关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知

各省辖市发展改革委，济源示范区、航空港区发改统计局，国网河南省电力公司，有关企业：

为贯彻落实党的二十大和二十届历次全会精神，推动新能源集成融合发展，促进新能源就近就地消纳，加快新型电力系统建设，按照国家《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)、《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》(发改能源〔2026〕688号)等文件要求，有序推动我省绿电直连项目谋划实施，现将有关事项通知如下。

一、适用范围

(一)电源侧

1.增量电源。支持新建新能源项目开展绿电直连建设。其中，电源涉及分布式光伏的，可通过集中汇流方式开展绿电直连建设。

2.存量电源。支持尚未开展电网接入工程建设的新能源项目，以及因新能源消纳受限等原因无法并网的新能源发电项目，与电网企业就接网方案变更等达成一致意见，并履行相应手续后开展绿电直连建设。

(二)负荷侧

1.增量负荷。有绿色电力消费需求的新建负荷。

2.存量负荷。一是有绿色电力消费比例要求的企业、重点用能和碳排放企业、有降碳需求的出口外向型企业及其上下游企业等。二是工业园区、零碳园区、增量配电网等全部或部分负荷。

上述负荷均可探索开展单用户或多用户绿电直连建设，其中，多用户模式不包括居民和农业用户。有燃煤燃气自备电厂的存量负荷，在足额清缴可再生能源发展基金的前提下，可通过压减自备电厂出力开展单用户绿电直连建设。

二、基本要求

(一)消纳距离

鼓励项目实施主体对周边新能源资源进行全面摸排，结合地形特点、输电条件和项目经济性等因素，合理确定电源选址距离，直连线路长度暂不作限制。支持新能源开发资源不足的地市在与周边地市协商一致的情况下，依据发展需要开展跨地市绿电直连项目建设。跨地市绿电直连项目由项目主责单位所在省辖市(含济源示范区、航空港区，下同)能源主管部门牵头联合申报。

(二)源荷匹配

项目应按照“以荷定源”原则，科学确定新能源电源类型和装机规模，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%,2030年前不低于35%。项目应通过合理配置储能、提升集控管理能力、挖掘负荷灵活调节潜力、开展多能互补等方式，提升就近消纳能力，上网电量上限为总可用发电量的20%。电网企业每月电费结算时核算项目年累计上网电量，如超过上网电量上限，则当年次月起至年底停止该项目向电网上送电量。项目新能源弃电不纳入新能源利用率统计。

上网电量上限=总可用发电量×20%

总可用发电量=∑不同类型新能源装机容量(交流侧)×该类 型新能源上一年度全省平均发电利用小时数

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。

(三)投资模式

项目应明确具备法人资格的独立主体作为项目主责单位。项目主责单位原则上由电源方与负荷方合资组建，或由其中一方单独投资组建，园区模式的项目主责单位可由园区管委会或第三方机构(不含运营输电业务的公共电网企业)投资组建。项目连接线路、变电设施、储能及运营平台等原则上由项目主责单位投资建设。项目主责单位在不影响与公共电网责任界面划分的前提下，可通过租赁等方式协商使用其他主体的存量电力设施；协商不成的，项目主责单位可自行建设相关设施。

(四)电网接入

项目应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，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，避免因自身原因影响电网安全稳定运行。电网企业要主动靠前服务，向满足并网条件的项目公平无歧视提供电网接入支持。

(五)调度运行

项目整体及内部电源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，做到可观、可测、可调、可控，接受相应调度机构管理，并按照有关规定向电力调度机构提供相关资料。除发生影响公共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，项目主责单位按照调度计划负责管理内部平衡，确保与公共电网交换功率满足相关要求。

(六)权责划分

项目主责单位要协同优化内部电源、负荷、储能等资源，做好应急场景下项目内部用电调节和有序供应的预案，根据内部协议和运行实际，明确相关安全和经济责任。项目主责单位应自主合理确定接入公共电网容量，确保项目与公共电网的交换功率不超过接网容量。公共电网应按照接网容量和有关协议履行供电责任。

(七)市场交易

项目以新型经营主体身份进行市场注册，内部主体可分别注册，项目原则上应作为整体参与电力市场交易，由项目主责单位统一申报。初期，项目可以“报量不报价”方式参与电力现货市场；条件成熟时，逐步过渡至“报量报价”参与电力现货市场。项目不得由电网企业代理购电。

