国家发展改革委国家能源局关于 有序推动多用户绿电直连发展有关事项的 通知 发改能源〔2026〕688 号 各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、能 源局，北京市城市管理委员会、天津市工业和信息化局、辽 宁省工业和信息化厅、上海市经济和信息化委员会、重庆市 经济和信息化委员会、甘肃省工业和信息化厅，国家能源局 各派出机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公 司，有关中央企业： 为贯彻落实党的二十大和二十届历次全会精神，完善新 能源消纳和调控政策措施，促进新能源就近就地消纳，更好 满足能源绿色低碳转型需求，积极推动碳达峰碳中和目标实 现，在《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，现就有序推动多用户绿电 直连发展有关事项通知如下。 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，通过专用线路和变电设施 向多个用户供给绿电，实现供给电量清晰溯源和分配的模式。 其中，多用户指多个不同法人实体，不包括居民和农业用户。 多用户绿电直连项目（以下简称项目）按照是否接入公共电 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:56 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:56 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:5 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:56 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:56 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:5 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:56 14.153.51.15
网分为并网型和离网型两类。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，电源应接入项 目的内部。 新建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，同时配套扩建新能源电源组成多用户绿电直连项目；有 绿色电力消费需求的用户（包括有绿色电力消费比例要求的 企业、重点用能和碳排放企业、有降碳需求的出口外向型企 业及其上下游企业等）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。 支持尚未开展电网接入工程建设的新能源发电项目，以 及因新能源消纳受限等原因无法并网的新能源发电项目，在 履行相应变更手续后开展多用户绿电直连。分布式光伏可通 过集中汇流方式参与多用户绿电直连。优先支持算力设施、 绿色氢氨醇等新兴产业和未来产业开展绿电直连。项目应满 足国家产业政策要求，严禁企业通过绿电直连开展违法违规 活动。 二、规划投资与建设 （一）项目规划 省级能源主管部门应加强对项目的统筹规划。项目应按 照“以荷定源”原则合理规划新能源装机规模，年自发自用 电量占总可用发电量的比例不低于60%，占总用电量的比例 不低于30%、2030 年前不低于35%。 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:56 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:56 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:5 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:56 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:56 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:5 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:56 14.153.51.15
项目风电和太阳能发电规模纳入省级能源主管部门制 定的新能源发电开发建设方案，相关规划管理要求参照《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）执行。项目及其内部资源豁免电力业务许可，另有 规定除外。 （二）投资模式 项目应明确独立的主体作为项目主责单位；项目主责单 位应具备法人资格，原则上由电源方与负荷方合资组建，也 可以由电源方或负荷方一方单独投资组建，园区模式的项目 主责单位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。项目连接线路、变电设施、储 能及运营平台原则上由项目主责单位投资建设。项目主责单 位应充分利用存量电力设施，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的存量 电力设施；协商不成的，项目主责单位可自行建设相关设施。 项目主责单位与电源、负荷等内部主体应就产权划分、运行 维护、平衡责任、内部费用标准和结算、违约责任等事项签 订协议。 （三）建设管理 项目应按规划统筹推进、协同建设，匹配好负荷和电源 的建设投产时序及规模。 项目建成后，接网容量发生变更的，应重新履行系统接 入评估等手续。项目内部新增新能源发电规模，应报省级能 源主管部门批准并计入新能源发电开发建设方案。电网企业 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:56 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:56 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:5 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:56 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:56 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:5 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:56 14.153.51.15
应向满足并网条件的项目公平无歧视提供电网接入服务。 三、运行管理 （四）责任界面 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，并按照“谁产生、谁负责”原则，根据内部协议 和运行实际对责任公平划分。 并网型项目与公共电网各自在责任界面内履行相应电 力安全风险管控责任。并网型项目应统筹考虑内部源荷特性、 平衡能力、经济收益等因素，自主合理确定接入公共电网容 量；公共电网按接网容量和有关协议履行供电责任。并网型 项目主责单位应组织内部电源和负荷建立相应的调节机制， 确保项目与公共电网的交换功率不超过接网容量。 离网型项目自行承担项目范围内的安全风险管控责任。 （五）安全运行管理 项目应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。项目主责单位应强化运行管理能力，协同 优化项目内部电源、储能等资源，做好应急场景下项目内部 用电调节和有序供应的预案，明确相关安全和经济责任，并 报送省级能源主管部门备案。 并网型项目根据接入的电压等级和容量规模，分级分类 配置监测与控制设施，做好公共电网交换功率监测，安装网 络安全监测、隔离装置等网络安全设施，内部各设施涉网性 能应满足相关标准，并按照有关规定向电力调度机构提供相 关资料。并网型项目按照为系统提供服务的类别接入新型电 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:56 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:56 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:5 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:56 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:56 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:5 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:56 14.153.51.15
