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所属分类：各地政策
近日，四川省发展改革委、省能源局印发《四川省有序推动绿电直连发展实施细则(试行)》(以下简称《实施细则》)，现就有关情况解读如下。
一、出台背景
国家发展改革委、国家能源局先后印发《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)、《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》(发改价格〔2025〕1192号)，对有序推动绿电直连发展提出明确要求。
我省作为清洁能源资源大省，具有丰富的风电光伏等新能源资源，具备推动绿电直连发展的良好基础，同时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，绿电直连项目能够一定程度满足企业绿色用能刚性需求。为充分发挥我省清洁能源优势，促进新能源就近就地消纳，更好满足企业绿色用能需求，结合我省电网构架、能源资源分布、调节资源建设和产业负荷增长情况，在落实国家政策要求、衔接已有配套政策的基础上，制定出台《实施细则》。
二、总体思路
按照“安全优先、绿色友好、权责对等、源荷匹配”的原则，在不影响全省电力保供、电力发展规划、法定供用电秩序、公共电网安全稳定运行、电力市场公平公正的前提下，有序推动绿电直连项目建设，在全省形成一批具有典型示范意义的项目，探索适合四川实际的绿电直连运行机理和经营模式。
三、主要内容
(一)适用范围。一是明确电源范围，包括新增风电、太阳能发电、生物质发电等新能源，不包含存量已并网电源、已批复的统调统分电源；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》执行。二是明确供电范围，现阶段仅支持通过专用线路向单一电力用户供电，国家出台相关政策前，暂不开展向多用户供电的绿电直连项目。三是明确项目分类，按照负荷是否接入公共电网分为并网型和离网型两类。并网型项目电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧。
(二)建设要求。一是分类明确负荷条件，新增负荷可配套建设直连新能源项目；存量负荷符合有关要求可以开展绿电直连，有降碳刚性需求的直接或间接出口外向型企业、算力企业(含数据中心)可探索开展。二是量化源荷匹配比例要求，明确新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%，占用户总用电量比例不低于30%；结合我省实际对余电上网实行差异化管理，“三州一市”(阿坝州、甘孜州、凉山州、攀枝花市)原则上不超过10%，其他地区原则上不超过20%；项目布局在电网送出受限断面的，受限时期内禁止余电上网。三是严格电网安全接入标准，并网型项目接入公共电网电压等级原则上不超过220千伏，确需接入220千伏的开展电力系统安全风险专项评估；项目需落实涉网安全要求，与公共电网明确产权分界和安全责任，保障电网运行安全。四是细化就地消纳要求，明确直供新能源与负荷应位于同一市(州)或相邻市(州)，直连线路不得占用公共电网输电通道。
(三)价格及交易机制。价格机制方面，绿电直连项目涉及的输配电费、系统运行费、政策性交叉补贴等缴纳执行《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》相关规定，各市(州)不得违反国家规定减免有关费用。交易机制方面，并网型绿电直连项目作为统一整体参与电力市场，享有平等的市场地位，并按照与公共电网的交换功率进行结算。
(四)管理方式。一是明确申报流程，绿电直连项目需编制包含直连电源、储能、负荷、直连线路、接入公共电网系统的整体实施方案，经市(州)人民政府同意后报送省能源局，由省能源局组织第三方评审后批复，对跨越市(州)项目，涉及市(州)均应报送方案。二是压实各方责任，明确省发展改革委(省能源局)、电网企业及各市(州)部门职责分工，合力推动绿电直连有序发展；三是强化全过程监管，项目获得批复后2年内未开工建设的，取消项目并收回全部配置的新能源资源；直供新能源不纳入全省新能源利用率考核，由投资主体自行承担弃电风险；电网企业每月向省级主管部门报送项目运行数据，能源部门开展常态化动态监测，项目主动接受监管部门监督检查。四是严格退出约束机制，非不可抗力因素，绿电直连项目业主自行承担退出风险，直供新能源规模根据负荷减少情况逐步退坡解列，解列后的直供新能源原则上不接入公共电网，防止以绿电直连项目名义套取新能源资源。
为便于相关企业更好开展项目方案编制和评估论证，《实施细则》相应配套了实施方案编制参考大纲。
原标题：《四川省有序推动绿电直连发展实施细则(试行)》政策解读
