2025年我国绿电直连发展迎来重要里程碑。国家多部文件相继发布，共同构建起绿电直连发展的政策体系。在国家文件出台后，全国多省就加快推进绿电直连项目发布系列政策，山东、河北、浙江、辽宁、内蒙古、陕西、宁夏、云南、青海、湖北、江苏、四川12省陆续发布试点意见，结合当地发展情况进行部署。国家政策文件如下：
绿电直连将在推动新能源高质量发展、构建新型电力系统进程中发挥关键作用，为行业发展开辟新的市场空间。本文将根据国家文件，以及各省在国家规定基础上因地制宜的政策安排，分析绿电直连项目的建设、实施等系列要求，为项目落地提供参考。
绿电直连的概念与特征
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）（下称“650号文件”）：绿电直连的本质为风电、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。
绿电直连项目的特征如下：（1）区别于传统发电并网后经公共电网统一配送的模式，绿电直连通过专属线路实现绿色电力从电源点对点直达用户，路径固定且唯一。（2）通过电力的物理输送路径直接证明其绿色属性，不再依赖绿色电力证书（GEC）等基于权益核算的“记账式”溯源方式，提供了具有高度确定性的溯源依据。（3）绿电直连项目有两种模式：并网型在保持物理直供的同时，将项目整体接入公共电网，作为系统运行的备用与补充；离网型则与公共电网完全隔离，形成一个独立的供用电系统。下文没有明确指出仅适用于并网型绿电直连项目的规定，均同时适用于并网和离网类型。
绿电直连项目的负荷、电源、投资主体要求
谁可以作为负荷主体
（1） 新增负荷可以配套建设新能源项目
（2） 存量负荷在特定情形下可作为负荷主体：
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，可通过压减自备电厂出力、引入绿电替代；
有降碳刚性需求的出口外向型企业，可利用周边新能源资源探索开展存量负荷绿电直连。
除了650号文件内容，部分省份对于负荷主体做出了进一步规定（见下表）
谁可以作为电源主体
（1） 新能源原则上应为在建、拟建项目。
（2） 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。
（3） 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。
谁可以投资绿电直连项目
在绿电直连项目的建设中，原则上以负荷作为主责单位。包括民营企业在内的各类经营主体（不含电网企业）均有权投资参与绿电直连项目。电网作为第三方不能参与投资。
项目电源可以由以下主体投资：（1）负荷方自行投资；（2）发电企业投资；（3）由负荷方与发电企业共同成立的合资公司进行投资。对于项目直连专用线路，原则上应由负荷方、电源主体投资。
若电源方与负荷方非同一投资主体，则双方需签订多年期购售电协议或合同能源管理协议，以明确权责关系、保障项目合规稳定运行。
绿电直连项目的申报、审批程序
对于计划申请绿电直连项目的新能源企业而言，了解不同省份在申报、建设与退出环节的程序要求，是绿电直连项目成功落地的关键。小新就河北、浙江、陕西、辽宁、山东、云南、宁夏七省在项目流程方面的具体规定进行了整理与对比。
申报材料
绿电直连项目由负荷企业负责申报，其中需要对申请项目编制包含电源、负荷、储能、直连线路和接入系统的整体方案，并进行详细的技术评估，尤其是系统风险、电能质量等方面的评估。
绿电直连项目豁免电力业务设施许可。根据《电力业务许可证管理规定》（2024年修订）规定，从事电力业务以取得电力业务许可证为原则，国家能源局资质和信用信息系统在出台的《电力业务许可证问答手册》中规定了豁免电力业务许可的例外情形（详见往期推文《新能源罚单 | 风电、光伏企业2025年第一季度被处罚情况一览》）。650号文件规定绿电直连项目中的新能源发电项目豁免电力业务许可（国家另有规定的除外），并且提出要简化风电直连项目的审批流程。
审批流程
项目先由市级主管部门进行初审，再报省级部门组织评审，确保项目的技术可行性与电网接入安全。各省对项目评审程序也进行严格要求，如浙江省规定接入电压等级为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。
部分省份的具体规定
项目建设期、运营期的持续监测及清退要求
项目开工、投产时限要求
650号文件规定，项目应按照整体化方案统一建设，同步投产。陕西省、辽宁省对项目建设根据其各自发展情况的特殊规定如下：
项目持续监测及清退机制
各省对于绿电直连项目的评估有不同规定：如山东省要求由省、市两级能源主管部门会同电网企业，对项目建设进度进行跟踪调度，并重点监测项目投产后的核心运行指标——包括新能源自发自用电量占总可用发电量及负荷企业总用电量的比例、上网电量比例等。
一旦项目出现不达标情形，便会触发退出程序——被主管部门终止绿电直连项目实施资格。对于不达标被清退的项目，部分省份还规定了绿电直连项目退出后的衔接机制。小新对规定了退出原因以及衔接机制的地方政策整理如下：
绿电直连项目的上网电量及电力服务费
（一）绿电直连项目的上网模式
650号文件规定，并网型绿电直连项目在现货市场连续运行地区可采取整体自发自用为主，余电上网为辅的模式；在现货市场未连续运行地区，不允许向公共电网反送。离网型绿电直连项目不接入国家电网，因此不涉及上网模式问题。
此外，650号文件对并网型绿电直连项目自发自用、上网电量有比例限制：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%，且要求自发自用占比分阶段提升至2030年的35%，上网电量占总可用发电量的比例一般不超过20%。各省可根据本地实际情况，对上网电量或自发自用比例做出具体规定。
其中，辽宁省在《推动绿电直连建设实施方案（2025-2027年）（征求意见稿）》（未生效）中结合当地产业发展情况，对并网型绿电直连项目的源荷匹配做出进一步要求。（见下表）《内蒙古自治区绿电直连项目开发建设实施方案（试行）》（未生效）规定并网型氢基绿色燃料绿电直连项目上网电量占总发电量比例，2025—2027年不超过40％、2028年及之后不超过20％
（二）输配电费、系统运行费用的承担
2025年9月国家发展和改革委员会、国家能源局发布《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），对绿电直连等新能源发电就近消纳项目的配输电费、系统运行费用进行了明确规定。费用标准如下：
（1）按照“谁受益、谁负担”原则，公平承担输配电费、系统运行费等费用。
（2）未接入公共电网的项目，不缴纳稳定供应保障费用。
（3）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。其中月度容（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。
（4）对于可靠性要求高、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。
附：各省绿电直连政策文件
京公网安备 11011502004515号 
