2025年12月30日，山西省能源局發(fā)布關于印發(fā)《推動綠電直連項目有序建設實施方案》的通知。

通知指出，在國家出臺向多用戶開展綠色電力直連供應具體辦法前，支持各地結合電網(wǎng)支撐能力、綠電資源稟賦、產(chǎn)業(yè)發(fā)展需求，參照本方案先行先試，穩(wěn)妥開展多用戶綠電直連和綠電園區(qū)試點。

綠電直連項目以滿足企業(yè)綠色用能需求和促進新能源就近就地消納為目標，秉持安全優(yōu)先、綠色友好、權責對等、源荷匹配原則，通過構建“點面”結合的綠電消納體系，培育形成“單一用戶+多用戶+園區(qū)”的立體化綠電消納格局。

并網(wǎng)型綠電直連項目作為獨立市場主體，享有平等市場地位，需依據(jù)電力市場規(guī)則體系和虛擬電廠管理規(guī)定在山西省電力交易中心注冊。電源和負荷非同一投資主體的可分別注冊，以“源荷類”虛擬電廠身份聚合參與電力市場交易，根據(jù)市場交易結果安排生產(chǎn)，并按照與公共電網(wǎng)的交換功率進行結算。項目負荷不得由電網(wǎng)企業(yè)代理購電。

詳情如下：

《推動綠電直連項目有序建設實施方案》

為深入貫徹習近平總書記對山西工作的重要講話重要指示精神，更好推動能源轉型、產(chǎn)業(yè)升級和適度多元發(fā)展，探索創(chuàng)新新能源生產(chǎn)和消費融合發(fā)展模式，促進新能源就近就地消納，更好滿足企業(yè)綠色用能需求，根據(jù)《國家發(fā)展改革委 國家能源局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），結合我省電力市場化改革、新能源供需形勢和產(chǎn)業(yè)發(fā)展需求，制定本實施方案。

一、總體要求

（一）適用范圍

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(wǎng)，通過直連線路向單一電力用戶供給綠電，可實現(xiàn)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。在國家出臺向多用戶開展綠色電力直連供應具體辦法前，支持各地結合電網(wǎng)支撐能力、綠電資源稟賦、產(chǎn)業(yè)發(fā)展需求，參照本方案先行先試，穩(wěn)妥開展多用戶綠電直連和綠電園區(qū)試點。

（二）發(fā)展目標

綠電直連項目以滿足企業(yè)綠色用能需求和促進新能源就近就地消納為目標，秉持安全優(yōu)先、綠色友好、權責對等、源荷匹配原則，通過構建“點面”結合的綠電消納體系，培育形成“單一用戶+多用戶+園區(qū)”的立體化綠電消納格局。

二、項目類型

（一）并網(wǎng)方式

項目按是否接入公共電網(wǎng)分為并網(wǎng)型和離網(wǎng)型兩類。

1.并網(wǎng)型項目。項目作為整體接入公共電網(wǎng)，與公共電網(wǎng)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(wǎng)產(chǎn)權分界點的用戶側。

2.離網(wǎng)型項目。項目不接入公共電網(wǎng)，發(fā)電、輸電、變電、配電、用電及輔助控制系統(tǒng)獨立于公共電網(wǎng)之外。

（二）電源類型

電源原則上為新建新能源項目，支持尚未開展電網(wǎng)接入工程建設或因新能源消納受限等原因無法并網(wǎng)的新能源項目，在履行相應變更手續(xù)后開展綠電直連。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。

（三）負荷類型

1.新增負荷。尚未向電網(wǎng)企業(yè)報裝、已報裝但配套電網(wǎng)工程尚未建設的用電項目均可視為新增負荷。

2.存量負荷。已有燃煤、燃氣自備電廠的用電項目，在足額清繳可再生能源發(fā)展基金的前提下，可通過綠電直連壓減自備電廠出力，實現(xiàn)清潔能源替代。有降碳剛性需求的出口外向型企業(yè)或產(chǎn)業(yè)鏈上下游為出口外向型企業(yè)的項目，提供相關支撐性證明文件后，可利用周邊新能源資源開展存量負荷綠電直連。支持零碳園區(qū)、碳達峰等國家改革試點的用能項目開展綠電直連。國家對可再生能源電力消納責任權重有考核要求的行業(yè)，通過綠電直連能夠有力降低碳排放、顯著提升產(chǎn)品競爭力的用能項目，也可開展綠電直連。

