绿电直连政策核心观点 - 政策旨在通过风电、太阳能发电、生物质发电等新能源直连单一电力用户的模式，实现绿电物理溯源和就近消纳，满足企业绿色用能需求[2] - 明确绿电直连分为并网型和离网型两类，并网型需与公共电网形成清晰责任界面，分布式光伏按现有政策执行[2] - 要求项目按安全优先、绿色友好、权责对等、源荷匹配原则建设，公平承担安全、经济和社会责任[2] 规划引导 - 新增负荷可配套建设新能源项目，存量负荷需在清缴可再生能源基金后通过压减自备电厂实现清洁替代[3] - 省级能源部门需统筹规划项目，将风电和太阳能规模纳入省级开发方案，直连线路按电压等级纳入国土空间规划[4] - 项目接入电压原则上不超过220/330千伏，超限需专项安全评估，要求整体化方案统一建设并同步投产[4] 模式创新与投资主体 - 允许民营企业等非电网主体投资绿电直连项目，电源可由负荷方、发电企业或合资公司投资，直连专线原则上由负荷/电源主体投资[5] - 非同一投资主体需签订多年购电协议或合同能源管理协议，明确电力设施建设、运维等权责[5] - 新能源发电项目豁免电力业务许可（另有规定除外）[5] 源荷匹配要求 - 并网型项目需按"以荷定源"确定电源类型和规模，现货市场连续运行地区可自发自用为主（余电上网为辅），非连续运行地区禁止反送电[6] - 要求新能源年自发自用电量占比不低于总可用发电量的60%、总用电量的30%，2030年前自发自用比例提升至35%[6] - 上网电量占比上限由省级部门确定，一般不超过20%[6] 运行管理规范 - 项目需配置继电保护等二次系统，电网企业需公平提供接入服务，竣工验收报告需报送省级部门和能源局派出机构[7][8] - 并网型项目需接受调度机构管理，内部资源需做到可观、可测、可调、可控，并符合网络安全防护规定[8][9] - 明确项目与公共电网的安全责任界面，自行承担供电中断责任，需自主申报并网容量并与电网协商供电责任[9] 交易与价格机制 - 并网型项目需作为整体参与电力市场交易，负荷不得由电网代理购电，非同一投资主体可分别注册以聚合形式交易[11] - 项目需缴纳输配电费、系统运行费用等，禁止地方违规减免费用[12] - 结算以接入点为参考点，需安装双向计量装置，非同一投资主体间交易电量按绿证和绿电交易规定执行[13] 组织保障措施 - 国家发改委、能源局将加强模式指导和成效评估，省级部门需细化消纳距离、上网比例等要求，避免新能源消纳不及预期[14] - 鼓励向民营企业推介项目，支持民资参与投资建设，要求电网和电力市场机构提升技术支持能力[14]