中國儲能網(wǎng)訊：11月19日，內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局公開征求《內(nèi)蒙古自治區(qū)綠電直連項目開發(fā)建設(shè)實施方案（試行）》意見，提到，鼓勵綠電直連項目通過配置儲能、挖掘負荷靈活調(diào)節(jié)潛力等方式，提升自平衡、自調(diào)節(jié)能力，盡可能減少系統(tǒng)調(diào)節(jié)壓力，新能源棄電不納入統(tǒng)計。項目規(guī)劃新能源利用率應(yīng)參照自治區(qū)能源局確定的年度新能源利用率目標。項目規(guī)劃方案要合理確定項目最大負荷峰谷差率，公共電網(wǎng)向項目供電功率的峰谷差率不高于方案規(guī)劃值。綠電直連項目內(nèi)部資源應(yīng)做到可觀、可測、可調(diào)、可控，并根據(jù)《電網(wǎng)運行準則》等向電力調(diào)度機構(gòu)提供相關(guān)資料。綠電直連項目應(yīng)統(tǒng)籌考慮內(nèi)部源荷特性、平衡能力、經(jīng)濟收益、與公共電網(wǎng)交換功率等因素，研究合理的并網(wǎng)容量，并與電網(wǎng)企業(yè)協(xié)商確定并網(wǎng)容量以外的供電責任和費用。
綠電直連項目應(yīng)具備分表計量條件，在內(nèi)部發(fā)電、廠用電、自發(fā)自用、儲能等各業(yè)務(wù)單元安裝計量裝置，廠區(qū)內(nèi)已有燃煤等自備電廠的，新建新能源項目、儲能等各業(yè)務(wù)單元應(yīng)與原自備電廠及用電負荷區(qū)分計量。
原文如下：
關(guān)于公開征求《內(nèi)蒙古自治區(qū)綠電直連項目開發(fā)建設(shè)實施方案（試行）》意見的公告
內(nèi)能源公告〔2025〕17號
為貫徹落實國家綠電直連有關(guān)政策，明確全區(qū)綠電直連項目開發(fā)建設(shè)管理有關(guān)要求，自治區(qū)能源局研究起草了《內(nèi)蒙古自治區(qū)綠電直連項目開發(fā)建設(shè)實施方案（試行）》，從即日起向社會廣泛征求意見。
請于2025年12月3日前將修改意見通過電子郵件（nmgnyjxnyc@126.com）反饋我局。
附件：內(nèi)蒙古自治區(qū)綠電直連項目開發(fā)建設(shè)實施方案（試行）
內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局
2025年11月19日
（此件主動公開）
內(nèi)蒙古自治區(qū)綠電直連項目開發(fā)建設(shè)實施方案（試行）
為進一步明確自治區(qū)綠電直連項目的開發(fā)與建設(shè)管理相關(guān)要求，根據(jù)《國家發(fā)展改革委 國家能源局關(guān)于有序推動綠電直連發(fā)展有關(guān)事項的通知》（發(fā)改能源〔2025〕650號）、《國家發(fā)展改革委 國家能源局關(guān)于完善價格機制促進新能源發(fā)電就近消納的通知》（發(fā)改價格〔2025〕1192號）、《國家發(fā)展改革委 國家能源局關(guān)于促進新能源消納和調(diào)控的指導意見》（發(fā)改能源〔2025〕1360號）等文件精神，結(jié)合自治區(qū)實際情況，制定本實施方案。
一、總體要求
本實施方案適用于內(nèi)蒙古自治區(qū)綠電直連項目開發(fā)建設(shè)。綠電直連是指風電、太陽能發(fā)電、生物質(zhì)發(fā)電等新能源不直接接入公共電網(wǎng)，通過直連線路向單一電力用戶供給綠電，可實現(xiàn)供給電量清晰物理溯源的模式。采用直連線路向多用戶開展綠色電力直接供應(yīng)的，待國家發(fā)展改革委、國家能源局有關(guān)規(guī)定明確后另行安排。
直連線路是指電源與電力用戶直接連接的專用電力線路。按照負荷是否接入公共電網(wǎng)分為并網(wǎng)型和離網(wǎng)型兩類，并網(wǎng)型作為整體接入公共電網(wǎng)，與公共電網(wǎng)形成清晰的物理界面與責任界面。離網(wǎng)型不接入公共電網(wǎng)，應(yīng)具備完全獨立運行條件。直連電源為分布式光伏的，按照國家、內(nèi)蒙古自治區(qū)《分布式光伏發(fā)電開發(fā)建設(shè)管理辦法》等政策執(zhí)行。
