近日，內蒙古自治區能源局發布關于公開征求《內蒙古自治區綠電直連項目開發建設實施方案（試行）》意見的公告。

文件指出，本實施方案適用于內蒙古自治區綠電直連項目開發建設。綠電直連是指風電、太陽能發電、生物質發電等新能源不直接接入公共電網，通過直連線路向單一電力用戶供給綠電，可實現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的，待國家發展改革委、國家能源局有關規定明確后另行安排。

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、綠氫制可持續航空燃料等）可開展綠電直連。項目應為同一投資主體控股，作為一個市場主體運營，建設運行期內須按照同一法人統一經營管理，并落實應用場景、提供消納協議。

實施要求方面

綠電直連項目整體新能源自發自用電量占總用電量的比例應不低于30％，并不斷提高自發自用比例，2030年前不低于35%。其中，并網型氫基綠色燃料綠電直連項目上網電量占總發電量比例，2025—2027年不超過40％、2028年及之后不超過20％，即上網電量比例=上網電量/（上網電量+自發自用電量）；其余綠電直連項目新能源發電量全部自發自用，不允許向公共電網反送。

交易與價格機制方面

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企業代理購電，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電量全部參與電力市場交易。

項目批復方面

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能源局，自治區能源局采取預審批復，預審通過后，項目申報企業可依據預審意見辦理項目前期相關手續（包括履行投資決策等相關程序），并組織進行負荷側項目建設。預審意見有效期為兩年，通過預審并在預審意見有效期內依法依規開工，且完成計劃投資45％以上的負荷側項目，按照批復的實施方案申請項目電源建設規模。

全文如下：

關于公開征求《內蒙古自治區綠電直連項目開發建設實施方案（試行）》意見的公告

內能源公告〔2025〕17號

為貫徹落實國家綠電直連有關政策，明確全區綠電直連項目開發建設管理有關要求，自治區能源局研究起草了《內蒙古自治區綠電直連項目開發建設實施方案（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：內蒙古自治區綠電直連項目開發建設實施方案（試行）

內蒙古自治區能源局

2025年11月19日

（此件主動公開）

內蒙古自治區綠電直連項目開發建設實施方案（試行）

為進一步明確自治區綠電直連項目的開發與建設管理相關要求，根據《國家發展改革委 國家能源局關于有序推動綠電直連發展有關事項的通知》（發改能源〔2025〕650號）、《國家發展改革委 國家能源局關于完善價格機制促進新能源發電就近消納的通知》（發改價格〔2025〕1192號）、《國家發展改革委 國家能源局關于促進新能源消納和調控的指導意見》（發改能源〔2025〕1360號）等文件精神，結合自治區實際情況，制定本實施方案。

一、總體要求

本實施方案適用于內蒙古自治區綠電直連項目開發建設。綠電直連是指風電、太陽能發電、生物質發電等新能源不直接接入公共電網，通過直連線路向單一電力用戶供給綠電，可實現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的，待國家發展改革委、國家能源局有關規定明確后另行安排。

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分為并網型和離網型兩類，并網型作為整體接入公共電網，與公共電網形成清晰的物理界面與責任界面。離網型不接入公共電網，應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、內蒙古自治區《分布式光伏發電開發建設管理辦法》等政策執行。

二、項目類型

（一）新增負荷綠電直連項目。新增負荷取得相關主管部門的核準（備案）文件后可建設綠電直連項目。未向電網企業報裝的用電項目（含存量負荷的擴建部分）、已報裝但配套電網工程（供電方案確定的電網接入點至用戶受電端之間、由電網企業投資建設的輸變電工程）尚未開工的用電項目、孤網或離網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、綠氫制可持續航空燃料等）可開展綠電直連。項目應為同一投資主體控股，作為一個市場主體運營，建設運行期內須按照同一法人統一經營管理，并落實應用場景、提供消納協議。

（三）重點用能行業綠電直連項目。國家對綠色電力消費比例有要求的電解鋁、鋼鐵、水泥、多晶硅行業以及國家樞紐節點數據中心（和林格爾數據中心集群），存量、新增負荷項目均可建設綠電直連項目，重點用能行業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綠電直連項目。項目單位應有降碳剛性需求，且能提供進出口經營權證明、海外營收審計報告、海外營收占比、海外客戶合約、產品出口證明以及降碳剛性需求等相關證明材料，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、系統備用費等費用，在提供稅務部門出具的足額清繳政府性基金及附加相關證明、電網企業出具的足額清繳政策性交叉補貼、系統備用費相關證明的前提下開展綠電直連，通過壓減自備電廠出力，實現清潔能源替代。新能源與自備電廠的壽命應相匹配，其合計出力不大于原自備電廠最大出力，不得占用公網調峰資源。

（六）國家級零碳園區綠電直連項目。國家級零碳園區范圍內的存量、新增負荷項目均可建設綠電直連項目。

三、實施要求

（一）強化源荷匹配

并網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模，作為一個整體接入公共電網，與公共電網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產權分界點的用戶側。離網型項目應具備完全獨立運行條件，配套新能源、負荷與公共電網無電氣連接。

綠電直連項目整體新能源自發自用電量占總用電量的比例應不低于30％，并不斷提高自發自用比例，2030年前不低于35%。其中，并網型氫基綠色燃料綠電直連項目上網電量占總發電量比例，2025—2027年不超過40％、2028年及之后不超過20％，即上網電量比例=上網電量/（上網電量+自發自用電量）；其余綠電直連項目新能源發電量全部自發自用，不允許向公共電網反送。

