日前， 內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局發(fā)關(guān)于《內(nèi)蒙古自治區(qū)有序推動多用戶綠電直連項目開發(fā)建設(shè)實施方案（試行）》的解讀，具體如下：

一、編制依據(jù)

《國家發(fā)展改革委國家能源局關(guān)于有序推動多用戶綠電直連發(fā)展有關(guān)事項的通知》（發(fā)改能源〔2026〕688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）

《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(shè)實施方案（試行）》（內(nèi)能源新能發(fā)〔2026〕1號）

《內(nèi)蒙古自治區(qū)發(fā)展改革委能源局關(guān)于落實新能源就近消納價格機制有關(guān)事項的通知》（內(nèi)發(fā)改價費字〔2026〕534號）

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二、主要內(nèi)容

（一）多用戶綠電直連定義

多用戶綠電直連是指風電、太陽能發(fā)電、生物質(zhì)發(fā)電等新能源發(fā)電不直接接入公共電網(wǎng)，通過專用線路和變電設(shè)施向多個用戶供給綠電，實現(xiàn)供給電量清晰溯源和分配的模式。新能源發(fā)電也可由多個不同法人實體實施，新能源應匯集后以單一線路接入負荷匯集站。

并網(wǎng)型項目作為一個整體接入公共電網(wǎng)，與公共電網(wǎng)以產(chǎn)權(quán)分界點形成清晰物理界面，新能源接入項目內(nèi)部。

離網(wǎng)型項目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，可通過集中匯流方式參與多用戶綠電直連，分布式光伏按照國家有關(guān)政策執(zhí)行。

（二）項目類型

1.新增負荷。

新增負荷取得相關(guān)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(shè)的輸變電工程）尚未開工的項目、離網(wǎng)型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。

2.氫基綠色燃料。

存量、新增氫基綠色燃料項目（含風光制氫一體化項目），均可吸納綠氫、綠氫制綠氨、綠氫制綠甲醇、綠氫制可持續(xù)航空燃料等新增負荷開展多用戶綠電直連。已建成或在建的風光制氫一體化并網(wǎng)項目（含離網(wǎng)項目），可吸納為綠氫項目服務(wù)的其他用電負荷項目開展多用戶綠電直連，但不允許向公共電網(wǎng)反送。

3.降碳剛性需求出口外向型企業(yè)。

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)證明材料的企業(yè)，均可吸納其他新增負荷或滿足要求的存量負荷開展多用戶綠電直連。

4.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，均可吸納其他新增負荷或滿足要求的存量負荷開展多用戶綠電直連。

5.電解鋁行業(yè)。

存量、新增電解鋁項目均可吸納其他新增負荷或滿足要求的存量負荷開展多用戶綠電直連。

6.國家級零碳園區(qū)。

國家級零碳園區(qū)范圍內(nèi)存量、新增負荷，均可吸納其他新增負荷或滿足要求的存量負荷開展多用戶綠電直連。

7.中國（內(nèi)蒙古）自由貿(mào)易試驗區(qū)。

呼和浩特片區(qū)、滿洲里片區(qū)、二連浩特片區(qū)內(nèi)的存量、新增負荷項目，均可吸納其他新增負荷或滿足要求的存量負荷開展多用戶綠電直連。

8.鋼鐵、水泥和多晶硅行業(yè)。

盟市在滿足自治區(qū)新能源利用率目標的前提下，由電網(wǎng)企業(yè)確定本地區(qū)鋼鐵、水泥和多晶硅存量負荷可替代容量，盟市能源主管部門確定具體項目，與電網(wǎng)企業(yè)達成一致后，可吸納其他新增負荷或滿足要求的存量負荷開展多用戶綠電直連。

（三）實施要求

1.源荷匹配。

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，多個負荷無法同期投產(chǎn)的，按照負荷投產(chǎn)時序確定各批次裝機規(guī)模。新能源年度自發(fā)自用電量占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%。

并網(wǎng)型氫基綠色燃料綠電直連項目上網(wǎng)電量2027年底前不超過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。

鼓勵統(tǒng)籌要素資源，集中集聚布局風光制氫項目，構(gòu)建離網(wǎng)型氫能產(chǎn)業(yè)園，產(chǎn)業(yè)園可吸納綠氫負荷和為產(chǎn)業(yè)園服務(wù)的其他用電負荷。

2.投資模式。

項目主責單位原則上由負荷方與電源方合資組建，也可以由負荷方單獨投資組建，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。并網(wǎng)型氫基燃料多用戶綠電直連項目由氫基燃料負荷企業(yè)成立合資公司投資新能源及內(nèi)部輸變電設(shè)施。

項目主責單位與電源、負荷等內(nèi)部主體應就產(chǎn)權(quán)劃分、運行維護、平衡責任、內(nèi)部費用標準和結(jié)算、違約責任等事項簽訂協(xié)議。

主責單位負責建設(shè)項目連接線路、變電設(shè)施、儲能及運營平臺。項目在不影響與公共電網(wǎng)責任界面劃分的前提下，可通過租賃等方式協(xié)商使用其他主體的存量電力設(shè)施；協(xié)商不成的，可自行建設(shè)相關(guān)設(shè)施。

3.規(guī)劃統(tǒng)籌。

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。

利用存量負荷申報綠電直連的項目，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。

4.建設(shè)管理。

用電負荷分批次投產(chǎn)的，按照“以荷定源”的原則，分批核準（備案）新能源。

項目建成后，接網(wǎng)容量發(fā)生變更的，項目主責單位應重新履行系統(tǒng)接入評估等手續(xù)。項目內(nèi)部負荷、新能源規(guī)模確需調(diào)整的，由盟市能源主管部門重新審批。

