吉林綠電直連方案發布！新增負荷全面適用，棄電不納入統計！

3月6日，吉林省能源局、吉林省發展和改革委員會發布關于印發《吉林省綠電直連項目開發建設 實施方案（試行）》的通知。文件明確，綠電直連負荷類型。

新增負荷項目可開展綠電直連，重點支持氫基綠能（綠氫、綠氫制綠氨、綠氫制綠色甲醇、綠氫制可持續航空燃料等）、鋼鐵冶金、算力（數據）中心、汽車制造等行業。未向電網企業報裝的用電項目（含存量負荷的擴建部分）、已報裝但配套電網工程尚未開工的用電項目以及與電網企業協商一致的存量項目均視為新增負荷。新增負荷（含存量負荷的擴建部分）與存量負荷原則上不產生直接電氣連接。

國家級零碳園區內負荷項目可因地制宜開展綠電直連等綠色電力直接供應模式。

可實現供給電量清晰物理溯源的模式，新能源棄電不納入統計。在國家發展改革委、國家能源局出臺“多用戶綠電直連”有關辦法前，進一步探索開展采用直連線路向多用戶開展綠電直接供應。

綠電直連項目享有平等市場主體地位，建成后原則上作為一個整體參與電力市場交易。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。綠電直連項目上網電量全部參與電力市場交易，不納入新能源可持續發展價格結算機制。

詳情如下：

吉林省能源局 吉林省發展和改革委員會 關于印發《吉林省綠電直連項目開發建設 實施方案（試行）》的通知

各市（州）發改委、能源局，長白山管委會經發局、梅河口市發改局，國網吉林省電力有限公司、吉林電力交易中心有限公司、有關發電企業：

按照國家發展改革委、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）、《關于完善價格機制促進新能源發電就近消納的通知》（發改價格〔2025〕1192號）、《關于促進新能源消納和調控的指導意見》（發改能源〔2025〕1360號）等文件要求，省能源局 省發展改革委研究制定了《吉林省綠電直連項目開發建設實施方案（試行）》，經省政府同意，現印發你們，請認真抓好貫徹落實。

此通知。

附件：1. 吉林省綠電直連項目開發建設實施方案（試行）

2. 綠電直連項目實施方案編制大綱

3. 綠電直連項目基本情況表

吉林省能源局

吉林省發展和改革委員會

2026年3月4日

附件1

吉林省綠電直連項目開發建設實施方案

（試行）

為促進新能源就近就地消納，更好滿足企業綠電用能需求，根據國家發展改革委、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）、《關于完善價格機制促進新能源發電就近消納的通知》（發改價格〔2025〕1192號）、《關于促進新能源消納和調控的指導意見》（發改能源〔2025〕1360號）等文件精神與有關要求，結合我省實際情況，制定本實施方案。

一、總體要求

堅持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，科學有序推進項目開展綠電直連工作。

本實施方案適用于吉林省內綠電直連項目開發建設。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，新能源棄電不納入統計。在國家發展改革委、國家能源局出臺“多用戶綠電直連”有關辦法前，進一步探索開展采用直連線路向多用戶開展綠電直接供應。

按照負荷是否接入公共電網分為離網型和并網型兩類，離網型不接入公共電網，應具備完全獨立運行條件，配套新能源、負荷與公共電網無電氣連接。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。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。

二、適用范圍

(一)負荷類型

一是新增負荷項目可開展綠電直連，重點支持氫基綠能（綠氫、綠氫制綠氨、綠氫制綠色甲醇、綠氫制可持續航空燃料等）、鋼鐵冶金、算力（數據）中心、汽車制造等行業。未向電網企業報裝的用電項目（含存量負荷的擴建部分）、已報裝但配套電網工程尚未開工的用電項目以及與電網企業協商一致的存量項目均視為新增負荷。新增負荷（含存量負荷的擴建部分）與存量負荷原則上不產生直接電氣連接。

二是有降碳剛性需求的出口外向型存量負荷項目可開展綠電直連。項目單位應提供進出口經營權證明、海外營收審計報告、海外營收占比、海外客戶合約、產品出口證明以及降碳剛性需求等相關證明材料。

三是有燃煤燃氣自備電廠的存量負荷項目，在提供足額清繳政府性基金及附加相關證明后，可開展綠電直連。通過壓減自備電廠出力，實現清潔能源替代，新能源年發電量不大于燃煤燃氣自備電廠壓減電量，不得占用公網調峰資源。

四是國家級零碳園區內負荷項目可因地制宜開展綠電直連等綠色電力直接供應模式。

(二)電源類型

一是可在負荷項目周邊新建風電、太陽能發電、生物質發電等新能源電源項目開展綠電直連。

二是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，在重新履行接入系統設計方案變更等相關手續后，可作為綠電直連項目配套新能源進行申報。

三是已投運上網消納新能源項目，在配套接網工程處置方案、切改方案等方面與電網企業達成一致意見，在重新履行接入系統設計方案變更等相關手續后，可作為綠電直連項目配套新能源進行申報。