二、項目類型
（一）新增負荷綠電直連項目。新增負荷取得相關(guān)主管部門的核準（備案）文件后可建設(shè)綠電直連項目。未向電網(wǎng)企業(yè)報裝的用電項目（含存量負荷的擴建部分）、已報裝但配套電網(wǎng)工程（供電方案確定的電網(wǎng)接入點至用戶受電端之間、由電網(wǎng)企業(yè)投資建設(shè)的輸變電工程）尚未開工的用電項目、孤網(wǎng)或離網(wǎng)型存量用電項目均視為新增負荷。新增負荷項目（含存量負荷的擴建部分）與存量項目原則上不產(chǎn)生電氣連接。
（二）氫基綠色燃料綠電直連項目。新建氫基綠色燃料項目（綠氫、綠氫制綠氨、綠氫制綠色甲醇、綠氫制可持續(xù)航空燃料等）可開展綠電直連。項目應(yīng)為同一投資主體控股，作為一個市場主體運營，建設(shè)運行期內(nèi)須按照同一法人統(tǒng)一經(jīng)營管理，并落實應(yīng)用場景、提供消納協(xié)議。
（三）重點用能行業(yè)綠電直連項目。國家對綠色電力消費比例有要求的電解鋁、鋼鐵、水泥、多晶硅行業(yè)以及國家樞紐節(jié)點數(shù)據(jù)中心（和林格爾數(shù)據(jù)中心集群），存量、新增負荷項目均可建設(shè)綠電直連項目，重點用能行業(yè)綠色電力消費比例完成情況核算以綠證為主。
（四）有降碳剛性需求出口外向型企業(yè)綠電直連項目。項目單位應(yīng)有降碳剛性需求，且能提供進出口經(jīng)營權(quán)證明、海外營收審計報告、海外營收占比、海外客戶合約、產(chǎn)品出口證明以及降碳剛性需求等相關(guān)證明材料，利用周邊新能源資源探索開展存量負荷綠電直連。
（五）燃煤自備電廠綠電直連項目。存量負荷已有燃煤燃氣自備電廠要足額清繳政府性基金及附加、政策性交叉補貼、系統(tǒng)備用費等費用，在提供稅務(wù)部門出具的足額清繳政府性基金及附加相關(guān)證明、電網(wǎng)企業(yè)出具的足額清繳政策性交叉補貼、系統(tǒng)備用費相關(guān)證明的前提下開展綠電直連，通過壓減自備電廠出力，實現(xiàn)清潔能源替代。新能源與自備電廠的壽命應(yīng)相匹配，其合計出力不大于原自備電廠最大出力，不得占用公網(wǎng)調(diào)峰資源。
（六）國家級零碳園區(qū)綠電直連項目。國家級零碳園區(qū)范圍內(nèi)的存量、新增負荷項目均可建設(shè)綠電直連項目。
三、實施要求
（一）強化源荷匹配
并網(wǎng)型綠電直連項目按照“以荷定源”原則科學確定新能源電源類型和裝機規(guī)模，作為一個整體接入公共電網(wǎng)，與公共電網(wǎng)形成清晰的物理界面與責任界面，新能源須接入用戶和公共電網(wǎng)產(chǎn)權(quán)分界點的用戶側(cè)。離網(wǎng)型項目應(yīng)具備完全獨立運行條件，配套新能源、負荷與公共電網(wǎng)無電氣連接。
綠電直連項目整體新能源自發(fā)自用電量占總用電量的比例應(yīng)不低于30％，并不斷提高自發(fā)自用比例，2030年前不低于35%。其中，并網(wǎng)型氫基綠色燃料綠電直連項目上網(wǎng)電量占總發(fā)電量比例，2025—2027年不超過40％、2028年及之后不超過20％，即上網(wǎng)電量比例=上網(wǎng)電量/（上網(wǎng)電量+自發(fā)自用電量）；其余綠電直連項目新能源發(fā)電量全部自發(fā)自用，不允許向公共電網(wǎng)反送。
（二）強化規(guī)劃統(tǒng)籌
綠電直連項目接入電壓等級不超過220（330）千伏，確有必要接入220（330）千伏的，由自治區(qū)能源局會同國家能源局派出機構(gòu)組織電網(wǎng)企業(yè)、項目單位等開展電力系統(tǒng)安全風險專項評估，確保電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行。綠電直連專線應(yīng)根據(jù)確定的電壓等級合理確定接入距離，盡量減少與公共電網(wǎng)交叉跨越，確需跨越的應(yīng)科學落實相應(yīng)安全措施。
