专栏前言

       国家发改委、国家能源局于2025年5月21日联合发布的《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（以下简称《通知》），是落实“双碳”目标、深化电力体制改革的重要政策文件，旨在通过优化绿电（可再生能源电力）直接交易机制，加速能源结构绿色转型。以下从政策背景、核心内容、有序推动的工作要求、项目的经济优势、政策影响分析及展望等方面进行分析研读：

一、政策背景

       1、“双碳”目标驱动

        中国承诺2030年前碳达峰、2060年前碳中和，可再生能源装机规模已全球领先，截至2024年底，可再生能源总装机达18.9亿kW，风电太阳能发电总装机达14.1亿kW，但绿电消纳仍面临市场化机制不完善、局部地区弃风弃光等问题。

       2、深化电力市场化改革 

        此前绿电交易主要通过省级电网代理或中长期合约，《通知》进一步推动“直连”模式，缩短发电与用户间的交易链条，探索创新新能源生产和消费融合发展模式，促进新能源就近就地消纳，更好满足企业绿色用能需求。

       3、国际竞争压力

        欧盟碳边境税（CBAM）等机制倒逼中国企业提升绿电使用比例，通过减少中间环节、允许市场化定价等降低绿电成本、提高绿电经济性，提升国际竞争力。政策出台为出口企业提供稳定、可溯源的绿电供应，同时可降低欧盟CBAM等机制下的额外成本。

二、政策核心内容

         政策的核心要点归结于以下三个明确:

       1、明确了绿电直连的定义与适用范围

         定义：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朔源的模式。

         此定义明确了绿电直连的三个重要特征：

       1）新能源“不直接”接入公共电网；

       2）通过直连线路向“单一”电力用户供绿电；

       3）供给电量可清晰物理“朔源”。

        适用范围：
       1）适用绿电直连的新能源包括了风电、太阳能发电、生物质发电等。突破了《分布式光伏发电开发建设管理办法》中规定的仅分布式光伏采用直连供电方式的范围。

       2）按照负荷是否接入公共电网，绿电直连分为两类：并网型和离网型。并网型项目新能源电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧，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。离网型项目的电源、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。两种类型的绿电直连有不同的管理要求。

       3）可开展绿电直连的项目有四种情形：一是对于新增负荷，可配套建设新能源项目。二是对于存量负荷，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。三是对于有降碳刚性需求的出口外向型企业，利用周边新能源资源探索开展存量负荷绿电直连。四是支持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。

      4）采用直连线路向多用户开展绿色电力直接供应的，暂未放开，不适用于本通知，具体办法另行规定。

       2、明确了绿电直连项目的责任主体和投资主体

        绿电直连项目原则上由负荷方作为主责单位。这加重了负荷方的责任，要求其承担投建、运营及安全责任，颠覆原由发电投资方和电网方主导的传统模式。

        对于投资主体，《通知》明确支持包括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。充分调动各投资主体积极性。  《通知》明确各部分的投资主体如下：

       1）项目电源部分：可由负荷用户投资，也可由新能源发电企业或双方成立的合资公司投资；

       2）直连专线部分：原则上应由负荷用户、电源主体投资。

        项目电源和负荷不是同一投资主体的，应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。这样以避免权责不明确，切实维护各投资主体的合法权益。

       3、明确了对绿电直连项目的七要求

       1）绿电直连项目新能源电源类型和装机规模确定的原则要求

         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和装机规模。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；现货市场未连续运行地区，不允许向公共电网反送。

离网型项目《通知》没有规定其按应什么原则确定新能源电源类型和装机规模。但其成为了源网荷储一体化的独立微电网,无疑也应按“以荷定源”,并保证可靠运行的原则来确定。

       2）绿电直连项目自发自用电量和限制上网电量的比例要求

         为引导新能源项目尽可能就近就地消纳利用，确保项目“绿色”的高含量。《通知》规定”两个不低于”的比例,即项目整体新能源年自发自用电量占总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%。

          同时对上网电量有限制要求,上网电量占总发电量的比例上限一般不超过20%,具体比例由各省级能源主管部门结合实际确定。

       3）并网型绿电直连项目应作为整体接受调度的要求

          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，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。项目内部资源应做到可观、可测、可调、可控。

       4）并网型绿电直连项目应采取措施充分提升灵活性调节能力的要求

          并网型绿电直连项目应通过合理配置储能、挖掘负荷灵活调节潜力等方式，充分提升项目灵活性调节能力，尽可能减小系统调节压力。提升新能源自发自用比例，让项目含“绿”量更高。

