（来源：IESPlaza综合能源服务网）

9月2日，江西省发展改革委发布关于公开征求《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知（征求意见稿）》意见建议的公告。

通知指出：

多用户绿电直连电源侧应为风电、太阳能发电、生物质发电等新能源发电，并通过专用线路和变电设施向多个用户供给绿电；多用户绿电直连负荷侧的多个用户，应为不同法人实体，且不包括居民和农业用户。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。离网型项目的电源、用户、线路、储能等电力设施均与公共电网无电气连接，作为独立系统开展运营。

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，项目配建的新型储能不得作为独立主体参与电力市场交易。项目不得由电网企业代理购电。

项目应按现行政策缴纳政府性基金及附加；并网型项目按国家政策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。项目主责单位负责统一与公共电网结算电费，并与项目内部主体按照权责对等、公平分摊的原则签订内部结算协议，鼓励项目主责单位组织内部电源与负荷在协议约定基础上，优化内部运行方式及调节激励机制，促进源荷协同运行。

原文如下：

江西省发展改革委关于公开征求《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知（征求意见稿）》意见建议的公告

为贯彻落实国家发改委、国家能源局关于有序推动多用户绿电直连发展的部署要求，我们牵头研究起草了《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知（征求意见稿）》，现向社会公开征求意见。

社会各界人士和有关单位可在2026年10月2日前，将意见建议通过电子邮件方式反馈至：xnyc@drc.jiangxi.gov.cn。为便于沟通联系，反馈意见时敬请注明姓名、单位、联系方式。

感谢您的参与和支持！

2026年9月2日

关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知

（征求意见稿）

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）要求，在《江西省有序推动绿电直连发展实施方案》（赣发改能源规〔2026〕226号）（以下简称《实施方案》）基础上，现就有序推动我省多用户绿电直连发展有关事项通知如下。

一、适用范围

1.适用主体

多用户绿电直连电源侧应为风电、太阳能发电、生物质发电等新能源发电，并通过专用线路和变电设施向多个用户供给绿电；多用户绿电直连负荷侧的多个用户，应为不同法人实体，且不包括居民和农业用户。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。离网型项目的电源、用户、线路、储能等电力设施均与公共电网无电气连接，作为独立系统开展运营。

2.适用场景

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，新建负荷相关管理要求参照《实施方案》执行；

存量负荷：单用户绿电直连项目电源侧有资源条件、且配套直连线路和变电设施具备接入容量或扩建条件的，可吸纳周边新建负荷、扩建新能源电源，形成多用户绿电直连项目；

园区及相关试点区域：工业园区、零碳园区、国家批复的增量配电业务改革试点区域等负荷，可就近与新能源开展多用户绿电直连；

绿色电力消费需求场景：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，可利用周边新能源探索开展多用户绿电直连；

其他场景：尚未开展电网接入工程建设或因新能源消纳受限等原因无法并网的新能源项目，在履行相应变更手续后可转为多用户绿电直连电源；分布式光伏可通过集中汇流方式参与多用户绿电直连，集中汇流后参与绿电直连的分布式光伏不得再自发自用。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。

项目应满足国家产业政策要求，严禁企业通过绿电直连开展违法违规活动。

二、项目规划与建设

3.规划统筹

省能源局负责项目统筹规划，引导项目单位按照“以荷定源”原则确定新能源开发规模，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%，并网型项目上网电量占总可用发电量的比例上限不超过20%。

总可用发电量=∑[不同类型新能源装机容量（交流侧）×该类型新能源年发电利用小时数]

其中，风电、光伏发电小时数根据最新一次新能源机制电价竞价公布的小时数确定，生物质发电小时数可参考最近年度全省生物质发电平均利用小时数。项目投运首年总可用发电量按照实际运行天数与整年天数之比进行等比例折算，项目上网电量达到上限值的，超过部分不予结算。

多用户绿电直连项目电源侧的新能源项目直接纳入全省新能源年度开发方案。项目布局原则上应在同一设区市行政区域范围内，负荷与电源直连线路最远不超过50公里。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华中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。

4.投资主体

多用户绿电直连项目要明确独立法人主体作为项目主责单位，原则上由电源方与负荷方合资组建，也可由其中一方单独投资组建；若采用园区模式，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。原则上项目主责单位负责直连线路、变电设施、储能及运营平台投资建设。

5.建设管理

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。项目要统一规划、协同建设、同步投产；涉及内部主体、建设规模、项目主责单位、负荷类型、接网容量等重大变更的，要报省能源局重新组织评审，严禁擅自变更后直接实施。

三、项目运行和调节

6.安全责任

项目主责单位应与内部电源、负荷主体就电力设施投资建设、产权划分、运行维护、平衡责任、内部费用标准与结算、违约责任等事项签订书面协议，作为后续运行和责任划分的依据。