利用存量負荷申報綠電直連的項目，由省級電網(wǎng)企業(yè)出具指導意見，明確利用存量負荷申報并網(wǎng)型綠電直連項目關(guān)于電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行、負荷供電可靠性等要求和原則。項目單位應(yīng)根據(jù)省級電網(wǎng)企業(yè)出具的指導意見，對電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行、負荷供電可靠性等進行分析，聯(lián)合屬地電網(wǎng)企業(yè)編制《電力系統(tǒng)影響綜合分析報告》，并報省級電網(wǎng)企業(yè)評估審核。
（三）創(chuàng)新建設(shè)模式
綠電直連項目原則上由負荷企業(yè)作為主責單位，支持各類經(jīng)營主體（不含電網(wǎng)企業(yè)）投資綠電直連項目。項目電源可由負荷企業(yè)投資，也可由發(fā)電企業(yè)或雙方成立的合資公司投資，直連專線原則上應(yīng)由負荷、電源主體投資。鼓勵負荷企業(yè)與電源企業(yè)通過交叉持股等方式共同建設(shè)綠電直連項目。項目電源和負荷不是同一投資主體的，應(yīng)簽訂多年期購電協(xié)議或合同能源管理協(xié)議（均需包含電量和電價區(qū)間），并就電力設(shè)施建設(shè)、產(chǎn)權(quán)劃分、運行維護、調(diào)度運行、結(jié)算關(guān)系、違約責任等事項簽訂協(xié)議。
（四）強化運行管理
鼓勵綠電直連項目通過配置儲能、挖掘負荷靈活調(diào)節(jié)潛力等方式，提升自平衡、自調(diào)節(jié)能力，盡可能減少系統(tǒng)調(diào)節(jié)壓力，新能源棄電不納入統(tǒng)計。項目規(guī)劃新能源利用率應(yīng)參照自治區(qū)能源局確定的年度新能源利用率目標。項目規(guī)劃方案要合理確定項目最大負荷峰谷差率，公共電網(wǎng)向項目供電功率的峰谷差率不高于方案規(guī)劃值。綠電直連項目內(nèi)部資源應(yīng)做到可觀、可測、可調(diào)、可控，并根據(jù)《電網(wǎng)運行準則》等向電力調(diào)度機構(gòu)提供相關(guān)資料。綠電直連項目應(yīng)統(tǒng)籌考慮內(nèi)部源荷特性、平衡能力、經(jīng)濟收益、與公共電網(wǎng)交換功率等因素，研究合理的并網(wǎng)容量，并與電網(wǎng)企業(yè)協(xié)商確定并網(wǎng)容量以外的供電責任和費用。
電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)向滿足并網(wǎng)條件的項目公平無歧視提供并網(wǎng)服務(wù)，參照《電網(wǎng)公平開放監(jiān)管辦法》辦理有關(guān)并網(wǎng)手續(xù)，并按照綠電直連項目接入容量和有關(guān)協(xié)議履行供電責任。
四、交易與價格機制
綠電直連項目按照國家和自治區(qū)價格、財政、稅務(wù)等部門相關(guān)規(guī)定繳納輸配電費、系統(tǒng)運行費用、政策性交叉補貼、政府性基金及附加等費用。
綠電直連項目享有平等市場主體地位，建成后原則上作為一個整體參與電力市場交易。項目負荷不得由電網(wǎng)企業(yè)代理購電，項目電源和負荷不是同一投資主體的，也可分別注冊，以聚合形式參與電力市場交易。氫基綠色燃料綠電直連項目上網(wǎng)電量全部參與電力市場交易。
綠電直連項目應(yīng)具備分表計量條件，在內(nèi)部發(fā)電、廠用電、自發(fā)自用、儲能等各業(yè)務(wù)單元安裝計量裝置，廠區(qū)內(nèi)已有燃煤等自備電廠的，新建新能源項目、儲能等各業(yè)務(wù)單元應(yīng)與原自備電廠及用電負荷區(qū)分計量。
五、項目申報與管理
（一）項目申報
項目申報主體為具備申報基本條件的負荷企業(yè)，項目申報主體應(yīng)編制項目實施方案，并制定負荷不足、調(diào)節(jié)能力降低或停運的處置預(yù)案，由旗縣報盟市能源主管部門。新能源及接入工程應(yīng)落實建設(shè)場址，取得用地范圍、坐標和限制性因素排查文件，包括但不限于自然資源、林草、環(huán)保、文物、軍事等部門支持意見。
