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湖南省发改委发布关于有序推动多用户绿电直连项目建设的通知，《通知》提到，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负责建设。并网型项目应与公共电网形成清晰明确的安全责任界面，各自在责任界面内履行相应电力安全风险管控责任。项目主责单位应与电源、负荷等内部投资主体就产权划分、运行维护、电力平衡责任、内部费用标准和结算、违约责任、弃电风险分摊等事项签订协议。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，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。
满足合规要求。新能源场站、直连线路、储能、变电设施选址应明确用地坐标，排除“三区三线”、交叉跨越等限制性因素，并取得自然资源、林业、水利、生态环境、军事、文物等部门的合规性审核意见。方案应以专门章节评估系统风险、用电安全、电能质量并提出具体技术措施。
新能源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2026年不低于30％，后续年度不断提高，2030年前不低于35％。鼓励绿电直连项目新能源发电量全额自发自用，确需采用余电上网模式的，年上网电量不超过总可用发电量的20％，并取得电网企业并网意见。
原文如下：
省发改委 省能源局关于有序推动多用户绿电直连项目建设的通知
各市、州、直管市、神农架林区发改委（能源局），国网湖北省电力有限公司：
为贯彻落实《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）要求，促进新能源就近就地消纳，更好满足企业绿色用能需求，结合我省实际，现就有序推动多用户绿电直连项目建设通知如下。
一、建设类型
（一）未向电网企业报装，或已报装但尚未开展供电工程建设的新建负荷，可配套建设新能源电源组成多用户绿电直连项目。
（二）已建成的单用户绿电直连项目可吸纳其他新建负荷，同时可配套扩建新能源电源组成多用户绿电直连项目。
（三）国家能源局确定的有可再生能源电力消费比例要求的重点用能行业企业、纳入省级重点用能单位和省级重点碳排放单位名录的企业、具备出口实绩的出口外向型企业及其上下游企业，可利用周边新能源资源开展多用户绿电直连。
（四）工业园区、零碳园区、增量配电网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。
（五）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，可在履行相应手续后参与多用户绿电直连。
（六）分布式光伏可通过集中汇流方式参与多用户绿电直连。
优先支持算力设施、绿色氢氨醇等新兴产业和未来产业开展多用户绿电直连。
二、方案编制与评审
（一）确定主责单位。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。鼓励项目主责单位为负荷方提供综合能源服务。
（二）编制整体方案。项目主责单位负责编制实施方案。方案应包含电源、负荷、直连线路、变电设施和接入系统等建设内容，明确建设时序，开展投资估算及财务评价。新能源场站及负荷原则上应位于同一个县（市、区）或相邻的县（市、区）。利用存量负荷或以220千伏电压等级接入的项目，方案中应有关于电力系统安全稳定运行、负荷供电可靠性等内容。
（三）厘清责任界面。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负责建设。并网型项目应与公共电网形成清晰明确的安全责任界面，各自在责任界面内履行相应电力安全风险管控责任。项目主责单位应与电源、负荷等内部投资主体就产权划分、运行维护、电力平衡责任、内部费用标准和结算、违约责任、弃电风险分摊等事项签订协议。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，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。
（四）满足合规要求。新能源场站、直连线路、储能、变电设施选址应明确用地坐标，排除“三区三线”、交叉跨越等限制性因素，并取得自然资源、林业、水利、生态环境、军事、文物等部门的合规性审核意见。方案应以专门章节评估系统风险、用电安全、电能质量并提出具体技术措施。
（五）做好源荷匹配。按照“以荷定源”原则，根据用电需求、用电特性、风光资源、接入距离等合理确定新能源建设规模。鼓励通过汇流至同一变电设施方式实现精准调配使用。新能源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2026年不低于30％，后续年度不断提高，2030年前不低于35％。鼓励绿电直连项目新能源发电量全额自发自用，确需采用余电上网模式的，年上网电量不超过总可用发电量的20％，并取得电网企业并网意见。
（六）明确接网容量。项目主责单位应统筹考虑内部源荷特性、平衡能力、经济收益等因素，合理确定接入公共电网容量。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。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。
（七）开展方案评审。方案编制完成后，由负荷所在市州能源主管部门组织有资质的第三方机构对绿电直连项目实施方案进行评审，并征求国家能源局华中监管局和地市级电网企业意见。利用存量负荷或以220千伏接入的，应征求省电力公司意见。
三、项目建设与运行
（一）市州能源主管部门将经评审通过的项目评审意见及实施方案报送省能源局。省能源局分期分批公布多用户绿电直连项目清单，将项目电源纳入省级年度新能源发电开发建设方案。
