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📄 文件基本信息 发改能源〔2026〕688号,2026年5月20日发布,全称《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》 。 一、定义与适用范围 - 多用户绿电直连:风电/光伏/生物质等新能源不直接进公共电网,经专用线路向多个不同法人工商业用户(不含居民、农业)直供,电量可溯源、可分配 。 - 项目类型:并网型(与大电网接口)、离网型(独立运行) 。 - 优先场景:工业园区/零碳园区、算力设施、绿色氢氨醇、出口外向型高耗能企业 。 二、核心硬指标(以荷定源) - 自发自用率≥60%(年度)。 - 绿电占用户总用电量≥30%,2030年前≥35%。 - 并网型上网电量≤20%,消纳困难时段禁止反送电。 三、投资与建设 - 原则:以荷定源,按负荷定装机,纳入省级新能源方案 。 - 主责单位:电源/负荷方合资或独资;园区可由管委会/第三方组建 。 - 许可豁免:豁免电力业务许可(另有规定除外)。 四、运行与安全 - 并网型:交换功率不超接网容量,服从调度与市场出清 。 - 离网型:自行承担安全责任 。 - 调节要求:鼓励配储能、挖负荷弹性、多能互补,提升消纳能力 。 五、交易与价格机制 - 市场参与:并网型整体注册为新型市场主体,统一申报、统一结算;不得电网代购电 。 - 费用缴纳:输配电费、系统费、交叉补贴、政府性基金及附加 。 - 绿电溯源:小时级匹配,自动推送绿证系统,衔接碳核算 。 六、组织保障 - 国家层面:指导、评估、监督 。 - 省级层面:制定细则、简化流程、加强监管 。 - 电网企业:做好接入、计量、结算、安全服务 。
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重磅新政解读|5月20日发改委、能源局正式发文,多用户绿电直连全面放开 文件全称:《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),是2025年单用户绿电直连政策的重磅升级,正式放开多法人主体共用绿电直连专线,园区、产业集群、中小企业均可抱团直连新能源电站,彻底打破此前单用户独享的限制 。 一、核心定义 多用户绿电直连:风电、光伏、生物质等新能源,不直接接入公共大电网,通过专属专线+变电设施,同时向多个不同法人企业直供绿电,实现电量可溯源、可分配;不含居民、农业用户,分为并网型、离网型两类 。 二、核心重磅亮点 1. 适用场景全面扩容 - 工业园区、零碳园区、增量配电网全域负荷均可组团接入 - 存量单用户直连项目,可吸纳新增企业负荷、扩建新能源电源转为多用户模式 - 消纳受限、未开工并网的新能源项目,可变更为多用户直连项目落地 - 分布式光伏可集中汇流,参与多用户直连供电 2. 投资门槛大幅降低 不再要求单个企业独自承担专线、变电设施高额建设成本,多家企业联合共建、分摊成本,中小制造企业也能低成本用上直连绿电。 可由园区管委会、龙头企业、第三方综合能源服务商作为主责单位统一投资、建设、运营、交易结算 。 3. 硬性消纳指标明确(核心红线) - 项目年自发自用电量,占总可用发电量≥60% - 自发自用绿电,占园区用户总用电量≥30% - 2030年前,该比例提升至≥35% 坚持以荷定源,杜绝盲目建电站,保障就近消纳实效 4. 交易与结算机制创新 - 项目整体注册、整体参与电力市场交易,对外统一和电网结算 - 内部独立分表计量,实现小时级绿电溯源,精准拆分每家企业绿电用量 - 可内部灵活优化发用电曲线,适配企业生产负荷;绿电数据直接衔接绿证核发、碳核算、出口碳合规需求 5. 权责边界清晰 项目内部发用电、安全运维由主责单位自主负责,和公共电网划分清晰物理、责任界面,优先实现内部自平衡,减轻大电网调峰压力 。@中能新能源 @抖音小助手 #绿电直连 # 多用户绿电直连#光伏项目 #风电项目 #绿电直连新政
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多用户绿电直连政策发布 2026 年 5 月 20 日,国家发展改革委与国家能源局联合发布《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)。这一重磅文件的出台,是在 2025 年单用户绿电直连政策基础上的重大制度突破,标志着我国绿电直连正式从 “点对点” 单一供应模式,迈向 “点对多” 园区化、集群化发展新阶段。核心内容总结如下: 一、政策背景与目的 为破解高比例新能源消纳难题,在去年推出的“单用户绿电直连”政策基础上,针对各地反映的“无法满足多个用户需求”的问题,出台了本《通知》。旨在推动能源消费模式变革,满足工业园区、零碳园区等多用户的绿电直连需求,实现更高水平、更大范围的新能源就近消纳利用。 二、政策核心内容 1、定义与形态:在单用户模式基础上,拓展了适用范围和应用场景,重点支持工业园区、零碳园区等的用能清洁替代。 2、投资与建设:按照“以荷定源”原则确定项目规模,要求明确一个主责单位,负责项目内部电力设施的投资、建设与公平运营。 3、运行管理:明确项目与公共电网的安全责任边界,强调项目内部自平衡管理,以提升安全保障和应急能力。 4、交易与价格: 项目作为整体参与电力市场,内部可协调优化运行。 按就近消纳价格机制缴纳输配电费等费用。 探索建立基于分时计量的绿电溯源机制,并与绿证、碳核算衔接。 5、组织保障:明确了各相关管理机构和电网企业等的职责。 三、适用范围 包括:新建负荷;可拓展的存量单用户项目;有绿电消费需求的企业(如出口外向型企业、重点用能碳排放企业等);工业园区、零碳园区、增量配电网的全部或部分负荷。 四、主要创新点(相比单用户模式) 1、扩大范围:支持多类企业和园区场景。 建立调节激励机制:鼓励通过聚合柔性负荷、配置储能等方式提升项目整体调节能力与经济性,允许内部约定调节补偿。 2、强调自平衡:清晰界定与电网的责权,鼓励电网末端发展自平衡的产消融合模式,减轻大电网压力。 3、完善绿电溯源:建立小时级的精准绿电溯源机制,满足绿证、碳核算与国际溯源要求。 五、适合开展的企业类型 能够灵活调整用电负荷、响应电价信号的工商业企业。其用电灵活性有助于提升源荷匹配,降低项目对电网的依赖和用能成本。 六、下一步实施计划 国家发改委、能源局将指导地方细化要求,加强宣传解读与培训,并跟踪监测政策落实情况,推动项目有序建设。
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