10月31日，浙江省發展和改革委員會發布關于公開征求《關于推動浙江省綠電直連發展有關事項的通知（征求意見稿）》意見的通知。
文件提出，新增負荷可通過配套建設新能源項目實現綠電直連。重點支持有機硅、硅光伏、新能源電池、新能源汽車、風電制造、氫能、數據中心、集成電路、生物制藥等綠色用能需求大的企業，優先支持負荷調節能力強、源荷匹配較好的產業項目。新增負荷不含存量負荷增容、遷址、過戶等。已報裝但供電方案尚未答復或配套電網工程尚未批復立項的用電項目可作為新增負荷。新增負荷與存量負荷原則上不產生直接電氣連接。
列入綠電直連建設計劃的集中式光伏項目視作納入集中式光伏年度建設計劃；新型儲能項目視作納入各設區市年度建設計劃；直連線路、接入系統等按電壓等級納入省級或設區市相關規劃。項目向電網企業報送并網申請，接入方案通過后，項目業主開展新能源電源與直連線路建設，電網企業開展配套電網工程建設，項目按整體方案統一建設，同步投產。
有降碳剛性需求的出口外向型企業其存量負荷可利用周邊新能源資源探索開展綠電直連。
尚未開展電網接入工程建設或因新能源消納受限等原因無法并網的新能源項目，在履行相應變更手續后開展綠電直連。已取得接入系統批復意見的原則上不予支持。嚴禁以“綠電直連”名義為違規電廠轉正、將公用電廠轉為自備電廠。
并網型項目應在投產后1個月內按照《電力市場注冊基本規則》等有關規定以負荷企業作為主體完成注冊，原則上應作為整體參與電力市場交易，根據市場交易結果安排生產，并按照與公共電網的交換功率進行結算。項目負荷參與市場交易后不得由電網企業代理購電，負荷企業用網電量按照浙江電力市場規則結算。項目電源和負荷不是同一投資主體的，也可分別注冊，以聚合形式按浙江省市場規則參與電力市場交易，項目電源和負荷可自行約定損益分攤機制。參與綠電直連的新能源項目，其上網電量不納入可持續發展價格結算機制保障，不參與機制電價競價。
詳情如下：
關于公開征求《關于推動浙江省綠電直連發展有關事項的通知（征求意見稿）》意見的通知
為進一步貫徹落實國家發展改革委、國家能源局《關于有序推動綠電直連發展有關事項的通知》（發改能源〔2025〕650號）要求，推動我省綠電直連高質量發展，省發展改革委（省能源局）會同浙江能源監管辦起草了《關于推動浙江省綠電直連發展有關事項的通知（征求意見稿）》，現公開征求社會意見，征求意見時間為2025年10月31日至11月14日。如有意見建議，請以電子郵件或信函方式反饋至省能源局新能源處，并注明“浙江省綠電直連發展有關事項反饋意見建議”字樣。
聯系人：杜國偉；聯系電話：0571-87052582；
電子郵件：zjnyjxnyc@163.com；
郵寄地址：浙江省杭州市西湖區省府路8號；郵編：310025。
企事業單位反饋意見，請注明單位名稱、組織代碼、聯系人、聯系方式。個人反饋意見，請注明姓名、身份證號、聯系方式。
附件：關于推動浙江省綠電直連發展有關事項的通知（征求意見稿）
浙江省發展和改革委員會
2025年10月31日
關于推動浙江省綠電直連發展有關事項的通知
（征求意見稿）
省電力公司，各設區市發展改革委、寧波市能源局：
根據國家發展改革委、國家能源局《關于有序推動綠電直連發展有關事項的通知》（發改能源〔2025〕650號），結合我省實際，制定本通知。
一、適用范圍
綠電直連是指風電、太陽能發電、生物質發電等新能源不直接接入公共電網，通過直連線路向單一電力用戶供給綠電，可實現供給電量清晰物理溯源的模式。其中，直連線路是指電源與電力用戶直接連接的專用電力線路。直連電源為分布式光伏的，按照《分布式光伏發電開發建設管理辦法》《浙江省分布式光伏發電開發建設管理實施細則》等文件執行。
（一）直連方式
1.并網型項目。綠電直連項目作為整體接入公共電網，與公共電網形成清晰的物理界面與責任界面，電源應接入用戶和公共電網產權分界點的用戶側。
