浙江省發展和改革委員會 浙江省能源局關于推動多用戶綠電直連發展有關事項的通知

浙江省發展和改革委員會浙江省能源局關于推動多用戶綠電直連發展有關事項的通知

各設區市發展改革委、寧波市能源局，省電力公司：

根據《關于有序推動綠電直連發展有關事項的通知》（發改能源〔2025〕650號）、《關于有序推動多用戶綠電直連有關事項的通知》（發改能源〔2026〕688號）和《關于促進人工智能與能源雙向賦能的行動方案》（國能發科技〔2026〕34號），結合我省實際，制定本通知。

一、適用范圍

多用戶綠電直連是指風電、太陽能發電、生物質發電等新能源發電不直接接入公共電網，通過專用線路和變電設施向多個用戶供給綠電，實現供給電量清晰溯源和分配的模式。其中，多用戶是指多個不同法人實體，不包括居民和農業用戶。分布式光伏可通過集中匯流方式參與綠電直連。

（一）直連方式

1.并網型項目。項目整體接入公共電網，與公共電網形成清晰的物理界面與責任界面，電源應接入項目的內部。

2.離網型項目。項目的電源、用戶、線路、儲能等電力設施均與公共電網無電氣連接，作為獨立系統開展運營。

（二）項目類型

1.新增負荷可配套建設新能源電源組成多用戶綠電直連項目。存量負荷中，單用戶綠電直連項目可吸納其他新建負荷，同時配套擴建新能源電源組成多用戶綠電直連項目；有綠色電力消費需求的用戶（包括有綠色電力消費比例要求的企業、重點用能和碳排放企業、有降碳需求的出口外向型企業及其上下游企業等）可利用周邊新能源資源探索開展多用戶綠電直連；工業園區、零碳園區、增量配電網等的全部或部分負荷可就近接入新能源，組成多用戶綠電直連項目。其他滿足要求的業態模式也可參照執行。

2.尚未開展電網接入工程建設或因新能源消納受限等原因無法并網的新能源項目，在履行相應變更手續后開展多用戶綠電直連。已取得接入系統批復意見的原則上不予支持。嚴禁以“綠電直連”名義為違規電廠轉正、將公用電廠轉為自備電廠。

3.鼓勵具備靈活調節能力的算力設施開展綠電直連，持續提升算力設施綠色發展水平。

二、有關要求

（三）做好整體方案編制

綠電直連項目應編制包含電源、負荷、直連線路和接入系統的整體化方案，以專門章節評估系統風險、用電安全、電能質量等，并提出具體技術措施。項目接入電壓等級不超過220千伏；確有必要接入220千伏的，由省發展改革委（省能源局）會同浙江能源監管辦組織省電力公司、項目單位等開展電力系統安全風險專項評估。結合電網規劃發展和安全可靠運行需求，加強綠電直連項目直連線路、接網線路與公共電網規劃統籌，做好電網重要線路廊道預留保護，減少線路交叉跨越，確有跨越的應做好安全措施。

（四）鼓勵投資模式創新

1.綠電直連項目應明確獨立的主體作為項目主責單位，連接線路、變電設施、儲能及運營平臺原則上由項目主責單位投資建設。主責單位原則上由電源方與負荷方成立合資公司投資，或由一方單獨投資，以園區為模式的項目也可由園區管委會或第三方機構（不含運營輸電業務的公共電網企業）投資組建。

2.項目主責單位應充分利用存量電力設施，在不影響與公共電網責任界面劃分的前提下，可通過租賃等方式協商使用其他主體的存量電力設施；協商不成的，項目主責單位可自行建設相關設施。項目及其內部資源豁免電力業務許可，另有規定除外。

（五）做好電源負荷適配

并網型項目應按照“以荷定源”原則，科學確定新能源電源類型、裝機規模和儲能規模，支持“整體自發自用為主，余電上網為輔”模式。項目新能源年自發自用電量占總可用發電量的比例應不低于60%，占總用電量的比例應不低于30%，2030年起新增項目不低于35%。一般項目上網電量占總可用發電量的比例不超過20%；具備靈活調節能力的算電協同項目允許上網電量占總可用發電量的比例不超過30%。綠電直連項目的新能源利用率目標單獨設置，不納入全省新能源利用率統計。

