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10月8日，吉林省能源局發(fā)布關(guān)于征求《吉林省多用戶綠電直連項目開發(fā)建設(shè)實施方案（試行）（征求意見稿）》意見的公告，為貫徹落實國家綠電直連有關(guān)政策，促進新能源就近就地消納，更好滿足企業(yè)綠電用能需求，省能源局研究編制了《吉林省多用戶綠電直連項目開發(fā)建設(shè)實施方案（試行）（征求意見稿）》，現(xiàn)向社會各界公開征求意見建議。 請于2026年10月28日前將有關(guān)意見通過電子郵件反饋。郵箱：jlsnyjdlc@126.com。 吉林省多用戶綠電直連項目開發(fā)建設(shè)
實施方案（試行）（征求意見稿）
為進一步明確我省多用戶綠電直連項目開發(fā)建設(shè)管理相關(guān)要求，促進新能源就近就地消納，更好滿足企業(yè)綠電用能需求，根據(jù)國家發(fā)展改革委、國家能源局《關(guān)于有序推動多用戶綠電直連發(fā)展有關(guān)事項的通知》（發(fā)改能源〔2026〕688號）要求，在《吉林省綠電直連項目開發(fā)建設(shè)實施方案（試行）》（吉能電力聯(lián)〔2026〕32號）基礎(chǔ)上，結(jié)合我省實際情況，制定本實施方案。 一、總體要求 堅持以滿足企業(yè)綠色用能需求，提升新能源就近就地消納水平為目標，按照安全優(yōu)先、綠色友好、權(quán)責對等、源荷匹配原則，科學有序推進項目開展多用戶綠電直連工作，項目應(yīng)滿足國家產(chǎn)業(yè)政策要求，嚴禁企業(yè)通過綠電直連開展違法違規(guī)活動。 本實施方案適用于吉林省內(nèi)多用戶綠電直連項目開發(fā)建設(shè)。多用戶綠電直連是指風電、太陽能發(fā)電、生物質(zhì)發(fā)電等新能源發(fā)電不直接接入公共電網(wǎng)，通過專用線路和變電設(shè)施向多個用戶供給綠電，實現(xiàn)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(nóng)業(yè)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(wǎng)分為離網(wǎng)型和并網(wǎng)型兩類，離網(wǎng)型項目應(yīng)具備完全獨立運行條件，與公共電網(wǎng)無電氣連接。并網(wǎng)型項目作為一個整體接入公共電網(wǎng)，以產(chǎn)權(quán)分界點與公共電網(wǎng)形成清晰的物理界面與責任界面，新能源應(yīng)接入項目的內(nèi)部。直連電源為分布式光伏的，按照國家有關(guān)政策執(zhí)行。 二、適用范圍 （一）負荷類型 一是新增負荷項目均可開展多用戶綠電直連，重點支持綠色氫氨醇（綠氫、綠氫制綠氨、綠氫制綠色甲醇、綠氫制可持續(xù)航空燃料等）、鋼鐵冶金、算力（數(shù)據(jù)）中心、汽車制造等行業(yè)。未向電網(wǎng)企業(yè)報裝的用電項目（含存量負荷的擴建部分）、已報裝但配套電網(wǎng)工程尚未開工的項目、離網(wǎng)型存量項目均視為新增負荷。新增負荷項目（含存量負荷的擴建部分）與存量負荷項目原則上不產(chǎn)生電氣連接。 二是存量單用戶綠電直連項目可吸納滿足要求的其他負荷開展多用戶綠電直連。 三是有綠色電力消費比例要求的存量負荷項目（電解鋁、鋼鐵、水泥、多晶硅、數(shù)據(jù)中心等）可吸納滿足要求的其他負荷開展多用戶綠電直連。 四是經(jīng)省工信廳、省生態(tài)環(huán)境廳確認的重點用能和碳排放工業(yè)企業(yè)的存量負荷項目可吸納滿足要求的其他負荷開展多用戶綠電直連。 五是有降碳剛性需求的出口外向型及其上下游存量負荷項目可吸納滿足要求的其他負荷開展多用戶綠電直連。 六是工業(yè)園區(qū)、零碳園區(qū)、增量配電網(wǎng)園區(qū)內(nèi)的全部或部分負荷均可開展多用戶綠電直連。 （二）電源類型 一是可在負荷項目周邊新建集中式風電、太陽能發(fā)電、生物質(zhì)發(fā)電等新能源電源項目開展綠電直連�？捎啥鄠�新能源場站匯集后以單一線路接入負荷匯集站。 二是分布式光伏的可通過集中匯流方式參與多用戶綠電直連。 