（来源：风芒能源）

随着风、光装机在电力总装机中占比不断逼近50%，发电量占比突破20%，传统并网消纳瓶颈凸显。为破除新能源规模化发展的路径制约，开辟绿电消纳新通道，绿电直连政策应运而生。

5月21日，国家发改委、国家能源局联合印发通知，绿电直连模式正式“开跑”。此后，各地迅速跟进。目前，云南、青海、陕西、河北、山东和湖北6省已下发正式方案；宁夏、浙江、辽宁、内蒙古4省则就相关政策征求意见。

此外，江苏省绿电直连推进节奏与模式较为特殊。早在今年2月，江苏发改委就印发了《关于创新开展绿电直连供电试点项目建设工作的通知》，明确首批5个试点项目，在全国率先启动 “由电网企业统一规划建设绿电专线” 的创新试点（不同于国家 “电网企业不得投资” 的普遍规则）。

「风芒能源」梳理上述文件后发现，省级方案与国家政策核心思路一脉相承。

国家发改委首先明确了绿电直连的核心要义。绿电直连指风、光、生物质发电等新能源不直接接入公共电网，通过直连线路（电源与电力用户直接连接的专用电力线路）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。

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。

为推动绿电直连模式有效落地，相关政策在具体推进层面进行了系统性设计，主要聚焦于以下四个关键环节：

• 项目准入：明确适用的场景与项目类型。

• 投资运营：规范投资主体与运营模式。

• 技术标准：设定负荷距离、电压等级、源荷匹配等关键技术要求。

• 市场机制：建立配套的交易与结算规则。

4大核心要点详解见下图：

（左右滑动查看全图）

在落实国家顶层设计的过程中，各省结合产业规划与电网实际，进一步细化与明确了项目申报流程、建设时序管理及退出机制等关键环节的操作细则，确保政策精准适配本地发展需求。

下文将围绕这些核心要点，对各省的差异化政策展开具体分析（青海因政策调整较小，此处不做单独分析）。

01

云 南 

7月8日，云南下发的《云南省推动绿电直连建设实施方案》是国家政策出台后首个省级绿电直连实施方案。

在项目申报方面：各地各部门要结合本地区本行业发展现状、能源保供和要素保障条件等，谋划储备一批绿电直连项目。负荷企业牵头根据项目成熟度编制项目实施方案，各州（市）发展改革委、工业和信息化局、能源局会同电网企业进行初审，对项目建设规模、实施条件、消纳能力、接入电网可行性等进行评估，通过评审的项目由三个部门联文向省发展改革委、省工业和信息化厅和省能源局报送项目实施方案（含初审评估意见）。各州（市）每季度末10日前按程序报送项目（首次报送时间为2025年7月31日）。

此外，云南的绿电直连项目进展也相对较快。

11月13日，云南已公布首批绿电直连项目的落地结果。拟确定4个符合绿电直连条件的项目进入2025年第一批绿电直连项目清单。

02

 青 海 

青海的绿电直连方案总体上与国家层面的政策重复度较高。另外在项目申报、储备等方面做出了具体要求。

关于项目申报，青海指出，跨市(州)示范项目原则上由项目所涉及市州联合上报项目申报材料。项目建设单位要提高认识，精心组织，确保项目保质保量按期建成。市(州)能源主管部门要加强对项目建设及运行的监督管理，建设期按季度报送建设进展，并网后按月报送有关运行数据。

省能源主管部门统筹全省绿电直连发展规划街接工作，推动项目风电和太阳能发电规模纳入全省电力行业重点项目年度开发建设方案。会同各有关部门推动直连线路符合省级或市州级国土空间规划。

强化项目储备。各市(州)能源主管部门根据所在地区新能源资源禀赋、产业发展现状及规划、招商引资需求等，系统理本地绿电直连项目需求，积极主动谋划符合要求的绿电直连项目，建立绿电直连储备项目库，为持续深入推进绿电直连工作夯实项目基础。

