2026年8月13日，广东省发展改革委、广东省能源局联合印发《关于有序推动我省绿电直连发展有关事项的通知》（粤发改能源〔2026〕267号），自发布之日起施行。该通知旨在落实国家有关文件精神，规范全省绿电直连项目建设与运营，明确适用范围、源荷匹配、投资模式及市场交易等要求，推动新能源就近就地消纳，满足企业绿色用能需求，促进绿电直连模式平稳有序发展。

核心要点：

绿电直连分为并网型和离网型两类，按用户数量分为单用户和多用户项目，多用户指多个不同法人实体，不包括居民和农业用户。

重点支持出口外向型企业、零碳园区试点、算力设施及绿色氢氨醇等新兴产业开展绿电直连，严禁借直连从事违法违规活动。

项目遵循“以荷定源”原则，新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%，占总用电量比例不低于30%，2030年前提升至不低于35%。

鼓励民营企业等各类经营主体投资绿电直连项目，电网企业不得作为投资主体；项目主责单位须具备法人资格并签订多年期购电协议。

并网型项目应整体参与电力市场交易，按节点现货价格结算；配建储能不得独立参与市场；上网电量占比原则上不超过总可用发电量的20%。

项目纳入省绿电直连清单后方可建设，实行企业申报、市级初审、省级评审流程；5年内累计3年运行指标不达标应主动申请退出运营。

广东省发展改革委 广东省能源局关于有序推动我省绿电直连发展有关事项的通知

各地级以上市发展改革局（委）、广州市工业和信息化局、惠州市能源和重点项目局，广东电网公司、深圳供电局，广东电力交易中心，各有关企业：

根据《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）、《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就地消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号）以及《国家发展改革委、国家能源局关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2026〕688号）等有关文件，为推动我省绿电直连有序发展，满足企业绿色用能需求、提升新能源就近就地消纳水平，结合我省实际，现就有关事项通知如下。

一、适用范围

绿电直连是指风电、太阳能发电、生物质发电等新能源发电不直接接入公共电网，通过专用线路和变电设施向用户供给绿电，实现供给电量清晰溯源和分配的模式。按照直连用户数量分为单用户项目和多用户项目，其中，多用户指多个不同法人实体，不包括居民和农业用户。

（一）直连方式

1.并网型项目。项目整体接入公共电网，与公共电网形成清晰的物理界面与责任界面，电源应接入项目的内部。

2.离网型项目。项目电源、输变电设施、用户、储能等电力设施均与公共电网无电气连接，作为独立系统开展运营。

（二）项目负荷

新建负荷可配套建设新能源项目组成单用户或多用户绿电直连项目。

存量负荷可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；单用户绿电直连项目可吸纳其他新建负荷，同时配套扩建新能源电源组成多用户绿电直连项目；工业园区、零碳园区、增量配电网等的全部或部分负荷可就近接入新能源，组成多用户绿电直连项目。有绿色电力消费需求的存量负荷可利用周边新能源资源开展单用户或多用户绿电直连。

重点支持有降碳需求的出口外向型企业及其上下游企业、国家和省零碳园区改革试点项目以及算力设施、绿色氢氨醇等新兴产业和未来产业开展绿电直连。项目应满足国家产业政策要求，严禁企业通过绿电直连开展违法违规活动。

（三）项目电源

开展绿电直连的新能源发电项目，应符合国家和省有关开发建设要求。支持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。分布式光伏可通过集中汇流方式参与绿电直连。

二、规划投资与建设

（四）项目建设方案编制要求

项目实施方案应包含电源、负荷、储能、直连线路、接入系统、调控平台、调节能力等内容，对资源条件、消纳能力、接入条件、安全可靠性和经济可行性进行分析，同时评估系统风险、用电安全及电能质量等关键指标，提出针对性技术保障措施。项目负荷、电源优先在同一市级行政区域范围内布局，项目结合源荷分布以及经济性合理确定直连线路长度。直连线路应统筹考虑重要线路廊道预留保护，尽量减少线路交叉跨越，确需跨越的应做好安全措施。

项目接入电压等级不超过220（330）千伏；确有必要接入220（330）千伏的，由省能源局会同国家能源局南方监管局组织电网企业、项目单位开展电力系统安全风险专项评估。

（五）源荷匹配要求

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。项目新能源发电量以自发自用为主，整体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%。

总可用发电量=∑[不同类型新能源装机容量（交流侧）×该类型新能源年发电利用小时数标杆]

新能源年发电利用小时数标杆由电网企业分地市、分电源类型根据过去3年历史平均数据测算，经省能源局审核后定期公布。项目投运首年总可用发电量按照实际运行天数与整年天数之比进行等比例折算。

