9月9日，攀枝花市发展和改革委员会发布了关于《攀枝花市绿电直连改革实施方案(征求意见稿)》公开征求意见的公告。其中提到，依托建筑屋顶、停车棚等可利用空间建设分布式光伏，配套储能及充电设施，实现光伏发电就近消纳、直接供能，富余电量并网回用。
原文如下：
关于《攀枝花市绿电直连改革实施方案(征求意见稿)》公开征求意见的公告
为深入落实国家能源安全新战略和“双碳”工作部署，紧扣绿色低碳转型、高质量发展和共同富裕试验区建设目标，创新绿电全链条应用模式与体制机制，破解传统用能主体单一、应用场景受限、要素错配等短板弱项，畅通新能源就近消纳路径，推动绿电与重点产业深度融合，持续压降企业绿色用能成本，赋能产业提质升级、电网增效保供、乡村固本振兴，全面激活区域绿色低碳发展新动能，攀枝花市发展和改革委员会研究起草了《攀枝花市绿电直连改革实施方案(征求意见稿)》。
根据《公平竞争审查条例》等有关规定，现就《攀枝花市绿电直连改革实施方案(征求意见稿)》公开征求意见。如认为本方案存在违反《公平竞争审查条例》《公平竞争审查条例实施办法》等含有排除或限制市场竞争的内容，请通过以下方式，于2026年9月17日前向攀枝花市发展和改革委员会书面提出：
一、电子邮箱：请将意见发送至350139180@qq.com，邮件主题请注明 “攀枝花市绿电直连改革实施方案征求意见”。
二、信函邮寄：请将意见寄送至“攀枝花市东区东华街三线大道北段118号2栋国投大厦攀枝花市发展和改革委员会能源管理科”(邮编：617000)，信封上请注明
“攀枝花市绿电直连改革实施方案征求意见” 字样。
联系人：尹老师 联系电话15281211090
感谢您的参与和支持!
附件：《攀枝花市绿电直连改革实施方案(征求意见稿)》
攀枝花市发展和改革委员会
2026年9月9日
附件：
攀枝花市绿电直连改革实施方案
(征求意见稿)
深入落实国家能源安全新战略和“双碳”工作部署，紧扣绿色低碳转型、高质量发展和共同富裕试验区建设目标，创新绿电全链条应用模式与体制机制，破解传统用能主体单一、应用场景受限、要素错配等短板弱项，畅通新能源就近消纳路径，推动绿电与重点产业深度融合，持续压降企业绿色用能成本，赋能产业提质升级、电网增效保供、乡村固本振兴，全面激活区域绿色低碳发展新动能。
一、改革思路
(一)源荷匹配，统筹兼顾。聚焦重点负荷布局新能源及储能配套项目，优化源荷时空配置，有效破解供需错配难题。分层推进单用户绿电直连、园区多用户绿电直供协同组网建设，统筹村镇新能源开发应用，构建兼顾日常供电与应急保供的能源保障体系，实现经济、生态、帮扶、防灾综合效益协同提升。
(二)试点先行，梯次推进。分类梳理建立涵盖园区绿电直供、绿色智慧微电网、村镇微能网等多类型项目储备库。择优申报国家、省级示范试点，健全滚动储备、分批建设、梯度推广的工作机制，以标杆试点引领全市绿电直连工作有序铺开、纵深推进。
(三)多元场景，分类实施。立足工业企业、产业园区、公共设施、边远村镇等不同用能场景，精准适配差异化建设路径和运营模式。因地制宜打造特色示范载体，形成类型丰富、亮点突出、可复制可推广的绿电应用样板体系。
(四)市场运作，政策赋能。坚持市场主导、政府引导，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，强化政策支撑、要素保障与统筹调度。积极争取上级政策红利，规范项目运维与收益帮扶机制，全面激发各类市场主体活力，构建多方协同、共建共赢的绿色发展格局。
二、改革目标
到2030年，全面建成多类型协同发展的绿电直连示范矩阵，补齐储能配套、应急供电、项目运维短板，破解单用户直连降本空间有限、园区多用户申报路径缺失、农村光伏帮扶电站运维能力薄弱、消纳路径单一、多场景示范推进缓慢等突出问题，系统性实现工业降本增效、园区绿色转型、乡村能源提质、山区应急保供增效的综合发展成效。
