四川綠電直連重磅方案！60%自用紅線+10%上網天花板！

5月13日，四川省發展和改革委員會印發《四川省有序推動綠電直連發展實施細則（試行）》的通知（川發改能源〔2026〕184號），其中提到，直連線路現階段是指電源向單一電力用戶供給綠電而直接連接的專用電力線路；在國家出臺相關政策前，暫不開展直連線路向多用戶供電。

綠電直連項目以滿足全省各類型企業綠色用能需求、提升新能源就近就地消納水平為目標，在不影響全省電力保供和電力發展規劃、法定供用電秩序、公共電網安全穩定運行、電力市場公平公正的前提下，按照“安全優先、綠色友好、權責對等、源荷匹配”原則建設運行，公平合理承擔安全責任、經濟責任與社會責任。在全省有序形成一批具有典型示范意義的綠電直連項目，為探索適合四川實際的綠電直連項目運行機理和經營模式積累經驗。

綠電直連項目應結合用電負荷特性、規模，科學確定新能源電源、調節資源類型及規模。項目整體采取自發自用為主，余電上網為輔模式運行，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，2030年前不低于35%。并網型綠電直連項目余電上網電量占總可用發電量的比例按照阿壩州、甘孜州、涼山州、攀枝花市（以下簡稱“三州一市”）原則上不超過10%，其他地區原則上不超過20%執行。其中，若綠電直連項目布局在電網送出受限斷面內，受限時期內余電不上網（受限斷面由電力調度主管部門確定并動態調整）。離網型綠電直連項目新能源與儲能配置應滿足負荷安全穩定用電需求。

并網型綠電直連項目接入公共電網電壓等級不超過220千伏。確有必要接入220千伏的，由省能源局會同國家能源局四川監管辦組織電網企業、項目業主等開展電力系統安全風險專項評估，以確保電網安全穩定運行。參與綠電直連的新能源電源與負荷直連線路不得占用公共電網輸電通道。

并網型綠電直連項目作為統一整體參與電力市場，享有平等的市場地位，按照《電力市場注冊基本規則》進行注冊，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。項目用電時，應當直接參與市場交易，不得由電網企業代理購電，并按照下網電量承擔上網環節線損費用。并網型項目電源和負荷不是同一投資主體的，也可分別注冊，以聚合形式參與電力市場交易。電力交易機構根據市場規則對相關市場主體出具結算依據。綠電直連項目配套儲能設施不能作為獨立主體參與輔助服務等電力市場，不得通過租賃方式配置或對外租賃盈利，但可以與綠電直連項目作為整體參與輔助服務等電力市場。

綠電直連項目的電源、負荷、儲能等應按照整體實施方案統一建設，同步投產；新能源激勵資源原則上在算電融合類綠電直連項目建成投產后一次性配置。考慮算力建設實際，對于確需分期開發的算電融合項目，參照四川省《加快推進多能互補電源建設的激勵措施》，按對應規模占比可分期配置新能源激勵。

綠電直連項目原則上由負荷項目業主作為主責單位。綠電直連項目業主應按照《企業投資項目核準和備案管理辦法》等規定和行政審批權限，分類提出新能源、儲能和電網（包括直連線路、并網線路）等工程核準或備案申請，由省級或市（州）能源主管部門依法依規辦理核準或備案手續。綠電直連項目業主在獲得項目核準（備案）后，向電網企業提出電網接入申請，電網企業根據批復的綠電直連項目整體實施方案辦理接入手續。綠電直連項目主責單位承擔建設主體責任，積極推進項目建設，相關建設情況每季度向省能源局報備。并網型綠電直連項目建設完工后，應及時開展驗收及并網接入相關工作。對已批復整體實施方案的綠電直連項目，從批復整體實施方案起2年內未按規定開工的，取消并收回所有配置的新能源資源。

