9月7日，贵州省能源局发布《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》征求意见的通知，项目连接线路、变电设施、储能及运营平台原则上由项目主责单位投资建设。
纳入全省绿电直连项目清单的项目所包含的电源、线路、储能等，按照国家和省有关规定分别履行核准（备案、审批）手续后建设。
项目应按照整体化方案统一建设、同步投产。若单个负荷分年达产或多个负荷无法同期投产，应结合负荷投产时序科学匹配新能源、配套储能等设施建设规模。
并网型项目应通过合理配置储能、提升集控管理能力、挖掘负荷灵活调节潜力、开展多能互补等方式，充分提升项目灵活性调节能力，尽可能减小系统调节压力。项目应合理确定接入公共电网容量、最大负荷峰谷差率，与公共电网交换功率的电力峰谷差率不高于方案规划值。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。
明确绿电电源建设进度、负荷形成规模及电网接入完成节点，统筹考虑电源、负荷、储能及直连线路等内容的投产时间。
原文如下：
省能源局关于有序推动绿电直连发展
有关事项的通知
（征求意见稿）
各市（州）能源主管部门、各有关企业：
为深入贯彻落实《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）、《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就地消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号）以及《国家发展改革委 国家能源局关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2026〕688号）等有关文件精神，为满足企业绿色用能需求、提升新能源就近就地消纳水平，结合我省实际，现将有关事项通知如下。
一、适用范围
绿电直连是指风电、太阳能发电、生物质发电等新能源不直接接入公共电网，通过专用线路和变电设施向用户供给绿电，实现供给电量清晰溯源和分配的模式，按照用户数量分为单用户项目和多用户项目（多用户指多个不同法人实体，不包括居民和农业用户）。源网荷储一体化项目统一按照绿电直连模式管理。
（一）直连方式。项目按照是否接入公共电网分为并网型和离网型两类。并网型项目整体接入公共电网，与公共电网形成清晰的物理界面与责任界面，电源应接入项目内部；离网型项目与公共电网无电气连接、不发生电能交换，电源、线路、变电设施和用户均独立于公共电网运行。
（二）项目电源。开展绿电直连的新能源发电项目，应符合国家和省有关开发建设要求。重点支持尚未开展电网接入工程建设的新能源发电项目，以及因新能源消纳受限等原因无法并网的新能源发电项目，在履行相应变更手续后开展绿电直连。分布式光伏可通过集中汇流方式参与绿电直连。
（三）项目负荷。新建负荷可配套建设新能源电源组成单用户或多用户绿电直连项目。存量负荷可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。
单用户绿电直连项目可吸纳其他新建负荷，同时配套扩建新能源电源组成多用户绿电直连；工业园区、零碳园区、增量配电网等全部或部分负荷可就近接入新能源，组成多用户绿电直连项目。
鼓励有绿色电力消费需求的用户利用周边新能源资源探索开展绿电直连。重点支持有降碳需求的出口外向型企业及其上下游企业、国家和省零碳园区试点项目以及算力设施、绿色氢氨醇等新兴产业和未来产业开展绿电直连。项目应满足国家产业政策要求，严禁通过绿电直连开展违法违规活动。
二、规划投资与建设
（四）项目建设方案编制要求。绿电直连项目应编制包含电源、负荷、线路、接入系统的整体化方案，对资源条件、消纳能力、接入条件、安全可靠性和经济可行性进行分析，同时评估系统风险、用电安全及电能质量等指标，提出具体技术保障措施。项目结合源荷分布以及经济性合理确定直连线路长度。直连线路应统筹考虑重要线路廊道预留保护，尽量减少线路交叉跨越，确需跨越的应做好安全措施。
（五）源荷匹配。并网型项目应按照“以荷定源”原则合理规划新能源装机规模，年自发自用电量占总可用发电量的比例不低于60%，占总用电量的比例不低于30%（2030年前不低于35%），上网电量占总可用发电量的比例上限不超过20%。
（六）投资模式。项目应明确具备法人资格的独立主体作为主责单位，单用户或多用户项目原则上由电源方与负荷方合资组建，也可以由电源方或负荷方一方单独投资组建；园区模式的项目主责单位可由园区管委会或第三方机构（不含运营输电业务的公共电网企业）投资组建。
项目连接线路、变电设施、储能及运营平台原则上由项目主责单位投资建设。项目主责单位应充分利用存量电力设施，在不影响与公共电网责任界面划分的前提下，可通过租赁等方式协商使用其他主体的存量电力设施；协商不成的，项目主责单位可自行建设相关设施。
项目主责单位与电源、负荷等内部主体应就产权划分、运行维护、平衡责任、内部费用标准和结算、违约责任等事项签订协议。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。
（七）项目建设。项目纳入全省绿电直连项目清单（含在运、在建以及年度开工建设项目）后方可开展建设。纳入全省绿电直连项目清单的项目所包含的电源、线路、储能等，按照国家和省有关规定分别履行核准（备案、审批）手续后建设。
项目应按照整体化方案统一建设、同步投产。若单个负荷分年达产或多个负荷无法同期投产，应结合负荷投产时序科学匹配新能源、配套储能等设施建设规模。不得擅自变更建设内容。项目建设过程中，若方案因特殊原因发生变更，由主责单位向省能源局提出申请，重新开展方案评审。项目建成后应及时组织竣工验收，并按规定报送相关报告。
在省能源局明确的新能源消纳困难时段，项目不得向公共电网反送电。项目建成后接网容量发生变更的，应重新履行系统接入评估等手续。离网型项目应全部自发自用。绿电直连项目及其内部资源豁免电力业务许可，另有国家规定除外。
三、运行管理
