湖南多用户绿电直连政策解读：明确项目建设、交易及管理要求

近日，湖南省发布《关于推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》，在《湖南省有序推动绿电直连发展实施方案》（湘发改能源〔2025〕853 号）基础上，落实国家多用户绿电直连相关文件精神，对省内多用户绿电直连项目适用范围、规划建设、运行管理、市场交易、申报实施与退出机制作出系统性规定，引导新能源就近供给多个法人用户，推动绿电就近消纳。

一、项目适用范围：定义、分类与可接入源荷

（一）项目定义

多用户绿电直连，指风电、光伏、生物质等新能源不直接接入公共电网，依靠专用线路、变电设施向多个不同法人实体供应绿电，实现电量溯源与分配；不含居民、农业用户。项目分为并网型、离网型两类：并网型整体接入公共电网，划分清晰物理与责任界面；离网型和公共电网无电气连接。

（二）适用负荷

• (1)新建负荷可配套新能源组建项目；存量单用户绿电直连项目，可吸纳新建负荷并扩建电源转为多用户项目。
• (2)具备绿电消费需求企业、工业园区、零碳园区、增量配电网负荷，可就近接入新能源开展绿电直连。
• (3)优先支持算力设施、绿色氢氨醇等新兴产业落地绿电直连项目。

（三）适用电源

新增集中式光伏、风电、生物质发电可作为直连电源；存量新能源自有送出线路可参与。新增、存量分布式光伏可集中汇流接入；允许跨供电营业区电源参与项目。风电、集中式光伏需纳入省级年度开发方案，生物质发电纳入可再生能源规划。

二、规划投资与建设管理：坚持以荷定源

• (1)源荷匹配硬性指标：按照 “以荷定源” 确定装机规模。项目年自发自用电量，不低于总可用发电量 60%；占项目总用电量比例不低于 30%，2030 年前需达到 35%。
• (2)投资主体：设立独立法人作为项目主责单位，可由电源、负荷双方合资，或单方投资；园区项目可由园区管委会、第三方机构担任主责单位（公共电网企业除外）。线路、变电设施、储能、运营平台原则上由主责单位投资，可租赁存量电力设施。
• (3)接入规则：并网型项目接入电压等级原则不超 220kV，220kV 接入需省级能源主管部门联合能监办开展电网安全专项评估。项目内部关口需预留分表计量条件，电网企业安装双向分时计量装置，严禁绕表用电。

三、运行管理：厘清安全责任，约束上网电量

• (1)责任界面划分：项目主责单位承担项目自身原因导致供电中断责任。并网型项目与电网按界面划分安全管控责任，项目自主确定接网容量，内部签订协议约定电费、运维、平衡责任等；离网型项目自行承担全部安全管控责任。
• (2)安全与调度：项目配齐继电保护、安稳装置、通信、网络安全设施；并网项目接入新型负荷管理或调度自动化系统，整体接受调度管理，作为整体参与现货市场时由主责单位负责内部电量平衡。投产前相关预案报送省级能源主管部门备案并抄送能监办。
• (3)就近消纳要求：通过储能、负荷调节、多能互补提升消纳能力。并网型项目年上网电量原则不超过总可用发电量 20%；消纳困难时段禁止向电网反送电。项目新能源弃电不计入全省新能源利用率统计。

四、交易与价格机制：市场参与、电费结算与绿证溯源

• (1)市场注册与交易：并网项目以新型经营主体注册，原则整体参与电力市场；现阶段采用 “报量不报价” 参与现货，后续过渡到报量报价，不得由电网企业代理购电。
• (2)价格与基金：并网项目按政策承担输配电费、系统费、交叉补贴，主责单位统一和电网结算电费；并网、离网项目均按规定缴纳政府性基金及附加。项目发电量不再纳入新能源可持续发展电价结算机制，存量电源转入直连后退出该机制。
• (3)绿电溯源：按项目内部新能源发电量扣减上网电量核算自发自用电量，按用户时段用电量占比分配绿电，实现小时级源荷匹配。电源在国家可再生能源平台建档，电网企业核算溯源数据推送绿证系统，绿证核发、划转、核销按国家规定执行。

五、项目申报、建设与退出规则

（一）申报流程：企业申报→市级初审→省级评审

项目主责单位编制建设方案，完成 8760 小时源荷储仿真，向市级能源主管部门申报；市级联合多部门初审后上报；省级委托第三方评审，征求能监办、电网意见，评审通过予以复函。项目内负荷、电源、线路按湖南省企业投资项目核准备案办法单独办理审批。

（二）建设时限

新增负荷原则 1 年内开工、2 年内投运；电源投产时序匹配负荷分批接入。项目及内部资源豁免电力业务许可（另有规定除外）；接网容量变更需重新开展系统接入评估。

（三）项目退出机制

严禁借绿电直连套取新能源资源。项目投运3 年内原则不得退出；投运满 3 年，负荷大幅变化无法运营可申请退出。连续 3 年指标不达标，将实施强制退出。项目退出后负荷重新办理电网接入；未开工电源废止核准备案；已建成集中式新能源投产满 3 年方可重新申报开发；退出的直连电源不能参与后续机制电量竞价。