湖南多用户绿电直连：配储提升消纳，投运三年内不得退出，实现小时级新能源发用电量匹配

来源：市场资讯

（来源：储能与电力市场）

「储能与电力市场」获悉，9月18日，湖南省发改委印发《关于推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》。其中重要信息如下：

项目应通过合理配置储能等方式，提升就近消纳能力。

项目年自发自用电量占总可用发电量的比例不低于60%，占总用电量的比例不低于30%、2030年前不低于35%。

并网型项目年上网电量原则上不超过总可用发电量的20%。

项目整体参与电力市场交易。现阶段项目可以“报量不报价”方式参与电力现货市场，条件成熟时，逐步过渡至“报量报价”参与电力现货市场。

项目新能源发电量不纳入新能源可持续发展价格结算机制。

项目内部各用户可按照每个时段用电量占比确定自发自用电量，实现小时级新能源发用电量匹配。

绿电直连项目投运3年内原则上不予退出。退出的直连电源均不能参与后续机制电量竞价。

适用负荷具体包括：

新建负荷可配套建设新能源电源组成多用户绿电直连项目。

存量负荷中，单用户绿电直连项目可吸纳其他新建负荷，同时配套扩建新能源电源组成多用户绿电直连项目。

有绿色电力消费需求的用户（包括有绿色电力消费比例要求的企业、重点用能和碳排放企业、有降碳需求的出口外向型企业及其上下游企业等）可利用周边新能源资源探索开展多用户绿电直连。

工业园区、零碳园区、增量配电网等的全部或部分负荷可就近接入新能源，组成多用户绿电直连项目。

优先支持算力设施、绿色氢氨醇等新兴产业和未来产业开展绿电直连。

适用电源具体有：

新增风电、集中式光伏、生物质发电等新能源可作为直连电源，其中风电、集中式光伏应纳入省级能源主管部门制定的年度开发建设方案，生物质发电应纳入可再生能源发展规划。

存量新能源送出线路属于电源企业自有资产的，可作为直连电源。

新增及存量分布式光伏可通过集中汇流方式参与多用户绿电直连。

允许不同供电营业区的电源开展绿电直连项目。

项目按照“以荷定源”原则科学确定新能源电源类型、装机规模。项目年自发自用电量占总可用发电量的比例不低于60%，占总用电量的比例不低于30%、2030年前不低于35%。

项目应通过合理配置储能、提升集控管理能力、挖掘负荷灵活调节潜力、开展多能互补等方式，提升就近消纳能力。

并网型项目年上网电量原则上不超过总可用发电量的20%，在省级能源主管部门明确的新能源消纳困难时段不向公共电网反送电。项目新能源弃电不纳入新能源利用率统计。

并网型项目按照《电力市场注册基本规则》以新型经营主体身份进行市场注册，内部主体也可分别注册。

项目原则上应作为整体参与电力市场交易，由项目主责单位统一申报。现阶段项目可以“报量不报价”方式参与电力现货市场，条件成熟时，逐步过渡至“报量报价”参与电力现货市场。项目不得由电网企业代理购电。

项目公平承担输配电费、系统运行费、政策性交叉补贴等费用。并网型和离网型项目均应按现行政策缴纳政府性基金及附加。

项目新能源发电量不纳入新能源可持续发展价格结算机制。已竞得机制电量的存量电源转为绿电直连项目电源后退出新能源可持续发展价格结算机制，不再纳入机制执行范围。

并网型项目整体按照内部实际新能源发电量（含储能释放的项目新能源电量）扣减上网电量确定自发自用电量，形成项目整体绿电溯源结果。

项目内部各用户可按照每个时段用电量占比确定自发自用电量，实现小时级新能源发用电量匹配。

绿电直连项目投运3年内原则上不予退出。项目投运3年后，因负荷发生较大变化导致项目无法持续运营的，项目主责单位应书面向省级能源主管部门提交退出申请，审核同意后准许退出。

退出的直连电源均不能参与后续机制电量竞价。

原文如下：

关于推动多用户绿电直连发展有关事项的通知

各市州发展改革委（能源局），国网湖南省电力有限公司、湖南郴电国际发展股份有限公司、湖南新华供电有限公司，各有关企业：

为进一步明确我省多用户绿电直连项目开发建设管理要求，根据《国家发展改革委 国家能源局关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2026〕688号）、《国家发展改革委 国家能源局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）等文件精神，在《湖南省有序推动绿电直连发展实施方案》（湘发改能源〔2025〕853号）基础上，结合我省实际，现就有关事项通知如下：

一、适用范围

（一）项目定义。多用户绿电直连是指风电、太阳能发电、生物质发电等新能源发电不直接接入公共电网，通过专用线路和变电设施向多个用户供给绿电，实现供给电量清晰溯源和分配的模式。其中，多用户是指多个不同法人实体，不包括居民和农业用户。

