政策来源：《江西省有序推动绿电直连发展实施方案》（赣发改能源规〔2026〕226 号），配套落实国家发改能源〔2026〕688 号（多用户绿电直连）文件，是中部省份绿电直连的代表性政策，重点面向工业园区多法人工业用户，坚持以荷定源、有序推进、严控套利原则。
一、核心概念
多用户绿电直连：风电、光伏、生物质等新能源，不直接接入公网，通过专用直连线路、变电设施，同时供给多个不同法人工业用户；不含居民、农业负荷，分为并网型（主流）、离网型两类。
并网型：项目整体接入公共电网，电网做备用保障；允许少量余电上网，是江西主要落地模式。
离网型：完全脱离公共电网独立运行，需要大容量储能，落地案例极少。
二、江西政策关键硬性规则
源荷匹配硬指标（以荷定源）
年自发自用电量≥总发电量60%；
用户总用电量中绿电占比≥30%，2030 年前提升至35%；
余电上网电量不超过总发电量20%，防范拿新能源指标单纯卖电套利。
空间约束：电源与负荷同一设区市，直连专线原则不超过50km；接入电压原则不超 220kV，220kV 需专项安全评估。
适用范围：多用户模式优先支持国家级、省级工业园区；支持新增工业负荷，适度放开符合条件的存量外向型高耗能企业；电网企业不能作为项目投资主体。
申报‑评审‑实施‑动态清退流程①地市发改委初审（附电网意见）→②省能源局第三方评审、公示入库→③备案、并网建设→④动态评估；入库 2 年不开工、开工 2 年不投产、连续 3 年指标不达标直接清退出库。
市场与费用：并网型项目承担输配电费、系统运行费、政府性基金；项目整体注册参与电力市场；电源与负荷不同主体，必须签订多年期购电协议。
三、江西发展多用户绿电直连的优势
工业负荷充足，外向型企业绿电刚需强有色、锂电、化工、电子制造产业集中，大量出口企业面临碳关税压力，对可物理溯源的直连绿电需求旺盛，就地消纳条件好。省内大量省级、国家级工业园区，天然适合多用户打包直连模式。
光伏资源条件较好，分布式场景丰富江西属于光伏二类资源区，山地、厂房屋顶、水面光伏开发空间大；可就近在园区周边布局新能源，不用远距离跨区输电。
政策体系完整，规则清晰可落地中部较早出台完整绿电直连实施方案，明确自用比例、距离、清退机制，从申报到退出全流程标准化，防范 “圈指标不落地”。
电网基础较好，华中电网枢纽并网型项目依托大电网做备用电源，风光出力不足时电网补电，降低离网模式巨额储能投入，项目商业可行性更高。
可联动省内源网荷储示范绿电直连可以配套储能、虚拟电厂，和园区综合能源结合，助力零碳园区建设。
四、劣势与制约条件
风电资源偏弱省内风电优质场址少，绿电直连电源主要依靠光伏，电源出力昼夜波动大，对储能配置要求高，抬高项目投资。
土地生态约束突出山地光伏涉及林地；工业园区周边连片可开发新能源用地有限，电源选址、专线走廊征地协调难度大。
严格的源荷与空间约束必须同市、专线≤50km，不能跨市调配绿电；60% 自用、20% 上网上限，对园区负荷规模、负荷稳定性要求高，小园区很难开展多用户直连。
投资收益压力专线、变电、储能新增建设成本；并网项目仍要缴纳输配电相关费用，相比西北风光资源大省，单位绿电成本偏高。
存量负荷落地门槛高存量企业开展直连条件严苛，优先鼓励新建负荷；存量自备电厂需要足额清缴基金，实际改造难度大。
电力现货市场尚未完全成熟绿电直连项目电量结算、储能辅助服务市场机制仍在完善，项目收益稳定性有待市场进一步配套。
五、对比：江西多用户绿电直连 VS 宁夏苏银产业园绿电直连
表格
| 对比项 | 江西（多用户绿电直连） | 宁夏苏银产业园绿电直连遴选项目 |
|---|---|---|
| 模式定位 | 全省普适政策，多园区均可申报，清单制入库 | 单个国家级零碳园区专项项目，公开遴选一家社会主体全包建设运营 |
| 资源禀赋 | 光伏尚可，风电弱；中部负荷密集 | 西北风光资源非常优越，风光基地就近配套 |
| 投资主体 | 多元市场主体均可，可电源、负荷分属不同主体 | 一家社会主体全额自筹约 9 亿元，一体化投资建设运营电源‑线路‑储能‑虚拟电厂 |
| 约束规则 | 严格：同市域、专线≤50km，自用≥60%，上网≤20% | 同样执行以荷定源，园区范围内一体化，配套虚拟电厂、智能微网 |
| 财政 | 无财政投入，项目市场化自负盈亏 | 管委会不出资，企业自担全部投资风险 |
| 侧重点 | 面向全省工业园区，满足众多工业企业绿电采购需求 | 零碳园区整体基础设施，打造园区完整源网荷储微网示范 |
简答版
江西有序推动多用户绿电直连，实行并网型为主、以荷定源，在国家级、省级工业园区推行，电源通过专用专线供给多个工业法人用户，设置自用比例、线路距离、动态清退约束。 优势：工业负荷大，外向型企业绿电需求旺盛，光伏开发条件较好，政策流程标准化，大电网提供备用保障。 劣势：风电资源不足，土地、专线走廊协调难度大；空间、自用比例约束严格，项目投资成本较高，存量负荷改造门槛高，电力市场化配套仍需完善。
