重庆推动绿电直连发展有关事项征求意见

来源：市场资讯

（来源：IESPlaza综合能源服务网）

3月30日，重庆市能源局关于公开征求《关于有序推动重庆市绿电直连发展有关事项的通知》意见的公告发布。

通知提出：

新增新能源项目可参与绿电直连；已开展建设但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存量新能源项目，在履行相应变更手续后开展绿电直连。原则上不支持已取得接入系统批复意见的新能源项目开展绿电直连，严禁以“绿电直连”名义为违规电厂转正、将公用电厂转为自备电厂。

原则上参与绿电直连的新能源电源与负荷直连线路长度不超过30千米，调节资源运行周期原则上不低于新能源项目全生命周期。

并网型绿电直连项目应按照“以荷定源”原则，科学确定新能源电源类型、装机规模和储能规模，支持“整体自发自用为主，余电上网为辅”模式。项目新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于60%，占总用电量的比例应不低于30%，并不断提高自发自用比例，2030年起不低于35%。上网电量占总可用发电量的比例不超过20%。其中，若绿电直连项目布局在电网送出受限断面内，受限期间内余电不上网（受限断面由电力调度主管部门确定并动态调整）。

原文如下：

重庆市能源局关于公开征求《关于有序推动重庆市绿电直连发展有关事项的通知》意见的公告

为贯彻落实国家发展改革委、国家能源局《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（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）要求，促进市内新能源实现更高水平的就近消纳，市能源局结合我市实际，研究起草了《关于有序推动重庆市绿电直连发展有关事项的通知》，现向社会公开征求意见，时间为2026年3月30日至4月5日。欢迎相关单位和社会各界人士提出宝贵意见建议，具体可通过以下途径书面反馈：

（一）电子邮件方式发送至：cqsnyj305@163.com。

（二）信函方式请寄至：重庆市两江新区洪湖西路16号重庆市能源局电力处（401121）。

电子邮件或信函请注明“《关于有序推动重庆市绿电直连发展有关事项的通知》意见建议”字样。感谢对我们工作的大力支持！

重庆市能源局

2026年3月30日

附件

关于有序推动重庆市绿电直连发展有关事项的通知

（公开征求意见稿）

为贯彻落实国家发展改革委、国家能源局《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（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），促进新能源实现更高水平的就近消纳，助力我市能源清洁低碳转型、双碳目标任务实现，结合我市实际，现就绿电直连发展有关事项通知如下。

一、总体要求

（一）适用范围。本文所指绿电直连是指在重庆市范围内风电、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。按照负荷是否接入公共电网分为并网型和离网型。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。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》《重庆市分布式光伏发电开发建设管理实施细则》等政策执行。采用直连线路向多用户开展绿色电力直接供应的，以国家发展改革委、国家能源局另行出台的规定为准。

（二）发展目标。绿电直连项目以满足市内企业绿色用能需求、提升新能源就近就地消纳水平为目标，在不影响全市电力保供和电力发展规划、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，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。

二、规范项目建设

（一）新增负荷。新增负荷可通过配套建设新能源项目实现绿电直连，不含存量负荷利用既有设备增容、迁址、过户等，且不得与存量负荷产生直接电气连接。

（二）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。足额清缴依据为税务部门或电网企业出具的相关证明。新能源年发电量原则上不应大于燃煤燃气自备电厂压减电量（与前3年年均发电量相比）。临时中断供电可能造成人员伤亡或重大社会影响的负荷，应在采取足够安全措施后才能参与绿电直连。鼓励有降碳刚性需求的直接或间接出口外向型企业（主要产品需纳入市生态环境部门制定的重点产品碳足迹管理目录清单）利用周边新能源资源探索开展存量负荷绿电直连。

（三）新增新能源项目。新增新能源项目可参与绿电直连；已开展建设但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存量新能源项目，在履行相应变更手续后开展绿电直连。原则上不支持已取得接入系统批复意见的新能源项目开展绿电直连，严禁以“绿电直连”名义为违规电厂转正、将公用电厂转为自备电厂。

