浙江發(fā)布綠電直連方案！鼓勵民企投資

1月14日，浙江省發(fā)展和改革委員會、浙江省能源局發(fā)布關于推動綠電直連發(fā)展有關事項的通知。通知指出：

鼓勵建設模式創(chuàng)新，綠電直連項目原則上由負荷主體作為主責單位。鼓勵民營企業(yè)在內的各類經營主體（不含電網企業(yè)）投資綠電直連項目。項目電源可由負荷主體投資，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。

并網型項目應按照“以荷定源”原則，科學確定新能源電源類型、裝機規(guī)模和儲能規(guī)模，支持“整體自發(fā)自用為主，余電上網為輔”模式。項目新能源年自發(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%，2030年起新增項目不低于35%。上網電量占總可用發(fā)電量的比例不超過20%。綠電直連項目的新能源利用率目標單獨設置，不納入全省新能源利用率統(tǒng)計。

鼓勵并網型綠電直連項目通過在項目內部配置儲能、挖掘負荷靈活調節(jié)潛力等方式，提升項目靈活性調節(jié)能力，減小系統(tǒng)調節(jié)壓力。

綠電直連項目按照電源負荷適配原則，設定年上下網電量上限，上網電量上限為總可用發(fā)電量的20%；下網電量上限為總可用發(fā)電量的234%，并逐年下降，2030年起新增項目不超過186%；電網企業(yè)每月電費結算時核算項目年累計上下網電量，如超過限值，則當年次月起至年底停止該項目向電網上送或從電網下載電量。

詳情如下：

浙江省發(fā)展和改革委員會 浙江省能源局關于推動綠電直連發(fā)展有關事項的通知

各設區(qū)市發(fā)展改革委、寧波市能源局，省電力公司：

根據(jù)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），結合我省實際，制定本通知。

一、適用范圍

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，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。直連電源為分布式光伏的，大型工商業(yè)分布式光伏與用戶開展專線供電，一般工商業(yè)光伏和戶用非自然人光伏可作為集中式光伏項目通過集中匯流形式向用戶專線供電，用戶與分布式光伏發(fā)電項目投資方需為同一法人主體。

（一）直連方式

1.并網型項目。綠電直連項目作為整體接入公共電網，與公共電網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產權分界點的用戶側。

2.離網型項目。綠電直連項目的電源、用戶和線路均與公共電網無電氣連接，作為獨立系統(tǒng)開展運營。

（二）項目類型

1.新增負荷、有降碳剛性需求的出口外向型企業(yè)的存量負荷可利用周邊新能源資源配套建設新能源項目實現(xiàn)綠電直連。重點支持綠色用能需求大、負荷調節(jié)能力強、源荷匹配好的產業(yè)項目。新增負荷不含存量負荷增容、遷址、過戶等。已報裝但供電方案尚未答復或配套電網工程尚未批復立項的用電項目可作為新增負荷。新增負荷與存量負荷原則上不產生直接電氣連接。

2.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。臨時中斷供電可能造成人員傷亡或重大社會影響的負荷，不參與綠電直連。

3.尚未開展電網接入工程建設或因新能源消納受限等原因無法并網的新能源項目，在履行相應變更手續(xù)后開展綠電直連。已取得接入系統(tǒng)批復意見的原則上不予支持。嚴禁以“綠電直連”名義為違規(guī)電廠轉正、將公用電廠轉為自備電廠。

二、有關要求

（三）做好整體方案編制

綠電直連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220千伏；確有必要接入220千伏的，由省發(fā)展改革委（省能源局）會同浙江能源監(jiān)管辦組織省電力公司、項目單位等開展電力系統(tǒng)安全風險專項評估。結合電網規(guī)劃發(fā)展和安全可靠運行需求，統(tǒng)籌開展綠電直連項目直連線路（或預留廊道）規(guī)劃，減少線路交叉跨越，確有跨越的應做好安全措施。

