国家能源局多次答复绿电直连、零碳产业园、智能微电网等问题

为支持新能源生产和消费融合发展模式探索创新，更好促进新能源就近就地消纳，2025年5月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650号），明确绿电直连模式的定义形态、建设要求、运行管理和权利义务，充分发挥用电负荷就近就地消纳新能源的优势，更好满足企业绿色用能需求，引导产业转型升级。

下一步，为适应新型电力系统建设要求，我们将持续深化配电机制创新，不断拓展新能源就近就地消纳模式，推动智能微电网等配电环节新模式新业态发展，激活配电侧活力，提高系统灵活调节能力，提升新能源就近就地消纳利用水平。

一是优化价格机制。目前我们正加快制定适用于绿电直连等新能源就近消纳模式的输配电价机制，待相关价格文件印发后，绿电直连项目应按规定缴纳相关费用，公平合理承担经济责任与社会责任。

二是健全交易机制。鼓励绿电直连项目作为整体参与电力市场，项目电源和负荷不是同一投资主体的，应签订多年期购电协议或合同能源管理协议。

三是厘清责任义务。电网企业向满足并网条件的项目公平无歧视提供电网接入服务，按照项目申报容量履行供电责任；项目应通过内部发用电资源调节确保与公共电网的交换功率不超过申报容量，并自行承担由自身原因造成的供电中断责任。

四是加强安全管理。要求项目严格落实各项安全生产管理措施，及时开展风险管控及隐患排查治理，在规划、建设、并网、运行全环节坚持安全优先原则。

为落实2024年中央经济工作会议关于“建立一批零碳园区”的部署要求，国家发展改革委会同有关方面编制了零碳园区建设方案，提出支持有条件的园区强化与周边非化石能源发电资源匹配对接，以就近就地消纳为原则，因地制宜发展绿电直连、新能源就近接入增量配电网等模式，强化先进储能技术规模化应用和需求侧管理，提升园区非化石能源可靠支撑能力。

下一步，将按照“谋划一批、建设一批、运行一批”的总体安排，支持有条件地区开展零碳园区建设，加强政策、资金、技术和要素保障，有力支撑新能源就近就地消纳和重点产业深度脱碳。

一是加快调峰能力、智能化调度能力建设。2024年，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》，着力提升支撑性电源调峰能力、可再生能源调峰能力、电网优化配置可再生能源能力，挖掘需求侧资源调峰潜力。

二是压实负荷侧绿电消纳责任。国家能源局持续健全可再生能源电力消纳责任权重机制，逐年下达各地区消纳责任权重指标和重点行业绿色电力消费比例目标。

三是促进新能源就地消纳。大力发展分布式新能源，推动绿电直连、零碳园区等模式发展，引导“东数西算”工程与能源布局协调发展，规模化提升数据中心绿电占比，促进新能源就近就地消纳。

四是促进新能源在更大的范围内优化配置。国家发展改革委、国家能源局积极推进跨省区输电通道规划建设，为新能源外送提供了通道保障。推进跨省跨区电力市场体系建设，2024年，全国跨省跨区市场化交易电量1.4万亿千瓦时。

一是关于体现综合能源项目绿色价值。《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》（发改能源〔2025〕262号），明确制定绿色电力消费认证相关技术标准、规则、标识，建立符合我国国情的绿色电力消费认证机制，鼓励第三方认证机构开展面向不同行业和领域的绿色电力消费认证，推进认证结果在相关领域的采信和应用。支持综合能源项目发挥绿证在绿色电力消费方面的作用，充分体现综合能源项目绿色价值。

二是关于实现“隔墙售电”自由交易。2017年以来，国家开展分布式发电市场化交易试点，鼓励分布式电源在配电网内就近开展市场化交易。近年来，随着电力现货市场加快建设，国家积极推动新能源参与电力市场交易，并持续创新新能源消纳模式。要求坚持市场化改革方向，推动包括分布式新能源在内的新能源上网电量全面进入市场，并配套建立价格形成和结算机制。支持新能源生产和消费融合发展模式探索创新，更好促进新能源就近就地消纳。下一步，将加快落实新能源参与电力市场的体制机制建设，推动各地尽快制定配套政策，完善适应新能源特性的市场机制设计。同时，推动配电机制创新，激发配电侧活力，提升新能源消纳利用水平。

三是关于体现综合能源项目调节容量价值。支持综合能源项目采用虚拟电厂模式有效聚合分布式电源、可调节负荷、储能等各类分散资源，协同参与电力系统调节和电力市场交易，体现能量、容量和调节等多元价值。支持虚拟电厂通过提供电能量、辅助服务等获得相关收益。