吉林綠電直連項目開發(fā)建設(shè)方案出臺
3月6日，吉林省能源局、吉林省發(fā)改委聯(lián)合印發(fā)了《吉林省綠電直連項目開發(fā)建設(shè)實施方案（試行）》。
二是支持尚未開展電網(wǎng)接入工程建設(shè)或因新能源消納受限等原因無法并網(wǎng)的新能源項目，在重新履行接入系統(tǒng)設(shè)計方案變更等相關(guān)手續(xù)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(wǎng)消納新能源項目，在配套接網(wǎng)工程處置方案、切改方案等方面與電網(wǎng)企業(yè)達成一致意見，在重新履行接入系統(tǒng)設(shè)計方案變更等相關(guān)手續(xù)后，可作為綠電直連項目配套新能源進行申報。
全文如下：
附件1
為促進新能源就近就地消納，更好滿足企業(yè)綠電用能需求，根據(jù)國家發(fā)展改革委、國家能源局《關(guān)于有序推動綠電直連發(fā)展有關(guān)事項的通知》（發(fā)改能源〔2025〕650號）、《關(guān)于完善價格機制促進新能源發(fā)電就近消納的通知》（發(fā)改價格〔2025〕1192號）、《關(guān)于促進新能源消納和調(diào)控的指導意見》（發(fā)改能源〔2025〕1360號）等文件精神與有關(guān)要求，結(jié)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(yè)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(yōu)先、綠色友好、權(quán)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(nèi)綠電直連項目開發(fā)建設(shè)。綠電直連是指風電、太陽能發(fā)電、生物質(zhì)發(fā)電等新能源不直接接入公共電網(wǎng)，通過直連線路向單一電力用戶供給綠電，可實現(xiàn)供給電量清晰物理溯源的模式，新能源棄電不納入統(tǒng)計。在國家發(fā)展改革委、國家能源局出臺“多用戶綠電直連”有關(guān)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(yīng)。
按照負荷是否接入公共電網(wǎng)分為離網(wǎng)型和并網(wǎng)型兩類，離網(wǎng)型不接入公共電網(wǎng)，應(yīng)具備完全獨立運行條件，配套新能源、負荷與公共電網(wǎng)無電氣連接。并網(wǎng)型作為整體接入公共電網(wǎng)，與公共電網(wǎng)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(fā)電開發(fā)建設(shè)管理辦法》等政策執(zhí)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(xù)航空燃料等）、鋼鐵冶金、算力（數(shù)據(jù)）中心、汽車制造等行業(yè)。未向電網(wǎng)企業(yè)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(wǎng)工程尚未開工的用電項目以及與電網(wǎng)企業(yè)協(xié)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(chǎn)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(yīng)提供進出口經(jīng)營權(quán)證明、海外營收審計報告、海外營收占比、海外客戶合約、產(chǎn)品出口證明以及降碳剛性需求等相關(guān)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(guān)證明后，可開展綠電直連。通過壓減自備電廠出力，實現(xiàn)清潔能源替代，新能源年發(fā)電量不大于燃煤燃氣自備電廠壓減電量，不得占用公網(wǎng)調(diào)峰資源。
四是國家級零碳園區(qū)內(nèi)負荷項目可因地制宜開展綠電直連等綠色電力直接供應(yīng)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(fā)電、生物質(zhì)發(fā)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(wǎng)接入工程建設(shè)或因新能源消納受限等原因無法并網(wǎng)的新能源項目，在重新履行接入系統(tǒng)設(shè)計方案變更等相關(guān)手續(xù)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(wǎng)消納新能源項目，在配套接網(wǎng)工程處置方案、切改方案等方面與電網(wǎng)企業(yè)達成一致意見，在重新履行接入系統(tǒng)設(shè)計方案變更等相關(guān)手續(xù)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(guī)模，作為一個整體接入公共電網(wǎng)，與公共電網(wǎng)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(wǎng)產(chǎn)權(quán)分界點的用戶側(cè)。項目整體新能源自發(fā)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(fā)自用比例，2030年起新增項目不低于35%。新能源自發(fā)自用電量占總可用發(fā)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(wǎng)電量占總可用發(fā)電量的比例上限，在2028年及以前投產(chǎn)項目不超過40%，2028年之后投產(chǎn)項目不超過20％；存量負荷開展綠電直連項目的新能源上網(wǎng)電量占總可用發(fā)電量的比例上限不超過20％。
