2月11日，廣西壯族自治區發展和改革委員會?廣西壯族自治區能源局關于印發《廣西推動綠電直連發展實施方案》的通知，通知指出，本方案所指的綠電直連是指風電、太陽能發電、生物質發電等新能源不直接接入公用電網，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用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用電網，與公用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用電網產權分界點的用戶側。直連電源為分布式光伏的，按照《分布式光伏發電開發建設管理辦法》等政策執行。采用直連線路向多用戶開展綠色電力直接供應的，按國家有關規定執行。

原文如下：

廣西壯族自治區發展和改革委員會 廣西壯族自治區能源局關于印發《廣西推動綠電直連發展實施方案》的通知

各設區市發展改革委（能源局），廣西電網有限責任公司，百色電力有限責任公司，廣西能源股份有限公司，各有關企業：

為進一步發揮廣西綠色能源優勢，推動綠色電力資源就地高效利用，更好滿足企業綠色用能需求，現將《廣西推動綠電直連發展實施方案》印發你們，請認真組織實施。

附件：

1.廣西推動綠電直連發展實施方案

2.綠電直連項目實施方案編制大綱

3.綠電直連項目實施程序

          廣西壯族自治區發展和改革委員會???廣西壯族自治區能源局?

2026年2月9日

附件1

廣西推動綠電直連發展實施方案

為深入貫徹黨的二十大和二十屆歷次全會精神，落實黨中央、國務院關于完善新能源消納和調控政策措施的決策部署，積極探索綠電直連發展實施路徑，更好滿足企業綠色用能需求，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）、《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）有關要求，結合廣西實際，制定本實施方案。

一、總體要求

（一）適用范圍。

本方案所指的綠電直連是指風電、太陽能發電、生物質發電等新能源不直接接入公用電網，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用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用電網，與公用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用電網產權分界點的用戶側。直連電源為分布式光伏的，按照《分布式光伏發電開發建設管理辦法》等政策執行。采用直連線路向多用戶開展綠色電力直接供應的，按國家有關規定執行。

（二）發展目標。

以滿足企業綠色用能需求、提升新能源就近就地消納水平為目標，按照安全優先、綠色友好、權責對等、源荷匹配原則，有序推進一批并網型綠電直連項目，探索開展離網型綠電直連項目。到2027年，我區在新能源生產和消納融合發展方面取得一批標志性成果，綠電多場景、多模式消納體系更加健全，綠電直連項目公平合理承擔安全責任、經濟責任與社會責任。

二、主要任務

（一）有序推動新增負荷以綠電直連提升綠色用能水平。

新增負荷項目可結合自身綠色電力消費和節能降碳需求，就近整合新能源項目開展綠電直連。強化重點用能企業與綠電耦合發展，鼓勵推進鋼鐵、有色、建材、石化、化工、新能源裝備、交通運輸等行業企業、數據中心以及其他有綠電需求的用能行業企業通過綠電直連提升綠色電力消費比例。

（二）穩妥推進存量負荷通過綠電直連增綠降碳。

對配置有燃煤燃氣自備電廠的存量負荷，支持其在足額清繳可再生能源發展基金的前提下開展綠電直連，通過壓減自備電廠出力，實現清潔能源替代。支持新能源汽車、儲能電池、鋼鐵、鋁、水泥、造紙以及其他有降碳剛性需求的出口外向型企業利用周邊新能源資源探索開展存量負荷綠電直連，以綠電物理溯源適應國際貿易需求，降低碳關稅成本。

（三）探索綠電直連多元化應用場景。

支持尚未開展電網接入工程建設或因新能源消納受限等原因無法并網的新能源項 目，在履行相應變更手續后開展綠電直連，提升本地新能源消納水平。探索在公用供電設施尚未到達的偏遠地區（如邊境、海島等場景）， 以及其他有需求的企業開展離網型綠電直連項目，滿足負荷電力安全穩定供應和綠色用能需求。

