綠電直連是指風電光伏項目、生物質(zhì)發(fā)電項目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。

全文如下：





為進一步明確自治區(qū)單一電力用戶綠電直連項目開發(fā)建設的管理相關要求，根據(jù)《國家發(fā)展改革委 國家能源局關于有序推動綠電直連發(fā)展有關事項的通知》（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)單一電力用戶綠電直連項目開發(fā)建設。綠電直連是指風電光伏項目、生物質(zhì)發(fā)電項目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。在國家發(fā)展改革委、國家能源局出臺“多用戶綠電直連”有關辦法前，進一步探索開展采用直連線路向多用戶開展綠電直接供應。

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)型應具備完全獨立運行條件，與公共電網(wǎng)無電氣連接。直連電源為分布式光伏的，按照國家、自治區(qū)分布式光伏發(fā)電開發(fā)建設有關政策執(zhí)行。

二、適用范圍

（一）新增用電負荷。所有新增用電負荷取得相關主管部門的核準（備案）文件后均可開展綠電直連。未向電網(wǎng)企業(yè)報裝的項目（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)投資建設的輸變電工程）尚未開工的項目、離網(wǎng)型存量項目、公用燃煤燃氣電廠廠用電負荷，以及與電網(wǎng)企業(yè)協(xié)商一致的存量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）與存量負荷項目原則上不產(chǎn)生電氣連接。

（二）氫基綠色燃料。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。項目原則上應為同一投資主體控股，作為一個市場主體運營，建設運行期內(nèi)須按照同一法人統(tǒng)一經(jīng)營管理，并落實應用場景、提供消納協(xié)議。

（三）降碳剛性需求出口外向型企業(yè)。項目單位應有降碳剛性需求，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證明材料。

（四）燃煤燃氣自備電廠。燃煤燃氣自備電廠應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，提供稅務部門、電網(wǎng)企業(yè)出具的相關證明后開展綠電直連，通過壓減自備電廠出力，實現(xiàn)清潔能源替代。新能源應與自備電廠的壽命相匹配，合計出力不大于原自備電廠最大出力，不得占用公共電網(wǎng)調(diào)節(jié)資源。

（五）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）。和林格爾數(shù)據(jù)中心集群的存量、新增算力項目均可開展綠電直連。存量負荷項目可根據(jù)自身實際合理有序建設綠電直連項目，逐步提高綠電消費比例；新建負荷項目應通過綠電直連、綠電交易、購買綠證等方式，確保綠電消費比例達到80%以上。

（六）電解鋁行業(yè)。存量、新增電解鋁項目均可開展綠電直連。項目應通過綠電直連、綠電交易、購買綠證等方式，確保綠電消費比例達到國家目標。

（七）國家級零碳園區(qū)。國家級零碳園區(qū)范圍內(nèi)的存量、新增負荷項目均可開展綠電直連。

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，項目規(guī)劃新能源利用率應參照自治區(qū)能源局確定的年度新能源利用率目標，配套新能源棄電不納入統(tǒng)計。其中，并網(wǎng)型氫基綠色燃料綠電直連項目按照不超過負荷年用電量1.2倍確定新能源規(guī)模。離網(wǎng)型綠電直連項目（包括離網(wǎng)型氫基綠色燃料綠電直連項目）應參照并網(wǎng)型項目科學確定新能源電源類型和裝機規(guī)模。

綠電直連項目（除并網(wǎng)型氫基綠色燃料綠電直連項目外）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；并網(wǎng)型氫基綠色燃料綠電直連項目上網(wǎng)電量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）。

新能源年度自發(fā)自用電量占申報負荷年度總用電量的比例應不低于30%［自發(fā)自用電量以綠電直連項目配套負荷核準（備案）文件所對應負荷的實際用電量為準，不計入配套儲能充電、放電及損耗部分的電量]，并不斷提高自發(fā)自用比例，2030年前不低于35%。燃煤燃氣自備電廠綠電直連項目可根據(jù)實際情況自行確定。

