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发布：2026-05-26 · 事件：2026-05-26

该文件是在2025年《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650号）基础上，将绿电直连从“一对一”单用户模式升级为“一对多”多用户模式的制度升级。 这一升级旨在解决单用户模式覆盖范围有限、无法满足零碳园区等规模化绿色用能需求的瓶颈，进一步促进新能源就近就地消纳。 指风电、太阳能发电、生物质发电等新能源发电不直接接入公共电网，通过专用线路和变电设施向多个不同法人实体供给绿电，实现供给电量清晰溯源和分配的模式。

双碳氢能电力系统

该文件是在2025年《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650号）基础上，将绿电直连从“一对一”单用户模式升级为“一对多”多用户模式的制度升级。 这一升级旨在解决单用户模式覆盖范围有限、无法满足零碳园区等规模化绿色用能需求的瓶颈，进一步促进新能源就近就地消纳。 指风电、太阳能发电、生物质发电等新能源发电不直接接入公共电网，通过专用线路和变电设施向多个不同法人实体供给绿电，实现供给电量清晰溯源和分配的模式。 并网型项目整体接入公共电网，与公共电网形成清晰的物理界面与责任界面 项目主责单位必须具备法人资格，原则上由电源方与负荷方合资组建；园区模式可由园区管委会或第三方机构（不含运营输电业务的公共电网企业）投资组建；鼓励利用存量电力设施，豁免电力业务许可（另有规定除外），风电和太阳能发电规模纳入省级新能源发电开发建设方案。 项目主责单位承担由于项目自身原因造成供电中断的相关责任；并网型项目与公共电网各自在责任界面内履行电力安全风险管控责任；离网型项目自行承担全部安全风险管控责任。 按标准配置继电保护、安全稳定控制装置、通信设备等二次系统；并网型项目按接入电压等级和容量规模接受相应调度机构统一管理；需接入新型电力负荷管理系统或电力调度自动化系统。 并网型项目以新型经营主体身份进行市场注册，采用两阶段渐进式参与市场： 关键限制：项目不得由电网企业代理购电，必须由项目主责单位统一申报。 分表计量：电网企业在项目内部各发电、厂用电、并网、内部各用户、储能等关口安装双向分时计量装置 统一结算：以项目与公共电网接入点作为计量、结算参考点，由项目主责单位统一与公共电网结算电费 并网型项目需公平承担输配电费、系统运行费、政策性交叉补贴等费用；并网型和离网型项目均应按现行政策缴纳政府性基金及附加；不纳入新能源可持续发展价格结算机制（即不享受保障性收购电价）。 项目整体按内部实际新能源发电量（含储能释放电量）扣减上网电量确定自发自用电量；内部各用户可按每个时段用电量占比确定自发自用电量，实现小时级新能源发用电量匹配；绿证核发、划转、核销按相关规定执行。 项目主责单位与内部主体按权责对等、公平分摊原则签订协议；内部结算方式需考虑外部市场价格变化，定期协商调整；鼓励根据内部主体调节能力及补偿标准优化运行方式，促进源荷协同。 提升就地消纳比例：60%的自发自用比例要求，确保新能源以本地消纳为主。 减轻电网压力：20%上网电量上限和反送电限制，避免对公共电网造成冲击。 新型经营主体扩容：绿电直连项目作为新型经营主体进入市场，丰富市场主体类型。 现货市场参与度提升：“报量不报价”到“报量报价”的过渡设计，培育新参与者。 价格信号传导：内部定期协商调整机制增强市场价格向终端用户的传导。 出口型企业：满足欧盟碳边境调节机制（CBAM）等国际贸易中的绿色电力消费证明需求。