2026零碳园区绿电直连系统规划建设方案

政策脉络×产业生态×应用场景×标准化建设2026零碳园区绿电直连系统规划建设方案目录01建设背景02零碳园区建设要求03绿电直连系统规划方案

2021年起

，较多省份开始探索“源网荷储一体化”项目试点

，其新能源和用电负荷之间实质上采用类似直连的技术形态

，彼时旨在解决大规模新能源并网后的消纳问题，

比如：

国内风光制氢一体化项目，

内蒙六类市场化项目中的源网荷储一体化项目、河南省源网荷储一体化项目中工业企业类项目、

山东省源网荷储一体化试点项目中新能源就地就近消纳模式试点项目等

，属于绿电直连的先行探索。

2025年上半年

，各地零碳园区相关政策中纷纷提到绿电直连

，主要从应对国际贸易壁垒的角度来强调绿电直连的意义。今年2月

，江苏针对电池领域启动绿电直连试点（5个试点项目）；

同月

，

国家能源局发布年度工作指导意见提出“研究制定绿电直连政策措施”。 5月29日，

国家发展改革委国家能源局发布《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”

），

明确新能源项目可以通过直连线路向电力用户直接供给绿电

，填补了国家层面绿电直连政策空白

，标志绿电直连从地方试验走向全国规范化推广的新阶段。 9月12日，

国家发展改革委国家能源局发布《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改能源〔2025〕

1192号

，下称“1192号文”

），

明确了新能源就近消纳项目的价格机制。

政策背景

33分类绿电供应方式描述环境披露认可度中国国际基于地理位置场内分布式可再生能源项目企业在场内直接安装分布式光伏或分散式风电等可再生能源发电设备

，产生的电量自己使用余电上网认可认可绿电直连以专线形式直接连接可再生能源发电侧到用户或供电方

，再由供电方直接提供给下级用户认可认可基于市场交易绿电交易可再生能源发电企业与企业用户（或由售电公司代理）之间签订购售电合同（电力购买协议PPA）认可《欧盟电池和废电池法案》的配套碳足迹核算授权方案对电力购买协议PPA不认可绿证交易由可再生能源发电企业申请、由政府相关部门或第三方机构核发

，用以证明与核算可再生能源发电环境属性的证书。中国:国家能源局电力业务资质管理中心核发的绿色电力证书GEC。

国际主流:REC

，

GO，I-REC

，TI

GR等。认可欧盟碳边境调节机制(CBAM)、

电池法案等均不认可单独的绿证

目前

，

绿色电力供应方式主要有场内分布式可再生能源项目、

绿电直连、

绿电交易、

绿证交易等四类。

其中场内分布式可再生能源项目是厂区红线范围内建设的分布式光伏或分散式风电项目

，绿电交易是通过中长期市场交易获取环境价值（电能量与绿证一起交易

，

即

“证随电走”

）

，绿证交易是通过专门平台为可再生能源发电电量核发绿证

，

并在市场中交易（电能量与绿证分开交易

，

即

“电证分离”

）。

绿电交易或绿证交易

，

其项目均接入公网

，通过市场化交易获取电量的环境价值；

场内分布式可再生能源项目与绿电直连均是通过物理连接获取环境价值。欧盟目前不认可简单购买绿证或者绿电交易抵消碳排放

，

只有电源与生产设施之间存在物理直连供电才能视为绿色电力

，

要求日趋严格的国际环境倒逼绿电直连政策出台

，

以破解碳关税壁垒。

政策背景

零碳园区政策解读

2025年6月30日国家发展改革委工业和信息化部国家能源局发布《关于开展零碳园区建设的通知》(发改环

资

〔2025〕910号):有计划、分步骤推进各类园区低碳化零碳化改造，助力园区和企业减碳增效，为实现碳达峰碳中

和目标提供坚实有力支撑。零碳园区建设基本条件

国家级零碳园区建设指标体系(试行)指标类型指标名称目标要求核心指标单位能耗碳排放≤0.2吨吨标准煤(年综苷影源消赞量20-100万吨标准煤的园区)≤0.3吨/吨标准煤(年综合能源消费量≥100万吨标准煤的因区引导指标清洁能源消费占比≥90%园区企业产出产品单位能耗达到或优于二级能耗限额标准工业固体废弃物综合利用率≥80%余热/余冷/余压综合利用率≥50%工业用水重复利用率≥80%一

