本實施方案所提多用戶綠電直連是指風(fēng)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，多用戶指多個不同法人實體，不包括居民和農(nóng)業(yè)用戶。

公示期：2026年8月4日至8月12日（7個工作日）



為貫徹落實國家發(fā)展改革委、國家能源局《關(guān)于有序推動綠電直連發(fā)展有關(guān)事項的通知》（發(fā)改能源〔2025〕650號）和《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），在《遼寧省推動綠電直連建設(shè)實施方案（2025-2027年）》（遼發(fā)改能源〔2025〕957號）的基礎(chǔ)上，進一步推動能源綠色低碳轉(zhuǎn)型，探索創(chuàng)新新能源生產(chǎn)和消費融合發(fā)展模式，促進新能源就近就地消納，更好的滿足企業(yè)綠色用能需求，特制定本實施方案。

一、總體要求

（一）適用范圍

本實施方案所提多用戶綠電直連是指風(fēng)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，多用戶指多個不同法人實體，不包括居民和農(nóng)業(yè)用戶。

（二）直連類型

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)分為并網(wǎng)型和離網(wǎng)型兩類。并網(wǎng)型項目整體接入公共電網(wǎng)，與公共電網(wǎng)形成清晰的物理界面與責(zé)任界面，電源應(yīng)接入項目的內(nèi)部。離網(wǎng)型項目不接入公共電網(wǎng)，應(yīng)具備完全獨立運行條件。

（三）電源要求

新能源原則上應(yīng)為在建或未來擬建項目，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)的新能源發(fā)電項目，在履行相應(yīng)變更手續(xù)后開展多用戶綠電直連。

多用戶綠電直連項目中的負荷用戶可將其用地紅線范圍內(nèi)的存量或新建分布式光伏按照現(xiàn)行國家技術(shù)標準集中匯流后作為直連電源參與多用戶綠電直連；也可選擇將其分布式光伏全部自發(fā)自用，不得向綠電直連項目中的其他用戶供電；參與綠電直連的方式若需更改，需履行項目建設(shè)方案變更手續(xù)。

項目應(yīng)按照“以荷定源”原則科學(xué)確定新能源電源類型和裝機規(guī)模，年自發(fā)自用電量占總可用發(fā)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%。

對于利用省發(fā)展改革委年度發(fā)布新能源發(fā)電建設(shè)方案中的指標規(guī)模實施綠電直連的，并網(wǎng)型可采取“整體自發(fā)自用為主、余電上網(wǎng)為輔”的模式，上網(wǎng)電量占總可用發(fā)電量的比例上限不超過20%。在新能源消納困難時，為保障全省維持在合理的消納水平，原則上不允許并網(wǎng)型綠電直連項目向公用電網(wǎng)送電。

對于在年度發(fā)布新能源發(fā)電建設(shè)方案指標規(guī)模之外申請新增新能源項目實施綠電直連的，新能源要符合“規(guī)�；�發(fā)展”要求�？紤]我省新能源消納空間，并網(wǎng)型原則上采取“整體自發(fā)自用”模式，不向公用電網(wǎng)送電。利用新增新能源項目實施以新材料、航空航天等戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)和人工智能、綠色氫基能源等未來產(chǎn)業(yè)，以及傳統(tǒng)產(chǎn)業(yè)優(yōu)化升級、綠電制熱（汽）等為主，且上述產(chǎn)業(yè)年用電量占項目總用電量比例超過70%的并網(wǎng)型綠電直連項目，可申請采取“整體自發(fā)自用為主、余電上網(wǎng)為輔”的模式，上網(wǎng)電量占總可用發(fā)電量的比例根據(jù)年度新能源消納情況，依申請順序確定，上限不超過20%。

（四）電力用戶負荷要求

新建負荷可配套建設(shè)新能源電源組成多用戶綠電直連項目。

已經(jīng)實施的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多個存量負荷（包括按照相關(guān)文件規(guī)定有綠色電力消費比例要求的企業(yè)、重點用能和碳排放企業(yè)、有降碳需求的出口外向型企業(yè)及其需要碳溯源的上下游企業(yè)等）可利用周邊新能源資源探索開展多用戶綠電直連。省級及以上工業(yè)園區(qū)、零碳園區(qū)、增量配電網(wǎng)等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。重點用能和碳排放企業(yè)需列入省級及以上政府部門確定的相關(guān)企業(yè)名錄。負荷應(yīng)滿足國家產(chǎn)業(yè)政策要求，嚴禁通過綠電直連開展違法違規(guī)活動。

