在 “双碳” 目标持续推进和全球低碳转型加速的背景下，风电、光伏等新能源装机规模不断扩大，但 “弃风弃光” 现象仍然影响能源利用效率。与此同时，国际贸易中的绿色壁垒日益强化，绿色电力已从企业发展的 “加分项” 变成 “必选项”。在这一趋势下，绿电直连配储模式逐渐成为破解新能源消纳难题、提升能源转型质量的重要路径。

2025年5月，国家发改委和国家能源局联合发布《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，首次从国家层面明确绿电直连的定义、类型与建设原则，将其划分为并网型与离网型两类，厘清了长期模糊的权责界面，为计量、调度、考核提供了制度基础。

政策出台一个多月后，云南下发的《云南省推动绿电直连建设实施方案》，这是国家政策出台后首个省级绿电直连实施方案。

此后，青海、陕西、河北等省份陆续出台相关文件。截至目前，全国共有14个地公布了绿电直连正式文件或征求意见稿。

其中，有10个地方省份明确绿电直连项目配储。

云南：并网型项目应通过合理配置储能、挖掘负荷灵活性调节潜力等方式，确保与公共电网的交换功率不超过申报容量，自行承担由于自身原因造成供电中断的有关责任。

青海：并网型绿电直连项目应通过合理配置储能、挖掘负荷灵活调节潜力等方式，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。

陕西：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，自发自用为主，余电上网为辅。

山东：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，采取整体自发自用为主、余电上网为辅的模式运行。

湖北：根据项目需要，合理配置储能设施，增强系统调节能力，满足峰谷差、电能质量管理等要求。

辽宁：并网型绿电直连应通过合理配置储能、挖掘负荷灵活调节潜力等方式，充分提升灵活性调节能力，尽可能减小系统调节压力。

内蒙古：鼓励绿电直连项目通过配置储能、挖掘负荷灵活调节潜力等方式，提升自平衡、自调节能力，尽可能减少系统调节压力，新能源弃电不纳入统计。

四川：离网型绿电直连项目新能源与储能配置应满足负荷安全稳定用电需求。

山西：项目应通过挖掘用户侧负荷灵活调节潜力、开展源荷匹配仿真测算，合理配置储能，明确负荷调节方案，分析论证项目新能源利用率及最大负荷峰谷差率，与公共电网交换功率的峰谷差率不高于方案规划值。因负荷停运、故障异常、交易报价等造成的弃风弃光，不纳入全省弃风弃光电量统计。

浙江：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。

此外，四川省还提出，并网型绿电直连项目作为统一整体参与电力市场，享有平等的市场地位。绿电直连项目配套储能设施不能作为独立主体参与辅助服务等电力市场，不得通过租赁方式配置或对外租赁盈利，但可以与绿电直连项目作为整体参与辅助服务等电力市场。

江苏盐城大丰区打造智慧微电网和储能系统。规划布局一批电网侧和用户侧储能项目，并结合智慧微电网技术，实现能源智慧调度和优化配置，至2030年电网侧储能容量超300MW/600MWh、微电网及用户侧储能超20个。

各地绿电直连政策要点如下：

云南

云南省发改委、云南省工信厅、云南能源局联合印发《云南省推动绿电直连建设实施方案》，推动绿电资源就地转化。

直连类型方面，按照负荷是否接入公共电网分为并网型和离网型两类。

重点支持绿色铝、硅光伏、新能源电池、有色金属（包括稀贵金属）、数据中心、氢能、磷化工、有机硅、农产品加工、生物制药等行业符合国家和省级产业政策的新建项目，以及延链补链强链环节新增项目，优先支持负荷调节能力较强的产业项目。

并网型项目应按照“以荷定源”的原则，科学确定电源类型、装机规模和储能规模，以自发自用为主，余电上网为辅，电源年自发自用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%。云南省现货市场在运行期间出现中断，期间并网型绿电直连项目不允许向公共电网反送电力。

