首个国家级“绿电直连”政策出台！新能源自发自用≥60%、余电上网≤20% - 新闻资讯

国家发展改革委、国家能源局近日联合发布《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），首次从国家层面明确“绿电直连”这一新能源供用电新模式的规则框架。

文件明确，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。

绿电直连一直是各方关注的话题，在有关国家实施绿色贸易壁垒的背景下，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。此外，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，可以有效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。

此次新政是绿色电力消纳机制上的重大制度突破，有望通过物理直供破解绿电溯源难题、激发新能源消费市场活力，同时助力“双碳”目标下新能源就地消纳和产业低碳转型。当然，新模式的推行也伴随成本分担、电网安全、稳定供电等挑战。

值得关注的是，政策明确鼓励民营企业参与。项目可由负荷企业投资，也可由发电企业或双方合资建设，为各类市场主体开辟了发展空间。

重点内容如下：

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。

绿电直连项目当前仅涵盖新能源项目。

项目分类

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。
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。

负荷可以离网孤岛或者并网，但并网型项目中，直连电源上仅能接入产权分界点的用户侧，不直接接入公共电网。

项目适用范围

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。

源荷匹配

项目整体新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%，占总用电量的比例不低于30%，并不断提高比例，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。

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。
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。

文件通过指标约束防止绿电直连项目变相成为借道电网外售的通道，并以市场需求确定是否需要反送，不对公共电网增加硬性消纳压力。同时，文件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，也为项目提升经济性提供了空间。

投资主体

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。
项目负荷不得由电网企业代理购电。

文件支持各类经营主体投资建设绿电直连项目，充分调动投资主体积极性，同时维护各类投资主体的合法权益。确保了直连用户真正独立参与市场、直接面对价格信号，防止通过电网公司代购的形式变相回归计划电。

交易机制与费用缴纳

并网型绿电直连项目享有平等的市场地位，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。交易电量及上网电量需按绿证和绿电交易规定执行，确保环境属性可追溯。

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，双方之间交易电量及上网电量应按照绿证和绿电交易有关规定执行。
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。
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。
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

文件强调公平性是绿电直连项目发展的前提，平衡了直连项目与公共电网各方利益，即便电力通过自建专线输送，仍需承担应有的输配和公益性费用，防止因不缴费造成交叉补贴机制失衡，从而维护了公共电网的公平和可持续运营。

安全责任

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。

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。
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。
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。