山东省发展和改革委员会山东省能源局关于贯彻发改价格〔2025〕1192号文件支持新能源就近消纳价格政策有关事项的通知（鲁发改价格〔2026〕554号）
关于印发《四川省有序推动绿电直连发展实施细则（试行）》的通知（川发改能源〔2026〕184号）
各市发展改革委（能源局），国网山东省电力公司：
各市（州）发展改革委、成都市经济和信息化局、达州市能源产业发展局，国网四川省电力公司、四川能源发展集团，各有关企业：
为推动我省风电、光伏等新能源就近开发利用，现将《国家发展改革委国家能源局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）转发给你们，并将有关事项通知如下：
为深入贯彻落实《国家发展改革委国家能源局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）、《国家发展改革委国家能源局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）等文件精神，促进新能源就近就地消纳，更好满足企业绿色用能需求，结合我省实际，我们组织编制了《四川省有序推动绿电直连发展实施细则（试行）》，现印发给你们，请认真组织实施。
本《通知》所指新能源就近消纳项目，是指电源（风电、光伏、生物质）、负荷、储能等作为整体与山东电网连接，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的项目。
现阶段主要包括绿电直连、源网荷储一体化、绿电产业园等通过新能源专线供电的项目。
项目条件为：整体新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例不低于60%，占总用电量的比例不低于30%、2030年起新增项目不低于35%。
为进一步落实国家发展改革委、国家能源局《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）（以下简称《通知》）有关要求，依据《中华人民共和国能源法》等法律法规和我省《关于支持加快算电融合发展的实施意见》（川发改能源〔2025〕186号）等政策文件，充分发挥我省清洁能源优势，加快推动绿电直连发展和相关支持措施落地，制定本实施细则。
按照“谁受益、谁负担”原则，新能源就近消纳项目对于山东电网提供的可靠供电等服务，公平承担输配电费、系统运行费等费用。
在四川省行政区域内开展绿电直连项目相关活动及监督管理，适用本实施细则。
（一）就近消纳项目按容（需）量缴纳输配电费，月度容（需）量电费=按现行政策缴纳的容（需）量电费＋所在电压等级现行电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入公共电网容量。
绿电直连电源为新增的风电、太阳能发电、生物质发电等新能源，不包括存量已并网的水电、风电、太阳能发电和生物质发电等电源以及已批复的统调统分电源。
（二）用网电量部分按现行政策承担上网（交易）电价、上网环节线损、系统运行费、政府性基金及附加等费用，暂不参与功率因数调整电费考核。
直连线路现阶段是指电源向单一电力用户供给绿电而直接连接的专用电力线路；
（三）自发自用电量部分（含同时接入产权分界点用户侧的分布式和分散式新能源电量，下同），按国家规定缴纳政府性基金及附加。
在国家出台相关政策前，暂不开展直连线路向多用户供电。
（四）“平均负荷率”由国网山东省电力公司每年12月底前随代理购电价格表公布。
并网型绿电直连项目作为整体接入公共电网，与公共电网形成清晰的物理界面与责任界面，电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧。
（五）2025年9月30日前已接网的新能源就近消纳项目，其规划建设的全容量暂按改革前政策执行。
直连电源为分布式光伏的，按照《分布式光伏发电开发建设管理办法》等政策执行。
（一）容量备份项目（两路及以上多回路供电项目），可选择继续按现行“两部制”输配电价模式缴费。
绿电直连项目以满足全省各类型企业绿色用能需求、提升新能源就近就地消纳水平为目标，在不影响全省电力保供和电力发展规划、法定供用电秩序、公共电网安全稳定运行、电力市场公平公正的前提下，按照“安全优先、绿色友好、权责对等、源荷匹配”原则建设运行，公平合理承担安全责任、经济责任与社会责任。
在全省有序形成一批具有典型示范意义的绿电直连项目，为探索适合四川实际的绿电直连项目运行机理和经营模式积累经验。
自发自用电量按照所在电压等级缴纳电量输配电价，按照国家规定缴纳政府性基金及附加。
相关项目可提前15个工作日向国网山东省电力公司申请变更输配电费计费方式，变更时间间隔不少于12个月。
