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（来源：储能与电力市场）
「储能与电力市场」获悉，8月4日，辽宁省发改委发布关于对《辽宁省推动多用户绿电直连建设实施方案（征求意见稿）》公开征求意见的公告。
方案中指出项目应通过合理配置储能、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。项目新能源弃电不纳入新能源利用率统计。
项目应按照“以荷定源”原则科学确定新能源电源类型和装机规模，年自发自用电量占总可用发电量的比例不低于60%，占总用电量的比例不低于30%、2030年前不低于35%。
多用户绿电直连项目中的负荷用户可将其用地红线范围内的存量或新建分布式光伏按照现行国家技术标准集中汇流后作为直连电源参与多用户绿电直连；也可选择将其分布式光伏全部自发自用，不得向绿电直连项目中的其他用户供电；参与绿电直连的方式若需更改，需履行项目建设方案变更手续。
对于利用省发展改革委年度发布新能源发电建设方案中的指标规模实施绿电直连的，并网型可采取“整体自发自用为主、余电上网为辅”的模式，上网电量占总可用发电量的比例上限不超过20%。在新能源消纳困难时，为保障全省维持在合理的消纳水平，原则上不允许并网型绿电直连项目向公用电网送电。
对于在年度发布新能源发电建设方案指标规模之外申请新增新能源项目实施绿电直连的，新能源要符合“规模化发展”要求。考虑我省新能源消纳空间，并网型原则上采取“整体自发自用”模式，不向公用电网送电。利用新增新能源项目实施以新材料、航空航天等战略性新兴产业和人工智能、绿色氢基能源等未来产业，以及传统产业优化升级、绿电制热（汽）等为主，且上述产业年用电量占项目总用电量比例超过70%的并网型绿电直连项目，可申请采取“整体自发自用为主、余电上网为辅”的模式，上网电量占总可用发电量的比例根据年度新能源消纳情况，依申请顺序确定，上限不超过20%。
并网型项目按照《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，内部主体也可分别注册；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，项目可以“报量不报价”方式参与电力现货市场，条件成熟时，逐步过渡至“报量报价”参与电力现货市场。项目不得由电网企业代理购电。
并网型项目应符合《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）相关要求，公平承担输配电费、系统运行费、政策性交叉补贴等费用。项目主责单位负责统一与公共电网结算电费。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新能源可持续发展价格结算机制。
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。
已经实施的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多个存量负荷（包括按照相关文件规定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需要碳溯源的上下游企业等）可利用周边新能源资源探索开展多用户绿电直连。省级及以上工业园区、零碳园区、增量配电网等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。重点用能和碳排放企业需列入省级及以上政府部门确定的相关企业名录。负荷应满足国家产业政策要求，严禁通过绿电直连开展违法违规活动。
项目风电和太阳能发电规模纳入省发展改革委制定的新能源发电开发建设方案，用电负荷规模应有依据和支撑。项目电源、储能、直连线路、接入公用电网线路等应按电压等级纳入省级或地市级能源电力和国土空间等规划，负荷、电源、直连线路布局宜在同一地市行政区范围内。直连线路应尽量减少线路交叉跨越，原则上不允许跨越既有电力运行线路，确需跨越的应做好安全措施。项目及其内部资源豁免电力业务许可，另有规定除外。
项目连接线路、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。项目主责单位与电源、负荷等内部主体应就产权划分、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。
为避免资源浪费，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。
各地市发展改革部门要会同有关部门建立项目跟踪督导机制，定期调度建设进度，协调解决实施过程中遇到的困难和问题，遇有重大问题需及时向省发展改革委报告。对已投运项目每年一季度组织开展年度运行情况评估，对相关指标不及预期或超出限值的，督促主责单位限期整改完毕。对于2次整改后仍不满足要求的，项目主责单位应主动申请退出绿电直连。
对于在年度发布新能源发电建设方案之外申请新增新能源实施以新兴产业、未来产业和传统产业优化升级、绿电制热（汽）等为主的绿电直连项目，若上一年度上述产业用电量占项目总用电量的比例不足70%的，当年不允许其向公共电网送电。
原文如下：
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