项目应统筹考虑内部源荷特性、平衡能力等因素，自主合理申报接入公共电网容量，确保项目与公共电网交换功率不超过接网容量。若实际运行中与公共电网的交换功率超出申报容量，由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，并按照“谁产生、谁负责”原则，根据内部协议和运行实际对责任进行公平划分。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。

7.调节能力

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，提升就近消纳能力和系统友好性，项目规划方案应合理确定最大负荷峰谷差率，与公共电网交换功率的电力峰谷差率不高于方案规划值。在根据有关要求明确的新能源消纳困难时段，并网型项目不得向公共电网反送电。

8.安全运行管理

项目应根据接入电压等级和容量规模，分级分类配置监测与控制设施，做好与公共电网交换功率监测，项目内部资源应做到可观、可测、可调、可控，并按《电网运行准则》等要求向电力调度机构提供相关数据资料。项目应严格执行《电力监控系统安全防护规定》《关于提升新能源和新型并网主体涉网安全能力服务新型电力系统高质量发展的通知》等要求。电力系统运行需要时，并网型项目内部电源、储能应按调度要求运行，可作为应急资源为公共电网提供支撑。项目按标准配置继电保护、安全稳定控制、通信等二次系统，做好无功和电能质量管理，避免因项目自身故障影响公共电网安全稳定运行。

并网型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管理，接入新型电力负荷管理系统或电力调度自动化系统；作为整体参与电力现货市场的，除影响公用系统安全稳定运行的突发情况外，调度机构在项目现货市场出清结果基础上下达调度计划，项目主责单位按调度计划负责管理内部平衡。

9.计量要求

项目应具备完善的分表计量条件，由电网企业在项目内部各发电、厂用电、并网、内部各用户、储能等关口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。并网型项目以项目与公共电网接入点作为计量、结算参考点。

10.绿电溯源

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。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。电网企业原则上根据计量数据计算绿电溯源结果，推送至国家绿证核发交易系统。

11.市场交易

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，项目配建的新型储能不得作为独立主体参与电力市场交易。项目不得由电网企业代理购电。

12.价格机制

项目应按现行政策缴纳政府性基金及附加；并网型项目按国家政策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。项目主责单位负责统一与公共电网结算电费，并与项目内部主体按照权责对等、公平分摊的原则签订内部结算协议，鼓励项目主责单位组织内部电源与负荷在协议约定基础上，优化内部运行方式及调节激励机制，促进源荷协同运行。

四、项目申报与退出

13.申报流程

各设区市（赣江新区）能源主管部门要围绕服务全省“1269”行动计划以及零碳园区建设要求，结合本地区新能源资源禀赋、产业发展现状、规划等，组织具备条件的企业申报多用户绿电直连项目。项目方案由项目主责单位牵头，参照《实施方案》中编制大纲编制，进一步明确项目主责单位、内部主体权责划分、安全责任界定、应急场景下项目内部用电调节和有序供应预案等。多用户绿电直连项目申报与方案评审参照《实施方案》有关程序执行。

14.跟踪评估

各设区市（赣江新区）能源主管部门要做好项目建设和运行监测，及时沟通协调项目推动过程中遇到的问题，督促项目单位按要求开展项目建设运营，并定期评估项目推进情况向省能源局报送。

15.退出机制

项目纳入清单后两年内未实质性开工或开工后两年内未投产的项目，按程序移出清单。项目运行期间，若项目不具备持续用电能力、连续三年运营指标不满足实施方案要求的、出现涉网安全性能不满足相关标准和违反并网调度协议事件且拒不整改的，或者项目负荷、电源、调节资源变化造成项目整体运营无法持续且内部无法自行协调解决，由项目所在设区市（赣江新区）能源主管部门组织第三方机构核实评估后，启动项目退出程序；项目主责单位组织开展项目内部退出协议签订、费用结算、索赔协商、资产处置等工作；退出的用电主体后续若仍有用电需求，需重新向电网企业提交用电申请，办理用电手续；退出的新能源项目在满足接入条件下可按程序重新申报全省新能源年度开发方案，转为全量入市项目，不纳入机制电价执行范围。

五、项目协同与保障

16.部门协同

省能源局负责统筹推进全省多用户绿电直连工作，会同国家能源局派出机构、省工业和信息化厅等加强政策衔接。各地能源主管部门履行属地管理责任，做好项目申报初审。电网企业、电力市场运营机构要做好项目接入电网、参与电力市场交易的技术支持与服务保障，公平无歧视提供接网服务。

17.风险防范

项目主责单位要在申报前完成内部主体间关于产权划分、运行维护、平衡责任、内部费用标准和结算、违约责任等协议签订，并制定项目运行保障措施和退出处置预案，并报备省能源局。