解读绿电直连政策汇总与知识大全！2026年5月版

政策要解决什么问题

这份通知的第一个着眼点是新能源消纳。原文列出的政策目的包括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。

传统模式下新能源要么接入公共电网、要么在用户侧就地消纳，而多用户绿电直连提供了一种中间形态：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，并实现清晰溯源和分配。这意味着绿电消费不再只能依赖公共电网的统购统销或单一用户自建自用，而是可以在一组企业之间组成一个可溯源的绿电供应小系统。

哪些主体可以参与

通知将多用户界定为多个不同法人实体，明确不包括居民和农业用户。项目类型分为并网型和离网型两种，其中并网型项目整体接入公共电网，与公共电网形成清晰物理界面与责任界面，电源应接入项目的内部。

原文列出了四类负荷场景：新建负荷可配套建设电源组成多用户绿电直连项目；存量单用户绿电直连项目可扩建成多用户绿电直连项目；有绿色电力消费需求的企业，包括有绿色电力消费比例要求的企业、重点用能和碳减排企业、有降碳需求的出口外向型企业及其上下游企业等，可探索开展多用户绿电直连；工业园区、零碳园区、增量配电网内全部或部分存量负荷可开展多用户绿电直连。

在存量新能源适用场景上，通知明确尚未开展电网接入工程建设的新能源项目，因新能源消纳受限等原因无法并网的新能源项目，以及分布式光伏集中汇流方式，可以参与多用户绿电直连。优先支持的产业方向是算力中心、绿色氢氨醇等新兴产业和未来产业。

规划的原则与硬指标

项目规划的核心原则是「以荷定源」，即以负荷需求来确定新能源发电规模。通知给出了两项新能源消纳利用指标：一是年自发自用电量占总可用发电量的比例不低于60%；二是年自发自用电量占总用电量的比例不低于30%、2030年前不低于35%。新能源发电规模纳入省级规划，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》执行。

在投资模式上，项目主责单位须为独立法人主体，原则上由电源与负荷成立合资公司投资，也可以由电源方或负荷方一方单独投资，以园区为模式的项目可由园区管委会或第三方机构投资，但不含运营输电网的公共电网企业。原则上由项目主责单位投资建设项目连接线路、变电设施、储能及运营平台等内容，项目及其内部资源豁免电力业务许可，另有规定除外。项目建设要求整体规划、统一建设，源荷同步投产；负荷无法同期投产的，应结合项目负荷投产时序匹配电源建设及投产规模；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。电网企业应向满足并网条件的项目公平无歧视提供电网接入服务。

运行管理的责任与约束

运行管理首先明确责任界面，原则是「谁产生、谁负责」。项目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，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。项目应按标准配置安全监控设施等，内部各设施涉网性能应满足相关标准。项目整体及内部电源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；作为整体参与现货市场的项目，主责单位负责按照调度计划管理内部平衡。

就近消纳方面，通知提出合理配置储能、提升集控管理能力、挖掘负荷灵活调节潜力、开展多能互补等消纳能力提升方式。同时设置了反送电约束：年上网电量原则上不超过总可用发电量的20%，在新能源消纳困难时段，项目不得向公共电网反送电。新能源弃电不纳入新能源利用率统计。

市场交易怎么参与

项目以新型经营主体身份进行注册，内部主体可分别注册。参与方式上，原则上作为整体参与电力市场交易。报价方式分两步走：初期可以「报量不报价」方式参与，条件成熟时逐步过渡至「报量报价」方式。项目不得由电网企业代理购电。

项目内部管理有两个机制值得关注。一是内部协议定期协商调整机制，项目主责单位与项目内部主体签订的协议，可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。二是基于调节能力的内部补偿机制，鼓励项目主责单位及其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。这意味着项目内部各方之间的利益分配不是一成不变的，而是可以根据市场变化和实际调节贡献动态调整。

价格机制与费用承担

价格机制的基本要求是按照《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》等相关要求执行，公平承担输配电费、系统运行费、政策性交叉补贴等费用，政府性基金及附加按现行政策缴纳。与主网电费结算方式上，项目主责单位负责统一与公共电网结算电费。

计量管理方面，以项目与公共电网接入点作为计量、结算参考点。项目应具备分表计量条件，由电网企业在项目内部各关口安装符合要求的双向分时计量装置，这为后续绿电溯源、内部结算和费用分摊提供了计量基础。

绿电溯源与组织保障

绿电溯源机制分两个层次。整体溯源方式上，按照内部实际新能源发电量扣减上网电量确定自发自用电量，形成项目整体绿电溯源结果。各用户溯源方式上，各用户可按照每个时段用电量占比确定自发自用电量。溯源计算与校核方面，电网企业原则上应按照计量数据计算并校核绿电溯源结果。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。

组织保障层面，指导单位是国家发展改革委、国家能源局。组织实施由地方能源主管部门负责，细化管理要求，优化核准和备案流程，组织评审，加强运行监测和安全监管。监督管理由国家能源局派出机构负责，跟踪项目建设与政策执行情况，推动各方按要求规范开展项目建设运行。支撑服务由电网企业、电力市场运营机构等承担，做好落实，提升技术支持能力和服务水平。

这组数据集中反映了多用户绿电直连项目的消纳底线和反送电约束。发电侧要求60%以上的电量在项目内部自发自用，上网电量上限为20%，两端一挤，留给公共电网的调节空间其实非常有限。 负荷侧的30%和35%是一条逐步提升的阶梯线，2030年前要达到35%。这几条指标搭配「以荷定源」原则，实际上是在引导项目把电源规模控制在负荷能够消化的范围内，避免建成后大量电量无法就近消纳。对于准备申报项目的企业来说，这几条指标需要在方案设计阶段就纳入测算。

投资模式的核心约束在于主责单位必须是独立法人主体，且公共电网企业被排除在园区模式投资方之外。这一安排划清了公共电网企业与项目投资方的角色边界。 建设管理上，新建项目应整体规划、统一建设，源荷同步投产。如果项目负荷无法同期投产，应结合负荷投产时序匹配电源建设及投产规模，这意味着电源规模不是一次性全部建成，而是跟着负荷节奏分批投产。接网容量建成后发生变更，须重新履行系统接入评估等手续。