三、項目管理
（一）統(tǒng)籌規(guī)劃
項目應(yīng)按照整體化方案統(tǒng)一建設(shè)，同步投產(chǎn)。負荷、電源原則上布局在同一市（州）范圍內(nèi)，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(guī)模應(yīng)有依據(jù)和支撐，新建新能源電源須落實建設(shè)條件。新能源電源、直連線路按《企業(yè)投資項目核準和備案管理辦法》等規(guī)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(jiān)管局組織電網(wǎng)企業(yè)、項目單位等開展電力系統(tǒng)安全風險專項評估，確保電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行。
（二）建設(shè)模式
綠電直連項目原則上由負荷企業(yè)作為主責單位，鼓勵同一投資主體統(tǒng)籌開發(fā)。支持包括民營企業(yè)在內(nèi)的各類經(jīng)營主體（不含電網(wǎng)企業(yè)）投資綠電直連項目。項目電源可由負荷企業(yè)投資，也可由發(fā)電企業(yè)或雙方成立的合資公司投資，直連專線由負荷企業(yè)或電源企業(yè)投資。鼓勵負荷企業(yè)與電源企業(yè)通過交叉持股等方式共同建設(shè)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(wǎng)企業(yè)分別簽訂相關(guān)協(xié)議，約定投資建設(shè)、產(chǎn)權(quán)劃分、運行維護、調(diào)度運行、結(jié)算關(guān)系、違約責任等事項。項目中新能源發(fā)電項目豁免電力業(yè)務(wù)許可。
（三）運行管理
并網(wǎng)型綠電直連項目與公共電網(wǎng)按產(chǎn)權(quán)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(nèi)履行相應(yīng)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(diào)節(jié)潛力等方式，提升自平衡、自調(diào)節(jié)能力，盡可能減少系統(tǒng)調(diào)節(jié)壓力，研究合理的并網(wǎng)容量，并與電網(wǎng)企業(yè)協(xié)商確定并網(wǎng)容量以外的供電責任和費用。項目應(yīng)確保與公共電網(wǎng)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(guān)責任。電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)按照項目申報容量和雙方簽訂的協(xié)議履行供電責任。
綠電直連項目應(yīng)嚴格執(zhí)行《電力監(jiān)控系統(tǒng)安全防護規(guī)定》，安裝網(wǎng)絡(luò)安全監(jiān)測、隔離裝置等網(wǎng)絡(luò)安全設(shè)施，按要求向相關(guān)調(diào)度機構(gòu)備案，接受調(diào)度機構(gòu)開展的技術(shù)監(jiān)督。項目整體及內(nèi)部電源按照接入電壓等級和容量規(guī)模接受相應(yīng)調(diào)度機構(gòu)管理。除發(fā)生影響公用系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的突發(fā)情況外，調(diào)度機構(gòu)應(yīng)按照項目自主安排的發(fā)用電曲線下達調(diào)度計劃。項目應(yīng)具備分表計量條件，在內(nèi)部發(fā)電、廠用電、自發(fā)自用、儲能等關(guān)口安裝符合相關(guān)標準和有關(guān)部門認可的雙向計量裝置。項目內(nèi)部資源應(yīng)做到可觀、可測、可調(diào)、可控，并根據(jù)《電網(wǎng)運行準則》等向電力調(diào)度機構(gòu)提供相關(guān)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(wǎng)企業(yè)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(wǎng)電量全部參與電力市場交易，不納入新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制。
作者： 來源：吉林省能源局 責任編輯：jianping
《方案》明確，綠電直連項目開發(fā)分為負荷類型、電源類型、源荷匹配三大類。適用范圍包括一是可在負荷項目周邊新建風電、太陽能發(fā)電、生物質(zhì)發(fā)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(wǎng)接入工程建設(shè)或因新能源消納受限等原因無法并網(wǎng)的新能源項目，在重新履行接入系統(tǒng)設(shè)計方案變更等相關(guān)手續(xù)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(wǎng)消納新能源項目，在配套接網(wǎng)工程處置方案、切改方案等方面與電網(wǎng)企業(yè)達成一致意見，在重新履行接入系統(tǒng)設(shè)計方案變更等相關(guān)手續(xù)后，可作為綠電直連項目配套新能源進行申報。
全文如下：
附件1
吉林省綠電直連項目開發(fā)建設(shè)實施方案
（試行）
