关于有序开展绿电直连项目建设工作的通知（征求意见稿）

各设区市发展和改革委员会、工业和信息化局，平潭综合实验区经济发展局，国网福建省电力有限公司，福建电力交易中心有限公司：

为深入落实《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，以下简称“650号文”）文件精神，创新新能源生产与消费融合发展模式，拓展绿电应用场景，支持有刚性降碳需求的重点企业和零碳园区加快绿色低碳转型，结合我省实际，制定本通知。

一、有序开展绿电直连项目

（一）绿电直连定义

1.单一用户绿电直连：按照国家650号文要求，风电、太阳能发电等新能源和生物质发电不直接接入公共电网，通过直连线路（专用线路）向单一电力用户供给绿电的模式。

2.多用户绿电直连：风电、太阳能发电等新能源和生物质发电不直接接入公共电网，通过专用线路和变电设施向多个用户（负荷）供给绿电，实现供给电量清晰溯源和分配的模式。涉及的多个电力用户，应分布在清晰、连续的地理边界范围内，须为不同法人实体，且不包含居民或农业电力用户。现阶段，我省多用户绿电直连原则上在国家级和省级零碳园区开展。

（二）电源和负荷类型

现阶段重点支持未接入公共电网的风电、太阳能等新能源项目，开展并网型绿电直连业务。离网型项目相关要求另行通知。

新增负荷可配套建设新能源项目，开展单一用户绿电直连。存量的单一负荷需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；有降碳刚性需求的出口外向型企业，可利用周边新能源，探索开展存量单一负荷的绿电直连。已获批的国家级和省级零碳园区，可就近利用周边新能源开展多用户绿电直连。

（三）项目投资建设

1.单一用户绿电项目：原则上由负荷作为主责单位，负责项目投资建设、运行管理等工作。项目电源可由负荷投资，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。项目电源和负荷不是同一投资主体的，应签订多年期购电协议或合同能源管理协议，明确电力设施建设、产权划分、运行维护、调度运行、结算方式、违约责任等事项，协议需在项目申报前完成。

2.多用户绿电直连项目：应明确独立的项目主体作为主责单位，项目主体应为明确的独立法人，原则上由电源与负荷方成立合资公司投资，或由其中一方单独投资，以园区为模式的项目可由园区管委会或第三方机构（不含运营输电网的公共电网企业）投资、统筹协调。项目专用线路、变电设施、储能及运营平台等原则上由项目主体投资建设。不属于项目主体的存量电力线路及变压器资产，可通过租赁（如整站整租）等合法方式使用。项目主体应与内部电源、负荷就产权划分、运行维护、平衡责任、交易机制、结算方式、违约责任等事项签订协议，协议需在项目申报前完成。

绿电直连项目风电和太阳能发电规模计入省级能源主管部门制定的新能源发电开发建设方案，相关规划管理、备案等要求参照650号文执行。

（四）源荷匹配

绿电直连项目，整体新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例不低于60%，占所有用户总用电量的比例不低于30%，并不断提高自发自用比例，2030年前不低于35%，另外上网电量占总可用发电量的比例不超过20%。项目新能源利用率原则上不低于同期全省公网新能源利用率平均水平。现阶段暂不限制源荷接线距离，原则上需满足项目经济可行性要求。

绿电直连新建项目应按照整体化方案统一建设、同步投产。若单个负荷分年达产、或多个负荷无法同期投产，应按照“以荷定源”原则，结合项目负荷投产时序匹配新能源、配套储能等设施建设规模。

（五）运行管理

电网企业应向满足并网条件的项目公平无歧视提供电网接入服务。项目需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，根据接入电压等级和容量规模，分级分类配置监测与控制设施，安装网络安全监测、隔离装置等网络安全设施，内部各设施涉网性能需满足相关标准，并向电力调度机构提供相关资料。除发生影响公用系统安全稳定运行的突发情况外，调度机构在项目现货市场出清结果基础上下达调度计划。