三、做好项目谋划

（一）编制项目方案。绿电直连项目应编制包含电源、负荷、直连线路和接入系统的整体化方案，以专门章节评估系统风险、用电安全、电能质量、经济性等，并提出具体技术措施。项目接入电压等级不超过220千伏；确有必要接入220千伏的，由市能源局会同国家能源局华中监管局组织市电力公司、项目单位等开展电力系统安全风险专项评估。结合电网规划发展和安全可靠运行需求，统筹开展绿电直连项目直连线路廊道研究，减少线路交叉跨越，确有跨越的应做好安全措施。未纳入或不符合国土空间规划的绿电直连项目，应在项目方案编制阶段同步开展规划选址论证工作，统筹项目与“三区三线”等国土空间规划管控要素的关系。为便于新能源就近就地消纳，统一协调电源、负荷及直连线路的投资审批、核准和备案工作，负荷、电源布局原则上在同一区县（自治县，以下简称“区县”）范围内。特殊情况下，确需跨区县范围布局的，应开展专题评估认证。原则上参与绿电直连的新能源电源与负荷直连线路长度不超过30千米，调节资源运行周期原则上不低于新能源项目全生命周期。

（二）创新建设模式。绿电直连项目原则上由负荷主体作为主责单位。鼓励民营企业在内的各类经营主体（不含电网企业）投资绿电直连项目。项目电源可由负荷主体投资，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。项目电源和负荷主体不是同一投资主体的，应在申报前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），配置的新型储能按照用户侧储能管理。

（三）做好电源负荷适配。并网型绿电直连项目应按照“以荷定源”原则，科学确定新能源电源类型、装机规模和储能规模，支持“整体自发自用为主，余电上网为辅”模式。项目新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于60%，占总用电量的比例应不低于30%，并不断提高自发自用比例，2030年起不低于35%。上网电量占总可用发电量的比例不超过20%。其中，若绿电直连项目布局在电网送出受限断面内，受限期间内余电不上网（受限断面由电力调度主管部门确定并动态调整）。绿电直连项目的新能源利用率目标单独设置，不纳入全市新能源利用率统计，投资主体自行承担弃电风险。离网型绿电直连项目新能源与储能配置应满足负荷安全稳定用电需求。项目投运首年总可用发电量按照实际运行天数与整年天数之比进行等比例折算。

四、加强运行管理

（一）加强安全管理。绿电直连项目应严格落实各项安全生产管理措施，保证安全稳定运行。项目应及时开展风险管控及隐患排查治理，深入评估并及时消除项目内部设备故障以及各类安全风险，不断增强可靠性。

（二）做好电网接入。项目应按标准配置继电保护、安全稳定控制装置、通信设备等二次系统，内部各设施涉网性能应满足相关标准，避免因自身原因影响电网安全稳定运行。项目应及时组织竣工验收，并将竣工验收报告报送市级能源主管部门和国家能源局华中监管局。项目并网前应向电网企业提交涉网安全试验报告，电网企业应向满足并网条件的项目公平无歧视提供电网接入服务。

（三）加强调度运行管理。绿电直连项目应实现内部资源协同优化。并网型项目整体及内部电源按照接入电压等级和容量规模接受相应调度机构管理，按照为系统提供服务的类别接入新型电力负荷管理系统或电力调度自动化系统。除发生影响公用系统安全稳定运行的突发情况外，调度机构应按照项目自主安排的发用电曲线下达调度计划。项目内部资源应做到可观、可测、可调、可控，并根据《电网运行准则》等向电力调度机构提供相关资料。项目各业务系统应严格执行《电力监控系统安全防护规定》，安装网络安全监测、隔离装置等网络安全设施，按要求向相关调度机构备案，接受调度机构开展的技术监督。电力系统需要时，并网型项目内部电源、储能应合理调整运行方式向大电网提供支撑。

（四）厘清责任界面。并网型绿电直连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电力安全风险管控责任。项目应统筹考虑内部源荷特性、平衡能力、经济收益、与公共电网交换功率等因素，自主合理申报并网容量，并与电网企业协商确定并网容量和有关协议履行供电责任。电网企业应按照项目申报容量和有关协议履行供电责任。项目应调节内部发电和负荷，确保项目与公共电网的交换功率不超过申报容量，自行承担由于自身原因造成供电中断的相关责任。

（五）提升系统友好性。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。项目应按照有关管理要求和技术标准做好无功和电能质量管理。

五、交易与价格机制

（一）作为整体有序参与市场。并网型绿电直连项目享有平等的市场地位，按照《电力市场注册基本规则》等有关规定进行注册，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。项目负荷参与市场交易后不得由电网企业代理购电，负荷企业上网电量按照重庆电力市场规则结算。项目电源和负荷不是同一投资主体的，也可分别注册，以聚合形式按我市市场规则参与电力市场交易，项目电源和负荷自行约定损益分摊机制。参与绿电直连的新能源项目，其上网电量不纳入可持续发展价格结算机制保障，不参与机制电价竞价。绿电直连项目配套储能设施可与绿电直连项目作为整体参与辅助服务等电力市场，不能作为独立主体参与。

