10月9日，寧夏回族自治區(qū)發(fā)布關(guān)于征求《寧夏回族自治區(qū)關(guān)于推動綠電直連發(fā)展的實施意見》 意見建議的通知。

《實施意見》顯示，新增負荷配套項目：鼓勵取得核準(zhǔn)（備案）手續(xù)，尚未報裝、未開工建設(shè)且符合國家和自治區(qū)產(chǎn)業(yè)政策的新增負荷，依據(jù)自身用電需求，配套建設(shè)風(fēng)電、光伏電站，實現(xiàn)綠電就近消納。

存量負荷改造項目：支持擁有燃煤自備電廠的企業(yè)，利用周邊新能源資源開展綠電直連，通過壓減自備電廠出力，實現(xiàn)清潔能源替代，該類企業(yè)建設(shè)綠電直連項目需足額清繳可再生能源發(fā)展基金；支持有降碳剛性需求的出口外向型企業(yè)，利用周邊新能源資源開展綠電直連，該類企業(yè)以商品出口的海關(guān)單為認定依據(jù)。

電源側(cè)支持在符合條件的負荷周邊新謀劃風(fēng)電、光伏、生物質(zhì)發(fā)電等新能源項目開展綠電直連，鼓勵尚未開展電網(wǎng)接入工程建設(shè)或因新能源消納受限無法并網(wǎng)的新能源項目履行變更手續(xù)后開展綠電直連，就近服務(wù)周邊符合條件的負荷，提高新能源利用效率。新能源項目利用率應(yīng)保持在合理水平，且不納入全區(qū)新能源利用率統(tǒng)計范圍。

建設(shè)規(guī)模方面，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，確保新能源年自發(fā)自用電量占總可用發(fā)電量比例不低于60%，占負荷側(cè)總用電量比例不低于30%，逐年提高不低于1.5個百分點，2030年前達到35%以上。上網(wǎng)電量占總可用發(fā)電量的比例不超過20%。在新能源消納困難時段，項目不應(yīng)向公共電網(wǎng)反送電。

負荷與電源項目接網(wǎng)距離不超過20公里，接入110千伏的，接網(wǎng)距離不超過50公里，原則上應(yīng)在同一市域范圍內(nèi)。

為推動新能源生產(chǎn)和消費融合發(fā)展，促進我區(qū)新能源就近就地消納，更好滿足企業(yè)綠色用能需求，依據(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）（以下簡稱“650號文”）、《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）（以下簡稱“1192號文”），結(jié)合我區(qū)實際，制定本實施意見。

一、適用范圍

本意見所指綠電直連，是指風(fēng)電、太陽能發(fā)電、生物質(zhì)發(fā)電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，并能實現(xiàn)電量物理溯源的模式。直連線路為電源與用戶間的專用電力線路。項目分為并網(wǎng)型和離網(wǎng)型，并網(wǎng)型項目整體接入公共電網(wǎng)，電源接入用戶與公共電網(wǎng)產(chǎn)權(quán)分界點的用戶側(cè)。直連電源為分布式光伏的，遵循《分布式光伏發(fā)電開發(fā)建設(shè)管理辦法》執(zhí)行。采用直連線路向多用戶開展綠色電力直接供應(yīng)的具體辦法，待國家相關(guān)政策明確后，我區(qū)另行制定相關(guān)政策。

二、項目建設(shè)要求

綠電直連項目建設(shè)運行遵循安全優(yōu)先、綠色友好、權(quán)責(zé)對等、源荷匹配原則，公平合理承擔(dān)安全、經(jīng)濟與社會責(zé)任，助力我區(qū)能源結(jié)構(gòu)優(yōu)化與綠色低碳發(fā)展。

（一）負荷側(cè)要求

新增負荷配套項目：鼓勵取得核準(zhǔn)（備案）手續(xù)，尚未報裝、未開工建設(shè)且符合國家和自治區(qū)產(chǎn)業(yè)政策的新增負荷，依據(jù)自身用電需求，配套建設(shè)風(fēng)電、光伏電站，實現(xiàn)綠電就近消納。

存量負荷改造項目：支持擁有燃煤自備電廠的企業(yè)，利用周邊新能源資源開展綠電直連，通過壓減自備電廠出力，實現(xiàn)清潔能源替代，該類企業(yè)建設(shè)綠電直連項目需足額清繳可再生能源發(fā)展基金；支持有降碳剛性需求的出口外向型企業(yè)，利用周邊新能源資源開展綠電直連，該類企業(yè)以商品出口的海關(guān)單為認定依據(jù)。