       5）绿电直连项目应作为整体参与电力交易的要求

        《通知》指出，并网型绿电直连项目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，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。

         项目负荷不得由电网企业代理购电。本规定主要是保证直连模式物理“朔源”的要求,通过“专线点对点输送+双向计量”，确保绿电从发电到消纳全链路可追踪可朔源，为出口企业提供欧盟CBAM认证硬凭证。

       6）绿电直连项目应按责任界面履行相应的安全保供责任的要求

        绿电直连项目应严格落实各项安全生产管理措施，保证安全稳定运行。对绿电直连项目，要求自主合理申报并网容量，并通过项目内部发用电资源调节，确保与公共电网的交换功率不超过申报容量，由于自身原因造成供电中断的，相关责任自行承担。

      7）绿电直连项目应按规定缴纳有关费用的要求

        为公平承担电力系统调节责任和社会责任，增强公共电网为整个电力系统持续提供调节服务的能力，《通知》要求绿电直连项目应按相关规定缴纳输配电费、系统运行费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用。各地不得违反国家规定减免有关费用。

三、绿电直连政策实施有序推动的工作要求

       有序推动绿电直连工作主要体现在以下三个方面：

       1）省级能源主管部门应加强对绿电直连项目的统筹规划，绿电直连项目新能源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,直连线路、接入系统等按电压等级纳入省级或城市的能源电力和国土空间等规划，并按要求进行备案。

       2）省级能源主管部门应做好绿电直连项目管理和运行监测工作，组织具备资质的第三方机构开展方案评审，充分听取电网企业、国家能源局派出机构等意见，推动绿电直连模式有序发展。

       3）并不是所有的新能源项目都可随意纳入绿电直连项目，《通知》对绿电直连项目的自发自用比例和上网电量比例都有明确要求，不满足比例要求的新能源项目不能纳入绿电直连项目。同时，直连两个及以上电力用户的绿电直连项目暂未开放。

四、绿电直连项目的经济优势

        此次绿电直连政策的出台，为新能源的发展注入新的动能，但也应认识到绿电直连的相关价格机制还在研究当中。

        在相关价格机制没有出台前，当前绿电直连项目将按现有价格体系执行，输配电价大概率按全电压等级执行，即大概率不会节省输配电价，包括系统运行费、政策性交叉补贴等在内的相关费用，与接入大电网的集中式新能源项目并无区别。

        但绿电直连项目与接入大电网的集中式新能源项目相比，仍至少具备以下几点经济优势：

       1）绿电直连项目储能能带来明显的效益提升

        绿电直连项目自用部分电量价格的确定，主要是参照直连用户从电网购电的成本，由供用双方协商确定。由于参照基准为用户侧价格，绿电直连项目配套建设的储能相当于执行用户侧的峰谷价差，将为配套储能带来明显的效益提升。

        以湖南6月代理购电为例，用户侧110千伏的峰谷价差为0.73118元/千瓦时，迎峰度夏度冬期间，由于执行尖峰电价，峰谷价差将扩大到1元/千瓦时以上。

        而直接接入大电网的储能项目，充电价格执行谷价，不承担输配电价及政府性基金及附加，放电价格为0.45元/千瓦时，峰谷价差仅为0.327元/千瓦时。即便现货市场连续运行后，参照当前已经连续运行现货省份，峰谷价差通常位于0.3-0.5元/千瓦时之间，仍远低于湖南当前用户侧峰谷价差。

       2）绿电直连项目可以根据自身稳定支撑能力合理申报并网容量，可以节省容量电费。

        比如，某绿电直连项目稳定支撑能力为2万千瓦，理论上，该用户可少申报2万千瓦的并网容量，每年至少可节约456万元（按19元/千伏安月）的容量电费。

       3）弃电的风险相对较小

        当大系统调节能力不足时，接入大电网的集中式新能源会面临较大的弃电的风险，而绿电直连项目由于与用户捆绑，绝大部分电量自用，相当于优先消纳了，弃电的影响相对较小。

        此外，当新能源就近消纳的价格机制出台后，当前需全额承担的输配电等费用可能会有所减少，远期收益可能会进一步放大。当项目所在地的现货节点电价偏低时，绿色直连项目参考的基础是现货所有节点的加权平均价，也将带来一定的收益提升。