綠電直連項目對應的直供新能源不考核新能源利用率，不計入全省新能源利用率統計范圍，投資主體自行承擔棄電風險。

原文如下：

關于印發《四川省有序推動綠電直連發展實施細則（試行）》的通知（川發改能源〔2026〕184號）

各市（州）發展改革委、成都市經濟和信息化局、達州市能源產業發展局，國網四川省電力公司、四川能源發展集團，各有關企業：

為深入貫徹落實《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）、《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）等文件精神，促進新能源就近就地消納，更好滿足企業綠色用能需求，結合我省實際，我們組織編制了《四川省有序推動綠電直連發展實施細則（試行）》，現印發給你們，請認真組織實施。

四川省發展和改革委員會

四川省能源局

2026年5月9日

四川省有序推動綠電直連發展實施細則（試行）

為進一步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）（以下簡稱《通知》）有關要求，依據《中華人民共和國能源法》等法律法規和我省《關于支持加快算電融合發展的實施意見》（川發改能源〔2025〕186號）等政策文件，充分發揮我省清潔能源優勢，加快推動綠電直連發展和相關支持措施落地，制定本實施細則。

一、總則

（一）適用范圍。在四川省行政區域內開展綠電直連項目相關活動及監督管理，適用本實施細則。綠電直連電源為新增的風電、太陽能發電、生物質發電等新能源，不包括存量已并網的水電、風電、太陽能發電和生物質發電等電源以及已批復的統調統分電源。直連線路現階段是指電源向單一電力用戶供給綠電而直接連接的專用電力線路；在國家出臺相關政策前，暫不開展直連線路向多用戶供電。按照負荷是否接入公共電網分為并網型和離網型兩類。并網型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。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》等政策執行。

（二）發展目標。綠電直連項目以滿足全省各類型企業綠色用能需求、提升新能源就近就地消納水平為目標，在不影響全省電力保供和電力發展規劃、法定供用電秩序、公共電網安全穩定運行、電力市場公平公正的前提下，按照“安全優先、綠色友好、權責對等、源荷匹配”原則建設運行，公平合理承擔安全責任、經濟責任與社會責任。在全省有序形成一批具有典型示范意義的綠電直連項目，為探索適合四川實際的綠電直連項目運行機理和經營模式積累經驗。

二、綠電直連項目基本要求

（三）負荷條件。新增負荷可配套建設直連新能源項目，重點支持綠色用能需求大、負荷調節能力強、源荷匹配好的產業項目。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。鼓勵有降碳剛性需求的直接或間接出口外向型企業及算力企業（含數據中心）利用周邊新能源資源探索開展存量負荷綠電直連。

（四）源荷匹配。綠電直連項目應結合用電負荷特性、規模，科學確定新能源電源、調節資源類型及規模。項目整體采取自發自用為主，余電上網為輔模式運行，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，2030年前不低于35%。并網型綠電直連項目余電上網電量占總可用發電量的比例按照阿壩州、甘孜州、涼山州、攀枝花市（以下簡稱“三州一市”）原則上不超過10%，其他地區原則上不超過20%執行。其中，若綠電直連項目布局在電網送出受限斷面內，受限時期內余電不上網（受限斷面由電力調度主管部門確定并動態調整）。離網型綠電直連項目新能源與儲能配置應滿足負荷安全穩定用電需求。

（五）接入系統。并網型綠電直連項目接入公共電網電壓等級不超過220千伏。確有必要接入220千伏的，由省能源局會同國家能源局四川監管辦組織電網企業、項目業主等開展電力系統安全風險專項評估，以確保電網安全穩定運行。參與綠電直連的新能源電源與負荷直連線路不得占用公共電網輸電通道。項目應嚴格落實《電力監控系統安全防護規定》相關要求，制定電力監控系統安全防護方案，按標準配置繼電保護、安全穩定控制裝置、自動化設備、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，避免因自身原因影響電網安全穩定運行。并網型綠電直連項目應作為整體向公共電網申請接入，專線接入公共電網，接入點原則上不超過兩個，并與公共電網間形成清晰物理界面，電網企業應向滿足并網條件的綠電直連項目公平無歧視提供電網接入服務。

