湖北发布多用户绿电直连项目建设通知：储能由项目主责单位建设，优先支持算力设施等产业开展绿电直连

　　储能中国网获悉，8月14日，湖北省发改委 省能源局发布关于有序推动多用户绿电直连项目建设的通知。其中通知表示，工业园区、零碳园区、增量配电网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。优先支持算力设施、绿色氢氨醇等新兴产业和未来产业开展多用户绿电直连。

　　通知指出，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负责建设。并网型项目应与公共电网形成清晰明确的安全责任界面，各自在责任界面内履行相应电力安全风险管控责任。项目主责单位应与电源、负荷等内部投资主体就产权划分、运行维护、电力平衡责任、内部费用标准和结算、违约责任、弃电风险分摊等事项签订协议。项目主责单位承担由于项目自身原因造成供电中断的相关责任，按照“谁产生、谁负责”原则，根据内部协议和运行实际对责任公平划分。

　　新能源场站、直连线路、储能、变电设施选址应明确用地坐标，排除“三区三线”、交叉跨越等限制性因素，并取得自然资源、林业、水利、生态环境、军事、文物等部门的合规性审核意见。方案应以专门章节评估系统风险、用电安全、电能质量并提出具体技术措施。

　　绿电直连项目中的新能源、直连线路、储能、变电设施等项目，按照《湖北省企业投资项目核准和备案管理办法》办理核准(备案)手续。投资主体相同、核准(备案)机关相同的，可以合并核准(备案)。

　　原文如下：

　　省发改委 省能源局关于有序推动多用户绿电直连项目建设的通知

　　各市、州、直管市、神农架林区发改委(能源局)，国网湖北省电力有限公司：

　　为贯彻落实《国家发展改革委、国家能源局关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》(发改能源〔2026〕688号)要求，促进新能源就近就地消纳，更好满足企业绿色用能需求，结合我省实际，现就有序推动多用户绿电直连项目建设通知如下。

　　一、建设类型

　　(一)未向电网企业报装，或已报装但尚未开展供电工程建设的新建负荷，可配套建设新能源电源组成多用户绿电直连项目。

　　(二)已建成的单用户绿电直连项目可吸纳其他新建负荷，同时可配套扩建新能源电源组成多用户绿电直连项目。

　　(三)国家能源局确定的有可再生能源电力消费比例要求的重点用能行业企业、纳入省级重点用能单位和省级重点碳排放单位名录的企业、具备出口实绩的出口外向型企业及其上下游企业，可利用周边新能源资源开展多用户绿电直连。

　　(四)工业园区、零碳园区、增量配电网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。

　　(五)尚未开展电网接入工程建设的新能源发电项目，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，可在履行相应手续后参与多用户绿电直连。

　　(六)分布式光伏可通过集中汇流方式参与多用户绿电直连。

　　优先支持算力设施、绿色氢氨醇等新兴产业和未来产业开展多用户绿电直连。

　　二、方案编制与评审

　　(一)确定主责单位。项目主责单位应具备法人资格，原则上由电源方与负荷方合资组建，也可以由电源方或负荷方一方单独投资组建，园区模式的项目主责单位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。鼓励项目主责单位为负荷方提供综合能源服务。

　　(二)编制整体方案。项目主责单位负责编制实施方案。方案应包含电源、负荷、直连线路、变电设施和接入系统等建设内容，明确建设时序，开展投资估算及财务评价。新能源场站及负荷原则上应位于同一个县(市、区)或相邻的县(市、区)。利用存量负荷或以220千伏电压等级接入的项目，方案中应有关于电力系统安全稳定运行、负荷供电可靠性等内容。

　　(三)厘清责任界面。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负责建设。并网型项目应与公共电网形成清晰明确的安全责任界面，各自在责任界面内履行相应电力安全风险管控责任。项目主责单位应与电源、负荷等内部投资主体就产权划分、运行维护、电力平衡责任、内部费用标准和结算、违约责任、弃电风险分摊等事项签订协议。项目主责单位承担由于项目自身原因造成供电中断的相关责任，按照“谁产生、谁负责”原则，根据内部协议和运行实际对责任公平划分。

　　(四)满足合规要求。新能源场站、直连线路、储能、变电设施选址应明确用地坐标，排除“三区三线”、交叉跨越等限制性因素，并取得自然资源、林业、水利、生态环境、军事、文物等部门的合规性审核意见。方案应以专门章节评估系统风险、用电安全、电能质量并提出具体技术措施。

