10月31日，浙江省发展和改革委员会发布关于公开征求《关于推动浙江省绿电直连发展有关事项的通知（征求意见稿）》意见的通知。

文件提出，新增负荷可通过配套建设新能源项目实现绿电直连。重点支持有机硅、硅光伏、新能源电池、新能源汽车、风电制造、氢能、数据中心、集成电路、生物制药等绿色用能需求大的企业，优先支持负荷调节能力强、源荷匹配较好的产业项目。新增负荷不含存量负荷增容、迁址、过户等。已报装但供电方案尚未答复或配套电网工程尚未批复立项的用电项目可作为新增负荷。新增负荷与存量负荷原则上不产生直接电气连接。

列入绿电直连建设计划的集中式光伏项目视作纳入集中式光伏年度建设计划；新型储能项目视作纳入各设区市年度建设计划；直连线路、接入系统等按电压等级纳入省级或设区市相关规划。项目向电网企业报送并网申请，接入方案通过后，项目业主开展新能源电源与直连线路建设，电网企业开展配套电网工程建设，项目按整体方案统一建设，同步投产。

有降碳刚性需求的出口外向型企业其存量负荷可利用周边新能源资源探索开展绿电直连。

尚未开展电网接入工程建设或因新能源消纳受限等原因无法并网的新能源项目，在履行相应变更手续后开展绿电直连。已取得接入系统批复意见的原则上不予支持。严禁以“绿电直连”名义为违规电厂转正、将公用电厂转为自备电厂。

并网型项目应在投产后1个月内按照《电力市场注册基本规则》等有关规定以负荷企业作为主体完成注册，原则上应作为整体参与电力市场交易，根据市场交易结果安排生产，并按照与公共电网的交换功率进行结算。项目负荷参与市场交易后不得由电网企业代理购电，负荷企业用网电量按照浙江电力市场规则结算。项目电源和负荷不是同一投资主体的，也可分别注册，以聚合形式按浙江省市场规则参与电力市场交易，项目电源和负荷可自行约定损益分摊机制。参与绿电直连的新能源项目，其上网电量不纳入可持续发展价格结算机制保障，不参与机制电价竞价。

详情如下：

关于公开征求《关于推动浙江省绿电直连发展有关事项的通知（征求意见稿）》意见的通知

为进一步贯彻落实国家发展改革委、国家能源局《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650号）要求，推动我省绿电直连高质量发展，省发展改革委（省能源局）会同浙江能源监管办起草了《关于推动浙江省绿电直连发展有关事项的通知（征求意见稿）》，现公开征求社会意见，征求意见时间为2025年10月31日至11月14日。如有意见建议，请以电子邮件或信函方式反馈至省能源局新能源处，并注明“浙江省绿电直连发展有关事项反馈意见建议”字样。

联系人：杜国伟；联系电话：0571-87052582；

电子邮件：zjnyjxnyc@163.com；

邮寄地址：浙江省杭州市西湖区省府路8号；邮编：310025。

企事业单位反馈意见，请注明单位名称、组织代码、联系人、联系方式。个人反馈意见，请注明姓名、身份证号、联系方式。

附件：关于推动浙江省绿电直连发展有关事项的通知（征求意见稿）

浙江省发展和改革委员会

2025年10月31日

关于推动浙江省绿电直连发展有关事项的通知

（征求意见稿）

省电力公司，各设区市发展改革委、宁波市能源局：

根据国家发展改革委、国家能源局《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650号），结合我省实际，制定本通知。

一、适用范围

绿电直连是指风电、太阳能发电、生物质发电等新能源不直接接入公共电网，通过直连线路向单一电力用户供给绿电，可实现供给电量清晰物理溯源的模式。其中，直连线路是指电源与电力用户直接连接的专用电力线路。直连电源为分布式光伏的，按照《分布式光伏发电开发建设管理办法》《浙江省分布式光伏发电开发建设管理实施细则》等文件执行。

（一）直连方式

1.并网型项目。绿电直连项目作为整体接入公共电网，与公共电网形成清晰的物理界面与责任界面，电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧。

