4月15日，江西省發展改革委 江西省能源局發布關于印發《江西省有序推動綠電直連發展實施方案》的通知。

內容指出，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。

省能源局強化規劃統籌，綠電直連項目電源側的新能源項目直接納入全省新能源年度開發方案。負荷、電源布局原則上在同一設區市行政區域范圍內，負荷與電源直連線路長度原則上不超過50公里。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。項目接入電壓等級原則上不超過220千伏；確有必要接入220千伏的，由省能源局會同國家能源局華中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。

落實投資主體。綠電直連項目原則上由負荷作為主責單位，鼓勵同一投資主體統籌開發。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，應按要求簽訂相關協議。

做好源荷匹配。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，通過配置儲能等措施保證合理的利用率，可采取整體自發自用為主、余電上網為輔的模式運行。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%、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%。

提升調節能力。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。并網型直連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相關責任。

整體參與市場。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。項目電源和負荷不是同一投資主體的，也可分別注冊，以聚合形式參與電力市場交易。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。

詳情如下：

江西省發展改革委 江西省能源局關于印發《江西省有序推動綠電直連發展實施方案》的通知

贛發改能源規〔2026〕226號

各設區市人民政府，贛江新區管委會，省工業和信息化廳，國網江西省電力有限公司：

經省政府同意，現將《江西省有序推動綠電直連發展實施方案》印發給你們，請認真組織實施。

江西省發展改革委        江西省能源局

2026年4月10日

江西省有序推動綠電直連發展實施方案

為貫徹落實黨的二十屆四中全會關于加快建設新型能源體系的決策部署，根據國家發改委、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，結合江西實際，制定本實施方案。????

一、總體要求

綠電直連項目通過直連線路向單一電力用戶供給綠電，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、源荷匹配原則建設運行，按照負荷是否接入公共電網分為并網型和離網型兩類。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》（國能發新能規〔2025〕7號）等政策文件組織實施。

二、項目類型

（一）新增負荷：可配套建設新能源項目。項目已批復或納規但尚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的用電項目、已報裝但供電方案尚未答復的均可視為新增負荷。原則上新增負荷與存量負荷不產生電氣聯系。與電網已實際形成電氣聯絡，以及通過銷戶新裝、更名、過戶等方式變更用電的存量負荷不屬于新增負荷。

（二）存量負荷：在已有燃煤燃氣自備電廠足額清繳可再生能源發展基金的前提下開展綠電直連，且通過壓減自備電廠出力，實現清潔能源替代；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。

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。

三、實施要求

（一）強化規劃引導。省能源局強化規劃統籌，綠電直連項目電源側的新能源項目直接納入全省新能源年度開發方案。負荷、電源布局原則上在同一設區市行政區域范圍內，負荷與電源直連線路長度原則上不超過50公里。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。項目接入電壓等級原則上不超過220千伏；確有必要接入220千伏的，由省能源局會同國家能源局華中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。

（二）落實投資主體。綠電直連項目原則上由負荷作為主責單位，鼓勵同一投資主體統籌開發。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，應按要求簽訂相關協議。

（三）做好源荷匹配。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，通過配置儲能等措施保證合理的利用率，可采取整體自發自用為主、余電上網為輔的模式運行。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%、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%。

（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，參照申報主體項目類型，按照《電網公平開放監管辦法》辦理有關接網手續。項目內部資源應滿足“四可”要求，并根據《電網運行準則》等向電力調度機構提供相關資料。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。綠電直連項目應具備分表計量條件，在內部發電、廠用電、并網、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。廠區內已有燃煤燃氣自備電廠等電源的，應與新建新能源項目的發電量、上網電量準確區分計量。

（五）提升調節能力。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。并網型直連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相關責任。

（六）整體參與市場。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。項目電源和負荷不是同一投資主體的，也可分別注冊，以聚合形式參與電力市場交易。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。

（七）依規繳納費用。綠電直連項目應按國家相關政策繳納輸配電費、系統運行費用、政策性交叉補貼、政府性基金及附加等費用。其中，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）量電費根據國家要求和我省發布的平均負荷率計算。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。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。

四、實施程序

（一） 項目申報。各設區市發改委、贛江新區經發局要圍繞服務全省“1269”行動計劃，結合本地區新能源資源稟賦、產業發展現狀、規劃及零碳園區建設等，組織具備條件的企業申報綠電直連項目。單個用戶匹配多個電源的，需統一編制項目方案，作為一個綠電直連項目進行申報。各設區市發改委、贛江新區經發局要會同市級電網企業認真進行初審、核實和把關，審查項目申報材料的真實性、整體方案的可行性、接入及消納的合理性等。通過初審的項目由各設區市發改委、贛江新區經發局向省能源局報送項目實施方案，并附初審意見。

（二） 方案評審。省能源局組織第三方機構對項目實施方案進行評審評估，并征求國家能源局華中監管局、電網企業等意見，綜合研判確定項目清單，按照“成熟一批、發布一批”的原則，推動綠電直連模式有序發展。

