12月31日，湖南省發展和改革委員會下發關于印發《湖南省有序推動綠電直連發展實施方案》的通知。

文件指出，并網型項目應按照“以荷定源”原則科學確定新能源電源類型和裝機規模，用電負荷規模應有依據和支撐。項目可采取整體自發自用為主、余電上網為輔的模式參與現貨市場，年上網電量占總可用發電量的比例不高于20%；項目自身新能源整體年消納電量占總可用發電量的比例應不低于60%，占項目總用電量的比例應不低于30%，并不斷提高自身消納比例，2030年前不低于35%。

文件還指出，包括民營企業在內的各類經營主體（不含電網企業）均可投資綠電直連項目。項目電源可由負荷投資，也可由發電企業或雙方成立的合資公司投資，直連專線原則上應由負荷、電源主體投資。項目電源和負荷不是同一投資主體的，應簽訂多年期購電協議或合同能源管理協議，并就電力設施建設、產權劃分、運行維護、調度運行、結算關系、違約責任等事項簽訂協議。綠電直連項目投運三年內原則上不予退出。項目投運三年后，因項目負荷發生較大變化導致項目無法持續運營或項目投資主體放棄項目建設的，項目投資主體應書面向省級能源主管部門提交退出申請，審批同意后準許退出。項目電源和負荷不是同一投資主體的項目申請退出時應由雙方共同發起。

公告如下：

湖南省發展和改革委員會關于印發《湖南省有序推動綠電直連發展實施方案》的通知

湘發改能源〔2025〕853號

各相關單位：

為深入貫徹落實《國家發展改革委 國家能源局關于有序推動綠電直連發展有關事項的通知》（發改能源〔2025〕650號）、《國家發展改革委 國家能源局關于完善價格機制促進新能源發電就近消納的通知》（發改價格〔2025〕1192號）等文件精神，促進新能源就近就地消納，更好滿足企業綠色用能需求，結合我省實際，我委組織編制了《湖南省有序推動綠電直連發展實施方案》，現印發給你們，請認真組織實施。

附件：湖南省有序推動綠電直連發展實施方案

湖南省發展和改革委員會

2025年12月30日

附件：

湖南省有序推動綠電直連發展實施方案

第一章 總則

第一條【目的依據】為促進新能源就近就地消納，滿足企業綠色用能需求，推動湖南省綠電直連項目（以下簡稱“項目”）科學有序發展，根據國家發展改革委、國家能源局《關于有序推動綠電直連發展有關事項的通知》（發改能源〔2025〕650號），《關于完善價格機制促進新能源發電就近消納的通知》（發改價格〔2025〕1192號）要求，結合我省實際，制定本方案。

第二條【項目定義】項目是指風電、太陽能發電、生物質發電等新能源不直接接入公共電網，通過直連線路向單一電力用戶供給綠電，可實現供給電量清晰物理溯源的模式。其中，直連線路是指電源與電力用戶直接連接的專用電力線路。按照負荷是否接入公共電網分為并網型和離網型兩類。并網型項目作為整體接入公共電網，與公共電網形成清晰的物理界面與責任界面，電源應接入用戶和公共電網產權分界點的用戶側。離網型項目與公共電網沒有物理連接，電源直接與用戶用電設施進行物理連接。

直連電源為分布式光伏的，按照國家《分布式光伏發電開發建設管理辦法》等政策執行。

支持多個新能源項目通過綠電直連方式向單一電力用戶供給綠電。園區（含增量配電園區）綠電直連項目屬于采用直連線路向多用戶開展綠色電力直接供應的項目，不屬于本方案管理范圍，待國家發展改革委、國家能源局具體政策出臺后另行規定。