（六）并網調度。綠電直連項目的新能源發電項目豁免電力業務許可，另有規定除外。綠電直連項目應實現內部資源協同優化。并網型綠電直連項目主責單位與公共電網簽訂供用電合同、購售電合同、并網調度協議，明確安全等責任。綠電直連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，按照為系統提供服務的類別接入新型電力負荷管理系統和電力調度自動化系統。考慮新能源送出具體情況，并網型綠電直連項目發用電曲線可以由項目業主和調度機構共同協商確定，除發生影響公用系統安全穩定運行的突發情況外，調度機構應按照協商明確的發用電曲線下達項目調度計劃，不得隨意調整。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資料。項目各業務系統應嚴格執行《電力監控系統安全防護規定》，安裝網絡安全監測、隔離裝置等網絡安全設施，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。當發生自然災害、設備故障等突發異常情況影響電力系統安全穩定運行時，綠電直連項目應接受電力調度機構統一指揮。

（七）安全管控。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，各自在安全責任界面內履行相應電力安全風險管控責任。綠電直連項目應嚴格落實各項安全生產管理措施，內部接入電源的涉網安全管理應嚴格落實《電網運行準則》《電力系統網源協調技術導則》等要求，保證安全穩定運行。項目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。鼓勵并網型綠電直連項目提升系統友好性，可參照《通知》增加靈活性調節措施，并確定項目最大負荷峰谷差率。

（八）規范計量。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。綠電直連項目應具備分表計量條件，在內部發電、廠用電、自發自用、儲能等關口安裝符合《電能計量裝置技術管理規程》且檢定合格的雙向計量裝置，計量數據應接入電網企業用電信息采集系統。禁止繞越裝設的各電能計量裝置用電。項目電源和負荷不是同一投資主體的，須實現電源和負荷電量信息自動采集，并實現與四川電力交易平臺線上數據交互，雙方之間交易電量及上網電量應按照綠證和綠色電力交易有關規定執行。

（九）權責劃分。綠電直連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，自主合理申報并網容量，并與電網企業協商確定并網容量以外的供電責任和費用。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。

三、綠電直連項目價格及市場交易機制

（十）價格機制。綠電直連項目涉及的輸配電費、系統運行費、政策性交叉補貼等執行《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）相關規定，各市（州）不得違反國家規定減免有關費用。“三州一市”綠電直連項目暫不執行尖峰電價政策。

（十一）交易機制。并網型綠電直連項目作為統一整體參與電力市場，享有平等的市場地位，按照《電力市場注冊基本規則》進行注冊，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。項目用電時，應當直接參與市場交易，不得由電網企業代理購電，并按照下網電量承擔上網環節線損費用。并網型項目電源和負荷不是同一投資主體的，也可分別注冊，以聚合形式參與電力市場交易。電力交易機構根據市場規則對相關市場主體出具結算依據。綠電直連項目配套儲能設施不能作為獨立主體參與輔助服務等電力市場，不得通過租賃方式配置或對外租賃盈利，但可以與綠電直連項目作為整體參與輔助服務等電力市場。

四、綠電直連項目管理

（十二）規劃管理。綠電直連項目應統籌納入省級或市（州）的能源電力專項規劃，確保綠電直連項目有序發展。直連風電和太陽能發電規模計入省級能源主管部門制定的新能源發電開發建設方案，用電負荷規模應有依據和支撐。直連線路、接入系統等按電壓等級同步納入省級或市（州）的能源電力等規劃，并與國土空間規劃相銜接。

（十三）整體實施方案編制。在符合省級或市（州）國土空間總體規劃前提下，各市（州）能源主管部門具體指導綠電直連項目業主，委托具有相應資質的咨詢單位編制包含直連電源、儲能配置、用電負荷、直連線路和接入公網系統的綠電直連項目整體實施方案。整體實施方案深度應達到接入系統設計有關要求，要以專門章節評估系統風險、用電安全、電能質量、計量采集和項目全壽命周期等內容，并提出具體技術措施。在整體實施方案中，要按照“以荷定源”的原則，經技術經濟比較后，根據直供負荷特性、用電量以及儲能規模合理確定直供新能源裝機規模。鼓勵依托國家能源創新平臺（含“賽馬爭先”類）開展相關新技術研究與示范。