為促進新能源就近就地消納，更好滿足企業(yè)綠電用能需求，根據(jù)國家發(fā)展改革委、國家能源局《關(guān)于有序推動綠電直連發(fā)展有關(guān)事項的通知》（發(fā)改能源〔2025〕650號）、《關(guān)于完善價格機制促進新能源發(fā)電就近消納的通知》（發(fā)改價格〔2025〕1192號）、《關(guān)于促進新能源消納和調(diào)控的指導意見》（發(fā)改能源〔2025〕1360號）等文件精神與有關(guān)要求，結(jié)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(yè)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(yōu)先、綠色友好、權(quán)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(nèi)綠電直連項目開發(fā)建設(shè)。綠電直連是指風電、太陽能發(fā)電、生物質(zhì)發(fā)電等新能源不直接接入公共電網(wǎng)，通過直連線路向單一電力用戶供給綠電，可實現(xiàn)供給電量清晰物理溯源的模式，新能源棄電不納入統(tǒng)計。在國家發(fā)展改革委、國家能源局出臺“多用戶綠電直連”有關(guān)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(yīng)。
按照負荷是否接入公共電網(wǎng)分為離網(wǎng)型和并網(wǎng)型兩類，離網(wǎng)型不接入公共電網(wǎng)，應(yīng)具備完全獨立運行條件，配套新能源、負荷與公共電網(wǎng)無電氣連接。并網(wǎng)型作為整體接入公共電網(wǎng)，與公共電網(wǎng)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(fā)電開發(fā)建設(shè)管理辦法》等政策執(zhí)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(xù)航空燃料等）、鋼鐵冶金、算力（數(shù)據(jù)）中心、汽車制造等行業(yè)。未向電網(wǎng)企業(yè)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(wǎng)工程尚未開工的用電項目以及與電網(wǎng)企業(yè)協(xié)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(chǎn)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(yīng)提供進出口經(jīng)營權(quán)證明、海外營收審計報告、海外營收占比、海外客戶合約、產(chǎn)品出口證明以及降碳剛性需求等相關(guān)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(guān)證明后，可開展綠電直連。通過壓減自備電廠出力，實現(xiàn)清潔能源替代，新能源年發(fā)電量不大于燃煤燃氣自備電廠壓減電量，不得占用公網(wǎng)調(diào)峰資源。
四是國家級零碳園區(qū)內(nèi)負荷項目可因地制宜開展綠電直連等綠色電力直接供應(yīng)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(fā)電、生物質(zhì)發(fā)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(wǎng)接入工程建設(shè)或因新能源消納受限等原因無法并網(wǎng)的新能源項目，在重新履行接入系統(tǒng)設(shè)計方案變更等相關(guān)手續(xù)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(wǎng)消納新能源項目，在配套接網(wǎng)工程處置方案、切改方案等方面與電網(wǎng)企業(yè)達成一致意見，在重新履行接入系統(tǒng)設(shè)計方案變更等相關(guān)手續(xù)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(guī)模，作為一個整體接入公共電網(wǎng)，與公共電網(wǎng)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(wǎng)產(chǎn)權(quán)分界點的用戶側(cè)。項目整體新能源自發(fā)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(fā)自用比例，2030年起新增項目不低于35%。新能源自發(fā)自用電量占總可用發(fā)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(wǎng)電量占總可用發(fā)電量的比例上限，在2028年及以前投產(chǎn)項目不超過40%，2028年之后投產(chǎn)項目不超過20％；存量負荷開展綠電直連項目的新能源上網(wǎng)電量占總可用發(fā)電量的比例上限不超過20％。
三、項目管理
（一）統(tǒng)籌規(guī)劃
項目應(yīng)按照整體化方案統(tǒng)一建設(shè)，同步投產(chǎn)。負荷、電源原則上布局在同一市（州）范圍內(nèi)，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(guī)模應(yīng)有依據(jù)和支撐，新建新能源電源須落實建設(shè)條件。新能源電源、直連線路按《企業(yè)投資項目核準和備案管理辦法》等規(guī)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(jiān)管局組織電網(wǎng)企業(yè)、項目單位等開展電力系統(tǒng)安全風險專項評估，確保電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行。
