近日，河北省发展改革委印发《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》明确，多用户绿电直连项目应按照“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上网电量比例可放宽至40%。
通知提出，多用户绿电直连应用场景，包括新建负荷，以及存量负荷中的单用户绿电直连项目、有绿色电力消费需求的用户、工业园区和零碳园区等场景。
河北省发展和改革委员会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
各市(含定州、辛集市)发展改革委(局)，张家口市能源局，雄安新区改革发展局，国网冀北电力有限公司、国网河北省电力有限公司：
为贯彻落实党的二十大和二十届历次全会精神，进一步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，加快推动新型能源强省建设，在河北省发展和改革委员会《关于组织开展绿电直连项目申报工作的通知》(冀发改能源〔2025〕879号)、《关于进一步做好绿电直连有关工作的通知》(冀发改能源〔2026〕409号)基础上，现就开展多用户绿电直连项目有关要求及申报工作通知如下。
一、适用范围及申报要求
(一)定义和类型
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。
(二)负荷要求
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：
1.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。
2.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：
①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。
②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。
③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。
④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。
3.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。
4.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。
5.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。
(三)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。
(四)源荷匹配要求
市级能源主管部门牵头负责对区域项目的组织谋划。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。
(五)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，承担项目整体运行管控与安全主体责任，并明确内部各主体具体责任。项目主责单位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。
二、申报程序
(一)方案编制
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。
(二)项目申报
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。各市能源主管部门会同相关部门对辖区内项目实施方案审查同意后，连同项目申报请示、申报表(见附件1)、实施方案(方案编制大纲见附件2)和有关材料，并附负荷项目相关支持性文件，报送省发展改革委。新谋划的电源项目需附电源项目的市级自然资源、林草、农业部门意见及kml坐标(以上支持性意见模板见附件3)。直连线路需附县级能源主管部门出具的初审支持性意见。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(见附件4)，明确相关安全和经济责任，并报送省级能源主管部门备案。项目接入电压等级为220千伏的，需开展电力系统安全风险专项评估专题论证(见附件5)。
(三)实施方案审查
省发展改革委将组织第三方机构对实施方案及电源项目建设条件等进行复核，具备条件的下达实施，风电和集中式太阳能发电项目纳入全省风电、光伏年度开发建设方案，占用当地风电光伏资源量，但不占用各市年度计划指导规模;分布式光伏实行属地备案管理，由项目主责单位参照分布式光伏相关管理规定执行。已建成项目内部新增新能源发电规模的，应重新履行项目申报流程。
三、建设和运行管理
(一)建设时序
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。
(二)电网接入
并网型多用户绿电直连项目应作为整体专线接入公共电网，并与公共电网间形成清晰物理界面。项目单位应确定项目整体上与公共电网交换功率、最大负荷峰谷差率，据此开展接入系统设计研究。电网企业应向满足并网条件的绿电直连项目公平无歧视提供电网接入服务，并出具项目整体接入系统方案，项目主责单位确定内部电网结构。若并网型绿电直连项目建设受上级变电站进度影响，可根据自身需求先行办理项目接入系统方案等前期手续，并根据批复要求和变电站进度，合理规划项目建设工期。直连线路和接入系统应按电压等级与电网和国土空间等规划做好衔接。纳入风电、光伏年度开发建设方案绿电直连项目的直连线路视同纳入省级电力规划;直连线路须依法履行核准、环评、水保等涉及的审批手续，落实质量监督相关要求，确保项目合法合规建设。
(三)建设管理
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。
(四)明确权责划分
并网型绿电直连项目应根据内部协议和运行实际明确发电企业、电网企业、用户及市场运营机构等多方主体的产权分界点与安全责任界面，按照“谁产生、谁负责”原则，各方在各自安全责任节点内履行相应电力安全风险管控责任。项目应统筹考虑内部源荷特性、平衡能力、经济收益等因素，自主合理确定整体接入公共电网容量;公共电网按接网容量和有关协议履行供电责任。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。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。
(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》。
(八)规范计量要求
并网型绿电直连项目以公共电网的产权分界点作为计量、结算参考点，作为整体与公共电网进行电费结算。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、直连线路负荷侧、内部各用户、储能等关口安装符合《电能计量装置技术管理规程》且检定合格的双向交流计量装置，计量数据应接入电网企业用电信息采集系统。禁止绕越各电能计量装置用电。
(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可用发电量(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。
(十二)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。
项目实施过程中，如遇国家政策调整，按照国家最新政策执行。除本通知明确的相关内容外，单用户绿电直连项目按照原政策执行。