（四）鼓勵建設模式創(chuàng)新

綠電直連項目原則上由負荷主體作為主責單位。鼓勵民營企業(yè)在內的各類經營主體（不含電網企業(yè)）投資綠電直連項目。項目電源可由負荷主體投資，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。項目電源和負荷主體不是同一投資主體的，應在申報前簽訂多年期購電協(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）。綠電直連項目接網工程按照省發(fā)展改革委 等部門《關于進一步明確電力接入工程費用分擔機制有關事項的通知》（浙發(fā)改價格〔2021〕437號）劃分投資界面。

（五）做好電源負荷適配

并網型項目應按照“以荷定源”原則，科學確定新能源電源類型、裝機規(guī)模和儲能規(guī)模，支持“整體自發(fā)自用為主，余電上網為輔”模式。項目新能源年自發(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%，2030年起新增項目不低于35%。上網電量占總可用發(fā)電量的比例不超過20%。綠電直連項目的新能源利用率目標單獨設置，不納入全省新能源利用率統(tǒng)計。

總可用發(fā)電量=∑不同類型新能源裝機容量（交流側）×該類型新能源年發(fā)電利用小時數(shù)標桿

若項目投運首年運行天數(shù)未滿整年，則首年總可用發(fā)電量按照實際運行天數(shù)與整年天數(shù)之比進行等比例折算。

（六）提升系統(tǒng)友好性能

鼓勵并網型綠電直連項目通過在項目內部配置儲能、挖掘負荷靈活調節(jié)潛力等方式，提升項目靈活性調節(jié)能力，減小系統(tǒng)調節(jié)壓力。項目建設方案應明確項目最大負荷峰谷差率，項目與公共電網交換功率的電力峰谷差率不高于方案值。在新能源消納困難時段，項目不應向公共電網反送電。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，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)，內部各設施涉網性能應滿足相關標準，并做好必要的應急預案，避免因自身原因影響電網安全穩(wěn)定運行。并網型項目的涉網安全管理，按照浙江能源監(jiān)管辦 浙江省能源局《關于進一步提升浙江省新能源和新型并網主體涉網安全能力的通知》（浙監(jiān)能安全〔2025〕9號）執(zhí)行。

（七）明晰各方責任邊界

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，各相關主體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、與公共電網交換功率等因素，合理申報并網容量。電網企業(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。

（八）加強安全運行管理

項目主責方應嚴格落實各項安全生產管理措施，保證安全穩(wěn)定運行。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。并網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，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)《電網運行準則》等向電力調度機構提供相關數(shù)據(jù)資料。項目應嚴格執(zhí)行《電力監(jiān)控系統(tǒng)安全防護規(guī)定》，安裝網絡安全監(jiān)測、隔離裝置等安全設施，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。電力系統(tǒng)需要時，并網型項目內部電源、儲能應按調度要求運行，作為應急電源向大電網提供支撐。

（九）整體有序參與市場

并網型項目應在投產后1個月內按照《電力市場注冊基本規(guī)則》等有關規(guī)定以負荷企業(yè)作為主體完成注冊，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，并按照與公共電網的交換功率進行結算。項目負荷參與市場交易后不得由電網企業(yè)代理購電，負荷企業(yè)用網電量按照浙江電力市場規(guī)則結算。未在投產后1個月內注冊并參與市場交易的，上網電量暫不予以結算，待完成注冊并參與市場交易后按照同類型機組現(xiàn)貨實時均價進行結算。參與綠電直連的新能源項目，其上網電量不納入可持續(xù)發(fā)展價格結算機制保障，不參與機制電價競價。

（十）合規(guī)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、上網環(huán)節(jié)線損、系統(tǒng)運行費、政府性基金及附加等費用，具體繳納標準按照國家發(fā)展改革委 國家能源局《關于完善價格機制促進新能源發(fā)電就近消納的通知》（發(fā)改價格〔2025〕1192號）和省級價格主管部門有關政策執(zhí)行。