力负荷管理系统或电力调度自动化系统，项目整体及内部电 源按照接入电压等级和容量规模接受相应调度机构统一管 理，调度机构在项目现货市场出清结果基础上下达调度计划； 作为整体参与电力现货市场的并网型项目，项目主责单位按 照调度计划负责管理内部平衡。 （六）就近消纳要求 项目应通过合理配置储能、提升集控管理能力、挖掘负 荷灵活调节潜力、开展多能互补等方式，提升就近消纳能力。 项目新能源弃电不纳入新能源利用率统计。 并网型项目规划方案应合理确定最大的负荷峰谷差率， 与公共电网交换功率的电力峰谷差率不高于方案规划值。为 避免过度增加公共电网消纳压力，并网型项目投产运行后， 年上网电量原则上不超过总可用发电量的20%，具体比例可 由各省级能源主管部门结合实际确定。在省级能源主管部门 明确的新能源消纳困难时段，并网型项目不得向公共电网反 送电。 四、交易与价格机制 （七）市场参与方式 并网型项目按照《电力市场注册基本规则》以新型经营 主体身份进行市场注册，内部主体也可分别注册；项目原则 上应作为整体参与电力市场交易，由项目主责单位统一申报； 初期，项目可以“报量不报价”方式参与电力现货市场，条 件成熟时，逐步过渡至“报量报价”参与电力现货市场。项 目不得由电网企业代理购电。 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:56 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:56 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:5 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:56 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:56 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:5 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:56 14.153.51.15
（八）计量管理 项目应具备分表计量条件，由电网企业在项目内部各发 电、厂用电、并网、内部各用户、储能等关口安装符合相关 标准和有关部门认可的双向分时计量装置。禁止绕越各电能 计量装置用电。 并网型项目以项目与公共电网接入点作为计量、结算参 考点，作为整体与公共电网进行电费结算。 （九）项目内部管理 项目主责单位应与项目内部主体按照权责对等、公平分 摊的原则签订协议，合理确定内部结算方式等内容，并考虑 外部市场价格变化、负荷实际调节能力等因素定期协商调整。 鼓励项目主责单位组织内部电源与负荷在协议约定的基础 上，根据内部主体的调节能力及约定的补偿标准，优化内部 运行方式，促进源荷协同运行。 （十）价格机制 并网型项目应符合《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）相关要求， 公平承担输配电费、系统运行费、政策性交叉补贴等费用。 项目主责单位负责统一与公共电网结算电费。并网型和离网 型项目应按现行政策缴纳政府性基金及附加。项目新能源发 电量不纳入新能源可持续发展价格结算机制。 （十一）绿电溯源机制 并网型项目整体按照内部实际新能源发电量（含储能释 放的项目新能源电量）扣减上网电量确定自发自用电量，形 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:56 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:56 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:5 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:56 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:56 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:5 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:56 14.153.51.15
成项目整体绿电溯源结果。项目内部各用户可按照每个时段 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。 项目内部电源应在国家可再生能源发电项目信息管理 平台建档立卡，电网企业原则上应根据计量数据计算绿电溯 源结果，并按相关规定进行核对后，推送至国家绿证核发交 易系统。项目自发自用电量对应绿证的核发、划转、核销等 按照有关规定执行。 五、组织保障 国家发展改革委、国家能源局加强对绿电直连模式的指 导，及时评估成效，推动绿电直连模式平稳有序发展。 省级能源主管部门应结合本省电力供需形势、消纳条件 等实际情况，进一步细化适用主体、项目用户边界、就近消 纳距离、上网电量比例等具体要求，明确项目电源、负荷、 连接线路和变电设施等的退出机制。省级能源主管部门要做 好项目管理，针对项目多主体特点优化核准和备案流程；组 织具备资质的第三方机构开展方案评审，并充分听取电网企 业、国家能源局派出机构等意见，引导项目科学合理评估需 求；及时跟踪监测项目运行情况，加强项目建设和运行安全 监管。 国家能源局派出机构应按职责加强监管，及时跟踪辖区 内项目建设与政策执行情况，积极推动各方按要求规范开展 项目建设运行。 电网企业、电力市场运营机构要做好落实，持续提升对 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:56 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:56 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:5 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:56 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:56 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:5 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:56 14.153.51.15
项目接入电网、参与电力市场交易的技术支持能力和服务水 平。 国家发展改革委 国家能源局 2026 年5 月14 日 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:56 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:56 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:5 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:56 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:56 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:5 14.153.51.15 2026年9月28日 0:11:56 14.153.51.15