（来源：储能与电力市场）

　　「储能与电力市场」获悉，近日，河北省发展和改革委员会发布关于开展多用户绿电直连有关要求及项目申报工作的通知。

　　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。

　　项目应按照“以荷定源”原则合理规划新能源装机规模，项目整体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%，并网型项目上网电量占总可用发电量比例需不超过20%

　　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。

　　项目投资主体应严格按照项目批复及实施方案内容进行核准（备案）和建设。电源项目严禁超规模建设，建成投产前严禁变更投资主体和股权比例。

　　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。

　　电源要求

　　定义类型方面，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按照是否接入公共电网分为并网型和离网型两类，电源与负荷优先在同一市级行政区域范围内布局。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。

　　负荷要求

　　负荷要求方面，重点支持钢铁、石化、建材、装备、算力、交通、绿氢、煤电等重点行业及省级特色产业集群申报绿电直连。

　　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，新建负荷需在完成核准（备案）的前提下，取得环评、能评手续或取得建设用地批复手续。

　　可开展多用户绿电直连的存量负荷包括：

　　单用户绿电直连项目可吸纳其他新建负荷或符合条件的存量负荷，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可利用周边新能源资源探索开展多用户绿电直连。具体包含：

• 　　有绿色电力消费比例要求的企业指钢铁、水泥、数据中心、锂离子电池制造等企业，后续按照国家要求拓展范围内的企业，省级不再另行明确。

• 　　重点用能企业包含年综合能源消费量1万吨标准煤及以上的用能单位。

• 　　重点碳排放企业指年度排放量达到2.6万吨二氧化碳当量的单位。

• 　　有降碳需求的出口外向型企业及其上下游企业等，保税物流园区外货物运入园区视同出口。

　　在自备电厂足额清缴可再生能源发展基金的前提下，通过调减自备电厂出力的企业。

　　工业园区、零碳园区、增量配电网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。

　　油气田及沿海重点港口（秦皇岛港、唐山港、黄骅港），此类存量负荷同样适用于单用户绿电直连。

　　电源要求

　　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。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。

　　源荷匹配要求

　　项目应按照“以荷定源”原则合理规划新能源装机规模，项目整体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%，并网型项目上网电量占总可用发电量比例需不超过20%，海上风电、海上光伏绿电直连项目的上网电量比例可放宽至40%。冀北电网地区在现货市场未连续运行前，不得向公共电网反送。每年超比例上网电量结算部分，由电网企业按本项目同年上网电量平均结算价格在次年扣除，扣除部分的电费由全体工商业用户共享。项目及其内部资源豁免电力业务许可，另有规定除外。

　　项目申报

　　各市县能源主管部门要指导项目申报单位编制好包含电源负荷、直连线路和接入系统的整体实施方案，明确场址布局、装机规模、建设安排、土地利用、生态环保等内容，以专门章节评估源荷匹配、系统风险、用电安全、电能质量等，提出具体技术措施，并落实用地条件。匹配多个电源的，需统一编制项目实施方案，作为一个多用户绿电直连项目进行申报。

　　为支持绿电直连项目开展，按照“成熟一个、上报一个”的原则，常态化组织开展绿电直连项目申报工作。

　　建设和运行管理

　　项目应按规划统筹推进、协同建设，合理安排建设时序，涉及新增负荷的，负荷应与电源、直连工程、储能（如有）等按照整体方案统一建设，原则上同步或等比例建成投运，投资主体需自行承担弃电风险；如新增负荷早于电源投产且绿电直连项目已取得电力系统接入方案批复，可通过市场化方式与电网公司协商制定过渡阶段用电方案，满足用电需求。涉及存量负荷的，电源与直连工程应在项目批复后1年内开工，3年内投运。

　　项目投资主体应严格按照项目批复及实施方案内容进行核准（备案）和建设。电源项目严禁超规模建设，建成投产前严禁变更投资主体和股权比例，因注册全资子公司确需变更的，由市级能源主管部门报省级能源主管部门审核。严控电源项目建设地点变更，确需在批复建设地点范围内变更的，由市级能源主管部门报省级能源主管部门审核。 纳入年度开发建设方案的绿电直连项目应严格按照时限要求建成投运。市级能源主管部门应按年度对项目建设进度开展评估，对项目进度缓慢的应及时督促企业限时整改，对长期批而不建的项目提出处置意见，报省级能源主管部门审核。除不可抗力等客观因素造成项目不能按期全容量投产的电源项目一律取消。

　　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申报容量，项目与公共电网交换功率的电力峰谷差率不高于方案规划值。在公共电网新能源弃电时段，不得向公共电网反送电。

　　市场参与

　　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，内部主体也可按照发电企业、电力用户、新型储能、分布式电源等类型分别注册；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。电网企业应统一与项目主责单位签订《购售电合同》《供用电合同》。

　　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。

　　严格考核退出

　　市级能源主管部门会同当地电网企业每年对项目运行情况进行监测评估，绿电直连项目如出现负荷退出，在满足国家源荷匹配相关要求的情况下，由市级能源主管部门审核批复，结果及时报省级能源主管部门备案；不能满足要求的，应督促企业及时匹配新的负荷。对于连续三年运行指标不满足有关要求的，由市级能源主管部门组织第三方机构开展核实评估，确不具备继续实施条件的，应及时报请省级能源主管部门，由省级电网公司重新评估电源项目电网接入和并网消纳条件，具备条件的可转为普通新能源项目，不纳入机制电价执行范围，占用各市年度开发建设方案指导规模，其储能根据需要改造满足相关技术要求后，可作为新能源或用户侧配储运行，其直连线路（全部或部分）可回收利用的，经与电网企业协商后依法依规开展收购工作，若无法回购，由地方政府督促产权方自行拆除。

　　原文如下：