（十一）規(guī)范計量結算

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。項目應具備分表計量條件，由電網企業(yè)在發(fā)電、廠用電、并網、儲能等關口安裝符合DL/T 448《電能計量裝置技術管理規(guī)程》的計量裝置，準確計量各環(huán)節(jié)電量數(shù)據(jù)。參與市場的項目，關口計量裝置應具備相應的分時計量、遠程采抄等功能。禁止繞越裝設的各電能計量裝置用電。

三、組織實施

（十二）項目申報

綠電直連項目以負荷企業(yè)為主體進行申報。為便于新能源就近就地消納，統(tǒng)一協(xié)調電源、負荷及直連線路的投資審批、核準和備案工作，負荷、電源布局原則上在同一設區(qū)市行政區(qū)域范圍內，由各設區(qū)市能源主管部門會同經信、自然資源、商務等主管部門及當?shù)仉娋W企業(yè)，統(tǒng)籌地方能源、國土空間與區(qū)域電力廊道規(guī)劃，結合企業(yè)降碳剛性需求，對企業(yè)申報方案進行聯(lián)審。跨設區(qū)市的綠電直連項目由負荷所在市牽頭會同電源所在市進行聯(lián)審。通過聯(lián)審的項目由設區(qū)市能源主管部門印發(fā)各市綠電直連項目建設計劃組織實施（跨設區(qū)市項目由相關市聯(lián)合印發(fā)實施）并將建設計劃、項目方案和聯(lián)審意見報省發(fā)展改革委（省能源局）備案。接入電壓等級為220千伏的項目需由省發(fā)展改革委（省能源局）會同浙江能源監(jiān)管辦組織電網企業(yè)、項目單位開展電力系統(tǒng)安全風險專項評估，確保電網安全穩(wěn)定運行。

（十三）項目建設

列入綠電直連建設計劃的集中式光伏項目視作納入集中式光伏年度建設計劃；新型儲能項目參照用戶側項目管理，視作納入各設區(qū)市年度建設計劃；直連線路、接入系統(tǒng)等按電壓等級納入省級或設區(qū)市相關規(guī)劃。項目向電網企業(yè)報送并網申請，接入方案通過后，項目業(yè)主開展新能源電源與直連線路建設，電網企業(yè)開展配套電網工程建設，項目按整體方案統(tǒng)一建設，同步投產。

（十四）后評估和調整退出機制

綠電直連項目按照電源負荷適配原則，設定年上下網電量上限，上網電量上限為總可用發(fā)電量的20%；下網電量上限為總可用發(fā)電量的234%，并逐年下降，2030年起新增項目不超過186%；電網企業(yè)每月電費結算時核算項目年累計上下網電量，如超過限值，則當年次月起至年底停止該項目向電網上送或從電網下載電量。設區(qū)市能源主管部門會同電網企業(yè)建立跟蹤指導和評估機制，對建設期項目定期調度建設進度，對運營期項目每年1月底前完成上年度項目運行評估，3項電量比例指標應滿足本文件要求，項目與公共電網交換功率的電力峰谷差率不高于建設方案值，5年內累計3年上述運行指標不滿足要求的應主動申請解列。對于項目建設內容變更或擬退出運營的，在每年組織項目申報時提出退出申請，經設區(qū)市能源主管部門審核同意后，在建設計劃中予以調整；對納入建設計劃1年仍未開工的項目，及時調出建設計劃。退出運營的項目，其直連電源在設區(qū)市、電網企業(yè)落實接入條件后可重新申報建設計劃，重新接入公共電網，并可作為增量項目參與機制電價競價，機制電價執(zhí)行期限的起始時間為直連項目電源首次發(fā)電時間。

附件：1.綠電直連項目方案編制大綱

2.綠電直連項目申報表

浙江省發(fā)展和改革委員會 浙江省能源局

2026年1月9日

來源：浙江省發(fā)展和改革委員會

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