四川綠電直連方案，征求意見！

12月9日，四川省發展和改革委員會發布《四川省有序推動綠電直連發展實施細則（征求意見稿）》。

文件提出，綠電直連項目，在符合國土空間規劃和相關管控規則的前提下，除萬卡集群算電融合項目外的綠電直連項目原則上不受地域限制，算電融合類綠電直連項目布局應符合《關于支持加快算電融合發展的實施意見》要求。

新增負荷可配套建設直連新能源項目，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，實現清潔能源替代。

鼓勵有降碳剛性需求的直接或間接出口外向型企業（主要指生產歐盟碳邊境調節機制法案（CBAM）和新電池法等國際綠色貿易壁壘涉及的產品且有出口需求的企業）利用周邊新能源資源探索開展存量負荷綠電直連。

文件提出，源荷匹配要求。綠電直連項目整體新能源年自發自用電量占總可用發電量的比例應不低于60%，占總用電量的比例應不低于30%，并不斷提高自發自用比例，2030年前不低于35%。

并網型綠電直連項目余電上網電量占總可用發電量的比例原則上不超過10%，其他地區原則上不超過20%執行。

詳情如下：

四川省有序推動綠電直連發展實施細則

（征求意見稿）

為進一步落實國家發展改革委、國家能源局《關于有序推動綠電直連發展有關事項的通知》（發改能源〔2025〕650號）（以下簡稱《通知》）相關規定，依據《中華人民共和國能源法》等法律法規和我省《關于支持加快算電融合發展的實施意見》（川發改能源〔2025〕186號）等政策規定，充分發揮我省清潔能源優勢，加快推動綠電直連發展和相關支持措施落地，制定本實施細則。

一、總則

（一）適用范圍。在四川省行政區域內開展綠電直連項目相關活動及監督管理，適用本實施細則。綠電直連電源為新增的風電、太陽能發電、生物質發電等新能源，不包括存量已并網的水電、風電、太陽能發電和生物質發電等電源以及已批復的統調統分電源。直連線路現階段是指電源向單一電力用戶供給綠電而直接連接的專用電力線路；在國家出臺相關政策前，暫不開展直連線路向多用戶供電項目。直連電源為分布式光伏的，按照《分布式光伏發電開發建設管理辦法》等政策執行。

（二）發展目標。綠電直連項目以滿足全省各類型企業綠色用能需求、提升新能源就近就地消納水平為目標，在不影響全省電力保供和電力發展規劃、法定供用電秩序、公共電網安全穩定運行、電力市場公平公正的前提下，按照“安全優先、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。在全省加快形成一批具有典型示范意義的綠電直連項目，為探索適合四川實際的綠電直連項目運行機理和經營模式積累經驗。

二、綠電直連項目基本要求

（三）綠電直連項目的布局要求及負荷條件。在符合國土空間規劃和相關管控規則的前提下，除萬卡集群算電融合項目外的綠電直連項目原則上不受地域限制，算電融合類綠電直連項目布局應符合《關于支持加快算電融合發展的實施意見》要求。新增負荷可配套建設直連新能源項目，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，實現清潔能源替代。鼓勵有降碳剛性需求的直接或間接出口外向型企業（主要指生產歐盟碳邊境調節機制法案（CBAM）和新電池法等國際綠色貿易壁壘涉及的產品且有出口需求的企業）利用周邊新能源資源探索開展存量負荷綠電直連。

（四）源荷匹配要求。綠電直連項目應結合用電負荷特性、規模，科學確定新能源電源、調節資源類型及規模。項目整體新能源年自發自用電量占總可用發電量的比例應不低于60%，占總用電量的比例應不低于30%，并不斷提高自發自用比例，2030年前不低于35%。我省電力現貨市場未連續運行前，綠電直連項目不允許向公共電網反送電；電力現貨市場連續運行后，可采取整體自發自用為主，余電上網為輔的模式。并網型綠電直連項目余電上網電量占總可用發電量的比例按照“三州一市”（阿壩州、甘孜州、涼山州、攀枝花市）原則上不超過10%，其他地區原則上不超過20%執行。其中，若綠電直連項目布局在電網送出受限斷面內，受限時期內余電不上網（受限斷面由電力調度主管部門確定并動態調整）。離網型綠電直連項目新能源與儲能配置應滿足負荷安全穩定用電需求。

（五）接入系統要求。并網型綠電直連項目接入公共電網電壓等級不超過220千伏，確有必要接入220千伏的，省能源局會同國家能源局四川監管辦組織電網企業、項目業主等開展電力系統安全風險專項評估，以確保電網安全穩定運行。原則上參與綠電直連的新能源電源與負荷直連線路長度不超過60千米。項目應嚴格落實《電力監控系統安全防護規定》相關要求，制定電力監控系統安全防護方案，按標準配置繼電保護、安全穩定控制裝置、自動化設備、通信設備等二次系統，內部各設施涉網性能應滿足相關標準，避免因自身原因影響電網安全穩定運行。并網型綠電直連項目應作為整體向公共電網申請接入，專線接入公共電網，接入點原則上不超過兩個，并與公共電網間形成清晰物理界面，電網企業應向滿足并網條件的綠電直連項目公平無歧視提供電網接入服務。

