9月11日，安徽省发展改革委 安徽省能源局发布关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知。

内容指出，绿电直连是指风电、太阳能发电、生物质发电等新能源发电不直接接入公共电网，通过专用线路和变电设施向电力用户供给绿电，实现供给电量清晰溯源和分配的模式。其中，电力用户可以为单一或多个法人主体（不包括居民和农业用户），且多个用户原则上应处于同一电网经营区。绿电直连项目按照是否接入公共电网分为并网型项目和离网型项目两类。其中，并网型项目整体接入公共电网，与公共电网形成清晰的物理界面与责任界面，电源和储能设施应接入项目内部；离网型项目的电源、用户、线路、储能等电力设施均与公共电网无电气连接，作为独立系统开展运营。

绿电直连项目主责单位要牵头组织编制包括电源、负荷、储能、直连线路和接入系统的整体化建设方案（以下简称“建设方案”），合理确定建设内容与实施计划，并以专门章节评估系统风险、用电安全、电能质量等，提出具体技术措施。项目应按照“以荷定源”原则合理确定新能源电源类型和装机规模。项目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年前不低于35%。其中，并网型项目应合理确定最大负荷峰谷差率，与公共电网交换功率的电力峰谷差率不高于方案规划值。

绿电直连项目要严格按照评审确认的建设方案实施，项目新能源电源、储能设施和直连线路按同类项目有关规定加强建设管理。其中，集中式新能源纳入全省年度开发建设规模，在项目整体投运前不得变更投资主体；分布式光伏实行属地备案管理，由项目主责单位参照分布式光伏并网相关技术标准规范提供内部接入服务。

绿电直连项目应优化建设时序，确保新能源利用率保持在合理水平。项目下达后，新增负荷原则上应于1年内开工、2年内投运，电源规模及投产时序均要与负荷相匹配，负荷分批次接入的，电源项目也应分批组织实施。

绿电直连项目建成后，应按有关项目管理规定及时组织竣工验收，并由项目主责单位将竣工验收报告报送省能源局和国家能源局华东监管局。项目内部新能源电源应在建成并网一个月内完成建档立卡。

详情如下：

安徽省发展改革委 安徽省能源局关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知

各市及广德市、宿松县发展改革委，省电力公司，有关企业：

为贯彻落实《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 国家能源局关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2026〕688号），促进新能源就近就地消纳，更好满足能源绿色低碳转型需求，结合安徽实际，现就有序推动我省绿电直连发展有关事项通知如下：

一、适用范围

绿电直连是指风电、太阳能发电、生物质发电等新能源发电不直接接入公共电网，通过专用线路和变电设施向电力用户供给绿电，实现供给电量清晰溯源和分配的模式。其中，电力用户可以为单一或多个法人主体（不包括居民和农业用户），且多个用户原则上应处于同一电网经营区。绿电直连项目按照是否接入公共电网分为并网型项目和离网型项目两类。其中，并网型项目整体接入公共电网，与公共电网形成清晰的物理界面与责任界面，电源和储能设施应接入项目内部；离网型项目的电源、用户、线路、储能等电力设施均与公共电网无电气连接，作为独立系统开展运营。

（一）负荷范围

1.新增负荷

已取得相应批复（核准/备案）文件，但配套电网工程尚未开工的用电负荷。

2.存量负荷

（1）已有燃煤燃气自备电厂的企业，在足额清缴可再生能源发展基金前提下，可通过压减自备电厂出力开展存量负荷绿电直连；

（2）有绿色电力消费需求的用户（包括但不限于我省有可再生能源消费最低比重目标要求的企业、数据中心项目、重点用能和碳排放单位、有降碳需求的出口外向型企业及其上下游企业）；

