省发改委：加快推动绿电直连项目开发，促进新能源消纳水平提升

6月11日，陕西省发展和改革委员会发布《关于进一步推动绿电直连项目开发建设的通知》。文件明确：

申报范围：

负荷侧

1、支持新增负荷可配套建设新能源项目、存量负荷压减燃煤燃气自备电厂出力项目、有降碳刚性需求的出口外向型企业（及其上下游企业）存量负荷项目等三种类型配套建设新能源电源组成单用户或多用户绿电直连项目。

2、鼓励有绿色电力消费需求的新增、存量负荷项目（包括有绿色电力消费比例要求的企业、重点用能和碳排放企业、有降碳需求的出口外向型企业及其上下游企业等），均可利用周边新能源资源探索开展单用户或多用户绿电直连。其中，存量负荷中，单用户绿电直连项目可吸纳其他新建负荷，同时配套扩建新能源电源组成多用户绿电直连项目。

3、工业园区、零碳园区、增量配电网等的全部或部分负荷、新增或存量负荷项目均可因地制宜就近接入新能源，组成单用户或多用户绿电直连项目。

电源侧

1、支持在建、新建电源项目在履行相应变更手续后开展绿电直连申报。直连电源为分布式光伏的，可通过集中汇流方式开展单用户或多用户绿电直连，电源项目本体建设要求按照《分布式光伏发电开发建设管理办法》等政策执行。

2、对于因消纳受限等原因无法并网、电网接入工程尚未开工，以及与电网企业就切改方案、配套接网工程处置方案等达成一致意见的存量新能源项目，在履行相应变更手续后，可作为绿电直连项目配套新能源开展申报。

3、对已投运并网消纳新能源项目开展试点应用，试点模式分为四类：

一是已并网新能源接入国家级和省级零碳园区、增量配电网；

二是已并网新能源接入有较大降碳需求的省级重点新建项目；

三是已并网新能源与负荷为同一投资主体；

四是已并网新能源消纳受限比例较高项目。

相关项目在与电网企业就切改方案、配套接网工程处置方案等达成一致意见，并履行相应变更手续后，可作为绿电直连项目配套新能源开展申报。

消纳距离：

直连线路长度暂不做限制，项目应通过合理配置储能、提升集控管理能力、挖掘负荷灵活调节潜力、开展多能互补等方式，提升就近消纳能力。支持新能源开发资源不足的地市在与周边地市(省区)协商一致的情况下，依据发展需要开展跨地市(省区)绿电直连项目。跨地市(省区)绿电直连项目由相关地市能源主管部门联合组织申报。

源荷匹配：

项目按照“ 以荷定源” 原则合理规划新能源装机规模，年自发自用电量占总可用发电量的比例不低于60%，占总用电量的比例不低于 30%、2030 年前不低于 35%。项目新能源弃电不纳入新能源利用率统计。并网型项目应合理规划确定最大负荷峰谷差率，与公共电网交换功率的电力峰谷差率不高于规划值。为避免过度增加公共电网消纳压力，并网型项目投产运行后，年上网电量原则上不超过总可用发电量的20% 。在省级能源主管部门明确的新能源消纳困难时段，项目不得向公共电网反送电。

投资模式：

项目应由独立的主体作为项目主责单位；项目主责单位应具备法人资格，原则上由电源方与负荷方合资组建，多用户项目也可以由电源方或负荷方一方单独投资组建，园区模式的项目主责单位可由园区管委会或第三方机构（不含运营输电业务的公共电网企业）投资组建。项目连接线路、变电设施、储能及运营平台原则上由项目主责单位投资建设。项目主责单位应充分利用存量电力设施，在不影响与公共电网责任界面划分的前提下，可通过租赁等方式协商使用其他主体的存量电力设施；协商不成的，项目主责单位可自行建设相关设施。项目主责单位与电源、负荷等内部主体应就产权划分、运行维护、平衡责任、内部费用标准和结算、违约责任等事项签订协议。