（二）建設(shè)模式
綠電直連項目原則上由負荷企業(yè)作為主責單位，鼓勵同一投資主體統(tǒng)籌開發(fā)。支持包括民營企業(yè)在內(nèi)的各類經(jīng)營主體（不含電網(wǎng)企業(yè)）投資綠電直連項目。項目電源可由負荷企業(yè)投資，也可由發(fā)電企業(yè)或雙方成立的合資公司投資，直連專線由負荷企業(yè)或電源企業(yè)投資。鼓勵負荷企業(yè)與電源企業(yè)通過交叉持股等方式共同建設(shè)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(wǎng)企業(yè)分別簽訂相關(guān)協(xié)議，約定投資建設(shè)、產(chǎn)權(quán)劃分、運行維護、調(diào)度運行、結(jié)算關(guān)系、違約責任等事項。項目中新能源發(fā)電項目豁免電力業(yè)務(wù)許可。
（三）運行管理
并網(wǎng)型綠電直連項目與公共電網(wǎng)按產(chǎn)權(quán)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(nèi)履行相應(yīng)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(diào)節(jié)潛力等方式，提升自平衡、自調(diào)節(jié)能力，盡可能減少系統(tǒng)調(diào)節(jié)壓力，研究合理的并網(wǎng)容量，并與電網(wǎng)企業(yè)協(xié)商確定并網(wǎng)容量以外的供電責任和費用。項目應(yīng)確保與公共電網(wǎng)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(guān)責任。電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)按照項目申報容量和雙方簽訂的協(xié)議履行供電責任。
綠電直連項目應(yīng)嚴格執(zhí)行《電力監(jiān)控系統(tǒng)安全防護規(guī)定》，安裝網(wǎng)絡(luò)安全監(jiān)測、隔離裝置等網(wǎng)絡(luò)安全設(shè)施，按要求向相關(guān)調(diào)度機構(gòu)備案，接受調(diào)度機構(gòu)開展的技術(shù)監(jiān)督。項目整體及內(nèi)部電源按照接入電壓等級和容量規(guī)模接受相應(yīng)調(diào)度機構(gòu)管理。除發(fā)生影響公用系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的突發(fā)情況外，調(diào)度機構(gòu)應(yīng)按照項目自主安排的發(fā)用電曲線下達調(diào)度計劃。項目應(yīng)具備分表計量條件，在內(nèi)部發(fā)電、廠用電、自發(fā)自用、儲能等關(guān)口安裝符合相關(guān)標準和有關(guān)部門認可的雙向計量裝置。項目內(nèi)部資源應(yīng)做到可觀、可測、可調(diào)、可控，并根據(jù)《電網(wǎng)運行準則》等向電力調(diào)度機構(gòu)提供相關(guān)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(wǎng)企業(yè)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(wǎng)電量全部參與電力市場交易，不納入新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)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(wù)等部門相關(guān)規(guī)定繳納輸配電費、系統(tǒng)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(yè)。申報主體根據(jù)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(shè)內(nèi)容、新能源建設(shè)模式、建設(shè)時序，向所在地市（州）能源主管部門提出申請。項目應(yīng)編制包含電源、負荷、直連線路和接入系統(tǒng)的整體化方案，以專門章節(jié)評估源荷匹配、系統(tǒng)風險、用電安全、電能質(zhì)量等，并提出具體技術(shù)措施；需制定負荷不足、調(diào)節(jié)能力降低或停運的處置預案。由縣（市、區(qū)）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(yīng)取得電力系統(tǒng)安全風險專項評估意見。確需跨市（州）范圍布局的，應(yīng)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(yè)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(guī)性、完整性進行審查。組織具備資質(zhì)的第三方機構(gòu)對項目實施方案進行評審，對項目建設(shè)規(guī)模、實施條件、消納能力、接入電網(wǎng)可行性等進行評估，充分聽取電網(wǎng)企業(yè)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�？缡校ㄖ荩┓秶季值模上嚓P(guān)市（州）能源主管部門聯(lián)合審查與批復。