7月8日，云南省發改委、云南省工信廳、云南能源局聯合印發《云南省推動綠電直連建設實施方案》，推動綠電資源就地轉化。

適用范圍方面，根據方案，綠電直連是指風電、光伏、生物質發電等清潔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。電源原則上為在建、新建項目，支持因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。

直連類型方面，方案明確，按照負荷是否接入公共電網分為并網型和離網型兩類。

（一）并網型項目。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。

（二）離網型項目。電源與電力用戶之間通過專用線路直接供電且負荷不接入公共電網的運行模式，形成獨立于公共電網的小型供電系統。離網型項目不與公共電網發生實質性電能交換，通常適用于具備就地負荷、具備離網運行條件、暫不具備接入公共電網能力或電網接入條件受限的區域。項目應明確電源與負荷間的電力平衡機制、安全保護邊界、運行控制職責，確保系統獨立、安全、穩定運行。

重點領域方面，方案顯示，重點支持綠色鋁、硅光伏、新能源電池、有色金屬（包括稀貴金屬）、數據中心、氫能、磷化工、有機硅、農產品加工、生物制藥等行業符合國家和省級產業政策的新建項目，以及延鏈補鏈強鏈環節新增項目，優先支持負荷調節能力較強的產業項目。

實施路徑方面，方案明確，綠電直連項目原則上由負荷企業作為主責單位，鼓勵由同一投資主體統籌開發。項目電源可由負荷企業投資，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。

為便于實現新能源就近就地消納、統一協調電源負荷及接入線路的投資備案等有關手續，負荷距離電源匯集站原則上不超過50公里，負荷、電源布局原則上在同一州（市）行政區域范圍內。

并網型項目應按照“以荷定源”的原則，科學確定電源類型、裝機規模和儲能規模，以自發自用為主，余電上網為輔，電源年自發自用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%，2030年前不低于35%，上網電量占總可用發電量的比例上限不超過20%。云南省現貨市場在運行期間出現中斷，期間并網型綠電直連項目不允許向公共電網反送電力。

方案指出，并網型綠電直連項目與公共電網按產權分界點形成清晰明確的安全責任界面。項目應統籌考慮內部源荷特性、平衡能力、經濟收益、與公共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責任和費用。

交易與價格機制上，方案表示，并網型綠電直連項目原則上應作為整體參與電力市場交易，并按照與公共電網的交換功率進行結算。項目負荷不得由電網企業代理購電。項目電源和負荷不是同一投資主體的，以聚合形式參與電力市場交易。綠電直連項目應按國務院價格、財政主管部門有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。在國家綠電直連項目輸配電價政策出臺前，并網型綠電直連項目的自發自用電量除公平承擔政府性基金、交叉補貼、繳納系統運行費外，暫按需要公用電網的備用容量繳納系統備用費，從公共電網下網電量執行國家和我省統一核定的輸配電價；離網型綠電直連項目公平承擔政府性基金、政策性交叉補貼，對確不需要公用電網提供備用容量的，暫不收取系統備用費；在國家政策明確后按有關規定進行清算。

詳情見下：

云南省推動綠電直連建設實施方案

為深入貫徹習近平總書記考察云南重要講話和重要指示精神，錨定“3815”戰略發展目標，發展壯大“三大經濟”，充分發揮云南綠色能源優勢，通過綠電與產業集成發展塑造我省產業新優勢，推動產業綠色低碳轉型升級，特制定本方案。

一、適用范圍

綠電直連是指風電、光伏、生物質發電等清潔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。電源原則上為在建、新建項目，支持因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。分布式光伏項目嚴格按照國家關于《分布式光伏發電開發建設管理辦法》有關政策規范執行，確保建設實施有序推進，促進分布式光伏健康發展。

二、發展目標

綠電直連項目在公平合理承擔安全責任、經濟責任與社會責任的前提下，按照安全優先、綠色友好、權責對等、源荷匹配原則建設運行，促進新能源就近就地消納、更好滿足企業綠色用能需求，為用戶降低用電成本提供更多選擇。

