江西多用户绿电直连征求意见稿解读｜小时级溯源、硬指标与退出机制全梳理

继国家发改能源〔2026〕688 号文发布后，江西省落地地方配套细则。2026年9月2日，江西省发改委发布《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知（征求意见稿）》，把绿电直连从 “单用户一对一” 拓展为 “多用户一对多”，面向工业园区、出口企业、算力、绿氢等产业开放，明确电量硬指标、储能调节、市场交易、申报退出全套规则。本文梳理政策核心要点，方便能源企业、园区、用电企业快速读懂。

一、什么是江西版多用户绿电直连

1、基础定义与两类项目形态

电源侧为风电、光伏、生物质等新能源，通过专用线路变电设施供给多个不同法人企业；居民、农业用户不在适用范围之内。
项目分为两类：

• （1）并网型：整体接入公共电网，和大电网划分清晰物理、责任界面；
• （2）离网型：电源‑负荷‑储能整套设施完全脱离公共电网，独立系统运行。

2、五大可落地场景

• （1）新建负荷：配套新建新能源组建多用户直连项目；
• （2）存量负荷升级：原有单用户绿电直连项目，可吸纳周边企业、扩容新能源变成多用户模式；
• （3）园区试点：工业园区、零碳园区、增量配电改革试点优先落地；
• （4）降碳刚需企业：重点耗能、碳排放管控、出口外向型企业及上下游企业；
• （5）其他特殊新能源项目：并网困难、消纳受限的新能源项目履行变更手续后可转为直连电源；分布式光伏集中汇流后参与，汇流后不再执行自发自用。
• （6）政策倾斜：优先支持算力设施、绿色氢氨醇等新兴、未来产业开展多用户绿电直连。

二、项目建设核心硬性指标（H2）

2.1 以荷定源，电量红线不能突破

文件严格设置发电量约束，实行以荷定源原则：

• （1）项目年自发自用电量占总可用发电量≥60%；
• （2）自发自用电量占项目总用电量≥30%，2030 年前提升至≥35%；
• （3）并网型项目上网电量占总可用发电量上限不超过 20%，超出部分不予结算；
• （4）电源、负荷原则在同一个设区市，直连线路距离不超过 50 公里；
• （5）接入电压原则不超 220 千伏，确需接入 220 千伏要做电力系统安全专项评估；
• （6）项目电源直接纳入全省新能源年度开发方案。

总可用发电量按照各类新能源装机 × 本省对应利用小时数计算；投运首年按实际运行天数折算。

2.2 投资主体：必须设立独立法人主责单位

• （1）主责单位可由电源 + 负荷合资组建，也可电源方 / 负荷方单独设立；园区模式可由园区管委会、第三方机构担任（公共电网企业不能运营输电业务）。
• （2）主责单位负责直连线路、变电设施、储能、运营平台的投资、建设、运维。
• （3）可租赁存量电力设施；发生主责单位、规模、负荷类型等重大变更，必须报省能源局重新评审，禁止私自变更实施。

三、运行调节、计量溯源与市场交易规则

3.1 安全与调节：储能是重要配套手段

• （1）主责单位需要和内部电源、负荷签订书面协议，划分产权、运维、平衡责任、结算、违约责任；
• （2）项目要合理配置储能、挖掘负荷可调潜力，控制峰谷差率；新能源消纳困难时段，并网型禁止向公共电网反送电；
• （3）内部源荷储要做到可观、可测、可调、可控，按调度机构要求报送数据；电网需要时，内部电源、储能可作为应急支撑资源。

3.2 计量与绿电溯源：实现小时级匹配

• （1）各发电、厂用电、并网、用户、储能关口，全部安装双向分时计量装置；
• （2）电源项目在国家可再生能源发电项目信息管理平台建档；
• （3）小时级溯源：各内部用户，按照每个时段用电量占比分摊自发自用电量；计量数据推送国家绿证核发交易系统。

3.3 市场交易与价格

• （1）并网型项目以新型经营主体整体注册参与电力市场，统一申报交易；内部储能不得单独作为市场主体；不允许电网企业代理购电；
• （2）按规定缴纳政府性基金、输配电费、交叉补贴；
• （3）重要提示：多用户绿电直连项目新能源发电量，不纳入新能源可持续发展价格结算机制；
• （4）外部和电网统一结算，内部主体之间按照公平分摊签订内部结算协议。

四、申报流程与退出机制（H2）

4.1 申报流程

• （1）各地市（赣江新区）能源主管部门结合产业规划组织企业申报；
• （2）项目方案由主责单位编制，明确权责、安全责任、应急用电预案；
• （3）评审流程沿用江西现有绿电直连实施方案程序。

4.2 明确刚性退出条件（重点）

出现以下情形，启动退出评估移出项目清单：

• （1）纳入清单两年未实质性开工，开工两年未投产；
• （2）连续三年运营指标达不到政策要求；
• （3）涉网安全问题拒不整改；
• （4）电源、负荷变化，项目无法持续运营且内部无法协调。

退出后：用电企业重新向电网办理用电申请；原有新能源项目，满足接入条件可重新申报全省新能源开发方案，转为全量入市项目，不再执行机制电价。

五、项目需要重点关注风险点

• （1）电量硬指标约束强，60% 自发自用、上网不超 20% 是项目红线，前期负荷测算至关重要；
• （2）必须设立独立法人主责单位，权责协议、退出预案需要提前完备；
• （3）项目不享受新能源可持续发展价格结算，收益模式主要依靠内部用户绿电购电；
• （4）存在严格退出机制，开工投产时间、长期运行指标不达标会被清退。