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11月10日，山西省能源局发布关于印发《绿电园区规划、建设和运营工作指引（2025年）》的通知。
文件指出，为深入贯彻落实习近平总书记视察山西重要讲话重要指示精神，挖掘我省绿电要素优势，高质量打造绿电园区，实现绿电资源就地转化，助力招商引资和产业升级，围绕控制绿电项目开发成本、降低园区配电环节成本、节约园区内部运营成本和合理控制园区网购电成本四个关键环节，制定本工作指引。
在控制绿电项目开发成本方面指出：
实施项目同主体开发。按照“整体协同、利益互补”的原则，鼓励同主体开展绿电园区项目开发，实现项目整体利益平衡。优先支持电源、绿电专变、直连线路、储能、运营平台及其配套设施等由同一主体投资建设。
合理确定风光储容量配比。根据园区所在地风光发电出力特性、用户用电特性及分时网购电价，科学论证风光储容量配比，优化风光发电、储能、用电负荷、电网购电的协调性。
落实新能源项目“标准地”。由园区所在政府牵头协调用地规划布局与土地核查，推进绿电园区配套新能源项目“标准地”，简化审批流程，降低新能源开发非技术成本，推动绿电项目加快落地。
优选绿电项目投资开发主体。引导政策性金融机构、省属金融企业及发电集团等参与绿电园区建设，引入优质资本、耐心资本长期投资，降低项目融资成本，保障项目高效推进与长期稳定低成本运营。
在降低园区配电环节成本方面指出：
在绿电园区建设增量配网。实行绿电园区和增量配网政策叠加，支持绿电园区开展增量配电业务改革，将增量配电网作为绿电园区能源服务基础平台。
绿电园区统一对电网结算。依托增量配电网，实现绿电园区整体对大电网结算。在增量配电网内部，采取灵活的价格策略，根据不同用户用电负荷实际情况实现差异化结算，促进配电网与用户互利共赢、协同发展。
降低配电环节电量电费。依托增量配电网，对园区内电力用户实施输配电量电价折扣或减免，增强园区配电网电价要素吸引力。
优化园区容（需）量电费。依托增量配电网，对绿电园区用电负荷实施精细化监测，合理选择容（需）量电费缴纳方式；以园区为整体统筹预留负荷波动空间，引导用户有序错开负荷波动时段，降低最大需量。
除此之外，通知还指出，引入优秀市场交易和运营服务团队，聚合绿电园区内用户、新能源，组建“源荷类”虚拟电厂，整体参与电力市场。通过动态优化源荷协同控制策略，实现园区发用电与电力现货市场高效、经济交互，降低园区整体购电成本。
实现园区源网荷储利益协同。以园区虚拟电厂和增量配电网为平台，设立源网荷储利益调节机制，根据实际运行情况动态调整收益分配，提升绿电园区整体利益协同，增强各方协作稳定性，实现共赢发展。
探索煤电长期协同合作机制。鼓励各地立足资源禀赋，推动煤炭、煤电与绿色电力优势互补，以绿电园区为主体，通过股权合作、联营等方式与煤炭及煤电企业建立长期合作关系，稳定电煤供应和电力生产供需，将区域煤炭资源优势持续转化为具有竞争力的电价优势，实现园区网购电价可控。
公告如下：
山西省能源局关于印发《绿电园区规划、建设和运营工作指引（2025年）》的通知
晋能源规发〔2025〕224号
各市能源局，各绿电园区建设运营相关单位：
为推动我省绿电园区科学规划、高效建设和健康运营，省能源局制定了《绿电园区规划、建设和运营工作指引（2025年）》，请各市县能源局根据新能源资源禀赋和产业、项目发展需求，高标准谋划建设绿电园区和绿电直连项目；请各绿电园区结合工作实际，强化全过程管理，确保园区高质量建成运营。工作中遇到的新情况、新问题，及时向省能源局反馈。
山西省能源局
2025年11月10日
绿电园区规划、建设和运营工作指引（2025年）