二、規(guī)劃投資與建設(shè)

（五）統(tǒng)籌規(guī)劃

項目風(fēng)電和太陽能發(fā)電規(guī)模納入省發(fā)展改革委制定的新能源發(fā)電開發(fā)建設(shè)方案，用電負荷規(guī)模應(yīng)有依據(jù)和支撐。項目電源、儲能、直連線路、接入公用電網(wǎng)線路等應(yīng)按電壓等級納入省級或地市級能源電力和國土空間等規(guī)劃，負荷、電源、直連線路布局宜在同一地市行政區(qū)范圍內(nèi)。直連線路應(yīng)盡量減少線路交叉跨越，原則上不允許跨越既有電力運行線路，確需跨越的應(yīng)做好安全措施。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。

并網(wǎng)型項目應(yīng)作為一個整體單點接入公共電網(wǎng)，接入公共電網(wǎng)的電壓等級原則上不超過220千伏，確有必要接入220千伏的，由省發(fā)展改革委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(fēng)險專項評估，確保電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行。

（六）投資模式

項目應(yīng)明確獨立的主體作為項目主責(zé)單位。項目主責(zé)單位應(yīng)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(qū)模式的項目主責(zé)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(zé)單位投資建設(shè)。項目主責(zé)單位與電源、負荷等內(nèi)部主體應(yīng)就產(chǎn)權(quán)劃分、運行維護、平衡責(zé)任、內(nèi)部費用標準和結(jié)算、違約責(zé)任等事項簽訂協(xié)議。

綠電直連項目接網(wǎng)工程，參照國務(wù)院辦公廳轉(zhuǎn)發(fā)國家發(fā)展改革委等部門《關(guān)于清理規(guī)范城鎮(zhèn)供水供電供氣供暖行業(yè)收費促進行業(yè)高質(zhì)量發(fā)展意見的通知》（國辦函〔2020〕129號）確定投資主體。

（七）存量輸配電資產(chǎn)處理方式

為避免資源浪費，項目主責(zé)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(zé)任界面劃分的前提下，可通過租賃等方式協(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(zé)單位可自行建設(shè)相關(guān)設(shè)施。

（八）建設(shè)管理

項目應(yīng)按規(guī)劃統(tǒng)籌推進、協(xié)同建設(shè)，匹配好負荷和電源的建設(shè)投產(chǎn)時序及規(guī)模。多個負荷無法同期投產(chǎn)的，應(yīng)結(jié)合項目負荷投產(chǎn)時序按照“以荷定源”原則匹配電源建設(shè)及投產(chǎn)規(guī)模，保障自發(fā)自用電量占比、上網(wǎng)電量占比等指標滿足政策要求，電源不得超前負荷投產(chǎn)；負荷先于電源投產(chǎn)的，可按照批復(fù)的綠電直連項目建設(shè)方案先期接入公共電網(wǎng)，視為常規(guī)電力用戶，待配套電源投產(chǎn)后，按照綠電直連項目相關(guān)要求執(zhí)行。

項目建成后，若負荷、電源、調(diào)節(jié)資源規(guī)模等關(guān)鍵指標和內(nèi)部電源負荷聯(lián)網(wǎng)方案需發(fā)生變化的，應(yīng)編制項目建設(shè)方案變更報告，報省發(fā)展改革委審核批復(fù)后實施，同時應(yīng)重新履行系統(tǒng)接入評估等手續(xù)。電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)向滿足并網(wǎng)條件的項目公平無歧視提供電網(wǎng)接入服務(wù)。

三、運行管理

（九）責(zé)任界面

項目主責(zé)單位承擔(dān)由于項目自身原因造成供電中斷的相關(guān)責(zé)任，并按照“誰產(chǎn)生、誰負責(zé)”原則，根據(jù)內(nèi)部協(xié)議和運行實際對責(zé)任公平劃分。因項目內(nèi)部原因影響公共電網(wǎng)安全的，相應(yīng)責(zé)任由項目主責(zé)單位承擔(dān)。

并網(wǎng)型項目與公共電網(wǎng)各自在責(zé)任界面內(nèi)履行相應(yīng)電力安全風(fēng)險管控責(zé)任。并網(wǎng)型項目應(yīng)統(tǒng)籌考慮內(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)容量和并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議等有關(guān)協(xié)議履行供電責(zé)任。并網(wǎng)型項目主責(zé)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(dān)項目范圍內(nèi)的安全風(fēng)險管控責(zé)任。