2.离网型项目。绿电直连项目的电源、用户和线路均与公共电网无电气连接，作为独立系统开展运营。

（二）项目类型

1.新增负荷可通过配套建设新能源项目实现绿电直连。重点支持有机硅、硅光伏、新能源电池、新能源汽车、风电制造、氢能、数据中心、集成电路、生物制药等绿色用能需求大的企业，优先支持负荷调节能力强、源荷匹配较好的产业项目。新增负荷不含存量负荷增容、迁址、过户等。已报装但供电方案尚未答复或配套电网工程尚未批复立项的用电项目可作为新增负荷。新增负荷与存量负荷原则上不产生直接电气连接。

2.存量负荷在已有燃煤燃气自备电厂足额清缴可再生能源发展基金的前提下开展绿电直连，通过压减自备电厂出力，实现清洁能源替代。临时中断供电可能造成人员伤亡或重大社会影响的负荷，不参与绿电直连。

3.有降碳刚性需求的出口外向型企业其存量负荷可利用周边新能源资源探索开展绿电直连。

4.尚未开展电网接入工程建设或因新能源消纳受限等原因无法并网的新能源项目，在履行相应变更手续后开展绿电直连。已取得接入系统批复意见的原则上不予支持。严禁以“绿电直连”名义为违规电厂转正、将公用电厂转为自备电厂。

二、有关要求

（三）做好整体方案编制

绿电直连项目应编制包含电源、负荷、直连线路和接入系统的整体化方案，以专门章节评估系统风险、用电安全、电能质量等，并提出具体技术措施。项目接入电压等级不超过220千伏；确有必要接入220千伏的，由省发展改革委（省能源局）会同浙江能源监管办组织省电力公司、项目单位等开展电力系统安全风险专项评估。结合电网规划发展和安全可靠运行需求，统筹开展绿电直连项目直连线路（或预留廊道）规划，减少线路交叉跨越，确有跨越的应做好安全措施。为便于新能源就近就地消纳，统一协调电源、负荷及直连线路的投资审批、核准和备案工作，负荷、电源布局原则上在同一设区市行政区域范围内。

（四）鼓励建设模式创新

绿电直连项目原则上由负荷主体作为主责单位。鼓励民营企业在内的各类经营主体（不含电网企业）投资绿电直连项目。项目电源可由负荷主体投资，也可由发电企业或双方成立的合资公司投资，直连专线原则上应由负荷、电源主体投资。项目电源和负荷主体不是同一投资主体的，应在申报前签订多年期购电协议或合同能源管理协议，并就电力设施建设、产权划分、运行维护、调度运行、结算关系、违约责任等事项签订协议。项目中新能源发电项目豁免电力业务许可（另有规定除外），若配置新型储能，按照用户侧储能管理。绿电直连项目整体接网工程按照《省发展改革委 省财政厅 省自然资源厅 省建设厅 省市场监管局关于进一步明确电力接入工程费用分担机制有关事项的通知》（浙发改价格〔2021〕437号）划分投资界面。

（五）做好电源负荷适配

并网型项目应按照“以荷定源”原则，科学确定新能源电源类型、装机规模和储能规模，支持“整体自发自用为主，余电上网为辅”模式。项目新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于60%，占总用电量的比例应不低于30%，并不断提高自发自用比例，到2030年不低于35%。上网电量占总可用发电量的比例不超过20%。绿电直连项目的新能源利用率目标单独设置，不纳入全省新能源利用率统计。

若项目投运首年运行天数未满整年，则首年总可用发电量按照实际运行天数与整年天数之比进行等比例折算。

（六）提升系统友好性能

鼓励并网型绿电直连项目通过在项目内部配置储能、挖掘负荷灵活调节潜力等方式，提升项目灵活性调节能力，减小系统调节压力。项目建设方案应明确项目最大负荷峰谷差率，项目与公共电网交换功率的电力峰谷差率不高于方案值。在新能源消纳困难时段，项目不应向公共电网反送电。项目应按照有关管理要求和技术标准做好无功和电能质量管理，按标准配置继电保护、安全稳定控制装置、通信设备等二次系统，内部各设施涉网性能应满足相关标准，并做好必要的应急预案，避免因自身原因影响电网安全稳定运行。并网型项目的涉网安全管理，按照《浙江能源监管办 浙江省能源局关于进一步提升浙江省新能源和新型并网主体涉网安全能力的通知》（浙监能安全〔2025〕9号）执行。