項目批復意見有效期為一年，若一年內(nèi)未開工建設(shè)，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(shè)，綠電直連項目投運前，不得擅自變更建設(shè)內(nèi)容、股權(quán)結(jié)構(gòu)，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(nèi)依法依規(guī)開工，在負荷側(cè)項目完成計劃投資10％以上后（以納統(tǒng)數(shù)據(jù)為準，下同），配套新能源項目可申請核準（備案），在負荷側(cè)項目完成計劃投資30％以上后，配套新能源項目可開工建設(shè)。電源項目不得早于新增負荷投產(chǎn)，分期投產(chǎn)的須在項目申請階段及實施方案中明確分期建設(shè)方案及投產(chǎn)計劃，且每期每批電源裝機規(guī)模及投產(chǎn)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(yè)主向電網(wǎng)企業(yè)報送并網(wǎng)申請。電網(wǎng)企業(yè)公平無歧視提供接網(wǎng)服務(wù)，按照《電網(wǎng)公平開放監(jiān)管辦法》辦理有關(guān)接網(wǎng)手續(xù)。項目接入方案通過后，項目業(yè)主開展綠電直連項目建設(shè)，電網(wǎng)企業(yè)開展電網(wǎng)配套工程建設(shè)，協(xié)同保障綠電直連項目按期并網(wǎng)。
綠電直連項目要嚴格按照批復方案建設(shè)，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(yīng)資質(zhì)的第三方機構(gòu)對項目進行綜合驗收，市（州）能源主管部門應(yīng)及時組織有關(guān)單位對綜合驗收結(jié)果進行現(xiàn)場監(jiān)督核查。電網(wǎng)企業(yè)要根據(jù)項目批復方案做好接網(wǎng)服務(wù)；新能源建設(shè)進度滯后的，投資主體可與電網(wǎng)企業(yè)協(xié)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(shè)監(jiān)管，定期向省能源局報送建設(shè)情況。綠電直連項目建成投運后，因負荷發(fā)生重大變化不能持續(xù)運營的，可申請變更為其他符合建設(shè)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(wǎng)企業(yè)落實具備接入條件（項目需建成滿3年），履行并網(wǎng)程序后，按照市場化原則重新申報轉(zhuǎn)為公用電站，上網(wǎng)電量不納入新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制。終止實施資格的項目（含電源）主體三年內(nèi)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(tǒng)籌推進全省綠電直連項目建設(shè)工作，推動綠電直連模式有序發(fā)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(yè)穩(wěn)定運行，做好已批復綠電直連項目管理和運行監(jiān)測工作。電網(wǎng)企業(yè)、電力市場運營機構(gòu)要按照職責分工，全面落實有關(guān)規(guī)定，不斷提升項目接入電網(wǎng)和參與市場交易的服務(wù)能力與技術(shù)保障水平。
（二）跟蹤評估
省能源局統(tǒng)籌全省項目建設(shè)評估工作。市（州）能源主管部門定期調(diào)度項目建設(shè)進度，適時評估項目建設(shè)情況，會同當?shù)仉娋W(wǎng)企業(yè)對項目新能源年自發(fā)自用電量占總用電量的比例、上網(wǎng)電量占總可用發(fā)電量的比例等進行監(jiān)測評估，及時向省能源局報送相關(guān)情況。
（三）統(tǒng)籌銜接
本方案印發(fā)之日起，在吉林省內(nèi)新申請開發(fā)綠電直連項目按此實施方案進行管理。吉林省內(nèi)“綠電+消納”四種模式中的新能源直供模式、孤網(wǎng)運行模式，以及《關(guān)于進一步促進新能源產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展的實施方案（試行）》（吉能電力聯(lián)〔2025〕61號）涉及新能源直供模式相關(guān)措施也按此方案執(zhí)行。項目實施過程中，如遇國家政策調(diào)整，按照國家最新政策執(zhí)行。
本方案未盡事宜，按照發(fā)改能源〔2025〕650號、發(fā)改價格〔2025〕1192號、發(fā)改能源〔2025〕1360號有關(guān)規(guī)定執(zhí)行。
綠電直連項目按照國家和吉林省價格、財政、稅務(wù)等部門相關(guān)規(guī)定繳納輸配電費、系統(tǒng)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(yè)。申報主體根據(jù)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(shè)內(nèi)容、新能源建設(shè)模式、建設(shè)時序，向所在地市（州）能源主管部門提出申請。項目應(yīng)編制包含電源、負荷、直連線路和接入系統(tǒng)的整體化方案，以專門章節(jié)評估源荷匹配、系統(tǒng)風險、用電安全、電能質(zhì)量等，并提出具體技術(shù)措施；需制定負荷不足、調(diào)節(jié)能力降低或停運的處置預案。由縣（市、區(qū)）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(yīng)取得電力系統(tǒng)安全風險專項評估意見。