三、綠電直連項目要求

（一）項目投資建設要求。

綠電直連項目原則上由負荷作為主責單位。其中，綠電直連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，直連線路原則上應由負荷、電源主體投資。依托尚未開展電網接入工程建設或因新能源消納受限等原因無法并網的新能源項目開展綠電直連的，應在開工建設前履行并網接入等手續變更。綠電直連項目應按照整體化方案統一建設，同步投產。

（二）開展綠電直連的負荷具體要求。

綠電直連項目的負荷應為單一電力用戶（單一電力用戶是指獨立法人主體、獨立納稅人識別號，布局相對集中且處于同一用地紅線范圍內，具備獨立計量條件的用戶）。 以是否已開展永久用電接入系統工程形成電網側實物量投資作為新增負荷認定的標準，綠電直連項 目申報時未向電網企業報裝的用電項目、 已報裝但配套電網工程尚未批復（或立項）、 已報裝但供電方案尚未答復、 已報裝且配套電網工程已批復（或立項）但未開工建設的用電項目均可視為新增負荷。有降碳剛性需求的出口外向型企業開展綠電直連項目的，在申報開展綠電直連時，需提供貨物報關證明或出口訂單證明等貨物出口相關證明材料。若企業自身不直接出 口，但其下游出口外向型客戶對產品有綠電消費要求，則企業需提供來自該客戶的相關證明文件。依托新增負荷開展綠電直連項目的，應取得節能審查意見作為用電負荷規模的依據和支撐。依托已有燃煤燃氣自備電廠的存量負荷開展綠電直連的，應足額清繳可再生能源發展基金并取得相關依據。

（三）電源配置要求。

并網型綠電直連項目應按照 “ 以荷定源”原則科學合理配置新能源電源類型及裝機規模。風電、生物質發電等電源項目應納入自治區相關規劃，太陽能發電項目應符合國家及自治區備案管理要求。綠電直連項目整體新能源年自發自用電量占總可用發電量的比例應不低于60%，占總用電量的比例應不低于30% ，并不斷提高自發自用比例，2030年前不低于35%。依托有燃煤燃氣自備電廠的存量負荷實施的綠電直連項目原則上不向公用電網反送電，且不得向項目以外的其他負荷轉供電。依托新增負荷、有降碳剛性需求的存量出口外向型企業實施的并網型綠電直連項目，新能源上網（含公用電網、地方電網、增量配電網等電網）電量占總可用發電量的比例不超過20%。

（四）直連線路建設及并網要求。

并網型綠電直連項目接入公用電網電壓等級不超過220千伏，項目整體應在同一設區市范圍內。考慮技術經濟性，直連線路長度原則上不超過50公里。應盡量減少線路交叉跨越，確需跨越的應做好安全措施。并網型綠電直連項目確有必要接入 220 千伏的，應由自治區能源局會同國家能源局南方監管局組織電網企業、項目單位等開展電力系統安全風險專項評估，確保電網安全穩定運行。 電網企業應向滿足并網條件的項目公平無歧視提供電網接入服務。

（五）鼓勵提升系統友好性。

并網型綠電直連項目應通過合理配置儲能、挖掘負荷靈活調節潛力等方式，充分提升項目靈活性調節能力，盡可能減小系統調節壓力。鼓勵按照系統友好型新能源電站的標準開展綠電直連，提高可靠出力水平及電網主動支撐能力。在新能源消納困難時段，項目不應向公用電網反送電。項目應按照有關管理要求和技術標準做好無功和電能質量管理。鼓勵綠電直連項目在不影響公用電網安全穩定運行的前提下，自主優化發用電曲線，提高新能源消納率和綠電供需匹配度。