并网型项目与公共电网、项目内部主体，按照“谁产生、谁负责”原则，各自在责任界面内履行电力安全风险管控责任。项目主责单位应强化运行管理能力，监测公共电网交换功率，协同优化项目内部电源、储能等资源，并制定极端场景下的负荷管理预案。合理确定接入公共电网容量，并与电网企业协商确定并网容量以外的供电责任和费用，公共电网按接网容量和有关协议履行供电责任。项目实际运行中，若与公共电网的交换功率超出接入容量，由项目主体自行承担因自身原因造成的相关责任，并根据内部协议和运行实际公平划分责任。离网型绿电直连项目有关要求另行通知。

（六）市场交易

绿电直连项目需按照《电力市场注册基本规则》和省内具体细则进行注册，原则上应整体参与电力市场交易。若项目负荷与电源分属不同投资主体，项目整体可以资源聚合类新型经营主体身份，将分别注册的主体聚合参与电力市场交易。项目内部负荷不得由电网企业代理购电。

（七）计量结算

绿电直连项目以项目与公共电网的接入点作为计量、结算参考点，作为整体与公共电网进行结算。项目需按照650号文要求规范配置计量装置，其中多用户绿电直连项目应具备分表计量条件，由电网企业在项目内部各发电、厂用电、并网、内部各用户、储能等关口安装符合相关标准和有关部门认可的双向分时计量装置。禁止绕越各电能计量装置用电。项目内部各主体之间的交易电量及上网电量，需按照绿电绿证交易相关规定执行。

（八）合理缴纳相关费用

绿电直连项目按照《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）要求，按项目整体结算相关费用。

其中，多用户绿电直连项目主体应与内部电源、负荷签订长期协议，明确代理交易模式和价格结算机制，并结合外部市场价格变化、负荷实际调节能力等因素定期协商调整。鼓励项目主体及其内部电源、负荷在长期协议基础上，根据内部主体申报的源荷调节能力及事前确定的补偿标准，探索开展有利于实时自平衡的内部交易，促进源荷协同运行，保障项目交换功率不超过接入容量。

多用户绿电直连项目内部间的费用结算，依据各方签订协议约定的结算方式执行，可结合外部市场价格变化、负荷实际调节能力等因素定期协商调整。按照权责对等、公平分摊原则，电力交易机构根据市场规则、交易结果、结算规则、项目协议约定等，向项目内各相关主体出具结算依据。各电力用户按结算依据向公共电网缴纳相关费用，并按协议约定向项目主体缴纳有关费用。

（九）绿电溯源机制

项目整体按照内部实际新能源发电量（含储能释放的项目新能源电量）扣减上网电量确定自发自用电量。多用户绿电直连项目内部各用户，按照每个时段用电量占比确定自发自用电量，实现小时级新能源发用电量匹配。其中，单个用户内接入并全额消纳的绿电，计为该用户已溯源绿电，在计算用电量比例和拆分自发自用电量前应予以扣除。内部绿电消费应按照国家关于不可交易绿证有关规定及时核发、划转、核销。

二、组织实施流程

（一）方案编制

绿电直连项目需由项目主责单位编制整体化方案，包括电源、负荷、专用线路及接入方案等，同时评估系统风险、用电安全、电能质量等情况，并提出具体技术措施。项目整体和内部具体用电负荷规模需有明确依据和支撑，科学合理确定对应的新能源电源类型、装机规模，自主合理申报并网容量，明确项目最大负荷峰谷差率。

（二）项目申报

单一用户绿电直连项目由项目主责单位、多用户绿电直连项目由所在园区管委会，向所在设区市发改部门提交整体化方案。设区市发改部门会同相关部门完成初审后，向省发改委申报项目。

（三）可行性评估

省发改委组织第三方专业机构对项目方案开展可行性评估，充分征求福建能源监管办、电力交易机构、电网企业等相关单位意见后，由第三方机构出具评估意见。项目接入电压等级原则上不超过220千伏；对于接入220千伏的绿电直连项目，省发改委会同福建能源监管办组织电网企业、项目单位等同步开展电力系统安全风险专项评估，由电网企业出具评估意见。

