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）
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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(shè)的管理相關(guān)要求，根據(jù)《國家發(fā)展改革委?國家能源局關(guān)于有序推動綠電直連發(fā)展有關(guān)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(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）、《國家發(fā)展改革委?國家能源局關(guān)于促進新能源消納和調(diào)控的指導(dǎo)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(shè)。綠電直連是指風(fēng)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(guān)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(yīng)。
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(zé)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(yīng)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(shè)有關(guān)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(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、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(yīng)為同一投資主體控股，作為一個市場主體運營，建設(shè)運行期內(nèi)須按照同一法人統(tǒng)一經(jīng)營管理，并落實應(yīng)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(yīng)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。
（四）燃煤燃氣自備電廠。燃煤燃氣自備電廠應(yīng)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(wù)部門、電網(wǎng)企業(yè)出具的相關(guān)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(yīng)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(shè)綠電直連項目，逐步提高綠電消費比例；新建負荷項目應(yīng)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(yīng)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(xué)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(yīng)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(yīng)參照并網(wǎng)型項目科學(xué)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(yīng)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(yīng)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(shè)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(zé)投資建設(shè)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(shè)綠電直連項目，建設(shè)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(zé)單位，直連專線由負荷、電源主體協(xié)商建設(shè)。負荷和電源雙方應(yīng)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(shè)施建設(shè)、產(chǎn)權(quán)劃分、運行維護、調(diào)度運行、結(jié)算關(guān)系、違約責(zé)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(yīng)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(wù)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(fēng)險專項評估，確保電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行。