7月16日，浙江省发展和改革委员会、浙江省能源局联合印发《关于推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》，标志着浙江在全国率先系统性构建多用户绿电直连制度体系，为园区级绿电就地消纳提供可复制、可推广的实践路径。

通知明确，具备绿色电力消费需求的多元主体——包括落实绿电消费比例要求的企业、重点用能与碳排放单位、有降碳刚性需求的出口型制造企业及其产业链上下游伙伴——均可依托周边新能源资源，探索开展多用户绿电直连。尤为值得关注的是：工业园区、零碳园区、增量配电网等区域的全部或部分负荷，可就近接入新能源电源，组合形成多用户绿电直连项目。同时，通知鼓励具备灵活调节能力的算力设施深度参与绿电直连，以提升数字基础设施的绿色化水平。

全文如下：

浙江省发展和改革委员会 浙江省能源局关于推动多用户绿电直连发展有关事项的通知

各设区市发展改革委、宁波市能源局，省电力公司：

根据《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）、《关于有序推动多用户绿电直连有关事项的通知》（发改能源〔2026〕688号）和《关于促进人工智能与能源双向赋能的行动方案》（国能发科技〔2026〕34号），结合我省实际，制定本通知。

一、适用范围

多用户绿电直连，是指风电、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，而是通过专用线路和变电设施，向多个用户定向供给绿色电力，实现电量来源清晰、流向可溯、分配明确的新型供用能模式。其中，“多用户”特指多个不同法人实体，不包含居民及农业用户；分布式光伏可通过集中汇流方式参与绿电直连。

（一）直连方式

1. 并网型项目：项目整体接入公共电网，与公共电网之间须设置清晰的物理界面与责任界面；新能源电源应接入项目内部电网，形成“源—网—荷”一体化运行单元。

2. 离网型项目：电源、负荷、线路、储能等电力设施与公共电网完全无电气连接，作为独立微电网系统自主运行与管理。

（二）项目类型

1. 新增负荷可配套建设新能源电源，组成多用户绿电直连项目；存量负荷中，单用户绿电直连项目可吸纳其他新建负荷，并同步扩建新能源电源，升级为多用户模式；有绿色电力消费需求的用户，可利用周边新能源资源探索开展多用户绿电直连；工业园区、零碳园区、增量配电网等的全部或部分负荷，可就近接入新能源，组成多用户绿电直连项目；其他符合技术与管理要求的业态模式，亦可参照执行。

2. 尚未开展电网接入工程建设，或因新能源消纳受限等原因暂无法并网的新能源项目，在履行相应变更手续后，可转为多用户绿电直连项目；已取得接入系统批复意见的项目，原则上不予支持调整。

严禁以“绿电直连”名义为违规电厂“转正”，或变相将公用电厂转为自备电厂。

3. 鼓励具备灵活调节能力的算力设施开展绿电直连，持续提升算力基础设施的绿色用能水平与能源韧性。

二、有关要求

（三）做好整体方案编制

绿电直连项目须编制涵盖电源、负荷、直连线路及接入系统的整体化技术方案，其中须设专门章节评估系统风险、用电安全与电能质量，并提出针对性技术保障措施。项目接入电压等级原则上不超过220千伏；确需接入220千伏的，须由省发展改革委（省能源局）会同浙江能源监管办，组织省电力公司、项目单位等开展电力系统安全风险专项评估。应加强绿电直连项目直连线路、接网线路与公共电网规划的统筹衔接，预留关键电网廊道，减少线路交叉跨越；确需跨越的，须落实严格安全防护措施。

（四）鼓励投资模式创新

1. 项目应明确独立主体作为项目主责单位；连接线路、变电设施、储能系统及运营平台原则上由主责单位投资建设。主责单位可由电源方与负荷方共同出资设立合资公司，也可由一方单独投资；以园区为实施载体的项目，可由园区管委会或第三方专业机构（不含承担输电业务的公共电网企业）牵头组建。

2. 主责单位应优先利用存量电力设施，在不影响与公共电网责任界面划分的前提下，可通过租赁等方式协商使用其他主体设施；协商不成的，可自行建设。项目及其内部资源豁免电力业务许可，国家另有规定除外。

（五）做好电源负荷适配

并网型项目须严格遵循“以荷定源”原则，科学确定新能源电源类型、装机规模及配套储能容量，支持“整体自发自用为主、余电上网为辅”运行模式。项目新能源年自发自用电量占总可用发电量比例应不低于60%，占总用电量比例应不低于30%；自2030年起，新增项目该比例不低于35%。一般项目上网电量占比不超过总可用发电量的20%；具备灵活调节能力的算电协同项目，上网电量占比上限可放宽至30%。绿电直连项目新能源利用率目标单独设定，不纳入全省新能源利用率统计口径。

（六）提升系统友好性能

鼓励项目通过合理配置储能、强化集控管理能力、挖掘负荷侧调节潜力、实施多能互补等方式，显著提升新能源就近就地消纳能力。

（七）明晰各方责任边界

项目主责单位须与内部各主体就电力设施投资建设、产权归属、运行维护、平衡责任、内部结算标准及违约责任等事项签订书面协议。主责单位承担因自身原因导致供电中断的主体责任，并依据“谁产生、谁负责”原则，结合内部协议与实际运行情况公平划分责任。

并网型项目与公共电网之间须形成清晰、明确的安全责任界面，各方在界面内履行相应电力安全风险管控职责。项目应统筹源荷特性、平衡能力与经济性，自主合理申报接入公共电网容量；公共电网按接网容量及协议约定履行供电义务。主责单位须组织内部电源与负荷建立协同调节机制，确保项目与公共电网的交换功率不超过接网容量限额。