（六）調度運行要求。

綠電直連項目應實現內部資源協同優化。鼓勵自主建設專用電力調控平臺，并網型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，接受對應調度機構的統一調度，并簽訂購售電合同、并網調度協議。綠電直連項目參照《發電機組進入及退出商業運營辦法》（ 國能發監管規〔2023〕48 號）等國家法律法規和相關標準開展并網調試及商業運營工作。除發生影響公用系統安全穩定運行的突發情況外，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。項 目內部資源應做到可觀、可測、可調、可控，并根據《電網運行準則》等向電力調度機構提供相關資料。發生影響公用系統安全穩定運行的突發情況時，公用電網有權調整綠電直連項目發用電計劃曲線，綠電直連項目應予以配合。

（七）厘清安全責任界面。

綠電直連項目應嚴格落實各項安全生產管理措施， 內部各設施涉網性能應滿足相關標準，避免因自身原因影響電網安全穩定運行。并網型綠電直連項目應在并網前按國家相關規定履行電力工程質量監督手續，項目與公用電網應各自在安全責任界面內履行相應電力安全風險管控責任，項目主體應統籌考慮內部源荷特性、平衡能力、經濟收益、與公用電網交換功率等因素， 自主合理申報并網容量，并與電網企業協商確定并網容量以外的供電安全責任和相應費用。項目應調節內部發電和負荷，確保項目與公用電網的交換功率不超過申報容量， 自行承擔由于自身原因造成供電中斷的相關責任。

（八）其他要求。

綠電直連項目應按《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）以及國務院價格、財政主管部門相關規定繳納輸配電費、系統運行費、政策性交叉補貼、政府性基金及附加等費用。并網型綠電直連項目以項目接入點作為計量、結算參考點，作為整體與公用電網進行電費結算。項目應具備分表計量條件，由項目所在供電營業區對應的電網企業在內部發電、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，項目業主有意愿的也可在前述關口增加安裝符合相關標準要求、經有關部門認可的雙向計量裝置，計量結果以電網企業安裝的雙向計量裝置讀數為準。項目業主或電網企業對電能計量裝置準確性存在爭議時，按照《供電營業規則》（2024年第14號令）相關要求及辦法進行處置。并網型綠電直連項目因源荷不匹配造成上網電量占總可用發電量超過20%的，按總可用發電量的20%結算。已批復的源網荷儲一體化試點項目在符合綠電直連項目要求的前提下，可申請轉為綠電直連項目。

四、保障措施

（一）鼓勵模式創新。

支持包括民營企業在內的各類經營主體（不含電網企業）投資建設綠電直連項目，提高市場投資效率。綠電直連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，充分維護投資主體各方合法權益。項目中新能源發電項目豁免電力業務許可，另有規定除外。鼓勵賓陽縣農村能源革命試點、納入國家級零碳園區建設名單的園區、南丹關鍵金屬試驗區等按照國家和自治區要求探索開展綠電直連，提升綠色電力消費比例。鼓勵金融機構開發特色綠色金融產品服務，支持保險機構創新開展投資綠色債券、綠色資產支持證券等業務，激發市場主體參與綠色項目投資活力。

（二）公平參與電力市場。

并網型綠電直連項目享有平等的市場地位，在并網前按照《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。在滿足上網電量比例要求的前提下，各電網企業（含公用電網、地方電網、增量配電網等）經營區內的并網型綠電直連項目參與電能量市場、輔助服務市場交易，并按照相關交易規則開展結算。鼓勵綠電直連項目優先參與廣西綠色電力交易補齊用電需求。項 目電源和負荷不是同一投資主體的，鼓勵電源和負荷分別注冊，按虛擬電廠等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按照綠證和綠電交易有關規定執行。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。綠電直連項目應當直接參與電力市場交易，不得由電網企業代理購電。