(一)工业试点率先突破。推动4个单用户“一对一”绿电直连项目纳入全省首批试点并落地投运，积极探索算电融合绿电直连开发建设模式，推动绿电资源与算力负荷高效耦合，拓展绿电直连创新应用场景，积累单点示范经验，为后续园区集成化、多主体组网应用奠定实践基础。
(二)园区示范成型见效。复制推广“惠能助企”成熟改革经验，盘活园区分布式光伏资源，落地微电网、光储充一体化等示范项目;建成1—2个园区级“一对多”绿电直连样板，破解单用户模式成本压降瓶颈，持续提升重点企业绿电消纳占比、降低绿色用能成本，形成可复制、可推广的园区绿色用能新模式。
(三)乡村能源提质增效。开展存量村级光伏帮扶电站提质，规范运维管理与收益分配机制;推进村镇微能网试点建设，打造平急两用、低压直流智能微电网示范，补齐边远山区地质灾害应急供电短板，赋能乡村民生保障与产业发展，持续巩固拓展脱贫攻坚成果。
(四)制度机制系统完备。系统构建源荷统筹调度、园区多用户组网运行、农村帮扶光伏盘活利用、村镇微能网运营管理及要素保障机制，形成体系完善、特色鲜明、可供全省借鉴的绿电直连改革攀枝花实践样板。
三、重点任务
(一)推进单用户“一对一”绿电直连试点项目
聚焦钒钛新材料、钢铁制造、储能材料、矿产采选等重点高载能行业，按照“以荷定源”原则，依托周边区域集中式风光资源配套直连供给，稳步推进单用户绿电直连试点建设。一是精磨试点实施方案。对4个省级申报试点项目实行清单化、闭环式管理，对标评审要求动态优化方案，夯实项目技术支撑与经济可行性，全力保障试点申报落地。二是优化源荷储能配置。坚持“以荷定源、跨区调剂、精准匹配”，通过存量盘活、定向配建等方式为企业适配新能源资源;结合工业负荷波动特性配套储能设施，平抑新能源出力波动、提升项目运行质效。三是扩容创新项目储备。积极探索算电融合、源网荷储一体化等新型绿电直连模式，丰富创新应用场景，持续充实项目储备，构建梯次推进、有序落地的项目建设格局。
(二)开展园区“一对多”直供示范
围绕国家钒钛高新区、安宁、格里坪、白马等重点产业园区，创新打造“新能源+专线直供+多用户聚合”“一对多”绿电应用模式，破解单用户直连降本空间有限的短板。一是精准筛选实施载体。摸排各园区用电负荷规模、用能特性及绿色用能需求，择优遴选源荷适配度高的园区作为“一对多”直供示范点位。二是规范建设运营体系。由各园区牵头统筹，联动新能源开发企业、园区用能企业组建实施主体，统一负责项目建设、运维管理与运营结算。统筹整合园区集中式、分布式光伏资源，配套建设共享储能及直供专线、变电等配套设施，按需匹配园区聚合用电负荷，严格落实自发自用、余电上网管理要求。同步搭建分户智慧计量与溯源平台，常态化满足绿电认证、绿证申领、产品绿色溯源工作需求。三是做实项目前期储备。系统开展负荷测算、资源核验、接入方案论证，编制完善试点实施方案，常态化储备项目，待省级配套政策明确后有序启动实施。四是创新交易结算机制。实行园区统一市场化交易、内部协商定价，通过负荷聚合摊薄设施建设与运维成本。健全电量分摊、电费结算、绿证共享机制，保障各市场主体均衡共享绿色发展红利。
(三)建设园区分布式光伏微电网
复制推广“惠能助企”改革试点经验，布局厂区、园区分布式绿色微电网，构建“大电网+配电网+微电网”多层供电保障体系。一是深挖空间开发潜力。充分利用厂房屋顶、闲置场地，通过企业自建、场地租赁、第三方投资等多种模式开发分布式光伏，配套用户侧储能，打造源网荷储协同运行的微电网单元。二是完善配套保障体系。统筹推进园区微电网整体布局与配套电力、调度体系建设，结合园区用电负荷特性，科学配置储能、智能配电、并网调压等设施，有效平抑光伏发电间歇性、波动性出力问题。通过就近消纳、储能调峰、错峰增效，全方位保障微电网安全、平稳、高效运行。三是强化并网安全管理。联合供电企业优化并网接入服务，严格落实电网调度运行和安全生产管理要求，完善绿电溯源、绿证核销机制。