青海

青海省能源局发布关于印发《青海省绿电直连实施方案》的通知。

文件明确，有序推进以下4种类型的绿电直连项目：

1.新增负荷可配套建设新能源项目。

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。

3.有降碳刚性需求的出口外向型企业利用周边新能源资源探索开展存量负荷绿电直连。

4.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。

项目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%。上网电量占总可用发电量的比例上限一般不超过20%。

陕西

陕西省发展和改革委员会发布《关于组织开展绿电直连试点工作的通知》。

项目按照负荷是否接入公共电网分为并网型和离网型两类。

负荷要求：一是新增负荷可配套建设新能源项目。二是已有燃煤燃气自备电厂足额清缴可再生能源发展基金的存量负荷可开展绿电直连，通过压减自备电厂出力，实现清洁能源替代。三是有降碳刚性需求的出口外向型企业利用周边新能源资源探索开展存量负荷绿电直连。

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，自发自用为主，余电上网为辅。项目电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%。上网电量占总可用发电量的比例应不高于20%。

山东

山东省发改委发布关于印发《山东省有序推动绿电直连发展实施方案》的通知。

重点支持四类绿电直连项目：

一是新增负荷可配套建设新能源项目。

二是存量负荷已有燃煤燃气自备电厂要足额清缴政府性基金及附加、政策性交叉补贴、系统备用费等费用，在提供税务部门出具的足额清缴政府性基金及附加相关证明、电网企业出具的足额清缴政策性交叉补贴、系统备用费相关证明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。新能源年发电量不大于燃煤燃气自备电厂压减电量（与前三年年均发电量相比）。

三是有降碳刚性需求的出口外向型企业利用周边新能源资源探索开展存量负荷绿电直连。需提供进出口经营权证明、审计报告海外营收及占比、海外客户合约、降碳刚性需求等相关证明材料。

四是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，在履行由电网企业重新确定接入系统设计方案等变更手续后开展绿电直连。

强化源荷匹配。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，采取整体自发自用为主、余电上网为辅的模式运行。项目整体新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例不低于60%，占总用电量的比例不低于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%。绿电直连项目新能源利用率应不低于同期全省公网新能源利用率水平。

湖北

湖北省发改委、湖北省能源局联合下发《关于有序推动绿电直连项目建设的通知》。

绿电直连项目由风电、光伏发电、生物质发电等新能源通过直连线路向单一电力用户供给绿电，以满足企业绿色用能需求、提升新能源就近就地消纳水平。主要包含如下四种类型：

（一）未向电网企业报装，或已报装但未确定供电方案的新增负荷，可配套建设通过直连线路供电的新能源。

（二）有自备燃煤、燃气电厂的企业，在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。

（三）具备相应资质和出口实绩的出口型企业，利用周边新能源资源探索开展绿电直连。

（四）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。

绿电直连项目建成投运后，因负荷发生重大变化不能持续运营的，可申请变更为其他符合建设类型的负荷。确实无法变更的，由项目所在地县（市、区）发改局会同电网企业审核后，电源投资主体可申请参与全省年度新能源开发建设规模竞争性配置，具备条件后将直连电源转为公共电源。

江苏盐城

盐城市人民政府办公室印发《关于做好我市沿海地区绿电直连工作的通知》，对沿海7个区域（东台沿海经济区、射阳港经开区、滨海港经开区、响水工业经济区、大丰港经开区、亭湖区环保科技城、盐城经济技术开发区）出台“一县一策”绿电直连方案，旨在通过明确绿电来源、优化直连路径、降低应用成本，推动绿电直连规模化落地。

辽宁

辽宁省正式印发《辽宁省推动绿电直连建设实施方案(2025-2027年)》。根据正式方案，新能源原则上应为在建项目和未来拟建项目，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。

绿电直连应按照“以荷定源”原则科学确定新能源电源类型和装机规模。并网型绿电直连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%，2030年前不低于35%。