（3）我省国民经济和社会发展“十五五”规划明确的新兴产业及未来产业领域内企业；

（4）工业园区、零碳园区、增量配电网内的全部或部分存量负荷，可就近接入新能源开展绿电直连，同时聚合区域内分布式新能源、储能设施等资源，探索构建智能微电网。

（二）电源范围

1.尚未开展电网接入工程建设的新能源项目，在履行相应并网接入方案批复或变更手续后可开展绿电直连。

2.存量及新建分布式光伏可通过集中汇流等方式参与绿电直连。

3.数据中心和零碳园区项目确需与其他新能源电源开展绿电直连的，由省能源局会同国家能源局华东监管局结合电力供需形势、消纳条件等实际情况评估确认。

二、规划与建设

（一）项目规划

1.投资边界清晰。绿电直连项目应明确独立的法人主体作为主责单位，原则上由电源方与负荷方合资组建，也可由其中一方单独投资组建。园区模式的项目主责单位可由园区管委会、增量配电网运营企业或其他第三方机构（不含运营输电业务的公共电网企业）投资组建，鼓励民营企业参与我省绿电直连项目投资建设。项目主责单位确定后原则上不可变更，确需变更的，应与其他内部主体协商一致并重新签订相关协议后，报市级能源主管部门批准。鼓励项目电源方配套建设储能设施，优化出力曲线，提升新能源利用率。项目主责单位应充分利用存量电力设施，在不影响与公共电网责任界面划分的前提下，可通过租赁等方式协商使用其他主体的存量电力设施。项目主责单位应承担牵头责任，加强统筹协调，与电源、负荷等相关内部主体就产权划分、运行维护、平衡责任、内部费用标准和结算、违约责任等事项签订协议，支持以长期购电协议落实新能源购售电方案。

2.整体方案合理。绿电直连项目主责单位要牵头组织编制包括电源、负荷、储能、直连线路和接入系统的整体化建设方案（以下简称“建设方案”），合理确定建设内容与实施计划，并以专门章节评估系统风险、用电安全、电能质量等，提出具体技术措施。项目应按照“以荷定源”原则合理确定新能源电源类型和装机规模。项目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年前不低于35%。其中，并网型项目应合理确定最大负荷峰谷差率，与公共电网交换功率的电力峰谷差率不高于方案规划值。

建设方案应符合土地、环保、技术、安全、并网接入等要求，取得相关支持性意见。项目直连线路及内部连接线路应尽量减少交叉跨越，确需跨越的应做好安全措施。项目接入电压等级原则上不超过220千伏。

（二）项目建设

1.绿电直连项目要严格按照评审确认的建设方案实施，项目新能源电源、储能设施和直连线路按同类项目有关规定加强建设管理。其中，集中式新能源纳入全省年度开发建设规模，在项目整体投运前不得变更投资主体；分布式光伏实行属地备案管理，由项目主责单位参照分布式光伏并网相关技术标准规范提供内部接入服务。

2.绿电直连项目应优化建设时序，确保新能源利用率保持在合理水平。项目下达后，新增负荷原则上应于1年内开工、2年内投运，电源规模及投产时序均要与负荷相匹配，负荷分批次接入的，电源项目也应分批组织实施。

3.绿电直连项目建成后，应按有关项目管理规定及时组织竣工验收，并由项目主责单位将竣工验收报告报送省能源局和国家能源局华东监管局。项目内部新能源电源应在建成并网一个月内完成建档立卡。

4.绿电直连项目运行期间，因企业退出等原因导致负荷降低而不满足项目规划目标的，应由项目主责单位牵头及时补充负荷或新增调节能力以满足项目设计要求；因负荷增加等原因需扩建、改建新能源电源及配套电力设施的，应报省能源局按程序确认调整。

三、运行管理

（一）责任界面

绿电直连项目主责单位承担由于项目自身原因造成供电中断的相关责任，并按照“谁产生、谁负责”原则，根据内部协议和运行实际公平划分各主体责任。

并网型项目与公共电网各自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、安全水平等因素优化接入方案，自主合理确定接入公共电网容量，尽量减少公共电网连接点的数量。