不久前，青海也公布了首批共7个电直连项目。其中，涉及风电规模175万千瓦。

03

 陕 西  

关于项目申报：

(一)各市能源主管部门严格按照申报条件择优申报试点项目，组织单位编制申报书，于9月30日前报送申报材料(一式2份、含电子版)。

(二)我委将开展试点项目评审工作，发文确认绿电直连试点项目名单。后续批次试点项目工作根据本次试点项目建设情况适时开展。

(三)试点项目配套的新能源按照我省有关规定进行核准备案。

此外，陕西还明确，试点项目原则上应于2028年12月31日前建成投产。新增负荷配建的新能源项目，应与新增负荷同步建成投产。

04

  河 北 

河北明确，单个新能源项目向多用户开展绿色电力直接供应项目此次暂不申报。

关于项目规划，河北省发展改革委将组织第三方机构对实施方案及电源项目建设条件等进行复核，具备条件的下达实施，列入风电、光伏年度开发建设方案，占用当地风电、光伏资源量，不占用各市风电、光伏2025年度开发建设方案指导规模。

关于退出机制：绿电直连项目如出现负荷中断，应及时匹配新的存量负荷或新增负荷，负荷中断期间，并网型项目上网电量比例不得超过20%。如2年内无法匹配新的负荷，可由市级能源主管部门报请省发展改革委，由省级电网公司重新评估电源项目电网接入和并网消纳条件，具备条件的可转为普通新能源项目，确保电源投资主体经营稳定性。项目实施过程中，如遇国家政策调整，按照国家最新政策执行。

河北还对项目建设时序做出了明确要求。并网型项目为新增负荷的，电源与直连工程应与负荷同步投运；涉及存量负荷的，电源与直连工程应在项目批复后1年内开工，3年内投运。

同时，在政策方面，河北鼓励各地结合实际提供“一站式”服务，加快办理项目核准(备案)、规划许可、土地使用、环评、水土保持、电网接入等手续。直连项目包含的电源、负荷等子项目的立项及核准(备案)管理等批复手续，按照既有的管理规定执行。自建电网工程开工前需完成相应的核准(备案)手续。涉及变更且已完成核准(备案)的电源项目，可根据省发展改革委批复文件进行核准(备案)变更。

05

 山 东  

山东作为我国风能资源最富集的地区之一，风电资源整体呈现开发潜力大、陆海布局协同、产业配套完善的特点，其绿电直连政策在国家框架基础上做了大范围细化调整。

关于退出机制：对已实施的绿电直连项目，若负荷企业因停建、停产、搬迁、破产等原因不再具备持续用电能力的，以及连续三年运行指标不满足本文件要求的，由项目所在地市级能源主管部门组织第三方机构开展核实评估，及时终止绿电直连项目实施资格，并报省能源局、国家能源局山东监管办。终止实施资格的项目，其可再生能源电源由所在地市、电网企业落实接入条件后按照市场化原则重新申报省级建设计划，可转为全量入市项目，不纳入机制电价执行范围。

关于项目组织方式：绿电直连项目建设采取企业申报、市级初审、省级评审的方式组织开展。结合项目条件成熟度，按照“企业申报一个、市级初审一个、省级评审一个”的原则，有序开展绿电直连项目建设。

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，以专门章节评估源荷匹配、系统风险、用电安全、电能质量等，并提出具体技术措施。单个用户匹配多个电源的，需统一编制项目方案，作为一个绿电直连项目进行申报。项目应按照整体化方案统一建设，同步投产。

关于建设时序：电源项目不得早于新增负荷和储能设施投产，分期投产的须在项目申请阶段及实施方案中明确分期建设方案及投产计划，且每期每批电源、储能装机规模及投产时序均要与负荷相匹配。绿电直连项目完成审批、核准或备案后由项目业主向电网企业报送并网申请。绿电直连项目接入方案通过后，项目业主开展绿电直连项目及并网线路建设，电网企业开展电网配套工程建设，协同保障绿电直连项目按期并网。

06

 宁 夏  

作为全国首个新能源综合示范区，宁夏在国家政策基础上也做出了多出调整。

关于负荷距离，宁夏要求接入35千伏的，负荷与电源项目接网距离不超过20公里，接入110千伏的，接网距离不超过50公里，原则上应在同一市域范围内。

此外，与国家层面和其他省份不同，宁夏要求绿电直连项目接入电压等级应为110千伏及以下。

关于项目申报：各地发展改革部门收到企业项目申请后，自治区能源主管部门将组织国家能源局西北监管局、自然资源厅、林草局、国网宁夏电力公司及第三方机构开展实施方案评审，评审通过的项目，新增新能源规模经自治区政府同意后纳入风电、光伏年度开发建设方案。

在退出机制方面，宁夏指出，已实施的绿电直连项目，若负荷企业因停建、停产等原因中断，应及时匹配新的符合条件的存量或新增负荷，如新增负荷无法落地，配套新能源项目不得单独办理接网手续。