电力用户两类存量负荷可实施绿电直连。一是拥有燃煤燃气自备电厂的存量负荷，在燃煤燃气自备电厂取得业务主管部门出具的足额清缴可再生能源发展基金认定的前提下可实施绿电直连，通过压减自备电厂出力，达到新能源与燃煤燃气自备电厂实时出力之和不高于既有燃煤燃气自备电厂核准容量，实现清洁能源替代。二是有降碳刚性需求出口外向型企业的存量负荷，利用周边新能源资源探索开展绿电直连。

江苏省盐城市大丰区

盐城市大丰区发展和改革委员会发布关于《大丰港经开区绿电直连工作实施方案》征求意见的通知。打造一批绿电直连示范项目（“一对一”绿电进企业）。到2028年，重点推动建设联鑫绿电短流程炼钢、海城国际合作零碳产业园等2个绿电直连项目，率先形成示范效应；到2030年，探索开发海上能源岛，为大规模绿电直连建设绿色能源、绿色化工产业园奠定坚实基础。

多措并举创新绿电降本新模式。

一是成立第三方综合能源公司，按照“1+1+N”模式，推动国网市、区公司与相关区属国企以及港区发电（储能）企业组建第三方综合能源服务公司（售电公司），参与绿电直连项目建设，主要参与：建设新能源电站和储能、统筹建设站址廊道和各类共享租赁资源等，以市场化方式获取收益；通过开展综合能源管理节能增效、争取政策补贴等方式增加收益；开展售电业务。

二是依托市场化运作降低协议电价，通过园区绿电绿证服务中心（碳智信公司）引导用户与发电企业签订长协，约定稳定、优惠电价；支持售电公司通过扩大市场交易规模、参与虚拟电厂建设、组织储能现货市场交易等增加收益；同时推动售电公司降低服务环节收费，吸引更多的本地电源（含储能）和负荷参与电力交易，实现发用电双方互惠共赢。

三是促进用户侧多方挖潜降低用电成本，鼓励企业进行节能降耗改造，利用厂房屋顶建设分布式光伏、BIPV（光伏建筑一体化）、分散式风电，建设用户侧储能，构建智能微电网等降低用电成本。

内蒙古

内蒙古自治区能源局发布关于公开征求《内蒙古自治区绿电直连项目开发建设实施方案（试行）》意见的公告。文件明确支持新增负荷绿电直连项目，氢基绿色燃料绿电直连项目，重点用能行业绿电直连项目，有降碳刚性需求出口外向型企业绿电直连项目，燃煤自备电厂绿电直连项目，国家级零碳园区绿电直连项目六类项目。

绿电直连项目整体新能源自发自用电量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%。

其中，并网型氢基绿色燃料绿电直连项目上网电量占总发电量比例，2025—2027年不超过40％、2028年及之后不超过20％，即上网电量比例=上网电量/（上网电量+自发自用电量）；其余绿电直连项目新能源发电量全部自发自用，不允许向公共电网反送。

内蒙古自治区能源局关于印发《内蒙古自治区单一电力用户绿电直连项目开发建设实施方案（试行）》，提到强化源荷匹配，新能源年度自发自用电量占申报负荷年度总用电量的比例应不低于30%自发自用电量以绿电直连项目配套负荷核准（备案）文件所对应负荷的实际用电量为准，不计入配套储能充电、放电及损耗部分的电量]，并不断提高自发自用比例，2030年前不低于35%。

根据项目情况，配置合理比例的调节设施，增强系统柔性调节能力，满足峰谷差、电能质量管理等要求。调节设施应自行建设，不得作为独立主体参与电力市场交易。依托自备电厂建设绿电直连项目的，应明确自备电厂灵活性改造技术路线，新建储能电站进行调节的，应明确储能电站站址、技术路线、设备配置、运行方案及安全措施等情况。

四川

四川省发改委发布《四川省有序推动绿电直连发展实施细则（征求意见稿）》。文件中指名，绿电直连电源为新增的风电、太阳能发电、生物质发电等新能源，不包括存量已并网的水电、风电、太阳能发电和生物质发电等电源以及已批复的统调统分电源。直连线路现阶段是指电源向单一电力用户供给绿电而直接连接的专用电力线路；在国家出台相关政策前，暂不开展直连线路向多用户供电项目。

