5月18日，福建省发改委发布关于公开征求《关于有序开展绿电直连项目建设工作的通知》意见的公告。
据光伏能源圈梳理，该文件是国家能源局在2026年4月27日的新闻发布会上提出“多用户绿电直连政策将于近期发布”后，首个省级文件中明确“多用户绿电直连项目”的具体规定，堪称政策破冰，为后续各地出台相关政策文件提供了借鉴和启示，更是对国家能源局650号文的重要补充和延伸。
要点如下：
一、绿电直连定义
绿电直连分为单一用户绿电直连、多用户绿电直连。
单一用户绿电直连：按照国家650号文要求，风电、太阳能发电等新能源和生物质发电不直接接入公共电网，通过直连线路（专用线路）向单一电力用户供给绿电的模式。
多用户绿电直连：风电、太阳能发电等新能源和生物质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（负荷）供给绿电，实现供给电量清晰溯源和分配的模式。涉及的多个电力用户，应分布在清晰、连续的地理边界范围内，须为不同法人实体，且不包含居民或农业电力用户。现阶段，我省多用户绿电直连原则上在国家级和省级零碳园区开展。
二、电源及负荷类型
电源和负荷类型方面，现阶段重点支持未接入公共电网的风电、太阳能等新能源项目，开展并网型绿电直连业务。离网型项目相关要求另行通知。
新增负荷可配套建设新能源项目，开展单一用户绿电直连。存量的单一负荷需在已有燃煤燃气自备电厂足额清缴可再生能源发展基金的前提下，开展绿电直连，通过压减自备电厂出力，实现清洁能源替代；有降碳刚性需求的出口外向型企业，可利用周边新能源，探索开展存量单一负荷的绿电直连。
已获批的国家级和省级零碳园区，可就近利用周边新能源开展多用户绿电直连。
三、项目投资建设
1、单一用户绿电项目原则上由负荷作为主责单位，负责项目投资建设、运行管理等工作。项目电源可由负荷投资，也可由发电企业或双方成立的合资公司投资，直连专线原则上应由负荷、电源主体投资。
项目电源和负荷不是同一投资主体的，应签订多年期购电协议或合同能源管理协议，明确电力设施建设、产权划分、运行维护、调度运行、结算方式、违约责任等事项，协议需在项目申报前完成。
2、多用户绿电直连项目
应明确独立的项目主体作为主责单位，项目主体应为明确的独立法人，原则上由电源与负荷方成立合资公司投资，或由其中一方单独投资，以园区为模式的项目可由园区管委会或第三方机构（不含运营输电网的公共电网企业）投资、统筹协调。项目专用线路、变电设施、储能及运营平台等原则上由项目主体投资建设。
绿电直连项目风电和太阳能发电规模计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、备案等要求参照650号文执行。
三、源荷匹配
绿电直连项目，整体新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例不低于60%，占所有用户总用电量的比例不低于30%，并不断提高自发自用比例，2030年前不低于35%，另外上网电量占总可用发电量的比例不超过20%。项目新能源利用率原则上不低于同期全省公网新能源利用率平均水平。现阶段暂不限制源荷接线距离，原则上需满足项目经济可行性要求。
绿电直连新建项目应按照整体化方案统一建设、同步投产。若单个负荷分年达产、或多个负荷无法同期投产，应按照“以荷定源”原则，结合项目负荷投产时序匹配新能源、配套储能等设施建设规模。
四、计量结算
绿电直连项目以项目与公共电网的接入点作为计量、结算参考点，作为整体与公共电网进行结算。项目需按照650号文要求规范配置计量装置，其中多用户绿电直连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。项目内部各主体之间的交易电量及上网电量，需按照绿电绿证交易相关规定执行。
五、相关费用缴纳
绿电直连项目按项目整体结算相关费用。
其中，多用户绿电直连项目主体应与内部电源、负荷签订长期协议，明确代理交易模式和价格结算机制，并结合外部市场价格变化、负荷实际调节能力等因素定期协商调整。鼓励项目主体及其内部电源、负荷在长期协议基础上，根据内部主体申报的源荷调节能力及事前确定的补偿标准，探索开展有利于实时自平衡的内部交易，促进源荷协同运行，保障项目交换功率不超过接入容量。
原文如下：
