AC米兰官网浙江：绿电直连项目按照电源负荷适配原则设定年上下网电量上限

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　　1月14日，浙江省发展和改革委员会、浙江省能源局发布关于推动绿电直连发展有关事项的通知。

　　鼓励建设模式创新。绿电直连项目原则上由负荷主体作为主责单位。鼓励民营企业在内的各类经营主体（不含电网企业）投资绿电直连项目。项目电源可由负荷主体投资，也可由发电企业或双方成立的合资公司投资，直连专线原则上应由负荷、电源主体投资。项目电源和负荷主体不是同一投资主体的，应在申报前签订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。

　　做好电源负荷适配。并网型项目应按照“以荷定源”原则，科学确定新能源电源类型、装机规模和储能规模，支持“整体自发自用为主，余电上网为辅”模式。项目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%，2030年起新增项目不低于35%。上网电量占总可用发电量的比例不超过20%。绿电直连项目的新能源利用率目标单独设置，不纳入全省新能源利用率统计。

　　总可用发电量=∑不同类型新能源装机容量（交流侧）×该类型新能源年发电利用小时数标杆

　　若项目投运首年运行天数未满整年，则首年总可用发电量按照实际运行天数与整年天数之比进行等比例折算。

　　提升系统友好性能。鼓励并网型绿电直连项目通过在项目内部配置储能、挖掘负荷灵活调节潜力等方式，提升项目灵活性调节能力，减小系统调节压力。项目建设方案应明确项目最大负荷峰谷差率，项目与公共电网交换功率的电力峰谷差率不高于方案值。在新能源消纳困难时段，项目不应向公共电网反送电。

　　后评估和调整退出机制。绿电直连项目按照电源负荷适配原则，设定年上下网电量上限，上网电量上限为总可用发电量的20%；下网电量上限为总可用发电量的234%，并逐年下降，2030年起新增项目不超过186%；电网企业每月电费结算时核算项目年累计上下网电量，如超过限值，则当年次月起至年底停止该项目向电网上送或从电网下载电量。

　　根据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），结合我省实际，制定本通知。

　　绿电直连是指风电、太阳能发电、生物质发电等新能源不直接接入公共电网，通过直连线路向单一电力用户供给绿电，可实现供给电量清晰物理溯源的模式。其中，直连线路是指电源与电力用户直接连接的专用电力线路。直连电源为分布式光伏的，大型工商业分布式光伏与用户开展专线供电，一般工商业光伏和户用非自然人光伏可作为集中式光伏项目通过集中汇流形式向用户专线供电，用户与分布式光伏发电项目投资方需为同一法人主体。

　　1.并网型项目。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。

　　2.离网型项目。绿电直连项目的电源、用户和线路均与公共电网无电气连接，作为独立系统开展运营。

　　1.新增负荷、有降碳刚性需求的出口外向型企业的存量负荷可利用周边新能源资源配套建设新能源项目实现绿电直连。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。新增负荷不含存量负荷增容、迁址、过户等。已报装但供电方案尚未答复或配套电网工程尚未批复立项的用电项目可作为新增负荷。新增负荷与存量负荷原则上不产生直接电气连接。

　　2.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。临时中断供电可能造成人员伤亡或重大社会影响的负荷，不参与绿电直连。

　　3.尚未开展电网接入工程建设或因新能源消纳受限等原因无法并网的新能源项目，在履行相应变更手续后开展绿电直连。已取得接入系统批复意见的原则上不予支持。严禁以“绿电直连”名义为违规电厂转正、将公用电厂转为自备电厂。

　　绿电直连项目应编制包含电源、负荷、直连线路和接入系统的整体化方案，以专门章节评估系统风险、用电安全、电能质量等，并提出具体技术措施。项目接入电压等级不超过220千伏；确有必要接入220千伏的，由省发展改革委（省能源局）会同浙江能源监管办组织省电力公司、项目单位等开展电力系统安全风险专项评估。结合电网规划发展和安全可靠运行需求，统筹开展绿电直连项目直连线路（或预留廊道）规划，减少线路交叉跨越，确有跨越的应做好安全措施。

　　绿电直连项目原则上由负荷主体作为主责单位。鼓励民营企业在内的各类经营主体（不含电网企业）投资绿电直连项目。项目电源可由负荷主体投资，也可由发电企业或双方成立的合资公司投资，直连专线原则上应由负荷、电源主体投资。项目电源和负荷主体不是同一投资主体的，应在申报前签订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。项目中新能源发电项目豁免电力业务许可（另有规定除外）。绿电直连项目接网工程按照省发展改革委等部门《关于进一步明确电力接入工程费用分担机制有关事项的通知》（浙发改价格〔2021〕437号）划分投资界面。

　　并网型项目应按照“以荷定源”原则，科学确定新能源电源类型、装机规模和储能规模，支持“整体自发自用为主，余电上网为辅”模式。项目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%，2030年起新增项目不低于35%。上网电量占总可用发电量的比例不超过20%。绿电直连项目的新能源利用率目标单独设置，不纳入全省新能源利用率统计。

