【政策解读】2026辽宁多用户绿电直连新政！并网 / 离网模式、自用比例、余电上网、绿电溯源核心规则

辽宁多用户绿电直连实施方案（征求意见稿）核心知识点全文梳理

2026 年 8 月 3 日，辽宁省发改委发布《辽宁省推动多用户绿电直连建设实施方案（征求意见稿）》公开征求意见公告。文件依据发改能源〔2025〕650 号、发改能源〔2026〕688 号国家顶层政策，在 2025-2027 年单用户绿电直连方案基础上升级扩容，推出多法人共享绿电专线新模式，聚焦新能源就近消纳、企业精准绿电溯源、工业园区零碳转型。核心要点梳理。

一、基础定义与适用边界

1、多用户绿电直连官方定义

（1）概念：风电、光伏、生物质新能源不直接接入公共电网，通过专用线路、变电设施向多个不同法人实体供电，实现电量清晰溯源、分时分配。

（2）排除对象：居民用户、农业用户不允许参与。

2、两大直连项目类型

（1）并网型：整体单点接入公共电网，划分清晰物理、安全责任界面，电源全部设在项目内部；接入电压原则不超 220kV，220kV 接入需专项安全评估。

（2）离网型：全程不接入公共电网，具备独立完整运行、供电保障条件。

3、准入电源硬性要求

（1）新能源项目范围：优先在建、拟建新能源；消纳受限、未开展电网接入的存量新能源，履行变更手续后可转为直连电源。

（2）企业分布式光伏规则：厂区红线内存量 / 新建分布式光伏可集中汇流作为直连电源；企业也可选择全部自发自用，不得供给项目内其他用户；变更参与模式必须提交方案变更批复。

（3）刚性消纳指标（以荷定源核心红线）

① 新能源年自发自用电量 ÷ 总可用发电量 ≥60%；

② 自发自用电量 ÷ 项目总用电量 ≥30%，2030 年前提升至 35%；

（4）两类新能源指标对应的余电上网限制

① 纳入省年度新能源建设指标的并网项目：自发自用为主，余电上网为辅，上网电量占总发电量上限 20%；消纳紧张时段原则禁止向电网送电。

② 年度指标外新增新能源并网项目：常规要求完全自发自用、不允许上网；仅满足产业门槛（见下面第（5）条）可申请 20% 以内余电上网。

（5）余电上网产业门槛（指标外新增新能源适用）

项目内新材料、航空航天、人工智能、绿氢、传统产业升级、绿电制热（汽）等产业年用电量占总用电量＞70%，方可申请余电上网；上一年该占比不足 70%，次年直接禁止向电网返送电。

4、可参与的电力负荷主体范围

（1）新建工业负荷，可配套新能源组建多用户直连项目；

（2）存量单用户绿电直连项目，可吸纳新建负荷、扩建电源升级为多用户项目；

（3）存量多法人负荷集群：碳排放重点企业、出口外向型企业、有碳溯源需求产业链企业；

（4）园区载体：省级及以上工业园区、零碳园区、增量配电网全部 / 部分负荷；

（5）底线要求：所有负荷必须符合国家产业政策，严禁借直连开展违规生产经营。

二、规划、投资与存量资产建设管理规则

1、统筹规划要求

（1）风光装机纳入省发改委新能源开发方案，负荷规模需具备真实用电支撑；电源、储能、专线、并网线路纳入省市能源、国土空间规划；电源负荷原则限定同一地市。

（2）线路建设约束：专线减少交叉跨越，原则不跨越在运电力线路，确需跨越必须落实安全防护；项目内部电源、线路豁免电力业务许可（国家另有规定除外）。

2、多元投资模式

（1）必须设立独立法人项目主责单位，三种组建方式：电源 + 负荷合资、电源单方投资、负荷单方投资；园区项目可由管委会、第三方机构组建（公共电网企业不得作为主责单位）。

（2）资产投资划分：专线、变电、储能、运营平台由主责单位全额投资；主责单位与内部电源、负荷签订协议，明确产权、运维、结算、违约权责。

（3）并网接网工程投资：参照国办函〔2020〕129 号文件确定投资主体。

3、存量电力设施处置方式

优先租赁利用存量输配电资产，不改变与公共电网责任界面；多方协商租赁不成，由主责单位自行新建配套设施。

4、建设时序与变更管理

（1）投产时序匹配：严格执行以荷定源，电源不得超前负荷投产；负荷先投产可临时公网供电，待配套电源建成后切换为绿电直连模式。

（2）方案变更规则：电源、负荷、储能规模、内部联网方案调整，必须编制变更报告，报省发改委批复，重新开展电网接入安全评估；电网企业需公平无歧视提供并网服务。

（3）建设工期硬性约束：方案批复 1 年内开工、3 年内全规模投运。

三、项目运行安全与消纳管理机制

1、安全责任界面划分

（1）并网型项目：主责单位承担项目内部故障停电、冲击公网的全部责任；自主确定并网容量，内部建立源荷调节机制，与电网交换功率不得超过核准接网容量；电网按协议履行兜底供电责任。