第三條【基本原則】項目按照安全優先、綠色友好、權責對等、源荷匹配原則建設運行，公平合理承擔安全責任、經濟責任與社會責任。

第四條【適用類型】 綠電直連項目當中的負荷及電源項目可位于不同行政區，但應位于同一供電營業區，有以下適用類型。

新增用電需求的企業可配套開發本項目。新增用電包含已取得相應核準（備案）文件但尚未建成投運的項目負荷。

存量負荷當中配備有燃煤燃氣自備電廠的企業，在足額清繳可再生能源發展基金的前提下可開發本項目，通過壓減自備電廠出力實現清潔能源替代。

存量負荷當中有降碳剛性需求的出口外向型企業及算力企業（含數據中心）利用周邊新能源資源可開展綠電直連。其中外向型企業需提供海關報關單位備案信息表、降碳剛性需求等相關證明材料。

未投運新能源電源當中尚未開展電網接入工程建設或因消納受限等原因無法并網的項目在與滿足條件的用電負荷主體協商后可共同轉為綠電直連項目。未投運新能源電源當中接網工程已明確由電網企業投資建設、已投運新能源電源當中接網工程由電網企業投資建設（含回購）的新能源電源不得轉為綠電直連項目電源，其余已投運新能源電源在與滿足條件的用電負荷主體協商后可共同轉為綠電直連項目。

第五條【源荷匹配要求】并網型項目應按照“以荷定源”原則科學確定新能源電源類型和裝機規模，用電負荷規模應有依據和支撐。項目可采取整體自發自用為主、余電上網為輔的模式參與現貨市場，年上網電量占總可用發電量的比例不高于20%；項目自身新能源整體年消納電量占總可用發電量的比例應不低于60%，占項目總用電量的比例應不低于30%，并不斷提高自身消納比例，2030年前不低于35%。

第二章 項目報批

第六條【申報流程及申報主體】項目由負荷單位牽頭申報，市級能源主管部門進行初審，初審評估通過的，由市級能源主管部門以正式文件向省級能源主管部門申報，經省級能源主管部門審核批復后實施。

第七條【申報資料要求】 項目申報時應填寫項目申報表（附件1）并同步提交項目整體化建設方案（附件2）。整體化方案中項目與公共電網的交換功率申報值及項目最大峰谷差率不應大于項目中負荷的最大電力及峰谷差率。

直連電源應納入省級能源主管部門制定的年度開發建設方案；直連線路應盡量減少線路交叉跨越，確需跨越的應做好安全措施，原則上應從低處穿越與直連線路同等級及以上電壓等級的公共線路。

第八條【資料審核要求】項目當中的負荷、電源、直連線路及接網線路應按照《湖南省企業投資項目核準和備案管理辦法》要求分別取得核準或備案文件。

項目接入電壓等級原則上不超過220千伏，確有必要以220千伏電壓等級接入的，省級能源主管部門會同國家能源局湖南監管辦公室共同組織開展電力系統安全風險專項評估，在確保電網安全穩定運行的前提下方可開展接入。

第九條【項目變更】項目投資主體應按照批復意見進行建設，不得自行變更項目建設內容。項目批復后，項目負荷或電源投資主體法人發生變化，項目建設地點、規模、內容發生重大變更，項目投資主體應及時告知省級能源主管部門并重新批復。根據項目正常建設周期，省級能源主管部門定期組織核查，及時清理不具備建設條件的項目。

第十條【規劃統籌】通過審核的項目，其整體化方案中的直連線路、接入系統等按電壓等級納入省級或城市的能源電力和國土空間規劃。

第十一條【建檔立卡】省級能源主管部門依托國家可再生能源發電項目信息管理平臺，組織開展項目中電源的建檔立卡工作。

項目投資主體應當在建成并網一個月內，完成建檔立卡填報工作，由電網企業提交相關信息。

第三章 開發建設

第十二條【投資主體及投資方式】包括民營企業在內的各類經營主體（不含電網企業）均可投資綠電直連項目。項目電源可由負荷投資，也可由發電企業或雙方成立的合資公司投資，直連專線原則上應由負荷、電源主體投資。

第十三條【項目選址】項目投資主體應當做好選址工作。建設場所必須合法合規，手續齊全，產權清晰。

第十四條【協議簽訂】項目電源和負荷不是同一投資主體的，應簽訂多年期購電協議或合同能源管理協議，并就電力設施建設、產權劃分、運行維護、調度運行、結算關系、違約責任等事項簽訂協議。