綠電直連專線應(yīng)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(yīng)科學(xué)落實相應(yīng)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(dǎo)意見，明確利用存量負荷申報并網(wǎng)型綠電直連項目關(guān)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(yīng)根據(jù)省級電網(wǎng)企業(yè)出具的指導(dǎo)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(yīng)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(guān)資料。項目各業(yè)務(wù)系統(tǒng)應(yīng)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(luò)安全監(jiān)測、隔離裝置等網(wǎng)絡(luò)安全設(shè)施，按要求向相關(guān)調(diào)度機構(gòu)備案，接受調(diào)度機構(gòu)開展的技術(shù)監(jiān)督。
并網(wǎng)型綠電直連項目應(yīng)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(zé)任和費用，自行承擔由于自身原因造成供電中斷的相關(guān)責(zé)任。電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)向滿足并網(wǎng)條件的項目公平無歧視提供并網(wǎng)服務(wù)，參照《電網(wǎng)公平開放監(jiān)管辦法》辦理有關(guān)并網(wǎng)手續(xù)，并按照綠電直連項目接入容量和有關(guān)協(xié)議履行供電責(zé)任。
四、交易與價格機制
綠電直連項目應(yīng)按照國家和自治區(qū)價格、財政、稅務(wù)等部門相關(guān)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(yīng)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(wù)單元安裝符合相關(guān)標準和有關(guān)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(wù)單元應(yīng)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(yīng)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(yù)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(yīng)落實建設(shè)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(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。
（二）項目批復(fù)
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(yīng)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(fù)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(fù)。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(yù)審，預(yù)審?fù)ㄟ^后，項目申報企業(yè)可依據(jù)預(yù)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(yù)審意見有效期為兩年，通過預(yù)審并在預(yù)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(yù)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(shè)規(guī)模。
（三）項目管理
綠電直連項目要嚴格按照批復(fù)方案建設(shè)，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(yīng)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(yīng)及時組織有關(guān)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(fù)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。
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(guān)程序。
六、保障措施
（一）自治區(qū)能源局負責(zé)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。各盟市能源主管部門要履行屬地管理責(zé)任，組織項目實施，支持負荷企業(yè)穩(wěn)定運行，做好已批復(fù)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(zé)分工，全面落實有關(guān)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(shù)支持能力和服務(wù)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
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內(nèi)蒙古自治區(qū)單一電力用戶綠電直連項目申報大綱