(四)实施光储充一体化项目建设
聚焦公交场站、物流园区、大型停车场、商业服务区等公共场景，统筹推进光储充一体化综合能源站布局建设。一是科学布局示范项目。依托建筑屋顶、停车棚等可利用空间建设分布式光伏，配套储能及充电设施，实现光伏发电就近消纳、直接供能，富余电量并网回用。借鉴成熟项目建设经验，精准匹配用电负荷，持续提升绿电就地利用效率。二是创新市场运营模式。积极引导综合能源服务商参与投资建设与运维管理，探索光伏收益与充电电价联动机制，撬动社会资本参与，提升项目市场化可持续运营能力。
(五)推进农村光伏帮扶电站提质增效
充分依托村级光伏帮扶电站机制电量、机制电价政策，大力发展村级光伏帮扶电站，盘活存量资源，推动光伏帮扶电站纳入绿电直连就近消纳体系，持续巩固拓展脱贫攻坚成果。一是优化交易并网服务，夯实项目收益基础。组织项目通过承接竞价结果等方式纳入新能源可持续发展价格结算机制，足额享受光伏帮扶电站机制电量、机制电价结算政策。推广电站聚合参与市场交易模式，由电网企业提供“一站式”并网办理服务，做实合同签订、电费结算全流程保障。二是开展存量摸排梳理，推进电站改造提升。联合农业农村、能源、供电部门完成存量电站全面摸排，建立项目台账，有序开展组件、逆变器、监控系统升级改造，提升发电效能。对具备条件的村级电站，优先保障本村及周边农产品加工、公共服务、乡村文旅项目就地用能。三是抓实运维管护工作，健全收益闭环管理。推行专业化集中运维，降低故障损耗，保障机制电量足额结算。扣除运维、保险等必要成本后，电站净收益严格用于设置公益性岗位、困难群众重点帮扶及村级公益事业建设，做到收益公开、台账完整可追溯。
(六)开展村镇微能网试点建设
对标国家村镇微能网政策导向，统筹日常绿色供能与边远山区应急保供能力建设，分类实施民生公益型、工商业综合型、平急两用应急型三类村镇微能网试点。一是民生公益型微能网。整合农户屋顶光伏、村级光伏帮扶电站、小型储能设施，聚焦农村生产生活用能，保障村民生产生活、村级公共设施绿色可靠用电。针对边远山区供电薄弱区域，依托储能强化极端天气离网应急供电，提升农村供电韧性。由电网企业牵头，引导社会资本参与，同步提升农村供电绿色化与安全保障水平。二是工商业综合型微能网。围绕村镇工商业用能需求，对接农产品加工、乡村文旅等经营主体负荷，聚合工商业侧能源资源，开展小规模多用户就近绿电供能;条件成熟的参照园区“一对多”绿电直连模式落地实施。配套配置应急储能模块，保障产业关键负荷备用供电，防范停电风险，稳定乡村工商业生产经营秩序。三是平急两用应急型微能网。立足我市部分地区高山地质灾害多发实际，建设可再生能源独立应急微能系统。合理布局分布式光伏、小型风电、构网型储能，配套改造配网与并网点，搭建能量管理平台，支持并网、故障孤岛离网双模式运行，具备黑启动、快速并离网切换能力。日常优先消纳本地绿电，富余电量上网，拓宽村集体收益渠道;在灾害预警阶段提前储能蓄电，外网失电后自动切换孤岛运行，分级保障村卫生室、避险安置点、通信基站等重点民生负荷稳定供电。建立常态化运维及年度孤岛实战演练机制，打造山区应急供能可复制样板。四是稳妥推进试点示范落地。重点推进盐边县北部红宝—国胜平急两用风光储智能微电网、仁和区芒源村低压直流微能网试点。统筹编制规划方案、接入系统方案，健全安全管控体系，把应急保供嵌入整体设计，明确应急切换、运维处置工作机制，力争至少1个项目纳入国家试点，形成成熟样板后向全市有序推广。
四、时间进度
按照“储备攻坚—示范突破—总结成型”三个阶段，实行节点化管控，有序推进改革落地。
(一)摸排储备，攻坚试点阶段(2026年)：完成多场景资源条件、用电负荷全面摸排;做实单用户“一对一”绿电直连项目申报前置工作;遴选园区级“一对多”直供试点载体;完成全市村级光伏帮扶电站排查建档;完成两处村镇微能网试点项目前期勘察及方案论证。