（六）投资模式

项目应明确独立的主体作为项目主责单位，项目主责单位应具备法人资格。单用户项目原则上由负荷主体作为主责单位；多用户项目原则上由电源方与负荷方合资组建，也可以由电源方或负荷方一方单独投资组建；园区模式的项目主责单位可由园区管委会或第三方机构（不含运营输电业务的公共电网企业）投资组建。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。

单用户项目直连专线原则上应由负荷、电源主体投资，多用户项目连接线路、变电设施、储能及运营平台原则上由项目主责单位投资建设。项目应充分利用存量电力设施，在不影响与公共电网责任界面划分的前提下，可通过租赁等方式协商使用其他主体的存量电力设施；协商不成的，项目主责单位可自行建设相关设施。

项目主责单位与电源、负荷等内部主体应就电力设施建设、产权划分、运行维护、平衡责任、内部费用标准和结算、违约责任等事项签订协议。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。

（七）项目建设

项目纳入省绿电直连项目清单后方可开展建设，纳入省绿电直连项目清单的项目所包含的直连线路及输配电工程、电网接入系统工程按程序纳入电网规划，按照《企业投资项目核准和备案管理办法》等有关规定履行核准（备案、审批）手续后建设。

项目向电网企业报送并网申请，接入方案通过后，相关业主单位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，项目应匹配好负荷和电源的建设投产时序及规模，按整体方案统一建设，同步投产。项目应及时组织竣工验收，并将竣工验收报告报送省能源局和国家能源局南方监管局。

项目建成后，接网容量发生变更的，应重新履行系统接入评估等手续。项目内部新增新能源发电规模，应报省级能源主管部门批准。项目及其内部资源豁免电力业务许可，另有规定除外。

三、运行管理

（八）做好电网接入和安全管理

项目应按有关规定和标准配置继电保护、安全稳定控制装置、通信设备等二次系统，内部新能源电源、储能以及各设施涉网性能应满足相关标准，避免因自身原因影响电网安全稳定运行。并网型项目整体及直连电源按照直连线路电压等级认定项目接入电压等级，并按照接入电压等级和容量规模接受相应层级的调度机构统一调度管理。电网企业应向满足并网条件的项目公平无歧视提供电网接入服务。电力系统需要时，并网型项目内部电源、储能等主体应按照相应电力调度机构指令运行。

项目主责单位应强化运行管理能力，协同优化项目内部电源、储能等资源，做好应急场景下项目内部用电调节和有序供应的预案，明确相关安全和经济责任，并在项目建成投产前报送省、市能源主管部门备案。

（九）鼓励提升系统友好性

并网型项目应通过合理配置储能、提升集控管理能力、挖掘负荷灵活调节潜力、开展多能互补等方式，充分提升项目灵活性调节能力，尽可能减小系统调节压力。项目规划方案应合理确定项目最大的负荷峰谷差率，项目与公共电网交换功率的电力峰谷差率不高于方案规划值。项目应按照有关管理要求和技术标准做好无功和电能质量管理。

（十）整体有序参与电力市场

并网型项目应在投产前根据电力市场规则等有关规定以新型经营主体身份完成市场注册，内部主体也可分别注册。项目原则上应作为整体参与电力市场交易，由项目主责单位统一申报，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计量，按照所在节点现货市场价格进行结算。项目配建的新型储能不得作为独立主体参与电力市场交易。

项目负荷参与市场交易后不得由电网企业代理购电。参与绿电直连的新能源项目，其上网电量不纳入可持续发展价格结算机制保障，不参与机制电价竞价；纳入机制电价的电源项目（含已纳入机制电价但项目实际未投产），转为绿电直连后视为自愿退出机制电价，不再纳入机制电价执行范围。

（十一）新能源就近消纳要求

绿电直连项目按照电源负荷适配原则，设定年上网电量上限，上网电量占总可用发电量的比例原则上不超过20%。电网企业每月电费结算时核算项目年累计上网电量，如超过限值，则结算月次月起至当年年底停止该项目向电网上送电量；如因项目自身原因确需上送电量，按照现货市场出清价格下限结算；如因电力系统安全等原因需上送电量，按照广东电力市场规则进行结算，相关安全预警由省级电力调度机构发布。绿电直连项目新能源弃电不纳入新能源利用率统计。

四、组织实施

绿电直连项目建设采取企业申报、市级初审、省级评审的方式组织开展。省能源局通过清单管理，做好绿电直连项目的统筹规划，确保合理布局、有序发展。各市能源主管部门（绿电直连项目主管部门，以下不再重复）协调做好项目要素支撑保障，并做好项目建设跟踪评估。

（十二）申报评审流程

1.企业申报。项目主责单位根据项目成熟度参考附件1编制项目实施方案，提出建设目标和建设内容，明确建设时序，并相应填写附件2、3，向所在市能源主管部门提出项目建设申请。

