近日，浙江省发展和改革委员会 浙江省能源局发布《关于推动绿电直连发展有关事项的通知》。
通知显示，项目类型包括，
1.新增负荷、有降碳刚性需求的出口外向型企业的存量负荷可利用周边新能源资源配套建设新能源项目实现绿电直连。重点支持绿色用能需求大、负荷调节能力强、源荷匹配好的产业项目。新增负荷不含存量负荷增容、迁址、过户等。已报装但供电方案尚未答复或配套电网工程尚未批复立项的用电项目可作为新增负荷。新增负荷与存量负荷原则上不产生直接电气连接。
2.存量负荷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。临时中断供电可能造成人员伤亡或重大社会影响的负荷，不参与绿电直连。
3.尚未开展电网接入工程建设或因新能源消纳受限等原因无法并网的新能源项目，在履行相应变更手续后开展绿电直连。已取得接入系统批复意见的原则上不予支持。严禁以“绿电直连”名义为违规电厂转正、将公用电厂转为自备电厂。
通知指出，绿电直连项目原则上由负荷主体作为主责单位。鼓励民营企业在内的各类经营主体（不含电网企业）投资绿电直连项目。项目电源可由负荷主体投资，也可由发电企业或双方成立的合资公司投资，直连专线原则上应由负荷、电源主体投资。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，并就电力设施建设、产权划分、运行维护、调度运行、结算关系、违约责任等事项签订协议。
通知要求，做好电源负荷适配。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、装机规模和储能规模，支持“整体自发自用为主，余电上网为辅”模式。项目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%，2030年起新增项目不低于35%。上网电量占总可用发电量的比例不超过20%。绿电直连项目的新能源利用率目标单独设置，不纳入全省新能源利用率统计。
鼓励并网型绿电直连项目通过在项目内部配置储能、挖掘负荷灵活调节潜力等方式，提升项目灵活性调节能力，减小系统调节压力。项目建设方案应明确项目最大负荷峰谷差率，项目与公共电网交换功率的电力峰谷差率不高于方案值。在新能源消纳困难时段，项目不应向公共电网反送电。
通知强调，合规缴纳相关费用。绿电直连项目应按国务院价格、财政主管部门相关规定缴纳输配电费、上网环节线损、系统运行费、政府性基金及附加等费用，具体缴纳标准按照国家发展改革委 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）和省级价格主管部门有关政策执行。
绿电直连项目以负荷企业为主体进行申报。为便于新能源就近就地消纳，统一协调电源、负荷及直连线路的投资审批、核准和备案工作，负荷、电源布局原则上在同一设区市行政区域范围内，由各设区市能源主管部门会同经信、自然资源、商务等主管部门及当地电网企业，统筹地方能源、国土空间与区域电力廊道规划，结合企业降碳刚性需求，对企业申报方案进行联审。
跨设区市的绿电直连项目由负荷所在市牵头会同电源所在市进行联审。通过联审的项目由设区市能源主管部门印发各市绿电直连项目建设计划组织实施（跨设区市项目由相关市联合印发实施）并将建设计划、项目方案和联审意见报省发展改革委（省能源局）备案。
此外，通知明确，列入绿电直连建设计划的集中式光伏项目视作纳入集中式光伏年度建设计划；新型储能项目参照用户侧项目管理，视作纳入各设区市年度建设计划；直连线路、接入系统等按电压等级纳入省级或设区市相关规划。项目向电网企业报送并网申请，接入方案通过后，项目业主开展新能源电源与直连线路建设，电网企业开展配套电网工程建设，项目按整体方案统一建设，同步投产。
对于后评估和调整退出机制，通知规定，绿电直连项目按照电源负荷适配原则，设定年上下网电量上限，上网电量上限为总可用发电量的20%；下网电量上限为总可用发电量的234%，并逐年下降，2030年起新增项目不超过186%；电网企业每月电费结算时核算项目年累计上下网电量，如超过限值，则当年次月起至年底停止该项目向电网上送或从电网下载电量。
设区市能源主管部门会同电网企业建立跟踪指导和评估机制，对建设期项目定期调度建设进度，对运营期项目每年1月底前完成上年度项目运行评估，3项电量比例指标应满足本文件要求，项目与公共电网交换功率的电力峰谷差率不高于建设方案值，5年内累计3年上述运行指标不满足要求的应主动申请解列。
对于项目建设内容变更或拟退出运营的，在每年组织项目申报时提出退出申请，经设区市能源主管部门审核同意后，在建设计划中予以调整；对纳入建设计划1年仍未开工的项目，及时调出建设计划。退出运营的项目，其直连电源在设区市、电网企业落实接入条件后可重新申报建设计划，重新接入公共电网，并可作为增量项目参与机制电价竞价，机制电价执行期限的起始时间为直连项目电源首次发电时间。