（二）未尽事宜，根据《国家发展改革委国家能源局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）规定执行。
新增负荷可配套建设直连新能源项目，重点支持绿色用能需求大、负荷调节能力强、源荷匹配好的产业项目。
（三）政策执行中遇到的问题及建议，请及时报告省发展改革委、省能源局。
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开展绿电直连，通过压减自备电厂出力，实现清洁能源替代。
附件：国家发展改革委国家能源局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）
鼓励有降碳刚性需求的直接或间接出口外向型企业及算力企业（含数据中心）利用周边新能源资源探索开展存量负荷绿电直连。
绿电直连项目应结合用电负荷特性、规模，科学确定新能源电源、调节资源类型及规模。
国家发展改革委国家能源局关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知
项目整体采取自发自用为主，余电上网为辅模式运行，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%，并不断提高自发自用比例，2030年前不低于35%。
并网型绿电直连项目余电上网电量占总可用发电量的比例按照阿坝州、甘孜州、凉山州、攀枝花市（以下简称“三州一市”）原则上不超过10%，其他地区原则上不超过20%执行。
各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、能源局，国家能源局各派出机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司：
其中，若绿电直连项目布局在电网送出受限断面内，受限时期内余电不上网（受限断面由电力调度主管部门确定并动态调整）。
大力推动风能、太阳能等新能源资源开发利用，对助力能源绿色低碳转型、实现碳达峰碳中和目标具有重要意义。
离网型绿电直连项目新能源与储能配置应满足负荷安全稳定用电需求。
发展新能源就近消纳，是促进新能源资源开发利用、满足企业绿色用能需求的重要途径。
为贯彻落实党中央、国务院决策部署，推动新能源实现更高水平的就近消纳，现就有关事项通知如下。
并网型绿电直连项目接入公共电网电压等级不超过220千伏。
确有必要接入220千伏的，由省能源局会同国家能源局四川监管办组织电网企业、项目业主等开展电力系统安全风险专项评估，以确保电网安全稳定运行。
对电源、负荷、储能等作为整体与公共电网连接，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的就近消纳项目，公共电网按照接网容量提供可靠供电等服务，保障其安全稳定用电。
参与绿电直连的新能源电源与负荷直连线路不得占用公共电网输电通道。
就近消纳项目电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧，新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%，占总用电量比例不低于30%、2030年起新增项目不低于35%；
项目应严格落实《电力监控系统安全防护规定》相关要求，制定电力监控系统安全防护方案，按标准配置继电保护、安全稳定控制装置、自动化设备、通信设备等二次系统，内部各设施涉网性能应满足相关标准，避免因自身原因影响电网安全稳定运行。
项目应当具备分表计量条件，由电网企业在发电、厂用电、并网、自发自用、储能等关口安装计量装置，准确计量各环节电量数据。
并网型绿电直连项目应作为整体向公共电网申请接入，专线接入公共电网，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，电网企业应向满足并网条件的绿电直连项目公平无歧视提供电网接入服务。
按照“谁受益、谁负担”原则，对电力系统提供的稳定供应服务，就近消纳项目公平承担输配电费、系统运行费等费用；
绿电直连项目的新能源发电项目豁免电力业务许可，另有规定除外。
并网型绿电直连项目主责单位与公共电网签订供用电合同、购售电合同、并网调度协议，明确安全等责任。
项目实行按容（需）量缴纳输配电费，下网电量不再缴纳系统备用费、输配环节的电量电费。
绿电直连项目整体及内部电源按照接入电压等级和容量规模接受相应调度机构管理，按照为系统提供服务的类别接入新型电力负荷管理系统和电力调度自动化系统。
月度容（需）量电费计算方法为：容（需）量电费=按现行政策缴纳的容（需）量电费＋所在电压等级现行电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入公共电网容量。