確有必要接入220（330）千伏的綠電直連項目，應(yīng)取得電力系統(tǒng)安全風險專項評估意見。擬利用存量負荷申報并網(wǎng)型綠電直連項目的，還應(yīng)取得省級電網(wǎng)企業(yè)關(guān)于《電力系統(tǒng)影響綜合分析報告》的評估意見。
對于無法按照原方案并網(wǎng)、電網(wǎng)接入工程尚未開工的存量新能源項目，以及與電網(wǎng)企業(yè)就切改方案、配套接網(wǎng)工程處置方案等達成一致意見的已投運上網(wǎng)消納新能源項目，在重新履行接入系統(tǒng)設(shè)計方案變更等相關(guān)手續(xù)后，可作為綠電直連項目配套新能源進行申報。
鼓勵盟市（省區(qū)）間加強溝通協(xié)作，支持新能源開發(fā)資源不足的盟市（省區(qū)）突破地域限制，在與周邊盟市（省區(qū)）協(xié)商一致的情況下，依據(jù)發(fā)展需要謀劃建設(shè)綠電直連跨盟市（省區(qū)）合作項目。
（二）項目批復(fù)
綠電直連項目（不含氫基綠色燃料綠電直連項目）取得省級電網(wǎng)企業(yè)支持意見后，盟市能源主管部門應(yīng)及時組織具備資質(zhì)的第三方機構(gòu)進行評審，評審?fù)ㄟ^后由盟市能源主管部門批復(fù)并報自治區(qū)能源局備案。綠電直連項目新增負荷開工（已有實質(zhì)性投資且納入統(tǒng)計口徑）后，盟市能源主管部門方可核準（備案）配套新能源。
氫基綠色燃料綠電直連項目由盟市能源主管部門報自治區(qū)能源局，自治區(qū)能源局采取預(yù)審批復(fù)，預(yù)審?fù)ㄟ^后，項目申報企業(yè)可依據(jù)預(yù)審意見辦理項目前期相關(guān)手續(xù)（包括履行投資決策等相關(guān)程序），并組織進行負荷側(cè)項目建設(shè)。預(yù)審意見有效期為兩年，通過預(yù)審并在預(yù)審意見有效期內(nèi)依法依規(guī)開工，且完成計劃投資45％以上的負荷側(cè)項目，按照批復(fù)的實施方案申請項目電源建設(shè)規(guī)模。
（三）項目管理
項目投資主體要嚴格按照批復(fù)方案建設(shè)，綠電直連項目投運前，不得擅自變更建設(shè)內(nèi)容、股權(quán)結(jié)構(gòu)，不得自行變更投資主體。
盟市能源主管部門要加強項目建設(shè)監(jiān)管，定期向自治區(qū)能源局報送建設(shè)情況。當綠電直連項目負荷不足、調(diào)節(jié)能力降低或停運時，項目投資主體須引進新的負荷、新建調(diào)節(jié)能力。若項目投資主體無力實施或新增負荷未落地的，可向盟市能源主管部門申請終止項目，盟市能源主管部門按流程履行相關(guān)程序。電網(wǎng)企業(yè)根據(jù)綠電直連項目批復(fù)方案做好項目接網(wǎng)服務(wù)。
六、保障措施與政策銜接
（一）自治區(qū)能源局負責統(tǒng)籌推進全區(qū)綠電直連項目建設(shè)工作，推動綠電直連模式有序發(fā)展。各盟市能源主管部門要履行屬地管理責任，組織項目實施，支持負荷企業(yè)穩(wěn)定運行，做好已批復(fù)綠電直連項目管理和運行監(jiān)測工作。電網(wǎng)企業(yè)、電力市場運營機構(gòu)要按照職責分工，全面落實有關(guān)規(guī)定，不斷提升綠電直連接入電網(wǎng)和參與市場交易的技術(shù)支持能力和服務(wù)水平。
（二）自治區(qū)或盟市已批復(fù)實施的源網(wǎng)荷儲一體化、風光制氫一體化、燃煤自備電廠可再生能源替代、全額自發(fā)自用等四類市場化消納新能源項目，如需調(diào)整建設(shè)方案，均可按照本方案重新申報綠電直連項目。
（三）本方案印發(fā)之日起，《內(nèi)蒙古自治區(qū)源網(wǎng)荷儲一體化項目實施細則2023年修訂版（試行）》《內(nèi)蒙古自治區(qū)風光制氫一體化項目實施細則2023年修訂版（試行）》《內(nèi)蒙古自治區(qū)關(guān)于全額自發(fā)自用新能源項目實施細則2023年修訂版（試行）》《內(nèi)蒙古自治區(qū)燃煤自備電廠可再生能源替代工程實施細則2023年修訂版（試行）》以及相關(guān)補充通知同步廢止。
（四）項目實施過程中，如遇國家政策調(diào)整，按照國家最新政策執(zhí)行。