（六）并網調度要求。綠電直連項目的新能源發電項目豁免電力業務許可，另有規定除外。綠電直連項目應實現內部資源協同優化。并網型項目主責單位與公共電網簽訂供用電合同、購售電合同、并網調度協議，明確安全等責任。綠電直連項目整體及內部電源按照接入電壓等級和容量規模接受相應調度機構管理，按照為系統提供服務的類別接入新型電力負荷管理系統和電力調度自動化系統。考慮新能源送出具體情況，并網型項目發用電曲線可以由項目業主和調度機構共同協商確定，除發生影響公用系統安全穩定運行的突發情況外，調度機構應按照協商明確的發用電曲線下達項目調度計劃，不得隨意調整。項目內部資源應做到可觀、可測、可調、可控，并根據《電網運行準則》等向電力調度機構提供相關資料。項目各業務系統應嚴格執行《電力監控系統安全防護規定》，安裝網絡安全監測、隔離裝置等網絡安全設施，按要求向相關調度機構備案，接受調度機構開展的技術監督。當發生自然災害、設備故障等突發異常情況影響電力系統安全穩定運行時，綠電直連項目應接受電力調度機構統一指揮。

（七）安全管控要求。并網型綠電直連項目與公共電網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。綠電直連項目應嚴格落實各項安全生產管理措施，內部接入電源的涉網安全管理應嚴格落實《電網運行準則》《電力系統網源協調技術導則》等要求，保證安全穩定運行。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。鼓勵并網型綠電直連項目提升系統友好性，可參照《通知》增加靈活性調節措施，并確定項目最大負荷峰谷差率。

（八）規范計量要求。并網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進行電費結算。綠電直連項目應具備分表計量條件，在內部發電、廠用電、自發自用、儲能等關口安裝符合《電能計量裝置技術管理規程》且檢定合格的雙向計量裝置，計量數據應接入電網企業用電信息采集系統。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，須實現電源和負荷電量信息自動采集，并實現與四川電力交易平臺線上數據交互，雙方之間交易電量及上網電量應按照綠證和綠色電力交易有關規定執行。

（九）權責清晰。綠電直連項目應統籌考慮內部源荷特性、平衡能力、經濟收益、與公共電網交換功率等因素，自主合理申報并網容量，并與電網企業協商確定并網容量以外的供電責任和費用。電網企業應按照項目申報容量和有關協議履行供電責任。項目應調節內部發電和負荷，確保項目與公共電網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。

三、綠電直連項目價格及交易機制

（十）價格機制。綠電直連項目涉及的輸配電費、系統運行費、政策性交叉補貼等繳納執行《關于完善價格機制促進新能源發電就近消納的通知》（發改價格〔2025〕1192號）相關規定，各市（州）不得違反國家規定減免有關費用。“三州一市”（阿壩州、甘孜州、涼山州、攀枝花市）的綠電直連項目暫不執行尖峰電價政策。

（十一）交易機制。并網型綠電直連項目作為統一整體參與電力市場，享有平等的市場地位，按照《電力市場注冊基本規則》進行注冊，根據市場交易結果安排生產，并按照與公共電網的交換功率進行結算。項目用電時，應當直接參與市場交易，不得由電網企業代理購電，并按照下網電量承擔上網環節線損費用。并網型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。電力交易機構根據市場規則對相關市場主體出具結算依據。綠電直連項目配套儲能設施不能作為獨立主體參與輔助服務等電力市場，不得通過租賃方式配置或對外租賃盈利，但可以與綠電直連項目作為整體參與輔助服務等電力市場。

四、綠電直連項目管理方式

（十二）規劃管理。綠電直連項目應統籌納入省級或市（州）的能源電力專項規劃，確保綠電直連項目有序發展。直連風電和太陽能發電規模計入省級能源主管部門制定的新能源發電開發建設方案，用電負荷規模應有依據和支撐。直連線路、接入系統等按電壓等級同步納入省級或市（州）的能源電力等規劃，并與國土空間規劃相銜接。

（十三）整體實施方案編制。在符合省級或市（州）國土空間總體規劃前提下，各市（州）能源主管部門具體指導綠電直連項目業主，委托具有相應資質的咨詢單位編制包含直連電源、儲能配置、用電負荷、直連線路和接入公網系統的綠電直連項目整體實施方案。整體實施方案深度應達到接入系統設計有關要求，要以專門章節評估系統風險、用電安全、電能質量、計量采集和項目全壽命周期等內容，并提出具體技術措施。在整體實施方案中，要按照“以荷定源”的原則，經技術經濟比較后，根據直供負荷特性、用電量以及儲能規模合理確定直供新能源裝機規模。鼓勵依托國家能源創新平臺（含“賽馬爭先”類）開展相關新技術研究與示范。