考虑新能源送出具体情况，并网型绿电直连项目发用电曲线可以由项目业主和调度机构共同协商确定，除发生影响公用系统安全稳定运行的突发情况外，调度机构应按照协商明确的发用电曲线下达项目调度计划，不得随意调整。
其中，平均负荷率暂按所在省份110千伏及以上工商业两部制用户平均水平执行，由电网企业测算、经省级价格主管部门审核后公布；
项目内部资源应做到可观、可测、可调、可控，并根据《电网运行准则》等向电力调度机构提供相关资料。
接入公共电网容量为项目同时使用的受电变压器容量及不通过变压器接入的高压电动机容量之和。
项目各业务系统应严格执行《电力监控系统安全防护规定》，安装网络安全监测、隔离装置等网络安全设施，按要求向相关调度机构备案，接受调度机构开展的技术监督。
可靠性要求高、按要求需进行容量备份的项目，可选择继续按现行两部制输配电价模式缴费，其中容（需）量电费按现行政策执行，电量电费根据实际用电量（含自发自用电量）以及所在电压等级电量电价标准缴纳。
当发生自然灾害、设备故障等突发异常情况影响电力系统安全稳定运行时，绿电直连项目应接受电力调度机构统一指挥。
项目使用公共电网时视同工商业用户，暂按下网电量缴纳系统运行费，逐步向按占用容量等方式缴费过渡；
并网型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。
绿电直连项目应严格落实各项安全生产管理措施，内部接入电源的涉网安全管理应严格落实《电网运行准则》《电力系统网源协调技术导则》等要求，保证安全稳定运行。
项目应及时开展风险管控及隐患排查治理，深入评估并及时消除项目内部设备故障以及各类安全风险，不断增强可靠性。
项目与其他发电企业、电力用户等具有平等市场地位，原则上作为统一整体参与电力市场。
鼓励并网型绿电直连项目提升系统友好性，可参照《通知》增加灵活性调节措施，并确定项目最大负荷峰谷差率。
现货市场连续运行地区，项目上网电量交易和价格结算按照市场规则执行；
现货市场未连续运行地区，原则上不向公共电网反向送电、不开展送电结算。
并网型绿电直连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进行电费结算。
项目新能源上网电量不纳入新能源可持续发展价格结算机制。
绿电直连项目应具备分表计量条件，在内部发电、厂用电、自发自用、储能等关口安装符合《电能计量装置技术管理规程》且检定合格的双向计量装置，计量数据应接入电网企业用电信息采集系统。
项目电源和负荷不是同一投资主体的，须实现电源和负荷电量信息自动采集，并实现与四川电力交易平台线上数据交互，双方之间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。
绿电直连项目应统筹考虑内部源荷特性、平衡能力、经济收益、与公共电网交换功率等因素，自主合理申报并网容量，并与电网企业协商确定并网容量以外的供电责任和费用。
电网企业应按照项目申报容量和有关协议履行供电责任。
项目应调节内部发电和负荷，确保项目与公共电网交换功率不超过申报容量，自行承担由于自身原因造成供电中断的相关责任。
绿电直连项目涉及的输配电费、系统运行费、政策性交叉补贴等执行《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）相关规定，各市（州）不得违反国家规定减免有关费用。
并网型绿电直连项目作为统一整体参与电力市场，享有平等的市场地位，按照《电力市场注册基本规则》进行注册，根据市场交易结果安排生产，并按照与公共电网的交换功率进行结算。
… 1 unchanged clause …
并网型项目电源和负荷不是同一投资主体的，也可分别注册，以聚合形式参与电力市场交易。
各省级价格主管部门要加强跟踪监测，及时总结实施经验，提出完善的意见建议；
电力交易机构根据市场规则对相关市场主体出具结算依据。
加强政策解读，引导项目业主单位等方面充分理解政策意图，及时回应社会关切。
绿电直连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，但可以与绿电直连项目作为整体参与辅助服务等电力市场。
项目业主单位向地方有关主管部门备案后，向电网企业提出接网申请，自主确定接入电网容量，与电网企业签订供用电合同、购售电合同、并网调度协议，明确安全等相关责任。
电网企业应严格按要求进行审核，并依据备案文件提供结算服务，每月将项目输配电费、系统运行费等有关情况报告省级价格主管部门。
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，确保绿电直连项目有序发展。
实施日期前已接网的就近消纳项目，由各地价格主管部门做好统筹衔接。
直连风电和太阳能发电规模计入省级能源主管部门制定的新能源发电开发建设方案，用电负荷规模应有依据和支撑。
