安徽推動綠電直連發展（征求意見稿）印發

3月19日，安徽省發改委發布《關于征求推動綠電直連發展有關事項通知（征求意見稿）》，其中提到，儲能設施參照用戶側儲能項目管理。附件《編制大綱》要求，根據項目情況合理確定儲能配置比例，分析配儲對于增強系統調節能力和滿足峰谷差率、電能質量管理要求等方面的作用。

綠電直連項目應嚴格按照確認的整體方案組織實施，確保源荷同步投產。項目包含的新能源項目、儲能設施和直連線路，分別按照同類項目建設有關規定加強管理。其中，集中式新能源項目納入全省年度開發建設規模，儲能設施參照用戶側儲能項目管理，直連線路、配套電網工程等按電壓等級納入省級或設區市相關規劃。

并網型項目應按照“以荷定源”原則合理確定新能源電源類型和裝機規模，充分發揮靈活調節能力，著力提升新能源利用率。項目整體新能源年自發自用電量占總可用發電量的比例不低于60%，占總用電量的比例不低于30%，2030年前不低于35%。上網電量占總可用發電量的比例不超過20%，在新能源消納困難時段，不應向公共電網反送電。

原文如下：

關于公開征求推動綠電直連發展有關事項通知（征求意見稿）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）要求，有序推進我省綠電直連項目建設，更好滿足企業綠色用能需求、提升新能源就近就地消納水平，省發展改革委（省能源局）組織編制了《關于征求推動綠電直連發展有關事項通知（征求意見稿）》，現予以公告并向社會公開征求意見。

本次征求意見的期限為一個月，歡迎社會各界人士于2026年4月15日前將意見建議發送至電子郵箱ahsnyj@163.com，并注明單位、個人及聯系方式。

感謝您的參與和支持！

關于推動綠電直連發展有關事項的通知

(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E20251650號)要求,有序推進我省綠電直連項目建設,更好滿足企業綠色用能需求、提升新能源就近就地消納水平、并為用戶降低用電成本提供更多選擇,現就有關事項通知如下:

一、 適用范圍

綠電直連是指新能源項目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。

（一）項目類型

綠電直連項目按照負荷是否接入公共電網分為并網型和離網型兩類。

1.并網型項目。項目的電源、用戶和線路等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。項目的電源、用戶和線路等均與公共電網無電氣連接,作為獨立系統開展運營。

(二)負荷范圍

1.新增負荷

(1)已取得相應批復(核準/備案)文件,但配套電網工程尚未開工項目的用電負荷;

(2)在同一產權范圍內擴建，與存量負荷不產生直接電氣連接，且具備獨立計量條件的用電負荷。

2.存量負荷

(1)已有燃煤燃氣自各電廠的企業,在足額清繳可再生能源發展基金前提下,可通過壓減自各電廠出力開展存量負荷綠電直連;

(2)有降碳剛性需求的出田外向型企業可開展存量負荷綠電直連;

(3)國家級及省級零碳園區內的企業、長三角算力樞紐節點數據中心項目以及我省重點支持產業領域內企業,可利用周邊新能源資源探索開展存量負荷綠電直連。

(三)電源范圍

尚未開展電網接入工程建設的新能源項目,在履行相應并網接入方案批復或變更手續后可開展綠電直連。直連電源為分布式光伏的,按《按照分布式光伏發電開發建設管理辦法》等政策執行,支持有條件的一般工商業分布式光伏和非自然人戶用光伏通過集中匯流向用戶專線供電。支持因消納受限等原因暫無接入條件的新能源項目探索開展綠電直連。

二、 有關要求

(一)整體方案合理。綠電直連項目應編制包括電源、負荷、儲能(若有)、直連線路和接入系統的整體化方案,合理確定建設內容與實施計劃,并以專門章節評估系統風險、用電安全、電能質量等,提出具體技術措施。整體方案應符合上地、環保、技術、安全、并網接入等要求,取得屬地縣級及以上政府部門和單位的支持性意見。負荷、電源原則上應在同一市域范圍內建設,確需跨市建設的應開展專題評估論證。