2.市级初审。各市能源主管部门会同工业和信息化、住房城乡建设、自然资源、生态环境、水利、林业等有关主管部门及当地电网企业对项目情况进行初审，对项目可再生能源项目的合规性、项目实施方案及支撑性材料的真实性、合规性、完整性进行审查，对项目建设规模、实施条件、消纳能力、接入电网可行性等进行评估；电网企业应对项目源荷匹配情况出具意见。通过初审的项目由市能源主管部门于每年4月、10月底前向省能源局报送项目实施方案（含初审评估意见）。跨地市项目由负荷所在地市牵头初审、申报及推动后续建设，申报时应附各地市能源主管部门支持性意见。

3.省级评审。省能源局组织具备资质的第三方机构开展项目实施方案评审，充分听取国家能源局南方监管局、广东电网公司意见，综合研判后将各地申报的项目有序纳入省绿电直连项目清单。省绿电直连项目清单包括在运项目、在建项目以及年度开工建设项目。

（十三）监管评估要求

各市能源主管部门会同电网企业建立跟踪指导和评估机制，对纳入省绿电直连清单的在建项目定期调度建设进度，每月15日前向省能源局报送项目推进建设情况；对投入运营的项目每年1月底前完成上年度项目运行评估，并形成评估报告报省能源局、国家能源局南方监管局。

（十四）调整退出机制

项目新能源年自发自用电量占总可用发电量比例、新能源年自发自用电量占总用电量的比例以及上网电量占总可用发电量的比例应满足本通知要求，项目与公共电网交换功率的电力峰谷差率应不高于项目实施方案规划值。5年内累计3年（按自然年计算）上述运行指标不满足要求的应主动向市能源主管部门申请退出运营。

项目建设内容发生变更（不含新增新能源发电规模）或拟退出运营的项目，在每年组织项目申报时提出申请，经市能源主管部门审核同意后，在省绿电直连项目清单中予以调整；纳入省项目清单后1年仍未开工的项目，及时调出项目清单。

退出运营的项目，其直连电源在落实接入条件后可重新接入公共电网，如直连电源未曾纳入机制电量，可作为增量项目参与机制电价竞价；项目自建的直连项目及相关输配电设施，可依法依规移交电网企业，或在双方协商一致的前提下由电网企业回购。市能源主管部门应会同电网企业做好退出运营项目中负荷的接续用电保障。

五、组织保障

省能源局会同国家能源局南方监管局、电网企业加强对绿电直连模式的指导，及时评估成效，推动绿电直连模式平稳有序发展。电网企业、电力市场运营机构要做好落实，持续提升对项目接入电网、参与电力市场交易的技术支持能力和服务水平。

六、其他

项目责任界面划分、调度运行、计量结算、内部管理、交易和价格机制、绿电溯源机制等事项，按照国家和省有关文件执行。

附件：1.绿电直连项目实施方案编制大纲

2.绿电直连项目申报表

3.绿电直连项目信息汇总表

广东发展改革委    广东省能源局

2026年8月13日

附件1

绿电直连项目实施方案编制大纲

一、项目概况

（一）项目概况

说明项目名称、建设地点、建设内容及规模（含负荷、电源、储能、直连线路等），明确负荷类型（存量/增量）及电源种类。

（二）直连方式

明确项目负荷是否接入公共电网，说明直连方式（并网型或离网型），并网型项目说明直连线路接入点位与受电变压器位置关系（低压侧或高压侧接入）。明确项目是否为“可靠性要求高、按要求需进行容量备份”的用电类型。提供项目内部网络简要图示（主要线路与关键点位），展示直连线路接入点、用户与电网产权分界点、变压器、负荷等位置与连接关系。

（三）建设必要性

从新能源生产与消费融合、企业绿色用能需求、降低用能成本、就近消纳能力、源荷资源、电网接入条件等多方面分析项目实施的现实基础与政策支撑。

（四）投资主体

按实施方案要求说明项目投资主体构成，投资建设模式，明确各方责任与权利。简述负荷与电源（如有）企业基本信息、财务状况、企业信用和总体能力等情况。有降碳刚性需求的出口外向型企业作为存量负荷申报绿电直连时，需提供降碳刚性需求的相关证明材料。

二、项目建设方案

按照实施方案要求，统筹编制包含负荷、电源、储能（如需）、直连线路和接入系统的整体化方案，明确项目全部电力需求及新能源生产、消费结构数据指标。分析电源与负荷的匹配性，核算项目年自发自用电量、上网电量、下网电量规模及比例、新能源利用率目标、灵活性调节范围、最大的负荷峰谷差率等。