（六）提升系統友好性能

鼓勵項目通過合理配置儲能、提升集控管理能力、挖掘負荷靈活調節潛力、開展多能互補等方式，提升就近消納能力。

并網型項目規劃方案應合理確定項目最大負荷峰谷差率，項目與公共電網交換功率的電力峰谷差率不高于方案規劃值。在新能源消納困難時段，項目不應向公共電網反送電。項目應按照有關管理要求和技術標準做好無功和電能質量管理，按標準配置繼電保護、安全穩定控制裝置、通信設備等二次系統，內部各設施涉網性能應滿足相關標準，并做好必要的應急預案，避免因自身原因影響電網安全穩定運行。并網型項目的涉網安全管理，按照浙江能源監管辦浙江省能源局《關于進一步提升浙江省新能源和新型并網主體涉網安全能力的通知》（浙監能安全〔2025〕9號）執行。

（七）明晰各方責任邊界

項目主責單位與內部主體應就電力設施投資建設、產權劃分、運行維護、平衡責任、內部費用標準和結算、違約責任等事項簽訂協議。項目主責單位承擔由于自身原因造成供電中斷的相關責任，并按照“誰產生、誰負責”原則，根據內部協議和運行實際對責任公平劃分。

并網型項目與公共電網間形成清晰明確的安全責任界面，各相關主體在安全責任界面內履行相應電力安全風險管控責任。項目應統籌考慮內部源荷特性、平衡能力、經濟收益等因素，自主合理申報接入公共電網容量；公共電網按接網容量和有關協議履行供電責任。并網型項目主責單位應組織內部電源和負荷建立相應的調節機制，確保項目與公共電網的交換功率不超過接網容量。

（八）加強安全運行管理

電網企業應向滿足并網條件的項目公平無歧視提供電網接入服務。項目主責方應嚴格落實各項安全生產管理措施，保證安全穩定運行。應及時開展風險管控及隱患排查治理，深入評估并及時消除項目內部設備故障以及各類安全風險，不斷增強可靠性。并網型項目整體及內部電源按照接入電壓等級和容量規模接受相應調度機構管理，接入新型電力負荷管理系統或電力調度自動化系統。作為整體參與電力現貨市場的并網型項目，除發生影響公用系統安全穩定運行的突發情況外，調度機構在項目現貨市場出清結果基礎上下達調度計劃，項目主責單位按照調度計劃負責管理內部平衡。

項目根據接入電壓等級和容量規模，分級分類配置監測與控制設施，做好公共電網交換功率監測，項目內部資源應做到可觀、可測、可調、可控，并根據《電網運行準則》等向電力調度機構提供相關數據資料。項目應嚴格執行《電力監控系統安全防護規定》，安裝網絡安全監測、隔離裝置等安全設施，按要求向相關調度機構備案，接受調度機構開展的技術監督。電力系統需要時，并網型項目內部電源、儲能應按調度要求運行，作為應急電源向公共電網提供支撐。

（九）整體有序參與市場

并網型項目應在投產后1個月內按照《電力市場注冊基本規則》以新型經營主體身份進行市場注冊，項目電源和負荷不是同一投資主體的，也可分別注冊。項目原則上應作為整體參與電力市場交易，由項目主責單位統一申報；初期項目以“報量不報價”參與電力現貨市場，作為價格接受者參與現貨市場出清，與公共電網的交換功率曲線由項目主責單位統一預測申報；條件成熟時，逐步過渡至“報量報價”參與現貨市場。項目負荷參與市場交易后不得由電網企業代理購電。負荷企業用網電量按照浙江電力市場規則結算。項目未在投產后1個月內注冊并參與市場交易的，上網電量暫不予以結算，待完成注冊并參與市場交易后按照同類型機組當月現貨實時市場平均價格結算。