第十五條【安全施工要求】 項目建設應當嚴格執行設備、建設工程、安全生產等相關管理規定和標準規范，確保項目建設質量與安全，并做好驗收工作。從事項目設計、施工、安裝、調試等環節的主體應當滿足相應資質要求。

第十六條【建設過程管理】項目所在市級能源主管部門應定期對項目建設進度進行調度，加強項目全過程監管，項目進展按月上報省級能源主管部門。

第四章 電網接入

第十七條【接入總體要求】電網企業應當制定并公布項目接入電網工作制度及技術標準規范等信息，合理優化或者簡化工作流程，提供“一站式”辦理服務，落實接入服務責任，提升接入服務水平。項目接網申請受理及回復、項目接入系統設計受理及回復時限及要求應滿足《電網公平開放監管辦法》（國能發監管規〔2021〕49號）規定。

第十八條【接網申請資料要求】項目應當滿足相關規劃和政策規定，并向電網企業提交并網意向書、省級能源主管部門批復意見，項目當中的負荷、電源，用戶投資的直連及接網線路核準或備案文件、電源及負荷地址權屬證明等相關材料（詳見附件1）。

第十九條【接入系統設計】項目投資主體應委托具備資質的設計單位開展接入系統設計工作，在滿足電網安全運行的前提下，統籌考慮建設條件、電網接入點等因素，結合實際合理選擇接入系統設計方案。

電網企業應當按照相關行業標準，根據接入系統設計要求，及時一次性地提供開展接入系統設計所需的電網現狀、電網規劃、接入條件等基礎資料。確實不能及時提供的，電網企業應當書面告知項目投資主體，并說明原因。各方應當按照國家信息安全與保密的要求，規范提供和使用有關資料。

通過分期建設的項目不得新增與公共電網的連接點。

第二十條【投資界面】項目接入引起的公共電網改造部分、項目內部發電、廠用電、自發自用、儲能等關口裝設的雙向計量裝置由電網企業投資建設。新建項目接入公共電網的接入系統工程投資界面參照用電負荷接入系統要求執行。

滿足條件的已投產新能源轉為綠電直連項目時，原新能源項目的接網工程電網企業不再回購。

第二十一條【協議簽訂】項目投資主體應當在項目投產前與電網企業及其調度機構分別簽訂《購售電合同》及《并網調度協議》。項目并網容量以外的供電責任和費用由項目投資主體與電網企業另行協商確定并簽訂相關協議。

電網企業按照項目投資主體申報的并網容量和與其簽訂的有關協議履行供電責任，項目投資主體應確保項目與公共電網的交換功率不超過申報并網容量并自行承擔由于自身原因造成供電中斷的相關責任。

項目中新能源發電項目豁免電力業務許可證（發電類），國家和省另有規定的除外。

第二十二條【竣工驗收】項目應當按照整體化方案范圍建設。項目投資主體應按標準配置繼電保護、安全穩定控制裝置、通信設備等二次系統，項目整體及內部各設施涉網性能必須符合國家及行業有關技術標準規范等要求，并通過國家認可的檢測認證機構檢測認證，經檢測認證合格后，電網企業不得要求重復檢測。項目各業務系統應嚴格執行《電力監控系統安全防護規定》，安裝網絡安全監測、隔離裝置等網絡安全設施。

項目竣工后，電網企業應當按照有關規定復核項目內部雙向計量裝置配置情況及主要設備檢測報告，并按照相關標準開展并網檢驗。嚴禁項目投資主體繞越裝設的各電能計量裝置用電。項目檢驗合格后應予以并網投產。項目應及時組織竣工驗收，并將竣工驗收報告報送省級能源主管部門和湖南能源監管辦。

第五章 項目運營

第二十三條【安全主體責任】項目投資主體是項目的安全生產責任主體，必須貫徹執行國家及行業安全生產管理規定，依法加強項目建設運營全過程的安全生產管理。

第二十四條【項目運維要求】項目投資主體可自行或者委托專業化運維公司等第三方作為運維管理責任單位，各單位應當嚴格執行調度運行、網絡安全與數據安全等有關管理規定，及時開展風險管控及隱患排查治理，深入評估并及時消除項目內部設備故障以及各類安全風險，不斷增強可靠性。