（二）電源側(cè)要求

支持在符合條件的負荷周邊新謀劃風(fēng)電、光伏、生物質(zhì)發(fā)電等新能源項目開展綠電直連，鼓勵尚未開展電網(wǎng)接入工程建設(shè)或因新能源消納受限無法并網(wǎng)的新能源項目履行變更手續(xù)后開展綠電直連，就近服務(wù)周邊符合條件的負荷，提高新能源利用效率。項目中新能源發(fā)電項目豁免電力業(yè)務(wù)許可，國家另有規(guī)定的除外。新能源項目利用率應(yīng)保持在合理水平，且不納入全區(qū)新能源利用率統(tǒng)計范圍。

（三）建設(shè)規(guī)模要求

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，確保新能源年自發(fā)自用電量占總可用發(fā)電量比例不低于60%，占負荷側(cè)總用電量比例不低于30%，逐年提高不低于1.5個百分點，2030年前達到35%以上。上網(wǎng)電量占總可用發(fā)電量的比例不超過20%。在新能源消納困難時段，項目不應(yīng)向公共電網(wǎng)反送電。

（四）建設(shè)主體要求

綠電直連項目原則上由負荷側(cè)企業(yè)作為主責(zé)單位牽頭推進。鼓勵包括民營企業(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。項目電源可由負荷企業(yè)自行投資，也可由發(fā)電企業(yè)或雙方成立的合資公司投資。直連專線原則上由負荷與電源主體共同投資建設(shè)。若電源和負荷投資主體不同，雙方需簽訂長期購電協(xié)議或合同能源管理協(xié)議，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)任等關(guān)鍵事項達成一致協(xié)議。

（五）電網(wǎng)接入要求

綠電直連項目接入電壓等級應(yīng)為110千伏及以下，接入35千伏的，負荷與電源項目接網(wǎng)距離不超過20公里，接入110千伏的，接網(wǎng)距離不超過50公里，原則上應(yīng)在同一市域范圍內(nèi)。項目確有必要接入220（330）千伏的，應(yīng)由自治區(qū)能源主管部門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)險評估，確保電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行。

三、運行管理和價格機制

綠電直連項目安全管理、電網(wǎng)接入、調(diào)度運行、責(zé)任界面、參與市場方式、計量結(jié)算方式等遵照國家“650號文”執(zhí)行。并網(wǎng)型綠電直連項目嚴格按照《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）要求，公平承擔(dān)穩(wěn)定供應(yīng)保障費用，平等參與電力市場。已實施的綠電直連項目，若負荷企業(yè)因停建、停產(chǎn)等原因中斷，應(yīng)及時匹配新的符合條件的存量或新增負荷，如新增負荷無法落地，配套新能源項目不得單獨辦理接網(wǎng)手續(xù)。

四、申報程序

（一）編制方案

符合條件的項目，由負荷企業(yè)牽頭編制包含電源、負荷、直連線路和接入系統(tǒng)的整體化方案，專門章節(jié)評估系統(tǒng)風(fēng)險、用電安全、電能質(zhì)量、電力電量平衡等，并提出切實可行的技術(shù)措施。直連線路應(yīng)盡量減少交叉跨越，若無法避免，需制定完善的安全措施。項目按照整體化方案統(tǒng)一建設(shè)，同步投產(chǎn)。（參考大綱見附件）

（二）項目申報

各地發(fā)展改革部門收到企業(yè)項目申請后，會同自然資源、林草、電網(wǎng)公司等部門單位對企業(yè)編制的實施方案進行初審，初審?fù)ㄟ^后的項目由四個部門聯(lián)合向自治區(qū)能源主管部門報送，報送資料包括但不限于項目申報請示、實施方案、申報表及負荷項目支持性文件等。各地市每季度末10日前按程序報送項目。

（三）項目審批

自治區(qū)能源主管部門將組織國家能源局西北監(jiān)管局、自然資源廳、林草局、國網(wǎng)寧夏電力公司及第三方機構(gòu)開展實施方案評審，評審?fù)ㄟ^的項目，新增新能源規(guī)模經(jīng)自治區(qū)政府同意后納入風(fēng)電、光伏年度開發(fā)建設(shè)方案。風(fēng)電、光伏、儲能、接網(wǎng)工程等按審批權(quán)限辦理相應(yīng)審批手續(xù)。項目建設(shè)運行情況由地市能源主管部門每季度向自治區(qū)能源主管部門報備。