评估后具备实施条件的项目，按程序列入全省绿电直连项目清单。项目需按照申报方案明确的建设内容和规模，依法依规办理电源、负荷、储能及直连电力设施等审批、核准、备案手续，科学安排建设时序，不得擅自变更建设内容。项目建设过程中，若方案因特殊原因发生重大变更，需由设区市发改部门向省发改委提出申请，必要时重新开展第三方评估。

（四）监测评估

各地应加强属地项目跟踪管理，推动具备实施条件的项目顺利推进，并定期向省发改委报送已投入运营项目的源荷匹配、市场化交易等情况。对未落实本通知项目建设要求及国家相关政策要求的，设区市相关部门应督促其限期整改。

三、项目变更流程

（一）项目新增主体

多用户绿电直连项目建成投运后，内部主体需新增或调整的，由所在园区管委会牵头组织进行方案变更，并将项目变更方案经设区市发改部门审核后，报省发改委审批。若因主体调整需调增接入公共电网容量，应重新履行系统接入评估手续。

位于国家级或省级零碳园区范围内的单一用户绿电直连项目负荷主体，可通过吸纳符合条件的其他负荷、配套新能源，组建多用户绿电直连项目。

（二）项目变更主体

多用户绿电直连项目发生部分负荷主体破产、关闭、搬迁，或部分负荷、电源主体意愿退出，但不影响项目整体运营的，由项目主体统筹管理，进行方案变更，并及时报送项目变更方案。设区市发改部门负责督促指导拟变更主体及相关方及时完成以下必要程序：

1.签订变更协议：拟新增主体或退出主体需与项目主体、项目内部其他主体、电网企业等各方充分协商，签订变更协议。新增主体需明确专线投资建设及费用分摊等事宜，退出主体需明确费用结算、资产处置等事宜。

2.拟定变更方案：重新核算项目运行指标，通过调整负荷、电源、储能等方式拟定可行的变更方案，附送已签订的变更协议，经设区市发改部门初审合格后，报省发改委审批。

3.项目变更实施：按报批方案推进变更，限期完成建设。项目变更期间，仍按本通知中绿电直连项目相关要求执行。

4.退出主体处置：退出主体按变更协议完成费用结算、资产处置等事项后，若仍有发用电需求，需重新向电网企业提交并网申请；正式并网前，自行承担因退出项目导致发电或用电中断的相关经济责任。

如遇其他重大事项变更，参照前述流程执行。

四、项目退出流程

当发生负荷主体破产、关闭、搬迁导致项目失去核心电力用户，或负荷、电源主体存在违约且长期无法自行协调解决等情况，造成项目整体运营不可持续的，由所在设区市发改部门评估核实后，组织相关主体启动项目退出程序，并报备省发改委。

1.签订退出协议：负荷主体需与电源投资企业、电网企业等各方充分协商，签订退出协议，明确费用结算、资产处置等事宜。

2.完成资产处置：项目需在电力市场运营机构注销整体注册信息，按协议约定明确项目内电源、直连电力设施等资产的产权归属，完成资产处置，确保退出不影响电网安全稳定运行。

3.完成费用结算：结清项目内部、项目与电网之间的所有电费及相关费用，明确各方责任。

4.退出主体重新并网：退出主体后续若有发用电需求，需重新向电网企业提交并网申请；正式并网前，自行承担因退出项目导致发电或用电中断的相关经济责任。

省发改委充分征求电网企业、福建能源监管办、电力交易机构等意见，必要时经第三方机构复核，评估确认上述退出程序完成后，终止其绿电直连模式。

五、其他事项

本通知自公布之日起施行。如遇国家政策调整，按国家最新政策规定执行。各设区市有关部门在执行过程中的重大问题，应及时告知我委。

福建省发展和改革委员会

2026年  月  日