文章核心观点 四川省发展和改革委员会发布《四川省有序推动绿电直连发展实施细则（征求意见稿）》，旨在通过制定详细的规则，有序推动省内绿电直连项目发展，以发挥四川清洁能源优势，满足企业绿色用能需求，提升新能源就近就地消纳水平，并探索适合四川实际的绿电直连项目运行模式 [9][12][13] 绿电直连项目基本要求 - **项目定义与范围**：绿电直连电源限定为新增的风电、太阳能发电、生物质发电等新能源，不包括存量已并网电源及已批复的统调统分电源；直连线路现阶段是指电源向单一电力用户供电的专用线路，暂不开展向多用户供电的项目 [13] - **布局与负荷条件**：除万卡集群算电融合项目外，绿电直连项目原则上不受地域限制；新增负荷可配套建设直连新能源项目，存量负荷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可开展绿电直连，实现清洁能源替代；鼓励有降碳刚性需求的出口外向型企业利用周边新能源资源探索存量负荷绿电直连 [14][15] - **源荷匹配要求**：项目整体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%，并不断提高比例，2030年前不低于35%；电力现货市场未连续运行前，不允许向公共电网反送电；市场连续运行后，可采取自发自用为主、余电上网为辅的模式；并网型项目余电上网电量占总可用发电量比例，“三州一市”（阿坝州、甘孜州、凉山州、攀枝花市）原则上不超过10%，其他地区原则上不超过20% [2][16] - **接入系统要求**：并网型项目接入公共电网电压等级原则上不超过220千伏；新能源电源与负荷直连线路长度原则上不超过60千米；项目应作为整体向公共电网申请接入，专线接入，接入点原则上不超过两个，并与公共电网间形成清晰物理界面 [17] - **并网调度与安全**：绿电直连项目的新能源发电项目豁免电力业务许可；项目整体及内部电源按接入电压等级和容量规模接受相应调度机构管理；发用电曲线可由项目业主和调度机构共同协商确定；项目与公共电网按产权分界点明确安全责任界面 [18][19] - **计量与权责**：并网型项目以项目接入点作为计量、结算参考点，作为整体与公共电网结算；项目应具备分表计量条件，在内部各关口安装合格的双向计量装置；项目应自主合理申报并网容量，并自行承担因自身原因造成供电中断的责任 [19][20] 绿电直连项目价格及交易机制 - **价格机制**：项目涉及的输配电费、系统运行费、政策性交叉补贴等缴纳执行国家相关规定；“三州一市”的绿电直连项目暂不执行尖峰电价政策 [3][21] - **交易机制**：并网型绿电直连项目作为统一整体参与电力市场，享有平等市场地位；项目用电应当直接参与市场交易，不得由电网企业代理购电；项目配套储能设施不能作为独立主体参与辅助服务等电力市场，不得通过租赁方式配置或对外租赁盈利，但可以与项目作为整体参与辅助服务市场 [5][21] 绿电直连项目管理方式 - **规划管理**：绿电直连项目应统筹纳入省级或市（州）的能源电力专项规划；直连风电和太阳能发电规模计入省级新能源发电开发建设方案 [22] - **整体实施方案编制**：各市（州）能源主管部门指导项目业主，委托有资质单位编制包含电源、储能、负荷、线路等内容的整体实施方案；方案深度需达到接入系统设计有关要求，并按照“以荷定源”原则确定新能源装机规模；鼓励依托国家能源创新平台开展新技术研究与示范 [6][23] - **方案申报与批复**：整体实施方案由市（州）能源主管部门会同相关部门及电网企业初步评估，经市（州）人民政府同意后报送省能源局；省能源局委托第三方评审后批复；针对算电融合类项目，按规定安排新能源激励配置规模；项目电源、负荷、储能等应按方案统一建设，同步投产 [7][24] - **建设实施管理**：项目业主分类提出新能源、储能和电网等工程核准或备案申请；获得核准（备案）后向电网企业提出接入申请；对已核准（备案）的项目，从核准（备案）之日起2年内未按规定开工的，取消并收回所有配置的新能源资源 [8][25] - **运行与监督管理**：绿电直连项目对应的直供新能源不考核新能源利用率，不计入全省统计范围，投资主体自行承担弃电风险；省能源局负责引导项目科学评估需求，做好项目管理和运行监测；电网企业应每月将项目相关费用及电量情况报告主管部门 [26] - **调整与退出管理**：坚决防止以项目名义套取新能源资源；非不可抗力因素，在实施方案明确的周期内，负荷原则上不一次性全部退出；若负荷部分减少或中断，应由属地政府要求业主重新引进新负荷；1年内无法完成等量新负荷补充的，省级能源主管部门将按比例对直供新能源退坡解列 [27]

全球新能源发展态势 - 全球风电和光伏装机容量持续快速增长，其中光伏发电装机增速明显领先于风电 [1] - 在部分高渗透率国家，光伏发电装机增速出现放缓，反映出电网调度和市场机制面临结构性挑战 [1] - 中国设定2035年国家自主贡献目标：非化石能源消费占比达到30%以上，风电和太阳能发电总装机容量达到2020年的6倍以上，力争达到36亿千瓦 [1] 中国水电现状与作用 - 2024年中国水电发电量达1.42万亿千瓦时，占总电量的14%，占可再生能源电量的41% [1] - 水电是技术最成熟的可再生能源之一，在电力系统中发挥重要的容量支撑和灵活调节作用 [1] - 水电将长期作为承担灵活调节功能的可靠电源，为电力系统安全稳定运行和新能源消纳贡献不可替代的力量 [2] 水风光一体化开发模式 - 水风光一体化开发体现资源互补、效率提升、成本优化等特性，电源特性互济互补 [2] - 风电和光伏呈现日内互补，水电与风光呈现季节性互补，水电可平抑风光短期波动 [2] - 雅砻江流域水风光一体化基地示范作用显著，7月17日梯级水电出力达1864万千瓦历史峰值，7月31日梯级水电日调峰容量1175万千瓦，单日调峰幅度达66% [2] - 该模式是促进可再生能源高质量发展和高水平安全的创新模式，并有望应用于能源国际合作 [3] 电力市场建设与成效 - 全国市场化交易电量由2016年的1.1万亿千瓦时提升至2024年的6.2万亿千瓦时，占全社会用电量比例由17%提升至63% [4] - 2024年中国新能源市场化交易电量超过1万亿千瓦时，占总发电量比重达55% [5] - 2024年1月至8月，全国绿证交易量突破1.58亿张，交易电量2050亿千瓦时，同比增长43.3% [5] - 需完善各类主体平等参与的市场机制，推动新能源、燃气、水电、核电等参与市场，并建立健全新型储能、虚拟电厂等灵活性资源参与的市场机制 [5] 绿证体系发展与应用 - 中国绿证具有权威性、唯一性、通用性的特点，是可再生能源环境属性的唯一证明 [6] - 已实现绿证全周期闭环管理，建立国家核发交易系统，保障全范围覆盖、全过程透明 [7] - 2025年1月至8月，全国交易绿证4.64亿个，同比增长1.2倍，单独绿证交易占比约七成，8月平均价格为5.66元/个，环比增长22.77% [7] - 绿证应用于大型活动100%绿电消费、企业ESG报告、能耗双控及产品碳足迹核算，并取得RE100全面认可，国际合作被纳入多双边重点议题 [7] 地方实践案例（苏州） - 苏州构建覆盖全市的绿电绿证服务网络，建成1个微网点、8个服务专区，实现区县全覆盖 [4] - 苏州绿电交易用户491户，绿电交易规模超53亿千瓦时，绿证交易近91万张，交易量占江苏省三分之一以上 [4] - 成功推动分布式光伏参与交易、新能源聚合交易以及江苏省首笔多年期绿电交易等创新实践 [4]