Récemment, la Commission provinciale du développement et de la réforme du Hunan a publié l'Avis sur les questions relatives à la promotion du développement de la connexion directe d'électricité verte multi-utilisateurs, lançant la connexion directe d'électricité verte multi-utilisateurs pour les entreprises clés consommatrices d'énergie et émettrices de carbone, les entreprises orientées vers l'exportation ayant des besoins de réduction des émissions de carbone, les parcs industriels et les parcs zéro carbone. Un soutien prioritaire sera accordé aux infrastructures de calcul, à l'hydrogène vert, à l'ammoniac, au méthanol et à d'autres industries émergentes pour la connexion directe d'électricité verte. L'avis précise la mise en œuvre du principe « la source déterminée par la charge » et fixe des objectifs de consommation obligatoires, réalisant une traçabilité horaire de l'électricité verte et une connexion avec le système national de délivrance et d'échange de certificats d'électricité verte, aidant les acteurs du marché à obtenir de l'électricité verte à proximité et à réduire les émissions de carbone liées à la consommation d'électricité.
Champ d'application : soutien prioritaire à l'hydrogène vert, à l'ammoniac, au méthanol et à d'autres industries émergentes
La connexion directe d'électricité verte multi-utilisateurs désigne un modèle dans lequel la production d'énergie renouvelable telle que l'éolien, le solaire et la biomasse n'est pas directement raccordée au réseau public, mais fournit de l'électricité verte à plusieurs utilisateurs par des lignes dédiées et des installations de transformation, permettant une traçabilité et une répartition claires de l'électricité fournie. Parmi ceux-ci, « plusieurs utilisateurs » désigne plusieurs entités juridiques distinctes, à l'exclusion des utilisateurs résidentiels et agricoles.
La connexion directe se divise en deux types : raccordée au réseau et hors réseau. Les projets raccordés au réseau sont connectés au réseau public dans leur ensemble, formant une interface physique et une interface de responsabilité claires avec le réseau public, avec des sources d'énergie connectées en interne au sein du projet ; les projets hors réseau n'ont aucune connexion électrique avec le réseau public.
Concernant les charges applicables, de nouvelles charges peuvent être associées à de nouvelles sources d'énergie renouvelable pour former des projets de connexion directe d'électricité verte multi-utilisateurs ; parmi les charges existantes, les projets de connexion directe d'électricité verte mono-utilisateur peuvent absorber d'autres nouvelles charges tout en étendant les sources d'énergie renouvelable pour former des projets de connexion directe d'électricité verte multi-utilisateurs ; les utilisateurs ayant des besoins de consommation d'électricité verte (y compris les entreprises soumises à des exigences de proportion de consommation d'électricité verte, les entreprises clés consommatrices d'énergie et émettrices de carbone, les entreprises orientées vers l'exportation ayant des besoins de réduction des émissions de carbone et leurs entreprises en amont et en aval, etc.) peuvent explorer la connexion directe d'électricité verte multi-utilisateurs en utilisant les ressources d'énergie renouvelable environnantes ; tout ou partie des charges des parcs industriels, des parcs zéro carbone et des réseaux de distribution incrémentaux peuvent être connectées à l'énergie renouvelable à proximité pour former des projets de connexion directe d'électricité verte multi-utilisateurs. Un soutien prioritaire sera accordé aux installations de puissance de calcul, à l’hydrogène vert, à l’ammoniac, au méthanol et à d’autres industries émergentes et d’avenir pour le raccordement direct à l’électricité verte.
En ce qui concerne les sources d’énergie applicables, l’énergie éolienne nouvellement ajoutée, le photovoltaïque centralisé, la biomasse et d’autres nouvelles sources d’énergie peuvent servir de sources d’alimentation en raccordement direct. Parmi celles-ci, l’énergie éolienne et le photovoltaïque centralisé doivent être inclus dans le plan annuel de développement et de construction établi par l’autorité énergétique provinciale, et la biomasse doit être incluse dans le plan de développement des énergies renouvelables ; les lignes de transport d’énergie existantes appartenant aux entreprises de sources d’énergie peuvent servir de sources d’alimentation en raccordement direct. Le photovoltaïque distribué nouveau et existant peut participer au raccordement direct à l’électricité verte multi-utilisateurs par le biais d’une collecte centralisée. Les sources d’énergie provenant de différentes zones d’activité d’alimentation électrique sont autorisées à mettre en œuvre des projets de raccordement direct à l’électricité verte.
Correspondance source-charge : l’électricité autoproduite et autoconsommée doit représenter au moins 60 % de la production totale disponible
Les projets doivent déterminer scientifiquement le type et la capacité installée des nouvelles sources d’énergie selon le principe de « source déterminée par la charge ».L’électricité autoproduite et autoconsommée annuelle d’un projet doit représenter au moins 60 % de la production totale disponible, et au moins 30 % de la consommation totale d’électricité, ce dernier seuil devant passer à au moins 35 % avant 2030.