直连线路、接入系统等按电压等级同步纳入省级或市（州）的能源电力等规划，并与国土空间规划相衔接。
在符合省级或市（州）国土空间总体规划前提下，各市（州）能源主管部门具体指导绿电直连项目业主，委托具有相应资质的咨询单位编制包含直连电源、储能配置、用电负荷、直连线路和接入公网系统的绿电直连项目整体实施方案。
整体实施方案深度应达到接入系统设计有关要求，要以专门章节评估系统风险、用电安全、电能质量、计量采集和项目全寿命周期等内容，并提出具体技术措施。
在整体实施方案中，要按照“以荷定源”的原则，经技术经济比较后，根据直供负荷特性、用电量以及储能规模合理确定直供新能源装机规模。
鼓励依托国家能源创新平台（含“赛马争先”类）开展相关新技术研究与示范。
绿电直连项目整体实施方案由各市（州）能源主管部门会同当地相关部门、市（州）电网企业进行初步评估，并在送审前按层级征求工业主管部门意见以及要素保障部门的意见，落实并印证产业、负荷等相关情况，保证绿电直连负荷产业项目深度要求。
项目电源和负荷不是同一投资主体的，应拟定多年期购电协议或合同能源管理协议，并就电力设施建设、产权划分、运行维护、调度运行、结算关系、违约责任等事项签订协议。
整体实施方案的评估重点为根据当地新能源资源、电网接入方式等条件，对直供新能源规模进行统筹研究优化，将直供新能源规模纳入绿电直连项目整体实施方案（该直供新能源无需再单独编制新能源项目实施方案），就近就地建设和消纳，原则上直供新能源与负荷应位于同一市（州）或相邻市（州）。
评估后的整体实施方案经市（州）人民政府同意后报送省能源局。
省能源局委托第三方咨询机构组织对整体实施方案开展评审和出具评审意见，并征求国家能源局四川监管办和相关电网企业意见后批复整体实施方案，算电融合、绿氢生产利用项目可同步对直供新能源项目法人进行审核确认并向省政府报备，其余行业项目由有关市（州）结合审定的整体实施方案，依规开展直供新能源项目法人优选有关工作。
针对算电融合类绿电直连项目，按照我省《关于支持加快算电融合发展的实施意见》规定给予新能源激励配置（若电源和负荷不是同一投资主体，需双方协定由其中一个投资主体获取）。
绿电直连项目的电源、负荷、储能等应按照整体实施方案统一建设，同步投产；
新能源激励资源原则上在算电融合类绿电直连项目建成投产后一次性配置。
考虑算力建设实际，对于确需分期开发的算电融合项目，参照我省《加快推进多能互补电源建设的激励措施》，按对应规模占比可分期配置新能源激励。
绿电直连项目业主应按照《企业投资项目核准和备案管理办法》等规定和行政审批权限，分类提出新能源、储能和电网（包括直连线路、并网线路）等工程核准或备案申请，由省级或市（州）能源主管部门依法依规办理核准或备案手续。
绿电直连项目业主在获得项目核准（备案）后，向电网企业提出电网接入申请，电网企业根据批复的绿电直连项目整体实施方案办理接入手续。
绿电直连项目主责单位承担建设主体责任，积极推进项目建设，相关建设情况每季度向省能源局报备。
并网型绿电直连项目建设完工后，应及时开展验收及并网接入相关工作。
对已批复整体实施方案的绿电直连项目，从批复整体实施方案起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。
绿电直连项目对应的直供新能源不考核新能源利用率，不计入全省新能源利用率统计范围，投资主体自行承担弃电风险。
省能源局负责引导绿电直连项目科学合理评估需求，避免出现实际运行与设计方案出现较大偏差、新能源消纳不及预期等情况，做好项目管理和运行监测工作。
电网企业、电力市场运营机构持续提升对项目接入电网、参与电力市场交易的技术支持能力和服务水平。
电网企业每月将并网型绿电直连项目输配电费、系统运行费、政策性交叉补贴等有关情况报告省级价格主管部门，将自发自用电量及比例、余电上网电量及比例报省级能源运行部门。
各绿电直连项目主动接受国家能源局四川监管办的监管，及时报送项目建设与政策执行情况，按要求规范开展项目建设运行。
绿电直连项目调节资源运行周期原则上不低于新能源项目全生命周期。
坚决防止以绿电直连项目名义套取新能源资源，非不可抗力因素，在绿电直连整体实施方案明确的实施周期内，负荷原则上不一次性全部退出绿电直连。
绿电直连项目业主自行承担退出风险，受市场行情变化、产业政策调整等影响，若运行期内绿电直连的负荷、调节资源部分减少或中断，应由属地政府要求绿电直连项目业主重新引进新负荷；
对减少的负荷在1年时间内无法完成等量新负荷补充的，由省级能源主管部门根据绿电直连项目整体实施方案以及负荷、调峰能力变动情况，确定应退出的直供新能源规模比例，按该比例对直供新能源退坡解列，解列后的直供新能源原则上不接入公共电网。
本实施细则自公布之日起施行，有效期2年，由省发展改革委、省能源局负责解释。
zcjdu《四川省有序推动绿电直连发展实施细则（试行）》政策解读