实施6类绿电直连项目，《内蒙古自治区绿电直连项目开发建设实施方案（试行）》征求意见

来源：市场资讯

（来源：IESPlaza综合能源服务网）

11月19日，《内蒙古自治区绿电直连项目开发建设实施方案（试行）》向社会广泛征求意见，征求意见时间截止到2025年12月3日前。

相比其他省份绿电直连方案，内蒙古方案支持6大类绿电直连项目类型：

（一）新增负荷绿电直连项目。新增负荷取得相关主管部门的核准（备案）文件后可建设绿电直连项目。未向电网企业报装的用电项目（含存量负荷的扩建部分）、已报装但配套电网工程（供电方案确定的电网接入点至用户受电端之间、由电网企业投资建设的输变电工程）尚未开工的用电项目、孤网或离网型存量用电项目均视为新增负荷。新增负荷项目（含存量负荷的扩建部分）与存量项目原则上不产生电气连接。

（二）氢基绿色燃料绿电直连项目。新建氢基绿色燃料项目（绿氢、绿氢制绿氨、绿氢制绿色甲醇、绿氢制可持续航空燃料等）可开展绿电直连。项目应为同一投资主体控股，作为一个市场主体运营，建设运行期内须按照同一法人统一经营管理，并落实应用场景、提供消纳协议。

（三）重点用能行业绿电直连项目。国家对绿色电力消费比例有要求的电解铝、钢铁、水泥、多晶硅行业以及国家枢纽节点数据中心（和林格尔数据中心集群），存量、新增负荷项目均可建设绿电直连项目，重点用能行业绿色电力消费比例完成情况核算以绿证为主。

（四）有降碳刚性需求出口外向型企业绿电直连项目。项目单位应有降碳刚性需求，且能提供进出口经营权证明、海外营收审计报告、海外营收占比、海外客户合约、产品出口证明以及降碳刚性需求等相关证明材料，利用周边新能源资源探索开展存量负荷绿电直连。

（五）燃煤自备电厂绿电直连项目。存量负荷已有燃煤燃气自备电厂要足额清缴政府性基金及附加、政策性交叉补贴、系统备用费等费用，在提供税务部门出具的足额清缴政府性基金及附加相关证明、电网企业出具的足额清缴政策性交叉补贴、系统备用费相关证明的前提下开展绿电直连，通过压减自备电厂出力，实现清洁能源替代。新能源与自备电厂的寿命应相匹配，其合计出力不大于原自备电厂最大出力，不得占用公网调峰资源。

（六）国家级零碳园区绿电直连项目。国家级零碳园区范围内的存量、新增负荷项目均可建设绿电直连项目。

原文如下：

关于公开征求《内蒙古自治区绿电直连项目开发建设实施方案（试行）》意见的公告

内能源公告〔2025〕17号

为贯彻落实国家绿电直连有关政策，明确全区绿电直连项目开发建设管理有关要求，自治区能源局研究起草了《内蒙古自治区绿电直连项目开发建设实施方案（试行）》，从即日起向社会广泛征求意见。

请于2025年12月3日前将修改意见通过电子邮件（nmgnyjxnyc@126.com）反馈我局。

内蒙古自治区能源局

2025年11月19日

（此件主动公开）

内蒙古自治区绿电直连项目开发建设实施方案（试行）

为进一步明确自治区绿电直连项目的开发与建设管理相关要求，根据《国家发展改革委国家能源局关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650号）、《国家发展改革委国家能源局关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号）、《国家发展改革委国家能源局关于促进新能源消纳和调控的指导意见》（发改能源〔2025〕1360号）等文件精神，结合自治区实际情况，制定本实施方案。

一、总体要求

本实施方案适用于内蒙古自治区绿电直连项目开发建设。绿电直连是指风电、太阳能发电、生物质发电等新能源不直接接入公共电网，通过直连线路向单一电力用户供给绿电，可实现供给电量清晰物理溯源的模式。采用直连线路向多用户开展绿色电力直接供应的，待国家发展改革委、国家能源局有关规定明确后另行安排。

直连线路是指电源与电力用户直接连接的专用电力线路。按照负荷是否接入公共电网分为并网型和离网型两类，并网型作为整体接入公共电网，与公共电网形成清晰的物理界面与责任界面。离网型不接入公共电网，应具备完全独立运行条件。直连电源为分布式光伏的，按照国家、内蒙古自治区《分布式光伏发电开发建设管理办法》等政策执行。

二、项目类型

（一）新增负荷绿电直连项目。新增负荷取得相关主管部门的核准（备案）文件后可建设绿电直连项目。未向电网企业报装的用电项目（含存量负荷的扩建部分）、已报装但配套电网工程（供电方案确定的电网接入点至用户受电端之间、由电网企业投资建设的输变电工程）尚未开工的用电项目、孤网或离网型存量用电项目均视为新增负荷。新增负荷项目（含存量负荷的扩建部分）与存量项目原则上不产生电气连接。