（四）監(jiān)督管理

地市能源主管部門要加強綠電直連項目建設(shè)運營監(jiān)管，避免項目批建不符，影響電力供應(yīng)安全；要會同有關(guān)部門、電網(wǎng)企業(yè)對項目進行動態(tài)監(jiān)測和定期預(yù)警，評估存在的重大風(fēng)險，督促整改，確保風(fēng)險閉環(huán)管理。投資主體承擔(dān)建設(shè)主體責(zé)任，嚴格按照批復(fù)的實施方案建設(shè)、運行，對項目的經(jīng)濟性、安全性全權(quán)負責(zé)，確保項目建設(shè)合規(guī)、運行高效、風(fēng)險可控。

本實施意見自2026年1月1日起實施，有效期至2028年12月31日，在實施過程中，如遇國家政策調(diào)整，以國家政策為準(zhǔn)。由自治區(qū)發(fā)展改革委負責(zé)解釋。

附：1.綠電直連項目實施方案編制參考大綱

2.項目申報表

附1

綠電直連項目實施方案編制參考大綱

一、項目概況

（一）基本內(nèi)容

說明項目建設(shè)點、項目類型（并網(wǎng)型/離網(wǎng)型）、負荷類型（增量/存量）、建設(shè)內(nèi)容、投資主體及構(gòu)成、投建模式（自投、合資、合同能源管理等）等。

（二）建設(shè)必要性

簡要介紹企業(yè)綠色用能需求、資源條件等，闡述項目建設(shè)必要性。

（三）建設(shè)時序

簡要說明電源、負荷、儲能（如有）、直連線路、接入工程等內(nèi)容的建設(shè)進度，以及擬投產(chǎn)時間。

二、建設(shè)條件及方案

（一）負荷方面

說明負荷現(xiàn)狀所屬行業(yè)、規(guī)模、用能需求、供電可靠性需求、建設(shè)時序、建設(shè)（前期）或運營情況等基本情況。存量負荷還需說明出口產(chǎn)品降碳剛性需求（如有）、自備電廠可再生能源發(fā)展基金清繳情況（如有）等。

（二）電源方面

明確電源類型、裝機規(guī)模、場址布局、土地利用、生態(tài)環(huán)保等內(nèi)容。

（三）投資運營方面

項目電源和負荷不是同一投資主體或成立合資公司的，需明確電力投資、建設(shè)、產(chǎn)權(quán)劃分、運維、市場交易、調(diào)度、結(jié)算、違約等的責(zé)任主體劃分，相關(guān)成本分攤；項目整體參與市場交易，其市場交易結(jié)果產(chǎn)生的偏差考核結(jié)果，如何制定各主體的分攤機制。

（四）接入系統(tǒng)方面

明確直連線路線路路徑、電壓等級、所有電源-負荷-儲能（如有）電氣連接拓撲結(jié)構(gòu)，并網(wǎng)型項目需明確擬并網(wǎng)電壓等級、計劃并網(wǎng)點等初步接入系統(tǒng)設(shè)計及二次系統(tǒng)配置情況。

（五）源荷匹配方面

明確落實“整體新能源年自發(fā)自用電量占總可用發(fā)電量比例不低于60%，占總用電量比例不低于30%，到2030年時不低于35%”要求的具體比例并進行測算；測算新能源利用率、最大的負荷峰谷差率等指標(biāo)。

（六）其他方面

調(diào)節(jié)能力建設(shè)、系統(tǒng)風(fēng)險、用電安全、電能質(zhì)量等應(yīng)對措施。如項目接入電壓等級為220千伏，需提供電力系統(tǒng)安全風(fēng)險專項評估報告。

三、投資估算及效益分析

（一）財務(wù)評價

進行項目整體投資估算，包含負荷、電源、直連線路、儲能等各部分的投資構(gòu)成；測算財務(wù)內(nèi)部收益率、投資回收期等指標(biāo)。

（二）效益分析

分析綠電直連項目在降低企業(yè)用能成本、減少碳排放、促進當(dāng)?shù)亟?jīng)濟發(fā)展等方面的社會、經(jīng)濟效益。

四、支持性文件

提供已取得的項目前期手續(xù)，例如電源、負荷、儲能（如有）、輸變電工程備案、核準(zhǔn)文件，項目用地等前期行政審批手續(xù)。項目電源和負荷不是同一投資主體的，提供源荷購售電協(xié)議或合同能源管理協(xié)議。

五、其他

對于其他未盡事宜，可自行補充。

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