(二)投資邊界清晰。綠電直連項目原則上由負荷企業作為主責單位,項目電源及直連專線由負荷或發電企業投資,也可由雙方成立的合資公司投資。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、調度運行、安全維護、結算關系、違約責任等事項簽訂協議。鼓勵民營企業參與我省綠電直連項目投資建設。

(三)源荷匹配協調。并網型項目應按照“以荷定源”原則合理確定新能源電源類型和裝機規模，充分發揮靈活調節能力，著力提升新能源利用率。項目整體新能源年自發自用電量占總可用發電量的比例不低于60%，占總用電量的比例不低于30%，2030年前不低于35%。上網電量占總可用發電量的比例不超過20%，在新能源消納困難時段，不應向公共電網反送電。

(四)調度管理規范。并網型項目應嚴格執行《電力并網運行管理規定》等要求,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,并按照為系統提供服務的類別接入新型電力系統負荷管理系統或電力調度自動化系統,作為整體接受調度指令。項目應切實履行維護電力平衡、參與電網調峰和保障系統安全穩定運行的義務,接受調度機構依規開展的技術監督。

(五)整體參與市場。并網型項目原則上應作為整體參與電力市場交易,上網電量不納入新能源可持續發展價格結算機制。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。項目負荷不得由電網企業代理購電。

(六)合理繳納費用。綠電直連項目應按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,標準按照《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E2025〕1192號)執行。

(七)計量結算準確。并網型項目以項目接入點作為計量、結算參考點,由電網企業統一進行電費結算。項目應具各分表計量條件,原則上由電網企業在內部發電、廠用電、儲能等關口免費安裝雙向計量裝置計量相關數據,并將核準后的數據按月同步至安徽電力交易中心,作為綠電交易結算與綠證核發的依據。

三、 組織實施

(一)項目申報和評審

1.綠電直連項目主責單位牽頭編制整體方案,經所在設區市或省直管試點縣發展改革委初審后,轉報省能源局。

2.省能源局組織具各資質的第三方機構開展方案評審,必要時會同國家能源局華東監管局組織電網企業、項目單位等開展電力系統安全風險專項評估。

3.省能源局按照“成熟一個,實施一個”的原則,依據評審結果按程序復函確認。

(二)項目建設和投產

1.綠電直連項目應嚴格按照確認的整體方案組織實施,確保源荷同步投產。項目包含的新能源項目、儲能設施和直連線路,分別按照同類項目建設有關規定加強管理。其中,集中式新能源項目納入全省年度開發建設規模,儲能設施參照用戶側儲能項目管理,直連線路、配套電網工程等按電壓等級納入省級或設區市相關規劃。

2.綠電直連項目包含的新能源項目、儲能設施和直連線路開工建設前,應取得電網企業關于項目整體的接入系統方案書面回復意見。電網企業應向滿足并網條件的項目公平無歧視提供并網服務,及時開展配套電網工程建設。

3.綠電項目所屬設區市、省直管試點縣發展改革委應積極協調解決項目推進過程中的困難和問題并按月報送建設進度。項目建成后應及時組織竣工驗收。

4.項目建設過程中發生重大變化時,應及時報省能源局。省能源局視情況組織評估,具各條件的項目可繼續組織實施,不具各建設條件的項目應及時調整。

四、 運營管理

1.綠電直連項目的相關企業應嚴格落實安全主體責任,按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各故障以及各類安全風險,保證項目穩定運行。

2.各地應結合實際督促指導項目積極提升系統友好性和可靠性,不斷加強項目全生命周期運營管理,確保項目嚴格落實各項安全生產風險防控措施。

3.省電力公司按月采集并統計綠電直連項目的各項發用電數據及相關指標,按季度報送省能源局。電力市場運營機構要持續提升對項目參與電力市場交易的技術支持和服務水平。

4.省能源局對項目運營情況組織評估,對于新能源、用電負荷一方退出或項目連續四個季度運行指標不滿足相關要求的,自下一季度起視情停止項目向公共電網送電,并下達限期整改通知。限期內仍未完成整改的項目,終止項目實施資格,其電源項目可按照市場化方式重新申報納入全省年度新能源項目建設規模,電力用戶由電網企業供電并直接參與市場化交易。