、国家级零碳园区建设主体为省级及以上开发区，省级开发区原则上应列入最新版《中国开发区审核公告目录》,视情可拓果至近年来新建设的、由省级及以上人民政府或主管部自批复的

新

产业园区或高新技术园区。二

、建设范围可为园区整体，形式申报的，需有明确的四至边界，建设和管理由所在园区管理机

构或所在地人民政府负责。三

、在能耗和碳排放统计、核算、计量、监测等方面具备一定

基

础四.3年内未发生重大安全、环境事故，或其他社会不良影响

事件。零碳园区是绿电直连的理想应用场景，绿电直连是实现零碳园区目标的主要手段。5月29日，

国家发展改革委国家能源局发布《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），

明确了绿电直连的定义内涵、适用范围、建设要求、投资模式、运行原则等内容

，标志绿电直连进入全国规范化推广的新阶段。

01绿电直连的定义和分类02

哪些电源和负荷可以直连03

绿电直连的投资建设模式04

如何确定新能源装机规模05

绿电直连的调度运行管理

06

负荷和电源怎么交易电量

绿电直连政策解读

6关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知

“绿电直连”是指风电、

太阳能发电、

生物质发电等新能源通过专用电力线路向单一电力用户供电的一种模式。

通过

“点对点”的物理连接

，

使用户直接消纳新能源电力

，

实现供给电量清晰物理溯源。新能源：电源要求为新能源

，

可以是分布式，也可以是集中式。

不含水电和核电等常规能源。直连线路：电源与电力用户由专用电力线路直接连接。单一用户：负荷为单一电力用户

，

向多用户开展绿色电力直接供应的

，

另行规定。清晰溯源：与公共电网形成清晰的物理界面

，

实现电力供给的全流程物理溯源。

绿电直连政策解读

010204037（a）低压侧接入

（b）高压侧接入并网型：

电源接入用户和公共电网产权分界点的用户侧

，

项目电源、

用户和直连线路作为整体接入公共电网。绿电直连政策解读

离网型：

项目电源、

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。

按照负荷是否接入公共电网

，

绿电直连分为离网型和并网型两类。

绿电直连政策解读

电费构成并网型

离网型下网电量

自发自用电量输容

(需

)

量

电费按现行政策缴纳容(需)量电

费无配电费电度输配电费1、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；2、

原两部制无上网环节线损系统运行费按现行价格无收取无按现行价格无收取无政府性基金及附加按现行价格收取·

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，用清洁能源替代燃煤。·

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。>

指标要求：名称要求自发自用电量占总发电量比不低于60%自发自用占总用电量不低于30%,30年35%上网电量占总发电量比例不超过20%>

负荷：目录01建设背景02零碳园区建设要求03绿电直连系统规划方案加入星球获取更多更全的数智化解决方案

零碳园区建设基本要求与指标体系零碳园区是指通过规划、设计、技术、管理等方式，使园区内生产生活活动产生的二氧化碳排放降至“近零”

水平，并具备进一步达到“净零”条件的园区。2024年中央经济工作会议要求“建立一批零碳园区”,2025年政

府工作报告再次作出明确部署。零碳园区建设是党中央、国务院对“双碳”工作的最新部署，也是深入推进绿色转

型的重要抓手。零碳园区建设基本条件一、建设主体为省级及以上开发区，视情可拓展至

近年来新建设的省级新兴产业园区或高新技术园区；二、建设范围可以是园区整体，也可以是有明确四

至边界的“园中园”·三

、园区应在能耗和碳排放统计、核算、计量、监测等方面具备一定基础；·四、园区应在3年内未发生重大安全、环境事故或

其他社会不良影响事件。指标类型指标名称目标要求核心指标单位能耗碳排放≤02吨吨标准煤(年综合能源消资量20-100万吨标准菜的因区)≤0.3吨/吨标准煤(年绵合能源消费量100万吨标准煤的园区)引导指标清洁能源消费占比≥90%园区企业产出产品单位能耗达到成优于二级能耗限额标准工业固体废弃物综合利用率≥80%余然/余冷/余压综合利用率≥50%国家级零碳园区建设指标体系(试行)