（三）明確退出機制。

綠電直連項目實施后，因負荷或電源項目投資主體經營狀況發生變化的，可重新引入符合要求的負荷或電源項目并修訂實施方案，經評審通過后可繼續實施，此期間并網型綠電直連項目新能源上網電量比例不得超過總可用發電量的 20%。項目業主也可自行申請終止綠電直連項目， 由項目業主通過項目所在設區市發展改革委（ 能源局）報送自治區能源局、國家能源局南方監管局，由自治區能源局組織第三方機構及有關部門開展核實評估，及時終止綠電直連項目實施資格。綠電直連項目終止后，相應電源項目轉為普通新能源項目，并向電網企業申請并網、按要求辦理電力業務許可證，及時納入電力市場交易范疇。

五、組織實施

（一）統籌規劃協調。

自治區能源局負責綠電直連項目的統籌規劃，確保綠電直連項目有序發展。批復的綠電直連項目自動納入自治區電力發展規劃，綠電直連項目風電、光伏發電規模納入自治區年度新能源發電開發建設方案，直連線路、接入系統等按電壓等級納入自治區國土空間等規劃，綠電直連項目中的電源、負荷、直連線路等子項目按《企業投資項目核準和備案管理辦法》等規定分類別辦理核準、備案手續。

（二）科學編制實施方案。

各項目（不含申請轉為綠電直連的源網荷儲一體化試點項目）業主應按照大綱編制綠電直連項目實施方案，實施方案的內容包括但不限于電源、負荷、直連線路和接入系統的整體化方案，并以專門章節評估系統風險、用電安全、電能質量等，并提出具體技術措施。項目規劃方案應合理確定項目最大的負荷峰谷差率，確保項目實際運行中與公用電網交換功率的電力峰谷差率不高于方案規劃值。項目接入電壓等級為220千伏的，需開展電力系統安全風險專項分析。

（三）簡化已批復源網荷儲一體化項目轉為綠電直連項目的申報流程。

已批復的源網荷儲一體化項目應對照國家和自治區關于綠電直連項目的有關要求，在已批復的源網荷儲一體化項目實施方案基礎上開展補充技術論證、形成補充論證報告，確保綠電直連整體和相關電源、負荷、直連專線等建設內容均滿足綠電直連要求。 已批復的源網荷儲一體化項目轉為綠電直連項目后，相關建設內容應同步調出原源網荷儲一體化項目試點，調整后產生的相關責任由投資主體自行承擔。涉及將源網荷儲一體化項目電源項目轉為按綠電直連開展且相關電源已納入自治區新能源項目年度建設方案的，電源項目年度建設指標按綠電直連模式予以保留。

（四）項 目組織實施。

設區市發展改革委（ 能源局）牽頭會同相關部門組織本地區綠電直連項目初審，并將符合申報條件、具備技術可行性和經濟性的項目實施方案報送至自治區能源局。 自治區能源局組織具備資質的第三方咨詢機構開展實施方案評審，通過后方可實施。設區市發展改革委（ 能源局）要督促指導綠電直連項目業主按照有關規定和程序辦理項目核準或備案手續，在確保安全的前提下加快推進項目建設，及時組織項目竣工驗收，并將竣工驗收報告報送自治區能源局和國家能源局南方監管局。綠電直連項目應嚴格按照實施方案開展項目建設，確保項目按期投產。嚴格落實各項安全生產管理制度，開展風險管控及隱患排查治理，保證項目安全穩定運行。綠電直連項目業主應在建成并網一個月內，在國家可再生能源項目信息管理平臺建檔立卡系統完成建檔立卡信息填報工作。

（五）強化跟蹤監測評估。

自治區能源局會同國家能源局南方監管局，組織電網企業、第三方咨詢機構等做好動態監測、定期預警、評估分析等工作。設區市發展改革委（ 能源局）要履行屬地管理責任，督促有關單位嚴格落實安全生產管理制度，強化前期、建設、運行等各環節的風險防控措施。加強項目運行跟蹤監測，并網型、離網型綠電直連項目均應及時向所在供電營業區對應的電網企業報送內部發電（含自備電廠）、廠用電、 自發自用、儲能等運行情況，確保數據真實準確。項目業主應積極配合電網企業開展電能計量裝置的巡檢工作，不得拒絕和阻撓。項目業主要定期開展執行情況總結分析， 由各設區市發展改革委（ 能源局）匯總后，按季度向自治區能源局和國家能源局南方監管局上報項目實施情況。對未按要求建設、未完全落實綠電直連政策要求的綠電直連項目， 自治區能源局會同國家能源局南方監管局采取通報、限期整改等措施。未按時完成整改且情節嚴重的綠電直連項目， 自治區能源局可視情況予以終止，相應責任由項目業主自行承擔。