（七）明晰各方责任边界

并网型绿电直连项目与公共电网按产权分界点形成清晰明确的安全责任界面，各相关主体在安全责任界面内履行相应电力安全风险管控责任。项目应统筹考虑内部源荷特性、平衡能力、经济收益、与公共电网交换功率等因素，合理申报并网容量。电网企业应按照项目申报容量和有关协议履行供电责任。项目应调节内部发电和负荷，确保项目与公共电网的交换功率不超过申报容量，自行承担由于自身原因造成供电中断的相关责任。

（八）加强安全运行管理

项目主责方应严格落实各项安全生产管理措施，保证安全稳定运行。应及时开展风险管控及隐患排查治理，深入评估并及时消除项目内部设备故障以及各类安全风险，不断增强可靠性。并网型项目整体及内部电源按照接入电压等级和容量规模接受相应调度机构管理，接入新型电力负荷管理系统或电力调度自动化系统。除发生影响公用系统安全稳定运行的突发情况外，调度机构应按照项目自主安排的发用电曲线下达调度计划。项目内部资源应做到可观、可测、可调、可控，并根据《电网运行准则》等向电力调度机构提供相关数据资料。项目应严格执行《电力监控系统安全防护规定》，安装网络安全监测、隔离装置等安全设施，按要求向相关调度机构备案，接受调度机构开展的技术监督。电力系统需要时，并网型项目内部电源、储能应按调度要求运行，作为应急电源向大电网提供支撑。

（九）整体有序参与市场

并网型项目应在投产后1个月内按照《电力市场注册基本规则》等有关规定以负荷企业作为主体完成注册，原则上应作为整体参与电力市场交易，根据市场交易结果安排生产，并按照与公共电网的交换功率进行结算。项目负荷参与市场交易后不得由电网企业代理购电，负荷企业用网电量按照浙江电力市场规则结算。项目电源和负荷不是同一投资主体的，也可分别注册，以聚合形式按我省市场规则参与电力市场交易，项目电源和负荷可自行约定损益分摊机制。参与绿电直连的新能源项目，其上网电量不纳入可持续发展价格结算机制保障，不参与机制电价竞价。

（十）合规缴纳相关费用

绿电直连项目应按国务院价格、财政主管部门相关规定缴纳输配电费、系统运行费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用，具体缴纳标准按照《国家发展改革委 国家能源局关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号）执行。

（十一）规范计量结算

并网型绿电直连项目以项目接入点作为计量、结算参考点，作为整体与公共电网进行电费结算。项目应具备分表计量条件，由电网企业在发电、厂用电、并网、自发自用、储能等关口安装符合DL/T 488标准的计量装置，准确计量各环节电量数据。参与市场的项目，关口计量装置应具备相应的分时计量、远程采抄等功能。禁止绕越装设的各电能计量装置用电。

三、组织实施

（十二）项目申报

绿电直连项目以负荷企业为主体进行申报。由各设区市能源主管部门会同经信、自然资源等主管部门及当地电网企业，统筹地方能源、国土空间与区域电力廊道规划，按本通知要求，对企业申报方案进行联审。通过联审的项目由各设区市能源主管部门印发各市绿电直连项目建设计划组织实施并将建设计划、项目方案和联审意见报省发展改革委（省能源局）备案。接入电压等级为220千伏的项目需由省发展改革委（省能源局）会同浙江能源监管办组织电网企业、项目单位开展电力系统安全风险专项评估，确保电网安全稳定运行。

（十三）项目建设

列入绿电直连建设计划的集中式光伏项目视作纳入集中式光伏年度建设计划；新型储能项目视作纳入各设区市年度建设计划；直连线路、接入系统等按电压等级纳入省级或设区市相关规划。项目向电网企业报送并网申请，接入方案通过后，项目业主开展新能源电源与直连线路建设，电网企业开展配套电网工程建设，项目按整体方案统一建设，同步投产。