(八)计量结算

项目以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，应按照绿证和绿色电力交易有关规定执行。

(九)价格机制

项目应按照《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)及我省有关政策要求缴纳费用，由主责单位负责统一与公共电网结算电费。项目主责单位应与内部主体按照权责对等、公平分摊的原则签订长期协议，合理确定内部结算方式等内容，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。项目新能源发电量不纳入新能源可持续发展价格结算机制保障。

(十)绿电溯源

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。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。项目内部电源应在国家可再生能源发电项目信息管理平台建档立卡，电网企业应在计算并核对绿电溯源结果后，推送至国家绿证核发交易系统。

(十一)开发环境

各地在谋划实施绿电直连项目时，应严格遵守全国统一大市 场建设有关要求，不得出现强制要求项目单位在当地配套落地产 业或投资，违规收取项目保证金、资源费、生态补偿费等不合理 费用，以及其他没有法律法规依据、给项目增加不合理负担的行为。

(十二)安全管理

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，各自在安全责任界面内履行相应电力安全风险管控 责任，保障安全稳定运行。项目主责单位及内部主体要严格落实 安全主体责任，按照“谁产生、谁负责”原则，承担由于自身原 因造成供电中断等相关责任。

三、组织实施

(一)统筹规划

省发展改革委统筹负责绿电直连项目的组织实施，按照“企业自愿申报、市级把关推荐、省级集中评审”的工作机制有序推动项目谋划实施，并依托河南省可再生能源项目信息管理系统开展具体申报和评估工作。项目按照试点先行原则组织实施，成熟一批，组织实施一批。

(二)申报流程

1.企业申报。项目主责单位牵头开展试点项目申报并编制绿电直连试点项目实施方案(编制大纲见附件1),明确建设内容和建设时序，并向项目所在地能源主管部门提出申请，于11月30 日前完成线上填报。

2.市级推荐。各省辖市能源主管部门会同相关部门，对项目实施方案及支撑性材料的真实性、合规性、完整性进行把关，于12月7日前将推荐项目正式报送(含附件2)。

3.省级评审。省发展改革委组织具备资质的第三方机构开展项目评审，并充分听取相关单位意见，综合研判后对具备条件的 项目予以公布实施。

(三)建设管理

绿电直连试点项目应严格按照公布实施的建设内容和规模组织建设，源荷应同步投产。项目应依法依规办理电源、负荷、储能及直连线路等核准或备案手续，不得擅自变更项目实施范围、建设地点、建设内容、主责单位和内部主体(含股权结构)等。项目建成后，接网容量发生变更的，应重新履行系统接入评估等 手续，内部新增新能源发电规模的，应重新履行项目申报流程。

(四)监测评估

省发展改革委会同河南能源监管办按年度开展动态监测，每年1月底前省电力公司对项目上年度运行情况进行评估，重点评估项目新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例、自发自用电量占总用电量的比例、上网电量占总可用发电量的比例等内容。对上年度自发自用电量占总用电量的比例达不到要求的，本年度 所发电量不得参与电力市场交易。

(五)调整机制

对已公布实施的绿电直连试点项目，电源部分中风电、光伏发电、生物质发电等项目未在核准、备案有效期内开工建设的，取消项目试点资格。项目建成投产后，因负荷发生重大变化导致无法持续运行的，应及时匹配新负荷，确因客观原因3年内无法匹配新负荷的，由项目主责单位向省辖市能源主管部门提出申请，经省级能源主管部门会同电网企业重新评估项目电网接入和并网消纳条件，符合要求的可参与电力市场交易，不纳入机制电价执 行范围。项目主责单位和内部主体自行承担退出风险。

本文件未尽事宜，依据国家关于绿电直连有关政策执行，如遇国家政策调整，按照国家最新政策执行。

附件1

（转自：豫发改新能源[2026]580号）

绿电直连试点项目实施方案编制大纲

一、项目概况

(一)项目基本情况

包括项目名称、建设地点、项目类型(单用户1多用户)、建 设内容及规模(包括电源、负荷、储能、直连线路、接网工程等)、 投资估算、建设模式(自投、合资、合同能源管理等)、各方权 利责任等。

