國家發(fā)展改革委 國家能源局關于有序推動綠電直連發(fā)展有關事項的通知
發(fā)改能源〔2025〕650號
各省、自治區(qū)、直轄市、新疆生產建設兵團發(fā)展改革委、能源局，北京市城市管理委員會，天津市工業(yè)和信息化局、遼寧省工業(yè)和信息化廳、上海市經濟和信息化委員會、重慶市經濟和信息化委員會、甘肅省工業(yè)和信息化廳，國家能源局各派出機構，國家電網(wǎng)有限公司、中國南方電網(wǎng)有限責任公司，有關中央企業(yè)：
為貫徹落實黨的二十屆三中全會精神和黨中央、國務院關于完善新能源消納和調控政策措施的決策部署，探索創(chuàng)新新能源生產和消費融合發(fā)展模式，促進新能源就近就地消納，更好滿足企業(yè)綠色用能需求，依據(jù)《中華人民共和國能源法》等有關法律法規(guī)，制定本通知。
一、總體要求
（一）適用范圍。本文所指的綠電直連是指風電、太陽能發(fā)電、生物質發(fā)電等新能源不直接接入公共電網(wǎng)，通過直連線路向單一電力用戶供給綠電，可實現(xiàn)供給電量清晰物理溯源的模式。其中，直連線路是指電源與電力用戶直接連接的專用電力線路。按照負荷是否接入公共電網(wǎng)分為并網(wǎng)型和離網(wǎng)型兩類。并網(wǎng)型項目作為整體接入公共電網(wǎng)，與公共電網(wǎng)形成清晰的物理界面與責任界面，電源應接入用戶和公共電網(wǎng)產權分界點的用戶側。直連電源為分布式光伏的，按照《分布式光伏發(fā)電開發(fā)建設管理辦法》等政策執(zhí)行。采用直連線路向多用戶開展綠色電力直接供應的，具體辦法由國家發(fā)展改革委、國家能源局另行規(guī)定。
（二）發(fā)展目標。綠電直連項目以滿足企業(yè)綠色用能需求、提升新能源就近就地消納水平為目標，按照安全優(yōu)先、綠色友好、權責對等、源荷匹配原則建設運行，公平合理承擔安全責任、經濟責任與社會責任。
二、加強規(guī)劃引導
（三）規(guī)范項目建設。新增負荷可配套建設新能源項目。存量負荷在已有燃煤燃氣自備電廠足額清繳可再生能源發(fā)展基金的前提下開展綠電直連，通過壓減自備電廠出力，實現(xiàn)清潔能源替代。有降碳剛性需求的出口外向型企業(yè)利用周邊新能源資源探索開展存量負荷綠電直連。支持尚未開展電網(wǎng)接入工程建設或因新能源消納受限等原因無法并網(wǎng)的新能源項目，在履行相應變更手續(xù)后開展綠電直連。
（四）加強規(guī)劃統(tǒng)籌。省級能源主管部門應加強對綠電直連項目的統(tǒng)籌規(guī)劃，確保綠電直連模式有序發(fā)展。項目風電和太陽能發(fā)電規(guī)模計入省級能源主管部門制定的新能源發(fā)電開發(fā)建設方案，用電負荷規(guī)模應有依據(jù)和支撐，直連線路、接入系統(tǒng)等按電壓等級納入省級或城市的能源電力和國土空間等規(guī)劃，并按《企業(yè)投資項目核準和備案管理辦法》等規(guī)定進行備案。直連線路應盡量減少線路交叉跨越，確需跨越的應做好安全措施。項目應編制包含電源、負荷、直連線路和接入系統(tǒng)的整體化方案，以專門章節(jié)評估系統(tǒng)風險、用電安全、電能質量等，并提出具體技術措施。項目接入電壓等級不超過220（330）千伏；確有必要接入220（330）千伏的，應由省級能源主管部門會同國家能源局派出機構組織電網(wǎng)企業(yè)、項目單位等開展電力系統(tǒng)安全風險專項評估，確保電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行。項目應按照整體化方案統(tǒng)一建設，同步投產。
（五）鼓勵模式創(chuàng)新。綠電直連項目原則上由負荷作為主責單位。包括民營企業(yè)在內的各類經營主體（不含電網(wǎng)企業(yè)）可投資綠電直連項目。項目電源可由負荷投資，也可由發(fā)電企業(yè)或雙方成立的合資公司投資，直連專線原則上應由負荷、電源主體投資。項目電源和負荷不是同一投資主體的，應簽訂多年期購電協(xié)議或合同能源管理協(xié)議，并就電力設施建設、產權劃分、運行維護、調度運行、結算關系、違約責任等事項簽訂協(xié)議。項目中新能源發(fā)電項目豁免電力業(yè)務許可，另有規(guī)定除外。
（六）做好源荷匹配。并網(wǎng)型項目應按照“以荷定源”原則科學確定新能源電源類型和裝機規(guī)?！，F(xiàn)貨市場連續(xù)運行地區(qū)可采取整體自發(fā)自用為主，余電上網(wǎng)為輔的模式；現(xiàn)貨市場未連續(xù)運行地區(qū)，不允許向公共電網(wǎng)反送。項目整體新能源年自發(fā)自用電量占總可用發(fā)電量的比例應不低于60%，占總用電量的比例應不低于30%，并不斷提高自發(fā)自用比例，2030年前不低于35%。上網(wǎng)電量占總可用發(fā)電量的比例上限由各省級能源主管部門結合實際確定，一般不超過20%。各地可結合項目建設方案中自發(fā)自用、上網(wǎng)電量比例和源荷匹配、調節(jié)能力等信息，合理設置新能源利用率目標。
三、加強運行管理
（七）加強安全管理。綠電直連項目應嚴格落實各項安全生產管理措施，保證安全穩(wěn)定運行。項目應及時開展風險管控及隱患排查治理，深入評估并及時消除項目內部設備故障以及各類安全風險，不斷增強可靠性。
