来源：市场资讯
（来源：储能与电力市场）
「储能与电力市场」获悉，5月18日，福建省发改委发布关于公开征求《关于有序开展绿电直连项目建设工作的通知》意见的公告。
通知明确了绿电直连项目定义、投资建设、运行管理、相关费用缴纳等基本原则，并说明了项目组织实施流程、变更退出流程等内容。相关要点内容如下：
文件部分重点内容如下：
绿电直连分为单一用户绿电直连和多用户绿电直连。
现阶段重点支持未接入公共电网的风电、太阳能等新能源项目，开展并网型绿电直连业务。
已获批的国家级和省级零碳园区，可就近利用周边新能源开展多用户绿电直连。
项目遵循“以荷定源”原则，结合项目负荷投产时序匹配新能源、配套储能等设施建设规模。
单一用户绿电项目，原则上由负荷作为主责单位。多用户绿电直连项目，应明确独立的项目主体作为主责单位，项目主体应为明确的独立法人，原则上由电源与负荷方成立合资公司投资，或由其中一方单独投资。
绿电直连项目原则上应整体参与电力市场交易。若项目负荷与电源分属不同投资主体，项目整体可以资源聚合类新型经营主体身份参与市场。
绿电直连项目以项目与公共电网的接入点作为计量、结算参考点，作为整体与公共电网进行结算。
多用户绿电直连项目主体应与内部电源、负荷签订长期协议，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，探索开展有利于实时自平衡的内部交易。
位于国家级或省级零碳园区范围内的单一用户绿电直连项目负荷主体，可通过吸纳符合条件的其他负荷、配套新能源，组建多用户绿电直连项目。
绿电直连定义
文件明确绿电直连分为：
单一用户绿电直连：按照国家650号文要求，风电、太阳能发电等新能源和生物质发电不直接接入公共电网，通过直连线路（专用线路）向单一电力用户供给绿电的模式。
多用户绿电直连：风电、太阳能发电等新能源和生物质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（负荷）供给绿电，实现供给电量清晰溯源和分配的模式。涉及的多个电力用户，应分布在清晰、连续的地理边界范围内，须为不同法人实体，且不包含居民或农业电力用户。现阶段，我省多用户绿电直连原则上在国家级和省级零碳园区开展。
电源及负荷类型
电源和负荷类型方面，现阶段重点支持未接入公共电网的风电、太阳能等新能源项目，开展并网型绿电直连业务。离网型项目相关要求另行通知。
新增负荷可配套建设新能源项目，开展单一用户绿电直连。存量的单一负荷需在已有燃煤燃气自备电厂足额清缴可再生能源发展基金的前提下，开展绿电直连，通过压减自备电厂出力，实现清洁能源替代；有降碳刚性需求的出口外向型企业，可利用周边新能源，探索开展存量单一负荷的绿电直连。
已获批的国家级和省级零碳园区，可就近利用周边新能源开展多用户绿电直连。
项目投资建设
单一用户绿电项目
原则上由负荷作为主责单位，负责项目投资建设、运行管理等工作。项目电源可由负荷投资，也可由发电企业或双方成立的合资公司投资，直连专线原则上应由负荷、电源主体投资。
项目电源和负荷不是同一投资主体的，应签订多年期购电协议或合同能源管理协议，明确电力设施建设、产权划分、运行维护、调度运行、结算方式、违约责任等事项，协议需在项目申报前完成。
多用户绿电直连项目
应明确独立的项目主体作为主责单位，项目主体应为明确的独立法人，原则上由电源与负荷方成立合资公司投资，或由其中一方单独投资，以园区为模式的项目可由园区管委会或第三方机构（不含运营输电网的公共电网企业）投资、统筹协调。项目专用线路、变电设施、储能及运营平台等原则上由项目主体投资建设。
绿电直连项目风电和太阳能发电规模计入省级能源主管部门制定的新能源发电开发建设方案，相关规划管理、备案等要求参照650号文执行。
源荷匹配
绿电直连项目，整体新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例不低于60%，占所有用户总用电量的比例不低于30%，并不断提高自发自用比例，2030年前不低于35%，另外上网电量占总可用发电量的比例不超过20%。项目新能源利用率原则上不低于同期全省公网新能源利用率平均水平。现阶段暂不限制源荷接线距离，原则上需满足项目经济可行性要求。
绿电直连新建项目应按照整体化方案统一建设、同步投产。若单个负荷分年达产、或多个负荷无法同期投产，应按照“以荷定源”原则，结合项目负荷投产时序匹配新能源、配套储能等设施建设规模。
运行管理
并网型项目与公共电网、项目内部主体，按照“谁产生、谁负责”原则，各自在责任界面内履行电力安全风险管控责任。项目主责单位应强化运行管理能力，监测公共电网交换功率，协同优化项目内部电源、储能等资源，并制定极端场景下的负荷管理预案。
市场交易
绿电直连项目需按照《电力市场注册基本规则》和省内具体细则进行注册，原则上应整体参与电力市场交易。若项目负荷与电源分属不同投资主体，项目整体可以资源聚合类新型经营主体身份，将分别注册的主体聚合参与电力市场交易。项目内部负荷不得由电网企业代理购电。
计量结算
绿电直连项目以项目与公共电网的接入点作为计量、结算参考点，作为整体与公共电网进行结算。项目需按照650号文要求规范配置计量装置，其中多用户绿电直连项目应具备分表计量条件，由电网企业在项目内部各发电、厂用电、并网、内部各用户、储能等关口安装符合相关标准和有关部门认可的双向分时计量装置。禁止绕越各电能计量装置用电。项目内部各主体之间的交易电量及上网电量，需按照绿电绿证交易相关规定执行。
相关费用缴纳
绿电直连项目按项目整体结算相关费用。
其中，多用户绿电直连项目主体应与内部电源、负荷签订长期协议，明确代理交易模式和价格结算机制，并结合外部市场价格变化、负荷实际调节能力等因素定期协商调整。鼓励项目主体及其内部电源、负荷在长期协议基础上，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，探索开展有利于实时自平衡的内部交易，促进源荷协同运行，保障项目交换功率不超过接入容量。
绿电溯源机制
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。多用户绿电直连项目内部各用户，按照每个时段用电量占比确定自发自用电量，实现小时级新能源发用电量匹配。其中，单个用户内接入并全额消纳的绿电，计为该用户已溯源绿电，在计算用电量比例和拆分自发自用电量前应予以扣除。内部绿电消费应按照国家关于不可交易绿证有关规定及时核发、划转、核销。
项目变更流程
项目新增主体情况：多用户绿电直连项目建成投运后，内部主体需新增或调整的，由所在园区管委会牵头组织进行方案变更，并将项目变更方案经设区市发改部门审核后，报省发改委审批。若因主体调整需调增接入公共电网容量，应重新履行系统接入评估手续。
位于国家级或省级零碳园区范围内的单一用户绿电直连项目负荷主体，可通过吸纳符合条件的其他负荷、配套新能源，组建多用户绿电直连项目。
项目变更主体、退出流程等其他事项详见原文。
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