近日，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《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），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。

文件提到，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，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。

規(guī)劃項目建設。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。

加強規(guī)劃統(tǒng)籌。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。

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。

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(guī)?！，F貨市場連續(xù)運行地區(qū)可采取整體自發(fā)自用為主，余電上網為輔的模式；現貨市場未連續(xù)運行地區(qū)，不允許向公共電網反送。

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。

在加強運行管理方面，《通知》要求，鼓勵提升系統(tǒng)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(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。

在交易與價格機制方面，《通知》明確，作為整體參與電力市場。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(guī)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(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。

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。

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。