作为新能源装机规模超 1.5 亿千瓦的能源大省，内蒙古在新能源消纳和绿电发展领域再次走在全国前列。

《方案》实施后，内蒙古原有源网荷储一体化、风光制氢一体化、全额自发自用新能源、燃煤自备电厂可再生能源替代等四类市场化消纳政策同步废止，已获批项目可按《方案》调整建设方案，享受同等政策支持，确保政策平稳过渡，保护企业合法权益。

内蒙古作为国家重要能源和战略资源基地，已成为全国首个新能源装机占比超 50% 的省区，2025 年风光装机达 1.5 亿千瓦，年发电量约 3200 亿千瓦时，相当于减少二氧化碳排放 2.83 亿吨。

但快速增长的新能源装机与传统电网消纳能力不足的矛盾日益凸显，未来 5 年新增 1.5 亿千瓦风光装机的消纳压力亟待破解。

与此同时，内蒙古高耗能产业（电解铝、钢铁、数据中心等）电力成本占比达 30%-50%，出口企业面临欧盟碳边境调节机制（CBAM）等绿色贸易壁垒，产业绿色转型需求迫切。

绿电直连作为 “私人高速” 式的能源供给模式，通过专用线路实现新能源与用户直接对接，既解决了新能源消纳难题，又为企业提供可溯源的绿电资源，成为破解 “绿电不绿”、推动产业降碳的关键抓手。

2025 年 5 月，国家发改委、能源局发布《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），首次在国家层面明确绿电直连定义、源荷匹配要求及审批机制。

内蒙古在此基础上，整合此前源网荷储一体化、风光制氢等四类市场化消纳政策，形成全国首个省级专项方案，实现三大突破：一是将项目类型从笼统分类细化为六类，覆盖新增负荷、氢基燃料、重点用能行业等多元场景；二是优化储能配置要求，从 “强制 15%（4 小时）” 调整为 “按需配置”；三是创新审批流程，建立盟市审批与自治区预审批相结合的分级机制，大幅提升审批效率。

在能源转型层面，绿电直连通过 “点对点” 供给模式，跳过公共电网中转环节，为新能源消纳提供了 “直达通道”，助力内蒙古打造新型电力系统示范区。

在产业发展层面，绿电直连可使高耗能企业电力成本降低 10%-20%。

在国际竞争层面，绿电直连提供的物理可溯源绿电，可帮助出口企业满足国际碳足迹认证要求，破解绿色贸易壁垒，提升产品国际竞争力。

《方案》将绿电直连项目细分为六类，构建了覆盖增量与存量、传统与新兴产业的完整项目体系，体现了政策的精准性和包容性。

绿电直连是指风电、光伏等新能源不直接接入公共电网，通过专用线路向单一用户供给绿电的模式，分为并网型（接入公共电网）和离网型（完全独立运行）两类。

六类项目的分类逻辑基于 “增量扩能 + 存量改造 + 新兴培育” 三大导向，既支持新建高载能项目和零碳园区，也鼓励燃煤自备电厂替代和传统高耗能行业改造，同时重点培育氢基绿色燃料等新兴产业。

新增负荷项目聚焦负荷全新或增量的场景，适用于新建高载能产业、数据中心等项目，要求项目独立于存量负荷且需取得核准（备案）文件。

氢基绿色燃料项目作为《方案》新增类型，聚焦绿氢、绿氨等新型燃料生产，适用于氢能产业链上下游企业，明确要求同一投资主体控股并落实应用场景，体现了对氢能等战略性新兴产业的前瞻性布局。

重点用能行业项目针对电解铝、钢铁、多晶硅等能耗高、碳排放强度大的行业，要求企业满足国家绿色电力消费比例要求，助力传统高耗能产业绿色转型。

降碳需求出口企业项目直击国际贸易绿色壁垒痛点，适用于面临碳关税压力的出口导向型制造企业，需提供出口证明及降碳需求材料。

燃煤自备电厂替代项目属于存量改造范畴，适用于现有燃煤自备电厂企业，通过清洁能源替代实现绿色转型，核心要求是足额清缴政府性基金及附加等相关费用。

国家级零碳园区项目则以园区整体绿电覆盖为目标，适用于国家级零碳示范园区，要求园区内企业统一规划、协同推进，打造零碳发展示范样板。

《方案》构建了涵盖接入电压、储能配置、安全保护、计量监控的全链条技术标准体系，既保障电网安全稳定，又赋予项目更大灵活性。

在接入电压方面，项目一般不超过 220 千伏，特殊情况可放宽至 330 千伏，但需开展系统安全风险评估，避免对公共电网造成冲击，这一标准既符合技术可行性要求，又兼顾了项目经济性。