（二）強化規劃統籌

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，由自治區能源局會同國家能源局派出機構組織電網企業、項目單位等開展電力系統安全風險專項評估，確保電網安全穩定運行。綠電直連專線應根據確定的電壓等級合理確定接入距離，盡量減少與公共電網交叉跨越，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，由省級電網企業出具指導意見，明確利用存量負荷申報并網型綠電直連項目關于電力系統安全穩定運行、負荷供電可靠性等要求和原則。項目單位應根據省級電網企業出具的指導意見，對電力系統安全穩定運行、負荷供電可靠性等進行分析，聯合屬地電網企業編制《電力系統影響綜合分析報告》，并報省級電網企業評估審核。

（三）創新建設模式

綠電直連項目原則上由負荷企業作為主責單位，支持各類經營主體（不含電網企業）投資綠電直連項目。項目電源可由負荷企業投資，也可由發電企業或雙方成立的合資公司投資，直連專線原則上應由負荷、電源主體投資。鼓勵負荷企業與電源企業通過交叉持股等方式共同建設綠電直連項目。項目電源和負荷不是同一投資主體的，應簽訂多年期購電協議或合同能源管理協議（均需包含電量和電價區間），并就電力設施建設、產權劃分、運行維護、調度運行、結算關系、違約責任等事項簽訂協議。

（四）強化運行管理

鼓勵綠電直連項目通過配置儲能、挖掘負荷靈活調節潛力等方式，提升自平衡、自調節能力，盡可能減少系統調節壓力，新能源棄電不納入統計。項目規劃新能源利用率應參照自治區能源局確定的年度新能源利用率目標。項目規劃方案要合理確定項目最大負荷峰谷差率，公共電網向項目供電功率的峰谷差率不高于方案規劃值。綠電直連項目內部資源應做到可觀、可測、可調、可控，并根據《電網運行準則》等向電力調度機構提供相關資料。綠電直連項目應統籌考慮內部源荷特性、平衡能力、經濟收益、與公共電網交換功率等因素，研究合理的并網容量，并與電網企業協商確定并網容量以外的供電責任和費用。

電網企業應向滿足并網條件的項目公平無歧視提供并網服務，參照《電網公平開放監管辦法》辦理有關并網手續，并按照綠電直連項目接入容量和有關協議履行供電責任。

四、交易與價格機制

綠電直連項目按照國家和自治區價格、財政、稅務等部門相關規定繳納輸配電費、系統運行費用、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企業代理購電，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，在內部發電、廠用電、自發自用、儲能等各業務單元安裝計量裝置，廠區內已有燃煤等自備電廠的，新建新能源項目、儲能等各業務單元應與原自備電廠及用電負荷區分計量。

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，項目申報主體應編制項目實施方案，并制定負荷不足、調節能力降低或停運的處置預案，由旗縣報盟市能源主管部門。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，應取得電力系統安全風險專項評估意見。擬利用存量負荷申報并網型綠電直連項目的，還應取得省級電網企業關于《電力系統影響綜合分析報告》的評估意見。

對于無法按照原方案并網、電網接入工程尚未開工的存量新能源項目，以及與電網企業就切改方案、配套接網工程處置方案等達成一致意見的已投運上網消納新能源項目，在重新履行接入系統設計方案變更等相關手續后，可作為綠電直連項目配套新能源進行申報。

鼓勵盟市（省區）間加強溝通協作，支持新能源開發資源不足的盟市（省區）突破地域限制，在與周邊盟市（省區）協商一致的情況下，依據發展需要謀劃建設綠電直連跨盟市（省區）合作項目。

（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）取得省級電網企業支持意見后，盟市能源主管部門應及時組織具備資質的第三方機構進行評審，評審通過后由盟市能源主管部門批復并報自治區能源局備案。綠電直連項目新增負荷開工（已有實質性投資且納入統計口徑）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能源局，自治區能源局采取預審批復，預審通過后，項目申報企業可依據預審意見辦理項目前期相關手續（包括履行投資決策等相關程序），并組織進行負荷側項目建設。預審意見有效期為兩年，通過預審并在預審意見有效期內依法依規開工，且完成計劃投資45％以上的負荷側項目，按照批復的實施方案申請項目電源建設規模。

（三）項目管理

項目投資主體要嚴格按照批復方案建設，綠電直連項目投運前，不得擅自變更建設內容、股權結構，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監管，定期向自治區能源局報送建設情況。當綠電直連項目負荷不足、調節能力降低或停運時，項目投資主體須引進新的負荷、新建調節能力。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程序。電網企業根據綠電直連項目批復方案做好項目接網服務。

六、保障措施與政策銜接

（一）自治區能源局負責統籌推進全區綠電直連項目建設工作，推動綠電直連模式有序發展。各盟市能源主管部門要履行屬地管理責任，組織項目實施，支持負荷企業穩定運行，做好已批復綠電直連項目管理和運行監測工作。電網企業、電力市場運營機構要按照職責分工，全面落實有關規定，不斷提升綠電直連接入電網和參與市場交易的技術支持能力和服務水平。

（二）自治區或盟市已批復實施的源網荷儲一體化、風光制氫一體化、燃煤自備電廠可再生能源替代、全額自發自用等四類市場化消納新能源項目，如需調整建設方案，均可按照本方案重新申報綠電直連項目。

（三）本方案印發之日起，《內蒙古自治區源網荷儲一體化項目實施細則2023年修訂版（試行）》《內蒙古自治區風光制氫一體化項目實施細則2023年修訂版（試行）》《內蒙古自治區關于全額自發自用新能源項目實施細則2023年修訂版（試行）》《內蒙古自治區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）》以及相關補充通知同步廢止。

（四）項目實施過程中，如遇國家政策調整，按照國家最新政策執行。