第一章 總 則

第一條【目的依據(jù)】 為促進新能源就近就地消納，滿足企業(yè)綠色用能需求，推動湖南省綠電直連項目（以下簡稱“項目”）科學有序發(fā)展，根據(jù)國家發(fā)展改革委、國家能源局《關于有序推動綠電直連發(fā)展有關事項的通知》（發(fā)改能源〔2025〕650號），《關于完善價格機制促進新能源發(fā)電就近消納的通知》（發(fā)改價格〔2025〕1192號）要求，結合我省實際，制定本方案。

第二條【項目定義】 項目是指風電、太陽能發(fā)電、生物質發(fā)電等新能源不直接接入公共電網(wǎng)，通過直連線路向單一電力用戶供給綠電，可實現(xiàn)供給電量清晰物理溯源的模式。其中，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(wǎng)分為并網(wǎng)型和離網(wǎng)型兩類。并網(wǎng)型項目作為整體接入公共電網(wǎng)，與公共電網(wǎng)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(wǎng)產(chǎn)權分界點的用戶側。離網(wǎng)型項目與公共電網(wǎng)沒有物理連接，電源直接與用戶用電設施進行物理連接。

直連電源為分布式光伏的，按照國家《分布式光伏發(fā)電開發(fā)建設管理辦法》等政策執(zhí)行。

支持多個新能源項目通過綠電直連方式向單一電力用戶供給綠電。園區(qū)（含增量配電園區(qū)）綠電直連項目屬于采用直連線路向多用戶開展綠色電力直接供應的項目，不屬于本方案管理范圍，待國家發(fā)展改革委、國家能源局具體政策出臺后另行規(guī)定。

第三條【基本原則】 項目按照安全優(yōu)先、綠色友好、權責對等、源荷匹配原則建設運行，公平合理承擔安全責任、經(jīng)濟責任與社會責任。

第四條【適用類型】 綠電直連項目當中的負荷及電源項目可位于不同行政區(qū)，但應位于同一供電營業(yè)區(qū)，有以下適用類型。

新增用電需求的企業(yè)可配套開發(fā)本項目。新增用電包含已取得相應核準（備案）文件但尚未建成投運的項目負荷。

存量負荷當中配備有燃煤燃氣自備電廠的企業(yè)，在足額清繳可再生能源發(fā)展基金的前提下可開發(fā)本項目，通過壓減自備電廠出力實現(xiàn)清潔能源替代。

存量負荷當中有降碳剛性需求的出口外向型企業(yè)及算力企業(yè)（含數(shù)據(jù)中心）利用周邊新能源資源可開展綠電直連。其中外向型企業(yè)需提供海關報關單位備案信息表、降碳剛性需求等相關證明材料。

未投運新能源電源當中尚未開展電網(wǎng)接入工程建設或因消納受限等原因無法并網(wǎng)的項目在與滿足條件的用電負荷主體協(xié)商后可共同轉為綠電直連項目。未投運新能源電源當中接網(wǎng)工程已明確由電網(wǎng)企業(yè)投資建設、已投運新能源電源當中接網(wǎng)工程由電網(wǎng)企業(yè)投資建設（含回購）的新能源電源不得轉為綠電直連項目電源，其余已投運新能源電源在與滿足條件的用電負荷主體協(xié)商后可共同轉為綠電直連項目。

第五條【源荷匹配要求】 并網(wǎng)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(guī)模，用電負荷規(guī)模應有依據(jù)和支撐。項目可采取整體自發(fā)自用為主、余電上網(wǎng)為輔的模式參與現(xiàn)貨市場，年上網(wǎng)電量占總可用發(fā)電量的比例不高于20%；項目自身新能源整體年消納電量占總可用發(fā)電量的比例應不低于60%，占項目總用電量的比例應不低于30%，并不斷提高自身消納比例，2030年前不低于35%。

第二章 項目報批

第六條【申報流程及申報主體】 項目由負荷單位牽頭申報，市級能源主管部門進行初審，初審評估通過的，由市級能源主管部門以正式文件向省級能源主管部門申報，經(jīng)省級能源主管部門審核批復后實施。