（十四）后评估和调整退出机制

绿电直连项目设定年上下网电量上限，上网电量上限为总可用发电量的20%，下网电量上限为总可用发电量的240%；电网企业每月电费结算时核算项目年累计上下网电量，一旦超过上限，则当年次月起至年底停止该项目向电网上送或从电网下载电量。设区市能源主管部门会同电网企业建立跟踪指导和评估机制，对建设期项目定期调度建设进度，对运营期项目每年1月底前完成上年度项目运行评估（含3项比例要求），连续三年运行指标不满足本文件要求的应主动申请解列。对于项目建设内容变更或拟退出运营的，在每年组织项目申报时提出退出申请，经设区市能源主管部门审核同意后，在建设计划中予以调整；对纳入建设计划1年仍未开工的项目，及时调出建设计划。退出运营的项目，其直连电源在设区市、电网企业落实接入条件后可重新申报建设计划，重新接入公共电网，并可作为增量项目参与机制电价竞价。

附件：绿电直连项目方案编制大纲

附件

绿电直连项目方案编制大纲

一、项目概况

（一）项目概况

说明项目名称、建设地点、建设内容及规模（含负荷、电源、储能、直连线路等），明确电源种类及负荷类型（存量/增量）。

（二）直连方式

明确项目负荷是否接入公共电网，说明直连方式（并网型或离网型），并网型项目说明直连线路接入点位与受电变压器位置关系（低压侧或高压侧接入）。明确项目是否为“可靠性要求高、按要求需进行容量备份”的用电类型。提供项目内部网络简要图示（主要线路与关键点位），展示直连线路接入点、用户与电网产权分界点、变压器、负荷等位置与连接关系。

（三）投资主体

按实施方案要求说明项目投资主体构成，投资建设模式，明确各方责任与权利。简述负荷与电源（如有）企业基本信息、财务状况、企业信用和总体能力等情况。有降碳刚性需求的出口外向型企业作为存量负荷申报绿电直连时，还需提供进出口经营权证明、审计报告海外营收及占比、海外客户合约、降碳刚性需求等相关证明材料。

（四）建设必要性

从新能源生产与消费融合、企业绿色用能需求、降低用能成本、就近消纳能力、源荷资源、电网接入条件等多方面分析项目实施的现实基础与政策支撑。

二、项目建设方案

（一）整体建设方案

按照实施方案要求，统筹编制包含电源、负荷、储能（如需）、直连线路和接入系统的整体化方案，明确项目全部电力需求及新能源生产、消费结构数据指标。分析电源与负荷的匹配性，核算项目年自发自用电量、上网电量、下网电量规模及比例、新能源利用率目标、灵活性调节范围、最大的负荷峰谷差率等。

（二）电源建设方案

明确电源属性（存量/增量）、电源类别（分布式光伏需注明）、装机容量、项目是否纳入省级建设计划、是否完成电源项目业主优选、建成投产时序等。存量新能源项目需明确项目建设进展、接入系统与送出工程开展情况以及进行直连用户理由。

（三）负荷建设方案

明确负荷属性（存量/增量），以及投资规模、负荷规模、年用电量、用能时序与负荷强度，是否符合重点领域方向等。明确项目整体并网报装容量。

（四）直连线路建设方案

提出直连线路的建设主体（明确负荷还是电源企业建设），明确线路路径、电压等级、产权划分及安全距离，说明直连线路与既有线路的交叉跨越情况，尽量避免跨越公共设施，如确需跨越，应提出相应安全技术措施。

（五）接入系统建设方案

说明项目并网方案、计量方式、电网接口技术方案和责任界面划分情况。

（六）储能配置建设方案

根据项目情况，配置合理比例的储能系统，增强系统柔性调节能力，满足峰谷差、电能质量管理等要求。储能应自行建设，不得作为独立主体参与电力市场交易。

（七）源荷匹配及调节能力分析

分析电源与负荷的匹配性，形成发用电典型曲线。核算并明确电量比例是否符合要求：并网型项目自发自用比例应不低于项目总发电量的60%、总用电量的30%，目标为2030年前不低于35%；上网电量占总可用发电量的比例上限不超过20%。具备合理的调节能力与储能配置，明确峰谷调节水平及备用机制。项目方案合理确定项目最大的负荷峰谷差率，项目与公共电网交换功率的电力峰谷差率不高于方案规划值。

