于有序推动绿电直连发展有关事项的通知

于有序推动绿电直连发展有关事项的通知各省级能源主管部门、电力运行管理部门、国家能源局派出监管机构、电网企业、发电企业、电力用户及相关市场主体：为深入贯彻落实党中央、国务院关于碳达峰碳中和的重大战略决策，加快构建新型电力系统，充分发挥绿色电力在能源绿色低碳转型中的核心支撑作用，进一步理顺绿电生产、传输、消费全链条对接机制，降低绿电交易成本，提升绿电消纳水平，现就有序推动绿电直连发展的有关事项通知如下：一、总体要求（一）指导思想以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的二十大精神，立足新发展阶段，完整、准确、全面贯彻新发展理念，服务构建新发展格局，以推动能源高质量发展为主题，以深化电力体制改革为动力，以满足高耗能、高技术产业绿色用电需求为导向，按照“安全可靠、市场主导、因地制宜、有序推进”的原则，畅通绿电从电源侧到用户侧的直接通道，减少中间环节冗余成本，提升绿电供给适配性，逐步建立绿电直连的长效机制，为实现碳达峰碳中和目标提供坚实的电力支撑。（二）工作目标到2025年，绿电直连的政策体系和市场机制基本健全，全国绿电直连交易规模达到3000亿千瓦时以上，占绿电交易总规模的比重不低于40%；新能源发电项目通过直连方式消纳的电量占其总发电量的比重达到25%以上；工业领域高耗能行业绿电直连覆盖率不低于30%，数据中心、5G基站等新型基础设施绿电直连覆盖率不低于45%，参与直连的用户绿电使用成本较常规电网购电成本平均下降0.03-0.05元/千瓦时。到2030年，绿电直连机制全面成熟，交易规模突破1万亿千瓦时，占绿电交易总规模的比重达到60%以上；新能源发电项目直连消纳电量占比达到40%以上，高耗能行业绿电直连覆盖率提升至70%，新型基础设施绿电直连覆盖率达到90%以上，绿电直连成为绿电消费的核心模式之一，有效支撑非化石能源消费占比达到25%的国家目标。（三）基本原则1.安全底线原则。始终把电力系统安全稳定运行放在首要位置，绿电直连项目必须符合电力规划布局、电网安全标准和供需平衡要求，严格履行并网、调度、安全运维等各项责任，坚决防范电力安全风险。2.市场主导原则。充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，绿电直连的价格、周期、服务等核心要素由供需双方自主协商确定，政府重点做好规则制定、市场监管和公共服务，不得干预市场主体的正常交易行为。3.因地制宜原则。各地结合本地区新能源资源禀赋、电网架构、产业用电特征，分类施策、试点先行，不搞“一刀切”，优先在新能源资源富集、用电负荷集中、网架结构完善的地区推广绿电直连模式。4.政策协同原则。加强绿电直连与能耗双控、碳排放核算、环保监管、产业扶持等政策的衔接，强化政策激励约束，充分调动发电企业、用户、电网企业等各参与主体的积极性。二、明确绿电直连的适用范围与准入条件（一）适用范围本通知所指绿电直连，是指符合条件的新能源发电企业（包括风电、光伏发电、生物质发电、地热发电等非化石能源发电企业，不含常规水电）与电力用户通过直接约定交易关系、配套建设专属输电线路或依托公共电网专线通道，实现绿色电力点对点直接供应的电力交易模式，主要包括两类场景：1.场内直连：新能源发电项目与电力用户位于同一工业园区、开发区或产业集群内，发电容量与用电负荷基本匹配，通过园区内部电网实现直连供电，无需接入公共高压输电网。2.跨区直连：新能源发电项目与电力用户不在同一区域，通过专属输电线路或公共电网的专用通道实现电力输送，供电范围可覆盖省内跨市、省际跨区域。