第七條【申報資料要求】 項目申報時應填寫項目申報表（附件1）并同步提交項目整體化建設方案（附件2）。整體化方案中項目與公共電網(wǎng)的交換功率申報值及項目最大峰谷差率不應大于項目中負荷的最大電力及峰谷差率。

直連電源應納入省級能源主管部門制定的年度開發(fā)建設方案；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，原則上應從低處穿越與直連線路同等級及以上電壓等級的公共線路。

第八條【資料審核要求】 項目當中的負荷、電源、直連線路及接網(wǎng)線路應按照《湖南省企業(yè)投資項目核準和備案管理辦法》要求分別取得核準或備案文件。

項目接入電壓等級原則上不超過220千伏，確有必要以220千伏電壓等級接入的，省級能源主管部門會同國家能源局湖南監(jiān)管辦公室共同組織開展電力系統(tǒng)安全風險專項評估，在確保電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的前提下方可開展接入。

第九條【項目變更】 項目投資主體應按照批復意見進行建設，不得自行變更項目建設內容。項目批復后，項目負荷或電源投資主體法人發(fā)生變化，項目建設地點、規(guī)模、內容發(fā)生重大變更，項目投資主體應及時告知省級能源主管部門并重新批復。根據(jù)項目正常建設周期，省級能源主管部門定期組織核查，及時清理不具備建設條件的項目。

第十條【規(guī)劃統(tǒng)籌】 通過審核的項目，其整體化方案中的直連線路、接入系統(tǒng)等按電壓等級納入省級或城市的能源電力和國土空間規(guī)劃。

第十一條【建檔立卡】 省級能源主管部門依托國家可再生能源發(fā)電項目信息管理平臺，組織開展項目中電源的建檔立卡工作。

項目投資主體應當在建成并網(wǎng)一個月內，完成建檔立卡填報工作，由電網(wǎng)企業(yè)提交相關信息。

第三章 開發(fā)建設

第十二條【投資主體及投資方式】 包括民營企業(yè)在內的各類經(jīng)營主體（不含電網(wǎng)企業(yè)）均可投資綠電直連項目。項目電源可由負荷投資，也可由發(fā)電企業(yè)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。

第十三條【項目選址】 項目投資主體應當做好選址工作。建設場所必須合法合規(guī)，手續(xù)齊全，產(chǎn)權清晰。

第十四條【協(xié)議簽訂】 項目電源和負荷不是同一投資主體的，應簽訂多年期購電協(xié)議或合同能源管理協(xié)議，并就電力設施建設、產(chǎn)權劃分、運行維護、調度運行、結算關系、違約責任等事項簽訂協(xié)議。

第十五條【安全施工要求】 項目建設應當嚴格執(zhí)行設備、建設工程、安全生產(chǎn)等相關管理規(guī)定和標準規(guī)范，確保項目建設質量與安全，并做好驗收工作。從事項目設計、施工、安裝、調試等環(huán)節(jié)的主體應當滿足相應資質要求。

第十六條【建設過程管理】 項目所在市級能源主管部門應定期對項目建設進度進行調度，加強項目全過程監(jiān)管，項目進展按月上報省級能源主管部門。

第四章 電網(wǎng)接入

第十七條【接入總體要求】 電網(wǎng)企業(yè)應當制定并公布項目接入電網(wǎng)工作制度及技術標準規(guī)范等信息，合理優(yōu)化或者簡化工作流程，提供“一站式”辦理服務，落實接入服務責任，提升接入服務水平。項目接網(wǎng)申請受理及回復、項目接入系統(tǒng)設計受理及回復時限及要求應滿足《電網(wǎng)公平開放監(jiān)管辦法》（國能發(fā)監(jiān)管規(guī)〔2021〕49號）規(guī)定。