三是支持尚未開展電網(wǎng)接入工程建設(shè)或因新能源消納受限等原因無法并網(wǎng)的新能源項目，在重新履行接入系統(tǒng)設(shè)計方案變更等相關(guān)手續(xù)后，可作為綠電直連項目配套新能源進行申報。 四是已并網(wǎng)投運的新能源項目，在配套接網(wǎng)工程處置方案、切改方案等方面與電網(wǎng)企業(yè)達成一致意見，在重新履行接入系統(tǒng)設(shè)計方案變更等相關(guān)手續(xù)后，可作為綠電直連項目配套新能源進行申報。 三、項目管理 （一）源荷匹配 按照“以荷定源”原則科學確定新能源電源類型和裝機規(guī)模。項目整體新能源自發(fā)自用電量占項目總用電量的比例不低于30%，并不斷提高自發(fā)自用比例，2030年前不低于35%。新能源自發(fā)自用電量占總可用發(fā)電量的比例不低于60%。其中，新增負荷開展綠電直連項目的新能源上網(wǎng)電量占總可用發(fā)電量的比例上限，在2028年底前投產(chǎn)項目不超過40%，之后投產(chǎn)項目不超過20％；存量負荷開展綠電直連項目的新能源發(fā)電量全部自發(fā)自用，不允許向公共電網(wǎng)反送。 （二）統(tǒng)籌規(guī)劃 項目應(yīng)按照整體化方案統(tǒng)籌推進，協(xié)同建設(shè)；多個負荷無法同期投產(chǎn)的，按照負荷投產(chǎn)時序確定各批次裝機規(guī)模。負荷、電源原則上布局在同一市（州）范圍內(nèi)，確需跨市（州）范圍布局的，在專題評估論證可行性后可開展。項目用電負荷規(guī)模應(yīng)有依據(jù)和支撐，新建新能源電源須落實建設(shè)條件。項目接入電壓等級原則上不超過220千伏，確有必要接入220千伏的，由省能源局會同國家能源局東北監(jiān)管局組織電網(wǎng)企業(yè)、項目單位等開展電力系統(tǒng)安全風險專項評估，確保電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行。直連專線盡量減少與公共電網(wǎng)交叉跨越，確需跨越的應(yīng)科學落實相應(yīng)安全措施。 利用存量負荷申報的項目，由省級電網(wǎng)企業(yè)出具指導(dǎo)意見，明確利用存量負荷申報并網(wǎng)型多用戶綠電直連項目關(guān)于電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行、負荷供電可靠性等要求和原則。項目單位應(yīng)根據(jù)省級電網(wǎng)企業(yè)出具的指導(dǎo)意見，編制《電力系統(tǒng)影響綜合分析報告》。 （三）建設(shè)模式 項目應(yīng)明確獨立的主體作為項目主責單位，項目主責單位應(yīng)具備法人資格，原則上由負荷方與電源方合資組建，也可以由負荷方或電源方單獨投資組建，園區(qū)模式的項目主責單位可由園區(qū)管委會或第三方機構(gòu)（不含運營輸電業(yè)務(wù)的公共電網(wǎng)企業(yè)）投資組建。項目連接線路、變電設(shè)施、儲能及運營平臺原則上由項目主責單位投資建設(shè)。支持民營企業(yè)在內(nèi)的各類經(jīng)營主體（不含運營輸電業(yè)務(wù)的公共電網(wǎng)企業(yè)）投資綠電直連項目。項目主責單位應(yīng)充分利用存量電力設(shè)施，在不影響與公共電網(wǎng)責任界面劃分的前提下，秉承“客觀、公允”原則，通過租賃等方式協(xié)商使用其他主體的存量電力設(shè)施；協(xié)商不成的，項目主責單位可自行建設(shè)相關(guān)設(shè)施。項目及其內(nèi)部資源豁免電力業(yè)務(wù)許可，另有規(guī)定除外。 （四）責任界面 項目主責單位與內(nèi)部主體應(yīng)就產(chǎn)權(quán)劃分、運行維護、安全責任、內(nèi)部費用標準和結(jié)算、違約責任等事項簽訂協(xié)議。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(guān)責任，并按照“誰產(chǎn)生、誰負責”原則，根據(jù)內(nèi)部協(xié)議運行實際對責任公平劃分。 