为深入贯彻落实习近平总书记视察山西重要讲话重要指示精神，挖掘我省绿电要素优势，高质量打造绿电园区，实现绿电资源就地转化，助力招商引资和产业升级，围绕控制绿电项目开发成本、降低园区配电环节成本、节约园区内部运营成本和合理控制园区网购电成本四个关键环节，制定本工作指引。
一、控制绿电项目开发成本
（一）实施项目同主体开发。按照“整体协同、利益互补”的原则，鼓励同主体开展绿电园区项目开发，实现项目整体利益平衡。优先支持电源、绿电专变、直连线路、储能、运营平台及其配套设施等由同一主体投资建设。
（二）合理确定风光储容量配比。根据园区所在地风光发电出力特性、用户用电特性及分时网购电价，科学论证风光储容量配比，优化风光发电、储能、用电负荷、电网购电的协调性。
（三）落实新能源项目“标准地”。由园区所在政府牵头协调用地规划布局与土地核查，推进绿电园区配套新能源项目“标准地”，简化审批流程，降低新能源开发非技术成本，推动绿电项目加快落地。
（四）优选绿电项目投资开发主体。引导政策性金融机构、省属金融企业及发电集团等参与绿电园区建设，引入优质资本、耐心资本长期投资，降低项目融资成本，保障项目高效推进与长期稳定低成本运营。
二、降低园区配电环节成本
（五）在绿电园区建设增量配网。实行绿电园区和增量配网政策叠加，支持绿电园区开展增量配电业务改革，将增量配电网作为绿电园区能源服务基础平台。
（六）绿电园区统一对电网结算。依托增量配电网，实现绿电园区整体对大电网结算。在增量配电网内部，采取灵活的价格策略，根据不同用户用电负荷实际情况实现差异化结算，促进配电网与用户互利共赢、协同发展。
（七）降低配电环节电量电费。依托增量配电网，对园区内电力用户实施输配电量电价折扣或减免，增强园区配电网电价要素吸引力。
（八）优化园区容（需）量电费。依托增量配电网，对绿电园区用电负荷实施精细化监测，合理选择容（需）量电费缴纳方式；以园区为整体统筹预留负荷波动空间，引导用户有序错开负荷波动时段，降低最大需量。
三、节约园区内部运营成本
（九）整体组建源荷类虚拟电厂。引入优秀市场交易和运营服务团队，聚合绿电园区内用户、新能源，组建“源荷类”虚拟电厂，整体参与电力市场。通过动态优化源荷协同控制策略，实现园区发用电与电力现货市场高效、经济交互，降低园区整体购电成本。
（十）实现园区源网荷储利益协同。以园区虚拟电厂和增量配电网为平台，设立源网荷储利益调节机制，根据实际运行情况动态调整收益分配，提升绿电园区整体利益协同，增强各方协作稳定性，实现共赢发展。
（十一）提升园区电力平衡能力。依托虚拟电厂对园区内的发用电行为进行整合优化和动态管理，健全相应的激励考核和红利分享机制，降低园区电源和负荷曲线偏差成本。增强发用两侧对电价信号的响应能力，提升园区内整体电力平衡水平。
四、合理控制园区网购电成本
（十二）提高电能量市场交易水平。依托准确的内部电源发电预测、市场价格预测和内部调节能力，合理确定绿电园区在电能量市场中的中长期和现货交易比例，做好市场衔接和量价平衡，实现最低成本购电。
（十三）增加外部市场收益。依托园区电力平衡能力，在辅助服务市场和容量市场中贡献调节价值，获取额外收益。通过高比例绿电使用，在碳市场获取收益。
（十四）按年确定中长期交易电价。在建立多年期煤电合作机制的基础上，结合电力市场供需和电价水平，逐年合理确定中长期交易电价，稳定园区用电价格基本盘。
（十五）探索煤电长期协同合作机制。鼓励各地立足资源禀赋，推动煤炭、煤电与绿色电力优势互补，以绿电园区为主体，通过股权合作、联营等方式与煤炭及煤电企业建立长期合作关系，稳定电煤供应和电力生产供需，将区域煤炭资源优势持续转化为具有竞争力的电价优势，实现园区网购电价可控。