项目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%。四川省电力现货市场未连续运行前，绿电直连项目不允许向公共电网反送电；电力现货市场连续运行后，可采取整体自发自用为主，余电上网为辅的模式。并网型绿电直连项目余电上网电量占总可用发电量的比例按照“三州一市”（阿坝州、甘孜州、凉山州、攀枝花市）原则上不超过10%，其他地区原则上不超过20%执行。其中，若绿电直连项目布局在电网送出受限断面内，受限时期内余电不上网（受限断面由电力调度主管部门确定并动态调整）。离网型绿电直连项目新能源与储能配置应满足负荷安全稳定用电需求。

宁夏

宁夏自治区发展改革委关于印发《宁夏回族自治区绿电直连实施方案》的通知发布。

方案指出，绿电直连项目按照“以荷定源”原则，科学确定新能源电源类型和装机规模，确保新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%，占负荷侧总用电量比例不低于30%，逐年提高不低于1.5个百分点，2030年前达到35%以上。上网电量占总可用发电量的比例不超过20%。在新能源消纳困难时段，原则上项目不应向公共电网反送电。

绿电直连项目原则上由负荷企业作为主责单位牵头推进。鼓励包括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。项目电源可由负荷企业自行投资，也可由发电企业或双方成立的合资公司投资。直连专线原则上由负荷与电源主体共同投资建设。若电源和负荷投资主体不同，双方需签订长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、违约责任等关键事项达成一致协议。

绿电直连项目接入电压等级应为110千伏及以下，接入35千伏的，负荷与电源项目接网距离不超过20公里，接入110千伏的，接网距离不超过50公里，原则上应在同一市域或宁东管委会行政区域范围内。项目确有必要接入220（330）千伏的，应由自治区能源主管部门会同国家能源局派出机构组织电网企业、项目单位等开展电力系统安全风险评估，确保电网安全稳定运行。

山西

山西省能源局印发《推动绿电直连项目有序建设实施方案》。

《方案》明确提出，在国家出台向多用户开展绿色电力直连供应具体办法前，支持各地结合电网支撑能力、绿电资源禀赋、产业发展需求，参照方案先行先试，稳妥开展多用户绿电直连和绿电园区试点。

据了解，项目按是否接入公共电网分为并网型和离网型两类。其中，并网型项目严格遵循“以荷定源”原则，科学配置新能源电源类型和装机规模，采用“自发自用为主、余电上网为辅”的运营模式，落实源荷匹配消纳比例约束指标：项目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%，上网电量占总可用发电量的比例不得超过20%。

湖南

湖南省发改委印发《湖南省有序推动绿电直连发展实施方案》。

绿电直连项目按照负荷是否接入公共电网分为并网型和离网型两类。

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和装机规模，用电负荷规模应有依据和支撑。项目可采取整体自发自用为主、余电上网为辅的模式参与现货市场，年上网电量占总可用发电量的比例不高于20%；项目自身新能源整体年消纳电量占总可用发电量的比例应不低于60%，占项目总用电量的比例应不低于30%，并不断提高自身消纳比例，2030年前不低于35%。

项目接入电压等级原则上不超过220千伏，确有必要以220千伏电压等级接入的，省级能源主管部门会同国家能源局湖南监管办公室共同组织开展电力系统安全风险专项评估，在确保电网安全稳定运行的前提下方可开展接入。

退出机制上，绿电直连项目投运三年内原则上不予退出。项目投运三年后，因项目负荷发生较大变化导致项目无法持续运营或项目投资主体放弃项目建设的，项目投资主体应书面向省级能源主管部门提交退出申请，审批同意后准许退出。项目电源和负荷不是同一投资主体的项目申请退出时应由双方共同发起。

浙江

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，提到并网型项目应按照“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。

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。

内容资料参考来源：国家各相关部门、各省政府相关网站

来源：储能头条