（十四）整體實施方案申報和批復。綠電直連項目整體實施方案由各市（州）能源主管部門會同當地相關部門、市（州）電網企業進行初步評估，在送審前項目業主需按層級征求工業主管部門意見，落實并印證產業、負荷等相關情況。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議或合同能源管理協議，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議。整體實施方案的評估重點為根據當地新能源資源、電網接入方式等條件，對綠電直連項目業主提出的直供新能源規模進行統籌研究優化，直供新能源規模納入綠電直連項目整體實施方案（該直供新能源無需再單獨編制新能源項目實施方案），就近就地建設和消納，不得跨市（州）配置。評估后的整體實施方案必須經市（州）人民政府同意，再報送省能源局。省能源局委托第三方咨詢機構組織對整體實施方案開展評審和出具評審意見，并征求國家能源局四川監管辦和相關電網企業意見后批復項目實施方案，同步對綠電直連項目直供新能源項目法人進行審核確認并向省政府報備。針對算電融合類綠電直連項目，按照我省《關于支持加快算電融合發展的實施意見》規定安排新能源激勵配置規模給予投資綠電直連項目的企業（僅限一個投資主體，若電源和負荷不是同一投資主體，需由電源和負荷以協議形式約定其中一個投資主體獲取新能源激勵）。綠電直連項目的電源、負荷、儲能等應按照整體實施方案統一建設，同步投產；新能源激勵資源原則上在算電融合類綠電直連項目建成投產后一次性配置。考慮算力建設實際，對于確需分期開發的算電融合項目，參照我省《加快推進多能互補電源建設的激勵措施》，按對應規模占比可分期配置新能源激勵。

（十五）建設實施管理。綠電直連項目業主應按照《企業投資項目核準和備案管理辦法》等規定和行政審批權限，分類提出新能源、儲能和電網（包括直連線路、并網線路）等工程核準或備案申請，由省級或市（州）能源主管部門及時依法依規辦理核準或備案手續。綠電直連項目業主在獲得項目核準（備案）后，向電網企業提出電網接入申請，電網企業根據批復的綠電直連項目整體實施方案辦理接入手續。綠電直連項目主責單位承擔建設主體責任，積極推進項目建設，相關建設情況每季度向省能源局報備。并網型綠電直連項目建設完工后，及時開展驗收及并網接入相關工作。對已核準（備案）的綠電直連項目（需開展“窗口指導”的算電融合類項目除外）所配置的新能源，從核準（備案）之日起2年內未按規定開工的，取消并收回所有配置的新能源資源；對于需開展“窗口指導”的算電融合類綠電直連項目，通過國家“窗口指導”后2年內未按規定開工的，取消并收回所有配置的新能源資源。

（十六）監督管理。綠電直連項目對應的直供新能源不考核新能源利用率，不計入全省新能源利用率統計范圍，投資主體自行承擔棄電風險。省能源局負責引導綠電直連項目科學合理評估需求，避免出現實際運行與設計方案出現較大偏差、新能源消納不及預期等情況；做好項目管理和運行監測工作。電網企業、電力市場運營機構持續提升對項目接入電網、參與電力市場交易的技術支持能力和服務水平。電網企業應每月將并網型綠電直連項目輸配電費、系統運行費、政策性交叉補貼等等有關情況報告省級價格主管部門，將自發自用電量及比例、余電上網電量及比例報省級能源運行部門。國家能源局四川監管辦加強對綠電直連項目的監管，及時跟蹤監測轄區內項目建設與政策執行情況，積極推動各方按要求規范開展項目建設運行。

（十七）調整退出管理。綠電直連項目調節資源運行周期原則上不低于新能源項目全生命周期。堅決防止以綠電直連項目名義套取新能源資源，非不可抗力因素，在綠電直連整體實施方案明確的實施周期內，負荷原則上不一次性全部退出綠電直連。綠電直連項目業主自行承擔退出風險，受市場行情變化、產業政策調整等影響，若運行期內綠電直連的負荷、調節資源部分減少或中斷，應由屬地政府要求綠電直連項目業主重新引進新負荷；對減少的負荷在1年時間內無法完成等量新負荷補充的，由省級能源主管部門及時根據綠電直連項目整體實施方案以及負荷、調峰能力變動情況，確定應退出的直供新能源規模比例，按該比例對直供新能源退坡解列，解列后的直供新能源原則上不接入公共電網。

五、附則

本實施細則自公布之日起施行，由省發展改革委、省能源局負責解釋。如遇國家政策調整，與國家政策不一致的，按照國家政策執行。

來源：四川省發改委

特別聲明：轉載內容，是出于傳遞更多信息而非盈利之目的，不代表贊成其觀點或證實其描述，內容僅供參考。版權歸原作者所有，若有侵權，請聯系我們刪除。