第二十五條【調度運行】項目整體及內部電源按照接入電壓等級和容量規模接受相應調度機構管理，按照為系統提供服務的類別接入新型電力負荷管理系統或電力調度自動化系統。

除發生影響公共系統安全穩定運行的突發情況外，電網企業所屬調度機構應按照項目自主安排的發用電曲線下達調度計劃。鼓勵具備條件的項目投資主體加大項目投資改造力度，提升項目系統友好性，在有序用電啟動時段不從公共電網下網。

項目投資主體應保障項目接受并執行調度機構遠程控制指令的能力，禁止在未經得調度機構同意的情況下，擅自通過外部控制接口調整項目與公共電網之間的交換功率，禁止擅自停運或者調整項目涉網參數。在新能源消納困難時段，項目不應向公共電網反送電。

項目投資主體應做好項目無功及電能質量管理，確保項目與公共電網連接點處電能質量滿足國家相關技術標準要求，并按《電網運行準則》等向電網企業及其調度機構提供相關資料，接受電網企業及其調度機構開展針對涉網特性、網絡安全、電能質量等方面的技術監督。

第二十六條【市場交易】并網型項目享有平等的市場地位，按照《電力市場注冊基本規則》進行注冊，原則上應作為整體參與電力市場交易，按照與公共電網的交換功率開展結算。項目新能源上網電量不納入新能源可持續發展價格結算機制；項目用電時，應當直接參與市場交易，不得由電網企業代理購電，并按照下網電量承擔上網環節線損費用。項目電源和負荷不是同一投資主體的，可分別注冊，以聚合形式參與電力市場交易，雙方之間交易電量及上網電量應按照綠證和綠色電力交易有關規定執行。

第二十七條【費用繳納要求】按照“誰受益、誰負擔”原則，綠電直連項目應按相關規定繳納輸配電費、系統運行費用、政策性交叉補貼、政府性基金及附加等費用。各地不得違反國家規定減免有關費用。

（一）輸配電費。項目實行按容（需）量繳納輸配電費，下網電量不再繳納系統備用費、輸配環節的電量電費。月度容（需）量電費計算方法為：容（需）量電費=按現行政策繳納的容（需）量電費＋所在電壓等級現行電量電價標準×平均負荷率×730小時×接入公共電網容量。其中，平均負荷率暫按所在省份110千伏及以上工商業兩部制用戶平均水平執行，由電網企業測算、經省級價格主管部門審核后公布；接入公共電網容量為項目同時使用的受電變壓器容量及不通過變壓器接入的高壓電動機容量之和。

可靠性要求高、按要求需進行容量備份的項目，可選擇繼續按現行兩部制輸配電價模式繳費，其中容（需）量電費按現行政策執行，電量電費根據實際用電量（含自發自用電量）以及所在電壓等級電量電價標準繳納。

（二）系統運行費。項目使用公共電網時視同工商業用戶，暫按下網電量繳納系統運行費，根據國家相關規定逐步向按占用容量等方式繳費過渡。

（三）政策性交叉補貼。暫免繳納自發自用電量的政策性交叉補貼新增損益。

（四）政府性基金及附加。按國務院財政主管部門相關規定執行。

第二十八條【上網電量電費結算要求】并網型綠電直連項目以項目接入點作為計量、結算參考點，作為整體與公共電網進行電費結算。項目上網電量應全量參與電力市場交易，參與市場價格形成，反映供需關系。

第二十九條【統計要求】國網湖南省電力有限公司應將項目當中用戶用電量、內部電源發電量、廠用電、用電量、儲能充放電電量等分類納入湖南省電力行業統計，其中用電量是指用戶（含電力生產用戶）耗用的全部電量，包括項目用電設備耗用電量、發電設備損耗電量、（儲能設備損耗電量）等；發電量是指全部發電設備的關口計量電量，根據不同電源類型納入統計范圍。項目投資主體、地方電網企業以及各增量配電網經營主體應做好配合。

