各省、自治區、直轄市、新疆生產建設兵團發展改革委、能源局，北京市城市管理委員會，天津市工業和信息化局、遼寧省工業和信息化廳、上海市經濟和信息化委員會、重慶市經濟和信息化委員會、甘肅省工業和信息化廳，國家能源局各派出機構，國家電網有限公司、中國南方電網有限責任公司，有關中央企業：
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，探索創新新能源生產和消費融合發展模式，促進新能源就近就地消納，更好滿足企業綠色用能需求，依據《中華人民共和國能源法》等有關法律法規，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兩類。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》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，具體辦法由國家發展改革委、國家能源局另行規定。
（二）發展目標。綠電直連項目以滿足企業綠色用能需求、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、加強規劃引導
（三）規范項目建設。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。有降碳剛性需求的出口外向型企業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后開展綠電直連。
（四）加強規劃統籌。省級能源主管部門應加強對綠電直連項目的統籌規劃，確保綠電直連模式有序發展。項目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納入省級或城市的能源電力和國土空間等規劃，并按《企業投資項目核準和備案管理辦法》等規定進行備案。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企業、項目單位等開展電力系統安全風險專項評估，確保電網安全穩定運行。項目應按照整體化方案統一建設，同步投產。
（五）鼓勵模式創新。綠電直連項目原則上由負荷作為主責單位。包括民營企業在內的各類經營主體（不含電網企業）可投資綠電直連項目。項目電源可由負荷投資，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。項目中新能源發電項目豁免電力業務許可，另有規定除外。
（六）做好源荷匹配。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和裝機規模。現貨市場連續運行地區可采取整體自發自用為主，余電上網為輔的模式；現貨市場未連續運行地區，不允許向公共電網反送。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%。上網電量占總可用發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自用、上網電量比例和源荷匹配、調節能力等信息，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省級能源主管部門和國家能源局派出機構。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。
（九）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。
（十）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。
四、交易與價格機制
（十二）作為整體參與市場。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》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。項目負荷不得由電網企業代理購電。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定繳納輸配電費、系統運行費用、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定減免有關費用。
（十四）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，在內部發電、廠用電、自發自用、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電量應按照綠證和綠色電力交易有關規定執行。
五、加強組織保障
國家發展改革委、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。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；組織梳理本地綠電直連項目需求，積極向民營企業推介，支持民資等參與投資建設；做好項目管理和運行監測工作，組織具備資質的第三方機構開展方案評審，充分聽取電網企業、國家能源局派出機構等意見，推動綠電直連模式有序發展。電網企業、電力市場運營機構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。
國家發展改革委
國家能源局
2025年5月21日
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