（2）离网型项目：项目主责单位全权承担全部安全、供电风险管控责任。

2、设备、调度、监控运行规范

（1）硬件配置：统一配套继电保护、稳控装置、通信、网络安全隔离监测设备，方案应急预案报省发改委备案。

（2）并网调度规则：按电压、容量接入新型负荷管理 / 调度自动化系统，接受属地调度统一管控；项目整体统一参与现货市场，调度机构依据市场出清下达计划，主责单位统筹内部源荷平衡。

（3）消纳优化要求：配套储能、智能集控、柔性负荷调节、多能互补提升就地消纳；项目新能源弃电不计入全省新能源利用率考核；并网项目与电网交换功率峰谷差率不得超过规划核定数值。

四、电力交易、计量、价格与绿电溯源机制

1、市场参与规则

（1）并网项目以新型经营主体完成电力市场注册，内部电源、负荷可单独注册；统一以项目整体参与市场交易，主责单位统一申报。

（2）现货市场分步参与：初期 “报量不报价”，成熟后过渡至报量报价；严禁电网企业代理项目购电。

2、全维度计量管理

（1）全关口双向分时计量：电网企业统一在发电、厂用电、储能、各用户、并网接口安装合规计量表计；禁止绕越计量装置用电。

（2）结算分界：并网项目以公共电网接入点作为统一计量、电费结算节点，由主责单位统一对外结算。

3、内部结算与价格机制

（1）内部结算：主责单位与内部企业签订分摊协议，结合市场电价、负荷调节能力定期调整结算标准；鼓励内部源荷协同调节、建立调节补偿机制。

（2）费用缴纳：并网 / 离网项目足额缴纳输配电费、系统费、交叉补贴、政府性基金附加；项目自发自用绿电不纳入新能源电价补贴结算体系。

4、小时级绿电溯源、绿证规则

（1）整体绿电量核算：项目总自发自用电量 = 内部新能源总发电量（含储能释放绿电）- 余电上网电量。

（2）用户分时拆分：按每小时用电量占比分配绿电量，实现小时级精准溯源，满足出口企业碳足迹核查需求。

（3）绿证流转：内部电源在国家可再生能源平台建档；电网根据计量数据生成溯源清单推送至绿证系统，自发自用对应绿证按规定核发、划转、核销。

五、项目申报、评审、年度监管与退出全流程

1、两级申报流程

（1）申报主体：项目主责单位编制《多用户绿电直连建设方案》，向地市发改委提交；方案包含源荷储规模、线路、并网、产权运维、结算、应急、系统风险评估、存量资产处置协议等完整材料。

（2）地市初审：发改联合工信、电网企业评估合规性、经济性、消纳、电网接入可行性；初审通过后以正式文件上报省发改委。

2、省级评审与批复

省发改、工信厅组织第三方机构评审，同步征求电网、国家能源局东北监管局意见；评审通过后省发改委官网公示，公示无异议印发正式批复文件。

3、建设、并网、竣工验收要求

（1）前期手续：凭批复文件办理电源、储能、线路核准 / 备案；并网项目整体开展接入系统设计，取得电网书面接入意见，备案完成 30 日内签订接网协议。

（2）竣工验收：项目全工程完工后主责单位组织验收，并网项目需电网第三方参与；验收报告报送地市、省发改委、东北能监局存档。

4、常态化年度监管

（1）地市建立项目跟踪督导机制，定期调度建设进度；每年一季度开展投运项目年度运行评估。

（2）整改退出机制：自用比例、上网电量、产业占比等指标不达标，限期整改；连续 2 次整改不合格，项目需主动退出绿电直连体系。

5、项目退出完整处置规则

（1）退出申请场景：负荷停产搬迁、企业破产、电源停建，无法持续运营；主体 1 个月内向地市发改委提交退出申请，地市同步上报省发改委。

（2）线路与新能源处置：直连专线自行拆除，可回收资产与电网协商收购；纳入省年度指标的新能源可转公共电网并网；指标外新增新能源需退出场址。

（3）存量负荷转公网供电：租赁公网资产的线路由电网改接；自有资产线路由原项目方完成改接并承担后续运维。

六、省级组织保障体系

1、省级专班：省发改委牵头，联合省工信厅、省电力公司成立绿电直连推进专班，统筹政策落地、重大问题协调、实施成效评估。

2、地市职责：梳理本地园区、企业绿电需求，面向民营企业推广项目模式；负责已批复项目日常监测、进度协调。

3、电网与交易机构职责：优化并网服务、完善计量溯源、市场交易技术支撑体系，公平落实文件全部条款。