2.離網型項目。綠電直連項目的電源、用戶和線路均與公共電網無電氣連接，作為獨立系統開展運營。
（二）項目類型
1.新增負荷可通過配套建設新能源項目實現綠電直連。重點支持有機硅、硅光伏、新能源電池、新能源汽車、風電制造、氫能、數據中心、集成電路、生物制藥等綠色用能需求大的企業，優先支持負荷調節能力強、源荷匹配較好的產業項目。新增負荷不含存量負荷增容、遷址、過戶等。已報裝但供電方案尚未答復或配套電網工程尚未批復立項的用電項目可作為新增負荷。新增負荷與存量負荷原則上不產生直接電氣連接。
2.存量負荷在已有燃煤燃氣自備電廠足額清繳可再生能源發展基金的前提下開展綠電直連，通過壓減自備電廠出力，實現清潔能源替代。臨時中斷供電可能造成人員傷亡或重大社會影響的負荷，不參與綠電直連。
3.有降碳剛性需求的出口外向型企業其存量負荷可利用周邊新能源資源探索開展綠電直連。
4.尚未開展電網接入工程建設或因新能源消納受限等原因無法并網的新能源項目，在履行相應變更手續后開展綠電直連。已取得接入系統批復意見的原則上不予支持。嚴禁以“綠電直連”名義為違規電廠轉正、將公用電廠轉為自備電廠。
二、有關要求
（三）做好整體方案編制
綠電直連項目應編制包含電源、負荷、直連線路和接入系統的整體化方案，以專門章節評估系統風險、用電安全、電能質量等，并提出具體技術措施。項目接入電壓等級不超過220千伏；確有必要接入220千伏的，由省發展改革委（省能源局）會同浙江能源監管辦組織省電力公司、項目單位等開展電力系統安全風險專項評估。結合電網規劃發展和安全可靠運行需求，統籌開展綠電直連項目直連線路（或預留廊道）規劃，減少線路交叉跨越，確有跨越的應做好安全措施。為便于新能源就近就地消納，統一協調電源、負荷及直連線路的投資審批、核準和備案工作，負荷、電源布局原則上在同一設區市行政區域范圍內。
（四）鼓勵建設模式創新
綠電直連項目原則上由負荷主體作為主責單位。鼓勵民營企業在內的各類經營主體（不含電網企業）投資綠電直連項目。項目電源可由負荷主體投資，也可由發電企業或雙方成立的合資公司投資，直連專線原則上應由負荷、電源主體投資。項目電源和負荷主體不是同一投資主體的，應在申報前簽訂多年期購電協議或合同能源管理協議，并就電力設施建設、產權劃分、運行維護、調度運行、結算關系、違約責任等事項簽訂協議。項目中新能源發電項目豁免電力業務許可（另有規定除外），若配置新型儲能，按照用戶側儲能管理。綠電直連項目整體接網工程按照《省發展改革委 省財政廳 省自然資源廳 省建設廳 省市場監管局關于進一步明確電力接入工程費用分擔機制有關事項的通知》（浙發改價格〔2021〕437號）劃分投資界面。
（五）做好電源負荷適配
并網型項目應按照“以荷定源”原則，科學確定新能源電源類型、裝機規模和儲能規模，支持“整體自發自用為主，余電上網為輔”模式。項目新能源年自發自用電量占總可用發電量的比例應不低于60%，占總用電量的比例應不低于30%，并不斷提高自發自用比例，到2030年不低于35%。上網電量占總可用發電量的比例不超過20%。綠電直連項目的新能源利用率目標單獨設置，不納入全省新能源利用率統計。
若項目投運首年運行天數未滿整年，則首年總可用發電量按照實際運行天數與整年天數之比進行等比例折算。
（六）提升系統友好性能
鼓勵并網型綠電直連項目通過在項目內部配置儲能、挖掘負荷靈活調節潛力等方式，提升項目靈活性調節能力，減小系統調節壓力。項目建設方案應明確項目最大負荷峰谷差率，項目與公共電網交換功率的電力峰谷差率不高于方案值。在新能源消納困難時段，項目不應向公共電網反送電。項目應按照有關管理要求和技術標準做好無功和電能質量管理，按標準配置繼電保護、安全穩定控制裝置、通信設備等二次系統，內部各設施涉網性能應滿足相關標準，并做好必要的應急預案，避免因自身原因影響電網安全穩定運行。并網型項目的涉網安全管理，按照《浙江能源監管辦 浙江省能源局關于進一步提升浙江省新能源和新型并網主體涉網安全能力的通知》（浙監能安全〔2025〕9號）執行。
