浙江省能源局多用户绿电直连政策全文解读｜申报条件、消纳红线、交易结算全梳理

【文章导读】2026年7月16日，浙江省发改委、省能源局印发《关于推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》，本文系统梳理新政的九大核心板块：模式定义、准入负荷、产业支持、消纳红线、项目权责、电力交易、费用计量、申报管理、政策价值。

【新政核心指标速览】

指标项：项目类型
核心要求：并网型（单点接入公网） / 离网型（独立运行）
参考章节：第一章

指标项：自发自用比例（一票否决）
核心要求：≥60%（占总可用发电量）；≥30%（占总用电量），2030年新增项目≥35%
参考章节：第四章

指标项：余电上网上限
核心要求：常规项目≤20%；配套储能/源荷协同项目最高≤30%
参考章节：第四章

指标项：电压等级上限
核心要求：不得超过220kV
参考章节：第一章

指标项：市场注册时限
核心要求：投产后1个月内完成注册，逾期上网电量暂停结算
参考章节：第六章

指标项：电价机制限制
核心要求：直连项目上网电量不纳入新能源保障性电价
参考章节：第六章

2026年7月16日，浙江省发改委、浙江省能源局印发《关于推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》，文件依据国家发改能源〔2025〕650号、发改能源〔2026〕688号文落地，是浙江省首个多法人共享绿电专线标准化实施细则，替代原有单用户绿电直连模式，覆盖项目定义、准入负荷、产业支持、消纳约束、并网标准、市场交易、结算计量、运营管理、申报红线九大板块，全文核心知识点整理如下：

第一章 模式定义与基础边界

1、多用户绿电直连标准释义

风电、光伏、生物质新能源不直接接入公共电网，依靠专用线路、变电设施向多个不同法人实体供应绿电，实现电量溯源、内部电量分配；分布式光伏可集中汇流参与项目。

2、用户排除范围

不包含居民用户、农业用户；仅限工业、产业经营性企业主体。

3、两大项目分类

（1）并网型：源荷线路整体接入公网，与电网划分清晰物理、责任界面；
（2）离网型：电源、负荷、线路独立运行，不与公共电网连通。

4、电压上限约束

所有直连项目接入电压等级不得超过220kV，限定就地就近消纳，禁止远距离大规模输电。

第二章 三类负荷主体（明确准入门槛）

1、新增负荷（优先支持）

• 适用：已报装、供电方案未答复/配套电网未立项的新建用电项目。
• 排除：存量负荷增容、迁址、过户改造项目；新增与存量负荷原则上禁止直接电气相连。

2、存量负荷（限定两类场景）

（1）出口外向型企业：具备刚性降碳、碳关税应对需求，可盘活周边新能源资源开展直连。

（2）自备电厂替代类存量负荷：原有煤/燃气自备电厂足额缴纳可再生能源基金后，通过压减自备出力做清洁能源替代。

禁止场景：断电会引发人员伤亡、重大社会影响的关键保障性负荷不得参与。

3、存量新能源电源盘活

尚未启动电网接入工程、因消纳受限无法并网的风电/光伏项目，完成变更手续后可转为绿电直连。已取得并网接入批复的新能源项目原则上不予受理。

第三章 重点扶持产业清单

文件明确优先落地高耗能、高绿电需求、负荷调节能力强、源荷匹配度高项目：

• 有机硅、硅光伏产业链、新能源电池、新能源汽车制造、风电装备、氢能项目、数据中心、集成电路、生物制药
• 工业园区、零碳园区、增量配网全域/局部负荷统一组团申报多用户直连

第四章 硬性消纳红线（一票否决指标）

全部项目统一执行消纳比例管控，杜绝“重发电、轻自用”伪绿电项目：

• 新能源年自发自用电量 ≥ 项目总可用发电量 60%
• 自发自用总量占企业全部用电量 ≥ 30%；2030年新增项目提升至35%
• 常规项目余电上网电量 ≤ 总发电量 20%；配套储能、源荷协同优化项目最高放宽至30%
• 严禁以绿电直连名义将违规电厂合规化、公用电厂转为自备电厂

第五章 项目主体权责与内部协议

1、主责单位设立

必须设立项目主责单位作为统一对外主体，整体参与电力市场申报、电网结算。

2、长期购电协议

主责单位与内部发电企业、用电企业签订长期购电协议，协议期限允许10年以上。

3、协议内容规范

协议需明确代理交易模式、动态电价调整机制、源荷调节补偿标准，按照权责公平分摊内部结算成本。

4、交换功率约束

内部运行需优化源荷协同，控制与公共电网交换功率不超接网额定容量。

第六章 电力市场交易核心规则（并网型强制要求）

1、市场参与模式

初期执行报量不报价，作为价格接受者参与浙江电力现货；成熟后过渡至报量报价。

2、交易主体约束

项目负荷完成市场注册后，不得由电网企业代理购电；全部用网电量按浙江统一电力市场规则结算。

3、投产时限硬性要求

项目投产后1个月内必须完成市场注册并参与交易。逾期未注册，上网电量暂停结算，补办后按当月新能源现货实时均价结算。

4、电价机制限制

直连项目上网电量不纳入新能源保障性电价、不参与保障性电价竞价。

第七章 费用缴纳与计量管理

1、合规缴费清单

并网项目足额缴纳输配电费、上网线损费、系统运行费、政府性基金及附加，执行发改价格〔2025〕1192号国家文件及浙江省级价格标准。

2、计量装置标准

关口、发电、储能、用户侧全部安装符合DL/T 448规范分表计量设备，具备分时计量、远程抄录功能。

3、结算分界点

并网项目以电网接入点作为统一计量、电费结算基准点。禁止绕开计量装置用电。

第八章 申报与落地管理要点

1、申报主体

以园区、负荷企业为核心申报单位。

2、产权划分

项目内部电源、专线、变电设施产权、运维、平衡责任、违约条款全部在协议中明确。

3、离网型配套要求

需配置完善储能、备用电源保障负荷连续供电，独立建立电量溯源台账。

4、监管要求

各设区市发改委、能源局属地监管，省电力公司负责并网校验、计量、交易支撑。

第九章 政策落地核心价值

• 供给侧：解决浙江分布式光伏、风电就地消纳难题，盘活存量闲置新能源项目
• 用户侧：允许多企业组团共享专线，降低单家企业自建绿电专线投资成本，满足出口企业CBAM碳减排、国内消纳责任权重考核需求
• 市场侧：打通绿电直连与浙江现货市场衔接，建立长期锁价购电渠道，对冲火电电价波动风险
• 产业侧：赋能零碳园区、算力中心、高端制造完成全流程绿电溯源，形成可核算碳足迹凭证

参考文件：

• 《关于推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》（浙江省发改委、省能源局，2026年7月16日）
• 《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）
• 《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）

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