三、直連類型

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。

（一）并網型項目。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。

（二）離網型項目。電源與電力用戶之間通過專用線路直接供電且負荷不接入公共電網的運行模式，形成獨立于公共電網的小型供電系統。離網型項目不與公共電網發生實質性電能交換，通常適用于具備就地負荷、具備離網運行條件、暫不具備接入公共電網能力或電網接入條件受限的區域。項目應明確電源與負荷間的電力平衡機制、安全保護邊界、運行控制職責，確保系統獨立、安全、穩定運行。

四、重點領域

（一）新增負荷方向。重點支持綠色鋁、硅光伏、新能源電池、有色金屬（包括稀貴金屬）、數據中心、氫能、磷化工、有機硅、農產品加工、生物制藥等行業符合國家和省級產業政策的新建項目，以及延鏈補鏈強鏈環節新增項目，優先支持負荷調節能力較強的產業項目。

（二）存量負荷方向。支持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。

（三）其他重點方向。各州（市）因地制宜謀劃的其他產業項目，需經省級有關部門評估同意后方可實施。

五、實施路徑

（一）加強規劃統籌。省發展改革委、省工業和信息化廳、省能源局加強對綠電直連項目的統籌規劃，確保綠電直連模式有序發展。用電負荷規模應有依據和支撐，直連線路、接入系統等按電壓等級納入省級或州（市）的能源電力規劃，加強與有關國土空間規劃的銜接及“一張圖”的核對，批復后納入國土空間規劃“一張圖”，并按《企業投資項目核準和備案管理辦法》等規定進行核準或備案。項目接入電壓等級原則上不超過220（330）千伏；確有必要接入220（330）千伏的，由省級能源主管部門會同國家能源局云南監管辦公室組織電網企業、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。項目應按照整體化方案統一建設，同步投產。

（二）創新建設模式。綠電直連項目原則上由負荷企業作為主責單位，鼓勵由同一投資主體統籌開發。項目電源可由負荷企業投資，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。實行多主體協作模式的，應由負荷側業主牽頭編制項目實施方案，明確電力配置與合作模式，簽訂綠色電力中長期購售電協議或合同能源管理協議。支持民營企業在內的各類經營主體（不含電網企業）投資綠電直連項目。尚未開展電網接入工程建設或因新能源消納受限無法并網的新能源項目，開展綠電直連，需經電網企業重新批復接入系統方案。為便于實現新能源就近就地消納、統一協調電源負荷及接入線路的投資備案等有關手續，負荷距離電源匯集站原則上不超過50公里，負荷、電源布局原則上在同一州（市）行政區域范圍內。

（三）強化源荷匹配。并網型項目應按照“以荷定源”的原則，科學確定電源類型、裝機規模和儲能規模，以自發自用為主，余電上網為輔，電源年自發自用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%，2030年前不低于35%，上網電量占總可用發電量的比例上限不超過20%。云南省現貨市場在運行期間出現中斷，期間并網型綠電直連項目不允許向公共電網反送電力。

（四）加強運行管理。電網企業應向滿足并網條件的綠電直連項目公平無歧視提供接網服務，按照《電網公平開放監管辦法》辦理有關接網手續。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調度機構管理。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。并網型綠電直連項目與公共電網按產權分界點形成清晰明確的安全責任界面。項目應統籌考慮內部源荷特性、平衡能力、經濟收益、與公共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責任和費用。項目應具備分表計量條件，在并網點及內部電源、負荷、儲能、直連線路等環節設置必要計量裝置，確保電量數據真實準確、可用于交易結算和監管。

（五）提升調節能力。綠電直連項目應實現內部資源協同優化。并網型項目應通過合理配置儲能、挖掘負荷靈活性調節潛力等方式，確保與公共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有關責任。項目規劃方案應合理確定項目最大的負荷峰谷差率，項目與公共電網交換功率的電力峰谷差率不高于方案規劃值。在新能源消納困難時段，項目不應向公共電網反送電。