（二）氢基绿色燃料绿电直连项目。新建氢基绿色燃料项目（绿氢、绿氢制绿氨、绿氢制绿色甲醇、绿氢制可持续航空燃料等）可开展绿电直连。项目应为同一投资主体控股，作为一个市场主体运营，建设运行期内须按照同一法人统一经营管理，并落实应用场景、提供消纳协议。

（三）重点用能行业绿电直连项目。国家对绿色电力消费比例有要求的电解铝、钢铁、水泥、多晶硅行业以及国家枢纽节点数据中心（和林格尔数据中心集群），存量、新增负荷项目均可建设绿电直连项目，重点用能行业绿色电力消费比例完成情况核算以绿证为主。

（四）有降碳刚性需求出口外向型企业绿电直连项目。项目单位应有降碳刚性需求，且能提供进出口经营权证明、海外营收审计报告、海外营收占比、海外客户合约、产品出口证明以及降碳刚性需求等相关证明材料，利用周边新能源资源探索开展存量负荷绿电直连。

（五）燃煤自备电厂绿电直连项目。存量负荷已有燃煤燃气自备电厂要足额清缴政府性基金及附加、政策性交叉补贴、系统备用费等费用，在提供税务部门出具的足额清缴政府性基金及附加相关证明、电网企业出具的足额清缴政策性交叉补贴、系统备用费相关证明的前提下开展绿电直连，通过压减自备电厂出力，实现清洁能源替代。新能源与自备电厂的寿命应相匹配，其合计出力不大于原自备电厂最大出力，不得占用公网调峰资源。

（六）国家级零碳园区绿电直连项目。国家级零碳园区范围内的存量、新增负荷项目均可建设绿电直连项目。

三、实施要求

（一）强化源荷匹配

并网型绿电直连项目按照“以荷定源”原则科学确定新能源电源类型和装机规模，作为一个整体接入公共电网，与公共电网形成清晰的物理界面与责任界面，新能源须接入用户和公共电网产权分界点的用户侧。离网型项目应具备完全独立运行条件，配套新能源、负荷与公共电网无电气连接。

绿电直连项目整体新能源自发自用电量占总用电量的比例应不低于30％，并不断提高自发自用比例，2030年前不低于35%。其中，并网型氢基绿色燃料绿电直连项目上网电量占总发电量比例，2025—2027年不超过40％、2028年及之后不超过20％，即上网电量比例=上网电量/（上网电量+自发自用电量）；其余绿电直连项目新能源发电量全部自发自用，不允许向公共电网反送。

（二）强化规划统筹

绿电直连项目接入电压等级不超过220（330）千伏，确有必要接入220（330）千伏的，由自治区能源局会同国家能源局派出机构组织电网企业、项目单位等开展电力系统安全风险专项评估，确保电网安全稳定运行。绿电直连专线应根据确定的电压等级合理确定接入距离，尽量减少与公共电网交叉跨越，确需跨越的应科学落实相应安全措施。

利用存量负荷申报绿电直连的项目，由省级电网企业出具指导意见，明确利用存量负荷申报并网型绿电直连项目关于电力系统安全稳定运行、负荷供电可靠性等要求和原则。项目单位应根据省级电网企业出具的指导意见，对电力系统安全稳定运行、负荷供电可靠性等进行分析，联合属地电网企业编制《电力系统影响综合分析报告》，并报省级电网企业评估审核。

（三）创新建设模式

绿电直连项目原则上由负荷企业作为主责单位，支持各类经营主体（不含电网企业）投资绿电直连项目。项目电源可由负荷企业投资，也可由发电企业或双方成立的合资公司投资，直连专线原则上应由负荷、电源主体投资。鼓励负荷企业与电源企业通过交叉持股等方式共同建设绿电直连项目。项目电源和负荷不是同一投资主体的，应签订多年期购电协议或合同能源管理协议（均需包含电量和电价区间），并就电力设施建设、产权划分、运行维护、调度运行、结算关系、违约责任等事项签订协议。

（四）强化运行管理

鼓励绿电直连项目通过配置储能、挖掘负荷灵活调节潜力等方式，提升自平衡、自调节能力，尽可能减少系统调节压力，新能源弃电不纳入统计。项目规划新能源利用率应参照自治区能源局确定的年度新能源利用率目标。项目规划方案要合理确定项目最大负荷峰谷差率，公共电网向项目供电功率的峰谷差率不高于方案规划值。绿电直连项目内部资源应做到可观、可测、可调、可控，并根据《电网运行准则》等向电力调度机构提供相关资料。绿电直连项目应统筹考虑内部源荷特性、平衡能力、经济收益、与公共电网交换功率等因素，研究合理的并网容量，并与电网企业协商确定并网容量以外的供电责任和费用。