        总的来看，当前推进绿电直连项目较直接接入大电网的集中式新能源项目具备较为明显的经济优势。

五、政策影响分析及展望

        绿电直连新政策的实施，是新能源开发和利用上的一次新的重大破局，将重构能源行业的新生态：

       1）将有力拓展新能源应用场景，提高新能源资源利用效率

        通过绿电直连项目等探索新能源生产和消费集成发展模式，挖掘就近就地消纳需求，拓展新能源应用场景，提高新能源资源利用效率。同时最大程度满足用户绿电消费需求。将有效对冲有关国家的绿色贸易壁垒，再者为用户降低用电成本提供更多选择。对于高耗能且需脱碳的企业如钢铁企业等将显著提高竞争力。政策的实施也将吸引社会资本投资分布式光伏、分散式风电等新能源，推动“隔墙售绿电”模式以及源网荷储一体化项目的大普及。

       2）原有传统的电源企业、电网企业和用户将有新的功能和角色变化

        政策的实施，将使越来越多的发电企业从资源导向转向负荷绑定，深度介入负荷侧管理，提供负荷优化等增值服务，从而转型成为集能源投资、运行管理、能效提升于一体的综合能源服务商。绿电直连政策要求电源靠近用户、靠近负荷，强调就地消纳、物理直供，推动新能源开发与用户需求耦合。发电企业需围绕用能企业新能源选址建站、同步规划储能与调度资源，实现“源网荷储”协同的项目收益最大化。

        电网企业增加了系统调节服务商的功能。新能源通过专线就近消纳，电网企业不再是输送电能的唯一通道，一定程度上剥离了部分传统的输配电功能，与此同时要求电网企业提供有关备用支撑、安全运行、电量平衡等基础保障。电网企业通过提供有关备用容量、电压支撑等辅助服务以及数据服务和调度平台支持获取增值收益。

        绿电直供将用户从电力消费末端推向主责前端，通过“源网荷储”一体化布局，整合分布式光伏、储能和需求响应系统，形成微电网或虚拟电厂，在保障生产稳定的同时，参与电力市场调峰辅助服务，获取额外收益，最终助力构建新型电力系统。在绿电直供机制下，通过物理专线实现绿电可溯源直供，出口企业能更好地满足欧盟碳边境调节机制（CBAM）等国际规则对产品碳足迹的核算要求，塑造产品的碳竞争力。

       3）离网型绿电直供项目如何在保证电源可靠性稳定性上满足负荷用户的要求将会成为难点

        对于离网运行的绿电直供项目，由于风电和光伏等新能源波动性间歇性大，将会大大影响用户的供电和生产。这需要在实施过程中不断研究和解决。

        总之，《通知》通过市场化手段打通绿电生产与消费的“最后一公里”，在消除新能源发展的制度性障碍方面是一个巨大的突破。我们应抓住这一新的政策机遇，加快新能源生产消费的融合发展，更快实现全社会的绿色转型。下一步需关注地方细则出台及试点项目落地效果。

附通知原文：

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

各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、能源局，北京市城市管理委员会，天津市工业和信息化局、辽宁省工业和信息化厅、上海市经济和信息化委员会、重庆市经济和信息化委员会、甘肃省工业和信息化厅，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，有关中央企业：

        为贯彻落实党的二十届三中全会精神和党中央、国务院关于完善新能源消纳和调控政策措施的决策部署，探索创新新能源生产和消费融合发展模式，促进新能源就近就地消纳，更好满足企业绿色用能需求，依据《中华人民共和国能源法》等有关法律法规，制定本通知。

一、总体要求

    （一）适用范围。本文所指的绿电直连是指风电、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。按照负荷是否接入公共电网分为并网型和离网型两类。并网型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。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。采用直连线路向多用户开展绿色电力直接供应的，具体办法由国家发展改革委、国家能源局另行规定。

    （二）发展目标。绿电直连项目以满足企业绿色用能需求、提升新能源就近就地消纳水平为目标，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。

二、加强规划引导

    （三）规范项目建设。新增负荷可配套建设新能源项目。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。有降碳刚性需求的出口外向型企业利用周边新能源资源探索开展存量负荷绿电直连。支持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。

    （四）加强规划统筹。省级能源主管部门应加强对绿电直连项目的统筹规划，确保绿电直连模式有序发展。项目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纳入省级或城市的能源电力和国土空间等规划，并按《企业投资项目核准和备案管理办法》等规定进行备案。直连线路应尽量减少线路交叉跨越，确需跨越的应做好安全措施。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（330）千伏；确有必要接入220（330）千伏的，应由省级能源主管部门会同国家能源局派出机构组织电网企业、项目单位等开展电力系统安全风险专项评估，确保电网安全稳定运行。项目应按照整体化方案统一建设，同步投产。

    （五）鼓励模式创新。绿电直连项目原则上由负荷作为主责单位。包括民营企业在内的各类经营主体（不含电网企业）可投资绿电直连项目。项目电源可由负荷投资，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。项目电源和负荷不是同一投资主体的，应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。

