2025年12月30日，山西省能源局發布關于印發《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，支持各地結合電網支撐能力、綠電資源稟賦、產業發展需求，參照本方案先行先試，穩妥開展多用戶綠電直連和綠電園區試點。

綠電直連項目以滿足企業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”的立體化綠電消納格局。

并網型綠電直連項目作為獨立市場主體，享有平等市場地位，需依據電力市場規則體系和虛擬電廠管理規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。

電源類型原則上為新建新能源項目，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。項目中新能源發電項目豁免電力業務許可，另有規定除外。

負荷類型包括：（一）新增負荷。尚未向電網企業報裝、已報裝但配套電網工程尚未建設的用電項目均可視為新增負荷。

（二）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展基金的前提下，可通過綠電直連壓減自備電廠出力，實現清潔能源替代。有降碳剛性需求的出口外向型企業或產業鏈上下游為出口外向型企業的項目，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、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，通過綠電直連能夠有力降低碳排放、顯著提升產品競爭力的用能項目，也可開展綠電直連。

原文如下：

各市能源局，國網山西省電力有限公司、山西地方電力有限公司，山西電力交易中心有限公司，各有關主體：

為有序做好我省綠電直連項目建設，根據《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），我局制定了《推動綠電直連項目有序建設實施方案》，現印發給你們，請認真組織實施。

山西省能源局

2025年12月29日

《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、產業升級和適度多元發展，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，根據《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），結合我省電力市場化改革、新能源供需形勢和產業發展需求，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。在國家出臺向多用戶開展綠色電力直連供應具體辦法前，支持各地結合電網支撐能力、綠電資源稟賦、產業發展需求，參照本方案先行先試，穩妥開展多用戶綠電直連和綠電園區試點。

（二）發展目標

綠電直連項目以滿足企業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”的立體化綠電消納格局。

二、項目類型

（一）并網方式

項目按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。項目不接入公共電網，發電、輸電、變電、配電、用電及輔助控制系統獨立于公共電網之外。

（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。項目中新能源發電項目豁免電力業務許可，另有規定除外。

（三）負荷類型

1.新增負荷。尚未向電網企業報裝、已報裝但配套電網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展基金的前提下，可通過綠電直連壓減自備電廠出力，實現清潔能源替代。有降碳剛性需求的出口外向型企業或產業鏈上下游為出口外向型企業的項目，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、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，通過綠電直連能夠有力降低碳排放、顯著提升產品競爭力的用能項目，也可開展綠電直連。

三、組織實施

（一）統籌規劃

按照“省級清單規劃、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籌規劃，確保合理布局、有序發展。各市能源局組織項目實施方案評審，縣（區、市）能源主管部門協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建設計劃，配套儲能列入省級儲能項目庫，電網接入工程納入省級電力規劃，并按《企業投資項目核準和備案管理辦法》等規定進行管理。

（二）申報評審流程

1.項目規劃。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、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、調節及接入系統等內容，對資源條件、消納能力、接入條件、安全可靠性和經濟可行性進行分析，同時評估系統風險、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企業，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，按照實施方案統一建設、同步投產。各市能源局積極協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管辦報送。綠電直連項目投運后如出現負荷中斷，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，省能源局會同電網企業重新評估項目電網接入和并網消納條件，具備條件的可轉為市場化新能源項目。

4.監管評估。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。省能源局聯合山西能源監管辦、電網企業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

包括民營企業在內的各類經營主體（不含電網企業）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議或合同能源管理協議，明確電力設施建設、產權劃分、運行維護、調度運行、結算關系、違約責任等事項。

（二）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需滿足相關標準，避免因自身原因影響電網安全穩定運行。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。并網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管辦組織電網企業等相關單位開展電力系統安全風險專項評估，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模，采用“自發自用為主、余電上網為輔”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不得超過20%。

項目應通過挖掘用戶側負荷靈活調節潛力、開展源荷匹配仿真測算，合理配置儲能，明確負荷調節方案，分析論證項目新能源利用率及最大負荷峰谷差率，與公共電網交換功率的峰谷差率不高于方案規劃值。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計。

（四）調度運行

1.調度運行管理。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，依據《電網運行準則》等向電力調度機構提供相關資料，并按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，確保生產控制區與信息管理區有效隔離，實現內部資源“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、執行實時調度指令。調度機構應按項目自主安排的發用電曲線下達調度計劃，僅在影響公用系統安全穩定運行的突發情況下進行干預。在新能源消納困難時段，項目不應向公共電網反送電。

2.涉網安全管理。綠電直連項目應嚴格落實各項安全生產管理措施，保障安全穩定運行。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

項目須在發電、廠用電、自發自用、儲能等關口加裝符合標準的雙向計量裝置，嚴格執行電力市場計量管理相關規定。由電網企業負責項目計量采集裝置安裝、運行和維護服務，對發電、用電數據進行全流程實時監測與核驗，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企業，確保數據真實、準確、可追溯；核準數據同步至省級電力交易中心，作為綠電交易結算與綠證核發的唯一依據。項目各業務系統須嚴格執行《電力監控系統安全防護規定》，安裝網絡安全監測、隔離等設施，完成網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督。

（六）權責劃分

項目應明確發電企業、電網企業、用戶及市場運營機構等多方主體的產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，自行承擔自身原因造成供電中斷的相關責任。

（七）區域管控

項目原則上應將發電、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、市）的，應取得所在縣（區、市）政府支持性意見。直連線路應優化路徑設計，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，需依據電力市場規則體系和虛擬電廠管理規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。

（九）費用繳納

對符合條件的項目，相關價格機制按《山西省發展和改革委員會 山西省能源局關于貫徹落實<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>有關事項的通知》（晉發改商品發〔2025〕397號）執行。項目除自發自用電量以外的上網電量全部參與電力市場交易，不納入機制電價執行范圍。

附件：綠電直連項目實施方案編制大綱（參考）.doc