《实施方案》中所指单一用户绿电直连（以下简称绿电直连），是指风电、太阳能发电、生物质发电等新能源不直接接入公共电网，通过直连线路，向单一电力用户供给绿电，并能实现电量物理溯源的模式。具体规定如下：
项目用电负荷要有依据和支撑，风电、集中式光伏装机规模计入全省新能源开发建设规模，配建新型储能原则上视为用户侧新型储能，直连线路、接入系统线路等按电压等级纳入全省电力规划，并按权限进行核准备案。
离网型直连项目要充分论证内部供电安全可靠性。并网型项目建设方案应合理确定最大的负荷峰谷差率，项目与公共电网交换功率的电力峰谷差率不高于方案设计值。
并网型项目应按照“以荷定源”原则，科学确定电源类型和装机规模，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%，2030年前不低于35%，上网电量占总可用发电量的比例上限（简称上网电量比例）一般不超过20%。已有燃煤燃气自备电厂绿电直连项目不向公共电网反向送电，氢基可持续燃料项目2026-2027年上网电量比例不超过40%，2028年及以后不超过20%。绿电直连项目新能源利用率目标应参考全省同期新能源利用率合理制定，弃电不纳入全省新能源利用率统计。
计量结算方面：项目已有燃煤燃气自备电厂等电源的，应与新建新能源、储能项目电量区分计量。
退出机制方面：终止实施资格后，负荷需要供电保障的，履行相应报装变更手续后由电网企业保障供电，不得再次申请开展绿电直连；终止实施资格2年后，电源和储能在落实接入条件基础上按照同期现行政策重新申请纳入全省新能源和独立储能开发建设规模，纳入后项目全容量参与电力市场，不纳入新能源可持续发展价格结算机制、电网侧新型储能容量价格政策等执行范围。
交易和价格机制方面：并网型绿电直连项目享有平等的市场地位，按照《电力市场注册基本规则》进行注册，原则上应作为整体参与电力市场交易。
项目上网电量全部参与电力市场交易，新能源上网电量不纳入新能源可持续发展价格结算机制。项目用电直接参与市场交易，不得由电网企业代理购电。
绿电直连项目执行《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号）规定的就近消纳项目价格机制，按规定缴纳输配电费、系统运行费、上网环节线损费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用。平均负荷率具体标准由电网企业按年测算并报省发展改革委审核后随同代理购电价格表公布。
原文如下：
责任编辑：筱海
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