（八）加强安全运行管理

电网企业须向符合并网条件的项目公平、无歧视提供接入服务。项目主责方须严格落实安全生产主体责任，确保系统安全稳定运行；须常态化开展风险管控与隐患排查治理，及时消除设备故障及各类安全风险，持续提升系统可靠性。

并网型项目整体及内部电源，须按接入电压等级与容量规模接受相应调度机构管理，并接入新型电力负荷管理系统或电力调度自动化系统。作为整体参与电力现货市场的并网型项目，除发生影响公用系统安全稳定运行的突发情况外，调度机构在项目现货市场出清结果基础上下达调度指令，主责单位负责统筹内部平衡执行。

项目须按接入电压等级与容量规模分级分类配置监测与控制设施，实现公共电网交换功率的实时监测；内部电源、储能、负荷等资源须做到“可观、可测、可调、可控”，并按《电网运行准则》等要求向电力调度机构报送相关数据。须严格执行《电力监控系统安全防护规定》，安装网络安全监测、隔离装置等安全设施，并按要求向调度机构备案，接受技术监督。在电力系统需要时，并网型项目内部电源与储能须按调度指令运行，作为应急支撑资源向公共电网提供服务。

（九）整体有序参与市场

并网型项目须在投产后1个月内，依据《电力市场注册基本规则》以新型经营主体身份完成市场注册；若电源与负荷投资主体不一致，亦可分别注册。项目原则上应作为整体参与电力市场交易，由主责单位统一申报；初期以“报量不报价”方式参与电力现货市场，作为价格接受者出清；条件成熟后，逐步过渡至“报量报价”模式。项目负荷参与市场交易后，不得再由电网企业代理购电。负荷企业用网电量按浙江电力市场规则结算。未按期完成注册并入市交易的项目，其上网电量暂不予结算；待完成注册并入市后，按同类型机组当月现货实时市场平均价格追溯结算。

（十）规范内部运营管理

项目主责单位须与内部电源及负荷签订长期购电协议，协议期限可超过10年，须明确代理交易模式、价格形成机制，并建立与外部市场价格变动、负荷实际调节能力相适应的动态调整机制。鼓励在长期协议基础上，依据各主体申报的源荷调节能力及事前约定补偿标准，优化内部运行策略，促进源荷协同，保障项目与公共电网交换功率始终不超接网容量。结算价格须遵循权责对等、公平分摊原则合理确定。

（十一）落实相关价格机制

并网型项目须承担输配电费、上网环节线损费用、系统运行费等，具体标准按国家发展改革委、国家能源局《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号）及省级价格主管部门政策执行。并网型与离网型项目均须按现行政策缴纳政府性基金及附加。项目新能源发电量不纳入可持续发展价格结算机制保障，不参与机制电价竞价。

（十二）规范计量结算管理

并网型项目以项目接入点作为计量与结算参考点，与公共电网进行统一电费结算。项目须具备分表计量条件，由电网企业在发电、厂用电、并网、内部各用户、储能等关键关口安装符合DL/T 448《电能计量装置技术管理规程》的计量装置，确保各环节电量数据精准计量。关口计量装置须具备双向分时计量、远程自动抄表等功能。严禁绕越计量装置违规用电。

（十三）明确绿电溯源机制

并网型项目整体绿电溯源，以内部实际新能源发电量（含储能释放的项目新能源电量）扣减上网电量后，确定自发自用电量；项目内部各用户按其各时段用电量占项目总用电量比例，对自发自用电量进行拆分。

项目内部电源须在国家可再生能源发电项目信息管理平台完成建档立卡；电网企业须依据计量数据计算绿电溯源结果，并将信息推送至国家绿证系统，依规开展核对。项目自发自用电量对应绿证的核发、划转、核销等，按国家相关规定执行。

三、组织实施

（十四）项目申报

绿电直连项目以主责单位为主体统一申报。为促进新能源就近就地高效消纳，由各设区市能源主管部门会同经信、自然资源、商务等部门及当地电网企业，统筹地方能源规划、国土空间规划与区域电力廊道布局，结合企业降碳刚性需求，对企业申报方案开展联合审查。跨设区市项目由主责单位所在市牵头，联合相关市开展联审。通过联审的项目，由设区市能源主管部门印发建设计划并组织实施（跨市项目由相关市联合印发）；建设计划、项目方案及联审意见须同步报省发展改革委（省能源局）备案。接入电压等级为220千伏的项目，须由省发展改革委（省能源局）会同浙江能源监管办组织电网企业、项目单位开展电力系统安全风险专项评估，确保电网安全稳定运行。

（十五）项目建设

列入绿电直连建设计划的集中式光伏项目，视同纳入全省集中式光伏年度建设计划；新型储能项目参照用户侧项目管理，视同纳入各设区市年度建设计划；直连线路、接入系统等按电压等级纳入省级或设区市相关规划。项目向电网企业报送并网申请，接入方案获批后，项目业主同步开展新能源电源与直连线路建设，电网企业同步推进配套电网工程建设；项目须按整体方案统一建设、同步投产。

（十六）调整退出机制

设区市能源主管部门应会同电网企业建立项目全过程跟踪指导与年度评估机制。对建设内容发生重大变更或拟退出运营的项目，经设区市能源主管部门审核同意后及时调整；对纳入建设计划满1年仍未开工的项目，应及时调出建设计划；对运营期项目，须每年一季度完成上年度运行评估，连续3年自发自用电量占比、与电网交换功率等核心指标不达标的，应启动调整退出程序。退出运营的项目，其直连电源在设区市及电网企业落实接入条件后，可重新申报建设计划，重新接入公共电网，并可作为增量项目参与机制电价竞价；机制电价执行期起始时间，以直连项目电源首次发电时间为基准。

浙江省发展和改革委员会 浙江省能源局
2026年7月15日