本實施方案自 印發之日起施行， 由自治區能源局負責解釋。 國家另有規定的，按照國家規定執行。

附件2

綠電直連項目實施方案編制大綱

一、項目概況

項目背景，項目業主單位簡介，投資模式，項目類別（依托新增負荷開展的綠電直連項目、依托有燃煤燃氣自備電廠的存量負荷開展的綠電直連項目、依托有降碳剛性需求的存量出口外向型負荷開展的綠電直連項目、依托并網受限的新能源項目開展的綠電直連項目等），項目總體描述，項目建設必要性和意義等。

二、建設條件

（一） 電源建設條件

說明綠電直連項目涉及的新能源項目類型，以及對應的開發建設條件。

（二） 負荷條件

說明項目負荷落實情況，用電和綠電需求情況，所屬行業類別。若依托新增負荷打造綠電直連項目的，新增負荷需提供節能審查意見作為用電負荷規模依據和支撐，并明確投產與用電計劃。若依托存量負荷實施綠電直連項目的，需要說明近三年的用電情況、 自備電廠運營出力情況、可再生能源發展基金繳納情況。依托有降碳剛性需求的出口外向型企業實施綠電直

連項目的，還需提供貨物報關證明或貨物出口訂單證明等材料；若企業自身不直接出 口，但其下游出口外向型客戶對產品有綠電消費要求，則企業需提供來自該客戶的相關要求證明文件，并說明降碳需求等。

（三）接入條件

說明項目所在地區電力系統現狀，以及周邊可供接入的變電站、用戶站情況。

（四） 電力供需形勢

說明項目所在地區及本項目范圍內電力供需形勢。

三、項目初步方案

（一） 電源建設內容

論證新能源裝機規模，說明擬納入綠電直連項目的新能源項目名稱、新能源項目類型、建設規模、年發電量和利用小時數、建設投產時序等。

（二） 負荷建設內容

提出用戶變電站建設方案，說明用戶變電站建設規模和投產時序。

（三）直連線路建設及接入系統方案

通過必要的電氣計算明確綠電直連項目 中的新能源、負荷、調節資源的電氣連接方案，提出接入系統方案，并明確產權分界點。

（四）調節能力建設內容

說明配置調節能力情況，包括儲能、負荷靈活調節潛力等。其中，儲能需論證裝機規模、時長，說明建設方式和布局、主要技術路線和設備選型、建設投產時序等。負荷靈活調節潛力需提出管理措施和方案設想。

（五） 系統二次建設方案

提出繼電保護及安全自動裝置、系統通信、調度自動化、電能計量等建設方案。

（六）源網荷儲匹配分析

采用必要的計算，分析新能源自發自用電量占總可用發電量比例、新能源自發自用占總用電量比例、新能源綜合利用率、負荷最大峰谷差率等主要指標測算。明確向公用電網反送電的特征，重點說明新能源消納困難時段電量盈余情況。

