報告鏈接：遼寧省可再生能源市場發展現狀、趨勢與前景預測分析報告（2025版）
遼寧省推動綠電直連建設實施方案（2025-2027年）（征求意見稿）
為貫徹落實國家發展改革委、國家能源局《關于有序推動綠電直連發展有關事項的通知》（發改能源[2025】650號）等相關文件，全面提升我省新能源消納空間，探索創新新能源生產和消費融合發展模式，促進新能源就近就地消納，更好滿足企業綠色用能需求，特制定本實施方案。
一、總體要求
(一）適用范圍
本實施方案所提綠電直連是指風電、太陽能發電、生物質發電等新能源不直接接入公共電網，通過直連線路向單一電力用戶負荷供給綠電，可實現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。采用直連線路向多用戶負荷開展綠色電力直接供應的，待國家有關規定明確后另行安排。
（二）發展目標
綠電直連項目以滿足企業綠色用能需求、提升新能源就近就地消納水平為目標，按照安全優先、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、經濟責任與社會責任。
二、加強規劃引領
（三）直連類型
按照負荷是否接入公共電網分為并網型和離網型兩類，并網型作為整體接入公共電網，與公共電網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產權分界點的用戶側。離網型不接入公共電網，應具備完全獨立運行條件。
（四）電源要求
新能源原則上應為在建、擬建項目，要符合“規模化發展”要求。支持尚未開展電網接入工程建設或因新能源消納受限等原因無法并網的新能源項目，在履行相應變更手續后開展綠電直連。直連電源為分布式光伏的，按照《分布式光伏發電開發建設管理辦法》等政策執行，確保建設實施有序推進，促進分布式光伏健康發展。綠電直連應按照“以荷定源”原則科學確定新能源電源類型和裝機規模。并網型綠電直連整體新能源年自發自用電量占總可用發電量的比例應不低于60%，占總用電量的比例應不低于30%，2030年前不低于35%。
對于利用2025年已發布新能源發電建設方案中的指標規模實施綠電直連的，并網型可采取“整體自發自用為主、余電上網為輔”的模式，上網電量占總可用發電量的比例上限不超過20%。在新能源消納困難時，為保障全省維持在合理的消納水平，原則上不允許并網型綠電直連向公共電網送電。
對于申請新增新能源項目實施綠電直連的，考慮我省新能源消納空間，并網型原則上采取“整體自發自用”模式，不向公共電網送電，新增新能源項目可增補納入新能源發電建設方案。利用新增新能源項目實施人工智能、傳統產業優化升級以及綠色氫基能源、綠電制熱（汽）等并網型綠電直連，可申請采取“整體自發自用為主、余電上網為輔”的模式，上網電量占總可用發電量的比例根據年度新能源消納情況，依申請順序確定，上限不超過20%。
（五）電力用戶負荷要求
電力用戶新增負荷可配套建設新能源，實施綠電直連。尚未開展接網前期手續辦理的新增負荷優先考慮。電力用戶兩類存量負荷可實施綠電直連。一是擁有燃煤燃氣自備電廠的存量負荷，在燃煤燃氣自備電廠足額清繳可再生能源發展基金的前提下可實施綠電直連，通過壓減自備電廠出力，達到新能源與燃煤燃氣自備電廠實時出力之和不高于既有燃煤燃氣自備電廠核準容量，實現清潔能源替代。二是有降碳剛性需求出口外向型企業的存量負荷，利用周邊新能源資源探索開展綠電直連。
（六）加強規劃統籌
加強統籌規劃，確保綠電直連模式有序發展。風電和太陽能發電規模計入全省新能源發電開發建設方案，用電負荷規模應有依據和支撐，直連線路、接入系統等按電壓等級納入省級或地市級能源電力和國土空間等規劃，負荷、電源、直連線路布局宜在同一地市行政區域范圍內。直連線路應盡量減少線路交叉跨越，原則上不允許跨越既有電力運行線路，確需跨越的要取得電網企業的支持意見。
