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浙江省发展和改革委员会发布关于推动多用户绿电直连发展有关事项的通知，《通知》提到，直连方式分为并网型项目和离网型项目。其中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。离网型项目的电源、用户、线路、储能等电力设施均与公共电网无电气连接，作为独立系统开展运营。
并网型项目应按照“以荷定源”原则，科学确定新能源电源类型、装机规模和储能规模，支持“整体自发自用为主，余电上网为辅”模式。项目新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于60%，占总用电量的比例应不低于30%，2030年起新增项目不低于35%。一般项目上网电量占总可用发电量的比例不超过20%；具备灵活调节能力的算电协同项目允许上网电量占总可用发电量的比例不超过30%。绿电直连项目的新能源利用率目标单独设置，不纳入全省新能源利用率统计。
鼓励项目通过合理配置储能、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。
项目应严格执行《电力监控系统安全防护规定》，安装网络安全监测、隔离装置等安全设施，按要求向相关调度机构备案，接受调度机构开展的技术监督。电力系统需要时，并网型项目内部电源、储能应按调度要求运行，作为应急电源向公共电网提供支撑。
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。项目内部各用户按照每个时段用电量占该时段项目总用电量比例对自发自用电量进行拆分。
列入绿电直连建设计划的集中式光伏项目视作纳入集中式光伏年度建设计划；新型储能项目参照用户侧项目管理，视作纳入各设区市年度建设计划；直连线路、接入系统等按电压等级纳入省级或设区市相关规划。项目向电网企业报送并网申请，接入方案通过后，项目业主开展新能源电源与直连线路建设，电网企业开展配套电网工程建设，项目按整体方案统一建设，同步投产。
原文如下：
浙江省发展和改革委员会 浙江省能源局关于推动多用户绿电直连发展有关事项的通知
各设区市发展改革委、宁波市能源局，省电力公司：
根据《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）、《关于有序推动多用户绿电直连有关事项的通知》（发改能源〔2026〕688号）和《关于促进人工智能与能源双向赋能的行动方案》（国能发科技〔2026〕34号），结合我省实际，制定本通知。
一、适用范围
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，多用户是指多个不同法人实体，不包括居民和农业用户。分布式光伏可通过集中汇流方式参与绿电直连。
（一）直连方式
1.并网型项目。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。
2.离网型项目。项目的电源、用户、线路、储能等电力设施均与公共电网无电气连接，作为独立系统开展运营。
（二）项目类型
1.新增负荷可配套建设新能源电源组成多用户绿电直连项目。存量负荷中，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用户（包括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；工业园区、零碳园区、增量配电网等的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。其他满足要求的业态模式也可参照执行。
2.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项目，在履行相应变更手续后开展多用户绿电直连。已取得接入系统批复意见的原则上不予支持。严禁以“绿电直连”名义为违规电厂转正、将公用电厂转为自备电厂。
3.鼓励具备灵活调节能力的算力设施开展绿电直连，持续提升算力设施绿色发展水平。
二、有关要求
（三）做好整体方案编制
绿电直连项目应编制包含电源、负荷、直连线路和接入系统的整体化方案，以专门章节评估系统风险、用电安全、电能质量等，并提出具体技术措施。项目接入电压等级不超过220千伏；确有必要接入220千伏的，由省发展改革委（省能源局）会同浙江能源监管办组织省电力公司、项目单位等开展电力系统安全风险专项评估。结合电网规划发展和安全可靠运行需求，加强绿电直连项目直连线路、接网线路与公共电网规划统筹，做好电网重要线路廊道预留保护，减少线路交叉跨越，确有跨越的应做好安全措施。
（四）鼓励投资模式创新
1.绿电直连项目应明确独立的主体作为项目主责单位，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。主责单位原则上由电源方与负荷方成立合资公司投资，或由一方单独投资，以园区为模式的项目也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。
2.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。项目及其内部资源豁免电力业务许可，另有规定除外。
（五）做好电源负荷适配
并网型项目应按照“以荷定源”原则，科学确定新能源电源类型、装机规模和储能规模，支持“整体自发自用为主，余电上网为辅”模式。项目新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于60%，占总用电量的比例应不低于30%，2030年起新增项目不低于35%。一般项目上网电量占总可用发电量的比例不超过20%；具备灵活调节能力的算电协同项目允许上网电量占总可用发电量的比例不超过30%。绿电直连项目的新能源利用率目标单独设置，不纳入全省新能源利用率统计。
（六）提升系统友好性能
鼓励项目通过合理配置储能、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。
并网型项目规划方案应合理确定项目最大负荷峰谷差率，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。在新能源消纳困难时段，项目不应向公共电网反送电。项目应按照有关管理要求和技术标准做好无功和电能质量管理，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，内部各设施涉网性能应满足相关标准，并做好必要的应急预案，避免因自身原因影响电网安全稳定运行。并网型项目的涉网安全管理，按照浙江能源监管办 浙江省能源局《关于进一步提升浙江省新能源和新型并网主体涉网安全能力的通知》（浙监能安全〔2025〕9号）执行。
