解读湖南省发改委：湖南省有序推动绿电直连发展实施方案

方案出台背景与目的依据

这份方案是湖南省贯彻落实国家两份文件的地方配套文件，一份是《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），另一份是《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）。方案第一条明确了目的：促进新能源就近就地消纳，满足企业绿色用能需求，推动湖南省绿电直连项目科学有序发展。

方案由湖南省发展和改革委员会于2025年12月30日编制、12月31日以湘发改能源〔2025〕853号文印发，明确由湖南省发展改革委负责解释，自发布之日起施行。

绿电直连的项目定义与两类划分

。方案将直连线路界定为电源与电力用户直接连接的专用电力线路，并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，电源接入用户和公共电网产权分界点的用户侧；离网型项目与公共电网无物理连接。

方案还划出了两类边界情形。直连电源为分布式光伏的，按国家《分布式光伏发电开发建设管理办法》执行；园区（含增量配电园区）绿电直连项目属于向多用户开展绿色电力直接供应的项目，不属于本方案管理范围。同时，方案支持多个新能源项目通过绿电直连方式向单一电力用户供给绿电。

四类适用对象与源荷匹配硬约束

方案第四条列出四类适用情形：新增用电需求的企业可配套开发本项目；存量负荷中配备燃煤燃气自备电厂的企业，在足额清缴可再生能源发展基金的前提下，可通过压减自备电厂出力实现清洁能源替代；存量负荷中有降碳刚性需求的出口外向型企业及算力企业（含数据中心）可利用周边新能源资源开展绿电直连；未投运新能源电源中因消纳受限无法并网的项目，可与满足条件的用电负荷主体协商共同转为绿电直连项目。其中外向型企业需提供海关报关单位备案信息表等证明材料。

在源荷匹配上，方案第五条提出并网型项目应按照“以荷定源”原则科学确定新能源电源类型和装机规模，可采取整体自发自用为主、余电上网为辅的模式参与现货市场，年上网电量占总可用发电量的比例不高于20%；自身新能源整体年消纳电量占总可用发电量的比例应不低于60%，占项目总用电量的比例应不低于30%，2030年前不低于35%。

项目报批：从牵头申报到建档立卡

方案第二章规定了完整的报批链条。项目由负荷单位牵头申报，市级能源主管部门进行初审，初审评估通过的以正式文件向省级能源主管部门申报，经审核批复后实施。申报时需填写项目申报表（附件1）并同步提交项目整体化建设方案（附件2），其中项目与公共电网的交换功率申报值及项目最大峰谷差率不应大于负荷的最大电力及峰谷差率。

在资料审核上，项目当中的负荷、电源、直连线路及接网线路应分别取得核准或备案文件。项目接入电压等级原则上不超过220千伏，确有必要以220千伏接入的，须由省级能源主管部门会同国家能源局湖南监管办公室组织电力系统安全风险专项评估。项目批复后投资主体不得自行变更建设内容，省级能源主管部门定期组织核查、清理不具备建设条件的项目。项目建成并网一个月内应完成可再生能源发电项目信息管理平台的建档立卡填报。

开发建设与电网接入责任划分

第三章明确，包括民营企业在内的各类经营主体（不含电网企业）均可投资绿电直连项目，项目电源可由负荷投资，也可由发电企业或双方成立的合资公司投资，直连专线原则上由负荷、电源主体投资。电源和负荷不是同一投资主体的，应签订多年期购电协议或合同能源管理协议。

第四章针对电网接入提出，电网企业应提供“一站式”办理服务，接网申请受理及回复时限应满足《电网公平开放监管办法》规定。投资界面上，项目接入引起的公共电网改造部分、项目内部发电、厂用电、自发自用、储能等关口装设的双向计量装置由电网企业投资建设；满足条件的已投产新能源转为绿电直连项目时，原新能源项目的接网工程电网企业不再回购。项目投资主体应在投产前与电网企业及其调度机构分别签订《购售电合同》及《并网调度协议》，项目中新能源发电项目豁免电力业务许可证（发电类）。

运营期：调度、市场交易与费用缴纳

第五章规定项目投资主体是安全生产责任主体，项目整体及内部电源按接入电压等级和容量规模接受相应调度机构管理。除影响公共系统安全稳定的突发情况外，电网企业所属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，鼓励项目在有序用电启动时段不从公共电网下网；在新能源消纳困难时段，项目不应向公共电网反送电。

市场交易方面，并网型项目原则上应作为整体参与电力市场交易，按照与公共电网的交换功率开展结算；项目新能源上网电量不纳入新能源可持续发展价格结算机制，用电时应直接参与市场交易，不得由电网企业代理购电，并按下网电量承担上网环节线损费用。费用缴纳上，项目按容（需）量缴纳输配电费，下网电量不再缴纳系统备用费、输配环节的电量电费；暂免缴纳自发自用电量的政策性交叉补贴新增损益；系统运行费暂按下网电量缴纳，并逐步向按占用容量等方式缴费过渡。

退出机制与年度评估安排

第六章设定了项目的退出规则：绿电直连项目投运三年内原则上不予退出；投运三年后，因项目负荷发生较大变化导致无法持续运营或投资主体放弃建设的，应书面向省级能源主管部门提交退出申请，审批同意后准许退出，电源和负荷不是同一投资主体的应由双方共同发起。获批退出的项目应重新办理接入系统手续，增量电源或负荷项目应重新递交申请，电网企业应优先提供接网服务；其电源及负荷项目应进入电力市场交易，电源项目可参与湖南省后续机制电量的竞争。

第七章建立了年度评估机制：省级能源主管部门每年12月组织市级能源主管部门开展项目评估，项目投资主体、电网企业及其所属调度机构、湖南电力交易中心应予以配合并提出优化建议。评估内容包括市级能源主管部门对项目实施效果和经济效益的评估、投资主体对自身开发建设过程的评估、电网企业对项目接网及消纳数据的评估，以及湖南电力交易中心对市场注册和交易规则适配性的评估。

这组数据集中体现了方案对并网型项目的量化约束。在电量结构上，上网电量占比被限制在20%以内，自身消纳占发电量不低于60%、占用电量不低于30%，且2030年前占用电量比例不低于35%，形成了一组相互制约的比例关系。 其余几项数字则对应项目全流程的关键节点：接入电压等级原则上不超过220千伏，是项目设计阶段的重要边界条件；投运三年内原则上不予退出，对投资主体的负荷稳定性判断提出了要求；建成并网一个月内完成建档立卡填报，则是项目投产后的规定动作。

方案第二十七条给出了一条月度容（需）量电费的具体计算公式：容（需）量电费＝按现行政策缴纳的容（需）量电费＋所在电压等级现行电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入公共电网容量。这条公式把项目与公共电网的容量占用关系转化为可计算的费用。 公式中的几个参数值得关注。730小时是一个固定值；平均负荷率暂按所在省份110千伏及以上工商业两部制用户平均水平执行，由电网企业测算、经省级价格主管部门审核后公布；接入公共电网容量为项目同时使用的受电变压器容量及不通过变压器接入的高压电动机容量之和。这意味着项目的变压器配置方式会直接影响需量电费的计算结果。