（八）建设计划

以“统一建设、同步投产”为目标，详细列明项目电源、负荷、储能及直连线路等内容的实施进度计划。

三、项目实施条件分析

（一）电源建设条件

说明项目选址、接入条件、纳规、备案或核准手续等办理情况等。新建新能源需落实建设场址坐标、范围等内容，排查用地敏感因素，提供自然资源、林业、环保、压矿、文物、军事、电力等部门支持意见（上述如有）。

（二）负荷侧实施条件

用电负荷规模有可靠的依据和支撑，说明负荷形成基础及有关投资协议、能源管理制度落实情况。

（三）线路建设条件

涉及的用地、通道、安全性及与公共电网的交界等问题。

（四）储能实施条件

储能站址、技术路线、设备配置、运行方案及安全措施等。

四、系统安全评估

包含系统风险、用电安全、电能质量等评估分析内容，并提出相应的具体技术措施。确有必要接入220千伏的项目，项目报送省级后，由省发展改革委（省能源局）会同浙江能源监管办组织省电力公司、项目单位等开展电力系统安全风险专项评估。

五、投资估算及财务测算

明确电源、负荷、直连线路、储能系统等各部分投资构成及总投资估算，开展财务内部收益率、投资回收期等指标分析，根据国家发展改革委相关价格文件及项目年用电规模，合理测算电力销售单价及成本。

六、项目影响效果分析

综合分析项目实施的综合价值，突出绿电直供在促进产业绿色转型、提升能源利用效率、推动区域经济发展等方面的积极作用。

（一）经济影响分析

论证项目费用效益或效果，以及项目可能对宏观经济、产业经济、区域经济等产生的影响，评价拟建项目的经济合理性。

（二）社会影响分析

分析评价项目建设的社会影响，包括带动地方建设、促进民生事业发展、就业带动、促进地方人才培养等方面，提出减缓负面社会影响的措施或方案。

（三）环境影响分析

分析项目建设对环境质量改善、能源消耗降低、污染物减排（含碳减排）等方面产生的有利效益和对项目建设区域内水土流失、生物多样性、环境生态功能等方面产生的不利影响。综合评价项目建设对促进自然生态发展方面的效果及影响。

七、项目实施路径及保障措施

明确项目投资主体职责、投建模式（如自投、合资、合同能源管理等）和风险控制机制。

八、申请单位承诺

针对申报材料真实性、严格按照方案落实建设内容、项目限制性因素排查、开工和竣工时限等方面做出相关承诺。如有任何虚假，能源主管部门可终止审核认定；如因虚假材料引致法律责任，概由申请单位承担，与能源主管部门无关。

九、附件

1.项目所在地有关部门联审意见。

2.项目投资主体工商营业执照、信用证明等。

3.负荷建设的核准（备案）文件或项目建设单位与地方政府签署的框架协议，用地、环评、能评等支撑性文件。

4.电源与线路的核备文件、用地协议、土地使用合规性证明，自然资源、水利、林业、环保、压矿、文物、军事、电力等有关部门意见（上述如有）及其他支撑性文件。

5.项目电源与负荷非同一投资主体的，提供电源项目业主与负荷企业的源荷购售电协议、合同能源管理协议、产权划分与运行维护协议等。

6.项目整体方案技术文本（包括接入方案、继电保护及二次系统配置等）。

7.存量负荷在已有燃煤燃气自备电厂申报绿电直连，需提供税务部门或电网企业出具的足额清缴可再生能源发展基金的相关证明等。有降碳刚性需求的出口外向型企业其存量负荷申报绿电直连，需提供进出口经营权证明、审计报告海外营收及占比、海外客户合约、降碳刚性需求等相关证明材料。