近日，河南省发展和改革委员会印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（豫发改新能源〔2026〕580号），围绕项目适用范围、源荷匹配、投资建设、市场交易、申报流程和退出机制等作出具体安排。
绿电直连以专用线路连接新能源电源与用电负荷，在满足企业绿色用电需求的同时，促进新能源就近就地消纳。此次政策既支持单用户模式，也将工业园区、零碳园区等多用户场景纳入实施范围，并把储能、负荷调节和集控能力放在源荷匹配的重要位置。
增量与部分存量项目均可申报，多用户场景进一步打开
电源侧方面，通知支持新建新能源项目开展绿电直连建设。尚未开展电网接入工程建设的新能源项目，以及因新能源消纳受限等原因无法并网的新能源发电项目，在与电网企业就接网方案变更达成一致并履行相关手续后，也可开展绿电直连建设。分布式光伏可以通过集中汇流方式参与。
负荷侧覆盖两类需求：一类是有绿色电力消费需求的新建负荷；另一类是具有明确绿色用能或降碳需求的存量负荷，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、出口外向型企业及其上下游企业，以及工业园区、零碳园区、增量配电网的全部或部分负荷。
上述负荷可探索单用户或多用户绿电直连，其中多用户模式不包括居民和农业用户。对于有燃煤燃气自备电厂的存量负荷，在足额清缴可再生能源发展基金的前提下，还可以通过压减自备电厂出力开展单用户绿电直连。
这意味着，项目谋划不再只围绕单个大型用能企业展开。园区内多个负荷主体可以在统一方案下开展源荷协同，但仍需明确各主体关系、交易边界和责任分工。
三项比例约束，决定项目能否长期稳定运行
通知要求项目按照“以荷定源”原则，科学确定新能源类型和装机规模，并提出三项关键比例：
- 新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例：不低于60%；
- 年自发自用电量占总用电量的比例：不低于30%，2030年前不低于35%；
- 上网电量：不超过总可用发电量的20%。
其中，总可用发电量按照不同新能源类型的装机容量与上一年度全省平均发电利用小时数计算。项目投运首年不足完整年度的，则根据实际运行天数折算。
三项指标共同指向一个核心要求：电源规模应与负荷需求匹配，项目主要价值应来自绿电自发自用，而不是依赖向公共电网大量送电。电网企业将在每月电费结算时核算项目年度累计上网电量；超过上限后，当年次月起至年底停止该项目向电网上送电量。
项目因此需要在申报阶段形成较为准确的发用电典型曲线，分析负荷峰谷差、公共电网交换功率和不同运行场景，避免投产后因负荷不足或出力波动导致比例不达标。
储能承担调节作用，但容量需要结合项目条件测算
通知提出，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和开展多能互补等方式，提高就近消纳能力。
文件没有对所有项目规定统一的储能配置比例。这意味着，储能规模不能简单按新能源装机容量套用固定参数，而要根据电源出力、负荷曲线、峰谷差、上网电量限制以及电能质量要求进行测算。
在项目内部，储能既可吸收暂时无法被负荷消纳的新能源电量，也可在负荷上升时释放电能，帮助提高自发自用比例。通知还明确，项目整体绿电量按照内部实际新能源发电量扣减上网电量确定，其中新能源发电量包含储能释放的项目新能源电量。
对项目投资方而言，储能方案需要同时回答几个问题：配置多大规模、采用多长时长、如何安排充放电、怎样参与内部平衡，以及投资和衰减成本能否被绿电利用价值覆盖。实施方案编制大纲也要求说明储能站址、技术路线、设备配置、运行方案和安全措施。
项目原则上整体参与市场，价格与结算边界进一步明确