（七）明晰各方责任边界
项目主责单位与内部主体应就电力设施投资建设、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。项目主责单位承担由于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。
并网型项目与公共电网间形成清晰明确的安全责任界面，各相关主体在安全责任界面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，自主合理申报接入公共电网容量；公共电网按接网容量和有关协议履行供电责任。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。
（八）加强安全运行管理
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。项目主责方应严格落实各项安全生产管理措施，保证安全稳定运行。应及时开展风险管控及隐患排查治理，深入评估并及时消除项目内部设备故障以及各类安全风险，不断增强可靠性。并网型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管理，接入新型电力负荷管理系统或电力调度自动化系统。作为整体参与电力现货市场的并网型项目，除发生影响公用系统安全稳定运行的突发情况外，调度机构在项目现货市场出清结果基础上下达调度计划，项目主责单位按照调度计划负责管理内部平衡。
项目根据接入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，项目内部资源应做到可观、可测、可调、可控，并根据《电网运行准则》等向电力调度机构提供相关数据资料。项目应严格执行《电力监控系统安全防护规定》，安装网络安全监测、隔离装置等安全设施，按要求向相关调度机构备案，接受调度机构开展的技术监督。电力系统需要时，并网型项目内部电源、储能应按调度要求运行，作为应急电源向公共电网提供支撑。
（九）整体有序参与市场
并网型项目应在投产后1个月内按照《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，项目电源和负荷不是同一投资主体的，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；初期项目以“报量不报价”参与电力现货市场，作为价格接受者参与现货市场出清，与公共电网的交换功率曲线由项目主责单位统一预测申报；条件成熟时，逐步过渡至“报量报价”参与现货市场。项目负荷参与市场交易后不得由电网企业代理购电。负荷企业用网电量按照浙江电力市场规则结算。项目未在投产后1个月内注册并参与市场交易的，上网电量暂不予以结算，待完成注册并参与市场交易后按照同类型机组当月现货实时市场平均价格结算。
（十）规范内部运营管理
项目主责单位应与其内部电源和负荷签订长期购电协议，允许签订10年以上的长期购电协议，明确代理交易模式和价格机制，并考虑外部市场价格变化、负荷实际调节能力等因素建立动态调整机制。鼓励项目主责单位及其内部与负荷在长期协议的基础上，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，优化内部运行方式，促进源荷协同运行和保障项目交换功率不超过接网容量。项目应按照权责对等、公平分摊的原则，合理确定结算价格。
（十一）落实相关价格机制
并网型项目应承担输配电费、上网环节线损费用、系统运行费等费用，具体缴纳标准按照国家发展改革委 国家能源局《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）和省级价格主管部门有关政策执行。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可持续发展价格结算机制保障，不参与机制电价竞价。
（十二）规范计量结算管理
并网型项目以项目接入点作为计量、结算参考点，作为整体与公共电网进行电费结算。项目应具备分表计量条件，由电网企业在发电、厂用电、并网、内部各用户、储能等关口安装符合DL/T 448《电能计量装置技术管理规程》的计量装置，准确计量各环节电量数据。关口计量装置应具备双向分时计量、远程采抄等功能。禁止绕越装设的各电能计量装置用电。
（十三）明确绿电溯源机制
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。项目内部各用户按照每个时段用电量占该时段项目总用电量比例对自发自用电量进行拆分。
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，电网企业应按照计量数据计算绿电溯源结果并将信息推送至国家绿证系统，并按相关规定进行核对。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。
三、组织实施
（十四）项目申报
绿电直连项目以主责单位为主体进行申报。为便于新能源就近就地消纳，统一协调项目的投资审批、核准和备案工作，负荷、电源布局原则上在同一设区市行政区域范围内，由各设区市能源主管部门会同经信、自然资源、商务等主管部门及当地电网企业，统筹地方能源、国土空间与区域电力廊道规划，结合企业降碳刚性需求，对企业申报方案进行联审。跨设区市的绿电直连项目由主责单位所在市牵头其他相关设区市进行联审。通过联审的项目由设区市能源主管部门印发各市绿电直连项目建设计划组织实施（跨设区市项目由相关市联合印发实施）并将建设计划、项目方案和联审意见报省发展改革委（省能源局）备案。接入电压等级为220千伏的项目需由省发展改革委（省能源局）会同浙江能源监管办组织电网企业、项目单位开展电力系统安全风险专项评估，确保电网安全稳定运行。
（十五）项目建设
列入绿电直连建设计划的集中式光伏项目视作纳入集中式光伏年度建设计划；新型储能项目参照用户侧项目管理，视作纳入各设区市年度建设计划；直连线路、接入系统等按电压等级纳入省级或设区市相关规划。项目向电网企业报送并网申请，接入方案通过后，项目业主开展新能源电源与直连线路建设，电网企业开展配套电网工程建设，项目按整体方案统一建设，同步投产。
（十六）调整退出机制
设区市能源主管部门应会同电网企业建立项目跟踪指导和评估机制，对于建设内容发生重大变更或拟退出运营的项目，经设区市能源主管部门审核同意后及时予以调整；对纳入建设计划1年仍未开工的项目，及时调出建设计划；对运营期项目每年一季度完成上年度项目运行评估，连续3年电量比例、与电网交换功率指标不满足要求的，应调整退出运营。退出运营的项目，其直连电源在设区市、电网企业落实接入条件后可重新申报建设计划，重新接入公共电网，并可作为增量项目参与机制电价竞价，机制电价执行期限的起始时间为直连项目电源首次发电时间。