第六章 退出機制

第三十條【退出情形及流程】綠電直連項目投運三年內原則上不予退出。項目投運三年后，因項目負荷發生較大變化導致項目無法持續運營或項目投資主體放棄項目建設的，項目投資主體應書面向省級能源主管部門提交退出申請，審批同意后準許退出。項目電源和負荷不是同一投資主體的項目申請退出時應由雙方共同發起。

第三十一條【退出后的電網接入業務銜接】獲批退出的項目當中的電源或負荷項目應重新辦理接入系統手續。存量電源或負荷項目投資主體應向電網企業遞交項目接網變更申請并辦理相關手續。增量電源或負荷項目投資主體應重新向電網企業遞交接網申請，電網企業應優先提供接網服務。

第三十二條【退出后的市場銜接】獲批退出的項目當中的電源及負荷項目應進入電力市場交易，其中的電源項目可根據政策要求參與湖南省后續機制電量的競爭。

第七章 評估機制

第三十三條【評估組織】省級能源主管部門每年12月組織市級能源主管部門開展項目評估，項目投資主體、電網企業及其所屬調度機構、湖南電力交易中心應予以配合并提出優化意見建議。

第三十四條【評估內容】項目評估應包括但不限于以下內容：

市級能源主管部門對項目實施效果、經濟效益等進行評估。投資主體應就自身項目開發建設過程開展評估。

電網企業及其所屬調度機構應提供項目運行及項目當中新能源電量自身消納數據，并就項目接網工作辦理、接網工程投資建設、涉網特性管理、電能質量情況開展評估。

湖南電力交易中心應配合提供項目參與電力市場交易的情況并就項目投資主體市場注冊、市場交易規則適配性等內容開展評估。

第八章 附則

第三十五條【解釋權】本方案由湖南省發展和改革委員會負責解釋。

第三十六條【時效性】本方案自發布之日起施行，施行過程中存在的問題，請各有關單位及時向省級能源主管部門反饋。施行期間國家另有規定的，從其規定。

附件1

附件2

綠電直連項目整體化建設方案（大綱）

一、設計原則、設計范圍以及設計依據

（一）設計原則

包括但不限于下列文件，下列文件對于本文件的應用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，僅注日期的版本適用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改單）適用于本文件。

（1）《電力系統安全穩定導則》

（2）《電力系統安全穩定計算規范》

（3）《電力系統設計技術規程》

（4）《電力系統技術導則》

（5）《電力系統電壓和無功電力技術導則》

（6）《國家電網公司電力系統無功補償配置技術導則》

（7）《風電場接入電力系統技術規定》

（8）《國家電網公司風電場接入電網技術規定》

（9）《光伏發電站接入電力系統技術規定》

（二）設計范圍和設計依據

項目設計范圍包括與本項目相關的建設內容、實施條件、建設時序等所有重點內容。

項目設計依據應包括以下內容。

a） 說明工作任務的依據，經批準或上報的前期工作審查文件或指導性文件；b） 與本工程有關的其他重要文件。

（三）設計水平年

應綜合考慮項目投產時序以及周邊電網情況等因素選定項目設計水平年，根據實際情況選擇設計水平年后1-5年的某一年進行校核分析。

二、項目概況與建設必要性

（一）項目概況

應從項目名稱、項目類型、投資主體、建設地點、建設規模、周邊電力系統情況等方面介紹項目概況。

（二）建設必要性

應綜合考慮項目經濟性、項目綠電需求、項目環境條件等因素分析項目建設必要性。

三、項目主要建設內容

（一）電源建設內容

介紹電源類型、地理位置。建設條件、最終規劃容量與分期建設容量、納入各級能源主管不發展規劃情況、前期情況、計劃投產時間等。介紹電源的主要特征，包括所在地資源條件、電站特點、發電利用小時數、各月新能源出力曲線、典型日出力曲線、年發電量、靜態總投資、單位千瓦投資等。已建成投運且直接接入公共電網的存量電源項目還應介紹接網工程產權（含回購）狀況。