国家级零碳园区：从能源供给来看从国家级零碳园区建设的核心指标来看，供给侧必须在可再生能源自消纳、绿电直供、燃料原料替代技术等方面取得优势，以电为中心提高园区绿电自给率是降低单位能耗碳排、满足核心指标要求的关键。核心指标电力天然气能源消

费总量碳排放强度绿电

直供外购电绿电占比占比实物量(万立方米》情景一200.250%100%12.2%1841情景二200.250%85.5%00情景一情景二1000.350%100%18.4%138061000.350%78.30%00能源品种单位平均低位发热量来源焦炭TJ/万t284.35《省级温室气体清单编制指南》天然气TJ/亿m33893.1液化天然气TJ/万t514.34汽油TJ/万t430.7柴油TJ/万t426.52液化石油气TJ/万t501.79润滑油TJ/万t413.98电力：加强园区及周边可再生能源开发利用，支持园区与周边非化石能源发电资源匹配对接，科学配置储能等调节性资源，因地

制宜发展绿电直连、新能源就近接入增量配电网等绿色电力直接

供

应

模

式

。能源品种单位平均低位发热量来源焦炭tCO₂/TJ107.1国家温室气体排放因子数据库天然气tCO₂/TJ56.1液化天然气tCO₂/TJ54.6《零碳园区建设方案(征

求意见稿)》汽油tCO₂/TJ69.3国家温室气体排放因子数捉库柴油tCO2/TJ74.1流化无晶怎c⁰.T621分能源品种碳排放因子分能源品种低位发热量农林渔牧纺织服装加工制造能源产业旅游文创仓储物流商住一体高等院校电力农重机械、灌既系统等纺纱、浆纱、织布

