重慶推動綠電直連發展有關事項征求意見

來源：市場資訊

（來源：IESPlaza綜合能源服務網）

3月30日，重慶市能源局關于公開征求《關于有序推動重慶市綠電直連發展有關事項的通知》意見的公告發布。

通知提出：

新增新能源項目可參與綠電直連；已開展建設但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存量新能源項目，在履行相應變更手續后開展綠電直連。原則上不支持已取得接入系統批復意見的新能源項目開展綠電直連，嚴禁以“綠電直連”名義為違規電廠轉正、將公用電廠轉為自備電廠。

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30千米，調節資源運行周期原則上不低于新能源項目全生命周期。

并網型綠電直連項目應按照“以荷定源”原則，科學確定新能源電源類型、裝機規模和儲能規模，支持“整體自發自用為主，余電上網為輔”模式。項目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年起不低于35%。上網電量占總可用發電量的比例不超過20%。其中，若綠電直連項目布局在電網送出受限斷面內，受限期間內余電不上網（受限斷面由電力調度主管部門確定并動態調整）。

原文如下：

重慶市能源局關于公開征求《關于有序推動重慶市綠電直連發展有關事項的通知》意見的公告

為貫徹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）、《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）要求，促進市內新能源實現更高水平的就近消納，市能源局結合我市實際，研究起草了《關于有序推動重慶市綠電直連發展有關事項的通知》，現向社會公開征求意見，時間為2026年3月30日至4月5日。歡迎相關單位和社會各界人士提出寶貴意見建議，具體可通過以下途徑書面反饋：

（一）電子郵件方式發送至：cqsnyj305@163.com。

（二）信函方式請寄至：重慶市兩江新區洪湖西路16號重慶市能源局電力處（401121）。

電子郵件或信函請注明“《關于有序推動重慶市綠電直連發展有關事項的通知》意見建議”字樣。感謝對我們工作的大力支持！

重慶市能源局

2026年3月30日

附件

關于有序推動重慶市綠電直連發展有關事項的通知

（公開征求意見稿）

為貫徹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）《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），促進新能源實現更高水平的就近消納，助力我市能源清潔低碳轉型、雙碳目標任務實現，結合我市實際，現就綠電直連發展有關事項通知如下。

一、總體要求

（一）適用范圍。本文所指綠電直連是指在重慶市范圍內風電、太陽能發電、生物質發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分為并網型和離網型。并網型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。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》《重慶市分布式光伏發電開發建設管理實施細則》等政策執行。采用直連線路向多用戶開展綠色電力直接供應的，以國家發展改革委、國家能源局另行出臺的規定為準。

（二）發展目標。綠電直連項目以滿足市內企業綠色用能需求、提升新能源就近就地消納水平為目標，在不影響全市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。

二、規范項目建設

（一）新增負荷。新增負荷可通過配套建設新能源項目實現綠電直連，不含存量負荷利用既有設備增容、遷址、過戶等，且不得與存量負荷產生直接電氣連接。

（二）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。足額清繳依據為稅務部門或電網企業出具的相關證明。新能源年發電量原則上不應大于燃煤燃氣自備電廠壓減電量（與前3年年均發電量相比）。臨時中斷供電可能造成人員傷亡或重大社會影響的負荷，應在采取足夠安全措施后才能參與綠電直連。鼓勵有降碳剛性需求的直接或間接出口外向型企業（主要產品需納入市生態環境部門制定的重點產品碳足跡管理目錄清單）利用周邊新能源資源探索開展存量負荷綠電直連。

（三）新增新能源項目。新增新能源項目可參與綠電直連；已開展建設但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存量新能源項目，在履行相應變更手續后開展綠電直連。原則上不支持已取得接入系統批復意見的新能源項目開展綠電直連，嚴禁以“綠電直連”名義為違規電廠轉正、將公用電廠轉為自備電廠。