（七）明晰各方責任邊界
并網型綠電直連項目與公共電網按產權分界點形成清晰明確的安全責任界面，各相關主體在安全責任界面內履行相應電力安全風險管控責任。項目應統籌考慮內部源荷特性、平衡能力、經濟收益、與公共電網交換功率等因素，合理申報并網容量。電網企業應按照項目申報容量和有關協議履行供電責任。項目應調節內部發電和負荷，確保項目與公共電網的交換功率不超過申報容量，自行承擔由于自身原因造成供電中斷的相關責任。
（八）加強安全運行管理
項目主責方應嚴格落實各項安全生產管理措施，保證安全穩定運行。應及時開展風險管控及隱患排查治理，深入評估并及時消除項目內部設備故障以及各類安全風險，不斷增強可靠性。并網型項目整體及內部電源按照接入電壓等級和容量規模接受相應調度機構管理，接入新型電力負荷管理系統或電力調度自動化系統。除發生影響公用系統安全穩定運行的突發情況外，調度機構應按照項目自主安排的發用電曲線下達調度計劃。項目內部資源應做到可觀、可測、可調、可控，并根據《電網運行準則》等向電力調度機構提供相關數據資料。項目應嚴格執行《電力監控系統安全防護規定》，安裝網絡安全監測、隔離裝置等安全設施，按要求向相關調度機構備案，接受調度機構開展的技術監督。電力系統需要時，并網型項目內部電源、儲能應按調度要求運行，作為應急電源向大電網提供支撐。
（九）整體有序參與市場
并網型項目應在投產后1個月內按照《電力市場注冊基本規則》等有關規定以負荷企業作為主體完成注冊，原則上應作為整體參與電力市場交易，根據市場交易結果安排生產，并按照與公共電網的交換功率進行結算。項目負荷參與市場交易后不得由電網企業代理購電，負荷企業用網電量按照浙江電力市場規則結算。項目電源和負荷不是同一投資主體的，也可分別注冊，以聚合形式按我省市場規則參與電力市場交易，項目電源和負荷可自行約定損益分攤機制。參與綠電直連的新能源項目，其上網電量不納入可持續發展價格結算機制保障，不參與機制電價競價。
（十）合規繳納相關費用
綠電直連項目應按國務院價格、財政主管部門相關規定繳納輸配電費、系統運行費用、政策性交叉補貼、政府性基金及附加等費用，具體繳納標準按照《國家發展改革委 國家能源局關于完善價格機制促進新能源發電就近消納的通知》（發改價格〔2025〕1192號）執行。
（十一）規范計量結算
并網型綠電直連項目以項目接入點作為計量、結算參考點，作為整體與公共電網進行電費結算。項目應具備分表計量條件，由電網企業在發電、廠用電、并網、自發自用、儲能等關口安裝符合DL/T 488標準的計量裝置，準確計量各環節電量數據。參與市場的項目，關口計量裝置應具備相應的分時計量、遠程采抄等功能。禁止繞越裝設的各電能計量裝置用電。
三、組織實施
（十二）項目申報
綠電直連項目以負荷企業為主體進行申報。由各設區市能源主管部門會同經信、自然資源等主管部門及當地電網企業，統籌地方能源、國土空間與區域電力廊道規劃，按本通知要求，對企業申報方案進行聯審。通過聯審的項目由各設區市能源主管部門印發各市綠電直連項目建設計劃組織實施并將建設計劃、項目方案和聯審意見報省發展改革委（省能源局）備案。接入電壓等級為220千伏的項目需由省發展改革委（省能源局）會同浙江能源監管辦組織電網企業、項目單位開展電力系統安全風險專項評估，確保電網安全穩定運行。
（十三）項目建設
列入綠電直連建設計劃的集中式光伏項目視作納入集中式光伏年度建設計劃；新型儲能項目視作納入各設區市年度建設計劃；直連線路、接入系統等按電壓等級納入省級或設區市相關規劃。項目向電網企業報送并網申請，接入方案通過后，項目業主開展新能源電源與直連線路建設，電網企業開展配套電網工程建設，項目按整體方案統一建設，同步投產。