（三）源荷匹配

按照“以荷定源”原則科學確定新能源電源類型和裝機規模，作為一個整體接入公共電網，與公共電網形成清晰的物理界面與責任界面，新能源須接入用戶和公共電網產權分界點的用戶側。項目整體新能源自發自用電量占項目總用電量的比例不低于30%，并不斷提高自發自用比例，2030年起新增項目不低于35%。新能源自發自用電量占總可用發電量的比例不低于60%。其中，新增負荷開展綠電直連項目的新能源上網電量占總可用發電量的比例上限，在2028年及以前投產項目不超過40%，2028年之后投產項目不超過20％；存量負荷開展綠電直連項目的新能源上網電量占總可用發電量的比例上限不超過20％。

三、項目管理

（一）統籌規劃

項目應按照整體化方案統一建設，同步投產。負荷、電源原則上布局在同一市（州）范圍內，特殊情況下，確需跨市（州）范圍布局的，在專題評估論證可行性后可開展。項目用電負荷規模應有依據和支撐，新建新能源電源須落實建設條件。新能源電源、直連線路按《企業投資項目核準和備案管理辦法》等規定進行核準或備案。項目接入電壓等級原則上不超過220千伏，確有必要接入220千伏的，由省能源局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。

（二）建設模式

綠電直連項目原則上由負荷企業作為主責單位，鼓勵同一投資主體統籌開發。支持包括民營企業在內的各類經營主體（不含電網企業）投資綠電直連項目。項目電源可由負荷企業投資，也可由發電企業或雙方成立的合資公司投資，直連專線由負荷企業或電源企業投資。鼓勵負荷企業與電源企業通過交叉持股等方式共同建設綠電直連項目。項目電源和負荷不是同一投資主體的，負荷投資主體與電源投資主體、電網企業分別簽訂相關協議，約定投資建設、產權劃分、運行維護、調度運行、結算關系、違約責任等事項。項目中新能源發電項目豁免電力業務許可。

（三）運行管理

并網型綠電直連項目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。鼓勵綠電直連項目通過配置儲能、挖掘負荷靈活調節潛力等方式，提升自平衡、自調節能力，盡可能減少系統調節壓力，研究合理的并網容量，并與電網企業協商確定并網容量以外的供電責任和費用。項目應確保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。電網企業應按照項目申報容量和雙方簽訂的協議履行供電責任。

綠電直連項目應嚴格執行《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。項目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。除發生影響公用系統安全穩定運行的突發情況外，調度機構應按照項目自主安排的發用電曲線下達調度計劃。項目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。項目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。

（四）市場機制

綠電直連項目享有平等市場主體地位，建成后原則上作為一個整體參與電力市場交易。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。綠電直連項目上網電量全部參與電力市場交易，不納入新能源可持續發展價格結算機制。

（五）價格機制

綠電直連項目按照國家和吉林省價格、財政、稅務等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。

四、項目申報與實施

（一）項目申報

項目申報主體為具備申報條件的負荷企業。申報主體根據自身項目屬性，準備申報證明材料，并編制項目實施方案，明確建設內容、新能源建設模式、建設時序，向所在地市（州）能源主管部門提出申請。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，以專門章節評估源荷匹配、系統風險、用電安全、電能質量等，并提出具體技術措施；需制定負荷不足、調節能力降低或停運的處置預案。由縣（市、區）能源主管部門報市（州）能源主管部門。

確有必要接入220千伏的綠電直連項目，應取得電力系統安全風險專項評估意見。確需跨市（州）范圍布局的，應附加專題評估論證可行性報告。

（二）項目批復

各市（州）能源主管部門對企業申報材料進行審查，對項目實施方案及支撐性材料的真實性、合規性、完整性進行審查。組織具備資質的第三方機構對項目實施方案進行評審，對項目建設規模、實施條件、消納能力、接入電網可行性等進行評估，充分聽取電網企業意見。通過評審的項目由市（州）能源主管部門批復并報省能源局備案。跨市（州）范圍布局的，由相關市（州）能源主管部門聯合審查與批復。項目批復意見有效期為一年，若一年內未開工建設，批復意見自動失效。

（三）推進實施

項目投資主體要嚴格按照批復方案建設，綠電直連項目投運前，不得擅自變更建設內容、股權結構，不得自行變更投資主體。項目投資主體在批復意見有效期內依法依規開工，在負荷側項目完成計劃投資10％以上后（以納統數據為準，下同），配套新能源項目可申請核準（備案），在負荷側項目完成計劃投資30％以上后，配套新能源項目可開工建設。電源項目不得早于新增負荷投產，分期投產的須在項目申請階段及實施方案中明確分期建設方案及投產計劃，且每期每批電源裝機規模及投產時序均要與負荷相匹配。

綠電直連項目完成審批、核準或備案后，由項目業主向電網企業報送并網申請。電網企業公平無歧視提供接網服務，按照《電網公平開放監管辦法》辦理有關接網手續。項目接入方案通過后，項目業主開展綠電直連項目建設，電網企業開展電網配套工程建設，協同保障綠電直連項目按期并網。