（十）安全運行管理

項目應(yīng)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(zé)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(zé)任，并報送省發(fā)展改革委備案。

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；作為整體參與電力現(xiàn)貨市場的并網(wǎng)型項目，項目主責(zé)單位按照調(diào)度計劃負責(zé)管理內(nèi)部平衡。

（十一）就近消納需求

項目應(yīng)通過合理配置儲能、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

（十二）參與市場方式

并網(wǎng)型項目按照《電力市場注冊基本規(guī)則》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(zé)單位統(tǒng)一申報；初期，項目可以“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。

（十三）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。

（十四）項目內(nèi)部管理

項目主責(zé)單位應(yīng)與項目內(nèi)部主體按照權(quán)責(zé)對等、公平分攤的原則簽訂協(xié)議，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(zé)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。

（十五）價格機制

并網(wǎng)型項目應(yīng)符合《關(guān)于完善價格機制促進新能源發(fā)電就近消納的通知》（發(fā)改價格〔2025〕1192號）相關(guān)要求，公平承擔(dān)輸配電費、系統(tǒng)運行費、政策性交叉補貼等費用。項目主責(zé)單位負責(zé)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。

（十六）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、項目申報和管理

（十七）申報

項目原則上由主責(zé)單位牽頭編制“多用戶綠電直連建設(shè)方案”，向各地市發(fā)展改革部門申報�！岸嘤脩艟G電直連建設(shè)方案”應(yīng)包括并不限于電源、負荷、直連線路、內(nèi)部聯(lián)網(wǎng)方案、接入系統(tǒng)方案、產(chǎn)權(quán)運維安全責(zé)任劃分、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、內(nèi)部費用標準和結(jié)算規(guī)則、交易機制、效益分析等內(nèi)容，附相關(guān)協(xié)議等佐證材料，并以專門章節(jié)評估系統(tǒng)風(fēng)險、用電安全、電能質(zhì)量等，提出具體技術(shù)措施。對于涉及存量連接線路及變電設(shè)施資產(chǎn)的項目，需在方案中明確處置方式，出具與存量資產(chǎn)歸屬方簽訂的處置協(xié)議，厘清資產(chǎn)運營權(quán)。

相關(guān)地市發(fā)展改革部門要會同工業(yè)和信息化部門、電網(wǎng)企業(yè)，對項目源荷儲建設(shè)規(guī)模合理性、政策合規(guī)性，項目經(jīng)濟性、安全性，直連線路可行性，產(chǎn)權(quán)處置、實施條件、消納能力、接入電網(wǎng)可行性等進行初審評估，科學(xué)合理評估需求，避免出現(xiàn)實際運行與設(shè)計方案出現(xiàn)較大偏差、新能源消納不及預(yù)期等情況。初審評估通過的，由地市發(fā)展改革部門以正式文件向省發(fā)展改革委申報，申報材料包括初審評估意見和“多用戶綠電直連建設(shè)方案”。

（十八）評審

省發(fā)展改革委會同省工業(yè)和信息化廳，組織具備資質(zhì)的第三方機構(gòu)開展方案評審，并充分聽取電網(wǎng)企業(yè)、國家能源局派出機構(gòu)等意見。評審?fù)ㄟ^的“多用戶綠電直連建設(shè)方案”，在省發(fā)展改革委門戶網(wǎng)站進行公示后，印發(fā)方案批復(fù)文件。

（十九）管理和驗收

項目主責(zé)單位應(yīng)按照相關(guān)協(xié)議，完成存量電力設(shè)施資產(chǎn)處置后，依據(jù)批復(fù)的“多用戶綠電直連建設(shè)方案”建設(shè)內(nèi)容和規(guī)模，依法依規(guī)辦理電源、儲能及直連線路等核準（或備案）手續(xù)。依據(jù)國家能源局《電網(wǎng)公平開放監(jiān)管辦法》（國能發(fā)監(jiān)管規(guī)〔2021〕49號），并網(wǎng)型項目主責(zé)單位應(yīng)委托具有資質(zhì)的設(shè)計單位，綜合考慮源、網(wǎng)、荷、儲技術(shù)特性和安全性能，作為一個整體統(tǒng)籌開展接入系統(tǒng)設(shè)計，并取得電網(wǎng)企業(yè)出具的接入系統(tǒng)書面回復(fù)意見。相關(guān)項目和電網(wǎng)接入工程全部取得核準（或備案）手續(xù)后，項目主責(zé)單位原則上應(yīng)于30個工作日內(nèi)與電網(wǎng)企業(yè)簽訂接網(wǎng)協(xié)議。