07

 湖 北  

关于负荷距离，湖北要求新能源场站与负荷原则上应位于同1个县（市、区）或相邻的2个县（市、区）。

湖北还指出，项目为新增负荷的，电源与直连工程应与负荷同步投运。

关于项目申报：省能源局委托具备资质的第三方机构开展方案评审，听取省电力公司、国家能源局华中监管局等意见，依据评审和征求意见情况复函确认。确认后的项目风电和太阳能发电建设规模自动纳入当年度新能源开发建设方案。

关于项目核准：绿电直连项目中的新能源、直连线路、储能等项目，按照《湖北省企业投资项目核准和备案管理办法》在属地办理核准（备案）手续，投资主体相同、核准（备案）机关相同的，可以合并核准（备案）。风电项目办理核准手续。新建负荷项目依规办理核准（备案）手续。

关于退出机制，湖北指出，各市州发改委组织调度绿电直连项目前期工作情况，对确实无法实施的项目，报请省能源局从年度建设方案中移除。绿电直连项目建成投运后，因负荷发生重大变化不能持续运营的，可申请变更为其他符合建设类型的负荷。确实无法变更的，由项目所在地县（市、区）发改局会同电网企业审核后，电源投资主体可申请参与全省年度新能源开发建设规模竞争性配置，具备条件后将直连电源转为公共电源。

08

 江 苏  

江苏绿电直连试点模式是全国绿电直连政策中的差异化创新样本。

2月12日，江苏《关于创新开展绿电直连供电试点项目建设工作的通知》要求，有关设区市发改委要牵头负责本地区绿电直连试点推进工作，因地制宜制定试点项目规划方案，建立试点项目推进定期会商机制；加强绿电资源筹措，落实绿电交易协议，优化完善绿电直连供电技术规范和交易条件，推动项目尽早落地实施。

有关电网企业要加强与相关市发展改革委的协同配合发挥电网统筹规划优势，有序开展绿电直连供电项目接入系统方案编制及可行性研究工作，一体化推进电网改造和绿电直连线路接入；要积极为试点企业搭建绿电直供长期交易平台，进一步做好试点项目的接网、计量及绿电溯源等服务。

《通知》明确，试点企业要进一步明确绿电直连需求，按要求完成与绿电电源企业签订绿电交易协议，积极配合相关技术方案设计评估及建设改造。试点企业与绿电电源企业签订长期绿电交易购售电合同后需在江苏电力交易中心完成备案，作为后期结算依据。鼓励试点企业通过配置储能设施等措施提升绿电电源就地消纳比例。

11月18日，江苏盐城市印发的《关于做好我市沿海地区绿电直连工作的通知》明确，该市从落实绿电来源、明确直连路径、降低绿电成本三个方面研究编制了沿海地区“一县一策”绿电直连方案。

通知要求，射阳、滨海大丰要发挥试点示范作用，力争2025年底前形成可复制经验其他板块也要同步启动实施方案，确保2026年全面推开，打造绿电直连盐城样板。

经梳理，含大丰港经开区东沙能源岛15GW（2GW风+13GW光）探索开发新能源容量在内，七地拟开发风电规模35.834GW，新能源总规模共计75.4958GW。

时隔一月，盐城市大丰区发布关于《大丰港经开区绿电直连工作实施方案》征求意见的通知。

文件提出，近期（2025年至2030年），以大丰港零碳产业园31平方公里规划面积为范围，根据园区先导区（国际合作零碳产业园）、拓展区（新能源及装备制造产业园）、转型区（临港产业绿色转型示范园）三个片区不同企业绿电消纳需求，围绕打造220kV围海变、丹桂变“双核”绿电专变，为企业提供“坚强智能电网+风光氢储一体化电源+绿电溯源认证”的高比例消纳绿电供应体系，打造出口导向型项目集聚区、长三角绿色氢氨醇产业基地、传统产业深度脱碳示范区。远期，以大丰港零碳产业园为示范，逐步覆盖至大丰港经济开发区乃至大丰区全域，实现绿电可溯性、安全性、经济性。

打造一批绿电直连示范项目（“一对一”绿电进企业）。到2028年，重点推动建设联鑫绿电短流程炼钢、海城国际合作零碳产业园等2个绿电直连项目，率先形成示范效应；到2030年，探索开发海上能源岛，为大规模绿电直连建设绿色能源、绿色化工产业园奠定坚实基础。