离网型项目自行承担项目范围内的安全风险管控责任。

（二）调度管理

并网型项目应严格执行《电能质量管理办法（暂行）》（国家发展改革委2023年第8号令）、《国家能源局关于印发〈电力并网运行管理规定〉的通知》（国能发监管规〔2021〕60号）等要求，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，并按照为系统提供服务的类别接入新型电力负荷管理系统或电力调度自动化系统，作为整体接受调度指令。调度机构在项目现货及辅助服务市场出清结果基础上下达调度计划。并网型项目的主责单位按照调度计划负责管理内部平衡，并履行参与电网调峰和保障系统安全稳定运行的义务，接受调度机构依规开展的技术监督。

离网型项目根据内部生产计划自行安排调度。

（三）安全要求

项目主责单位应严格落实安全主体责任，按照标准配置安全控制设施，强化运行管理能力，协同优化项目内部电源、储能等资源，编制应急场景下项目内部用电调节和有序供应预案，明确相关安全和经济责任，并按时开展隐患排查治理，保证项目建设质量和安全稳定运行。

并网型项目根据接入的电压等级和容量规模，分级分类配置监测与控制设施，做好公共电网交换功率监测，安装网络安全监测、隔离装置等网络安全设施，内部各设施涉网性能应满足相关标准，并按照有关规定向电力调度机构提供相关资料。

离网型项目应强化功率动态平衡，构建安全稳定控制体系，提升离网系统频率电压支撑能力及故障快速恢复能力，夯实安全基础，保障系统安全可靠运行。

（四）计量结算

1.绿电直连项目应具备分表计量条件，由电网企业在项目内部各发电、厂用电、并网、内部各用户、储能等关口安装符合相关标准和有关部门认可的双向分时计量装置。禁止绕越各计量装置用电。

2.并网型项目以公共电网接入点作为计量、结算参考点，由项目主责单位与电网企业统一进行电费结算，结算起始时间原则上以新能源电源接入项目内部的时间为准。增量配电网内部分负荷开展绿电直连的，由增量配电网企业与项目主责单位结算。离网型项目结算按照国家有关要求执行。

3.绿电直连项目主责单位应推动建立调节机制，优化运行方式，与项目内部主体按照权责对等、公平分摊的原则签订协议，合理确定调节补偿标准和结算方式等内容。鼓励项目主责单位依托智能化调度运营平台开展储能调峰、负荷管控、碳资产管理等一体化综合能源服务，探索促进源荷协同运行的商业模式。

（五）就近消纳要求

绿电直连项目应通过合理配置储能、提升集控管理能力、挖掘负荷灵活调节潜力、开展多能互补等方式，着力提升就地就近消纳能力和新能源利用率。项目弃电不纳入全省新能源利用率统计。

并网型项目年上网电量原则上不超过项目内部所有新能源电源总可用发电量的20%。电源分期投产的，以实际投产电源项目的可用发电量计算。在新能源消纳困难时段，项目不得向公共电网反送电。

离网型项目应通过源荷匹配运行实现内部自平衡。

四、市场交易与价格机制

（一）市场参与方式

并网型项目按照《电力市场注册基本规则》以新型经营主体身份进行市场注册，内部主体也可分别注册；项目原则上应作为整体参与电力市场交易，由项目主责单位统一申报；初期，项目可以“报量不报价”方式参与电力现货市场，条件成熟时，逐步过渡至“报量报价”参与电力现货市场；鼓励项目通过参与辅助服务市场、碳排放权交易市场等方式扩大收益来源。项目整体或内部负荷企业不得由电网企业代理购电。

离网型项目不参与市场交易。

（二）价格机制

并网型项目应根据《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）相关要求，公平承担输配电费、系统运行费、政策性交叉补贴等费用。项目新能源发电量不纳入新能源可持续发展价格结算机制。并网型和离网型项目应按现行政策缴纳政府性基金及附加。

（三）绿电溯源机制

并网型项目按照内部实际新能源发电量扣减上网电量确定自发自用电量，形成项目整体绿电溯源结果。无法明确新能源发用关系的项目内部用户可按照每个时段下网电量占比确定自发自用电量、各电源可按照每个时段发电量占比确定上网电量，实现小时级新能源发用电量匹配。项目内部用户分布式光伏自发自用电量对应绿证的核发按现有规定执行。