（八）做好电网接入和安全管理。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。项目主责单位应强化运行管理能力，协同优化项目内部电源、储能等资源，做好应急场景下项目内部用电调节和有序供应的预案（附件1-2），明确相关安全和经济责任，并报送省能源局和市（州）能源主管部门备案。
并网型项目根据接入的电压等级和容量规模，分级分类配置监测与控制设施，做好公共电网交换功率监测，安装网络安全监测、隔离装置等网络安全设施，内部各设施涉网性能应满足相关标准，并按照有关规定向电力调度机构提供相关资料。并网型项目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，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统一管理，调度机构在项目现货市场出清结果基础上下达调度计划；作为整体参与电力现货市场的并网型项目，项目主责单位按照调度计划负责管理内部平衡。
（九）鼓励提升系统友好性。并网型项目应通过合理配置储能、提升集控管理能力、挖掘负荷灵活调节潜力、开展多能互补等方式，充分提升项目灵活性调节能力，尽可能减小系统调节压力。项目应合理确定接入公共电网容量、最大负荷峰谷差率，与公共电网交换功率的电力峰谷差率不高于方案规划值。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。
（十）整体有序参与电力市场。并网型项目应在投产前根据电力市场规则等有关规定以新型经营主体身份进行市场注册，内部主体也可分别注册。项目原则上应作为整体参与电力市场交易，由项目主责单位统一申报，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计量，按照所在节点现货市场价格进行交易。
项目负荷不得由电网企业代理购电。参与绿电直连的新能源项目，其新能源发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；纳入机制电价的电源项目（含已纳入机制电价但项目实际未投产），转为绿电直连后视为自愿退出机制电价，不再纳入机制电价执行范围。
（十一）新能源就近消纳要求。绿电直连项目按照电源负荷适配原则，设定年上网电量上限，电网企业每月电费结算时核算项目年累计上网电量，如超过限值，则结算月次月起至当年年底停止该项目向电网上送电量；如因项目自身原因确需上送电量，按照现货市场出清价格下限结算；如因电力系统安全等原因需上送电量，按照现行电力市场规则进行结算，相关安全预警由省级电力调度机构发布。绿电直连项目新能源弃电不纳入全省新能源利用率统计。
四、组织实施
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。省能源局通过清单管理，做好绿电直连项目的统筹规划；各市（州）能源主管部门协调做好项目要素支撑保障，并做好项目建设跟踪评估。
（十二）申报评审流程。
1.企业申报。主责单位根据项目成熟度牵头编制项目实施方案（附件1），提出建设目标和建设内容，明确建设时序，并向负荷所在市（州）能源主管部门提出申请（附件2、3）。
2.市州初审。市（州）能源主管部门会同工信、住建、自然资源、生态环境、水利、林业等有关主管部门组织相关单位对项目情况进行初审（跨市州项目申报时应附相关市州支持性意见），对项目实施方案及支撑性材料的真实性、合规性、完整性进行审查，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。通过初审的项目以正式文件向省能源局报送项目实施方案（含初审意见）。
3.省级评审。项目方案按照“成熟一个、推进一个”原则开展评审。其中，接入电压等级不超过220千伏的绿电直连项目，由省能源局组织第三方专业机构开展评审，充分征求国家能源局贵州监管办公室、省发展改革委等相关单位意见。确有必要接入220千伏的绿电直连项目，由省能源局会同国家能源局贵州监管办公室组织相关单位开展电力系统安全风险专项评估（附件1-1）。多用户绿电直连项目应编制应急场景下项目内部用电调节和有序供应的预案（附件1-2），明确相关安全和经济责任。评审通过后，项目纳入全省绿电直连项目清单，并在省能源局门户网站公示公开。
（十三）监管评估要求。市（州）能源主管部门组织有关单位建立跟踪指导和评估机制，对纳入全省绿电直连项目清单的在建项目定期调度建设进度，每月15日前向省能源局报送项目推进情况；对在运项目定期进行监测评估，每年1月底前向省能源局、国家能源局贵州监管办公室报送年度运行监测评估报告。
（十四）调整退出机制。项目5年内累计3年运行指标（项目新能源自发自用电量占总可用发电量比例、新能源年自发自用电量占总用电量的比例以及上网电量占总可用发电量的比例）不满足要求、负荷企业停建/停产/搬迁/破产等原因不再具备持续用电能力或负荷、电源主体存在违约且长期无法自行协调解决等情况，造成项目整体运营不可持续的，应主动向市（州）能源主管部门申请退出运营。项目电源退出参照省新能源项目管理有关政策执行。
项目建设内容发生变更（不含新增新能源发电规模）或拟退出运营的项目，在每年组织项目申报时，经市（州）能源主管部门审核同意后，在省绿电直连项目清单中予以调整；纳入省项目清单后1年仍未开工的项目，及时调出项目清单。
退出运营的项目，其电源在落实接入条件后可重新接入公共电网，如直连电源未曾纳入机制电量，可作为增量项目参与机制电价竞价；项目自建的直连项目及相关输配电设施，可依法依规移交电网企业，或在双方协商一致的前提下由电网企业回购。市（州）能源主管部门应会同电网企业做好退出运营项目中负荷的接续用电保障。
五、组织保障
省能源局会同国家能源局贵州监管办公室加强对绿电直连模式的指导，及时评估成效，推动绿电直连模式平稳有序发展。各市（州）、各县（区、市）能源主管部门要履行属地管理责任，组织项目实施，支持项目稳定运行，推动绿电直连有序发展。电网企业、电力市场运营机构等要按照职责分工，全面落实有关规定，不断提升项目接入电网和参与电力市场交易的服务能力与技术保障水平。
六、其他
项目责任界面划分、调度运行、计量结算、内部管理、交易和价格机制、绿电溯源机制以及未尽事项，按照国家有关文件执行。如遇国家政策调整，按照国家政策执行。