綠電直連接入電壓等級原則不超過220千伏，66千伏及以下參照《配電網規劃設計技術導則》（DL/T5729一2023）要求確定電壓等級，當電壓等級不滿足要求時，由市級發展改革部門會同有關部門組織電網企業、項目單位等開展電力系統安全風險專項評估，確保電網安全穩定運行。確有必要接入220千伏的，由省發展改革委會同國家能源局東北監管局組織電網企業、項目單位等開展電力系統安全風險專項評估，確保電網安全穩定運行。綠電直連應按照整體化方案統一建設，新能源、新增負荷、儲能、直連線路等要同步規劃、同步實施、同步運行。
（七）鼓勵模式創新
綠電直連原則上由負荷作為主責單位。支持民營企業在內的各類經營主體（不含電網企業）投資建設。電源可由負荷投資，也可由發電企業或雙方成立的合資公司投資，直連線路原則上應由負荷、電源主體投資。并網型綠電直連接網工程，參照國務院辦公廳轉發國家發展改革委等部門《關于清理規范城鎮供水供電供氣供暖行業收費促進行業高質量發展意見的通知》（國辦函[2020】129號）確定投資主體。
綠電直連電源和負荷不是同一投資主體的，應簽訂多年期購電協議或合同能源管理協議，并就電力設施建設、產權劃分、運行維護、調度運行、結算關系、違約責任等事項簽訂協議。新能源發電項目豁免電力業務許可，另有規定除外。
三、運行管理
（八）加強安全管理
綠電直連應嚴格落實各項安全生產管理措施，保證安全穩定運行。應及時開展風險管控及隱患排查治理，深入評估并及時消除內部設備故障以及各類安全風險，不斷增強可靠性。
（九）做好電網接入
電網企業應向滿足并網條件的綠電直連公平無歧視提供電網接入服務。綠電直連應按標準配置繼電保護、安全穩定控制裝置、通信設備等二次系統，內部各設施涉網性能應滿足相關標準，避免因自身原因影響電網安全穩定運行。
（十）加強調度運行管理
綠電直連應實現內部資源協同優化。并網型綠電直連整體及內部電源按照接入電壓等級和容量規模接受相應調度機構管理，按照為系統提供服務的類別接入新型電力負荷管理系統或電力調度自動化系統。除發生影響公用系統安全穩定運行的突發情況外，調度機構應按照綠電直連自主安排的發用電曲線下達調度計劃。綠電直連內部資源應做到可觀、可測、可調、可控，并根據《電網運行準則》等向電力調度機構提供相關資料。綠電直連各業務系統應嚴格執行《電力監控系統安全防護規定》，安裝網絡安全監測、隔離裝置等網絡安全設施，按要求向相關調度機構備案，接受調度機構開展的技術監督。
（十一）厘清責任界面
并網型綠電直連作為一個整體單點接入大電網，與公共電網按產權分界點形成清晰明確的安全責任界面，各自在安全責任界面內履行相應電力安全風險管控責任。應統籌考慮內部源荷特性、平衡能力、經濟收益、與公共電網交換功率等因素，自主合理申報并網容量，并與電網企業協商確定并網容量以外的供電責任和費用。電網企業應按照綠電直連申報容量和有關協議履行供電責任。綠電直連應調節內部發電和負荷，確保項目與公共電網的交換功率不超過申報容量，自行承擔由于自身原因造成供電中斷的相關責任。
（十二）鼓勵提升系統友好性
并網型綠電直連應通過合理配置儲能、挖掘負荷靈活調節潛力等方式，充分提升靈活性調節能力，盡可能減小系統調節壓力。應合理確定最大的負荷峰谷差率，原則上不大于申報年上一年度本地區公共電網最大負荷峰谷差率，與公共電網交換功率的電力峰谷差率不高于方案規劃值。應按照有關管理要求和技術標準做好無功和電能質量管理。
四、交易和價格機制
（十三）作為整體參與市場
并網型綠電直連享有平等的市場地位，按照《電力市場注冊基本規則》進行注冊，原則上應作為整體參與電力市場交易，根據市場交易結果安排生產，并按照與公共電網的交換功率進行結算。負荷不得由電網企業代理購電。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。
（十四）合理繳納相關費用
綠電直連應按國務院價格、財政主管部門相關規定繳納輸配電費、系統運行費用、政策性交叉補貼、政府性基金及附加等費用，不得違反國家規定減免有關費用。