（十四）整體實施方案申報和批復。綠電直連項目整體實施方案由各市（州）能源主管部門會同當地相關部門、市（州）電網企業進行初步評估，并在送審前按層級征求工業主管部門意見以及要素保障部門的意見，落實并印證產業、負荷等相關情況，保證綠電直連負荷產業項目深度要求。項目電源和負荷不是同一投資主體的，應擬定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。整體實施方案的評估重點為根據當地新能源資源、電網接入方式等條件，對直供新能源規模進行統籌研究優化，將直供新能源規模納入綠電直連項目整體實施方案（該直供新能源無需再單獨編制新能源項目實施方案），就近就地建設和消納，原則上直供新能源與負荷應位于同一市（州）或相鄰市（州）。評估后的整體實施方案經市（州）人民政府同意后報送省能源局。省能源局委托第三方咨詢機構組織對整體實施方案開展評審和出具評審意見，并征求國家能源局四川監管辦和相關電網企業意見后批復整體實施方案，算電融合、綠氫生產利用項目可同步對直供新能源項目法人進行審核確認并向省政府報備，其余行業項目由有關市（州）結合審定的整體實施方案，依規開展直供新能源項目法人優選有關工作。針對算電融合類綠電直連項目，按照我省《關于支持加快算電融合發展的實施意見》規定給予新能源激勵配置（若電源和負荷不是同一投資主體，需雙方協定由其中一個投資主體獲取）。綠電直連項目的電源、負荷、儲能等應按照整體實施方案統一建設，同步投產；新能源激勵資源原則上在算電融合類綠電直連項目建成投產后一次性配置。考慮算力建設實際，對于確需分期開發的算電融合項目，參照我省《加快推進多能互補電源建設的激勵措施》，按對應規模占比可分期配置新能源激勵。

（十五）建設實施管理。綠電直連項目原則上由負荷項目業主作為主責單位。綠電直連項目業主應按照《企業投資項目核準和備案管理辦法》等規定和行政審批權限，分類提出新能源、儲能和電網（包括直連線路、并網線路）等工程核準或備案申請，由省級或市（州）能源主管部門依法依規辦理核準或備案手續。綠電直連項目業主在獲得項目核準（備案）后，向電網企業提出電網接入申請，電網企業根據批復的綠電直連項目整體實施方案辦理接入手續。綠電直連項目主責單位承擔建設主體責任，積極推進項目建設，相關建設情況每季度向省能源局報備。并網型綠電直連項目建設完工后，應及時開展驗收及并網接入相關工作。對已批復整體實施方案的綠電直連項目，從批復整體實施方案起2年內未按規定開工的，取消并收回所有配置的新能源資源。

（十六）監督管理。綠電直連項目對應的直供新能源不考核新能源利用率，不計入全省新能源利用率統計范圍，投資主體自行承擔棄電風險。省能源局負責引導綠電直連項目科學合理評估需求，避免出現實際運行與設計方案出現較大偏差、新能源消納不及預期等情況，做好項目管理和運行監測工作。電網企業、電力市場運營機構持續提升對項目接入電網、參與電力市場交易的技術支持能力和服務水平。電網企業每月將并網型綠電直連項目輸配電費、系統運行費、政策性交叉補貼等有關情況報告省級價格主管部門，將自發自用電量及比例、余電上網電量及比例報省級能源運行部門。各綠電直連項目主動接受國家能源局四川監管辦的監管，及時報送項目建設與政策執行情況，按要求規范開展項目建設運行。

（十七）調整退出管理。綠電直連項目調節資源運行周期原則上不低于新能源項目全生命周期。堅決防止以綠電直連項目名義套取新能源資源，非不可抗力因素，在綠電直連整體實施方案明確的實施周期內，負荷原則上不一次性全部退出綠電直連。綠電直連項目業主自行承擔退出風險，受市場行情變化、產業政策調整等影響，若運行期內綠電直連的負荷、調節資源部分減少或中斷，應由屬地政府要求綠電直連項目業主重新引進新負荷；對減少的負荷在1年時間內無法完成等量新負荷補充的，由省級能源主管部門根據綠電直連項目整體實施方案以及負荷、調峰能力變動情況，確定應退出的直供新能源規模比例，按該比例對直供新能源退坡解列，解列后的直供新能源原則上不接入公共電網。