（二）发电侧准入条件参与绿电直连的新能源发电项目需同时满足以下要求：1.符合国家及地方能源发展规划、产业政策和生态环保要求，已按规定履行核准（备案）手续，项目建设合法合规。2.已纳入国家可再生能源发电项目信息管理平台，完成并网验收，取得电力业务许可证（豁免情形除外），并网运行时间不少于6个月，且近12个月不存在重大安全事故、并网违规等不良记录。3.项目装机容量原则上不低于10万千瓦（分散式风电、分布式光伏项目可适当放宽至1万千瓦），出力稳定性符合电网调度要求，具备发电量实时监测、绿电溯源和数据上传能力。4.未享受国家或地方可再生能源发电度电补贴（已过补贴期限的项目除外），自愿参与绿电直连交易，承诺直连电量不再参与常规电力市场交易和绿证单独交易。（三）用户侧准入条件参与绿电直连的电力用户需同时满足以下要求：1.属于国家鼓励发展的产业类别，严格执行国家产业政策，未列入落后产能淘汰目录，近3年不存在环保、能耗等领域的重大违法违规记录。2.用电负荷稳定，年用电量原则上不低于5000万千瓦时（新型基础设施、高新技术企业可放宽至1000万千瓦时），具备完善的电力计量、用电管理系统，能够配合电网开展需求侧响应。3.具有合法的用电主体资格，已完成电力市场注册，信用等级良好，无拖欠电费、违规用电等不良信用记录。4.主动承诺将直连绿电全部用于自身生产经营，不得转售给第三方，接受相关部门对绿电消费情况的核查。（四）电网服务准入条件为绿电直连提供输配电服务的电网企业需满足以下要求：1.具备相应的输配电网络覆盖能力和调度运行能力，能够保障直连电力的稳定输送和安全运行。2.已建立绿电直连专项服务流程，明确服务时限、收费标准和责任条款，能够为交易双方提供并网接入、计量、结算、运维等一站式服务。3.具备绿电交易数据实时采集、传输、存储和溯源能力，能够配合相关部门开展绿电电量核查、碳排放核算等工作。三、规范绿电直连项目的申报与审批流程（一）项目申报符合准入条件的发电企业与电力用户达成直连合作意向后，共同向项目所在地的市级能源主管部门提交绿电直连项目申请材料，主要包括：1.绿电直连项目申请书，内容需明确项目类型（场内/跨区）、发电项目基本情况、用户基本情况、年交易电量、交易期限、供电保障方案、安全责任划分等核心内容。2.发电项目的核准（备案）文件、并网验收证明、电力业务许可证、近12个月运行记录等材料。3.用户的营业执照、用电资质证明、近3年用电记录、环保能耗达标证明等材料。4.双方签署的绿电直连合作框架协议，明确电量、电价、结算方式、违约责任等核心条款。5.若涉及专属输电线路建设，需同步提交线路建设方案、规划选址意见、生态环保评估报告等材料。（二）项目审核市级能源主管部门收到申请后，会同当地电力运行管理部门、国家能源局派出机构、电网企业在15个工作日内完成初审，重点核查项目的合规性、供需匹配性、电网接入可行性。初审通过后，报省级能源主管部门复核，省级能源主管部门在20个工作日内完成复核，对符合条件的项目出具绿电直连项目批复文件，并同步报送国家能源局备案。涉及省际跨区域的绿电直连项目，由项目所在的两个省级能源主管部门共同审核后，报国家能源局复核批复。（三）项目实施项目获批后，交易双方需在6个月内完成相关建设工作：属于场内直连的，完成内部电网的改造、调试和验收；属于跨区直连的，完成专属输电线路建设或公共电网专线通道的租赁、调试。电网企业要为项目并网接入开辟“绿色通道”，在收到并网申请后30个工作日内完成并网验收，满足并网条件的要及时安排并网运行。绿电直连项目正式投运前，交易双方、电网企业需共同签署三方供电服务协议，明确调度规则、计量方式、结算流程、安全责任、应急处置等内容，报当地电力运行管理部门和能源监管机构备案。