En ce qui concerne les modèles d’investissement, les projets doivent désigner une entité indépendante comme unité principale du projet ; l’unité principale du projet doit avoir le statut de personne morale et doit en principe être créée conjointement par la partie source d’énergie et la partie charge, ou peut être créée uniquement par la partie source d’énergie ou la partie charge. Pour les projets de type parc, l’unité principale du projet peut être créée par le comité de gestion du parc ou une institution tierce (à l’exclusion des entreprises publiques de réseau électrique engagées dans des activités de transport). Les lignes de raccordement du projet, les installations de sous-station, le stockage d’énergie et les plateformes d’exploitation doivent en principe être investis et construits par l’unité principale du projet.
En ce qui concerne la gestion du raccordement, le niveau de tension de raccordement des projets connectés au réseau ne doit pas dépasser 220 kV. Si un raccordement à 220 kV est réellement nécessaire, l’autorité énergétique provinciale, en collaboration avec le bureau du Hunan de l’Administration nationale de l’énergie, doit organiser conjointement une évaluation spéciale des risques de sécurité du système électrique.
Consommation locale : L'électricité annuelle injectée sur le réseau ne doit pas dépasser 20 % de la production totale disponible
Les projets doivent renforcer la capacité de consommation locale par une allocation raisonnable du stockage d'énergie, l'amélioration des capacités de gestion centralisée, l'exploitation de la flexibilité de la charge et du potentiel d'ajustement, et la mise en œuvre de la complémentarité multi-énergies.L'électricité annuelle injectée sur le réseau des projets raccordés ne doit en principe pas dépasser 20 % de la production totale disponible, et aucun flux d'énergie inverse vers le réseau public ne doit se produire pendant les périodes de difficulté de consommation des énergies nouvelles spécifiées par l'autorité énergétique provinciale. L'électricité issue des énergies nouvelles écrêtée des projets ne doit pas être incluse dans les statistiques du taux d'utilisation des énergies nouvelles.
Concernant les mécanismes de transaction et de tarification, les projets raccordés doivent s'enregistrer sur le marché en tant que nouvelles entités commerciales conformément aux Règles de base pour l'enregistrement sur le marché de l'électricité. Au stade actuel, les projets peuvent participer au marché spot de l'électricité de manière « quantité sans prix », avec une transition progressive vers une participation « quantité avec prix » lorsque les conditions seront réunies. La production d'énergie nouvelle des projets ne doit pas être incluse dans le mécanisme de règlement des prix pour le développement durable des énergies nouvelles.
Concernant le mécanisme de traçabilité de l'électricité verte, les projets raccordés doivent déterminer l'électricité autoproduite et autoconsommée dans son ensemble sur la base de la production interne réelle d'énergie nouvelle (y compris l'électricité d'énergie nouvelle du projet libérée par le stockage d'énergie) moins l'électricité injectée sur le réseau, formant ainsi le résultat global de traçabilité de l'électricité verte du projet. Les utilisateurs internes du projet peuvent déterminer leur électricité autoproduite et autoconsommée en fonction de leur proportion de consommation d'électricité dans chaque période, réalisant une correspondance horaire de la consommation d'électricité d'énergie nouvelle.
Candidature du projet : candidature de l'entreprise, examen préliminaire municipal, évaluation provinciale
Les projets de connexion directe d'électricité verte doivent être organisés par candidature de l'entreprise, examen préliminaire municipal et évaluation provinciale. Les projets doivent être construits de manière intégrée conformément aux plans de mise en œuvre approuvés par l'autorité énergétique provinciale. Les nouvelles charges doivent en principe commencer la construction dans un délai d'un an et être mises en service dans un délai de deux ans, et l'échelle et le calendrier de mise en service des sources d'énergie doivent correspondre aux charges.
Tout comportement consistant à utiliser le nom de connexion directe d'électricité verte pour obtenir indûment de nouvelles ressources énergétiques doit être résolument interdit. Les projets de connexion directe d'électricité verte ne doivent en principe pas être autorisés à sortir dans les 3 ans suivant leur mise en service. Après 3 ans de fonctionnement, si des changements de charge importants rendent le projet incapable de poursuivre ses activités, l'unité responsable du projet doit soumettre une demande écrite de sortie à l'autorité énergétique provinciale. Si les indicateurs pertinents ne satisfont pas aux exigences politiques pendant 3 années consécutives après que le projet a atteint sa pleine production, l'autorité énergétique provinciale doit, après examen et évaluation, notifier par écrit à l'unité responsable du projet une sortie obligatoire.
![[SMM enquête] Revue hebdomadaire de l'industrie de l'énergie hydrogène, 20260921-0924](https://imgqn.smm.cn/usercenter/HySQT20251217171731.png)
