5月21日，國家發改委、國家能源局印發《關于有序推動綠電直連發展有關事項的通知》。

文件指出，本文所指的綠電直連是指風電、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供給綠電，可實現供給電量清晰物理溯源的模式。

在發展目標方面，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。

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分為并網型和離網型兩類。其中，并網型項目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。

需要指出的是，采用直連線路向多用戶開展綠色電力直接供應的另行規定。分布式光伏電源按照((分布式光伏發電開發建設管理辦法》等政策執行。

加強規范引導，新增負荷可配套建設新能源項目；存量負荷在已有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開展綠電直連；有降碳剛性需求的出口外向型企業利可用周邊新能源資源開展存量負荷綠電直連；接網或消納受限無法并網的項目可變更手續后開展綠電直連。

加強規劃統籌。省級能源主管部門應加強對綠電直連項目的統籌規劃，確保綠電直連模式有序發展。項目風電和太陽能發電規模計入省級能源主管部門制定的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城市的能源電力和國土空間等規劃，并按《企業投資項目核準和備案管理辦法》等規定進行備案。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。項目應編制包含電源、負荷、直連線路和接入系統的整體化方案，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。項目接入電壓等級不超過220(330)千伏;確有必要接入220(330)千伏的，應由省級能源主管部門會同國家能源局派出機構組織電網企業、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。項目應按照整體化方案統一建設，同步投產。

鼓勵模式創新。綠電直連項目原則上由負荷作為主責單位。包括民營企業在內的各類經營主體(不含電網企業)可投資綠電直連項目。項目電源可由負荷投資，也可由發電企業或雙方成立的合資公司投資，直連專線原則上應由負荷、電源主體投資。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。項目中新能源發電項目豁免電力業務許可，另有規定除外。

做好源荷匹配。并網型項目應按照“以荷定源”原則科學確定新能源電源類型和裝機規模。現貨市場連續運行地區可采取整體自發自用為主，余電上網為輔的模式;現貨市場未連續運行地區，不允許向公共電網反送。項目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%，并不斷提高自發自用比例，2030年前不低于35%。上網電量占總可用發電量的比例上限由各省級能源主管部門結合實際確定，一般不超過20%。各地可結合項目建設方案中自發自用、上網電量比例和源荷匹配、調節能力等信息，合理設置新能源利用率目標。

鼓勵提升系統友好性。并網型綠電直連項目應通過合理配置儲能、挖掘負荷靈活調節潛力等方式，充分提升項目靈活性調節能力，盡可能減小系統調節壓力。項目規劃方案應合理確定項目最大的負荷峰谷差率，項目與公共電網交換功率的電力峰谷差率不高于方案規劃值。在新能源消納困難時段，項目不應向公共電網反送電。項目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。

在交易與價格機制方面，鼓勵作為整體參與市場。并網型綠電直連項目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。項目負荷不得由電網企業代理購電。項目電源和負荷不是同一投資主體的，也可分別注冊，以聚合形式參與電力市場交易。

合理繳納相關費用。綠電直連項目應按國務院價格、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。各地不得違反國家規定減免有關費用。

原文如下：