三、組織實施

（一）統(tǒng)籌規(guī)劃

按照“省級清單規(guī)劃、市級評審確定，成熟一個、實施一個”的原則，開展綠電直連項目建設。省能源局通過清單管理，做好綠電直連項目的統(tǒng)籌規(guī)劃，確保合理布局、有序發(fā)展。各市能源局組織項目實施方案評審，縣（區(qū)、市）能源主管部門協(xié)調做好項目要素支撐保障。列入省級清單的綠電直連項目，其新能源項目納入省級年度開發(fā)建設計劃，配套儲能列入省級儲能項目庫，電網(wǎng)接入工程納入省級電力規(guī)劃，并按《企業(yè)投資項目核準和備案管理辦法》等規(guī)定進行管理。

（二）申報評審流程

1.項目規(guī)劃。各市能源局組織有意愿建設綠電直連項目的單位，初步落實負荷和新能源項目建設條件，并取得所在縣（區(qū)、市）政府支持性意見后，向省能源局提出項目申請并附相關印證材料。

2.列入清單。省能源局對直連項目電源、負荷的政策符合性和可行性進行審核，并結合各地已列入綠電直連清單的項目推進情況，將申報項目有序納入省級綠電直連項目清單。

3.編制方案。納入省級清單的項目，由項目單位編制實施方案，方案應包含電源、負荷、專線、調度、調節(jié)及接入系統(tǒng)等內容，對資源條件、消納能力、接入條件、安全可靠性和經(jīng)濟可行性進行分析，同時評估系統(tǒng)風險、用電安全及電能質量等關鍵指標，提出針對性技術保障措施。

4.市級評審。各市能源局委托具備資質的第三方機構，會同市級相關部門及電網(wǎng)企業(yè)，對列入省級綠電直連項目清單的項目實施方案開展評審并組織實施。

（三）建設運營管理

1.建設。項目單位要落實主體責任，按照實施方案統(tǒng)一建設、同步投產(chǎn)。各市能源局積極協(xié)調相關部門做好要素支撐和調度管理。

2.驗收。項目單位應及時組織竣工驗收，完成后向市能源局報送驗收情況，同步抄報省能源局和山西能源監(jiān)管辦。

3.退出機制。對列入省級清單半年以上未通過市級評審的項目，自動移出清單。通過評審后1年內未開工的項目，原則上由各市取消實施資格，并向省能源局和山西能源監(jiān)管辦報送。綠電直連項目投運后如出現(xiàn)負荷中斷，應及時匹配新的負荷，如2年內無法匹配新的負荷，可由市能源局報請省能源局，省能源局會同電網(wǎng)企業(yè)重新評估項目電網(wǎng)接入和并網(wǎng)消納條件，具備條件的可轉為市場化新能源項目。

4.監(jiān)管評估。各市能源局每月15日前向省能源局報送清單內項目推進情況。省能源局聯(lián)合山西能源監(jiān)管辦、電網(wǎng)企業(yè)加強對各市綠電直連項目的指導，定期開展抽檢核查和跟蹤評估。

四、相關要求

（一）項目主體

包括民營企業(yè)在內的各類經(jīng)營主體（不含電網(wǎng)企業(yè)）可投資綠電直連項目。綠電直連項目原則上由負荷方作為主責單位。鼓勵負荷作為綠電直連項目的同一投資主體，實現(xiàn)電源、負荷、儲能、直連專線一體化投資運營。涉及多個投資主體的，應簽訂多年期購電協(xié)議或合同能源管理協(xié)議，明確電力設施建設、產(chǎn)權劃分、運行維護、調度運行、結算關系、違約責任等事項。

（二）電網(wǎng)接入

項目應按標準配置繼電保護、安全穩(wěn)定控制裝置、通信設備等二次系統(tǒng)，內部各設施涉網(wǎng)性能需滿足相關標準，避免因自身原因影響電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行。電網(wǎng)企業(yè)應向滿足并網(wǎng)條件的項目公平無歧視提供電網(wǎng)接入服務。并網(wǎng)型項目接入電壓等級原則上不超過220千伏。確需接入220千伏及以上的，由省能源局會同山西能源監(jiān)管辦組織電網(wǎng)企業(yè)等相關單位開展電力系統(tǒng)安全風險專項評估，市能源局組織評審前，需取得評估意見。

（三）源荷匹配

并網(wǎng)型項目嚴格遵循“以荷定源”原則，科學配置新能源電源類型和裝機規(guī)模，采用“自發(fā)自用為主、余電上網(wǎng)為輔”的運營模式，并落實源荷匹配消納比例約束指標：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(wǎng)電量占總可用發(fā)電量的比例不得超過20%。