（四）动态管理绿电直连项目实行年度评估制度，每年3月底前，省级能源主管部门组织对本地区上一年度绿电直连项目的运行情况进行评估，重点核查交易电量完成率、绿电消纳真实性、安全运行情况等。对评估不合格的项目，责令限期整改，整改后仍不达标的，取消其绿电直连资格。绿电直连项目交易期限原则上为3-10年，期限届满前6个月，交易双方可申请续期，经审核后续签相关协议。交易期限内，若发电项目关停、用户退出市场或双方协商一致终止合作，需提前3个月向当地能源主管部门报备，妥善处理后续供电事宜。四、完善绿电直连的价格与成本分担机制（一）交易价格形成机制绿电直连的供电价格由“发电上网价格+输配电价+辅助服务费用”三部分构成，各部分价格按以下规则确定：1.发电上网价格：由发电企业与用户自主协商确定，不受常规燃煤上网电价机制限制，可约定固定价格、浮动价格或“固定+浮动”相结合的价格模式，鼓励签订长期交易协议，锁定价格风险。2.输配电价：通过公共电网专线通道输送的，执行国家核定的对应电压等级的输配电价，免收政策性交叉补贴；通过专属输电线路输送的，专属线路的建设、运维成本由交易双方协商承担，不再收取输配电价。3.辅助服务费用：按照“谁受益、谁承担”的原则，由参与直连的发电企业和用户共同承担，具体标准按照当地电力辅助服务市场规则执行。对符合条件的绿电直连项目，各地可结合本地产业扶持政策，对用户给予适当的电价补贴，补贴资金从地方节能降碳专项基金中列支，进一步降低用户绿电使用成本。（二）成本分担规则1.场内直连项目的内部电网建设、运维成本由交易双方协商确定承担比例，原则上发电企业承担不低于40%，用户承担不超过60%。2.跨区直连项目的专属输电线路建设成本，若线路为双方专属使用，由双方按照发电量占比协商分担；若线路同时服务其他用户，按照实际使用容量比例分摊成本。3.绿电计量、溯源、核查等公共服务成本，由电网企业纳入输配电成本核算，不得额外向交易双方收取。（三）结算规则绿电直连电量实行独立结算，电网企业要为直连项目设立单独的计量账户，分别计量发电侧上网电量和用户侧用电量，每月按照三方协议约定的价格和实际用电量进行结算。电网企业要在每月10日前完成上月直连电量的核对，出具结算单，发电企业据此向用户开具增值税发票，电网企业同步开具输配电费发票。结算资金由用户直接支付给发电企业和电网企业，不得挤占、截留。五、强化绿电直连的安全运行保障（一）落实安全主体责任发电企业是绿电直连项目电源侧安全的责任主体，要严格落实电力安全生产规章制度，加强发电设备的运维管理，建立出力预测预警机制，按照电网调度要求优化运行方式，保障电力出力稳定。电力用户是用电侧安全的责任主体，要加强内部用电负荷管理，配合电网开展需求侧响应，不得擅自改变用电性质、扩大用电规模，确保用电负荷与发电出力基本匹配。电网企业是输配电环节安全的责任主体，要将绿电直连项目纳入统一电网调度管理，完善安全监控体系，加强直连线路、设备的巡检维护，制定专项应急预案，保障直连电力的可靠输送。（二）严格调度运行管理电网调度机构要按照“公平调度、优先保障”的原则，将绿电直连电量纳入年度、月度电力平衡方案，优先安排直连绿电上网，不得随意压减直连项目的发电计划。直连项目的出力波动超出约定范围时，调度机构要及时通过辅助服务市场调配资源，保障电力供需平衡，相关费用按照辅助服务规则由责任方承担。遇有电力供应紧张、电网故障等紧急情况时，调度机构可按照“保民生、保重点”的原则，对直连项目的用电负荷进行有序调控，相关主体需配合执行。