等工序生产设施和辅助设备的运行生产设施和辅助设备的运行照明、空调、电梯等基础设

施仓库照明、制冷设备、叉车

充电等照明、办公设备运行以及空

调系统教学楼等建筑、电

器设备热温室种植、烘干农

作物等。染

色

机

、整经、浆纱等工序加热炉、淬火设备等设备加热/仓库供暖和烘干货物烹饪过程中的加热，集中供热冷1冷

却

站

、空调系统冷却塔

、空压机站

等设备/中央空调系统冷库和冷

却系统中央空调或多联机空调系统储存食材和食品等冷藏设备蒸汽11工艺流程中加热和蒸汽驱动

设备///大型公共建筑工艺用热实验室需

要少量其他1油料等辅助

能

源

；余热回收天然气

、柴油、液化气；余

热回收余热回收

利用天然气/!1国家级零碳园区：从能源终端消费来看消费侧必须在深度节能降碳、高度电气化、电能替代方面取得优势。从终端能源消费来看，园区用能主要

电力、热力(冷)、蒸汽以及天然气(含液化天然气)和石油制品。园区高温热需求差异是决定难易程度的关

键，主要原因是现阶段电制高温蒸汽技术尚不具备规模化工程应用能力。电力：√

因地制宜发展绿电直连、新能源就近接入增量配电网

等绿色电力直接供应模式，√

鼓励参与绿证绿电交易，√

探索氢电耦合开发利用模式。热力。推动园区积极利用生物质能、核能、光热、地热、

工业余热等热能资源，实现供热系统清洁低碳化。建筑：推动新建建筑按照超低能耗建筑、近零能耗建筑标

准设计建造。交通：完善园区绿色交通基础设施，加快运输工具低碳零

碳替代。

建设路径

按照“源端能源绿色转型→过程产业深度减碳→终端电气化去碳”的基本路径，通过系统性变革和创新，推动国家级零碳园区建设。17源头减碳·

构建本地化、高比例可再生能源(风电、光伏、生物质、储能)供应体系，

加大园区内部及周边地区可再生能源开发，探索多元化绿电供应模式，建立

园区绿电直供示范平台，推动园区供给侧能源绿色转型。过程降碳·产业深度降碳，强力推动重点企业能效提升，通过清洁生产改造及电气化替

代实现“以绿制绿”,引导供应链整体绿色化转型。支持基础好的园区企业

加快零碳工厂建设。终端去碳·提高终端电气化、绿电化水平，通过提升工业终端用能电气化水平实现产业深

度降碳，通过建设“光储超充一体化”设施构建绿色交通系统，推动超低能耗/

近零能耗建筑改造，升级园区配电网，提升可再生能源就地消纳能力，参与绿

证绿电交易。光伏电网绿电(绿电交易)电制氢

→储氢燃氢机组冷水机组风电园区电网(蓄热)电锅炉储

热

热网/形态1:分布式新能源+储能+电制冷热风电园区电网电网绿电(绿电交易)热泵

储

热一

冬季供热

夏季制冷冷水机组储冷(

蓄

热

)

电锅炉园区热网园区冷网形态2:

新能源+储能+电制氢+电/氢制冷热储冷

溴冷机

园区冷网园区电热冷用能需求园区电热冷用能需求重点优势√构建零碳能源系统。

零碳产业园区建设要以可再生能源开发利用为核心，充分利用区域风能、太阳能、

水电、生物质能等可再生能源，同步配套高效储能设施、建设分布式智能电网/微电网，构建源网荷储

一体化绿电直供模式。加强用电基础设施建设，最大程度地推进终端用能电气化。√提升能源系统综合集成能力。零碳产业园区建设需要在能源系统、建筑、交通、基础设施、管理模式

等领域开展全方位综合集成，主要创建路径包括构建碳零碳能源多元供应体系、提升基础设施低碳化水

平、推行绿色建筑和低碳建筑等，实现园区资源能源的智能化调控。√建设数字化能-碳管理平台。依托人工智能、物联网、大数据、云计算等新一代数字技术，搭建智能化

生产体系和智慧化管控平台，对企业生产、运输、存储和消费过程进行实时监测、数据分析和流程优

化，全面推进数字化赋能和开展能-碳管理模式创新。√加强利益相关方的协调合作。零碳产业园区的落地需要企业承担社会责任、开展技术创新；需要政府

发挥跨部门、跨区域的协调优势，从财政、招商、人才引进等方面给予政策配套；需要金融机构发挥

碳减排支持工具的撬动作用，引导社会资本和绿色金融向低/零碳产业园区倾斜。√强化政府统筹协同和政策支持。

零碳产业园区建设涉及产业、能源、交通、建筑等诸多领域，需要政政府统筹协同和政策支持

目录01建设背景02零碳园区建设要求03绿电直连系统规划方案加入星球获取更多更全的数智化解决方案1·存量新能源2·增量负荷●

尚未开展电网接入工程建设●

当地电网消纳空间不足履行必要变更手续的前提下也可以开展绿电直连。可通过配套建设新能

源项目实现绿电直连。绿电直连丰富了企业实现清洁绿色供电的方式，激发了新能源企业投资建设的热情，《通知》明确了四种可开展绿电直连的场景，对于实现绿电直连项目有序发展至关重要。存量负荷(出口外向型企业)有降碳刚性需求的出口外向型企业，探索开展绿

电直连，并充分利用周边新能源资源。3·存量负荷(有自备电厂)有燃煤燃气自备电厂：足额清缴可再生能源发展基

金，通过压减自备电厂出力，实现清洁能源替代。4·其他存量负荷不支持不禁止，在获得当地

政府和电网的同意后开展。绿电直连有哪些基本场景?如何策划规划绿电直连项目?

CsBaekPoerunyitgeg

e省级能源主管部门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，坚持新能源发展、能源电力、国土空间等规划“一盘棋”,项目按整体方案统一建设、同步投产。〔方案编制〕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

安全等，并提出具体技术措施。〔规模管理〕项目风电和太阳能规模要计

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&接入管理〕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。〔项目备案〕按《企业投资项目核准和备案管理办法》等规定进行备案。〔方案评审〕组织具备资质的第三方机

构开展方案评审。〔负荷规模确定〕负荷规模应有依据和支撑14绿电直连项目建设运行基本原则有哪些?