五、附則

本實施細則自公布之日起施行，有效期2年，由省發展改革委、省能源局負責解釋。如遇國家政策調整，按照國家政策執行。

綠電直連項目實施方案編制參考大綱

一、編制依據及實施原則

（一）編制依據及基本原則

依據《中華人民共和國能源法》《企業投資項目核準和備案管理辦法》《分布式光伏發電開發建設管理辦法》等法律法規，以及《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通知》《關于完善價格機制促進新能源發電就近消納的通知》《四川省有序推動綠電直連發展實施細則》等有關政策文件，堅持安全優先、綠色友好、權責對等、源荷匹配的原則進行實施方案編制，推動清潔能源就近就地消納，促進企業綠色轉型發展。

（二）適用范圍及項目類型

適用于符合要求的風電、光伏、生物質發電等清潔能源通過專用電力線路直接向單一電力用戶供電的綠電直連項目。項目電壓等級原則上不超過220千伏。

（三）設計水平年

明確電源建設進度（含綠電電源、儲能）、負荷形成規模及投產時間、電網接入完成節點（含直連及公用電網兜底）。如分步實施的需明確每部分實施關鍵節點。

二、項目概況與必要性分析

（一）項目概況

包括項目建設地點、建設規模、計劃建成時間，直供電源種類及規模、負荷類型及規模，投資主體及項目分類（并網型或離網型）等信息。

（二）建設必要性分析

包括企業綠色用能需求、就近消納能力、資源條件、電網接入條件等方面論證項目的可實施性、必要性、經濟性等。

三、總體方案

綠電直連各部分按“同步設計、同步建設、同步投產”原則推動網源協調，需達到接入系統設計深度要求，落實包括綠電直連的整體方案設計和拓撲圖，編制電源（含綠電、儲能）、負荷及線路（含直連和接入公網線路）和接入系統的整體化建設方案編制，需明確系統風險評估、電能質量管理和安全措施、項目整體新能源年自發自用電量占總可用發電量比例和占總用電量比例、峰谷調節水平及備用機制。

四、主要設計內容

（一）電源部分

包括電源屬性（存量/增量）、地理位置、建站條件、主要特征等基本情況，落實電源是否符合規劃、建成投產時序等內容，明確項目選址、接入條件、審批手續辦理情況及具體技術方案。

開展儲能配置研究，需結合系統所需調節能力及用電負荷特性，滿足峰谷差和電能質量管理等要求，合理論證和落實配置的儲能比例。明確儲能站址、技術路線、設備配置、運行方案及安全措施等，落實具體實施方案。

（二）負荷部分

包括新增或存量負荷基本情況、負荷類型、用能需求、建設時序、負荷大小、對綠電的需求等內容，說明受電系統情況，明確項目供電電壓等級、電氣主接線、接入公用電網電源配置以及自備應急電源配置。

（三）線路部分

包括直連線路和大電網兜底線路的建設方案，需明確線路建設主體、線路路徑、電壓等級、產權劃分及安全距離、主要設備設施選型。對確需跨越公共設施的應提出相應安全技術措施，路徑方案應進行多方案對比。

（四）接入系統

包括綠電直連項目并網論證、并網方案、計量方式、電網接口技術方案以及安全責任界面劃分情況。接入系統應開展多方案對比。

五、電力系統安全評估

依據《電網運行準則》等標準，評估項目對區域電網穩定性、電壓支撐、電能質量、兜底大電網的安全穩定影響，明確安全界面，落實應對措施。

六、投資估算及財務測算

明確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，合理測算電力銷售單價及成本。

七、經濟效益與社會效益分析

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。

八、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）、關鍵節點時序安排和風險控制機制。

九、附件或附圖

1.項目投資主體工商營業執照、信用證明等，如負荷和電源為不同單位，需提供雙方長期合作協議等材料。

2.負荷的核準（或備案）文件或地方政府確認項目建設單位的相關文件。

3.項目用林、用地等要素保障部門出具的選址支持性意見。

4.項目實施所在地人民政府同意意見。

5.項目整體實施方案技術文本及附圖（包括接入方案、繼電保護及二次系統配置等）。

6.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其他材料。