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(fēng)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(shè)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(guān)旗縣能源主管部門聯(lián)合申報至所屬盟市。
四、項目批復(fù)
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(yīng)取得電力系統(tǒng)安全風(fēng)險專項評估意見；利用存量負荷的，還應(yīng)取得省級電網(wǎng)企業(yè)關(guān)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(fù)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(yù)審批復(fù)。
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(fù)。
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單一電力用戶綠電直連項目實施方案編制大綱
一、項目概況
（一）申報企業(yè)概況
簡述申報企業(yè)概況，負荷、電源企業(yè)基本信息，負荷及上級公司（總公司）發(fā)展現(xiàn)狀、戰(zhàn)略定位等有關(guān)內(nèi)容。存量負荷應(yīng)說明公司發(fā)展現(xiàn)狀、財務(wù)狀況等綜合能力。
（二）項目基本情況
項目總體情況，項目類型（并網(wǎng)型或離網(wǎng)型），項目建設(shè)內(nèi)容和規(guī)模，包括負荷、電源、儲能、直連線路、接網(wǎng)工程等各單體項目的建設(shè)基本情況，如電源類型、規(guī)模、電量，負荷產(chǎn)業(yè)類型、電量以及占地面積、建設(shè)規(guī)模、自發(fā)自用電量占比、建設(shè)時序及投資規(guī)模、建設(shè)模式（自投、合資、合同能源管理等）等情況。
（三）建設(shè)必要性分析
從企業(yè)綠色用能需求、就近消納能力、資源條件、直連線路送出能力、電網(wǎng)接入條件以及保障負荷穩(wěn)定用電等方面論證項目實施的基礎(chǔ)。
（四）建設(shè)時序
統(tǒng)籌考慮電源、負荷、儲能（調(diào)節(jié)設(shè)施）、直連線路、接網(wǎng)工程開工竣工時間，各單位項目建設(shè)進度計劃以及負荷投運但電源未投運的臨時過渡用電方案。
填寫綠電直連項目申報表（附表）。
二、建設(shè)條件
（一）場址條件
分別從負荷、新能源、電網(wǎng)、儲能四個方面分析說明，包括但不限于地理、面積、土地性質(zhì)及利用現(xiàn)狀、基本農(nóng)田、林草地、生態(tài)保護紅線、壓覆礦、文物、軍事、環(huán)保、水源地等限制性因素排查，地形地貌，水文氣象、地質(zhì)、交通條件等對項目建設(shè)的影響分析。限制性排查文件等支持性文件作為附件提交。
（二）資源條件
分析自治區(qū)、盟（市）及場區(qū)風(fēng)能、太陽能資源，進行資源利用綜合評價等。申報氫基綠色燃料綠電直連項目的，還應(yīng)分析水資源情況。
三、負荷分析
（一）產(chǎn)業(yè)情況
包括但不限于產(chǎn)業(yè)類型、產(chǎn)業(yè)落實情況、負荷投產(chǎn)時序、建設(shè)地點以及負荷前期手續(xù)辦理情況。存量負荷需說明負荷投產(chǎn)年以及未來運行年限判斷。
申報氫基綠色燃料綠電直連項目的，應(yīng)分析用氫場景、項目主要產(chǎn)品（氫、氨、醇等）在當?shù)丶巴獠康氖袌鲂枨螅㈩A(yù)測市場容量和市場價格，重點分析區(qū)域市場或目標市場，研究其競爭優(yōu)勢和競爭力，簡述項目的商業(yè)模式。說明項目“制儲輸用”全鏈條閉環(huán)情況，落實綠氫消納方式，用途與用量，落實用氫單位情況。
（二）負荷用電情況
對負荷規(guī)模、用電量和負荷運行曲線進行分析（年、月、日典型曲線），分析負荷正常運行的峰谷差。
（三）負荷調(diào)節(jié)能力
對負荷可中斷能力、調(diào)節(jié)能力進行分析，如需制定需求側(cè)管理措施，應(yīng)明確需求側(cè)管理措施的激勵機制。將新增負荷核準（備案）等支持性文件作為申報文件的附件。
四、新能源建設(shè)規(guī)模
（一）新能源規(guī)模
根據(jù)負荷規(guī)模、調(diào)節(jié)能力、最大負荷和周邊新能源實際出力特性進行生產(chǎn)模擬，論證新能源裝機規(guī)模、儲能裝機規(guī)模和時長（自備電廠調(diào)節(jié)能力）等，測算新能源發(fā)電小時數(shù)、新能源利用率和新能源電量占比等關(guān)鍵指標，明確新能源發(fā)電出力不足且自身調(diào)節(jié)能力不夠的備用機制。其中，氫基綠色燃料綠電直連項目按照負荷用電量1.2倍確定新能源裝機規(guī)模。
（二）源荷匹配及調(diào)節(jié)能力分析
分析電源、負荷、儲能（自備電廠）匹配性，形成發(fā)用電典型曲線（氫基燃料綠電直連項目還應(yīng)形成上網(wǎng)發(fā)電曲線）以及最終從電網(wǎng)購電典型曲線。綠電直連項目新能源建成后從電網(wǎng)購電的峰谷差，提供生產(chǎn)模擬曲線圖，明確不同時刻峰谷差。
明確項目全部電力需求及新能源生產(chǎn)、消費結(jié)構(gòu)數(shù)據(jù)指標，自發(fā)自用、上網(wǎng)電量規(guī)模及比例、新能源利用率目標、靈活性調(diào)節(jié)范圍、最大負荷峰谷差率等。
五、建設(shè)內(nèi)容
（一）電源建設(shè)方案
明確電源屬性（存量/增量）、電源類別。包含項目選址，主要設(shè)備選型，風(fēng)電、光伏初步建設(shè)方案，電源投產(chǎn)時序等。
（二）直連線路建設(shè)方案