（三）完善计量与监测体系电网企业要为绿电直连项目配置符合国家标准的双向智能计量装置，实现发电侧、用户侧电量的实时、精准计量，计量数据要同步上传至省级电力交易平台和可再生能源信息管理平台，确保数据真实、可追溯。省级能源主管部门要建立绿电直连项目动态监测系统，实时监控项目的发电量、用电量、设备运行状态等信息，每季度发布本地区绿电直连运行情况报告，及时发现和解决运行中的问题。（四）加强安全隐患排查各相关主体要建立绿电直连项目安全隐患定期排查机制，发电企业每季度开展一次电源侧安全隐患排查，用户每半年开展一次用电侧安全排查，电网企业每年对直连输配电设施开展一次全面排查，对排查发现的隐患要建立台账，限期整改到位。国家能源局派出机构要定期对绿电直连项目的安全运行情况开展监管检查，对存在重大安全隐患的项目，责令暂停运行，整改合格后方可恢复。六、健全绿电直连的政策支撑体系（一）强化绿电消费认定绿电直连的电量全部认定为用户的绿电消费量，可用于抵扣该用户的能耗双控指标中的可再生能源消纳权重，1千瓦时绿电等同于0.1229千克标准煤的能耗指标减免（按照国家统一的电力折标系数计算）。用户的绿电直连消费量可纳入碳排放核算，在核算企业碳排放时，对应电量的碳排放因子按照国家发布的绿电碳排放系数（目前为0千克二氧化碳/千瓦时）计算，相应减少企业的碳排放量。（二）完善绿证与碳市场衔接机制参与绿电直连的发电项目，其直连电量不再单独核发绿证，相应的绿电消费权益直接归属于用户，用户可凭直连电量证明直接参与碳市场交易，抵扣自身碳排放配额，也可作为绿色产品认证、政府采购、出口贸易的绿电消费凭证。支持绿电直连项目参与绿色金融创新，鼓励金融机构为符合条件的绿电直连项目提供低息贷款、绿色债券、碳质押融资等金融服务，融资成本原则上不高于同期LPR利率。（三）落实产业扶持政策对绿电使用占比达到70%以上的高耗能企业，在产能置换、节能审查、环保评级等方面给予政策倾斜，优先保障其生产用电需求，其阶梯电价、惩罚性电价政策可适当放宽执行标准。对参与绿电直连的新型基础设施、高新技术企业，符合条件的优先纳入国家或地方的高新技术企业、专精特新企业扶持名单，享受相应的税收减免、研发补贴等优惠政策。（四）加强跨区域政策协同建立省际绿电直连协调机制，对跨区域绿电直连项目，输电线路途经地区要在规划选址、土地使用、生态环保审批等方面给予支持，不得设置地方保护壁垒，不得额外收取过境费用。鼓励东部负荷中心地区与西部、北部新能源富集地区通过绿电直连模式开展跨省合作，合作项目的可再生能源消纳权重可由双方按照5:5的比例共同核算，分别计入两地的消纳责任权重完成量。七、严格绿电直连的市场监管（一）规范市场交易行为能源监管机构要加强对绿电直连交易全过程的监管，严厉打击发电企业串通抬价、用户恶意压价、电网企业增设不合理收费项目等违法违规行为，维护公平公正的市场秩序。严禁任何单位和个人以绿电直连名义违规建设“厂网一体”项目、规避电力调度和监管，严禁用户将直连绿电转售给第三方，一旦发现，立即取消其直连资格，并按照电力监管相关法律法规予以处罚。（二）加强绿电真实性核查省级能源主管部门要建立绿电直连电量核查机制，每年组织第三方机构对本地区绿电直连项目的电量真实性进行抽查，抽查比例不低于20%，重点核查是否存在“以常规电冒充绿电”“虚报绿电消费量”等行为。对存在弄虚作假行为的市场主体，纳入电力市场信用黑名单，3年内不得参与任何绿电交易和电力市场交易，情节严重的，依法追究相关责任。（三）畅通投诉举报渠道国家能源局各派出机构、省级能源主管部门要设立绿电直连投诉举报热线和平台，及时受理市场主体的投诉举报，对核查属实的问题要依法依规处理，并将处理结果向社会公开。（四）建立信息公开机制省级能源主管部门要定期公开本地区绿电直