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近日，陕西省发展和改革委员会发布《关于进一步推动绿电直连项目开发建设的通知》。
文件指出，开展范围从负荷侧看：
1. 支持新增负荷可配套建设新能源项目、存量负荷压减燃煤燃气自备电厂出力项目、有降碳刚性需求的出口外向型企业(及其上下游企业)存量负荷项目等三种类型配套建设新能源电源组成单用户或多用户绿电直连项目。
2.鼓励有绿色电力消费需求的新增、存量负荷项目(包括有绿色电力消费比例要求的企业、重点用能和碳排放企业、有降碳需求的出口外向型企业及其上下游企业等)，均可利用周边新能源资源探索开展单用户或多用户绿电直连。其中，存量负荷中，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。
3.工业园区、零碳园区、增量配电网等的全部或部分负荷、新增或存量负荷项目均可因地制宜就近接入新能源，组成单用户或多用户绿电直连项目。
开展范围从电源荷侧看：
1.支持在建、新建电源项目在履行相应变更手续后开展绿电直连申报。直连电源为分布式光伏的，可通过集中汇流方式开展单用户或多用户绿电直连，电源项目本体建设要求按照《分布式光伏发电开发建设管理办法》等政策执行。
2.对于因消纳受限等原因无法并网、电网接入工程尚未开工，以及与电网企业就切改方案、配套接网工程处置方案等达成一致意见的存量新能源项目，在履行相应变更手续后，可作为绿电直连项目配套新能源开展申报。
3.对已投运并网消纳新能源项目开展试点应用，试点模式分为四类：一是已并网新能源接入国家级和省级零碳园区、增量配电网；二是已并网新能源接入有较大降碳需求的省级重点新建项目；三是已并网新能源与负荷为同一投资主体；四是已并网新能源消纳受限比例较高项目。相关项目在与电网企业就切改方案、配套接网工程处置方案等达成一致意见，并履行相应变更手续后，可作为绿电直连项目配套新能源开展申报。
直连线路长度暂不做限制，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，提升就近消纳能力。支持新能源开发资源不足的地市在与周边地市(省区)协商一致的情况下，依据发展需要开展跨地市(省区)绿电直连项目。跨地市(省区)绿电直连项目由相关地市能源主管部门联合组织申报。
源荷匹配。项目按照“以荷定源”原则合理规划新能源装机规模，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%。项目新能源弃电不纳入新能源利用率统计。并网型项目应合理规划确定最大负荷峰谷差率，与公共电网交换功率的电力峰谷差率不高于规划值。为避免过度增加公共电网消纳压力，并网型项目投产运行后，年上网电量原则上不超过总可用发电量的20%。在省级能源主管部门明确的新能源消纳困难时段，项目不得向公共电网反送电。
关于项目主责单位：项目应由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，原则上由电源方与负荷方合资组建，多用户项目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。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。项目主责单位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。
项目应严格按照批复方案建设，投运前不得擅自转让或以其他方式变更投资主体、投资比例和相关权益。新增电源不得早于负荷投产，分期投产的项目应在申报材料中明确分期建设方案及投产计划，且每期电源的装机规模、投产时序均要与负荷相匹配。项目原则上应于2029年12月31日前建成投产。新能源项目及直连线路工程应与负荷工程同步建成投产。
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。项目不得由电网企业代理购电。
退出机制。项目投产满三年后，因负荷发生重大变化导致无法持续运营的，项目投资主体可向省级能源主管部门提交终止绿电直连项目申请，经审批同意后准许终止。电源和负荷不是同一投资主体的项目申请终止时，须由双方共同发起。绿电直连项目获准终止后，其电源应重新办理接入系统手续，按照新建项目当年电价政策，重新纳入电力市场交易范畴。