    （六）做好源荷匹配。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和装机规模。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；现货市场未连续运行地区，不允许向公共电网反送。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%，并不断提高自发自用比例，2030年前不低于35%。上网电量占总可用发电量的比例上限由各省级能源主管部门结合实际确定，一般不超过20%。各地可结合项目建设方案中自发自用、上网电量比例和源荷匹配、调节能力等信息，合理设置新能源利用率目标。

三、加强运行管理

    （七）加强安全管理。绿电直连项目应严格落实各项安全生产管理措施，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。

    （八）做好电网接入。项目应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，避免因自身原因影响电网安全稳定运行。项目应及时组织竣工验收，并将竣工验收报告报送省级能源主管部门和国家能源局派出机构。电网企业应向满足并网条件的项目公平无歧视提供电网接入服务。

    （九）加强调度运行管理。绿电直连项目应实现内部资源协同优化。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，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。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资料。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。

    （十）厘清责任界面。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。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。

    （十一）鼓励提升系统友好性。并网型绿电直连项目应通过合理配置储能、挖掘负荷灵活调节潜力等方式，充分提升项目灵活性调节能力，尽可能减小系统调节压力。项目规划方案应合理确定项目最大的负荷峰谷差率，项目与公共电网交换功率的电力峰谷差率不高于方案规划值。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。

四、交易与价格机制

    （十二）作为整体参与市场。并网型绿电直连项目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，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。项目负荷不得由电网企业代理购电。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。

    （十三）合理缴纳相关费用。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、系统运行费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用。各地不得违反国家规定减免有关费用。

    （十四）规范计量结算。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相关标准和有关部门认可的双向计量装置。禁止绕越装设的各电能计量装置用电。项目电源和负荷不是同一投资主体的，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。

五、加强组织保障

        国家发展改革委、国家能源局加强对绿电直连模式的指导，及时评估成效，确保工作平稳推进，同时加强对其他绿色电源开展直连的研究。国家能源局各派出机构应加强监管，及时跟踪监测辖区内项目建设与政策执行情况，积极推动各方按要求规范开展项目建设运行。省级能源主管部门应基于本省电力供需形势、消纳条件等实际情况，进一步细化就近就地消纳距离、上网电量比例、退出机制等具体要求，引导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；组织梳理本地绿电直连项目需求，积极向民营企业推介，支持民资等参与投资建设；做好项目管理和运行监测工作，组织具备资质的第三方机构开展方案评审，充分听取电网企业、国家能源局派出机构等意见，推动绿电直连模式有序发展。电网企业、电力市场运营机构按照通知要求做好落实，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。

国家发展改革委

国 家 能 源 局

2025年5月21日

附国家能源局就《通知》的答记者问：

国家能源局有关负责同志就《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》答记者问

问：什么是绿电直连？

答：直连是指电源不直接接入公共电网，而通过与用户直接连接的电力线路向单一用户供电，供应的电量可以清晰物理溯源。一是绿电直连项目的电源和用户。现阶段，绿电直连电源为风能、太阳能、生物质能等新能源，既包括新建电源，也包括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存量新能源项目；负荷包括新增负荷，以及有燃煤燃气自备电厂或出口外向型企业的存量负荷。二是绿电直连项目类型。绿电直连项目分为并网型、离网型两类，并网型项目的电源应接入用户侧，项目电源、用户和线路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；离网型项目的电源、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。三是绿电直连项目建设原则。绿电直连项目以满足企业绿色用能需求、提升新能源就近就地消纳水平为目标，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。

问：为什么要出台关于绿电直连的文件？

答：一是满足新能源就近消纳需要。近年来，随着我国新能源跃升式发展，新能源消纳压力逐年递增，在远距离输送的同时，通过绿电直连项目等探索新能源生产和消费集成发展模式，挖掘就近就地消纳需求，拓展新能源应用场景，提高新能源资源利用效率。二是满足用户绿电消费需求。近年来，有关国家实施绿色贸易壁垒，传统和新兴高载能行业增绿减碳意愿强烈，多元化绿色用能需求不断涌现，绿电直连项目能够一定程度满足用户绿色低碳转型需要。三是为用户降低用电成本提供更多选择。《通知》鼓励用户在自主申报并网容量、自行承担相应责任的同时，通过提升灵活调节能力降低用电成本。