主要任务方面，要深耕风光氢储一体化新场景。

一是加快新能源开发建设，推动国信三峡165万千瓦海上风电、国信龙源94万千瓦海上风电、龙源50万千瓦海上光伏等项目全容量并网，加快推进悦达58.5万千瓦、吉电20万千瓦等渔光互补和待批70万千瓦陆上风电建设，预计“十五五”末全区新能源发电装机容量达1250万千瓦。

二是打造“绿氢+氢基能源”系统。以绿电直连为基础，推进绿氢+氢基能源产业发展，推动吉电绿氢、岚泽绿色甲醇、国能生物制沼气等示范应用场景；深度开发海上能源岛，建设200万千瓦海上风电和1000万千瓦海上光伏的海上能源大基地，推动远景绿色燃料产业园和绿色化工产业园加快建设，到2030年建成长三角绿色氢氨醇基地。

三是打造智慧微电网和储能系统。规划布局一批电网侧和用户侧储能项目，并结合智慧微电网技术，实现能源智慧调度和优化配置，至2030年电网侧储能容量超300MW/600MWh、微电网及用户侧储能超20个。

09

 浙江（征求意见稿） 

10月31日，浙江发布《关于推动浙江省绿电直连发展有关事项的通知（征求意见稿）》。

关于建设时序，浙江指出，列入绿电直连建设计划的集中式光伏项目视作纳入集中式光伏年度建设计划；新型储能项目视作纳入各设区市年度建设计划；直连线路、接入系统等按电压等级纳入省级或设区市相关规划。项目向电网企业报送并网申请，接入方案通过后，项目业主开展新能源电源与直连线路建设，电网企业开展配套电网工程建设，项目按整体方案统一建设，同步投产。

关于后评估和调整退出机制，浙江明确：绿电直连项目设定年上下网电量上限，上网电量上限为总可用发电量的20%，下网电量上限为总可用发电量的240%；电网企业每月电费结算时核算项目年累计上下网电量，一旦超过上限，则当年次月起至年底停止该项目向电网上送或从电网下载电量。

此外，设区市能源主管部门会同电网企业建立跟踪指导和评估机制，对建设期项目定期调度建设进度，对运营期项目每年1月底前完成上年度项目运行评估(含3项比例要求)，连续三年运行指标不满足本文件要求的应主动申请解列。对于项目建设内容变更或拟退出运营的，在每年组织项目申报时提出退出申请，经设区市能源主管部门审核同意后，在建设计划中予以调整；对纳入建设计划1年仍未开工的项目，及时调出建设计划。退出运营的项目，其直连电源在设区市、电网企业落实接入条件后可重新申报建设计划，重新接入公共电网，并可作为增量项目参与机制电价竞价。

10

 辽宁（2025-2027年）(征求意见稿） 

关于建设时序，辽宁要求：绿电直连应按照整体化方案统一建设，新能源、新增负荷、储能、直连线路等要同步规划、同步实施、同步运行。相关项目和电网接入工程全部取得核准(或备案)手续后，绿电直连主责单位原则上应于30个工作日内与电网企业签订接网协议。“绿电直连建设方案”批复后，要在1年内开工建设，3年内建成投运。

关于后评估与退出机制：

各地市发展改革部门要会同有关部门建立绿电直连跟踪督导机制，定期调度建设进度，协调解决实施过程中的遇到的困难和问题，遇有重大问题需及时向省发展改革委报告。

绿电直连运行期间，若项目负荷、调节资源减少或中断，需同步引入补足负荷和调节资源、确保实施效果不低于申报水平。

已投运绿电直连每年要组织开展实施成效评估，对自发自用比例、峰谷差率、上网电量比例、新能源利用率等不及预期或超出限值的，督促主责单位限期整改。

因用电负荷停建、停产，或符合企业破产、搬迁等原因导致绿电直连无法实施，不再具备持续用电能力的，相关责任由实施主体自行承担，并应于1个月内向地市发展改革部门提出退出绿电直连的申请，地方发展改革部门及时向省发展改革委正式报告，退出绿电直连的，直连线路需自行拆除。若直连线路(全部或部分)可回收利用，经与电网企业协商后依法依规开展收购工作。