（十五）規范計量結算
并網型綠電直連以接入點作為計量、結算參考點，整體與公共電網進行電費結算。應具備分表計量條件，在內部發電、廠用電、自發自用、儲能等關口安裝符合相關標準和有關部門認可的雙向計量裝置。禁止繞越裝設的各電能計量裝置用電。電源和負荷不是同一投資主體的，雙方之間交易電量及上網電量應按照綠證和綠色電力交易有關規定執行。
五、綠電直連申報和管理
（十六）申報
綠電直連項目原則上由負荷單位牽頭編制“綠電直連建設方案”，向各地市發展改革部門申報。“綠電直連建設方案”應包括并不限于電源、負荷、直連線路和接入系統等內容，以專門章節評估系統風險、用電安全、電能質量等，并提出具體技術措施。相關地市發展改革部門要會同工業和信息化部門、電網企業，對綠電直連建設規模、實施條件、消納能力、接入電網可行性等進行初審評估，科學合理評估需求，避免出現實際運行與設計方案出現較大偏差、新能源消納不及預期等情況。初審評估通過的，由地市發展改革部門以正式文件向省發展改革委申報，申報材料包括初審評估意見和“綠電直連項目實施方案”。
(十七）評審
省發展改革委會同省工業和信息化廳，組織具備資質的第三方機構開展方案評審，并充分聽取電網企業、國家能源局派出機構等意見。評審通過的“綠電直連建設方案”，在省發展改革委門戶網站進行公示后，印發方案批復文件。
（十八）管理及驗收
綠電直連中的電源、負荷、儲能及直連線路等項目，要依據批復的“綠電直連建設方案”建設內容和規模，依法依規辦理核準（或備案）手續。依據國家能源局《電網公平開放監管辦法》（國能發監管規[2021】49號），并網型綠電直連應委托具有資質的設計單位，綜合考慮源、網、荷、儲技術特性和安全性能，作為一個整體統籌開展接入系統設計，并取得電網企業出具的接入系統書面回復意見。相關項目和電網接入工程全部取得核準（或備案）手續后，綠電直連主責單位原則上應于30個工作日內與電網企業簽訂接網協議。
“綠電直連建設方案”批復后，要在1年內開工建設，3年內建成投運。綠電直連建成后，主責單位要牽頭按照國家建設項目（工程）竣工驗收有關規定及時組織竣工驗收，將竣工驗收報告報送相關地市發展改革部門，并轉報省發展改革委和國家能源局東北監管局。
各地市發展改革部門要會同有關部門建立綠電直連跟蹤督導機制，定期調度建設進度，協調解決實施過程中的遇到的困難和問題，遇有重大問題需及時向省發展改革委報告。綠電直連運行期間，若項目負荷、調節資源減少或中斷，需同步引入補足負荷和調節資源、確保實施效果不低于申報水平。已投運綠電直連每年要組織開展實施成效評估，對自發自用比例、峰谷差率、上網電量比例、新能源利用率等不及預期或超出限值的，督促主責單位限期整改。
（十九）退出
因用電負荷停建、停產，或符合企業破產、搬遷等原因導致綠電直連無法實施，不再具備持續用電能力的，相關責任由實施主體自行承擔，并應于1個月內向地市發展改革部門提出退出綠電直連的申請，地方發展改革部門及時向省發展改革委正式報告。退出綠電直連的，直連線路需自行拆除。若直連線路（全部或部分）可回收利用，經與電網企業協商后依法依規開展收購工作。利用2025年已發布新能源發電建設方案的新能源，可按照原建設計劃履行轉接公共電網相關手續；利用新增的新能源，實施主體應主動退出新能源場址。
六、組織保障
省發展改革委牽頭，會同省工業和信息化廳、省電力公司組建省綠電直連推進工作專班，加強對綠電直連模式的指導，協調解決推進中遇到的重大問題，及時評估成效，同時加強對其他綠色電源開展直連的研究。
各地市發展改革部門要牽頭結合本地區產業發展、能源保供和要素保障等條件，組織梳理本地綠電直連需求，積極向民營企業推介，支持民資等參與投資建設。要做好已批復綠電直連管理和運行監測工作，推動綠電直連模式有序發展。
電網企業、電力市場運營機構要按照職責分工，全面落實上述有關規定，不斷提升綠電直連接入電網和參與市場交易的技術支持能力和服務水平。