三、做好項目謀劃

（一）編制項目方案。綠電直連項目應編制包含電源、負荷、直連線路和接入系統的整體化方案，以專門章節評估系統風險、用電安全、電能質量、經濟性等，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，由市能源局會同國家能源局華中監管局組織市電力公司、項目單位等開展電力系統安全風險專項評估。結合電網規劃發展和安全可靠運行需求，統籌開展綠電直連項目直連線路廊道研究，減少線路交叉跨越，確有跨越的應做好安全措施。未納入或不符合國土空間規劃的綠電直連項目，應在項目方案編制階段同步開展規劃選址論證工作，統籌項目與“三區三線”等國土空間規劃管控要素的關系。為便于新能源就近就地消納，統一協調電源、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區縣（自治縣，以下簡稱“區縣”）范圍內。特殊情況下，確需跨區縣范圍布局的，應開展專題評估認證。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30千米，調節資源運行周期原則上不低于新能源項目全生命周期。

（二）創新建設模式。綠電直連項目原則上由負荷主體作為主責單位。鼓勵民營企業在內的各類經營主體（不含電網企業）投資綠電直連項目。項目電源可由負荷主體投資，也可由發電企業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。項目中新能源發電項目豁免電力業務許可（另有規定除外），配置的新型儲能按照用戶側儲能管理。

（三）做好電源負荷適配。并網型綠電直連項目應按照“以荷定源”原則，科學確定新能源電源類型、裝機規模和儲能規模，支持“整體自發自用為主，余電上網為輔”模式。項目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年起不低于35%。上網電量占總可用發電量的比例不超過20%。其中，若綠電直連項目布局在電網送出受限斷面內，受限期間內余電不上網（受限斷面由電力調度主管部門確定并動態調整）。綠電直連項目的新能源利用率目標單獨設置，不納入全市新能源利用率統計，投資主體自行承擔棄電風險。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。項目投運首年總可用發電量按照實際運行天數與整年天數之比進行等比例折算。

四、加強運行管理

（一）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。

（二）做好電網接入。項目應按標準配置繼電保護、安全穩定控制裝置、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。項目應及時組織竣工驗收，并將竣工驗收報告報送市級能源主管部門和國家能源局華中監管局。項目并網前應向電網企業提交涉網安全試驗報告，電網企業應向滿足并網條件的項目公平無歧視提供電網接入服務。

（三）加強調度運行管理。綠電直連項目應實現內部資源協同優化。并網型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或電力調度自動化系統。除發生影響公用系統安全穩定運行的突發情況外，調度機構應按照項目自主安排的發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《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。電力系統需要時，并網型項目內部電源、儲能應合理調整運行方式向大電網提供支撐。

（四）厘清責任界面。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。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和有關協議履行供電責任。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。

（五）提升系統友好性。并網型綠電直連項目應通過合理配置儲能、挖掘負荷靈活調節潛力等方式，充分提升項目靈活性調節能力，盡可能減小系統調節壓力。項目規劃方案應合理確定項目最大的負荷峰谷差率，項目與公共電網交換功率的電力峰谷差率不高于方案規劃值。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。

五、交易與價格機制

（一）作為整體有序參與市場。并網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則》等有關規定進行注冊，原則上應作為整體參與電力市場交易，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。項目負荷參與市場交易后不得由電網企業代理購電，負荷企業上網電量按照重慶電力市場規則結算。項目電源和負荷不是同一投資主體的，也可分別注冊，以聚合形式按我市市場規則參與電力市場交易，項目電源和負荷自行約定損益分攤機制。參與綠電直連的新能源項目，其上網電量不納入可持續發展價格結算機制保障，不參與機制電價競價。綠電直連項目配套儲能設施可與綠電直連項目作為整體參與輔助服務等電力市場，不能作為獨立主體參與。

（二）合理繳納相關費用。綠電直連項目涉及的費用繳納執行國家發展改革委、國家能源局《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）及我市相關規定，不得違反規定減免有關費用。

（三）規范計量結算。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，在發電、廠用電、并網、自發自用、儲能等關口安裝符合DL/T 488標準的雙向計量裝置，準確計量各環節電量數據。參與電力市場的項目，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。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電量應按照綠證和綠色電力交易有關規定執行。