（六）交易與價格機制。并網型綠電直連項目原則上應作為整體參與電力市場交易，并按照與公共電網的交換功率進行結算。項目負荷不得由電網企業代理購電。項目電源和負荷不是同一投資主體的，以聚合形式參與電力市場交易。綠電直連項目應按國務院價格、財政主管部門有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。在國家綠電直連項目輸配電價政策出臺前，并網型綠電直連項目的自發自用電量除公平承擔政府性基金、交叉補貼、繳納系統運行費外，暫按需要公用電網的備用容量繳納系統備用費，從公共電網下網電量執行國家和我省統一核定的輸配電價；離網型綠電直連項目公平承擔政府性基金、政策性交叉補貼，對確不需要公用電網提供備用容量的，暫不收取系統備用費；在國家政策明確后按有關規定進行清算。

六、工作程序

（一）開展項目申報。各地各部門要結合本地區本行業發展現狀、能源保供和要素保障條件等，謀劃儲備一批綠電直連項目。負荷企業牽頭根據項目成熟度編制項目實施方案，各州（市）發展改革委、工業和信息化局、能源局會同電網企業進行初審，對項目建設規模、實施條件、消納能力、接入電網可行性等進行評估，通過評審的項目由三個部門聯文向省發展改革委、省工業和信息化廳和省能源局報送項目實施方案（含初審評估意見）。各州（市）每季度末10日前按程序報送項目（首次報送時間為2025年7月31日）。

（二）組織方案評審。省發展改革委、省工業和信息化廳、省能源局委托第三方咨詢機構開展項目實施方案評審，充分聽取國家能源局云南監管辦、電網企業意見，確保方案具備經濟技術可行性和系統安全性，綜合研判確定項目清單，在部門門戶網站進行公示（不低于5個工作日）后聯文印發全省綠電直連項目清單，并作為項目審批依據。綠電直連項目中尚未在新能源年度建設清單的新能源項目直接納入年度新能源建設清單。

（三）推進建設實施。綠電直連項目中的電源、負荷、儲能及直連線路，依據綠電直連項目清單明確的建設內容和規模，分類別依法依規辦理核準、備案手續。綠電直連項目完成審批、核準或備案后，由項目業主向電網企業報送并網申請。綠電直連項目接入方案通過后，項目業主開展綠電直連項目及并網線路建設，電網企業開展電網配套工程建設，協同保障綠電直連項目按期并網。

（四）開展跟蹤評估。省發展改革委、省工業和信息化廳、省能源局組織有關單位建立跟蹤指導和中期評估機制，定期調度項目建設進度，協調解決項目推進過程中的困難和問題，2026年年底開展中期評估工作，對進展緩慢的項目及時調整出項目清單。對已納入項目清單的項目，若負荷企業因停建、停產、搬遷、破產等原因不再具備持續用電能力的，由項目所在州（市）發展改革委、工業和信息化局、能源局組織第三方機構開展核實評估，及時終止綠電直連項目實施資格，并報省級有關部門備案。支持符合條件的電源項目轉為其他用途或市場化并網消納，確保電源投資資產可持續運行和合理回報。

七、組織保障

省發展改革委、省工業和信息化廳、省能源局等單位組建綠電直連項目推進工作專班，對項目實施方案進行審核把關，協調解決項目推進中的重大問題，及時評估項目成效。電網企業、電力市場運營機構要按照職責分工，全面落實本文的有關規定，不斷提升項目接入電網和參與市場交易的服務能力與技術保障水平。各州（市）發展改革、工信、能源部門要履行屬地管理責任，組織項目實施，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，推動綠電直連模式健康有序發展。

綠電直連項目實施方案編制大綱

一、編制依據及實施原則

（一）編制依據

依據《中華人民共和國能源法》《企業投資項目核準和備案管理辦法》《分布式光伏發電開發建設管理辦法》及《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通知》等有關政策文件。

（二）適用范圍及項目類型

適用于風電、光伏、生物質發電等清潔能源通過專用電力線路直接向單一電力用戶供電的綠電直連項目，分為并網型和離網型。并網型項目需與公共電網形成清晰物理界面，接入用戶側。項目電壓等級原則上不超過220千伏。

