四川绿电直连发展细则：绿电直连项目对应的直供新能源不考核新能源利用率

5月13日，四川省发展和改革委员会印发《四川省有序推动绿电直连发展实施细则（试行）》的通知（川发改能源〔2026〕184号），其中提到，直连线路现阶段是指电源向单一电力用户供给绿电而直接连接的专用电力线路；在国家出台相关政策前，暂不开展直连线路向多用户供电。

绿电直连项目以满足全省各类型企业绿色用能需求、提升新能源就近就地消纳水平为目标，在不影响全省电力保供和电力发展规划、法定供用电秩序、公共电网安全稳定运行、电力市场公平公正的前提下，按照“安全优先、绿色友好、权责对等、源荷匹配”原则建设运行，公平合理承担安全责任、经济责任与社会责任。在全省有序形成一批具有典型示范意义的绿电直连项目，为探索适合四川实际的绿电直连项目运行机理和经营模式积累经验。

绿电直连项目应结合用电负荷特性、规模，科学确定新能源电源、调节资源类型及规模。项目整体采取自发自用为主，余电上网为辅模式运行，新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于60%，占总用电量的比例应不低于30%，并不断提高自发自用比例，2030年前不低于35%。并网型绿电直连项目余电上网电量占总可用发电量的比例按照阿坝州、甘孜州、凉山州、攀枝花市（以下简称“三州一市”）原则上不超过10%，其他地区原则上不超过20%执行。其中，若绿电直连项目布局在电网送出受限断面内，受限时期内余电不上网（受限断面由电力调度主管部门确定并动态调整）。离网型绿电直连项目新能源与储能配置应满足负荷安全稳定用电需求。

并网型绿电直连项目接入公共电网电压等级不超过220千伏。确有必要接入220千伏的，由省能源局会同国家能源局四川监管办组织电网企业、项目业主等开展电力系统安全风险专项评估，以确保电网安全稳定运行。参与绿电直连的新能源电源与负荷直连线路不得占用公共电网输电通道。

并网型绿电直连项目作为统一整体参与电力市场，享有平等的市场地位，按照《电力市场注册基本规则》进行注册，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结算。项目用电时，应当直接参与市场交易，不得由电网企业代理购电，并按照下网电量承担上网环节线损费用。并网型项目电源和负荷不是同一投资主体的，也可分别注册，以聚合形式参与电力市场交易。电力交易机构根据市场规则对相关市场主体出具结算依据。绿电直连项目配套储能设施不能作为独立主体参与辅助服务等电力市场，不得通过租赁方式配置或对外租赁盈利，但可以与绿电直连项目作为整体参与辅助服务等电力市场。

绿电直连项目涉及的输配电费、系统运行费、政策性交叉补贴等执行《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）相关规定，各市（州）不得违反国家规定减免有关费用。“三州一市”绿电直连项目暂不执行尖峰电价政策。

绿电直连项目的电源、负荷、储能等应按照整体实施方案统一建设，同步投产；新能源激励资源原则上在算电融合类绿电直连项目建成投产后一次性配置。考虑算力建设实际，对于确需分期开发的算电融合项目，参照四川省《加快推进多能互补电源建设的激励措施》，按对应规模占比可分期配置新能源激励。

绿电直连项目原则上由负荷项目业主作为主责单位。绿电直连项目业主应按照《企业投资项目核准和备案管理办法》等规定和行政审批权限，分类提出新能源、储能和电网（包括直连线路、并网线路）等工程核准或备案申请，由省级或市（州）能源主管部门依法依规办理核准或备案手续。绿电直连项目业主在获得项目核准（备案）后，向电网企业提出电网接入申请，电网企业根据批复的绿电直连项目整体实施方案办理接入手续。绿电直连项目主责单位承担建设主体责任，积极推进项目建设，相关建设情况每季度向省能源局报备。并网型绿电直连项目建设完工后，应及时开展验收及并网接入相关工作。对已批复整体实施方案的绿电直连项目，从批复整体实施方案起2年内未按规定开工的，取消并收回所有配置的新能源资源。

绿电直连项目调节资源运行周期原则上不低于新能源项目全生命周期。坚决防止以绿电直连项目名义套取新能源资源，非不可抗力因素，在绿电直连整体实施方案明确的实施周期内，负荷原则上不一次性全部退出绿电直连。绿电直连项目业主自行承担退出风险，受市场行情变化、产业政策调整等影响，若运行期内绿电直连的负荷、调节资源部分减少或中断，应由属地政府要求绿电直连项目业主重新引进新负荷；对减少的负荷在1年时间内无法完成等量新负荷补充的，由省级能源主管部门根据绿电直连项目整体实施方案以及负荷、调峰能力变动情况，确定应退出的直供新能源规模比例，按该比例对直供新能源退坡解列，解列后的直供新能源原则上不接入公共电网。

绿电直连项目对应的直供新能源不考核新能源利用率，不计入全省新能源利用率统计范围，投资主体自行承担弃电风险。

原文如下：

四川省有序推动绿电直连发展实施细则（试行）