吉林多用户绿电直连：合理配储，投运前不得变更主体，批复意见1年有效期，未开工自动失效

来源：市场资讯

（来源：储能与电力市场）

「储能与电力市场」获悉，10月8日，吉林省能源局发布关于征求《吉林省多用户绿电直连项目开发建设实施方案（试行）（征求意见稿）》 意见的公告。

方案部分内容如下：

项目整体新能源自发自用电量占项目总用电量的比例不低于30%，并不断提高自发自用比例，2030年前不低于35%。新能源自发自用电量占总可用发电量的比例不低于60%。

项目应通过合理配置储能等调节能力、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。

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。支持民营企业在内的各类经营主体投资绿电直连项目。

当项目呈现上网特性时，以“报量报价”方式参与电力现货市场；当项目呈现下网特性时，初期可以“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。

并网型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。单一电力用户变更多用户绿电直连项目后，整体按照新项目执行价格政策。

项目方案批复意见有效期为一年，若一年内未开工建设，批复意见自动失效。

项目要严格按照批复方案建设，项目投运前，不得擅自变更建设内容，不得自行变更投资主体。

详细内容如下：

项目管理

按照“以荷定源”原则科学确定新能源电源类型和装机规模。项目整体新能源自发自用电量占项目总用电量的比例不低于30%，并不断提高自发自用比例，2030年前不低于35%。新能源自发自用电量占总可用发电量的比例不低于60%。其中，

新增负荷开展绿电直连项目的新能源上网电量占总可用发电量的比例上限，在2028年底前投产项目不超过40%，之后投产项目不超过20％；

存量负荷开展绿电直连项目的新能源发电量全部自发自用，不允许向公共电网反送。

项目接入电压等级原则上不超过220千伏，确有必要接入220千伏的，由省能源局会同国家能源局东北监管局组织电网企业、项目单位等开展电力系统安全风险专项评估，确保电网安全稳定运行。直连专线尽量减少与公共电网交叉跨越，确需跨越的应科学落实相应安全措施。

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。支持民营企业在内的各类经营主体（不含运营输电业务的公共电网企业）投资绿电直连项目。

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，秉承“客观、公允”原则，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。项目及其内部资源豁免电力业务许可，另有规定除外。

项目应通过合理配置储能等调节能力、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。项目新能源弃电不纳入全省新能源利用率统计。并网型项目规划方案应合理确定最大的负荷峰谷差率，与公共电网交换功率的电力峰谷差率不高于方案规划值。

交易与价格

并网型项目按照《电力市场注册基本规则》及省内有关要求，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。

当项目呈现上网特性时，以“报量报价”方式参与电力现货市场；

当项目呈现下网特性时，初期可以“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。

并网型项目执行国家及省内相关价格政策文件要求，公平承担输配电费、系统运行费、政策性交叉补贴等费用。单一电力用户变更多用户绿电直连项目后，整体按照新项目执行价格政策。项目主责单位负责统一与公共电网结算电费。

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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。

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。

项目申报与实施

确有必要接入220千伏的绿电直连项目，应取得电力系统安全风险专项评估意见。确需跨市（州）范围布局的，鼓励市（州）间加强沟通协作，支持新能源开发资源不足的市（州）突破地域限制，在与周边市（州）协商一致的情况下，依据发展需要谋划建设多用户绿电直连跨市（州）合作项目。

项目方案批复意见有效期为一年，若一年内未开工建设，批复意见自动失效。

项目要严格按照批复方案建设，项目投运前，不得擅自变更建设内容，不得自行变更投资主体。项目主责单位在批复意见有效期内依法依规开工。

并网型项目在负荷侧项目完成计划投资10％以上后（以纳统数据为准，下同），配套新能源项目可申请核准（备案），在负荷侧项目完成计划投资30％以上后，配套新能源项目可开工建设。

电源项目不得早于新增负荷投产，分期投产的须在项目实施方案中明确分期建设及投产计划，且每期每批电源装机规模及投产时序均要与负荷相匹配。

新能源建设进度滞后的，项目主责单位可与电网企业协商临时供电方案。电网企业要根据项目批复方案做好接网服务，开展电网配套工程建设，协同保障绿电直连项目按期并网。

项目建成后由主责单位自行组织综合验收，也可以委托专家或具备相应资质的第三方机构对项目进行综合验收，市（州）能源主管部门应及时组织有关单位对综合验收结果进行现场监督核查。

当项目负荷发生重大变化不能持续运营的，项目主责单位可申请变更或引进其他符合条件的负荷。项目主责单位确认无力实施或引进负荷，可向市（州）能源主管部门申请终止项目。

市（州）能源主管部门核实评估后，终止绿电直连项目实施资格，并报省能源局、市（州）政府备案。市（州）能源主管部门、电网企业落实具备接入条件（项目需建成满3年），履行并网程序后，新能源项目按照市场化原则重新申报转为公用电站，上网电量不纳入新能源可持续发展价格结算机制。

原文如下：