第十八條【接網(wǎng)申請資料要求】 項目應當滿足相關規(guī)劃和政策規(guī)定，并向電網(wǎng)企業(yè)提交并網(wǎng)意向書、省級能源主管部門批復意見，項目當中的負荷、電源，用戶投資的直連及接網(wǎng)線路核準或備案文件、電源及負荷地址權屬證明等相關材料（詳見附件1）。

第十九條【接入系統(tǒng)設計】 項目投資主體應委托具備資質的設計單位開展接入系統(tǒng)設計工作，在滿足電網(wǎng)安全運行的前提下，統(tǒng)籌考慮建設條件、電網(wǎng)接入點等因素，結合實際合理選擇接入系統(tǒng)設計方案。

電網(wǎng)企業(yè)應當按照相關行業(yè)標準，根據(jù)接入系統(tǒng)設計要求，及時一次性地提供開展接入系統(tǒng)設計所需的電網(wǎng)現(xiàn)狀、電網(wǎng)規(guī)劃、接入條件等基礎資料。確實不能及時提供的，電網(wǎng)企業(yè)應當書面告知項目投資主體，并說明原因。各方應當按照國家信息安全與保密的要求，規(guī)范提供和使用有關資料。

通過分期建設的項目不得新增與公共電網(wǎng)的連接點。

第二十條【投資界面】 項目接入引起的公共電網(wǎng)改造部分、項目內部發(fā)電、廠用電、自發(fā)自用、儲能等關口裝設的雙向計量裝置由電網(wǎng)企業(yè)投資建設。新建項目接入公共電網(wǎng)的接入系統(tǒng)工程投資界面參照用電負荷接入系統(tǒng)要求執(zhí)行。

滿足條件的已投產(chǎn)新能源轉為綠電直連項目時，原新能源項目的接網(wǎng)工程電網(wǎng)企業(yè)不再回購。

第二十一條【協(xié)議簽訂】 項目投資主體應當在項目投產(chǎn)前與電網(wǎng)企業(yè)及其調度機構分別簽訂《購售電合同》及《并網(wǎng)調度協(xié)議》。項目并網(wǎng)容量以外的供電責任和費用由項目投資主體與電網(wǎng)企業(yè)另行協(xié)商確定并簽訂相關協(xié)議。

電網(wǎng)企業(yè)按照項目投資主體申報的并網(wǎng)容量和與其簽訂的有關協(xié)議履行供電責任，項目投資主體應確保項目與公共電網(wǎng)的交換功率不超過申報并網(wǎng)容量并自行承擔由于自身原因造成供電中斷的相關責任。

項目中新能源發(fā)電項目豁免電力業(yè)務許可證（發(fā)電類），國家和省另有規(guī)定的除外。

第二十二條【竣工驗收】 項目應當按照整體化方案范圍建設。項目投資主體應按標準配置繼電保護、安全穩(wěn)定控制裝置、通信設備等二次系統(tǒng)，項目整體及內部各設施涉網(wǎng)性能必須符合國家及行業(yè)有關技術標準規(guī)范等要求，并通過國家認可的檢測認證機構檢測認證，經(jīng)檢測認證合格后，電網(wǎng)企業(yè)不得要求重復檢測。項目各業(yè)務系統(tǒng)應嚴格執(zhí)行《電力監(jiān)控系統(tǒng)安全防護規(guī)定》，安裝網(wǎng)絡安全監(jiān)測、隔離裝置等網(wǎng)絡安全設施。

項目竣工后，電網(wǎng)企業(yè)應當按照有關規(guī)定復核項目內部雙向計量裝置配置情況及主要設備檢測報告，并按照相關標準開展并網(wǎng)檢驗。嚴禁項目投資主體繞越裝設的各電能計量裝置用電。項目檢驗合格后應予以并網(wǎng)投產(chǎn)。項目應及時組織竣工驗收，并將竣工驗收報告報送省級能源主管部門和湖南能源監(jiān)管辦。