（十四）后評估和調整退出機制
綠電直連項目設定年上下網電量上限，上網電量上限為總可用發電量的20%，下網電量上限為總可用發電量的240%；電網企業每月電費結算時核算項目年累計上下網電量，一旦超過上限，則當年次月起至年底停止該項目向電網上送或從電網下載電量。設區市能源主管部門會同電網企業建立跟蹤指導和評估機制，對建設期項目定期調度建設進度，對運營期項目每年1月底前完成上年度項目運行評估（含3項比例要求），連續三年運行指標不滿足本文件要求的應主動申請解列。對于項目建設內容變更或擬退出運營的，在每年組織項目申報時提出退出申請，經設區市能源主管部門審核同意后，在建設計劃中予以調整；對納入建設計劃1年仍未開工的項目，及時調出建設計劃。退出運營的項目，其直連電源在設區市、電網企業落實接入條件后可重新申報建設計劃，重新接入公共電網，并可作為增量項目參與機制電價競價。
附件：綠電直連項目方案編制大綱
附件
綠電直連項目方案編制大綱
一、項目概況
（一）項目概況
說明項目名稱、建設地點、建設內容及規模（含負荷、電源、儲能、直連線路等），明確電源種類及負荷類型（存量/增量）。
（二）直連方式
明確項目負荷是否接入公共電網，說明直連方式（并網型或離網型），并網型項目說明直連線路接入點位與受電變壓器位置關系（低壓側或高壓側接入）。明確項目是否為“可靠性要求高、按要求需進行容量備份”的用電類型。提供項目內部網絡簡要圖示（主要線路與關鍵點位），展示直連線路接入點、用戶與電網產權分界點、變壓器、負荷等位置與連接關系。
（三）投資主體
按實施方案要求說明項目投資主體構成，投資建設模式，明確各方責任與權利。簡述負荷與電源（如有）企業基本信息、財務狀況、企業信用和總體能力等情況。有降碳剛性需求的出口外向型企業作為存量負荷申報綠電直連時，還需提供進出口經營權證明、審計報告海外營收及占比、海外客戶合約、降碳剛性需求等相關證明材料。
（四）建設必要性
從新能源生產與消費融合、企業綠色用能需求、降低用能成本、就近消納能力、源荷資源、電網接入條件等多方面分析項目實施的現實基礎與政策支撐。
二、項目建設方案
（一）整體建設方案
按照實施方案要求，統籌編制包含電源、負荷、儲能（如需）、直連線路和接入系統的整體化方案，明確項目全部電力需求及新能源生產、消費結構數據指標。分析電源與負荷的匹配性，核算項目年自發自用電量、上網電量、下網電量規模及比例、新能源利用率目標、靈活性調節范圍、最大的負荷峰谷差率等。
（二）電源建設方案
明確電源屬性（存量/增量）、電源類別（分布式光伏需注明）、裝機容量、項目是否納入省級建設計劃、是否完成電源項目業主優選、建成投產時序等。存量新能源項目需明確項目建設進展、接入系統與送出工程開展情況以及進行直連用戶理由。
（三）負荷建設方案
明確負荷屬性（存量/增量），以及投資規模、負荷規模、年用電量、用能時序與負荷強度，是否符合重點領域方向等。明確項目整體并網報裝容量。
（四）直連線路建設方案
提出直連線路的建設主體（明確負荷還是電源企業建設），明確線路路徑、電壓等級、產權劃分及安全距離，說明直連線路與既有線路的交叉跨越情況，盡量避免跨越公共設施，如確需跨越，應提出相應安全技術措施。
（五）接入系統建設方案
說明項目并網方案、計量方式、電網接口技術方案和責任界面劃分情況。
（六）儲能配置建設方案
根據項目情況，配置合理比例的儲能系統，增強系統柔性調節能力，滿足峰谷差、電能質量管理等要求。儲能應自行建設，不得作為獨立主體參與電力市場交易。
（七）源荷匹配及調節能力分析