离网型项目原则上由计量装置安装单位根据计量数据计算绿电溯源结果，并按相关规定进行核对后，按流程推送至国家绿证核发交易系统。

五、组织实施

（一）方案申报

1.绿电直连项目整体化建设方案由所在设区市或省直管试点县发展改革委初审后转报省能源局。其中，电源与负荷跨市建设的，由负荷所在市发展改革委牵头管理，并会同其他相关市发展改革委联合转报。

2.省能源局按照“成熟一个，实施一个”的原则，组织具备资质的第三方机构开展方案评审。对于接入电压等级为220千伏的，会同国家能源局华东监管局组织电网企业、项目单位等开展电力系统安全风险专项评估；离网型项目会同有关单位比照项目规划建设与运行管理等要求进行评估。

（二）优化服务

1.绿电直连项目所在地的设区市、省直管试点县发展改革委应优化核准和备案流程，积极协调解决项目推进过程中的困难和问题，并按季度向省能源局报送建设进度。项目建设发生重大变化的，应及时按程序调整。

2.电网企业应为并网型项目公平无歧视提供并网服务，及时开展配套电网工程建设，并按照项目接网容量和有关协议履行供电责任。并网型项目建成后，接网容量可按实际运行需求向电网企业申请调整，并重新履行系统接入评估等手续，电网企业应及时受理。电力市场运营机构应持续提升对项目参与电力市场交易的技术支持能力和服务水平。

3.电网企业及其电力调度机构应依据有关法律法规和标准规范，加强电网安全风险管控，规范做好涉网安全管理并积极开展技术监督工作，满足系统安全稳定运行需求。

（三）监测评估与退出机制

1.市级发展改革委应会同电网企业加强绿电直连项目运行情况的监测，并于每年1月底前完成上年度项目总体运行情况评估。电网企业对运行指标不符合规划目标的应及时提出预警，对年度上网电量达到总可用发电量20%的停止本年度向公共电网送电。

2.对于未及时开工、投运或投运后连续2年运行情况不满足要求的项目，由市级发展改革委下达整改通知，1年内未完成整改的，终止项目实施资格；项目主责单位也可根据实际运行情况申请终止。对于多次出现项目不符合上述建设与运行要求的市，由省能源局约谈市发展改革委并暂停受理该市绿电直连项目申报。

3.项目终止后，电力用户由电网企业供电并直接参与市场化交易，未建成的新能源电源取消建设规模，已建成的断开与负荷及公共电网的连接。项目主责单位应牵头制定内部电力设施处置方案，明确相关主体承担的经济法律责任。集中式新能源项目如需转为公共电源或参与其他绿电直连项目，可按照我省相关项目管理规定重新申报，分布式光伏项目可重新办理电网接入手续。

附件：1.绿电直连项目建设方案编制大纲

2.绿电直连项目申报表

附件1

绿电直连项目建设方案编制大纲

一、项目基本情况

（一）项目概况

包括项目名称、项目类型（并网型或离网型）、建设地点、建设内容及规模（包括电源、负荷、储能、直连线路、接入工程）、主责单位及主要投资主体（企业基本信息、财务状况、企业信用和总体能力等）、投建模式（自投、合资、合同能源管理等）、投资规模等基本情况。

（二）建设必要性

从新能源生产与消费融合、企业绿色用能需求、用能成本影响、就近消纳能力、源荷资源、电网接入条件等多方面分析项目实施的现实基础与政策支撑。

二、项目建设方案

（一）整体化建设方案

按照“统一建设、同步投产”的原则统筹编制整体化方案，明确项目的建设计划，包括电源、负荷、储能及直连线路等开工和投运时间，分期建设的项目应明确分期方案及投产时序。

（二）负荷方案

明确负荷数量（单用户/多用户）、负荷单位、负荷属性（存量/增量）、可调节能力等基本情况，测算绿电直连项目整体接入公共电网容量、用电量规模、平均负荷率等基本运行参数。提供新增负荷项目前期工作进展，包括但不限于完成核准（备案）、签订有关投资协议、取得用地批复等情况。原有用电主体销户新装、更名过户等情况均不作为新增负荷。已取得供电方案答复但配套电网工程尚未开工的新增负荷项目，原则上需与电网企业协商一致。存量负荷应提供符合支持范围的证明材料，并制定内部线路改切方案（如有）及安全保障措施。

