湖南省近期印发文件，进一步明确多用户绿电直连项目的开发建设与运营管理要求。这份通知在原有实施方案基础上，结合省内产业实际细化规则，鼓励新能源发电资源就近供给企业用户，其中绿色氢氨醇等未来产业被划入优先支持范畴，将为省内绿氢项目获取稳定廉价绿电提供新路径。

　　多用户绿电直连，是风电、光伏、生物质发电等新能源不直接接入公共主网，依靠专用线路与变电设施，直接向多个法人用户输送绿色电力的模式。参与主体为多家独立法人，居民、农业用户不在适用范围之内。项目分为并网型与离网型两大类别，并网型项目整体接入公共电网，具备清晰的产权与安全责任边界，电源设置在项目内部。离网型项目则和公共电网不存在电气连接，完全独立运行。

　　新政划定了可参与直连模式的负荷类型。新建产业负荷可以配套新能源电源组建项目，存量负荷也可以吸纳新增负荷、扩建新能源电源，转型为多用户绿电直连项目。有降碳诉求、绿色电力消费硬性指标的企业，包括出口外向型制造企业及其上下游主体，都可以依托周边新能源资源落地这类项目。工业园区、零碳园区内的用电负荷，同样能够就近对接新能源电源。政策明确优先支持算力基础设施、绿色氢氨醇等新兴与未来产业开展绿电直连，这对于依赖大量绿电进行电解制氢的项目而言，是重要的政策利好。

　　项目配套电源来源广泛，新增风电、集中式光伏、生物质发电均可作为直连电源。风电与集中式光伏需要纳入省级年度开发建设方案，生物质发电要符合可再生能源发展规划。企业自有存量新能源送出线路，同样可以作为直连电源。新增、存量分布式光伏，经过集中汇流之后也能够参与项目，不同供电营业区的新能源电源，也可跨区域参与绿电直连项目建设。

　　以荷定源，明确源荷匹配硬性指标

　　项目规划遵循以荷定源的基本原则，结合用电负荷规模，科学选择新能源种类与装机容量。文件设置了量化消纳指标，项目年自发自用电量占总可用发电量比例不能低于60%，自发自用电量占项目总用电量比例不低于30%，2030年前这一指标提升至35%。

　　项目需要设立独立法人作为主责单位。主责单位可由电源方、负荷方共同出资设立，也可由电源或者负荷主体单独组建。园区类项目的实施主体，还可以由园区管委会或者第三方机构承担，公共电网企业不得运营220kV及以上输变电设施并作为项目主责单位。项目内的连接线路、变电设施、储能系统与运营平台，原则上由主责单位投资建设。企业可以租赁存量电力设施，在无法达成租赁协议的情况下，再自行新建配套电力工程。

　　并网型项目接入电压等级原则上不超过220kV。确需采用220kV接入的项目，需要由省级能源主管部门联合国家能源局湖南监管办公室开展电力系统安全风险专项评估，评估通过之后方可实施接入。项目内部发电、储能、用户负荷等关口，都要预留计量表计安装位置，由电网企业装设标准化双向分时计量装置，严禁绕过计量装置用电。

　　厘清运行责任，规范市场交易与绿电溯源

　　项目主责单位承担项目自身原因引发供电中断带来的相关责任，按照谁产生、谁负责的原则，在内部协议中划分各方权责。并网型项目和公共电网，在各自责任边界内管控电力安全风险。项目主体自主确定接入公共电网的容量上限，并且和内部电源、负荷企业签订协议，约定电费结算、产权划分、运维管理、平衡责任等内容。离网型项目，则全权承担项目范围内全部安全管控工作。

　　两类项目都需要配套继电保护、稳定控制装置、通信设备等二次系统。项目投产前要制定内部用电调节与应急供应预案，报送省级能源主管部门备案。并网型项目还要配套监测、网络安全隔离装置，按照电压等级和容量接受调度机构管理，参与电力现货市场。

　　在消纳管控方面，项目可以通过配置储能、优化集控运行、挖掘负荷柔性调节能力等方式提升就近消纳水平。并网型项目年上网电量原则上不超过总可用发电量的20%，在新能源消纳压力较大的时段，禁止向公共电网反向送电。项目内部新能源弃电量，不计入常规新能源利用率统计口径。

　　并网型项目可以作为新型经营主体注册参与电力市场，整体统一申报交易，现阶段采用报量不报价的模式参与现货交易，后续逐步过渡为报量报价。项目不能委托电网企业代理购电，并网、离网项目均需要按规定缴纳政府性基金及附加。

　　政策搭建了完整的绿电溯源机制。并网项目按照内部新能源发电量扣除上网电量，核算自发自用绿电规模，按各用户时段用电量占比完成电量分配，实现小时级源荷匹配。电源项目需要在国家可再生能源发电项目信息平台建档，电网企业依托计量数据核算溯源结果，推送至绿证交易系统，自发自用对应的绿证按规则核发、划转与核销。

　　项目申报与退出机制，防范资源套利

　　项目采用企业申报、市级初审、省级评审的申报流程。企业需要编制整体建设方案，完成8760小时全时域源荷储仿真测算，向所在市州能源主管部门提交申请。市级部门联合自然资源、生态环境、电网等单位开展初审，初审合格后上报省级主管部门。省级部门委托第三方机构评审，结合监管机构、电网意见，出具项目实施复函。项目内部的电源、负荷、线路工程，还需要按照湖南省企业投资项目管理规定，单独完成核准或备案手续。

　　项目获批之后，新增负荷一般需要1年内开工，2年内投运，电源投产时序要和负荷投产节奏匹配，负荷分批落地，电源也同步分批建设。项目建成后如果接网容量发生变动，需要重新开展系统安全评估。

　　文件设置严格的退出管理机制，遏制借绿电直连项目套取新能源资源的行为。项目投运3年内原则上不允许退出。投运满3年之后，负荷发生重大变化难以持续运营，可提交书面退出申请，经审核批准后方可退出。如果项目连续3年无法达到政策指标要求，主管部门可以启动强制退出程序。项目终止之后，原有负荷重新办理电网接入手续，电网优先保障接网服务。未开工的电源项目，核准备案文件废止。已建成的集中式新能源，投产满3年才能再次申报纳入年度开发方案，退出项目的电源，不再有资格参与后续机制电量竞价。

　　这份政策落地，为湖南绿氢、绿氨醇等产业开辟了获取低成本绿电的全新路径。对于高用电需求的电解制氢项目来说，依托绿电直连模式就近匹配风光资源，能够有效压低制氢环节用电成本，助力省内绿色氢能产业链的培育与落地。