(二)示范落地，多点突破阶段(2027—2028年)：推动单用户“一对一”绿电直连项目建成投运;待省级政策明确后启动园区级“一对多”直供项目实施;实施一批村级光伏帮扶电站提质改造;两处村镇微能网试点开工建设;建成1—2个园区分布式微电网、2—3个光储充一体化示范;完善村镇微能网调度、管控、演练配套制度。
(三)总结提升，体系成型阶段(2029—2030年)：各类型示范项目全面投运;园区“一对多”直供、农村帮扶光伏盘活、村镇微能网等场景形成标准化、可复制推广模式，全面达成改革既定目标。
五、保障措施
(一)健全统筹调度机制
由市发展改革委牵头成立工作专班，统筹联动自然资源和规划、林草、经信、农业农村、供电公司、各县(区)及国家钒钛高新区等单位，建立周调度、月督办工作机制。梳理归集各类能源重点项目，实行清单化调度管理，针对项目用地、用林、并网审批等瓶颈堵点逐项攻坚、闭环销号。
(二)强化向上对接统筹
常态化对接省级发改、能源部门争取政策支持，全力争取先行先试，推动4个单用户“一对一”绿电直连纳入省级首批改革试点，积极争取园区级“一对多”绿电直连落地，力争在源荷配比、余电上网、储能配套方面获得省级专项赋能。同步申报村镇微能网各级试点，对接争取村级光伏帮扶电站享受机制电量、电价相关政策。
(三)强化要素资金保障
精简各类试点前期审批要件，提升审批办理效能。拓宽绿电直连项目资金筹措渠道，统筹用好绿色金融、乡村发展、防灾减灾等各类资金，强化重点示范项目资金保障。
(四)健全运行监管制度
规范电力市场内部交易结算，完善园区分户绿电计量溯源，落实绿证核发核销管理。强化村级光伏帮扶资产监管，严防借项目改造变更集体权属、弱化公益帮扶效能。建立健全村镇微能网并网调度、孤岛运行管控、应急演练配套制度，筑牢项目安全运行底线。
六、工作要求
(一)压实层级责任，强化协同联动
明晰市级部门与属地权责边界，构建部门协同、属地主抓、各方联动的工作体系。经信部门做好产业端协同对接;自然资源、林草部门强化用地用林要素保障;农业农村部门牵头村级光伏帮扶项目管理;税务部门落实光伏税费支持政策;供电公司做好并网接入和技术支撑。各县(区)、国家钒钛高新区履行属地主体责任，统筹辖区项目谋划、协调调度及落地推进，推动改革任务层层压实、终端见效。
(二)严把方案论证，筑牢风险防线
统筹兼顾技术可行性与经济合理性，抓实试点项目前期论证。充分发挥智库、行业专家专业作用，聚焦重点项目开展源荷测算和方案评审，围绕电网接入、源荷匹配、安全管控、投资效益开展综合研判，联合行业专家、电网运营单位开展审查把关。压紧论证主体责任，从源头防范技术缺陷、投资低效等问题，保障项目方案科学合规、具备实操条件。
(三)紧盯时序节点，狠抓压茬实施
严格对照时间进度，各责任单位结合职责细化任务清单，明确工作内容、责任人员及完成时限，倒排工期、挂图作战。依托专班周调度、月督办工作机制，全程跟踪项目摸排、前期论证、要素办理、开工建设、并网投运各环节，对滞后事项及时预警，压茬推进改革任务，确保按既定节奏落地见效。
(四)深化政策宣贯，凝聚多方合力
面向产业园区、重点企业、乡镇村集体开展精准政策解读，围绕绿电直连、园区聚合直供、农村光伏提质、村镇微能网建设做好政策宣讲。通过专题培训、现场答疑、案例推介，讲清政策边界、申报路径、投资收益，推动政策直达市场主体。及时回应企业、村集体关切，破除认知误区，充分调动各类市场主体参与改革的主动性。
(五)健全评估纠偏，做实闭环管理
建立改革动态跟踪评估机制，围绕项目投资、发电量、企业降本、碳减排、光伏帮扶收益、山区应急保供能力设置核心监测指标。采取定量测算与定性评价相结合方式，定期研判改革实施质效，梳理破解推进堵点，总结可复制经验;对成效不及预期的试点及时纠偏优化，构建“监测—评估—纠偏—提升”闭环管理，持续释放改革综合效益。