利用2025年已发布新能源发电建设方案的新能源，可按照原建设计划履行转接公共电网相关手续；利用新增的新能源，实施主体应主动退出新能源场址。

11

 内蒙古（试行）（征求意见稿） 

内蒙古作为我国风电资源最富集的省份，在国家政策框架上，根据当地情况做出了大量调整。

关于投资主体，内蒙古另外明确鼓励负荷企业与电源企业通过交叉持股等方式共同建设绿电直连项目。

绿电直连专线应根据确定的电压等级合理确定接入距离。

在源荷匹配方面，内蒙古新增明确了：并网型氢基绿色燃料绿电直连项目上网电量占总发电量比例，2025-2027年不超过40％、2028年及之后不超过20％；其余绿电直连项目新能源发电量全部自发自用，不允许向公共电网反送。

另外，氢基绿色燃料绿电直连项目上网电量全部参与电力市场交易。

关于项目申报，内蒙古指出，鼓励盟市（省区）间加强沟通协作，支持新能源开发资源不足的盟市（省区）突破地域限制，在与周边盟市（省区）协商一致的情况下，依据发展需要谋划建设绿电直连跨盟市（省区）合作项目。

另外，自治区或盟市已批复实施的源网荷储一体化、风光制氢一体化、燃煤自备电厂可再生能源替代、全额自发自用等四类市场化消纳新能源项目，如需调整建设方案，均可按照本方案重新申报绿电直连项目。

关于系统调节，内蒙古还指出，新能源弃电不纳入统计。项目规划新能源利用率应参照自治区能源局确定的年度新能源利用率目标。

在后评估与退出机制方面：盟市能源主管部门要加强项目建设监管，定期向自治区能源局报送建设情况。当绿电直连项目负荷不足、调节能力降低或停运时，项目投资主体须引进新的负荷、新建调节能力。若项目投资主体无力实施或新增负荷未落地的，可向盟市能源主管部门申请终止项目，盟市能源主管部门按流程履行相关程序。

此外，对于无法按照原方案并网、电网接入工程尚未开工的存量新能源项目，以及与电网企业就切改方案、配套接网工程处置方案等达成一致意见的已投运上网消纳新能源项目，在重新履行接入系统设计方案变更等相关手续后，可作为绿电直连项目配套新能源进行申报。

12

 甘肃 

目前甘肃尚未发布绿电直连方案或征求意见稿，但11月25日，甘肃省工业和信息化厅关于征求《甘肃电力现货市场规则（V3.2）（征求意见稿）》意见建议的公告中对绿电直连参与市场模式做出了明确要求。

绿电直连项目参与市场模式修改原因：落实《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)文件要求，绿电直连作为整体参与现货市场，以项目接入点作为计量、结算参考点。

1.《甘肃电力现货市场运营实施细则(V3.2)》(征求意见稿)第六条日前现货市场新型经营主体参与模式：绿电直连项目以“报量报价”的方式参与日前现货市场，申报运行日96点短期新能源预测曲线和短期用电负荷计划曲线，叠加后确定上网能力及下网需求。存在上网能力时，参照集中式新能源参与日前现货市场，存在下网需求时，参照用户参与日前现货市场。

2.《甘肃电力现货市场运营实施细则(V3.2)》(征求意见稿)第六十一条实时现货市场新型经营主体参与式：绿电直连项目以“报量报价”的方式参与实时市场。

3.《甘肃电力现货市场结算实施细则(V3.2)》(征求意见稿)第十九条绿电直连项目现货市场价格：绿电直连项目出清上下网电量和实际上下网电量以其所在节点的节点边际电价作为其该时段的结算价格，节点边际价格超过限价时按市场限价进行结算。

4.《甘肃电力现货市场结算实施细则(V3.2)》(征求意见稿)第五十一条为规范绿电直连项目交易行为，防止通过虚假申报用电负荷、上网偏离实时市场出清获取不当收益，对绿电直连项目实际上网电量超过实时市场出清电量的增发电量收益进行回收。

《甘肃电力现货市场结算实施细则(V3.2)》(征求意见稿)第五十二条 绿电直连增发获利回收费用由参与省内电力电量平衡的发、用两侧市场化经营主体(含电网企业代理购电工商业用户，不含未参与现货市场的扶贫光伏、分布式光伏、特许权、平价示范新能源项目、光热电站)按月度结算电量比例承担，其中发电侧(不含未参与现货市场的扶贫光伏、分布式光伏、特许权、平价示范新能源项目、光热电站)按上网电量比例分享，用户侧按全部市场化用户(含电网企业代理购电工商业用户)用电量比例分享。