　　总可用发电量=∑不同类型新能源装机容量（交流侧）×该类型新能源年发电利用小时数标杆

　　若项目投运首年运行天数未满整年，则首年总可用发电量按照实际运行天数与整年天数之比进行等比例折算。

　　鼓励并网型绿电直连项目通过在项目内部配置储能、挖掘负荷灵活调节潜力等方式，提升项目灵活性调节能力，减小系统调节压力。项目建设方案应明确项目最大负荷峰谷差率，项目与公共电网交换功率的电力峰谷差率不高于方案值。在新能源消纳困难时段，项目不应向公共电网反送电。项目应按照有关管理要求和技术标准做好无功和电能质量管理，按标准配置继电保护、安全稳定控制装置、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，并做好必要的应急预案，避免因自身原因影响电网安全稳定运行。并网型项目的涉网安全管理，按照浙江能源监管办浙江省能源局《关于进一步提升浙江省新能源和新型并网主体涉网安全能力的通知》（浙监能安全〔2025〕9号）执行。

　　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，各相关主体在安全责任界面内履行相应电力安全风险管控责任。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，合理申报并网容量。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的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。

　　项目主责方应严格落实各项安全生产管理措施，保证安全稳定运行。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。并网型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，接入新型电力负荷管理系统或电力调度自动化系统。除发生影响公用系统安全稳定运行的突发情况外，调度机构应按照项目自主安排的发用电曲线下达调度计划。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数据资料。项目应严格执行《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。电力系统需要时，并网型项目内部电源、储能应按调度要求运行，作为应急电源向大电网提供支撑。

　　并网型项目应在投产后1个月内按照《电力市场注册基本规则》等有关规定以负荷企业作为主体完成注册，原则上应作为整体参与电力市场交易，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。项目负荷参与市场交易后不得由电网企业代理购电，负荷企业用网电量按照浙江电力市场规则结算。未在投产后1个月内注册并参与市场交易的，上网电量暂不予以结算，待完成注册并参与市场交易后按照同类型机组现货实时均价进行结算。参与绿电直连的新能源项目，其上网电量不纳入可持续发展价格结算机制保障，不参与机制电价竞价。

　　绿电直连项目应按国务院价格、财政主管部门相关规定缴纳输配电费、上网环节线损、系统运行费、政府性基金及附加等费用，具体缴纳标准按照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）和省级价格主管部门有关政策执行。

　　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。项目应具备分表计量条件，由电网企业在发电、厂用电、并网、储能等关口安装符合DL/T 448《电能计量装置技术管理规程》的计量装置，准确计量各环节电量数据。参与市场的项目，关口计量装置应具备相应的分时计量、远程采抄等功能。禁止绕越装设的各电能计量装置用电。

　　绿电直连项目以负荷企业为主体进行申报。为便于新能源就近就地消纳，统一协调电源、负荷及直连线路的投资审批、核准和备案工作，负荷、电源布局原则上在同一设区市行政区域范围内，由各设区市能源主管部门会同经信、自然资源、商务等主管部门及当地电网企业，统筹地方能源、国土空间与区域电力廊道规划，结合企业降碳刚性需求，对企业申报方案进行联审。跨设区市的绿电直连项目由负荷所在市牵头会同电源所在市进行联审。通过联审的项目由设区市能源主管部门印发各市绿电直连项目建设计划组织实施（跨设区市项目由相关市联合印发实施）并将建设计划、项目方案和联审意见报省发展改革委（省能源局）备案。接入电压等级为220千伏的项目需由省发展改革委（省能源局）会同浙江能源监管办组织电网企业、项目单位开展电力系统安全风险专项评估，确保电网安全稳定运行。

　　列入绿电直连建设计划的集中式光伏项目视作纳入集中式光伏年度建设计划；新型储能项目参照用户侧项目管理，视作纳入各设区市年度建设计划；直连线路、接入系统等按电压等级纳入省级或设区市相关规划。项目向电网企业报送并网申请，接入方案通过后，项目业主开展新能源电源与直连线路建设，电网企业开展配套电网工程建设，项目按整体方案统一建设，同步投产。

　　绿电直连项目按照电源负荷适配原则，设定年上下网电量上限，上网电量上限为总可用发电量的20%；下网电量上限为总可用发电量的234%，并逐年下降，2030年起新增项目不超过186%；电网企业每月电费结算时核算项目年累计上下网电量，如超过限值，则当年次月起至年底停止该项目向电网上送或从电网下载电量。设区市能源主管部门会同电网企业建立跟踪指导和评估机制，对建设期项目定期调度建设进度，对运营期项目每年1月底前完成上年度项目运行评估，3项电量比例指标应满足本文件要求，项目与公共电网交换功率的电力峰谷差率不高于建设方案值，5年内累计3年上述运行指标不满足要求的应主动申请解列。对于项目建设内容变更或拟退出运营的，在每年组织项目申报时提出退出申请，经设区市能源主管部门审核同意后，在建设计划中予以调整；对纳入建设计划1年仍未开工的项目，及时调出建设计划。退出运营的项目，其直连电源在设区市、电网企业落实接入条件后可重新申报建设计划，重新接入公共电网，并可作为增量项目参与机制电价竞价，机制电价执行期限的起始时间为直连项目电源首次发电时间。

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