綠電直連項目要嚴格按照批復方案建設，項目建成后由投資主體自行組織綜合驗收，也可以委托專家或具備相應資質的第三方機構對項目進行綜合驗收，市（州）能源主管部門應及時組織有關單位對綜合驗收結果進行現場監督核查。電網企業要根據項目批復方案做好接網服務；新能源建設進度滯后的，投資主體可與電網企業協商臨時供電方案。

（四）退出機制

市（州）能源主管部門要加強項目建設監管，定期向省能源局報送建設情況。綠電直連項目建成投運后，因負荷發生重大變化不能持續運營的，可申請變更為其他符合建設類型的負荷。確認無法變更的，由市（州）能源主管部門核實評估后，終止綠電直連項目實施資格；由市（州）能源主管部門、電網企業落實具備接入條件（項目需建成滿3年），履行并網程序后，按照市場化原則重新申報轉為公用電站，上網電量不納入新能源可持續發展價格結算機制。終止實施資格的項目（含電源）主體三年內不得重新申請綠電直連項目。

五、保障措施

（一）組織保障

省能源局統籌推進全省綠電直連項目建設工作，推動綠電直連模式有序發展。市（州）能源主管部門要履行屬地管理責任，組織具體項目實施，支持負荷企業穩定運行，做好已批復綠電直連項目管理和運行監測工作。電網企業、電力市場運營機構要按照職責分工，全面落實有關規定，不斷提升項目接入電網和參與市場交易的服務能力與技術保障水平。

（二）跟蹤評估

省能源局統籌全省項目建設評估工作。市（州）能源主管部門定期調度項目建設進度，適時評估項目建設情況，會同當地電網企業對項目新能源年自發自用電量占總用電量的比例、上網電量占總可用發電量的比例等進行監測評估，及時向省能源局報送相關情況。

（三）統籌銜接

本方案印發之日起，在吉林省內新申請開發綠電直連項目按此實施方案進行管理。吉林省內“綠電+消納”四種模式中的新能源直供模式、孤網運行模式，以及《關于進一步促進新能源產業高質量發展的實施方案（試行）》（吉能電力聯〔2025〕61號）涉及新能源直供模式相關措施也按此方案執行。項目實施過程中，如遇國家政策調整，按照國家最新政策執行。

本方案未盡事宜，按照發改能源〔2025〕650號、發改價格〔2025〕1192號、發改能源〔2025〕1360號有關規定執行。

附件2

綠電直連項目實施方案編制大綱

一、項目概況

（一）項目基本情況

項目類型（并網型或離網型）、負荷類型（增量或存量）、是否跨市（州）、項目建設地點、建設規模、電壓等級、投資主體、各方權利責任等。

（二）建設必要性

從企業綠色用能需求、就近消納能力、資源條件等方面論證項目實施基礎與政策支撐。

（三）建設時序

統籌考慮電源、負荷建設及電網接入進度，明確項目的建成投運時間，包括電源、負荷、儲能及直連線路等建設進度計劃。

二、項目實施條件

（一）負荷條件

用電負荷、用電量、可調節能力等。

（二）資源條件

新能源發電建設資源條件分析。

（三）建設條件

項目選址、地質、水文、交通等條件。新能源與負荷的距離。

三、項目總體設計

（一）源荷儲匹配方案

分析負荷特性、電源特性、電源與負荷匹配性，提出風電、光伏、生物質、儲能等裝機配置方案。

（二）用電管理方案

合理確定報裝容量，提出用電管理技術手段和措施，依政策測算發輸用各環節電費。

四、具體建設方案

（一）負荷建設方案

明確負荷屬性（存量/新增）、負荷規模、年用電量、用能時序與負荷強度等。

（二）電源建設方案

明確電源屬性（存量/新增）、電源類別、裝機規模、場址布置、設備選型、發電量估算、建成投產時序等。

（三）直連線路建設方案

提出直連線路的路線通道、電壓等級、產權劃分及安全距離，盡量避免跨越公共設施，確需跨越的提出相應安全技術措施。

（四）接入系統方案

說明項目并網方案、并網容量、計量方式、電網接口技術方案和責任界面劃分（含并網容量之外的供電責任）等情況。

（五）儲能設施配置方案

根據項目需要，合理配置儲能設施，增強系統調節能力，滿足峰谷差、電能質量管理等要求。

五、電力系統安全評估

評估系統風險、用電安全、電能質量等，提出相應技術措施。

六、投資測算

做好投資估算，分析建設成本和用電成本。

七、效益分析

分析綠電直連項目建設帶來的經濟效益、社會效益、生態效益。

八、附件

（一）項目投資主體（負荷企業、新能源企業）營業執照、信用證明等。

（二）新增負荷建設單位與地方政府簽署的投資框架協議。存量負荷分別提供外向出口型企業相關材料或自備電廠壓減出力承諾。

（三）縣級以上自然資源、林業、水利、生態環境、軍事、文物等部門出具的新能源場址合規性審核意見。

（四）投資主體對項目新能源自發自用占比、上網比例、自發自用電量占總用電量比例等指標承諾函。

（五）需跨市（州）范圍布局的，提供專題評估論證可行性報告。

（六）確有必要接入220千伏的項目，提供電力系統安全風險專項報告。