8月3日，辽宁省发改委发布《辽宁省推动多用户绿电直连建设实施方案（征求意见稿）》公开征求意见的公告。

原文如下：

关于对《辽宁省推动多用户绿电直连建设实施方案（征求意见稿）》公开征求意见的公告

为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，我委依据《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）起草形成了《辽宁省推动多用户绿电直连建设实施方案（征求意见稿）》，现向社会各界公开征求意见建议。感谢您的参与和支持！

公示期：2026年8月4日至8月12日（7个工作日）

联系电话：024-86901229

邮箱：lnsfgwdlc@163.com

附件：辽宁省推动多用户绿电直连建设实施方案（征求意见稿）.doc

辽宁省发展和改革委员会

2026年8月3日

附件

辽宁省推动多用户绿电直连建设实施方案（送审稿）

为贯彻落实国家发展改革委、国家能源局《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）和《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），在《辽宁省推动绿电直连建设实施方案（2025-2027年）》（辽发改能源〔2025〕957号）的基础上，进一步推动能源绿色低碳转型，探索创新新能源生产和消费融合发展模式，促进新能源就近就地消纳，更好的满足企业绿色用能需求，特制定本实施方案。

一、总体要求

（一）适用范围

本实施方案所提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。

（二）直连类型

多用户绿电直连项目（以下简称项目）按照是否接入公共电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。离网型项目不接入公共电网，应具备完全独立运行条件。

（三）电源要求

新能源原则上应为在建或未来拟建项目，支持尚未开展电网接入工程建设或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。

多用户绿电直连项目中的负荷用户可将其用地红线范围内的存量或新建分布式光伏按照现行国家技术标准集中汇流后作为直连电源参与多用户绿电直连；也可选择将其分布式光伏全部自发自用，不得向绿电直连项目中的其他用户供电；参与绿电直连的方式若需更改，需履行项目建设方案变更手续。

项目应按照“以荷定源”原则科学确定新能源电源类型和装机规模，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%。

对于利用省发展改革委年度发布新能源发电建设方案中的指标规模实施绿电直连的，并网型可采取“整体自发自用为主、余电上网为辅”的模式，上网电量占总可用发电量的比例上限不超过20%。在新能源消纳困难时，为保障全省维持在合理的消纳水平，原则上不允许并网型绿电直连项目向公用电网送电。

对于在年度发布新能源发电建设方案指标规模之外申请新增新能源项目实施绿电直连的，新能源要符合“规模化发展”要求。考虑我省新能源消纳空间，并网型原则上采取“整体自发自用”模式，不向公用电网送电。利用新增新能源项目实施以新材料、航空航天等战略性新兴产业和人工智能、绿色氢基能源等未来产业，以及传统产业优化升级、绿电制热（汽）等为主，且上述产业年用电量占项目总用电量比例超过70%的并网型绿电直连项目，可申请采取“整体自发自用为主、余电上网为辅”的模式，上网电量占总可用发电量的比例根据年度新能源消纳情况，依申请顺序确定，上限不超过20%。

（四）电力用户负荷要求

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。

已经实施的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多个存量负荷（包括按照相关文件规定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需要碳溯源的上下游企业等）可利用周边新能源资源探索开展多用户绿电直连。省级及以上工业园区、零碳园区、增量配电网等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。重点用能和碳排放企业需列入省级及以上政府部门确定的相关企业名录。负荷应满足国家产业政策要求，严禁通过绿电直连开展违法违规活动。

二、规划投资与建设

（五）统筹规划

项目风电和太阳能发电规模纳入省发展改革委制定的新能源发电开发建设方案，用电负荷规模应有依据和支撑。项目电源、储能、直连线路、接入公用电网线路等应按电压等级纳入省级或地市级能源电力和国土空间等规划，负荷、电源、直连线路布局宜在同一地市行政区范围内。直连线路应尽量减少线路交叉跨越，原则上不允许跨越既有电力运行线路，确需跨越的应做好安全措施。项目及其内部资源豁免电力业务许可，另有规定除外。

并网型项目应作为一个整体单点接入公共电网，接入公共电网的电压等级原则上不超过220千伏，确有必要接入220千伏的，由省发展改革委会同国家能源局东北监管局组织电网企业、项目单位等开展电力系统安全风险专项评估，确保电网安全稳定运行。

（六）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。

绿电直连项目接网工程，参照国务院办公厅转发国家发展改革委等部门《关于清理规范城镇供水供电供气供暖行业收费促进行业高质量发展意见的通知》（国办函〔2020〕129号）确定投资主体。

（七）存量输配电资产处理方式

为避免资源浪费，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。

（八）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。多个负荷无法同期投产的，应结合项目负荷投产时序按照“以荷定源”原则匹配电源建设及投产规模，保障自发自用电量占比、上网电量占比等指标满足政策要求，电源不得超前负荷投产；负荷先于电源投产的，可按照批复的绿电直连项目建设方案先期接入公共电网，视为常规电力用户，待配套电源投产后，按照绿电直连项目相关要求执行。

项目建成后，若负荷、电源、调节资源规模等关键指标和内部电源负荷联网方案需发生变化的，应编制项目建设方案变更报告，报省发展改革委审核批复后实施，同时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。

三、运行管理

（九）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。因项目内部原因影响公共电网安全的，相应责任由项目主责单位承担。