（十）規范內部運營管理

項目主責單位應與其內部電源和負荷簽訂長期購電協議，允許簽訂10年以上的長期購電協議，明確代理交易模式和價格機制，并考慮外部市場價格變化、負荷實際調節能力等因素建立動態調整機制。鼓勵項目主責單位及其內部與負荷在長期協議的基礎上，根據內部主體申報的源荷調節能力及事前確定的補償標準，優化內部運行方式，促進源荷協同運行和保障項目交換功率不超過接網容量。項目應按照權責對等、公平分攤的原則，合理確定結算價格。

（十一）落實相關價格機制

并網型項目應承擔輸配電費、上網環節線損費用、系統運行費等費用，具體繳納標準按照國家發展改革委國家能源局《關于完善價格機制促進新能源發電就近消納的通知》（發改價格〔2025〕1192號）和省級價格主管部門有關政策執行。并網型和離網型項目應按現行政策繳納政府性基金及附加。項目新能源發電量不納入可持續發展價格結算機制保障，不參與機制電價競價。

（十二）規范計量結算管理

并網型項目以項目接入點作為計量、結算參考點，作為整體與公共電網進行電費結算。項目應具備分表計量條件，由電網企業在發電、廠用電、并網、內部各用戶、儲能等關口安裝符合DL/T448《電能計量裝置技術管理規程》的計量裝置，準確計量各環節電量數據。關口計量裝置應具備雙向分時計量、遠程采抄等功能。禁止繞越裝設的各電能計量裝置用電。

（十三）明確綠電溯源機制

并網型項目整體按照內部實際新能源發電量（含儲能釋放的項目新能源電量）扣減上網電量確定自發自用電量，形成項目整體綠電溯源結果。項目內部各用戶按照每個時段用電量占該時段項目總用電量比例對自發自用電量進行拆分。

項目內部電源應在國家可再生能源發電項目信息管理平臺建檔立卡，電網企業應按照計量數據計算綠電溯源結果并將信息推送至國家綠證系統，并按相關規定進行核對。項目自發自用電量對應綠證的核發、劃轉、核銷等按照有關規定執行。

三、組織實施

（十四）項目申報

綠電直連項目以主責單位為主體進行申報。為便于新能源就近就地消納，統一協調項目的投資審批、核準和備案工作，負荷、電源布局原則上在同一設區市行政區域范圍內，由各設區市能源主管部門會同經信、自然資源、商務等主管部門及當地電網企業，統籌地方能源、國土空間與區域電力廊道規劃，結合企業降碳剛性需求，對企業申報方案進行聯審。跨設區市的綠電直連項目由主責單位所在市牽頭其他相關設區市進行聯審。通過聯審的項目由設區市能源主管部門印發各市綠電直連項目建設計劃組織實施（跨設區市項目由相關市聯合印發實施）并將建設計劃、項目方案和聯審意見報省發展改革委（省能源局）備案。接入電壓等級為220千伏的項目需由省發展改革委（省能源局）會同浙江能源監管辦組織電網企業、項目單位開展電力系統安全風險專項評估，確保電網安全穩定運行。

（十五）項目建設

列入綠電直連建設計劃的集中式光伏項目視作納入集中式光伏年度建設計劃；新型儲能項目參照用戶側項目管理，視作納入各設區市年度建設計劃；直連線路、接入系統等按電壓等級納入省級或設區市相關規劃。項目向電網企業報送并網申請，接入方案通過后，項目業主開展新能源電源與直連線路建設，電網企業開展配套電網工程建設，項目按整體方案統一建設，同步投產。

（十六）調整退出機制

設區市能源主管部門應會同電網企業建立項目跟蹤指導和評估機制，對于建設內容發生重大變更或擬退出運營的項目，經設區市能源主管部門審核同意后及時予以調整；對納入建設計劃1年仍未開工的項目，及時調出建設計劃；對運營期項目每年一季度完成上年度項目運行評估，連續3年電量比例、與電網交換功率指標不滿足要求的，應調整退出運營。退出運營的項目，其直連電源在設區市、電網企業落實接入條件后可重新申報建設計劃，重新接入公共電網，并可作為增量項目參與機制電價競價，機制電價執行期限的起始時間為直連項目電源首次發電時間。

浙江省發展和改革委員會浙江省能源局

2026年7月15日

來源：浙江省發展和改革委員會