政策框架 - 公共电网为新能源就近消纳项目提供可靠供电服务 保障安全稳定用电 [1][3] - 就近消纳项目需形成清晰物理界面和安全责任界面 以新能源发电为主要电源 [1][3] - 项目电源应接入用户侧产权分界点 新能源年自发自用电量占比不低于总可用发电量60% [1][3] 技术标准 - 项目需具备分表计量条件 电网企业需在发电/厂用电/并网/自发自用/储能等关口安装计量装置 [1][3] - 新能源自发自用电量占总用电量比例不低于30% 2030年起新增项目提高至35% [1][3] - 接入公共电网容量定义为项目同时使用的受电变压器容量及高压电动机容量之和 [4] 费用机制 - 按"谁受益谁负担"原则 项目需承担输配电费和系统运行费 [4] - 输配电费采用容(需)量计费模式 计算公式包含现行容(需)量电费加电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入容量 [4] - 系统运行费暂按下网电量缴纳 逐步向按占用容量方式过渡 自发自用电量暂免政策性交叉补贴新增损益 [4] 市场参与 - 项目作为统一整体平等参与电力市场 现货市场连续运行地区按市场规则结算上网电量 [5] - 现货市场未连续运行地区不得向公共电网反向送电 项目用电需直接参与市场交易 [5] - 新能源上网电量不纳入可持续发展价格结算机制 下网电量需承担上网环节线损费用 [5] 实施安排 - 省级价格主管部门负责跟踪监测和政策解读 项目业主需向地方主管部门备案后申请接网 [6] - 电网企业需严格审核并提供结算服务 每月向省级价格主管部门报告费用情况 [6] - 政策自2025年10月1日起实施 已接网项目由各地价格主管部门统筹衔接 [6][7]

绿电直连定义与分类 - 绿电直连指电源不接入公共电网，通过专用线路向单一用户供电，电量可物理溯源[2] - 电源类型包括风能、太阳能、生物质能等新能源，涵盖新建和存量项目[2] - 分为并网型（接入用户侧后整体联入公共电网）和离网型（完全独立运行）两类[2] 政策出台背景 - 解决新能源消纳压力，探索就近消纳模式，提高资源利用效率[3] - 应对国际绿色贸易壁垒，满足高载能行业绿色转型需求[3] - 为用户提供降低用电成本的新选择，鼓励自主申报并网容量[3] 政策核心内容框架 - 第一部分明确项目定义、分类及安全优先等建设原则[4] - 第二部分要求加强规划引导，强调源荷匹配与模式创新[4] - 第三部分规定运行管理细则，涉及安全责任界面和系统友好性[4] - 第四部分建立交易与价格机制，推动项目整体参与电力市场[4] - 第五部分部署组织保障，明确各部门职责分工[4] 投资建设规定 - 支持民营企业等非电网主体投资，省级能源主管部门需配合[5] - 允许用户、新能源企业或合资公司投资电源，专线由用户或电源主体投资[6] - 不同投资主体间需签订长期购电协议，明确产权划分与违约责任[6] 新能源消纳与转型要求 - 要求新能源年自发自用电量占比不低于60%，2030年用电量占比提升至35%[7] - 通过配置储能、挖掘用户调节潜力提升自发自用比例[7] 电网安全与运行管理 - 并网型项目需与公共电网明确安全责任界面，自主承担供电中断责任[8] - 项目需纳入地方能源规划，经第三方评审并符合涉网技术标准[9] - 运行阶段由用户主责，接入调度系统接受统一管理[9] 经济性与公平性机制 - 项目需缴纳输配电费等费用，禁止地方违规减免[10] - 允许通过优化发用电曲线参与电力市场交易获取收益[11] 政策落地实施 - 国家层面将加强指导评估，派出机构负责监测执行[12] - 地方需细化要求，组织第三方评审并听取电网意见[12] - 电网企业和市场运营机构需提升技术支持与服务能力[12]