电网企业应向满足并网条件的项目公平无歧视提供并网服务，参照《电网公平开放监管办法》办理有关并网手续，并按照绿电直连项目接入容量和有关协议履行供电责任。

四、交易与价格机制

绿电直连项目按照国家和自治区价格、财政、税务等部门相关规定缴纳输配电费、系统运行费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用。

绿电直连项目享有平等市场主体地位，建成后原则上作为一个整体参与电力市场交易。项目负荷不得由电网企业代理购电，项目电源和负荷不是同一投资主体的，也可分别注册，以聚合形式参与电力市场交易。氢基绿色燃料绿电直连项目上网电量全部参与电力市场交易。

绿电直连项目应具备分表计量条件，在内部发电、厂用电、自发自用、储能等各业务单元安装计量装置，厂区内已有燃煤等自备电厂的，新建新能源项目、储能等各业务单元应与原自备电厂及用电负荷区分计量。

五、项目申报与管理

（一）项目申报

项目申报主体为具备申报基本条件的负荷企业，项目申报主体应编制项目实施方案，并制定负荷不足、调节能力降低或停运的处置预案，由旗县报盟市能源主管部门。新能源及接入工程应落实建设场址，取得用地范围、坐标和限制性因素排查文件，包括但不限于自然资源、林草、环保、文物、军事等部门支持意见。

确有必要接入220（330）千伏的绿电直连项目，应取得电力系统安全风险专项评估意见。拟利用存量负荷申报并网型绿电直连项目的，还应取得省级电网企业关于《电力系统影响综合分析报告》的评估意见。

对于无法按照原方案并网、电网接入工程尚未开工的存量新能源项目，以及与电网企业就切改方案、配套接网工程处置方案等达成一致意见的已投运上网消纳新能源项目，在重新履行接入系统设计方案变更等相关手续后，可作为绿电直连项目配套新能源进行申报。

鼓励盟市（省区）间加强沟通协作，支持新能源开发资源不足的盟市（省区）突破地域限制，在与周边盟市（省区）协商一致的情况下，依据发展需要谋划建设绿电直连跨盟市（省区）合作项目。

（二）项目批复

绿电直连项目（不含氢基绿色燃料绿电直连项目）取得省级电网企业支持意见后，盟市能源主管部门应及时组织具备资质的第三方机构进行评审，评审通过后由盟市能源主管部门批复并报自治区能源局备案。绿电直连项目新增负荷开工（已有实质性投资且纳入统计口径）后，盟市能源主管部门方可核准（备案）配套新能源。

氢基绿色燃料绿电直连项目由盟市能源主管部门报自治区能源局，自治区能源局采取预审批复，预审通过后，项目申报企业可依据预审意见办理项目前期相关手续（包括履行投资决策等相关程序），并组织进行负荷侧项目建设。预审意见有效期为两年，通过预审并在预审意见有效期内依法依规开工，且完成计划投资45％以上的负荷侧项目，按照批复的实施方案申请项目电源建设规模。

（三）项目管理

项目投资主体要严格按照批复方案建设，绿电直连项目投运前，不得擅自变更建设内容、股权结构，不得自行变更投资主体。

盟市能源主管部门要加强项目建设监管，定期向自治区能源局报送建设情况。当绿电直连项目负荷不足、调节能力降低或停运时，项目投资主体须引进新的负荷、新建调节能力。若项目投资主体无力实施或新增负荷未落地的，可向盟市能源主管部门申请终止项目，盟市能源主管部门按流程履行相关程序。电网企业根据绿电直连项目批复方案做好项目接网服务。

六、保障措施与政策衔接

（一）自治区能源局负责统筹推进全区绿电直连项目建设工作，推动绿电直连模式有序发展。各盟市能源主管部门要履行属地管理责任，组织项目实施，支持负荷企业稳定运行，做好已批复绿电直连项目管理和运行监测工作。电网企业、电力市场运营机构要按照职责分工，全面落实有关规定，不断提升绿电直连接入电网和参与市场交易的技术支持能力和服务水平。

（二）自治区或盟市已批复实施的源网荷储一体化、风光制氢一体化、燃煤自备电厂可再生能源替代、全额自发自用等四类市场化消纳新能源项目，如需调整建设方案，均可按照本方案重新申报绿电直连项目。

（三）本方案印发之日起，《内蒙古自治区源网荷储一体化项目实施细则2023年修订版（试行）》《内蒙古自治区风光制氢一体化项目实施细则2023年修订版（试行）》《内蒙古自治区关于全额自发自用新能源项目实施细则2023年修订版（试行）》《内蒙古自治区燃煤自备电厂可再生能源替代工程实施细则2023年修订版（试行）》以及相关补充通知同步废止。

（四）项目实施过程中，如遇国家政策调整，按照国家最新政策执行。