重磅！國家多用戶綠電直連政策發布，分布式光伏可通過集中匯流參與！

近日，國家發改委、國家能源局聯合下發多用戶綠電直連政策。通知指出：

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。

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。

分布式光伏可通過集中匯流方式參與多用戶綠電直連。

優先支持算力設施、綠色氫氨醇等新興產業和未來產業開展綠電直連。

鼓勵項目主責單位組織內部電源與負荷在協議約定的基礎上，根據內部主體的調節能力及約定的補償標準，優化內部運行方式，促進源荷協同運行。

發改能源〔2026〕688號

各省、自治區、直轄市、新疆生產建設兵團發展改革委、能源局，北京市城市管理委員會、天津市工業和信息化局、遼寧省工業和信息化廳、上海市經濟和信息化委員會、重慶市經濟和信息化委員會、甘肅省工業和信息化廳，國家能源局各派出機構，國家電網有限公司、中國南方電網有限責任公司，有關中央企業：

為貫徹落實黨的二十大和二十屆歷次全會精神，完善新能源消納和調控政策措施，促進新能源就近就地消納，更好滿足能源綠色低碳轉型需求，積極推動碳達峰碳中和目標實現，在《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）基礎上，現就有序推動多用戶綠電直連發展有關事項通知如下。

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，多用戶指多個不同法人實體，不包括居民和農業用戶。多用戶綠電直連項目（以下簡稱項目）按照是否接入公共電網分為并網型和離網型兩類。并網型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。

新建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。

支持尚未開展電網接入工程建設的新能源發電項目，以及因新能源消納受限等原因無法并網的新能源發電項目，在履行相應變更手續后開展多用戶綠電直連。分布式光伏可通過集中匯流方式參與多用戶綠電直連。優先支持算力設施、綠色氫氨醇等新興產業和未來產業開展綠電直連。項目應滿足國家產業政策要求，嚴禁企業通過綠電直連開展違法違規活動。

二、規劃投資與建設

（一）項目規劃

省級能源主管部門應加強對項目的統籌規劃。項目應按照“以荷定源”原則合理規劃新能源裝機規模，年自發自用電量占總可用發電量的比例不低于60%，占總用電量的比例不低于30%、2030年前不低于35%。

項目風電和太陽能發電規模納入省級能源主管部門制定的新能源發電開發建設方案，相關規劃管理要求參照《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）執行。項目及其內部資源豁免電力業務許可，另有規定除外。

（二）投資模式

項目應明確獨立的主體作為項目主責單位；項目主責單位應具備法人資格，原則上由電源方與負荷方合資組建，也可以由電源方或負荷方一方單獨投資組建，園區模式的項目主責單位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。項目連接線路、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。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。項目主責單位與電源、負荷等內部主體應就產權劃分、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。

（三）建設管理

項目應按規劃統籌推進、協同建設，匹配好負荷和電源的建設投產時序及規模。

項目建成后，接網容量發生變更的，應重新履行系統接入評估等手續。項目內部新增新能源發電規模，應報省級能源主管部門批準并計入新能源發電開發建設方案。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。

三、運行管理

（四）責任界面

項目主責單位承擔由于項目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各自在責任界面內履行相應電力安全風險管控責任。并網型項目應統籌考慮內部源荷特性、平衡能力、經濟收益等因素，自主合理確定接入公共電網容量；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。

離網型項目自行承擔項目范圍內的安全風險管控責任。

（五）安全運行管理

項目應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。項目主責單位應強化運行管理能力，協同優化項目內部電源、儲能等資源，做好應急場景下項目內部用電調節和有序供應的預案，明確相關安全和經濟責任，并報送省級能源主管部門備案。

并網型項目根據接入的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，安裝網絡安全監測、隔離裝置等網絡安全設施，內部各設施涉網性能應滿足相關標準，并按照有關規定向電力調度機構提供相關資料。并網型項目按照為系統提供服務的類別接入新型電力負荷管理系統或電力調度自動化系統，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統一管理，調度機構在項目現貨市場出清結果基礎上下達調度計劃；作為整體參與電力現貨市場的并網型項目，項目主責單位按照調度計劃負責管理內部平衡。

（六）就近消納要求

項目應通過合理配置儲能、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。項目新能源棄電不納入新能源利用率統計。

并網型項目規劃方案應合理確定最大的負荷峰谷差率，與公共電網交換功率的電力峰谷差率不高于方案規劃值。為避免過度增加公共電網消納壓力，并網型項目投產運行后，年上網電量原則上不超過總可用發電量的20%，具體比例可由各省級能源主管部門結合實際確定。在省級能源主管部門明確的新能源消納困難時段，并網型項目不得向公共電網反送電。

四、交易與價格機制

（七）市場參與方式

并網型項目按照《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，內部主體也可分別注冊；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，項目可以“報量不報價”方式參與電力現貨市場，條件成熟時，逐步過渡至“報量報價”參與電力現貨市場。項目不得由電網企業代理購電。

（八）計量管理

項目應具備分表計量條件，由電網企業在項目內部各發電、廠用電、并網、內部各用戶、儲能等關口安裝符合相關標準和有關部門認可的雙向分時計量裝置。禁止繞越各電能計量裝置用電。

并網型項目以項目與公共電網接入點作為計量、結算參考點，作為整體與公共電網進行電費結算。

（九）項目內部管理

項目主責單位應與項目內部主體按照權責對等、公平分攤的原則簽訂協議，合理確定內部結算方式等內容，并考慮外部市場價格變化、負荷實際調節能力等因素定期協商調整。鼓勵項目主責單位組織內部電源與負荷在協議約定的基礎上，根據內部主體的調節能力及約定的補償標準，優化內部運行方式，促進源荷協同運行。

（十）價格機制

并網型項目應符合《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）相關要求，公平承擔輸配電費、系統運行費、政策性交叉補貼等費用。項目主責單位負責統一與公共電網結算電費。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新能源可持續發展價格結算機制。

（十一）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。項目內部各用戶可按照每個時段用電量占比確定自發自用電量，實現小時級新能源發用電量匹配。

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，電網企業原則上應根據計量數據計算綠電溯源結果，并按相關規定進行核對后，推送至國家綠證核發交易系統。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。

五、組織保障

國家發展改革委、國家能源局加強對綠電直連模式的指導，及時評估成效，推動綠電直連模式平穩有序發展。

省級能源主管部門應結合本省電力供需形勢、消納條件等實際情況，進一步細化適用主體、項目用戶邊界、就近消納距離、上網電量比例等具體要求，明確項目電源、負荷、連接線路和變電設施等的退出機制。省級能源主管部門要做好項目管理，針對項目多主體特點優化核準和備案流程；組織具備資質的第三方機構開展方案評審，并充分聽取電網企業、國家能源局派出機構等意見，引導項目科學合理評估需求；及時跟蹤監測項目運行情況，加強項目建設和運行安全監管。

國家能源局派出機構應按職責加強監管，及時跟蹤轄區內項目建設與政策執行情況，積極推動各方按要求規范開展項目建設運行。

電網企業、電力市場運營機構要做好落實，持續提升對項目接入電網、參與電力市場交易的技術支持能力和服務水平。

國家發展改革委

國 家 能 源 局

2026年5月14日

來 源： 國家發改委

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