（二）創(chuàng)新建設模式
負荷企業(yè)和電源企業(yè)是同一投資主體的，作為一個市場主體運營，負責投資建設電源、負荷、直連專線。鼓勵負荷企業(yè)與電源企業(yè)成立合資公司建設綠電直連項目，建設運行期內(nèi)按照同一法人統(tǒng)一經(jīng)營管理。

負荷企業(yè)和電源企業(yè)不是同一投資主體的，負荷企業(yè)作為主責單位，直連專線由負荷、電源主體協(xié)商建設。負荷和電源雙方應簽訂10年以上購電協(xié)議或合同能源管理協(xié)議（均需包含電量和電價區(qū)間），并就電力設施建設、產(chǎn)權(quán)劃分、運行維護、調(diào)度運行、結(jié)算關系、違約責任等事項簽訂協(xié)議。

支持民營企業(yè)在內(nèi)的各類經(jīng)營主體（不含電網(wǎng)企業(yè)）投資綠電直連項目。對于因消納受限等原因無法并網(wǎng)、電網(wǎng)接入工程尚未開工，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存量新能源項目，在履行相應變更手續(xù)后可作為綠電直連項目配套新能源。新能源發(fā)電項目豁免電力業(yè)務許可，另有規(guī)定除外。

（三）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，確需跨越的應科學落實相應安全措施。

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。項目單位應根據(jù)省級電網(wǎng)企業(yè)出具的指導意見，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。

（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。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)提供相關資料。項目各業(yè)務系統(tǒng)應嚴格執(zhí)行《電力監(jiān)控系統(tǒng)安全防護規(guī)定》，安裝網(wǎng)絡安全監(jiān)測、隔離裝置等網(wǎng)絡安全設施，按要求向相關調(diào)度機構(gòu)備案，接受調(diào)度機構(gòu)開展的技術監(jiān)督。

并網(wǎng)型綠電直連項目應合理申報接入電網(wǎng)公共容量，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，自行承擔由于自身原因造成供電中斷的相關責任。電網(wǎng)企業(yè)應向滿足并網(wǎng)條件的項目公平無歧視提供并網(wǎng)服務，參照《電網(wǎng)公平開放監(jiān)管辦法》辦理有關并網(wǎng)手續(xù)，并按照綠電直連項目接入容量和有關協(xié)議履行供電責任。

四、交易與價格機制
綠電直連項目應按照國家和自治區(qū)價格、財政、稅務等部門相關規(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，各地不得違規(guī)減免。

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)務單元安裝符合相關標準和有關部門認可的雙向計量裝置，廠區(qū)內(nèi)已有燃煤燃氣自備電廠的，新建新能源項目、儲能等各業(yè)務單元應與原自備電廠及原用電負荷區(qū)分計量。

五、項目申報與管理
（一）項目申報
綠電直連項目是同一投資主體的，由項目公司進行申報；不是同一投資主體的，由負荷企業(yè)牽頭、會同電源企業(yè)聯(lián)合申報。項目申報主體應編制項目申報書，并制定負荷不足、調(diào)節(jié)能力降低或停運的處置預案，由旗縣能源主管部門報送盟市能源主管部門。新能源及接入工程應落實建設場址，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。

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)展需要謀劃建設綠電直連跨盟市（省區(qū)）合作項目。跨盟市項目由相關盟市能源主管部門聯(lián)合組織申報。

（二）項目批復
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及時組織具備資質(zhì)的第三方機構(gòu)進行評估，通過后由盟市能源主管部門批復并報自治區(qū)能源局備案�？缑耸许椖坑上嚓P盟市聯(lián)合評審批復。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）后，盟市能源主管部門方可核準（備案）配套新能源項目。

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，由盟市能源主管部門報送自治區(qū)能源局進行預審，預審通過后，項目申報企業(yè)可依據(jù)預審意見辦理項目前期相關手續(xù)（包括履行投資決策等相關程序），并組織進行負荷側(cè)項目建設。預審意見有效期為兩年，通過預審并在預審意見有效期內(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，由盟市能源主管部門按照預審意見及本實施方案向自治區(qū)能源局申請項目電源建設規(guī)模。