并網(wǎng)型項目與公共電網(wǎng)按產(chǎn)權(quán)分界點形成清晰明確的安全責任界面，項目主責單位與電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)就產(chǎn)權(quán)劃分、安全責任、調(diào)度運行、結(jié)算關(guān)系、違約責任等事項簽訂相關(guān)協(xié)議，各自在責任界面內(nèi)履行相應(yīng)電力安全風險管控責任。項目主責單位應(yīng)統(tǒng)籌內(nèi)部源荷特性、平衡能力、經(jīng)濟收益等因素，自主合理確定接入公共電網(wǎng)容量；公共電網(wǎng)按接網(wǎng)容量和有關(guān)協(xié)議履行供電責任。并網(wǎng)型項目主責單位應(yīng)組織內(nèi)部電源和負荷建立相應(yīng)的調(diào)節(jié)機制，確保項目與公共電網(wǎng)的交換功率不超過接網(wǎng)容量。離網(wǎng)型項目自行承擔項目范圍內(nèi)的安全風險管控責任。 （五）運行管理 項目應(yīng)同步建設(shè)調(diào)控平臺，按標準配置繼電保護、安全穩(wěn)定控制裝置、通信設(shè)備等二次系統(tǒng)。項目主責單位應(yīng)強化運行管理能力，協(xié)同優(yōu)化項目內(nèi)部電源、儲能等資源，做好應(yīng)急場景下項目內(nèi)部用電調(diào)節(jié)和有序供應(yīng)的預(yù)案，明確相關(guān)安全和經(jīng)濟責任，并報送市（州）能源主管部門備案。 并網(wǎng)型項目根據(jù)接入的電壓等級和容量規(guī)模，分級分類配置監(jiān)測與控制設(shè)施，做好公共電網(wǎng)交換功率監(jiān)測，安裝網(wǎng)絡(luò)安全監(jiān)測、隔離裝置等網(wǎng)絡(luò)安全設(shè)施，內(nèi)部各設(shè)施涉網(wǎng)性能應(yīng)滿足相關(guān)標準，并按照有關(guān)規(guī)定向電力調(diào)度機構(gòu)提供相關(guān)資料。并網(wǎng)型項目按照為系統(tǒng)提供服務(wù)的類別接入新型電力負荷管理系統(tǒng)或電力調(diào)度自動化系統(tǒng)，項目整體及內(nèi)部電源按照接入電壓等級和容量規(guī)模接受相應(yīng)調(diào)度機構(gòu)統(tǒng)一管理，調(diào)度機構(gòu)在項目現(xiàn)貨市場出清結(jié)果基礎(chǔ)上下達調(diào)度計劃；項目主責單位按照調(diào)度計劃負責管理內(nèi)部平衡。 （六）就近消納 項目應(yīng)通過合理配置儲能等調(diào)節(jié)能力、提升集控管理能力、挖掘負荷靈活調(diào)節(jié)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全省新能源利用率統(tǒng)計。并網(wǎng)型項目規(guī)劃方案應(yīng)合理確定最大的負荷峰谷差率，與公共電網(wǎng)交換功率的電力峰谷差率不高于方案規(guī)劃值。 四、交易與價格機制 （一）市場參與方式 并網(wǎng)型項目按照《電力市場注冊基本規(guī)則》及省內(nèi)有關(guān)要求，以新型經(jīng)營主體身份進行市場注冊，內(nèi)部主體也可分別注冊；項目原則上應(yīng)作為整體參與電力市場交易，由項目主責單位統(tǒng)一申報；當項目呈現(xiàn)上網(wǎng)特性時，以“報量報價”方式參與電力現(xiàn)貨市場；當項目呈現(xiàn)下網(wǎng)特性時，初期可以“報量不報價”方式參與電力現(xiàn)貨市場，條件成熟時，逐步過渡至“報量報價”參與電力現(xiàn)貨市場。項目不得由電網(wǎng)企業(yè)代理購電。 （二）計量管理 項目應(yīng)具備分表計量條件，由電網(wǎng)企業(yè)在項目內(nèi)部各發(fā)電、廠用電、并網(wǎng)、內(nèi)部各用戶、儲能等關(guān)口安裝符合相關(guān)標準和有關(guān)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(wǎng)型項目以項目與公共電網(wǎng)接入點作為計量、結(jié)算參考點，作為整體與公共電網(wǎng)進行電費結(jié)算。 （三）項目內(nèi)部管理 項目主責單位應(yīng)與項目內(nèi)部主體按照權(quán)責對等、公平分攤的原則簽訂協(xié)議（包含長期購電協(xié)議或合同能源管理協(xié)議），明確代理交易模式和價格模式，合理確定內(nèi)部結(jié)算方式等內(nèi)容，并考慮外部市場價格變化、負荷實際調(diào)節(jié)能力等因素定期協(xié)商調(diào)整。鼓勵項目主責單位組織內(nèi)部電源與負荷在協(xié)議約定的基礎(chǔ)上，根據(jù)內(nèi)部主體的調(diào)節(jié)能力及約定的補償標準，優(yōu)化內(nèi)部運行方式，促進源荷協(xié)同運行。 （四）價格機制 并網(wǎng)型項目執(zhí)行國家及省內(nèi)相關(guān)價格政策文件要求，公平承擔輸配電費、系統(tǒng)運行費、政策性交叉補貼等費用。單一電力用戶變更多用戶綠電直連項目后，整體按照新項目執(zhí)行價格政策。項目主責單位負責統(tǒng)一與公共電網(wǎng)結(jié)算電費。并網(wǎng)型和離網(wǎng)型項目均應(yīng)按現(xiàn)行政策繳納政府性基金及附加。項目新能源發(fā)電量不納入新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制。 （五）綠電溯源機制 并網(wǎng)型項目整體按照內(nèi)部實際新能源發(fā)電量（含儲能釋放的項目新能源電量）扣減上網(wǎng)電量確定自發(fā)自用電量，形成項目整體綠電溯源結(jié)果。項目內(nèi)部各用戶可按照每個時段用電量占比確定自發(fā)自用電量，實現(xiàn)小時級新能源發(fā)用電量匹配。 項目內(nèi)部電源應(yīng)在國家可再生能源發(fā)電項目信息管理平臺建檔立卡，電網(wǎng)企業(yè)原則上應(yīng)根據(jù)計量數(shù)據(jù)計算綠電溯源結(jié)果，并按相關(guān)規(guī)定進行核對后，推送至國家綠證核發(fā)交易系統(tǒng)。項目自發(fā)自用電量對應(yīng)綠證的核發(fā)、劃轉(zhuǎn)、核銷等按照有關(guān)規(guī)定執(zhí)行。 五、項目申報與實施 （一）項目申報 項目主責單位根據(jù)項目屬性，準備申報證明材料，并編制項目實施方案，明確建設(shè)內(nèi)容、新能源建設(shè)模式、建設(shè)時序，向所在市（州）能源主管部門提出申請。項目主責單位應(yīng)編制包含電源、負荷、直連線路和接入系統(tǒng)的整體化方案，以專門章節(jié)評估源荷匹配、系統(tǒng)風險、用電安全、電能質(zhì)量等，并提出具體技術(shù)措施；制定負荷不足、調(diào)節(jié)能力降低或停運的處置預(yù)案。新能源及接入工程應(yīng)落實建設(shè)場址，取得包括但不限于自然資源、林草、環(huán)保、文物、軍事等部門出具的初步選址合規(guī)性審核意見。 確有必要接入220千伏的綠電直連項目，應(yīng)取得電力系統(tǒng)安全風險專項評估意見。確需跨市（州）范圍布局的，鼓勵市（州）間加強溝通協(xié)作，支持新能源開發(fā)資源不足的市（州）突破地域限制，在與周邊市（州）協(xié)商一致的情況下，依據(jù)發(fā)展需要謀劃建設(shè)多用戶綠電直連跨市（州）合作項目。 （二）項目批復(fù) 市（州）能源主管部門對申報材料進行審查，對項目實施方案及支撐性材料的真實性、合規(guī)性、完整性進行審查。組織具備資質(zhì)的第三方機構(gòu)對項目實施方案進行評審，對項目建設(shè)規(guī)模、源荷匹配、實施條件、接入系統(tǒng)方案等進行評估，充分聽取電網(wǎng)企業(yè)意見。通過評審的項目方案由市（州）能源主管部門報市（州）政府同意后，出具批復(fù)意見，并向省能源局報備，項目新能源規(guī)模納入年度新能源發(fā)電開發(fā)建設(shè)方案�？缡校ㄖ荩┓秶季值�，由相關(guān)市（州）能源主管部門聯(lián)合審查與批復(fù)。項目方案批復(fù)意見有效期為一年，若一年內(nèi)未開工建設(shè)，批復(fù)意見自動失效。 （三）推進實施 項目要嚴格按照批復(fù)方案建設(shè)，項目投運前，不得擅自變更建設(shè)內(nèi)容，不得自行變更投資主體。新能源電源、直連線路按《企業(yè)投資項目核準和備案管理辦法》等規(guī)定進行核準或備案。用電負荷分批次投產(chǎn)的，按照“以荷定源”的原則，分批核準（備案）新能源。項目主責單位在批復(fù)意見有效期內(nèi)依法依規(guī)開工。并網(wǎng)型項目在負荷側(cè)項目完成計劃投資10％以上后（以納統(tǒng)數(shù)據(jù)為準，下同），配套新能源項目可申請核準（備案），在負荷側(cè)項目完成計劃投資30％以上后，配套新能源項目可開工建設(shè)。電源項目不得早于新增負荷投產(chǎn)，分期投產(chǎn)的須在項目實施方案中明確分期建設(shè)及投產(chǎn)計劃，且每期每批電源裝機規(guī)模及投產(chǎn)時序均要與負荷相匹配。新能源建設(shè)進度滯后的，項目主責單位可與電網(wǎng)企業(yè)協(xié)商臨時供電方案。電網(wǎng)企業(yè)要根據(jù)項目批復(fù)方案做好接網(wǎng)服務(wù)，開展電網(wǎng)配套工程建設(shè)，協(xié)同保障綠電直連項目按期并網(wǎng)。 項目建成后由主責單位自行組織綜合驗收，也可以委托專家或具備相應(yīng)資質(zhì)的第三方機構(gòu)對項目進行綜合驗收，市（州）能源主管部門應(yīng)及時組織有關(guān)單位對綜合驗收結(jié)果進行現(xiàn)場監(jiān)督核查。 （四）退出機制 市（州）能源主管部門要加強項目監(jiān)管，定期向省能源局報送建設(shè)運行情況并抄送國家能源局東北監(jiān)管局。項目建成后，接網(wǎng)容量發(fā)生變更的，項目主責單位應(yīng)重新履行系統(tǒng)接入評估等手續(xù)。項目內(nèi)部負荷、新能源規(guī)模需調(diào)整的，項目主責單位應(yīng)申請項目方案變更。 當項目負荷發(fā)生重大變化不能持續(xù)運營的，項目主責單位可申請變更或引進其他符合條件的負荷。項目主責單位確認無力實施或引進負荷，可向市（州）能源主管部門申請終止項目。市（州）能源主管部門核實評估后，終止綠電直連項目實施資格，并報省能源局、市（州）政府備案。市（州）能源主管部門、電網(wǎng)企業(yè)落實具備接入條件（項目需建成滿3年），履行并網(wǎng)程序后，新能源項目按照市場化原則重新申報轉(zhuǎn)為公用電站，上網(wǎng)電量不納入新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制。 六、保障措施 （一）組織保障 省能源局統(tǒng)籌推進全省綠電直連項目建設(shè)工作，推動綠電直連模式有序發(fā)展。市（州）能源主管部門要履行屬地管理責任，有序組織具體項目實施，做好項目管理和運行監(jiān)測工作。電網(wǎng)企業(yè)、電力市場運營機構(gòu)要按照職責分工，全面落實有關(guān)規(guī)定，不斷提升項目接入電網(wǎng)和參與市場交易的服務(wù)能力與技術(shù)保障水平。 （二）跟蹤評估 省能源局統(tǒng)籌全省項目建設(shè)評估工作。市（州）能源主管部門定期調(diào)度項目建設(shè)進度，適時評估項目建設(shè)情況，會同當?shù)仉娋W(wǎng)企業(yè)對項目新能源年自發(fā)自用電量占總用電量的比例、上網(wǎng)電量占總可用發(fā)電量的比例等進行監(jiān)測評估，及時向省能源局報送相關(guān)情況。 （三）統(tǒng)籌銜接 本方案自印發(fā)之日起實施，如遇國家政策調(diào)整，按照國家最新政策執(zhí)行。單用戶綠電直連項目適用范圍、源荷匹配、上網(wǎng)比例、批復(fù)流程、推進實施同步按本方案執(zhí)行。在本方案印發(fā)之日前已批復(fù)的單用戶綠電直連項目，仍按原批復(fù)文件執(zhí)行；如需調(diào)整，可按照本方案有關(guān)要求，重新履行申報手續(xù)。本方案未盡事宜，按照發(fā)改能源〔2026〕688號、發(fā)改價格〔2025〕1192號有關(guān)規(guī)定執(zhí)行。 |