四、安全與用電質量分析

（一） 系統風險分析

開展必要的安全穩定、短路等計算，并提出具體技術措施。

（二）用電安全分析

分析綠電直連項目內部可能影響用電安全的情形，并提出具體技術措施。

（三）電能質量

開展電能質量評估，分析綠電直連項目的電壓偏差、電壓閃變、諧波等指標是否滿足要求，并提出必要的電能質量防治舉措。

五、投資估算及財務分析

說明綠電直連項目各部分以及總體的投資情況。圍繞綠電直連項目總體、電源項目開展財務評價。對比分析綠電直連項目建設前后負荷用電電價變化情況。

六、綜合效益與創新性成果分析

綜合效益包含環境效益、社會效益等。創新性成果重點說明新技術、新裝備、新模式、新業態應用和推廣前景等。

七、附錄

1.擬納入實施方案新能源項目的投資開發協議、場址范圍矢量格式文件、各部門支持意見（光伏項目需提供落實用地佐證材料）、項目開發協議唯一性證明材料，相關地方政府部門的有關支持性或說明性文件。

2.項 目電源和負荷不是同一投資主體的，需提供多年期購電協議或合同能源管理協議。

3.項目業主對關鍵要求和指標落實的承諾書等。

附件3

綠電直連項目實施程序

一、申報階段

綠電直連項目由企業申報，經設區市初審、 自治區評審，按照 “成熟一個、審批一個” 的原則，穩步有序組織實施。

（一）項目申報

各設區市發展改革委（ 能源局）應遵循屬地原則，負責梳理本地區綠電直連項目需求，引導符合條件的負荷企業進行申報（綠電直連項目 申報主體應為具備申報條件的負荷企業）。申報企業須依據《綠電直連項目實施方案編制大綱》（ 附件 1 ）科學編制方案，并提交至所在設區市的發展改革委（ 能源局）。

（二）設區市初審

各設區市發展改革委（ 能源局）會同電網企業等有關部門，依據國家及自治區要求，對本市綠電直連項目申報材料進行初審。初審重點是對項目實施方案及支撐性材料的真實性、合規性、完整性進行審查。對審查通過的項目， 由各設區市發展改革委（ 能源局） 以正式文件形式，將項目實施方案等相關材料報送至自治區能源局。

（三） 自治區評審

自治區能源局組織具備資質的第三方機構，對項目實施方案及電源項目建設條件進行評審，并充分聽取國家能源局南方監管局、廣西電網公司等單位意見， 以確保技術方案的經濟可行性和系統安全性。對符合條件的項目將納入綠電直連項目名單并予以批復實施，相關電源項目列入風電、光伏開發建設方案。

二、實施階段

（一）項目審批

項目獲批后，業主應依據批復的建設內容和規模，加快辦理項目核準（備案）、規劃許可、土地使用、環評、水土保持、電網接入等手續。項目所含電源、負荷、直連線路等子項目的立項及核準（備案）管理，按現行規定執行。并網型綠電直連項目在完成項目審批、核準或備案后，應向電網企業報送并網申請。涉及需履行手續變更且已完成核準（備案）的新能源項目，應與電網企業協商開展并網接入變更等手續。

（二）項目建設及驗收

項目業主須嚴格依據批復方案開展工程建設，不得擅自變更建設內容，確保做到同步設計、統一建設、同步投產。項 目竣工后，應就電源和直連工程等建設內容及時向有關單位申請驗收，通過驗收后方可并網運行。各設區市發展改革委（ 能源局）負責監督驗收流程，并匯總竣工驗收報告向自治區能源局報備。此外，新增負荷并網前，也須按照行業規定進行驗收。

（三）跟蹤評估及項目退出

自治區能源局會同國家能源局南方監管局，負責組織電網企業、第三方咨詢機構開展動態監測、定期預警、評估分析。各設區市發展改革委（ 能源局）履行屬地管理責任，負責項目安全監管及成效評估。 電網企業和項目單位要嚴格落實國家及自治區有關要求，切實做好安全管理、 電網接入、調度運行、責任劃分、市場交易、規范計量、信息報送等各項工作。對未按要求和政策執行的綠電直連項目，由自治區能源局會同國家能源局南方監管局予以通報并限期整改，各設區市發展改革委（ 能源局）負責督促落實、確保整改到位。對未按時完成整改且情節嚴重的， 自治區能源局將視情況予以終止項目。