　　(五)做好源荷匹配。按照“以荷定源”原则，根据用电需求、用电特性、风光资源、接入距离等合理确定新能源建设规模。鼓励通过汇流至同一变电设施方式实现精准调配使用。新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例不低于60%，占总用电量的比例2026年不低于30%，后续年度不断提高，2030年前不低于35%。鼓励绿电直连项目新能源发电量全额自发自用，确需采用余电上网模式的，年上网电量不超过总可用发电量的20%，并取得电网企业并网意见。

　　(六)明确接网容量。项目主责单位应统筹考虑内部源荷特性、平衡能力、经济收益等因素，合理确定接入公共电网容量。建立相应的调节机制，确保项目与公共电网的交换功率不超过接网容量。合理确定最大的负荷峰谷差率，与公共电网交换功率的电力峰谷差率不高于方案规划值。

　　(七)开展方案评审。方案编制完成后，由负荷所在市州能源主管部门组织有资质的第三方机构对绿电直连项目实施方案进行评审，并征求国家能源局华中监管局和地市级电网企业意见。利用存量负荷或以220千伏接入的，应征求省电力公司意见。

　　三、项目建设与运行

　　(一)市州能源主管部门将经评审通过的项目评审意见及实施方案报送省能源局。省能源局分期分批公布多用户绿电直连项目清单，将项目电源纳入省级年度新能源发电开发建设方案。

　　(二)绿电直连项目中的新能源、直连线路、储能、变电设施等项目，按照《湖北省企业投资项目核准和备案管理办法》办理核准(备案)手续。投资主体相同、核准(备案)机关相同的，可以合并核准(备案)。

　　(三)绿电直连项目应按照实施方案开展建设，原则上新建负荷应与匹配的电源同步投运。建成后，项目主责单位应及时组织竣工验收。

　　(四)电网企业应向满足并网条件的项目公平无歧视提供电网接入服务，明确接网手续办理流程和办理时限。

　　(五)项目主责单位负责统一与公共电网结算电费，合理确定内部结算方式，按照发改价格〔2025〕1192号文要求缴纳相关费用。

　　(六)新能源发电项目核准(备案)机关应按职责落实安全生产责任，及时跟踪项目建设情况，督促项目单位落实安全生产主体责任，推动各方按要求规范开展项目建设与运行。

　　四、变更与退出

　　(一)市州能源主管部门督促指导项目单位加快推进绿电直连项目前期工作，对确实无法实施的项目，及时报省能源局将电源项目从省级年度新能源发电开发建设方案中移除。

　　(二)项目建成后，内部新增新能源发电规模的，项目主责单位报市州能源主管部门审核;审核通过后，由市州能源主管部门按程序报省能源局将项目新增电源纳入省级年度新能源发电开发建设方案。

　　(三)项目因负荷退出或用电规模大幅降低造成无法继续运营的，可申请纳入其他符合条件的负荷，负荷变更后仍然无法继续运营的，项目主责单位与电源企业、负荷企业充分协商达成一致后，通过市州能源主管部门按程序向省能源局申请转为公共电源。

　　本通知未尽事宜，按照发改能源〔2026〕688号文有关规定执行。单用户绿电直连项目的方案评审工作，参照本通知执行。

　　附件：多用户绿电直连项目实施方案编制大纲

　　湖北省发展和改革委员会

　　湖北省能源局

　　2026年8月8日

　　「会议通知：为更好探索AIDC储能、SST固态变压器技术发展、多场景应用与降本提效，搭建行业供需间交流与合作，促进AIDC储能、SST固态变压器技术发展和工程应用。2026AIDC储能与固态变压器技术及应用研讨会将于9月17日在北京举办。会议邀请了国家能源、算力通信主管部门，电力投资企业，电网公司，绿色供用电单位，风光电站投建运营商，绿电直连及园区业主单位、微电网开发企业，储能系统集成商，超充站投建运营商，数据中心整体解决方案提供商，通信企业、云计算、人工智能服务商、算力服务商，SST固态变压器生态链企业，新能源电力施工建设单位，设计院所等单位共同就AIDC储能、SST固态变压器技术发展、标准体系建设、关键技术、项目设计、设备选型、供电系统及工程项目技术应用，建设施工、运营管理等话题展开探讨，推动AIDC储能、SST固态变压器深度融合，助力绿色算电协同发展路径和产业高质量发展。」