（二）直连方式。多用户绿电直连项目按照是否接入公共电网分为并网型和离网型两类。并网型项目整体接入公共电网，与公共电网形成清晰的物理界面与责任界面，电源应接入项目的内部。离网型项目与公共电网之间无电气连接。

（三）适用负荷。新建负荷可配套建设新能源电源组成多用户绿电直连项目。存量负荷中，单用户绿电直连项目可吸纳其他新建负荷，同时配套扩建新能源电源组成多用户绿电直连项目；有绿色电力消费需求的用户（包括有绿色电力消费比例要求的企业、重点用能和碳排放企业、有降碳需求的出口外向型企业及其上下游企业等）可利用周边新能源资源探索开展多用户绿电直连；工业园区、零碳园区、增量配电网等的全部或部分负荷可就近接入新能源，组成多用户绿电直连项目。优先支持算力设施、绿色氢氨醇等新兴产业和未来产业开展绿电直连。

（四）适用电源。新增风电、集中式光伏、生物质发电等新能源可作为直连电源，其中风电、集中式光伏应纳入省级能源主管部门制定的年度开发建设方案，生物质发电应纳入可再生能源发展规划；存量新能源送出线路属于电源企业自有资产的，可作为直连电源。新增及存量分布式光伏可通过集中汇流方式参与多用户绿电直连。允许不同供电营业区的电源开展绿电直连项目。

二、规划投资与建设

（一）源荷匹配。项目按照“以荷定源”原则科学确定新能源电源类型、装机规模。项目年自发自用电量占总可用发电量的比例不低于60%，占总用电量的比例不低于30%、2030年前不低于35%。

（二）投资模式。项目应明确独立的主体作为项目主责单位；项目主责单位应具备法人资格，原则上由电源方与负荷方合资组建，也可以由电源方或负荷方一方单独投资组建，园区模式的项目主责单位可由园区管委会或第三方机构（不含运营输电业务的公共电网企业）投资组建，其中运营输电业务指的是运营220千伏及以上输变电电力设施的业务。

项目连接线路、变电设施、储能及运营平台原则上由项目主责单位投资建设。项目主责单位应充分利用存量电力设施，在不影响与公共电网责任界面划分的前提下，可通过租赁等方式协商使用其他主体的存量电力设施；协商不成的，项目主责单位可自行建设相关设施。

（三）接入管理。

并网型项目接入电压等级及设备选型应满足《用户接入电网供电方案技术导则》规定。项目接入电压等级不超过220千伏，确有必要以220千伏电压等级接入的，省级能源主管部门会同国家能源局湖南监管办公室共同组织开展电力系统安全风险专项评估，在确保电网安全稳定运行的前提下方可开展接入。

项目主责单位应确保项目内部各发电、厂用电、并网、内部各用户、储能等关口具备分表计量装设条件，由电网企业投资安装符合相关标准和有关部门认可的双向分时计量装置。禁止绕越各电能计量装置用电。

三、运行管理

（一）责任界面。项目主责单位承担由于项目自身原因造成供电中断的相关责任，按照“谁产生、谁负责”原则，根据内部协议和运行实际对责任公平划分。

并网型项目与公共电网各自在责任界面内履行相应电力安全风险管控责任，并统筹内部源荷特性、平衡能力、经济收益等因素，自主合理确定接入公共电网容量，并与电源、负荷等内部主体就电费代缴、产权划分、运行维护、平衡责任、内部费用标准和结算、违约责任及争议处置等事项签订协议。

接入公共电网容量按项目直接接入公共电网连接点且同时使用的受电变压器容量与电动机容量之和计算。公共电网按接网容量和有关协议履行供电责任。并网型项目主责单位应组织内部电源和负荷建立相应的调节机制，确保项目与公共电网的交换功率不超过接网容量。

离网型项目自行承担项目范围内的安全风险管控责任。

（二）安全运行管理。项目应按标准配置继电保护、安全稳定控制装置、通信设备等二次系统。项目主责单位应强化运行管理能力，协同优化项目内部电源、储能等资源，做好应急场景下项目内部用电调节和有序供应的预案，明确相关安全和经济责任，在项目投产前报送省级能源主管部门备案并抄送国家能源局湖南监管办公室。

并网型项目根据接入的电压等级和容量规模，分级分类配置监测与控制设施，做好公共电网交换功率监测，安装网络安全监测、隔离装置等网络安全设施，内部各设施涉网性能应满足相关标准和要求，并按照有关规定向电力调度机构提供相关资料。并网型项目按照为系统提供服务的类别接入新型电力负荷管理系统或电力调度自动化系统，项目整体及内部电源按照接入电压等级和容量规模接受相应调度机构统一管理，调度机构在项目现货市场出清结果基础上下达调度计划；作为整体参与电力现货市场的并网型项目，项目主责单位按照调度计划负责管理内部平衡。