（三）电源方案

分析负荷周边新能源资源条件（含资源量、发电小时数）等。新建集中式电源项目需明确项目选址、规模、主要设备选型等情况，提供自然资源、林业、生态环境、水利等涉及的部门支持意见。已取得接入意见但尚未开展电网接入工程建设的新能源项目，需明确前期工作进展等情况。

（四）直连线路及内部配电方案

提供电力系统规划拓扑图，明确直连线路及内部电力设施的规划路径、电压等级、连接关系、计量位置、产权划分及安全距离等要素。各类线路应尽量减少线路交叉跨越，确需跨越的应制定安全技术措施。鼓励基于协商原则充分利用存量电力设施。

（五）接入系统方案

并网型项目应明确项目并网方案、电网接口技术方案、各类监测控制设施及网络安全设施配置方案、与公共电网责任界面划分等要素。项目申报应提供电网企业出具的初步接入意见。多用户项目原则上通过用户间最高电压等级与公共电网连接，确需多点接入的应说明必要性，提出防止电磁环网等安全风险的技术措施。

（六）储能设施建设方案

明确储能设施站址、技术路线、主要设备选型、连接和运行方案及安全措施等情况。根据项目情况合理确定储能配置比例，分析配储对于增强系统调节能力和满足峰谷差率、电能质量管理要求等方面的作用。

（七）系统友好性分析

并网型项目应分析项目的典型负荷曲线（年、月、日）、发电曲线，明确最大负荷峰谷差率，并核算发用电量比例是否符合有关要求。提出与公共电网交换功率的电力峰谷差率不高于方案规划值的保障措施。

三、系统安全评估

评估系统风险、用电安全、电能质量等，并提出具体技术措施，编制应急场景下项目内部用电调节和有序供应的预案，明确相关安全和经济责任。

四、投资估算及财务测算

明确负荷、新能源项目、储能设施、直连线路等各部分投资构成及总投资估算，并结合项目内部用户之间的结算方式等内容开展财务内部收益率、投资回收期等指标分析。根据国家及我省相关价格政策测算项目稳定供应保障费用及内部电力生产消费成本。

五、经济社会效益分析

分析项目实施的综合价值，突出项目在促进企业绿色转型、提升能源利用效率、推动区域经济发展、促进生态环境改善等方面的积极作用。

六、保障措施

项目实施的组织保障、要素保障等措施。

七、申报单位承诺

针对申报材料真实性、严格按照方案落实建设内容、项目限制性因素排查、项目参与单位承担电力安全主体责任等方面作出相应承诺。因虚假材料引致的法律责任，由申报单位承担。

八、附件

1.项目所在设区市或省直管试点县发展改革委初审意见。

2.项目主责单位及项目电源、连接线路、变电设施、储能及运营平台等主要设施投资主体的工商营业执照、股权关系说明、信用证明等。

3.新增负荷备案（核准）文件、有关投资协议、用地批复等前期手续。

4.自然资源、林业、生态环境、水利等涉及部门对项目选址的支持性意见。

5.电网企业出具的初步电网接入意见。

6.电源项目与负荷为多个主体的，提供发用双方的多年期购电或合同能源管理框架协议、项目主责单位与其他主体的内部结算框架协议、电力设施投资及产权划分协议、运行维护与责任划分协议等。

7.存量负荷申报绿电直连项目的，需提供可再生能源发展基金足额清缴证明、绿色电力消费需求证明、属于相关支持产业方向企业证明、处于符合条件的园区及增量配电网范围内的证明。

8.其他材料。

附件2

绿电直连项目申报表

填报单位：           （盖章）

注：1.前期工作情况包括是否完成备案、合规性手续落实情况、相关部门支持性意见、已开工建设情况等。2.实际负荷率=全年用电量÷（接入公共电网变压器总容量*8760）×100%