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并网调度协议等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。

（十）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，并报送省发展改革委备案。

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。

（十一）就近消纳需求

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。

四、交易与价格机制

（十二）参与市场方式

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。

（十三）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。

（十四）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。

（十五）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。

（十六）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、项目申报和管理

（十七）申报

项目原则上由主责单位牵头编制“多用户绿电直连建设方案”，向各地市发展改革部门申报。“多用户绿电直连建设方案”应包括并不限于电源、负荷、直连线路、内部联网方案、接入系统方案、产权运维安全责任划分、应急场景下项目内部用电调节和有序供应的预案、内部费用标准和结算规则、交易机制、效益分析等内容，附相关协议等佐证材料，并以专门章节评估系统风险、用电安全、电能质量等，提出具体技术措施。对于涉及存量连接线路及变电设施资产的项目，需在方案中明确处置方式，出具与存量资产归属方签订的处置协议，厘清资产运营权。

相关地市发展改革部门要会同工业和信息化部门、电网企业，对项目源荷储建设规模合理性、政策合规性，项目经济性、安全性，直连线路可行性，产权处置、实施条件、消纳能力、接入电网可行性等进行初审评估，科学合理评估需求，避免出现实际运行与设计方案出现较大偏差、新能源消纳不及预期等情况。初审评估通过的，由地市发展改革部门以正式文件向省发展改革委申报，申报材料包括初审评估意见和“多用户绿电直连建设方案”。

（十八）评审

省发展改革委会同省工业和信息化厅，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。评审通过的“多用户绿电直连建设方案”，在省发展改革委门户网站进行公示后，印发方案批复文件。

（十九）管理和验收

项目主责单位应按照相关协议，完成存量电力设施资产处置后，依据批复的“多用户绿电直连建设方案”建设内容和规模，依法依规办理电源、储能及直连线路等核准（或备案）手续。依据国家能源局《电网公平开放监管办法》（国能发监管规〔2021〕49号），并网型项目主责单位应委托具有资质的设计单位，综合考虑源、网、荷、储技术特性和安全性能，作为一个整体统筹开展接入系统设计，并取得电网企业出具的接入系统书面回复意见。相关项目和电网接入工程全部取得核准（或备案）手续后，项目主责单位原则上应于30个工作日内与电网企业签订接网协议。

“多用户绿电直连建设方案”批复后，应在1年内开工建设，3年内建成投运，投运时应达到项目建设方案批复的建设规模。项目建成后，主责单位要牵头按照国家建设项目（工程）竣工验收有关规定及时组织竣工验收，将竣工验收报告报送相关地市发展改革部门，并转报省发展改革委和国家能源局东北监管局，其中并网型项目需电网企业等第三方参与验收。

项目运行期间，若项目负荷、电源、调节资源变化或中断，影响项目运行指标的，需同步引入补足负荷、电源或调节资源，确保项目实施效果不低于项目申报水平。

各地市发展改革部门要会同有关部门建立项目跟踪督导机制，定期调度建设进度，协调解决实施过程中遇到的困难和问题，遇有重大问题需及时向省发展改革委报告。对已投运项目每年一季度组织开展年度运行情况评估，对相关指标不及预期或超出限值的，督促主责单位限期整改完毕。对于2次整改后仍不满足要求的，项目主责单位应主动申请退出绿电直连。

对于在年度发布新能源发电建设方案之外申请新增新能源实施以新兴产业、未来产业和传统产业优化升级、绿电制热（汽）等为主的绿电直连项目，若上一年度上述产业用电量占项目总用电量的比例不足70%的，当年不允许其向公共电网送电。

（二十）退出

因用电负荷或电源停建、停产，或企业破产、搬迁等原因导致绿电直连无法实施，不再具备持续运行能力的，相关责任由实施主体自行承担，并应于1个月内向地市发展改革部门提出退出绿电直连的申请，地市发展改革部门及时向省发展改革委正式报告。

退出绿电直连的，直连线路需自行拆除。若直连线路（全部或部分）可回收利用，经与电网企业协商后依法依规开展收购工作。利用年度发布新能源发电建设方案中的新能源，可按照原建设计划履行转接公共电网相关手续；在年度发布新能源发电建设方案之外申请新增的新能源，实施主体应主动退出新能源场址。

负荷退出绿电直连后需要由公共电网直接供电的，若该负荷的连接线路为主责单位租赁的公共电网资产，则由电网企业负责将该负荷改接至公共电网；若该负荷的连接线路非公共电网资产，则由相关方负责改接至公共电网，后续线路运维责任由相关方自行承担。

六、组织保障

省发展改革委牵头会同省工业和信息化厅、省电力公司组建省绿电直连推进工作专班，加强对多用户对绿电直连模式的指导，协调解决推进中遇到的重大问题，及时评估成效。

各地市发展改革部门要结合本地区产业发展、能源保供和要素保障等条件，牵头组织梳理本地多用户绿电直连需求，积极向民营企业推介，支持民资等参与投资建设。要做好已批复项目管理和运行监测工作，推动多用户绿电直连模式有序发展。

电网企业、电力市场运营机构要按照职责分工，全面落实上述有关规定，不断提升多用户绿电直连接入电网和参与市场交易的技术支持能力和服务水平。