明確直連線路建設(shè)主體（是由負荷還是電源企業(yè)建設(shè)），提出電源接入設(shè)想，升壓站建設(shè)方案、負荷變電站建設(shè)方案。說明線路路徑、電壓等級、產(chǎn)權(quán)劃分及安全距離。提供綠電直連項目電力系統(tǒng)圖，說明涉及的用地、通道、安全性及與公共電網(wǎng)的交界等問題。依托存量負荷建設(shè)電源的，應(yīng)提出負荷側(cè)變電站配套改造方案。
（三）整體供電方案
說明項目并網(wǎng)方案設(shè)想、供電距離，明確與大電網(wǎng)的物理分界點，接入公共電網(wǎng)容量、計量方式（包括內(nèi)部發(fā)電、廠用電、儲能、自發(fā)自用等各環(huán)節(jié)計量）、公共電網(wǎng)交換功率、電網(wǎng)接口技術(shù)方案以及責(zé)任界面（含并網(wǎng)容量之外的供電責(zé)任）劃分情況。依托存量負荷建設(shè)電源的，應(yīng)提出負荷與電網(wǎng)整體供電變化。
（四）調(diào)節(jié)能力建設(shè)方案
根據(jù)項目情況，配置合理比例的調(diào)節(jié)設(shè)施，增強系統(tǒng)柔性調(diào)節(jié)能力，滿足峰谷差、電能質(zhì)量管理等要求。調(diào)節(jié)設(shè)施應(yīng)自行建設(shè)，不得作為獨立主體參與電力市場交易。依托自備電廠建設(shè)綠電直連項目的，應(yīng)明確自備電廠靈活性改造技術(shù)路線，新建儲能電站進行調(diào)節(jié)的，應(yīng)明確儲能電站站址、技術(shù)路線、設(shè)備配置、運行方案及安全措施等情況。
六、投資估算及財務(wù)測算
測算綠電直連項目電源、直連線路、儲能等各單項工程建設(shè)成本及總投資，針對電源部分測算項目內(nèi)部收益率、投資回收期等指標分析。根據(jù)國家、自治區(qū)有關(guān)價格政策測算自發(fā)自用發(fā)電成本以及到戶電價，結(jié)合網(wǎng)購電量電價測算負荷最終用電電價。依托存量負荷建設(shè)電源的，應(yīng)重點分析負荷側(cè)電價變化，對電網(wǎng)造成的各類影響。
七、效益分析
（一）經(jīng)濟效益
分析綠電直連項目建設(shè)帶來的企業(yè)產(chǎn)值增加、營收增加等直接經(jīng)濟效益，以及為地方經(jīng)濟發(fā)展帶來的間接效益。
（二）社會效益
分析綠電直連項目在促進產(chǎn)業(yè)綠色轉(zhuǎn)型，促進新能源就近就地消納，帶動區(qū)域建設(shè)、其他產(chǎn)業(yè)發(fā)展、安置就業(yè)等方面情況。
（三）生態(tài)效益
針對綠電直連項目建設(shè)對能耗降低、碳減排、環(huán)境效益等方面進行分析。
八、保障措施
建立項目建設(shè)組織方式、協(xié)調(diào)管理機制明確推進項目建設(shè)過程和運營生命周期內(nèi)可能出現(xiàn)的調(diào)峰能力下降、負荷停產(chǎn)等各種風(fēng)險，申報主體應(yīng)提出相應(yīng)解決方案、應(yīng)對措施。
九、附件材料
1.項目投資主體工商營業(yè)執(zhí)照、信用證明等。
2.負荷建設(shè)的核準（備案）文件或項目建設(shè)單位與地方政府簽署的框架協(xié)議，用地、能評、環(huán)評等支撐性文件。申報氫基燃料綠電直連項目的，還需提供氫/氨/甲醇等產(chǎn)品消納協(xié)議、其他消納證明材料。項目供水協(xié)議，且供水協(xié)議應(yīng)明確能解決項目足額供水需求，同時提供旗縣水利部門關(guān)于項目水資源保障的意見。自備電廠還需提供自備電廠納入國家規(guī)劃文件和核準文件以及足額繳納各項費用證明文件。
3.項目電源和負荷不是同一投資主體的，提供綠色電力中長期購售電協(xié)議或合同能源管理協(xié)議，以及電力設(shè)施建設(shè)、產(chǎn)權(quán)劃分、運行維護等事項的協(xié)議。
4.電力系統(tǒng)安全風(fēng)險評估報告等相關(guān)文件。
5.電源如風(fēng)電、光伏項目用地拐點坐標、shp矢量坐標，文旅部門、軍事部門、生態(tài)環(huán)境部門、林草部門、自然資源部門原則同意項目建設(shè)的意見文件以及省級電網(wǎng)企業(yè)出具的支持項目接入的文件等。
6.綠電直連項目由于調(diào)節(jié)能力降低、負荷用電不足自行承擔棄電風(fēng)險的承諾書。
7.其他有關(guān)證明材料。
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專題一、電力系統(tǒng)安全風(fēng)險專項評估
如項目接入220千伏或330千伏電壓等級，需開展電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定分析。針對項目接網(wǎng)開展系統(tǒng)安全風(fēng)險評估，對電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行、電壓支撐、電能質(zhì)量、涉網(wǎng)等各方面分析，提出各類影響及應(yīng)對措施。?
專題二、電力系統(tǒng)影響綜合分析報告
依托存量負荷申報綠電直連項目的，應(yīng)編制《電力系統(tǒng)影響綜合分析報告》，內(nèi)容應(yīng)包含電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行、交叉跨越、電量電價分析以及對公共電網(wǎng)存量資產(chǎn)造成影響、處置方案等，具體以省級電網(wǎng)企業(yè)出具的指導(dǎo)意見為準。
內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局
2026年1月13日