附件：1.綠電直連項目建設方案編制大綱

2.綠電直連項目申報表附件（詳見原文）

附件1

綠電直連項目建設方案編制大綱

一、項目基本情況

(一)項目概況

包括項目名稱、項目類型(并網型或離網型)、投資主體、建設地點、建設內容及規模(包括電源、負荷、儲能、直連線路、接入工程)、投建模式(自投、合資、合同能源管理等)、投資規模等基本情況。

（二）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

(一)整體建設方案

按照“統一建設、同步投產”的原則統籌編制整體化方案,明確項目的建設計劃,包括電源、負荷、儲能及直連線路等開工和投運時間。新能源項目可根據負荷達產實際制定分期建設方案,原則上不早于對應的負荷項目投產。

（二）負荷建設方案

明確負荷屬性(存量/增量)、產業方向、投資規模,分析典型負荷曲線(年、月、日)、用電量規模、可調節可中斷能力等。新增負荷應完成核準(各案),簽訂有關投資協議并取得用地批復等必要手續。原有用電主體增容、銷戶新裝、更名過戶等情況均不作為新增負荷。已取得供電方案答復但配套電網工程尚未開工的負荷項目,應與電網企業協商一致。

（三）電源建設方案

明確新能源項目選址、主要設各選型等情況,提供自然資源、林業、生態環境、水利、軍事等涉及的部門支持意見。存量新能源項目需明確項目建設進展、電網接入工程開展情況等。一般工商業分布式光伏和非自然人戶用光伏開展綠電直連的,原則上應尚未取得電網接入意見。

（四）直連線路建設方案

明確直連線路的規劃路徑、電壓等級、連接關系、產權劃分及安全距離等要素,提供電力系統規劃拓撲圖。直連線路應盡量減少線路交叉跨越,確需跨越的應制定安全技術措施。

(五)接入系統方案

明確項目并網方案、接入公共電網容量、申報并網容量、電網接口技術方案、與公共電網責任界面劃分(包括與電網企業關于并網容量以外的供電責任和費用的協商情況)。項目申報應提供電網企業出具的初步電網接入意見。

（六）儲能設施建設方案

明確儲能設施站址、技術路線、主要設各選型、運行方案及安全措施等情況。根據項目情況合理確定儲能配置比例,分析配儲對于增強系統調節能力和滿足峰谷差率、電能質量管理要求等方面的作用。

（七）系統友好性分析

分析負荷項目的平均負荷率、系統源荷匹配性與調節能力,形成發用電典型曲線,明確最大負荷峰谷差率,核算發用電量比例是否符合有關要求。提出與公共電網交換功率的電力峰谷差率不高于方案規劃值的保障措施。

三、系統安全評估

評估系統風險、用電安全、電能質量等,并提出具體技術措施,制定并不斷完善應急處置措施和安全保障方案。

四、投資估算及財務測算

明確負荷、新能源項目、儲能設施、直連線路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。根據國家及我省相關價格政策測算項目穩定供應保障費用及內部電力生產消費成本。

五、經濟社會效益分析

分析項目實施的綜合價值,突出項目在促進企業綠色轉型、提升能源利用效率、推動區域經濟發展、促進生態環境改善等方面的積極作用。

六、保障措施

項目實施的組織保障、要素保障等措施。

七、申報單位承諾

針對申報材料真實性、嚴格按照方案落實建設內容、項目限制性因素排查、開工和竣工時限、承擔電力安全責任等方面做出相關承諾。因虛假材料引致的法律責任,由申報單位承擔。

八、附件

1.項目所在設區市或省直管試點縣發展改革委初審意見。

2.項目投資主體工商營業執照、信用證明等。

3.新增負荷各案(核準)文件、有關投資協議、用地批復等必要手續。

4.自然資源、林業、生態環境、水利、軍事等部門對相關項目選址的支持性意見。

5.新能源項目與負荷非同一投資主體的,提供雙方的綠色電力中長期協議或合同能源管理協議、各類設施產權劃分與運行維護協議等。

6.項目整體方案技術文本(包括接入方案、電力系統拓撲圖、繼電保護及二次系統配置等)。

7.存量負荷申報綠電直連項目的,需提供可再生能源發展基金足額清繳證明、降碳剛性需求證明、符合我省重點支持產業方向證明等支撐材料。

8.其他材料。