（三）就近消纳要求。项目应通过合理配置储能、提升集控管理能力、挖掘负荷灵活调节潜力、开展多能互补等方式，提升就近消纳能力。并网型项目年上网电量原则上不超过总可用发电量的20%，在省级能源主管部门明确的新能源消纳困难时段不向公共电网反送电。项目新能源弃电不纳入新能源利用率统计。

四、交易与价格机制

（一）市场参与方式。并网型项目按照《电力市场注册基本规则》以新型经营主体身份进行市场注册，内部主体也可分别注册；项目原则上应作为整体参与电力市场交易，由项目主责单位统一申报。现阶段项目可以“报量不报价”方式参与电力现货市场，条件成熟时，逐步过渡至“报量报价”参与电力现货市场。项目不得由电网企业代理购电。

（二）价格机制。并网型项目应符合《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）和省级价格主管部门有关政策文件要求，公平承担输配电费、系统运行费、政策性交叉补贴等费用。项目主责单位负责统一与公共电网结算电费。并网型和离网型项目均应按现行政策缴纳政府性基金及附加。

（三）与新能源机制电价衔接。项目新能源发电量不纳入新能源可持续发展价格结算机制。已竞得机制电量的存量电源转为绿电直连项目电源后退出新能源可持续发展价格结算机制，不再纳入机制执行范围。

（四）绿电溯源机制。并网型项目整体按照内部实际新能源发电量（含储能释放的项目新能源电量）扣减上网电量确定自发自用电量，形成项目整体绿电溯源结果。项目内部各用户可按照每个时段用电量占比确定自发自用电量，实现小时级新能源发用电量匹配。

项目内部电源应在国家可再生能源发电项目信息管理平台建档立卡，电网企业原则上应根据计量数据计算绿电溯源结果，并按相关规定进行核对后，推送至国家绿证核发交易系统。项目自发自用电量对应绿证的核发、划转、核销等按照有关规定执行。

五、组织实施

（一）项目申报。绿电直连项目采取企业申报、市级初审、省级评审的方式组织开展。

1.企业申报。项目主责单位应编制项目整体化建设方案（参考附件1-1），明确分批投产的负荷及电源建设规模、投产时序，并开展8760全时域源荷储匹配仿真分析，提供必要的支持性文件；填写项目申请表（见附件1-2），向所在市能源主管部门提出项目申请。申请新建的集中式新能源原则上应纳入新能源规划项目库。

2.市级初审。各市州能源主管部门会同自然资源、生态环境、水利、林业等有关部门及当地电网企业对项目情况进行初审，对项目方案及支撑性材料的真实性、合规性、完整性进行审查，初审通过后报送省级能源主管部门。

3.省级评审。省级能源主管部门组织具备资质的第三方机构开展项目评审，充分听取国家能源局湖南监管办公室、省级电网企业意见，对评审通过的项目复函同意实施。项目当中的负荷、电源、直连线路及接网线路应按照《湖南省企业投资项目核准和备案管理办法》等要求分别开展相关审批工作。

（二）项目建设。项目应按省级能源主管部门同意的实施方案统筹建设，新增负荷原则上应于1年内开工、2年内投运，电源规模及投产时序应与负荷相匹配，负荷分批次接入的，电源项目也应分批实施。项目及其内部资源豁免电力业务许可，另有规定除外。

项目建成后，接网容量发生变更的，应重新履行系统接入评估等手续。

（三）项目退出。坚决杜绝出现借用绿电直连名义套取新能源资源行为。绿电直连项目投运3年内原则上不予退出。项目投运3年后，因负荷发生较大变化导致项目无法持续运营的，项目主责单位应书面向省级能源主管部门提交退出申请，审核同意后准许退出。项目达产后连续3年相关指标不满足政策要求的，省级能源主管部门审核评估后函告项目主责单位强制退出。

项目终止后，负荷应重新办理接入系统手续，电网企业应优先提供接网服务；未开工的电源废止核准（备案）文件；开工在建或已建成的集中式新能源自投产之日起满3年的，才能申请纳入后续年度开发建设方案，重新办理接入系统手续；已建成的分布式光伏应符合《湖南省分布式光伏发电开发建设管理实施细则》规定。退出的直连电源均不能参与后续机制电量竞价。

本通知由湖南省发展和改革委员会负责解释，自印发之日起施行。施行期间国家另有规定的，从其规定。

1.绿电直连项目整体化建设方案

2.绿电直连项目申请表

湖南省发展和改革委员会

2026年9月18日