項目應通過挖掘用戶側負荷靈活調節(jié)潛力、開展源荷匹配仿真測算，合理配置儲能，明確負荷調節(jié)方案，分析論證項目新能源利用率及最大負荷峰谷差率，與公共電網(wǎng)交換功率的峰谷差率不高于方案規(guī)劃值。因負荷停運、故障異常、交易報價等造成的棄風棄光，不納入全省棄風棄光電量統(tǒng)計。

（四）調度運行

1.調度運行管理。并網(wǎng)型項目整體及內部電源按照接入電壓等級和容量規(guī)模接受相應調度機構管理，依據(jù)《電網(wǎng)運行準則》等向電力調度機構提供相關資料，并按為系統(tǒng)提供服務的類別接入新型電力負荷管理系統(tǒng)或電力調度自動化系統(tǒng)，確保生產(chǎn)控制區(qū)與信息管理區(qū)有效隔離，實現(xiàn)內部資源“可觀、可測、可調、可控”，具備對可控資源實時遙測、遙信能力，能夠接受、分解、執(zhí)行實時調度指令。調度機構應按項目自主安排的發(fā)用電曲線下達調度計劃，僅在影響公用系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的突發(fā)情況下進行干預。在新能源消納困難時段，項目不應向公共電網(wǎng)反送電。

2.涉網(wǎng)安全管理。綠電直連項目應嚴格落實各項安全生產(chǎn)管理措施，保障安全穩(wěn)定運行。項目應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，持續(xù)提升運行可靠性。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）計量與安全防護

項目須在發(fā)電、廠用電、自發(fā)自用、儲能等關口加裝符合標準的雙向計量裝置，嚴格執(zhí)行電力市場計量管理相關規(guī)定。由電網(wǎng)企業(yè)負責項目計量采集裝置安裝、運行和維護服務，對發(fā)電、用電數(shù)據(jù)進行全流程實時監(jiān)測與核驗，綠電直連項目的可用功率、測風測光信息、新能源功率預測等按要求上傳至電網(wǎng)企業(yè)，確保數(shù)據(jù)真實、準確、可追溯；核準數(shù)據(jù)同步至省級電力交易中心，作為綠電交易結算與綠證核發(fā)的唯一依據(jù)。項目各業(yè)務系統(tǒng)須嚴格執(zhí)行《電力監(jiān)控系統(tǒng)安全防護規(guī)定》，安裝網(wǎng)絡安全監(jiān)測、隔離等設施，完成網(wǎng)絡安全等級保護認證及評級工作，按要求向相關調度機構備案，接受調度機構開展的技術監(jiān)督。

（六）權責劃分

項目應明確發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)、用戶及市場運營機構等多方主體的產(chǎn)權分界點與安全責任界面，各方在各自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(tǒng)籌考慮內部源荷特性、平衡能力、經(jīng)濟收益、與公共電網(wǎng)交換功率等因素，自主合理申報并網(wǎng)容量，并與電網(wǎng)企業(yè)協(xié)商確定并網(wǎng)容量以外的供電責任和費用。電網(wǎng)企業(yè)應按項目申報容量和有關協(xié)議履行供電責任。項目應調節(jié)內部發(fā)電和負荷，確保項目與公共電網(wǎng)的交換功率不超過申報容量，自行承擔自身原因造成供電中斷的相關責任。

（七）區(qū)域管控

項目原則上應將發(fā)電、輸電、變電、配電、用電及配套設施集中布局在就近范圍，涉及多個縣（區(qū)、市）的，應取得所在縣（區(qū)、市）政府支持性意見。直連線路應優(yōu)化路徑設計，減少線路交叉跨越；確需跨越的，須落實完善安全防護措施，確保運行安全可靠。

（八）市場運營

并網(wǎng)型綠電直連項目作為獨立市場主體，享有平等市場地位，需依據(jù)電力市場規(guī)則體系和虛擬電廠管理規(guī)定在山西省電力交易中心注冊。電源和負荷非同一投資主體的可分別注冊，以“源荷類”虛擬電廠身份聚合參與電力市場交易，根據(jù)市場交易結果安排生產(chǎn)，并按照與公共電網(wǎng)的交換功率進行結算。項目負荷不得由電網(wǎng)企業(yè)代理購電。

（九）費用繳納

對符合條件的項目，相關價格機制按《山西省發(fā)展和改革委員會 山西省能源局關于貫徹落實<國家發(fā)展改革委 國家能源局關于完善價格機制促進新能源發(fā)電就近消納的通知>有關事項的通知》（晉發(fā)改商品發(fā)〔2025〕397號）執(zhí)行。項目除自發(fā)自用電量以外的上網(wǎng)電量全部參與電力市場交易，不納入機制電價執(zhí)行范圍。