（三）項目管理
綠電直連項目要嚴格按照批復方案建設，項目建成后由投資主體自行組織綜合驗收，也可以委托專家或具備相應資質(zhì)的第三方機構(gòu)對項目進行綜合驗收，盟市能源主管部門應及時組織有關單位對綜合驗收結(jié)果進行現(xiàn)場監(jiān)督核查。電網(wǎng)企業(yè)要根據(jù)項目批復方案做好接網(wǎng)服務；新能源建設進度滯后的，投資主體可與電網(wǎng)企業(yè)協(xié)商臨時供電方案。項目投運前，不得擅自變更建設內(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監(jiān)管，定期向自治區(qū)能源局報送項目運行情況。當項目負荷不足、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，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程序。

六、保障措施
（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支持能力和服務水平。

（二）本方案自印發(fā)之日起實施。如遇國家政策調(diào)整，按照國家最新政策執(zhí)行。


附件2


一、申報書主要內(nèi)容

項目申報書分為三部分。

第一部分為項目實施方案。

第二部分為項目各類排查性文件以及各項承諾書。

第三部分為《電力系統(tǒng)安全風險專項評估報告》（項目擬接入220千伏或330千伏需提供本報告）、《電力系統(tǒng)影響綜合分析報告》（項目利用存量負荷建設綠電直連項目需提供本報告）以及報告通過評估的反饋意見。

二、項目申報名稱

項目申報名稱：XX公司XX旗縣區(qū)新增負荷（氫基綠色燃料/降碳剛性需求出口外向型企業(yè)/燃煤燃氣自備電廠/國家樞紐節(jié)點數(shù)據(jù)中心/電解鋁行業(yè)/國家級零碳園區(qū)）并網(wǎng)型（離網(wǎng)型）綠電直連項目

如依托某新增負荷申報并網(wǎng)型綠電直連項目，項目申報名稱則為：XX公司XX旗縣（區(qū)）新增負荷并網(wǎng)型綠電直連項目；如依托制氫申報離網(wǎng)型綠電直連項目，項目申報名稱則為：XX公司XX旗縣（區(qū)）氫基綠色燃料離網(wǎng)型綠電直連項目。

XX公司為申報企業(yè)公司名稱，要求為負荷企業(yè)公司名稱；XX旗縣區(qū)為新能源場址所在旗縣。

三、項目申報流程

由項目投資主體編制綠電直連項目實施方案，由負荷企業(yè)（或負荷企業(yè)與新能源投資企業(yè)組成聯(lián)合體且負荷企業(yè)牽頭）報旗縣能源主管部門；旗縣（區(qū)）能源主管部門審核后報盟市能源主管部門。

跨盟市項目由項目投資主體編制綠電直連項目實施方案，由負荷企業(yè)（或負荷企業(yè)與新能源投資企業(yè)組成聯(lián)合體且負荷企業(yè)牽頭）報負荷企業(yè)和新能源場址所在旗縣（區(qū)）能源主管部門，由相關旗縣能源主管部門聯(lián)合申報至所屬盟市。

四、項目批復

盟市能源主管部門經(jīng)征求省級電網(wǎng)企業(yè)意見（若綠電直連項目接入220千伏或330千伏，應取得電力系統(tǒng)安全風險專項評估意見；利用存量負荷的，還應取得省級電網(wǎng)企業(yè)關于《電力系統(tǒng)影響綜合分析報告》的評估意見）后，組織第三方機構(gòu)評估，評估通過后按流程批復項目。氫基燃料綠電直連項目由盟市征求省級電網(wǎng)企業(yè)意見后報自治區(qū)能源局，自治區(qū)能源局按流程預審批復。

跨盟市項目（不含氫基燃料綠電直連項目）由負荷所在盟市牽頭，聯(lián)合新能源所在盟市，征求省級電網(wǎng)企業(yè)意見后按流程聯(lián)合批復。