（三）推進實施。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，分類依法依規辦理相關手續，科學安排建設時序，確保做到統一建設、同步投產。項目不得擅自變更建設內容，實施方案涉及投資主體、建設規模、預期目標等重大變化時，應報省能源局重新組織評審后實施。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。電網企業加強協同配合，發揮電網規劃統籌優勢，有序開展綠電直連項目接入系統方案研究，按規定做好項目的接網、計量等服務。

（四）跟蹤評估。項目納入清單后兩年內未開工或開工后兩年內未投產，按程序移出清單。納入項目清單且已實施的項目，若因負荷企業自身原因不具備持續用電能力，連續三年運行指標不滿足本實施方案要求的，由項目所在設區市（贛江新區）能源主管部門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或申請匹配其他符合條件的新負荷；終止實施的綠電直連項目，其綠電直連項目側的新能源項目支持由所在設區市（贛江新區）、電網企業落實接入條件后按照有關政策重新申報全省新能源年度開發方案，可轉為全量入市項目，不納入機制電價執行范圍。

五、保障措施

省發改委、省能源局會同有關部門負責全省綠電直連工作的政策制定、統籌協調、整體推進和督促落實。電網企業、電力市場運營機構要按照職責分工，全面落實有關規定，不斷提升項目服務能力與技術保障水平。各地能源主管部門要履行屬地管理責任，協調項目推進中的困難和問題，做好項目監測評估，加強安全生產監管，堅決守住安全底線。

附件：綠電直連項目實施方案編制大綱

綠電直連項目實施方案編制大綱

一、項目概況與建設必要性

（一）項目概況。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。

項目投資企業情況簡介，包括基本信息、發展現狀、財務狀況、企業信用、產品出口、降碳剛性需求等情況，明確投資主體對項目實施的保障機制。

（二） 建設必要性分析。從企業綠色用能需求、消納能力、資源條件、電網接入條件等方面論證項目實施必要性和現實基礎。

二、項目總體方案設計

（一）項目總體方案。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，做到同步設計、統一建設、同步投產。

（二）項目源荷匹配及調節能力分析。分析電源與負荷的匹配性。存量負荷選取典型日電源曲線與負荷曲線，疊加儲能配置策略分析源荷匹配性；增量負荷根據預測電源曲線及負荷曲線，疊加儲能配置策略分析源荷匹配性。根據源荷匹配分析，確定儲能配置合理性，明確峰谷調節水平及備用機制。

（三）項目預期目標。包括項目自發自用比例，上網電量規模及比例、新能源利用率目標、靈活性調節范圍、負荷最大峰谷差率等。

三、項目建設方案

（一）電源建設方案。明確電源屬性（存量/增量）、建設規模、項目是否納入省級開發建設方案、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，說明產業類型（出口外向型企業說明出口產品占比情況）、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，如確需跨越應與產權單位協商一致，應提出相應安全技術措施。

（四）儲能配置方案。根據源荷匹配分析明確儲能配置方案，儲能應自行建設，用于綠電直連項目整體調節。

（五）綠電直連項目接網分析。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。

四、項目建設條件及進度計劃

（一）電源建設條件及進度計劃。項目選址、接入條件、前期手續辦理、建設條件落實情況、建設進度計劃等。

（二） 負荷建設條件及進度計劃。負荷形成基礎及有關投資協議、能源管理制度落實情況、增量負荷落實計劃等。

（三） 直連線路建設條件及進度計劃。通道條件、安全性、線路建設進度計劃等。

（四） 儲能建設條件及進度計劃。儲能站址、技術路線、設備配置、運行方案及安全措施、儲能建設進度計劃等。

（五） 項目運行保障措施和項目退出處置預案。制定項目運行后保障措施，提出應對項目無法持續實施或項目退出實施的風險處置預案。

五、系統安全評估

包括電力系統風險、用戶用電安全、電能質量等評估分析內容，并提出相應的技術措施。離網型綠電直連項目應重點闡述用戶生產線特性及用電安全保障措施。

六、 經濟效益與社會效益分析

明確投資構成及總投資估算，合理開展投資收益分析。根據國家相關價格文件及項目年用電規模，合理測算電力銷售單價及成本。

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，突出綠電直連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。

七、其他材料

包括不限于：

1.新增負荷建設的核準（備案）文件或項目建設單位與地方政府簽署的框架協議，環評、能評及建設用地批復等支撐性文件。

2.存量負荷通過壓減自備電廠出力，實現清潔能源替代的，需提供足額清繳政府性基金及附加相關材料，足額清繳政策性交叉補貼、系統備用費相關材料。

3.新增的新能源發電項目，參考全省年度新能源發電開發建設方案提交相關材料。

4.項目電源與負荷為不同投資主體的，提供多年期購電協議或合同能源管理協議，以及電力設施建設、產權劃分、運行維護、調度運行、結算關系、違約責任等事項的相關協議。

5.存量外向型企業需提供產品出口相關材料，如出口貿易訂單、合同、貨物報關單、降碳剛性需求等相關材料。

6.項目實施所在設區市能源主管部門初審意見（含市級電網企業關于負荷、消納、接入等信息的正式蓋章意見）。

7.有關承諾函。