（二）合理缴纳相关费用。绿电直连项目涉及的费用缴纳执行国家发展改革委、国家能源局《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）及我市相关规定，不得违反规定减免有关费用。

（三）规范计量结算。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。项目应具备分表计量条件，在发电、厂用电、并网、自发自用、储能等关口安装符合DL/T 488标准的双向计量装置，准确计量各环节电量数据。参与电力市场的项目，关口计量装置应具备相应的分时计量、远程采抄等功能。禁止绕越装设的各电能计量装置用电。项目电源和负荷不是同一投资主体的，双方之间交易电量及上网电量应按照绿证和绿色电力交易有关规定执行。

六、工作程序

（一）项目申报。绿电直连项目以负荷企业为主体进行申报，并按要求编制项目方案。由各区县发展改革部门会同有关部门联审后，于2026年6月30日前上报，后续视情况同年度新能源竞争性配置工作一并开展。

（二）项目审核。市能源局将按程序委托第三方机构对申报方案进行评估，在同步征求国家能源局华中监管局，市经济信息、规划自然资源、林业等部门，有关电网企业意见基础上，印发年度绿电直连项目建设方案。

（三）项目建设。列入年度绿电直连项目建设方案的集中式风电、光伏、新型储能、生物质发电项目、接入系统（电网企业负责部分）同步纳入市级年度新能源开发建设方案和全市电力发展专项规划，按照《重庆市企业投资项目核准和备案管理办法（修订）》开展项目核准（备案）；直连线路同步纳入全市电力发展专项规划，由区县发展改革部门按程序核准。绿电直连项目的电源、负荷、储能等应按照整体实施方案同步建设、同步投产。

（四）后评估和调整退出机制。绿电直连项目业主自行承担受市场行情变化、产业政策调整等因素带来的经济风险，禁止以绿电直连项目名义套取新能源资源。纳入建设方案的项目原则上不得变更建设内容、建设地点、项目业主等，若1年内未实现开工，将及时调出建设方案。对于运行期内绿电直连负荷减少或中断的，绿电直连项目业主应重新引入新负荷，对于连续2年运行指标不满足本文件要求的应主动申请部分解列或整体退出；运行期满5年后，整体退出的项目可作为新增项目按程序申请参与当年度新能源竞争性配置，重新接入公共电网，并可作为增量项目参与机制电价竞价。

七、加强组织保障

各区县（自治县）发展改革委要组织梳理本地绿电直连项目需求，结合资源禀赋等实际统筹做好项目谋划，积极向民营企业推介，支持各类社会资本参与投资建设；要做好项目安全管理和运行监测工作，如遇重大情况，及时报告国家能源局华中监管局和市能源局。电网企业、重庆电力交易中心按照通知要求做好落实，持续提升对项目接入电网、参与电力市场交易的技术支持能力和服务水平。

2．绿电直连项目申报表

附件1

绿电直连项目方案编制大纲

一、项目概况

（一）项目概况

说明项目名称、建设地点、建设内容及规模（含负荷、电源、储能、直连线路等），明确电源种类及负荷类型（存量/增量）。

（二）直连方式

明确项目负荷是否接入公共电网，说明直连方式（并网型或离网型），并网型项目说明直连线路接入点位与受电变压器位置关系（低压侧或高压侧接入）。明确项目是否为“可靠性要求高、按要求需进行容量备份”的用电类型。提供项目内部网络简要图示（主要线路与关键点位），展示直连线路接入点、用户与电网产权分界点、变压器、负荷等位置与连接关系。

（三）投资主体

按实施方案要求说明项目投资主体构成，投资建设模式，明确各方责任与权利。简述负荷与电源（如有）企业基本信息、财务状况、企业信用和总体能力等情况。有降碳刚性需求的出口外向型企业作为存量负荷申报绿电直连时，还需提供进出口经营权证明、审计报告海外营收及占比、海外客户合约、降碳刚性需求等相关证明材料。