分析電源與負荷的匹配性，形成發用電典型曲線。核算并明確電量比例是否符合要求：并網型項目自發自用比例應不低于項目總發電量的60%、總用電量的30%，目標為2030年前不低于35%；上網電量占總可用發電量的比例上限不超過20%。具備合理的調節能力與儲能配置，明確峰谷調節水平及備用機制。項目方案合理確定項目最大的負荷峰谷差率，項目與公共電網交換功率的電力峰谷差率不高于方案規劃值。
（八）建設計劃
以“統一建設、同步投產”為目標，詳細列明項目電源、負荷、儲能及直連線路等內容的實施進度計劃。
三、項目實施條件分析
（一）電源建設條件
說明項目選址、接入條件、納規、備案或核準手續等辦理情況等。新建新能源需落實建設場址坐標、范圍等內容，排查用地敏感因素，提供自然資源、林業、環保、壓礦、文物、軍事、電力等部門支持意見（上述如有）。
（二）負荷側實施條件
用電負荷規模有可靠的依據和支撐，說明負荷形成基礎及有關投資協議、能源管理制度落實情況。
（三）線路建設條件
涉及的用地、通道、安全性及與公共電網的交界等問題。
（四）儲能實施條件
儲能站址、技術路線、設備配置、運行方案及安全措施等。
四、系統安全評估
包含系統風險、用電安全、電能質量等評估分析內容，并提出相應的具體技術措施。確有必要接入220千伏的項目，項目報送省級后，由省發展改革委（省能源局）會同浙江能源監管辦組織省電力公司、項目單位等開展電力系統安全風險專項評估。
五、投資估算及財務測算
明確電源、負荷、直連線路、儲能系統等各部分投資構成及總投資估算，開展財務內部收益率、投資回收期等指標分析，根據國家發展改革委相關價格文件及項目年用電規模，合理測算電力銷售單價及成本。
六、項目影響效果分析
綜合分析項目實施的綜合價值，突出綠電直供在促進產業綠色轉型、提升能源利用效率、推動區域經濟發展等方面的積極作用。
（一）經濟影響分析
論證項目費用效益或效果，以及項目可能對宏觀經濟、產業經濟、區域經濟等產生的影響，評價擬建項目的經濟合理性。
（二）社會影響分析
分析評價項目建設的社會影響，包括帶動地方建設、促進民生事業發展、就業帶動、促進地方人才培養等方面，提出減緩負面社會影響的措施或方案。
（三）環境影響分析
分析項目建設對環境質量改善、能源消耗降低、污染物減排（含碳減排）等方面產生的有利效益和對項目建設區域內水土流失、生物多樣性、環境生態功能等方面產生的不利影響。綜合評價項目建設對促進自然生態發展方面的效果及影響。
七、項目實施路徑及保障措施
明確項目投資主體職責、投建模式（如自投、合資、合同能源管理等）和風險控制機制。
八、申請單位承諾
針對申報材料真實性、嚴格按照方案落實建設內容、項目限制性因素排查、開工和竣工時限等方面做出相關承諾。如有任何虛假，能源主管部門可終止審核認定；如因虛假材料引致法律責任，概由申請單位承擔，與能源主管部門無關。
九、附件
1.項目所在地有關部門聯審意見。
2.項目投資主體工商營業執照、信用證明等。
3.負荷建設的核準（備案）文件或項目建設單位與地方政府簽署的框架協議，用地、環評、能評等支撐性文件。
4.電源與線路的核備文件、用地協議、土地使用合規性證明，自然資源、水利、林業、環保、壓礦、文物、軍事、電力等有關部門意見（上述如有）及其他支撐性文件。
5.項目電源與負荷非同一投資主體的，提供電源項目業主與負荷企業的源荷購售電協議、合同能源管理協議、產權劃分與運行維護協議等。
6.項目整體方案技術文本（包括接入方案、繼電保護及二次系統配置等）。
7.存量負荷在已有燃煤燃氣自備電廠申報綠電直連，需提供稅務部門或電網企業出具的足額清繳可再生能源發展基金的相關證明等。有降碳剛性需求的出口外向型企業其存量負荷申報綠電直連，需提供進出口經營權證明、審計報告海外營收及占比、海外客戶合約、降碳剛性需求等相關證明材料。
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