六、工作程序

（一）項目申報。綠電直連項目以負荷企業為主體進行申報，并按要求編制項目方案。由各區縣發展改革部門會同有關部門聯審后，于2026年6月30日前上報，后續視情況同年度新能源競爭性配置工作一并開展。

（二）項目審核。市能源局將按程序委托第三方機構對申報方案進行評估，在同步征求國家能源局華中監管局，市經濟信息、規劃自然資源、林業等部門，有關電網企業意見基礎上，印發年度綠電直連項目建設方案。

（三）項目建設。列入年度綠電直連項目建設方案的集中式風電、光伏、新型儲能、生物質發電項目、接入系統（電網企業負責部分）同步納入市級年度新能源開發建設方案和全市電力發展專項規劃，按照《重慶市企業投資項目核準和備案管理辦法（修訂）》開展項目核準（備案）；直連線路同步納入全市電力發展專項規劃，由區縣發展改革部門按程序核準。綠電直連項目的電源、負荷、儲能等應按照整體實施方案同步建設、同步投產。

（四）后評估和調整退出機制。綠電直連項目業主自行承擔受市場行情變化、產業政策調整等因素帶來的經濟風險，禁止以綠電直連項目名義套取新能源資源。納入建設方案的項目原則上不得變更建設內容、建設地點、項目業主等，若1年內未實現開工，將及時調出建設方案。對于運行期內綠電直連負荷減少或中斷的，綠電直連項目業主應重新引入新負荷，對于連續2年運行指標不滿足本文件要求的應主動申請部分解列或整體退出；運行期滿5年后，整體退出的項目可作為新增項目按程序申請參與當年度新能源競爭性配置，重新接入公共電網，并可作為增量項目參與機制電價競價。

七、加強組織保障

各區縣（自治縣）發展改革委要組織梳理本地綠電直連項目需求，結合資源稟賦等實際統籌做好項目謀劃，積極向民營企業推介，支持各類社會資本參與投資建設；要做好項目安全管理和運行監測工作，如遇重大情況，及時報告國家能源局華中監管局和市能源局。電網企業、重慶電力交易中心按照通知要求做好落實，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。

2．綠電直連項目申報表

附件1

綠電直連項目方案編制大綱

一、項目概況

（一）項目概況

說明項目名稱、建設地點、建設內容及規模（含負荷、電源、儲能、直連線路等），明確電源種類及負荷類型（存量/增量）。

（二）直連方式

明確項目負荷是否接入公共電網，說明直連方式（并網型或離網型），并網型項目說明直連線路接入點位與受電變壓器位置關系（低壓側或高壓側接入）。明確項目是否為“可靠性要求高、按要求需進行容量備份”的用電類型。提供項目內部網絡簡要圖示（主要線路與關鍵點位），展示直連線路接入點、用戶與電網產權分界點、變壓器、負荷等位置與連接關系。

（三）投資主體

按實施方案要求說明項目投資主體構成，投資建設模式，明確各方責任與權利。簡述負荷與電源（如有）企業基本信息、財務狀況、企業信用和總體能力等情況。有降碳剛性需求的出口外向型企業作為存量負荷申報綠電直連時，還需提供進出口經營權證明、審計報告海外營收及占比、海外客戶合約、降碳剛性需求等相關證明材料。

（四）建設必要性

從新能源生產與消費融合、企業綠色用能需求、降低用能成本、就近消納能力、源荷資源、電網接入條件等多方面分析項目實施的現實基礎與政策支撐。

二、項目建設方案

按照實施方案要求，統籌編制包含電源、負荷、儲能（如需）、直連線路和接入系統的整體化方案，明確項目全部電力需求及新能源生產、消費結構數據指標。分析電源與負荷的匹配性，核算項目年自發自用電量、上網電量、下網電量規模及比例、新能源利用率目標、靈活性調節范圍、最大的負荷峰谷差率等。