（二）绿电直连项目中的新能源、直连线路、储能、变电设施等项目，按照《湖北省企业投资项目核准和备案管理办法》办理核准（备案）手续。投资主体相同、核准（备案）机关相同的，可以合并核准（备案）。
（三）绿电直连项目应按照实施方案开展建设，原则上新建负荷应与匹配的电源同步投运。建成后，项目主责单位应及时组织竣工验收。
（四）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，明确接网手续办理流程和办理时限。
（五）项目主责单位负责统一与公共电网结算电费，合理确定内部结算方式，按照发改价格〔2025〕1192号文要求缴纳相关费用。
（六）新能源发电项目核准（备案）机关应按职责落实安全生产责任，及时跟踪项目建设情况，督促项目单位落实安全生产主体责任，推动各方按要求规范开展项目建设与运行。
四、变更与退出
（一）市州能源主管部门督促指导项目单位加快推进绿电直连项目前期工作，对确实无法实施的项目，及时报省能源局将电源项目从省级年度新能源发电开发建设方案中移除。
（二）项目建成后，内部新增新能源发电规模的，项目主责单位报市州能源主管部门审核；审核通过后，由市州能源主管部门按程序报省能源局将项目新增电源纳入省级年度新能源发电开发建设方案。
（三）项目因负荷退出或用电规模大幅降低造成无法继续运营的，可申请纳入其他符合条件的负荷，负荷变更后仍然无法继续运营的，项目主责单位与电源企业、负荷企业充分协商达成一致后，通过市州能源主管部门按程序向省能源局申请转为公共电源。
本通知未尽事宜，按照发改能源〔2026〕688号文有关规定执行。单用户绿电直连项目的方案评审工作，参照本通知执行。
附件：多用户绿电直连项目实施方案编制大纲
湖北省发展和改革委员会
湖北省能源局
2026年8月8日
附件
多用户绿电直连项目实施方案编制大纲
一、项目概况
（一）项目基本情况
说明项目类型（并网型或离网型），负荷类型（增量或存量），建设地点，建设内容、规模及时序（含负荷、电源、储能、连接线路及变电设施等）。
（二）项目主责单位及投资主体
介绍项目主责单位及电源、负荷等相关设施投资主体（企业基本信息、财务状况、企业信用和总体能力等），说明项目投资建设模式，各方责任与权利等。
（三）建设必要性与可行性
从企业绿色用能需求、缓解区域新能源消纳压力、降低企业用能成本等方面说明项目必要性；从项目实施条件、技术、经济等方面说明项目可行性。
（四）投资估算与效益分析
说明项目投资估算、财务评价，说明经济效益、环境效益和社会效益。
二、项目实施条件
（一）负荷条件
明确负荷属性（存量或增量，判断依据）、用电量、可调节能力等。
（二）资源条件
分析负荷周边风光发电资源或生物质资源条件，资源量、发电小时数等，排查用地敏感因素，落实新能源项目选址（提供矢量坐标），说明自然资源、林业、环保、压矿、文物、军事、电力等部门用地合规性审核意见获取情况。
（三）建设条件
项目选址、地质、水文、交通等条件，新能源与负荷的距离，系统内部组网条件、系统接入条件等。
三、项目总体设计
（一）源荷匹配方案
分析负荷特性、电源特性、电源与负荷匹配性，提出风、光、储装机配置方案，提供源荷匹配曲线及数据表格。
（二）用电管理方案
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。建立内部电源和负荷调节机制，提出用电管理技术手段和措施，确保项目与公共电网的交换功率不超过接网容量；离网型项目说明内部安全用电措施。
（三）内部组网方案
对内部多用户接线方式、配电设施、配电线路等进行系统规划，涉及多个新能源场站的应开展电源汇集送出系统规划，明确各投资主体资产边界。
（四）绿电溯源方案
说明项目内部各用户绿电分配及计量方案，确保绿电消费准确溯源。
（五）建设内容及进度匹配
说明项目具体建设内容，各项建设内容的实施主体、建设进度计划。
四、具体建设方案
（一）负荷建设方案
新建负荷投资协议签订情况、建设内容、建成投产时序等。
（二）电源建设方案
装机规模、场址布置、设备选型、发电量估算、建成投产时序等。
（三）直连线路建设方案
提出新能源场站与用户端直连线路的路线通道、电压等级、产权划分及安全距离，尽量避免跨越公共设施，确需跨越的提出相应安全技术措施。线路建设方案应征求电网企业意见，避免占用已列入国土空间规划或电力设施布局的公共电网廊道资源。
（四）内部连接线路及变电设施建设方案
提出用户端内部连接线路的路径规划、电压等级、电缆型号、产权划分，变电设施主要设备选型及布置方案等。
（五）储能设施建设方案
根据项目需要，合理配置储能设施，增强系统调节能力，满足峰谷差、电能质量管理等要求。明确储能技术路线、主要设备选型、设备布置及电气接线方案。
（六）接入系统方案
明确项目并网接入方案、计量方式、电网接口技术方案和责任界面划分情况。
五、投资估算及财务评价
明确电源、负荷、直连线路、储能系统等各部分投资构成及总投资估算，开展财务内部收益率、投资回收期等指标分析，测算发电、配电价格，根据发改价格〔2025〕1192号文合理测算负荷企业用电成本。
六、电力系统安全评估
评估系统风险、用电安全、电能质量等，提出具体技术措施。
七、附图及附表
建设方案相关附图、附表等。
八、附件材料
（一）项目主责单位及相关投资主体的营业执照、信用证明等。
（二）相关项目备案证明（核准赋码证明）。
（三）外向出口型企业出口资质、海关备案证及出口合同、报关单、收汇凭证等出口业绩证明材料，供货合同、收付款凭证等出口企业供应链上下游业务证明材料。
（四）新建负荷建设单位与地方政府签署的投资框架协议。
（五）项目主责单位及相关主体之间签订的合作协议，明确产权划分、运行维护、平衡责任、内部费用标准和结算、违约责任等事项。
（六）县级（含）以上自然资源、林业、水利、生态环境、军事、文物等部门出具的新能源场站、直连线路、主要供配电设施用地合规性审核意见（明确矢量坐标）。
（七）项目主责单位对项目新能源自发自用占比、上网比例、自发自用电量占总用电量比例等指标承诺函。
（八）绿电直连项目申报信息一览表。
