政策梳理|吉林省多用户绿电直连实施方案（意见稿）核心要点

10月8日，吉林省能源局发布关于征求《吉林省多用户绿电直连项目开发建设实施方案（试行）（征求意见稿）》 ，本文对政策文件核心内容进行梳理：

一、哪些负荷可以参与项目

1、新增负荷：重点支持绿氢 / 绿氨 / 绿色甲醇、钢铁冶金、算力中心、汽车制造行业；存量负荷扩建、未报装、未开工报装项目、离网存量项目均归为新增负荷。

2、存量负荷

1. （1）原有单用户绿电直连项目，可新增其他负荷转为多用户模式；
2. （2）电解铝、钢铁、水泥、多晶硅、数据中心等有绿电消费比例硬性要求企业；
3. （3）省级确认的重点用能、重点碳排放工业企业；
4. （4）出口外向型及上下游有降碳需求企业；
5. （5）工业园区、零碳园区、增量配网园区全部或部分负荷。

说明：新增负荷与存量负荷原则上不做电气连接。

二、哪些电源可以作为配套

1. （1）在负荷周边新建集中式风电、光伏、生物质发电；多个新能源场站可以汇集后统一接入负荷汇集站。
2. （2）分布式光伏经集中汇流参与项目。
3. （3）尚未开展接入工程、消纳受限无法并网的新能源，完成接入方案变更手续后可作为配套电源。
4. （4）已并网投运新能源，和电网企业敲定接网切改方案，完成接入系统变更手续，可作为项目配套电源。

三、硬性源荷匹配指标（以荷定源）

1. （1）项目整体新能源自发自用电量占总用电量≥30%，2030 年前不低于 35%。
2. （2）新能源自发自用电量占项目总可用发电量≥60%。
3. （3）新增负荷项目上网上限：2028 年底前投产，上网电量不超过总可用发电量 40%；2029 年之后投产不超过 20%。
4. （4）存量负荷项目：配套新能源发电量必须全部自发自用，禁止向公共电网反送电。

四、规划与布局规则

1. （1）电源、负荷优先布局在同一市（州）；跨市州需要专题评估论证。
2. （2）接入电压原则不超 220kV；确需接入 220kV，必须开展电力系统安全风险专项评估。
3. （3）专线尽量减少与公网交叉跨越。
4. （4）采用存量负荷申报并网型项目，需要电网出具指导意见，编制《电力系统影响综合分析报告》。

五、建设主体、产权与责任划分

1. （1）设置独立法人作为项目主责单位：可以是负荷 + 电源合资，也可以单方投资；园区项目可由管委会、第三方机构担任，电网企业不能作为主责单位。线路、变电、储能、运营平台原则上由主责单位投资。支持各类民营主体投资。
2. （2）存量电力设施，可租赁使用，协商不成主责单位可自建。项目内部豁免电力业务许可（另有规定除外）。
3. （3）产权分界点划分安全、调度、结算责任。并网项目和电网签订协议；离网项目全部安全风险由项目方自行承担。
4. （4）项目主责单位承担项目自身原因造成的供电中断责任。

六、运行管理硬性要求

1. （1）同步建设内部调控平台，配齐继电保护、安稳装置、通信、网络安全隔离装置。
2. （2）并网项目接入新型电力负荷管理 / 调度自动化系统，接受调度统一管理；主责单位负责内部源荷平衡。
3. （3）必须配置储能、挖掘负荷调节能力提升消纳；项目内部新能源弃电量不计入全省新能源利用率统计。
4. （4）并网项目和公网交换功率峰谷差，不能超过方案规划值。

七、交易、计量、价格、绿电溯源

1. （1）并网项目以新型市场主体注册，整体参与电力市场，电网企业不得代理购电。
2. （2）全节点双向分时计量：发电、厂用电、并网关口、内部各用户、储能均需装计量表。以项目对公网接入点作为整体结算点。
3. （3）项目内部签署协议，约定内部结算、购电、补偿机制。
4. （4）并网项目正常缴纳输配电价、系统运行费、交叉补贴、政府基金附加；项目新能源发电量不纳入新能源可持续发展价格结算。
5. （5）绿电溯源实现小时级匹配，按用户时段用电量占比分摊自发自用绿电量；电源完成国家平台建档，按规则核发、划转、核销绿证。

八、申报、批复、建设、退出流程

1.申报

项目主责单位向属地市（州）能源主管部门申报，提交整体实施方案；需要完成自然资源、林草、环保、文物、军事等选址初步意见；跨市州项目由相关地市联合审查。

2.批复

1. （1）市州能源局初审，委托第三方评审，充分征求电网意见；报市政府同意后出具批复，报省能源局备案。跨市州项目联合批复。
2. （2）批复有效期 1 年，到期未开工自动失效；项目规模纳入年度新能源开发方案。

3.建设时序约束（重点）

1. （1）不得擅自变更建设内容、投资主体。
2. （2）并网项目：负荷完成计划投资 10% 以上，配套新能源可以核准备案；负荷投资完成 30% 以上，配套新能源方可开工。
3. （3）配套新能源不得早于新增负荷投产；分期建设的电源装机、投产时序必须和负荷匹配。
4. （4）项目完工后，项目单位自行组织综合验收，市州能源局开展现场核查监督。

4.退出机制

1. （1）负荷、电源规模、接网容量发生变动，要申请方案变更、重新评估接入。
2. （2）负荷重大变化无法运营，优先引入符合条件新负荷；确实无法实施，申请终止项目资格。
3. （3）项目建成满 3 年，满足并网条件，新能源项目可以转为公用电站，按市场化上网，同样不纳入新能源可持续发展价格结算。

九、新旧政策衔接

1. （1）本方案印发后，原有单用户绿电直连项目的范围、源荷匹配、上网比例、审批流程同步执行本文件。
2. （2）文件印发之前已经批复的单用户项目，按原批复执行；如需调整，重新申报。
3. （3）国家政策更新则执行国家最新文件。