（一）電源建設方案

明確電源屬性（存量/增量）、電源類別（分布式光伏需注明）、裝機容量、項目是否納入市級建設計劃、是否完成電源項目業主優選、建成投產時序等。存量新能源項目需明確項目建設進展、接入系統與送出工程開展情況以及進行直連用戶理由。

（二）負荷建設方案

明確負荷屬性（存量/增量），以及投資規模、負荷規模、年用電量、用能時序與負荷強度，是否符合重點領域方向等。明確項目整體并網報裝容量。

（三）直連線路建設方案

提出直連線路的建設主體（明確負荷還是電源企業建設），明確線路路徑、電壓等級、產權劃分及安全距離，說明直連線路與既有線路的交叉跨越情況，盡量避免跨越公共設施，如確需跨越，應提出相應安全技術措施。

（四）接入系統建設方案

說明項目并網方案、計量方式、電網接口技術方案和責任界面劃分情況。

（五）儲能配置建設方案

根據項目情況，配置合理比例的儲能系統，增強系統柔性調節能力，滿足峰谷差、電能質量管理等要求。儲能應自行建設，不得作為獨立主體參與電力市場交易。

（六）源荷匹配及調節能力分析

分析電源與負荷的匹配性，形成發用電典型曲線。核算并明確電量比例是否符合要求：并網型項目自發自用比例應不低于項目總發電量的60%、總用電量的30%，2030年起不低于35%；上網電量占總可用發電量的比例上限不超過20%。具備合理的調節能力與儲能配置，明確峰谷調節水平及備用機制。項目方案合理確定項目最大的負荷峰谷差率，項目與公共電網交換功率的電力峰谷差率不高于方案規劃值。

（七）建設計劃

以“統一建設、同步投產”為目標，詳細列明項目電源、負荷、儲能及直連線路等內容的實施進度計劃。

三、項目實施條件分析

（一）電源建設條件

說明項目選址、接入條件、納規、備案或核準手續等辦理情況等。新建新能源需落實建設場址坐標、范圍等內容，排查用地敏感因素，提供環保、壓礦、文物、軍事等部門支持意見（上述如有）。

（二）負荷側實施條件

用電負荷規模有可靠的依據和支撐，說明負荷形成基礎及有關投資協議、能源管理制度落實情況。

（三）線路建設條件

涉及的用地、通道、安全性及與公共電網的交界等問題。

（四）儲能實施條件

儲能站址、技術路線、設備配置、運行方案及安全措施等。

四、安全評估

包括但不限于建設安全、系統風險、用電安全、電能質量等評估分析，并提出相應的具體技術措施。

五、投資估算及財務測算

明確電源、負荷、直連線路、儲能系統等各部分投資構成及總投資估算，開展財務內部收益率、投資回收期等指標分析，根據國家發展改革委相關價格文件及項目年用電規模，合理測算電力銷售單價及成本。

六、項目影響效果分析

綜合分析項目實施的綜合價值，包括但不限于經濟影響、社會影響、環境影響分析。

七、項目實施路徑及保障措施

明確項目投資主體職責、投建模式（如自投、合資、合同能源管理等）和風險控制機制。

八、申請單位承諾

針對申報材料真實性、限制性因素排查、開工和竣工時限等方面做出相關承諾。如有任何虛假，市能源局可終止審核認定。如因虛假材料引致法律責任，一概由申請單位承擔。

九、附件

1．項目投資主體工商營業執照、信用證明等。

2．負荷建設的核準（備案）文件或項目建設單位與地方政府簽署的框架協議，用地、環評、能評等支持性意見（如有）。

3．電源與線路建設環保、壓礦、文物、軍事設施等有關部門出具的支持性意見（如有）。

4．項目電源與負荷非同一投資主體的，提供電源項目業主與負荷企業的源荷購售電協議、合同能源管理協議、產權劃分與運行維護協議等。

5．存量負荷在已有燃煤燃氣自備電廠申報綠電直連，需提供稅務部門或電網企業出具的足額清繳可再生能源發展基金的相關證明等。出口外貿型企業其存量負荷申報綠電直連，需提供碳足跡核算等相關證明材料。

6．其他材料。

附件2