（四）運行管理

1.責任界面。

項目主責單位承擔由于項目自身原因造成供電中斷的相關(guān)責任，按照“誰產(chǎn)生、誰負責”原則，根據(jù)內(nèi)部協(xié)議和運行實際對責任公平劃分。

并網(wǎng)型項目整體接入公共電網(wǎng)，符合雙電源供電標準的重要負荷，按實際需求接網(wǎng)，均需與公共電網(wǎng)形成清晰的物理界面與責任界面；項目內(nèi)部負荷之間不應有直接電氣連接。并網(wǎng)型項目自主合理確定接入公共電網(wǎng)容量，項目與公共電網(wǎng)的交換功率不超過接網(wǎng)容量。

（五）交易與價格機制

1.市場參與方式。

項目原則上應作為整體參與電力市場交易，由項目主責單位統(tǒng)一申報；初期，項目可以“報量不報價”方式參與電力現(xiàn)貨市場，條件成熟時，逐步過渡至“報量報價”參與電力現(xiàn)貨市場。

項目主責單位應與其內(nèi)部電源和負荷簽訂10年以上購電協(xié)議或合同能源管理協(xié)議（包含電量和電價區(qū)間），明確交易模式和價格模式，并考慮外部市場價格變化、負荷實際調(diào)節(jié)能力等因素定期協(xié)商調(diào)整。

2.計量管理。

由電網(wǎng)企業(yè)在項目內(nèi)部各發(fā)電、廠用電、并網(wǎng)、內(nèi)部各用戶、儲能等關(guān)口安裝符合相關(guān)標準和有關(guān)部門認可的雙向分時計量裝置。

并網(wǎng)型項目以項目與公共電網(wǎng)接入點作為計量、結(jié)算參考點，作為整體與公共電網(wǎng)進行電費結(jié)算。

3.項目內(nèi)部管理。

項目主責單位應與項目內(nèi)部主體按照權(quán)責對等、公平分攤的原則簽訂協(xié)議，合理確定內(nèi)部結(jié)算方式等內(nèi)容，并考慮外部市場價格變化、負荷實際調(diào)節(jié)能力等因素定期協(xié)商調(diào)整。

4.價格機制。

并網(wǎng)型項目執(zhí)行國家及自治區(qū)相關(guān)價格政策文件要求，公平承擔輸配電費、系統(tǒng)運行費、政策性交叉補貼等費用。項目主責單位負責統(tǒng)一與公共電網(wǎng)結(jié)算電費。

并網(wǎng)型和離網(wǎng)型項目均應按現(xiàn)行政策繳納政府性基金及附加。項目新能源發(fā)電量不納入新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制。

單一電力用戶（包括自治區(qū)源網(wǎng)荷儲一體化、風光制氫一體化項目）變更為多用戶綠電直連項目后，整體按照新項目執(zhí)行價格政策。

5.綠電溯源。

并網(wǎng)型項目整體按照內(nèi)部實際新能源發(fā)電量（含儲能釋放的項目新能源電量）扣減上網(wǎng)電量確定自發(fā)自用電量，形成項目整體綠電溯源結(jié)果。項目內(nèi)部各用戶可按照每個時段用電量占比確定自發(fā)自用電量，實現(xiàn)小時級新能源發(fā)用電量匹配。

電網(wǎng)企業(yè)根據(jù)計量數(shù)據(jù)計算綠電溯源結(jié)果，并按相關(guān)規(guī)定進行核對后，推送至國家綠證核發(fā)交易系統(tǒng)。項目自發(fā)自用電量對應綠證的核發(fā)、劃轉(zhuǎn)、核銷等按照有關(guān)規(guī)定執(zhí)行。

（六）項目申報與管理

1.項目申報。

綠電直連項目由主責單位申報，由旗縣報送盟市能源主管部門。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。跨盟市項目由相關(guān)盟市能源主管部門聯(lián)合組織申報。

2.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)進行評審，評審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(guān)盟市聯(lián)合評審批復。

多用戶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）對應規(guī)模的配套新能源項目。

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)能源局進行預審批復。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(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，按照批復的實施方案申請項目電源建設(shè)規(guī)模。

3.項目管理。

綠電直連項目建成后，盟市能源主管部門應及時組織有關(guān)單位進行驗收。電網(wǎng)企業(yè)要根據(jù)項目批復方案做好接網(wǎng)服務(wù)；新能源建設(shè)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(shè)內(nèi)容、股權(quán)結(jié)構(gòu)，不得自行變更投資主體。

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，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。

（七）保障措施與政策銜接

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。

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電網(wǎng)接入服務(wù)。電網(wǎng)企業(yè)、電力市場運營機構(gòu)要持續(xù)提升項目接入電網(wǎng)、參與市場交易的技術(shù)支持能力和服務(wù)水平。

自治區(qū)已批復的源網(wǎng)荷儲一體化、風光制氫一體化、單一電力用戶綠電直連（不含氫基綠色燃料、燃煤燃氣自備電廠）項目以及工業(yè)園區(qū)綠色供電項目，仍按原批復文件及實施細則執(zhí)行。如需調(diào)整，可按照本方案有關(guān)要求，重新申報多用戶綠電直連項目并履行變更手續(xù)。

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。

作者： 來源：內(nèi)蒙古能源局 責任編輯：admin