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。绿电直连项目建设运行原则安全优先绿色友好责权对等源荷匹配加强安全管理，

保证安全稳定运

行。充分提升灵活

性调节能力，尽量减小系统

调节压力。公平合理承担安全责任、经

济责任与社会

责

任。“以

荷

定

源”

,

针对新能源消纳利用率和绿

电

消

费占

比

提

出明确指标。●项目地风光资源选择为内蒙鄂尔多斯市，光伏年利用小时数1673h,风电年利用小时数2862h。●某工业园区用电负荷为40MW,用热负荷为236.3MWt

(折合294t/h),用能负荷稳定无波动。●配置风电+光伏+熔盐储能来进行供能，能量不足时，通过电网来满足用电需求，通过天然气补燃来满足

用热需求。●要求清洁能源消费占比≥90%。弃电弃电

热能

电加热器电能光伏

风电

背压机

SGS

熔盐储能电网补充

用电需求

用汽需求

天然气补燃4

并网方案介绍项目单位数值备注光伏发电MW890风力发电MW400电加热器装机MW700储能时长h18熔盐储能系统MWh5444二元盐蒸汽发生系统MWt295汽轮发电系统MW50(电)/236.3(热)背压机天然气汽水锅炉MW241满足用热04

并网项目方案配置项目单位数值备注光伏发电量亿kWh/年14.89风力发电量亿kWh/年11.45风电光伏弃电量亿kWh/年2.32全年用电需求量亿kWh/年3.504风电光伏+熔盐+背压机供应绿电量亿kWh/年3.387电网补充电量亿kWh/年0.139含外购厂用电全年用热需求量亿kWht/年20.7风电光伏+熔盐+背压机满足绿热量亿kWht/年18.4345天然气补充热量亿kWht/年2.2654天然气消耗量万Nm³/年0.2517天然气锅炉效率90%

并网项目运行情况弃电光伏

风电用电需求●配置风电+光伏+熔盐储能来进行供能，能量不足时，通过天然气补燃配合背压机来满足用能需求。→

弃电→

热能

电能若完全脱离电网天然气补燃熔盐储能用汽需求电加热器背压机SGS项目单位数值备注光伏发电MW890风力发电MW400电加热器装机MW700储能时长h18熔盐储能系统MWh5444二元盐蒸汽发生系统MWt295汽轮发电系统MW50(电)/236.3(热)背压机天然气熔盐炉MWt302搭配背压机

离网项目方案配置优势一：不仅仅是配网和微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，坚持新能源发展、能源电力、国土空间等规划“一盘棋”,明确项目接入电压等级要求，要求项目按整体化方案统一建设、同步投产。●项目风电和太阳能规模要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规划。●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，由省级能源主

管部门组织开展电力系统安全风险专项评估。省级能源主管部门27优势二：不可以是电网企业

长期以来，我国对于新能源接网工程都要求由电网企业统一投资建设，或者由新能源企业投资建设后再由电网企业回购，相关费用通过国家核定的输配电价统一回收。为更好推动

绿电直连发展，《通知》创新了绿电直连电源和线路的投资建设模式。√

主责单位：原则上由负荷作为主责单位。√

投

资

主

体

：电网企业不可以投资绿电直连项目；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。√

源荷关系：电源与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，划清责权事项。28优势三：余电可以上网

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，《通知》围绕项目新能源消纳利用率和绿电消费占比，提出了一系列明确的指标。现货市场未连续运行地区不得向公共电网反送电，项目整体的新能源消纳利用率最

低可以到60%。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，向主网反

送电的比例上限20%,

因此项目整体的新

能源消纳利用率目标范围为60%~80%。●低于《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发

展的通知》(国能发电力〔2024〕44号)文件提出

的新能源消纳利用率90%的目标。●有助于降低各地对绿电直连通过配建储能等方式提升

自平衡自消纳的需求，从而提升项目整体的经济性。参考全社会非水可再生能源消纳责任权重水平，确保绿电直连项目的非水可再生能源消费占比不低于全社会平均水平，这有助于提升开展绿电直连项目建设的意义