確需跨市（州）范圍布局的，應(yīng)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(yè)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(guī)性、完整性進行審查。組織具備資質(zhì)的第三方機構(gòu)對項目實施方案進行評審，對項目建設(shè)規(guī)模、實施條件、消納能力、接入電網(wǎng)可行性等進行評估，充分聽取電網(wǎng)企業(yè)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�？缡校ㄖ荩┓秶季值模上嚓P(guān)市（州）能源主管部門聯(lián)合審查與批復。項目批復意見有效期為一年，若一年內(nèi)未開工建設(shè)，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(shè)，綠電直連項目投運前，不得擅自變更建設(shè)內(nèi)容、股權(quán)結(jié)構(gòu)，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(nèi)依法依規(guī)開工，在負荷側(cè)項目完成計劃投資10％以上后（以納統(tǒng)數(shù)據(jù)為準，下同），配套新能源項目可申請核準（備案），在負荷側(cè)項目完成計劃投資30％以上后，配套新能源項目可開工建設(shè)。電源項目不得早于新增負荷投產(chǎn)，分期投產(chǎn)的須在項目申請階段及實施方案中明確分期建設(shè)方案及投產(chǎn)計劃，且每期每批電源裝機規(guī)模及投產(chǎn)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(yè)主向電網(wǎng)企業(yè)報送并網(wǎng)申請。電網(wǎng)企業(yè)公平無歧視提供接網(wǎng)服務(wù)，按照《電網(wǎng)公平開放監(jiān)管辦法》辦理有關(guān)接網(wǎng)手續(xù)。項目接入方案通過后，項目業(yè)主開展綠電直連項目建設(shè)，電網(wǎng)企業(yè)開展電網(wǎng)配套工程建設(shè)，協(xié)同保障綠電直連項目按期并網(wǎng)。
綠電直連項目要嚴格按照批復方案建設(shè)，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(yīng)資質(zhì)的第三方機構(gòu)對項目進行綜合驗收，市（州）能源主管部門應(yīng)及時組織有關(guān)單位對綜合驗收結(jié)果進行現(xiàn)場監(jiān)督核查。電網(wǎng)企業(yè)要根據(jù)項目批復方案做好接網(wǎng)服務(wù)；新能源建設(shè)進度滯后的，投資主體可與電網(wǎng)企業(yè)協(xié)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(shè)監(jiān)管，定期向省能源局報送建設(shè)情況。綠電直連項目建成投運后，因負荷發(fā)生重大變化不能持續(xù)運營的，可申請變更為其他符合建設(shè)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(wǎng)企業(yè)落實具備接入條件（項目需建成滿3年），履行并網(wǎng)程序后，按照市場化原則重新申報轉(zhuǎn)為公用電站，上網(wǎng)電量不納入新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制。終止實施資格的項目（含電源）主體三年內(nèi)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(tǒng)籌推進全省綠電直連項目建設(shè)工作，推動綠電直連模式有序發(fā)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(yè)穩(wěn)定運行，做好已批復綠電直連項目管理和運行監(jiān)測工作。電網(wǎng)企業(yè)、電力市場運營機構(gòu)要按照職責分工，全面落實有關(guān)規(guī)定，不斷提升項目接入電網(wǎng)和參與市場交易的服務(wù)能力與技術(shù)保障水平。
（二）跟蹤評估
省能源局統(tǒng)籌全省項目建設(shè)評估工作。市（州）能源主管部門定期調(diào)度項目建設(shè)進度，適時評估項目建設(shè)情況，會同當?shù)仉娋W(wǎng)企業(yè)對項目新能源年自發(fā)自用電量占總用電量的比例、上網(wǎng)電量占總可用發(fā)電量的比例等進行監(jiān)測評估，及時向省能源局報送相關(guān)情況。
（三）統(tǒng)籌銜接
本方案印發(fā)之日起，在吉林省內(nèi)新申請開發(fā)綠電直連項目按此實施方案進行管理。吉林省內(nèi)“綠電+消納”四種模式中的新能源直供模式、孤網(wǎng)運行模式，以及《關(guān)于進一步促進新能源產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展的實施方案（試行）》（吉能電力聯(lián)〔2025〕61號）涉及新能源直供模式相關(guān)措施也按此方案執(zhí)行。項目實施過程中，如遇國家政策調(diào)整，按照國家最新政策執(zhí)行。
本方案未盡事宜，按照發(fā)改能源〔2025〕650號、發(fā)改價格〔2025〕1192號、發(fā)改能源〔2025〕1360號有關(guān)規(guī)定執(zhí)行。
作者： 來源：吉林省能源局 責任編輯：jianping
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