（三）基本原則

堅持安全優先、綠色友好、權責對等、源荷匹配的原則，推動清潔能源就近就地消納，促進企業綠色轉型發展。

（四）設計水平年

明確綠電電源建設進度、負荷形成規模及電網接入完成節點，統籌考慮電源、負荷、儲能及直連線路等內容的投產時間。

二、項目概況與建設必要性

（一）項目概況

說明項目地點、建設規模、投資主體及項目分類（并網型或離網型），明確電源種類及負荷類型。

（二）建設必要性分析

從企業綠色用能需求、就近消納能力、資源條件、電網接入條件等方面論證項目實施的現實基礎與政策支撐。

三、項目總體方案設計

（一）整體方案設計

統籌編制電源、負荷、儲能及直連線路和接入系統的整體化建設方案，明確系統風險評估、電能質量管理和安全措施，做到同步設計、同步建設、同步投產。

（二）源荷匹配及調節能力分析

分析電源與負荷的匹配性，自發自用比例應不低于項目總發電量的60%、總用電量的30%，目標為2030年前不低于35%。具備合理的調節能力與儲能配置，明確峰谷調節水平及備用機制。

四、主要設計內容

（一）電源建設方案

明確電源屬性（存量/增量）、項目是否納入省級開發建設方案、是否完成項目業主優選、建成投產時序等。

（二）負荷建設方案

描述新增或存量負荷情況，是否符合重點領域方向，以及用能時序與負荷強度。

（三）直連線路建設方案

提出直連線路的建設主體（明確負荷還是電源企業建設），明確線路路徑、電壓等級、產權劃分及安全距離，盡量避免跨越公共設施，如確需跨越，應提出相應安全技術措施。

（四）接入系統配置

說明項目并網方案、計量方式、電網接口技術方案和責任界面劃分情況。

（五）儲能設施配置

根據項目情況，配置合理比例的儲能系統，增強系統柔性調節能力，滿足峰谷差、電能質量管理等要求。儲能應自行建設，不得作為獨立主體參與電力市場交易。

五、項目實施條件分析

（一）電源建設條件

說明項目選址、接入條件、審批手續辦理情況等。

（二）負荷側實施條件

說明負荷形成基礎及有關投資協議、能源管理制度落實情況。

（三）線路建設條件

涉及的用地、通道、安全性及與公共電網的交界等問題。

（四）儲能實施條件

儲能站址、技術路線、設備配置、運行方案及安全措施等。

六、電力系統安全評估

依據《電網運行準則》等標準，評估項目對區域電網穩定性、電壓支撐、電能質量的影響，明確應對措施。

七、投資估算及財務測算

明確電源、負荷、直連線路、儲能系統等各部分投資構成及總投資估算，開展財務內部收益率、投資回收期等指標分析，合理測算電力銷售單價及成本。

八、經濟效益與社會效益分析

應從經濟效益和社會效益兩個方面，綜合分析項目實施的綜合價值，突出綠電直供在促進產業綠色轉型、提升能源利用效率、推動區域經濟發展等方面的積極作用。

九、項目實施路徑及保障措施

明確項目投資主體職責、投建模式（如自投、合資、合同能源管理等）、關鍵節點時序安排和風險控制機制。若電源、負荷、儲能及直連線路非同一投資主體，電源由州（市）按照有關規定通過市場化方式開展項目業主優選。

十、附件材料

1.項目投資主體工商營業執照、信用證明等。

2.負荷建設的核準（備案）文件或項目建設單位與地方政府簽署的框架協議。

3.如綠電直連項目中的電源為在建項目，需附電源項目業主與負荷企業的合作協議。如為新增風、光電源，需提供項目矢量坐標，并附州（市）要素部門出具項目選址支持性意見

4.項目實施所在地初審意見。

5.項目整體方案技術文本（包括接入方案、繼電保護及二次系統配置等）

6.源荷購售電協議、合同能源管理協議、產權劃分與運行維護協議等。