建设实施：

项目应严格按照批复方案建设，投运前不得擅自转让或以其他方式变更投资主体、投资比例和相关权益。新增电源不得早于负荷投产，分期投产的项目应在申报材料中明确分期建设方案及投产计划，且每期电源的装机规模、投产时序均要与负荷相匹配。项目原则上应于2029 年 12 月 31  日前建成投产。新能源项目及直连线路工程应与负荷工程同步建成投产。

电网接入：

项目应按标准配置继电保护、安全稳定控制装置、通信设备等二次系统，内部各设施涉网性能应满足相关标准，避免因自身原因影响电网安全稳定运行。电网企业应向满足并网条件的项目公平无歧视提供电网接入服务。项目及其内部资源豁免电力业务许可，另有规定除外。

交易与价格机制：

1、市场参与方式

并网型项目按照《电力市场注册基本规则》以新型经营主体身份进行市场注册，内部主体也可分别注册；项目原则上应作为整体参与电力市场交易，由项目主责单位统一申报。项目不得由电网企业代理购电。

2、计量管理

项目应具备分表计量条件，由电网企业在项目内部各发电、厂用电、并网、内部各用户、储能等关口安装符合相关标准和有关部门认可的双向分时计量装置。禁止绕越各电能计量装置用电。并网型项目以项目与公共电网接入点作为计量、结算参考点，作为整体与公共电网进行电费结算。

3、项目内部管理

项目主责单位应与项目内部主体按照权责对等、公平分摊的原则签订协议，合理确定内部结算方式等内容，并考虑外部市场价格变化、负荷实际调节能力等因素定期协商调整。鼓励项目主责单位组织内部电源与负荷在协议约定的基础上，根据内部主体的调节能力及约定的补偿标准，优化内部运行方式，促进源荷协同运行。

4、价格机制

并网型项目应符合《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192 号）相关要求及省级相关政策。项目主责单位负责统一与公共电网结算电费。并网型和离网型项目应按现行政策缴纳政府性基金及附加。项目新能源发电量不纳入新能源可持续发展价格结算机制。

5、绿电溯源机制

并网型项目整体按照内部实际新能源发电量（含储能释放的项目新能源电量）扣减上网电量确定自发自用电量，形成项目整体绿电溯源结果。项目内部各用户可按照每个时段用电量占比确定自发自用电量，实现小时级新能源发用电量匹配。项目内部电源应在国家可再生能源发电项目信息管理平台建档立卡，电网企业原则上应根据计量数据计算绿电溯源结果，并按相关规定进行核对后，推送至国家绿证核发交易系统。项目自发自用电量对应绿证的核发、划转、核销等按照有关规定执行。

退出机制：

项目投产满三年后，因负荷发生重大变化导致无法持续运营的，项目投资主体可向省级能源主管部门提交终止绿电直连项目申请，经审批同意后准许终止。电源和负荷不是同一投资主体的项目申请终止时，须由双方共同发起。绿电直连项目获准终止后，其电源应重新办理接入系统手续，按照新建项目当年电价政策，重新纳入电力市场交易范畴。

项目申报：

绿电直连项目是同一投资主体的，由项目公司进行申报；不是同一投资主体的，由负荷企业牵头、会同电源企业联合申报。项目单位应编制包含电源、负荷、储能、直连线路和接入系统的整体化方案，以专门章节评估系统风险、用电安全、电能质量等，并提出具体技术措施。项目负荷规模应提供依据和支撑，新建的电源须明确建设场址坐标、范围等信息，排查用地敏感因素，提供自然资源、林业、环保、压矿、文物、军事等部门支持意见。

项目审批：

各市能源主管部门会同相关部门组织本地区绿电直连项目初审，对项目方案及支撑材料的真实性、合规性、完整性进行审查，将符合申报条件、具备技术可行性和经济性的项目申报材料于7 月 31  日前报送省能源局，申报材料（一式2 份、含电子版）。省能源局组织绿电直连项目评审，发文确认项目清单。

文件原文如下：