（一）负荷建设方案

明确负荷属性（存量/增量），以及投资规模、负荷规模、年用电量、用能时序与负荷强度，是否符合重点领域方向等。明确项目整体并网报装容量，负荷规模应有依据和支撑。

（二）电源建设方案

明确电源属性（存量/增量）、电源类别（光伏项目需注明分布式或集中式）、装机容量、项目是否纳入省级建设计划、是否完成电源项目业主优选、建成投产时序等。存量新能源项目需明确项目建设进展、接入系统与送出工程开展情况以及进行直连用户理由。

（三）储能配置建设方案

根据项目情况，配置合理比例的储能系统，增强系统柔性调节能力，满足峰谷差、电能质量管理等要求。明确所配置储能系统的型式、主要参数等。

（四）直连线路建设方案

提出直连线路的建设主体（负荷还是电源企业建设），明确线路路径、电压等级、产权划分及安全距离，说明直连线路与既有线路的交叉跨越情况，尽量避免跨越公共设施，如确需跨越，应提出相应安全技术措施。

（五）接入系统建设方案

说明项目并网方案、计量方式、电网接口技术方案和责任界面划分情况。明确项目与公共电网的交换功率不超过接网容量，以及在公共电网新能源弃电时段不向公共电网反送电的具体措施。

（六）一体化调控平台建设方案

对项目一体化调控平台建设方案或虚拟电厂运行方式进行专题分析，提出实现项目内部资源可观、可测、可调、可控的建设方案和软硬件配置方案。

（七）源荷匹配及调节能力分析

分析电源与负荷的匹配性，形成发用电典型曲线。核算并明确电量比例是否符合要求：并网型项目自发自用比例应不低于项目总发电量的60%、总用电量的30%，2030年前不低于35%；上网电量占总可用发电量的比例上限不超过20%。具备合理的调节能力与储能配置，明确峰谷调节水平及备用机制。项目方案合理确定项目最大的负荷峰谷差率，项目与公共电网交换功率的电力峰谷差率不高于方案规划值。

（八）建设计划

以“统一建设、同步投产”为目标，详细列明项目负荷、电源、储能及直连线路等内容的实施进度计划。

三、项目实施条件分析

（一）负荷实施条件

用电负荷规模有可靠的依据和支撑，说明负荷形成基础及有关投资协议、能源管理制度落实情况。

（二）电源建设条件

逐项列出可再生能源项目选址、装机规模、投资主体、接入条件、规划依据、备案或核准手续、使用林地手续等办理情况、年发电量、投产时间等。新建新能源需落实建设场址坐标、范围等内容（项目大地2000坐标系shp格式矢量坐标，其中集中式光伏发电项目提供光伏方阵坐标，风电项目提供风机点位中心点坐标），排查用地敏感因素，核实涉林情况和是否符合使用林地条件，提供市级生态环境、自然资源、水利、交通运输、林业、压矿、文物、军事、电网等部门支持意见（上述如有）。

（三）储能实施条件

储能站址、技术路线、设备配置、运行方案及安全措施等。

（四）线路建设条件

涉及的用地、通道、安全性及与公共电网的交界等问题。

四、安全评估

包括但不限于建设安全、系统风险、用电安全、电能质量等评估分析，并提出相应的具体技术措施。拟接入220千伏的项目，应开展必要性分析。

五、投资估算及财务测算

明确负荷、电源、储能系统、直连线路等各部分投资构成及总投资估算，开展财务内部收益率、投资回收期等指标分析，根据国家和省相关价格文件及项目年用电规模，合理测算电力销售单价及成本。

六、项目影响效果分析

综合分析项目实施的综合价值，包括但不限于经济影响、社会影响、环境影响分析。

七、项目实施路径及保障措施

明确项目投资主体职责、投建模式（如自投、合资、合同能源管理等）和风险控制机制。

八、申请单位承诺

针对申报材料真实性、限制性因素排查、绿电电源合规性、开工和竣工时限等方面做出相关承诺。如有任何虚假，省、市能源主管部门可终止审核认定。如因虚假材料引致法律责任，一概由申请单位承担。

九、附件

1.项目投资主体工商营业执照、信用证明等。

2.项目所在地有关部门审核或支持性意见。

3.负荷建设的核准（备案）文件或项目建设单位与地方政府签署的框架协议，用地、环评、能评等支持性意见（如有）。

4.电源与线路建设环保、压矿、文物、军事设施、电力等有关部门出具的支持性意见（如有）。

5.项目电源与负荷非同一投资主体的，提供电源项目业主与负荷企业的源荷购售电协议、合同能源管理协议、产权划分与运行维护协议等。

6.存量负荷在已有燃煤燃气自备电厂申报绿电直连，需提供税务部门或电网企业出具的足额清缴可再生能源发展基金的相关证明等。出口外贸型企业其存量负荷申报绿电直连，需提供碳足迹核算等相关证明材料。