“多用戶綠電直連建設(shè)方案”批復(fù)后，應(yīng)在1年內(nèi)開工建設(shè)，3年內(nèi)建成投運，投運時應(yīng)達到項目建設(shè)方案批復(fù)的建設(shè)規(guī)模。項目建成后，主責(zé)單位要牽頭按照國家建設(shè)項目（工程）竣工驗收有關(guān)規(guī)定及時組織竣工驗收，將竣工驗收報告報送相關(guān)地市發(fā)展改革部門，并轉(zhuǎn)報省發(fā)展改革委和國家能源局東北監(jiān)管局，其中并網(wǎng)型項目需電網(wǎng)企業(yè)等第三方參與驗收。

項目運行期間，若項目負荷、電源、調(diào)節(jié)資源變化或中斷，影響項目運行指標的，需同步引入補足負荷、電源或調(diào)節(jié)資源，確保項目實施效果不低于項目申報水平。

各地市發(fā)展改革部門要會同有關(guān)部門建立項目跟蹤督導(dǎo)機制，定期調(diào)度建設(shè)進度，協(xié)調(diào)解決實施過程中遇到的困難和問題，遇有重大問題需及時向省發(fā)展改革委報告。對已投運項目每年一季度組織開展年度運行情況評估，對相關(guān)指標不及預(yù)期或超出限值的，督促主責(zé)單位限期整改完畢。對于2次整改后仍不滿足要求的，項目主責(zé)單位應(yīng)主動申請退出綠電直連。

對于在年度發(fā)布新能源發(fā)電建設(shè)方案之外申請新增新能源實施以新興產(chǎn)業(yè)、未來產(chǎn)業(yè)和傳統(tǒng)產(chǎn)業(yè)優(yōu)化升級、綠電制熱（汽）等為主的綠電直連項目，若上一年度上述產(chǎn)業(yè)用電量占項目總用電量的比例不足70%的，當年不允許其向公共電網(wǎng)送電。

（二十）退出

因用電負荷或電源停建、停產(chǎn)，或企業(yè)破產(chǎn)、搬遷等原因?qū)е戮G電直連無法實施，不再具備持續(xù)運行能力的，相關(guān)責(zé)任由實施主體自行承擔(dān)，并應(yīng)于1個月內(nèi)向地市發(fā)展改革部門提出退出綠電直連的申請，地市發(fā)展改革部門及時向省發(fā)展改革委正式報告。

退出綠電直連的，直連線路需自行拆除。若直連線路（全部或部分）可回收利用，經(jīng)與電網(wǎng)企業(yè)協(xié)商后依法依規(guī)開展收購工作。利用年度發(fā)布新能源發(fā)電建設(shè)方案中的新能源，可按照原建設(shè)計劃履行轉(zhuǎn)接公共電網(wǎng)相關(guān)手續(xù)；在年度發(fā)布新能源發(fā)電建設(shè)方案之外申請新增的新能源，實施主體應(yīng)主動退出新能源場址。

負荷退出綠電直連后需要由公共電網(wǎng)直接供電的，若該負荷的連接線路為主責(zé)單位租賃的公共電網(wǎng)資產(chǎn)，則由電網(wǎng)企業(yè)負責(zé)將該負荷改接至公共電網(wǎng)；若該負荷的連接線路非公共電網(wǎng)資產(chǎn)，則由相關(guān)方負責(zé)改接至公共電網(wǎng)，后續(xù)線路運維責(zé)任由相關(guān)方自行承擔(dān)。

六、組織保障

省發(fā)展改革委牽頭會同省工業(yè)和信息化廳、省電力公司組建省綠電直連推進工作專班，加強對多用戶對綠電直連模式的指導(dǎo)，協(xié)調(diào)解決推進中遇到的重大問題，及時評估成效。

各地市發(fā)展改革部門要結(jié)合本地區(qū)產(chǎn)業(yè)發(fā)展、能源保供和要素保障等條件，牽頭組織梳理本地多用戶綠電直連需求，積極向民營企業(yè)推介，支持民資等參與投資建設(shè)。要做好已批復(fù)項目管理和運行監(jiān)測工作，推動多用戶綠電直連模式有序發(fā)展。

電網(wǎng)企業(yè)、電力市場運營機構(gòu)要按照職責(zé)分工，全面落實上述有關(guān)規(guī)定，不斷提升多用戶綠電直連接入電網(wǎng)和參與市場交易的技術(shù)支持能力和服務(wù)水平。