绿电直连项目以新型经营主体身份进行市场注册，内部主体可以分别注册，项目原则上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；条件成熟后，逐步过渡到“报量报价”。项目不得由电网企业代理购电，其内部发电、厂用电、并网点、用户和储能等关口还需安装符合要求的双向分时计量装置。
在价格机制方面，项目应依据国家关于促进新能源发电就近消纳的价格政策及河南省有关规定缴纳费用，由主责单位统一与公共电网结算电费。主责单位与内部主体应按照权责对等、公平分摊原则签订长期协议，约定内部结算方式，并结合外部市场价格和负荷调节能力定期协商调整。
通知同时明确，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保障。项目在评估经济性时，需要把市场购售电价格、应缴费用、储能损耗与衰减、内部结算、运维成本等放在同一模型中测算，不能只比较新能源度电成本与目录电价。
主责单位统筹建设，跨地市项目获得政策空间
每个项目需明确具备法人资格的独立主体作为主责单位。原则上，主责单位由电源方与负荷方合资组建，或由其中一方单独投资组建；园区模式可由园区管委会或第三方机构投资组建，但不包括运营输电业务的公共电网企业。
连接线路、变电设施、储能和运营平台等原则上由主责单位投资建设。在不影响与公共电网责任界面划分的前提下，主责单位可通过租赁等方式使用其他主体的存量电力设施；协商不成时，可自行建设相关设施。
通知要求合理确定电源选址距离，但暂不限制直连线路长度。新能源开发资源不足的地市，可在与周边地市协商一致的情况下开展跨地市绿电直连项目，并由主责单位所在省辖市能源主管部门牵头联合申报。这为资源条件与用能需求不在同一行政区域的项目提供了实施空间，也对跨区域协调、线路建设和责任划分提出更高要求。
11月30日前线上填报，申报材料需覆盖建设与运营全过程
河南绿电直连项目按照“企业自愿申报、市级把关推荐、省级集中评审”的机制推进，并实行试点先行、成熟一批实施一批。
项目主责单位应编制试点项目实施方案，明确建设内容和时序，向所在地能源主管部门提出申请，并于11月30日前完成线上填报。各省辖市能源主管部门会同相关部门审核材料的真实性、合规性和完整性，于12月7日前正式报送推荐项目。随后，省发展改革委将组织具备资质的第三方机构开展评审，综合研判后公布具备条件的项目。
从实施方案编制大纲看，申报材料不仅需要说明电源、负荷、储能、直连线路和接网工程规模，还应包括源荷匹配与调节能力分析、电力系统安全评估、投资估算、经济效益以及各类支撑文件。项目接入电压等级为220千伏的，还需编制电力系统安全风险专项评估报告。
同步投产与年度监测，将约束贯穿项目全周期
获批项目应严格按照公布的内容和规模建设，电源与负荷同步投产，并依法办理电源、负荷、储能及直连线路等核准或备案手续。实施范围、建设地点、建设内容、主责单位和内部主体及其股权结构等，不得擅自变更。
项目投产后，河南省发展改革委将会同河南能源监管办开展年度动态监测。电力公司每年1月底前对上一年度运行情况进行评估，重点核查自发自用电量占总可用发电量和总用电量的比例，以及上网电量占总可用发电量的比例。若上一年度自发自用电量占总用电量的比例未达到要求，项目本年度所发电量不得参与电力市场交易。
退出与调整机制也已明确：风电、光伏和生物质发电等电源项目未在核准、备案有效期内开工的，将被取消试点资格；投产后因负荷重大变化无法持续运行的，应及时匹配新负荷。确因客观原因三年内仍无法匹配的，经重新评估接入和消纳条件后，符合要求的电源可以参与市场交易，但不纳入机制电价执行范围，退出风险由项目主责单位和内部主体自行承担。
从前期测算、主体组建到市场运营和年度监测，河南此次通知建立了较完整的项目管理框架。对准备申报的企业和园区而言，近期工作的重点是尽快核实绿电需求与负荷稳定性，完成电源资源、储能配置、线路接入和投资边界测算，在规定时间内形成能够落地、能够长期满足比例要求的整体方案。
原文如下(来源：储能与电力市场)：
