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　　（来源：储能与电力市场）

　　「储能与电力市场」获悉，7月16日，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发布。

　　通知明确，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。直连方式划分为：

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

　　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。

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　　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。

　　项目类型：

　　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。

　　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。

　　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。

　　鼓励投资模式创新，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。

　　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。

　　原文如下：