（二）負荷建設內容（新增負荷）/負荷概況（存量負荷）介紹負荷項目的基本情況，包括負荷項目類型、主要生產內容、建設位置、終期建設規模以及本期建設規模；介紹項目的用電特性，包括項目最大用電負荷、月用電曲線、典型日用電曲線、年用電量等內容。

（三）儲能建設內容（可選）

介紹儲能電站的類型、容量、建設位置等內容。

（四）電網建設內容

從電源、負荷、儲能以及項目整體等方面介紹接入電壓等級、接入點與接入系統方案，介紹項目與公共電網的交換功率申報值、項目最大峰谷差率等。

（五）源荷儲匹配分析

介紹項目電力電量平衡的邊界條件與有關規則，選擇設計水平年和規劃水平年開展逐月電力電量平衡分析，對項目新能源利用率、新能源消納電量占負荷總用電量以及與上網電量比例進行分析。

（六）調控平臺建設方案

介紹項目相關的調度系統、調度數據網絡建設內容；介紹項目內部資源的調度信息交互、設備配置方式、功能以及信息傳輸等內容。

（七）接入系統方案

介紹項目投產前周邊的電網情況，根據項目本遠期建設內容以及電力平衡結果，結合電網網架現狀和發展、負荷分布等，闡述方案擬定思路和初步擬定的接入系統電壓等級，初步分析擬接入點的建設條件、擴建條件及接入線路走廊初步條件，提出接入系統比較方案和必要的過渡方案，介紹繼電保護、安全自動裝置、自動化系統、通信網等規劃設計內容。

接入系統方案應明確對計量裝置、通信接口、通信協議以及電能質量在線監測裝置的技術要求。其中在項目內部發電、廠用電、自發自用、儲能等關口安裝符合相關標準和有關部門認可的雙向計量裝置裝設點；項目內部接網點電壓等級為10千伏以下的各類資源應至少支持RS485通信接口，具備條件時可增加網口通信接口；通信協議方面應至少支持DL/T 698.45通信協議，確保做到可觀、可測、可調、可控；項目應在與公共電網連接點處裝設電能質量在線監測裝置。

四、項目實施條件

從明確負荷類型、投資主體、建設地點產權歸屬等角度，明確項目電源、電網、負荷以及儲能（如有）的實施條件。提供項目用地不涉及環境敏感性因素的證明。

五、電氣計算

（一）潮流計算分析

根據計算水平年、負荷水平、電源、網絡結構、潮流方式、功率因素、電壓控制范圍等計算條件，給出項目潮流分析與流向、電壓水平等潮流計算結果，確定項目是否滿足用電需求。

（二）穩定計算分析

根據計算水平年、計算運行方式、故障條件、保護動作情況、發電機組數學模型等計算條件，給出項目穩定計算分析結果，校驗典型運行方式下電網穩定水平。

（三）短路電流計算分析

根據合理選擇計算工具、計算模型、計算邊界等計算條件，給出項目短路電流計算分析結果并提出相應措施。

六、投資估算及財務分析

綜合考慮建設性質、設備型號、建設規模等因素開展電源、電網、負荷以及儲能（如有）的投資估算與財務評價。

七、經濟效益和社會效益

（一）經濟效益

采用內部收益率法、凈現值法、年費用法、投資回收期法等方法分析項目的經濟效益。

（二）社會效益

從綠色低碳、能源公平、經濟就業等多維度分析項目的社會效益。

八、結論

總結項目主要結論和建議，應包括：項目本期及遠期建設內容、接入系統方案、投資規模等。

九、附件

（一）綠電直連項目建設單位工商注冊信息、法定代表人信息、統一社會信用代碼、工商營業執照、信用證明等。

（二）供電公司對項目接入電網的支持性意見。

（三）其他支持性文件。

（四）項目電源和負荷不是同一投資主體的，應提供負荷和電源之間簽訂的多年期購電協議或合同能源管理協議，以及就電力設施建設、產權劃分、運行維護、調度運行、結算關系、違約責任等事項簽訂的協議。