问：《通知》的主要内容有哪些？

答：通知共分为五部分。第一部分为适用范围与基本原则，明确绿电直连项目的定义、分类、特征及原则。第二部分为加强规划引导，明确项目建设、规划统筹、模式创新、源荷匹配等方面要求。第三部分为加强运行管理，从项目自身管理、电网接入要求、调度运行管理、安全责任界面和系统友好性等方面，对绿电直连项目和电网企业提出具体要求。第四部分为交易与价格机制，鼓励项目作为整体参与电力市场，按规定缴纳相关费用，并明确计量结算要求。第五部分为组织保障，明确国家发展改革委、国家能源局、地方能源主管部门、国家能源局派出机构、电网企业和电力市场运营机构等工作要求。

问：《通知》对投资建设绿电直连项目作出哪些规定？

答：一是支持各类经营主体投资建设绿电直连项目。《通知》明确支持包括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，省级能源主管部门应配合做好相关工作，支持民营资本等参与。二是充分调动投资主体积极性。《通知》提出项目电源可由用户投资，也可由新能源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用户、电源主体投资。三是维护各类投资主体的合法权益。《通知》明确项目电源和用户不是同一投资主体的，需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，避免权责不明确，切实维护投资主体的合法权益。

问：对于绿电直连项目在促进新能源就近消纳、推动能源转型方面作了哪些规定？

答：《通知》始终坚持以“绿”为底色，多措并举提高绿电直连项目对新能源消纳的促进作用，推动能源绿色低碳转型。明确自发自用电量比例，奠定项目“绿”的基础。《通知》要求项目新能源年自发自用电量占总发电量的比例不低于60%，占总用电量的比例由2025年不低于30%逐年提升至2030年不低于35%，引导新能源项目尽可能就近就地消纳利用，确保项目“绿”的底色。挖掘灵活调节潜力，提升项目“绿”的能力。《通知》引导绿电直连项目通过合理配置储能、挖掘用户灵活调节潜力等方式，提升新能源自发自用比例，让项目更“绿”。

问：绿电直连项目在保证大电网安全稳定运行方面有哪些要求？

答：一方面，《通知》明确大电网与绿电直连项目按责任界面各自履行相应的安全保供责任。要求并网型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的电力安全风险管控责任。对绿电直连项目来说，要求自主合理申报并网容量，并通过项目内部发用电资源调节，确保与公共电网的交换功率不超过申报容量，由于自身原因造成供电中断的，相关责任自行承担。对电网企业来说，应按照项目申报容量履行供电责任，对于项目申报容量以外的供电责任和费用，按照电网企业与项目主体协商确定的协议履行。

另一方面，《通知》从规划、并网和运行等环节对绿电直连项目提出要求，优先保障大电网运行安全。在规划层面，要求项目纳入当地新能源发电开发建设方案和能源电力、国土空间等规划，并以专章评估分析系统安全风险和可靠性，项目方案由省级能源主管部门组织具备资质的第三方机构开展评审。在并网层面，要求项目可观、可测、可调、可控，各设施涉网性能符合技术标准要求，项目竣工后将竣工验收报告报送省级能源主管部门和国家能源局派出机构。在运行层面，明确项目原则上由用户作为主责单位，项目要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。

问：绿电直连项目如何兼顾公平与效益？

答：一方面，公平性是绿电直连项目发展的前提。为公平承担电力系统调节责任和社会责任，增强公共电网为整个电力系统持续提供调节服务的能力，《通知》要求项目按国务院价格、财政主管部门相关规定缴纳输配电费、系统运行费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用，各地不得违反国家规定减免有关费用。另一方面，文件也为项目提升经济性提供了空间。《通知》推动绿电直连项目挖掘自身调节潜力，增加新能源自发自用比例，减少并网容量需求和从公共电网获取的电量，合理节约电能量费用和系统调节费用，降低项目运行成本。同时，推动绿电直连项目作为整体参与电力市场，自主优化发用电曲线，在满足上网电量比例要求的前提下，通过电能量、辅助服务交易获取合理收益。目前，我们正积极配合有关部门加快完善包括绿电直连在内的新能源就近消纳价格机制。

问：下一步将如何推动各地有效落实《通知》？

答：国家发展改革委、国家能源局将加强对各地绿电直连项目的指导，及时评估成效，确保工作平稳推进，并充分发挥国家能源局派出机构作用，跟踪监测辖区内项目建设与政策执行情况，积极推动各方按要求规范开展项目建设运行。

各地要基于实际情况进一步细化具体要求，引导项目科学合理评估需求，做好项目管理和运行监测工作，组织具备资质的第三方机构开展方案评审，充分听取电网企业、国家能源局派出机构等意见，推动绿电直连项目有序发展。

电网企业、电力市场运营机构按照通知要求做好落实，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。