（八）做好電網(wǎng)接入。項目應按標準配置繼電保護、安全穩(wěn)定控制裝置、通信設備等二次系統(tǒng)，內部各設施涉網(wǎng)性能應滿足相關標準，避免因自身原因影響電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行。項目應及時組織竣工驗收，并將竣工驗收報告報送省級能源主管部門和國家能源局派出機構。電網(wǎng)企業(yè)應向滿足并網(wǎng)條件的項目公平無歧視提供電網(wǎng)接入服務。
（九）加強調度運行管理。綠電直連項目應實現(xiàn)內部資源協(xié)同優(yōu)化。并網(wǎng)型項目整體及內部電源按照接入電壓等級和容量規(guī)模接受相應調度機構管理，按照為系統(tǒng)提供服務的類別接入新型電力負荷管理系統(tǒng)或電力調度自動化系統(tǒng)。除發(fā)生影響公用系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的突發(fā)情況外，調度機構應按照項目自主安排的發(fā)用電曲線下達調度計劃。項目內部資源應做到可觀、可測、可調、可控，并根據(jù)《電網(wǎng)運行準則》等向電力調度機構提供相關資料。項目各業(yè)務系統(tǒng)應嚴格執(zhí)行《電力監(jiān)控系統(tǒng)安全防護規(guī)定》，安裝網(wǎng)絡安全監(jiān)測、隔離裝置等網(wǎng)絡安全設施，按要求向相關調度機構備案，接受調度機構開展的技術監(jiān)督。
（十）厘清責任界面。并網(wǎng)型綠電直連項目與公共電網(wǎng)按產權分界點形成清晰明確的安全責任界面，各自在安全責任界面內履行相應電力安全風險管控責任。項目應統(tǒng)籌考慮內部源荷特性、平衡能力、經濟收益、與公共電網(wǎng)交換功率等因素，自主合理申報并網(wǎng)容量，并與電網(wǎng)企業(yè)協(xié)商確定并網(wǎng)容量以外的供電責任和費用。電網(wǎng)企業(yè)應按照項目申報容量和有關協(xié)議履行供電責任。項目應調節(jié)內部發(fā)電和負荷，確保項目與公共電網(wǎng)的交換功率不超過申報容量，自行承擔由于自身原因造成供電中斷的相關責任。
（十一）鼓勵提升系統(tǒng)友好性。并網(wǎng)型綠電直連項目應通過合理配置儲能、挖掘負荷靈活調節(jié)潛力等方式，充分提升項目靈活性調節(jié)能力，盡可能減小系統(tǒng)調節(jié)壓力。項目規(guī)劃方案應合理確定項目最大的負荷峰谷差率，項目與公共電網(wǎng)交換功率的電力峰谷差率不高于方案規(guī)劃值。在新能源消納困難時段，項目不應向公共電網(wǎng)反送電。項目應按照有關管理要求和技術標準做好無功和電能質量管理。
四、交易與價格機制
（十二）作為整體參與市場。并網(wǎng)型綠電直連項目享有平等的市場地位，按照《電力市場注冊基本規(guī)則》進行注冊，原則上應作為整體參與電力市場交易，根據(jù)市場交易結果安排生產，并按照與公共電網(wǎng)的交換功率進行結算。項目負荷不得由電網(wǎng)企業(yè)代理購電。項目電源和負荷不是同一投資主體的，也可分別注冊，以聚合形式參與電力市場交易。
（十三）合理繳納相關費用。綠電直連項目應按國務院價格、財政主管部門相關規(guī)定繳納輸配電費、系統(tǒng)運行費用、政策性交叉補貼、政府性基金及附加等費用。各地不得違反國家規(guī)定減免有關費用。
（十四）規(guī)范計量結算。并網(wǎng)型綠電直連項目以項目接入點作為計量、結算參考點，作為整體與公共電網(wǎng)進行電費結算。項目應具備分表計量條件，在內部發(fā)電、廠用電、自發(fā)自用、儲能等關口安裝符合相關標準和有關部門認可的雙向計量裝置。禁止繞越裝設的各電能計量裝置用電。項目電源和負荷不是同一投資主體的，雙方之間交易電量及上網(wǎng)電量應按照綠證和綠色電力交易有關規(guī)定執(zhí)行。
五、加強組織保障
國家發(fā)展改革委、國家能源局加強對綠電直連模式的指導，及時評估成效，確保工作平穩(wěn)推進，同時加強對其他綠色電源開展直連的研究。國家能源局各派出機構應加強監(jiān)管，及時跟蹤監(jiān)測轄區(qū)內項目建設與政策執(zhí)行情況，積極推動各方按要求規(guī)范開展項目建設運行。省級能源主管部門應基于本省電力供需形勢、消納條件等實際情況，進一步細化就近就地消納距離、上網(wǎng)電量比例、退出機制等具體要求，引導項目科學合理評估需求，避免出現(xiàn)實際運行與設計方案出現(xiàn)較大偏差、新能源消納不及預期等情況；組織梳理本地綠電直連項目需求，積極向民營企業(yè)推介，支持民資等參與投資建設；做好項目管理和運行監(jiān)測工作，組織具備資質的第三方機構開展方案評審，充分聽取電網(wǎng)企業(yè)、國家能源局派出機構等意見，推動綠電直連模式有序發(fā)展。電網(wǎng)企業(yè)、電力市場運營機構按照通知要求做好落實，持續(xù)提升對項目接入電網(wǎng)、參與電力市場交易的技術支持能力和服務水平。
國家發(fā)展改革委
國 家 能 源 局
2025年5月21日
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