(二)企业概况

简述项目主责单位、电源、负荷企业基本信息、发展现状、 财务状况、企业信用和项目融资等情况。

(三)建设必要性分析

从企业绿色用能需求、就近消纳能力、资源条件、电网接入 条件等方面论证项目实施的现实基础和政策支撑。

(四)建设时序

统筹安排绿电直连项目电源、负荷、储能、直连线路、接网 工程等建设进度和时序，明确项目整体的建成投运时间。

二、项目建设方案

(一)项目总体方案

按照“同步设计、统一建设、同步投产”的原则统筹编制电 源、负荷、储能及直连线路和接入系统的整体化建设方案。

(二)电源方案

明确电源属性(存量/增量)、项目类型、建设规模、用地情 况、年发电量和利用小时数、建成投产时序等。存量电源需说明 与电网企业就接网方案变更等达成一致意见情况。

(三)负荷方案

明确负荷属性(存量/增量)、产业方向、投产计划(增量)、 运行情况(存量)、用电负荷、用电量规模、可调节能力等。存  量负荷需说明近三年用电、自备电厂运营出力(含可再生能源发  展基金缴纳)等情况。

(四)直连线路方案

明确直连线路的规划路径、电压等级、连接关系、产权划分及安全距离等。直连线路应尽量减少线路交叉跨越，确需跨越的， 完成交叉跨越安全风险评估，制定相应安全技术措施。

(五)接入系统方案

明确项目并网方案、并网容量、计量方式、公共电网交换功率、电网接口技术方案和责任界面(含并网容量之外的供电责任) 划分情况等。

(六)储能设施方案

根据项目情况合理配置储能设施，增强系统调节能力，满足峰谷差、电能质量管理等要求。说明储能站址、技术路线、设备 配置、运行方案及安全措施等情况。

(七)电力电量平衡方案

结合电源、负荷与储能配置情况，进行源荷匹配及调节能力分析，形成发用电典型曲线，明确峰谷调节水平及备用机制。

结合发用电典型曲线，对项目绿色电力生产消费、上下 网电量等数据进行分析计算，明确项目新能源年自发自用电量 占总可用发电量的比例、自发自用电量占总用电量的比例、上 网电量占总可用发电量的比例等指标。项目应合理确定最大的 负荷峰谷差率，与公共电网交换功率的电力峰谷差率不高于方 案规划值。

三、电力系统安全评估

开展电力系统安全稳定分析，评估系统风险、用电安全、电 能质量及内部各设施涉网性能等，并提出具体技术措施。

四、投资估算

开展建设成本和用电成本分析。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。

五、经济效益分析

综合分析项目实施的综合价值，突出项目在促进企业绿色转型、提升能源利用效率、推动区域经济发展等方面的积极作用。

六、附件材料

(一)项目主责单位和内部主体工商营业执照、信用证明等。

(二)电源方面。对存量电源，提供与电网企业达成的接网方案变更等文件。对增量电源，按照有关要求取得自然资源、林业、生态环境、水利、文物、军事等部门支持性意见，自然资源、生态环境支持性意见附项目占用土地红线图和拐点坐标，其中，集中式光伏项目提供与光伏方阵用地产权所有方签订的用地与补偿协议，及光伏方阵用地与补偿协议报当地县级自然资源和林草 主管部门备案证明。

(三)负荷方面。对存量负荷，有绿色电力消费比例要求企 业需说明要求比例和来源；重点用能和碳排放企业附我省重点用 能单位名单截图；出口外向型企业需提供出口产品报关证明或订 单证明，其上下游企业需提供来自出口外向型企业的订单等证明 文件；压减自备电厂出力企业提供足额清缴可再生能源发展基金 证明和压减出力承诺。对新增负荷，提供负荷建设的核准(备案)文件，以及用地、能评、环评、安评等支撑性文件。

(四)项目主责单位与电源、负荷等内部主体签订的多年期 购电协议或合同能源管理协议，协议中明确电力设施建设、产权 划分、运行维护、平衡责任、调度运行、结算关系、违约责任等 事项。

(五)若项目接入电压等级为220千伏，需编制电力系统安 全风险专项评估报告。

(六)其他支持性或承诺性文件。

附件2

绿电直连试点项目申报表

填报单位：      (盖章)                                                                                                                                                      日期：

注：1.多用户绿电直连试点项目，需在“负荷方面”一栏分栏填写所有负荷信息

2.电源涉及多种类型的，需在“电源方面”一栏分栏填写所有电源信息。

3.前期工作情况指核准备案情况，取得能评、环评 、安评 、建设用地手续办理情况，相关部门支持性意见，已开工建设情况等。

4.存量负荷类型选填：有绿色电力消费比例要求企业、重点用能和碳排放企业、出口外向型企业及上下游企业、压减自备电厂出力企业、工业园区、零碳园区、增量配电网。