第五章 項目運營

第二十三條【安全主體責任】 項目投資主體是項目的安全生產(chǎn)責任主體，必須貫徹執(zhí)行國家及行業(yè)安全生產(chǎn)管理規(guī)定，依法加強項目建設運營全過程的安全生產(chǎn)管理。

第二十四條【項目運維要求】 項目投資主體可自行或者委托專業(yè)化運維公司等第三方作為運維管理責任單位，各單位應當嚴格執(zhí)行調度運行、網(wǎng)絡安全與數(shù)據(jù)安全等有關管理規(guī)定，及時開展風險管控及隱患排查治理，深入評估并及時消除項目內部設備故障以及各類安全風險，不斷增強可靠性。

第二十五條【調度運行】 項目整體及內部電源按照接入電壓等級和容量規(guī)模接受相應調度機構管理，按照為系統(tǒng)提供服務的類別接入新型電力負荷管理系統(tǒng)或電力調度自動化系統(tǒng)。

除發(fā)生影響公共系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的突發(fā)情況外，電網(wǎng)企業(yè)所屬調度機構應按照項目自主安排的發(fā)用電曲線下達調度計劃。鼓勵具備條件的項目投資主體加大項目投資改造力度，提升項目系統(tǒng)友好性，在有序用電啟動時段不從公共電網(wǎng)下網(wǎng)。

項目投資主體應保障項目接受并執(zhí)行調度機構遠程控制指令的能力，禁止在未經(jīng)得調度機構同意的情況下，擅自通過外部控制接口調整項目與公共電網(wǎng)之間的交換功率，禁止擅自停運或者調整項目涉網(wǎng)參數(shù)。在新能源消納困難時段，項目不應向公共電網(wǎng)反送電。

項目投資主體應做好項目無功及電能質量管理，確保項目與公共電網(wǎng)連接點處電能質量滿足國家相關技術標準要求，并按《電網(wǎng)運行準則》等向電網(wǎng)企業(yè)及其調度機構提供相關資料，接受電網(wǎng)企業(yè)及其調度機構開展針對涉網(wǎng)特性、網(wǎng)絡安全、電能質量等方面的技術監(jiān)督。

第二十六條【市場交易】 并網(wǎng)型項目享有平等的市場地位，按照《電力市場注冊基本規(guī)則》進行注冊，原則上應作為整體參與電力市場交易，按照與公共電網(wǎng)的交換功率開展結算。項目新能源上網(wǎng)電量不納入新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制；項目用電時，應當直接參與市場交易，不得由電網(wǎng)企業(yè)代理購電，并按照下網(wǎng)電量承擔上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用。項目電源和負荷不是同一投資主體的，可分別注冊，以聚合形式參與電力市場交易，雙方之間交易電量及上網(wǎng)電量應按照綠證和綠色電力交易有關規(guī)定執(zhí)行。

第二十七條【費用繳納要求】 按照“誰受益、誰負擔”原則，綠電直連項目應按相關規(guī)定繳納輸配電費、系統(tǒng)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(guī)定減免有關費用。

（一）輸配電費。項目實行按容（需）量繳納輸配電費，下網(wǎng)電量不再繳納系統(tǒng)備用費、輸配環(huán)節(jié)的電量電費。月度容（需）量電費計算方法為：容（需）量電費=按現(xiàn)行政策繳納的容（需）量電費＋所在電壓等級現(xiàn)行電量電價標準×平均負荷率×730小時×接入公共電網(wǎng)容量。其中，平均負荷率暫按所在省份110千伏及以上工商業(yè)兩部制用戶平均水平執(zhí)行，由電網(wǎng)企業(yè)測算、經(jīng)省級價格主管部門審核后公布；接入公共電網(wǎng)容量為項目同時使用的受電變壓器容量及不通過變壓器接入的高壓電動機容量之和。

可靠性要求高、按要求需進行容量備份的項目，可選擇繼續(xù)按現(xiàn)行兩部制輸配電價模式繳費，其中容（需）量電費按現(xiàn)行政策執(zhí)行，電量電費根據(jù)實際用電量（含自發(fā)自用電量）以及所在電壓等級電量電價標準繳納。

