內蒙古：綠電直連項目適用6類負荷，新能源電量全部自用

1月14日，內蒙古自治區能源局發布《內蒙古自治區單一電力用戶綠電直連項目開發建設實施方案（試行）》。

本方案適用6個范圍的項目：新增用電負荷、氫基綠色燃料、降碳剛性需求出口外向型企業、燃煤燃氣自備電廠、國家樞紐節點數據中心（和林格爾數據中心集群）、電解鋁行業、國家級零碳園區。

針對新能源項目自發自用電量，方案指出，綠電直連項目（除并網型氫基綠色燃料綠電直連項目外）新能源發電量全部自發自用，不允許向公共電網反送；并網型氫基綠色燃料綠電直連項目上網電量2025—2027年不超過40％、2028年及之后不超過20％。

綠電直連工作指引

問：《內蒙古自治區單一電力用戶綠電直連項目開發建設實施方案（試行）》的編制背景是什么？

答：2025年5月，國家發展改革委、國家能源局印發《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），提出了探索創新新能源生產和消費融合發展模式，促進新能源就近就地消納。為進一步明確自治區單一電力用戶綠電直連項目開發建設，自治區能源局研究制定了《內蒙古自治區單一電力用戶綠電直連項目開發建設實施方案（試行）》

問：綠電直連適用范圍？

答：綠電直連實施方案適用于內蒙古自治區單一電力用戶綠電直連項目開發建設。

問：什么是綠電直連？

答：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。

問：綠電直連并網類型有什么區別？

答：綠電直連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；離網型應具備完全獨立運行條件，與公共電網無電氣連接。

問：什么負荷可以做綠電直連？

答：自治區所有新增負荷、制氫負荷（綠氫制綠氨、綠氫制綠色甲醇、綠氫制可持續航空燃料等），有降碳剛性需求出口外向型企業、燃煤燃氣自備電廠、電解鋁、國家樞紐節點數據中心（和林格爾數據中心集群）以及國家級零碳園區范圍內存量負荷均可開展綠電直連。

問：綠電直連項目如何確定新能源規模？

答：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，其中，并網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倍確定新能源規模。

問：綠電直連項目自發自用電量如何確定？

答：綠電直連項目（除并網型氫基綠色燃料綠電直連項目外）新能源發電量全部自發自用，不允許向公共電網反送；并網型氫基綠色燃料綠電直連項目上網電量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）。

新能源年度自發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實際情況自行確定。

問：綠電直連項目由誰開發建設，如何運行管理？

答：支持民營企業在內的各類經營主體（不含電網企業）投資綠電直連項目。

負荷企業和電源企業是同一投資主體的，作為一個市場主體運營，負責投資建設電源、負荷、直連專線。

負荷企業和電源企業不是同一投資主體的，負荷企業作為主責單位，直連專線由負荷、電源主體協商建設。負荷和電源雙方應簽訂10年以上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。鼓勵負荷企業與電源企業成立合資公司建設綠電直連項目，建設運行期內按照同一法人統一經營管理。

問：綠電直連項目新能源利用率如何確定？

答：綠電直連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，配套新能源棄電不納入統計。

問：綠電直連項目交易與價格機制如何確定？

答：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。

問：綠電直連項目如何申報？

答：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，由負荷企業牽頭、會同電源企業聯合申報。

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。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。

問：存量新能源項目是否可以開展綠電直連項目申報？

答：對于因消納受限等原因無法并網、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。

問：能否開展跨盟市綠電直連項目？

答：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。跨盟市項目由相關盟市能源主管部門聯合組織申報。

問：綠電直連項目如何批復？

答：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。

跨盟市項目由相關盟市聯合評審批復。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。

問：氫基綠色燃料綠電直連項目如何批復？

答：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，由盟市能源主管部門報送自治區能源局進行預審批復。

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，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能源局申請項目電源建設規模。

問：綠電直連項目如何驗收？

答：綠電直連項目建成后，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的第三方機構對項目進行綜合驗收，并形成驗收意見，盟市能源主管部門應及時組織有關單位對綜合驗收結果進行現場監督核查。

詳情如下：

內蒙古自治區單一電力用戶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單一電力用戶綠電直連項目開發建設的管理相關要求，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單一電力用戶綠電直連項目開發建設。綠電直連是指風電光伏項目、生物質發電項目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。在國家發展改革委、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分為并網型和離網型兩類，并網型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；離網型應具備完全獨立運行條件，與公共電網無電氣連接。直連電源為分布式光伏的，按照國家、自治區分布式光伏發電開發建設有關政策執行。

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。未向電網企業報裝的項目（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）尚未開工的項目、離網型存量項目、公用燃煤燃氣電廠廠用電負荷，以及與電網企業協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）降碳剛性需求出口外向型企業。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。

（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、系統備用費等費用，提供稅務部門、電網企業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，不得占用公共電網調節資源。

（五）國家樞紐節點數據中心（和林格爾數據中心集群）。和林格爾數據中心集群的存量、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。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。國家級零碳園區范圍內的存量、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，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，配套新能源棄電不納入統計。其中，并網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倍確定新能源規模。離網型綠電直連項目（包括離網型氫基綠色燃料綠電直連項目）應參照并網型項目科學確定新能源電源類型和裝機規模。

綠電直連項目（除并網型氫基綠色燃料綠電直連項目外）新能源發電量全部自發自用，不允許向公共電網反送；并網型氫基綠色燃料綠電直連項目上網電量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）。

新能源年度自發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實際情況自行確定。

（二）創新建設模式

負荷企業和電源企業是同一投資主體的，作為一個市場主體運營，負責投資建設電源、負荷、直連專線。鼓勵負荷企業與電源企業成立合資公司建設綠電直連項目，建設運行期內按照同一法人統一經營管理。

負荷企業和電源企業不是同一投資主體的，負荷企業作為主責單位，直連專線由負荷、電源主體協商建設。負荷和電源雙方應簽訂10年以上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。

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

（三）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，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。

（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。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。項目各業務系統應嚴格執行《電力監控系統安全防護規定》，安裝網絡安全監測、隔離裝置等網絡安全設施，按要求向相關調度機構備案，接受調度機構開展的技術監督。

并網型綠電直連項目應合理申報接入電網公共容量，并與電網企業協商確定并網容量以外的供電責任和費用，自行承擔由于自身原因造成供電中斷的相關責任。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

綠電直連項目應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，各地不得違規減免。

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

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，由負荷企業牽頭、會同電源企業聯合申報。項目申報主體應編制項目申報書，并制定負荷不足、調節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、環保、文物、軍事等部門支持意見。

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。跨盟市項目由相關盟市能源主管部門聯合組織申報。

（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估，通過后由盟市能源主管部門批復并報自治區能源局備案。跨盟市項目由相關盟市聯合評審批復。綠電直連項目新增負荷開工（已有實質性投資且納入統計）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企業支持意見后，由盟市能源主管部門報送自治區能源局進行預審，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，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能源局申請項目電源建設規模。

（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的第三方機構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果進行現場監督核查。電網企業要根據項目批復方案做好接網服務；新能源建設進度滯后的，投資主體可與電網企業協商臨時供電方案。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監管，定期向自治區能源局報送項目運行情況。當項目負荷不足、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，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）本方案自印發之日起實施。如遇國家政策調整，按照國家最新政策執行。

來源：內蒙古能源局

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