（四）建设必要性

从新能源生产与消费融合、企业绿色用能需求、降低用能成本、就近消纳能力、源荷资源、电网接入条件等多方面分析项目实施的现实基础与政策支撑。

二、项目建设方案

按照实施方案要求，统筹编制包含电源、负荷、储能（如需）、直连线路和接入系统的整体化方案，明确项目全部电力需求及新能源生产、消费结构数据指标。分析电源与负荷的匹配性，核算项目年自发自用电量、上网电量、下网电量规模及比例、新能源利用率目标、灵活性调节范围、最大的负荷峰谷差率等。

（一）电源建设方案

明确电源属性（存量/增量）、电源类别（分布式光伏需注明）、装机容量、项目是否纳入市级建设计划、是否完成电源项目业主优选、建成投产时序等。存量新能源项目需明确项目建设进展、接入系统与送出工程开展情况以及进行直连用户理由。

（二）负荷建设方案

明确负荷属性（存量/增量），以及投资规模、负荷规模、年用电量、用能时序与负荷强度，是否符合重点领域方向等。明确项目整体并网报装容量。

（三）直连线路建设方案

提出直连线路的建设主体（明确负荷还是电源企业建设），明确线路路径、电压等级、产权划分及安全距离，说明直连线路与既有线路的交叉跨越情况，尽量避免跨越公共设施，如确需跨越，应提出相应安全技术措施。

（四）接入系统建设方案

说明项目并网方案、计量方式、电网接口技术方案和责任界面划分情况。

（五）储能配置建设方案

根据项目情况，配置合理比例的储能系统，增强系统柔性调节能力，满足峰谷差、电能质量管理等要求。储能应自行建设，不得作为独立主体参与电力市场交易。

（六）源荷匹配及调节能力分析

分析电源与负荷的匹配性，形成发用电典型曲线。核算并明确电量比例是否符合要求：并网型项目自发自用比例应不低于项目总发电量的60%、总用电量的30%，2030年起不低于35%；上网电量占总可用发电量的比例上限不超过20%。具备合理的调节能力与储能配置，明确峰谷调节水平及备用机制。项目方案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。

（七）建设计划

以“统一建设、同步投产”为目标，详细列明项目电源、负荷、储能及直连线路等内容的实施进度计划。

三、项目实施条件分析

（一）电源建设条件

说明项目选址、接入条件、纳规、备案或核准手续等办理情况等。新建新能源需落实建设场址坐标、范围等内容，排查用地敏感因素，提供环保、压矿、文物、军事等部门支持意见（上述如有）。

（二）负荷侧实施条件

用电负荷规模有可靠的依据和支撑，说明负荷形成基础及有关投资协议、能源管理制度落实情况。

（三）线路建设条件

涉及的用地、通道、安全性及与公共电网的交界等问题。

（四）储能实施条件

储能站址、技术路线、设备配置、运行方案及安全措施等。

四、安全评估

包括但不限于建设安全、系统风险、用电安全、电能质量等评估分析，并提出相应的具体技术措施。

五、投资估算及财务测算

明确电源、负荷、直连线路、储能系统等各部分投资构成及总投资估算，开展财务内部收益率、投资回收期等指标分析，根据国家发展改革委相关价格文件及项目年用电规模，合理测算电力销售单价及成本。

六、项目影响效果分析

综合分析项目实施的综合价值，包括但不限于经济影响、社会影响、环境影响分析。

七、项目实施路径及保障措施

明确项目投资主体职责、投建模式（如自投、合资、合同能源管理等）和风险控制机制。

八、申请单位承诺

针对申报材料真实性、限制性因素排查、开工和竣工时限等方面做出相关承诺。如有任何虚假，市能源局可终止审核认定。如因虚假材料引致法律责任，一概由申请单位承担。

九、附件

1．项目投资主体工商营业执照、信用证明等。

2．负荷建设的核准（备案）文件或项目建设单位与地方政府签署的框架协议，用地、环评、能评等支持性意见（如有）。

3．电源与线路建设环保、压矿、文物、军事设施等有关部门出具的支持性意见（如有）。

4．项目电源与负荷非同一投资主体的，提供电源项目业主与负荷企业的源荷购售电协议、合同能源管理协议、产权划分与运行维护协议等。

5．存量负荷在已有燃煤燃气自备电厂申报绿电直连，需提供税务部门或电网企业出具的足额清缴可再生能源发展基金的相关证明等。出口外贸型企业其存量负荷申报绿电直连，需提供碳足迹核算等相关证明材料。

6．其他材料。

附件2