（二）系統(tǒng)運行費。項目使用公共電網(wǎng)時視同工商業(yè)用戶，暫按下網(wǎng)電量繳納系統(tǒng)運行費，根據(jù)國家相關規(guī)定逐步向按占用容量等方式繳費過渡。

（三）政策性交叉補貼。暫免繳納自發(fā)自用電量的政策性交叉補貼新增損益。

（四）政府性基金及附加。按國務院財政主管部門相關規(guī)定執(zhí)行。

第二十八條【上網(wǎng)電量電費結算要求】 并網(wǎng)型綠電直連項目以項目接入點作為計量、結算參考點，作為整體與公共電網(wǎng)進行電費結算。項目上網(wǎng)電量應全量參與電力市場交易，參與市場價格形成，反映供需關系。

第二十九條【統(tǒng)計要求】 國網(wǎng)湖南省電力有限公司應將項目當中用戶用電量、內部電源發(fā)電量、廠用電、用電量、儲能充放電電量等分類納入湖南省電力行業(yè)統(tǒng)計，其中用電量是指用戶（含電力生產(chǎn)用戶）耗用的全部電量，包括項目用電設備耗用電量、發(fā)電設備損耗電量、（儲能設備損耗電量）等；發(fā)電量是指全部發(fā)電設備的關口計量電量，根據(jù)不同電源類型納入統(tǒng)計范圍。項目投資主體、地方電網(wǎng)企業(yè)以及各增量配電網(wǎng)經(jīng)營主體應做好配合。

第六章 退出機制

第三十條【退出情形及流程】 綠電直連項目投運三年內原則上不予退出。項目投運三年后，因項目負荷發(fā)生較大變化導致項目無法持續(xù)運營或項目投資主體放棄項目建設的，項目投資主體應書面向省級能源主管部門提交退出申請，審批同意后準許退出。項目電源和負荷不是同一投資主體的項目申請退出時應由雙方共同發(fā)起。

第三十一條【退出后的電網(wǎng)接入業(yè)務銜接】 獲批退出的項目當中的電源或負荷項目應重新辦理接入系統(tǒng)手續(xù)。存量電源或負荷項目投資主體應向電網(wǎng)企業(yè)遞交項目接網(wǎng)變更申請并辦理相關手續(xù)。增量電源或負荷項目投資主體應重新向電網(wǎng)企業(yè)遞交接網(wǎng)申請，電網(wǎng)企業(yè)應優(yōu)先提供接網(wǎng)服務。

第三十二條【退出后的市場銜接】 獲批退出的項目當中的電源及負荷項目應進入電力市場交易，其中的電源項目可根據(jù)政策要求參與湖南省后續(xù)機制電量的競爭。

第七章 評估機制

第三十三條【評估組織】 省級能源主管部門每年12月組織市級能源主管部門開展項目評估，項目投資主體、電網(wǎng)企業(yè)及其所屬調度機構、湖南電力交易中心應予以配合并提出優(yōu)化意見建議。

第三十四條【評估內容】 項目評估應包括但不限于以下內容：

市級能源主管部門對項目實施效果、經(jīng)濟效益等進行評估。投資主體應就自身項目開發(fā)建設過程開展評估。

電網(wǎng)企業(yè)及其所屬調度機構應提供項目運行及項目當中新能源電量自身消納數(shù)據(jù)，并就項目接網(wǎng)工作辦理、接網(wǎng)工程投資建設、涉網(wǎng)特性管理、電能質量情況開展評估。

湖南電力交易中心應配合提供項目參與電力市場交易的情況并就項目投資主體市場注冊、市場交易規(guī)則適配性等內容開展評估。

第八章 附則

第三十五條【解釋權】 本方案由湖南省發(fā)展和改革委員會負責解釋。

第三十六條【時效性】 本方案自發(fā)布之日起施行，施行過程中存在的問題，請各有關單位及時向省級能源主管部門反饋。施行期間國家另有規(guī)定的，從其規(guī)定。