储能配置上，《方案》取消了此前强制 15%（4 小时）的配置要求，改为 “按需配置”，鼓励通过储能系统或挖掘负荷灵活调节潜力提升项目自平衡能力，有效降低了企业投资成本，体现了政策的科学性和灵活性。

安全保护方面，针对 220 千伏及以上项目，《方案》要求安装 “三道防线” 防护体系，包括响应时间不超过 50 毫秒的快速真空断路器、实时监测系统运行状态的区域稳定控制装置，以及确保故障时 300 毫秒内与主网隔离的系统解列保护，最大限度防范故障扩大风险。

同时，所有项目需配置完整的继电保护、通信及自动化设备，严格执行《电力监控系统安全防护规定》，安装网络安全监测、隔离装置，防范网络安全风险，保障项目安全稳定运行。

计量监控是实现绿电溯源和规范管理的基础，《方案》要求项目在发电、储能、并网等关键节点安装符合标准的双向计量装置，实现分表计量，对于厂区内已有燃煤等自备电厂的，新建新能源项目、储能等各业务单元需与原自备电厂及用电负荷区分计量，确保电量数据准确可溯。

同时，项目需满足 “可观、可测、可调、可控” 要求，通过部署 SCADA/EMS 系统实时采集核心数据，利用 DTU 终端汇聚分布式单元信息，借助 EMS 系统实现秒级调节，所有设施涉网性能需符合相关技术标准，确保能够按照调度要求进行控制，为项目运行管理和市场交易提供技术支撑。

《方案》优化了绿电直连项目审批流程，建立分级分类审批机制，大幅压缩审批时限，降低企业申报成本。

申报主体明确为负荷企业，需满足新能源总规模不低于 5 万千瓦、年利用小时数不低于 5000 小时、落实项目场址及相关支持性文件等基本条件。

申报材料主要包括项目实施方案、可行性研究报告、电网接入系统设计方案、储能配置方案等，跨主体合作项目还需提供投资协议或合作意向书，确保项目技术可行、合规有序。

在审批流程设计上，《方案》根据项目类型实行分级审批。

普通项目按照 “负荷企业编制方案→旗县初审→盟市能源局受理→电网企业出具支持意见→第三方评审→盟市批复→自治区备案” 的流程推进，流程简洁高效，减少审批层级。

氢基绿色燃料项目由于投资规模大、技术复杂度高、建设周期长，实行自治区预审批制，预审意见有效期为 2 年，企业开工且投资完成 45% 以上后，可申请电源建设规模，既保障了项目前期充分准备，又兼顾了落地效率。

为打破地域限制、优化资源配置，《方案》积极支持跨盟市、跨省区合作项目，建立 “首问负责制”，由接入地电网公司牵头协调路径规划与调度衔接，相关盟市（省区）协商一致并签订合作协议，明确各方权利义务、电量分配和利益分享机制，为新能源资源不足的地区提供了突破发展瓶颈的路径，促进区域协同发展。

在电价与费用机制方面，项目需按照国家和自治区相关规定缴纳输配电费、系统运行费、政府性基金及附加等费用，其中输配电费按容（需）量缴纳，下网电量不再缴纳系统备用费，计算方式遵循国家相关规定。

同时，《方案》给予自发自用部分重要费用减免政策，暂免征收系统备用费和政策性交叉补贴（蒙西 0.01 元 / 千瓦时、蒙东 0.02 元 / 千瓦时），显著降低了企业用电成本，提升了项目经济性。

价格形成上，电源与负荷非同一投资主体的，可通过签订 5 年以上长期购电协议确定电价，鼓励通过市场竞争形成价格，充分体现绿电的环境价值和市场供需关系。

电力交易方面，项目建成后原则上作为一个整体参与电力市场交易，以项目接入点作为计量、结算参考点，享有与其他市场主体平等的地位，项目负荷不得由电网企业代理购电。

在现货市场连续运行地区，上网电量占比一般不超过总可用发电量的 20%，特殊情况可申请放宽。

现货市场未连续运行地区，原则上不向公共电网反向送电，新能源发电量全部自发自用。对于电源和负荷不是同一投资主体的，可分别进行市场注册，以聚合形式参与电力市场交易，参照虚拟电厂模式运作，自行约定损益分摊机制，满足不同投资主体的需求。

绿证与绿电交易是体现绿电环境价值的重要载体，《方案》明确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，每兆瓦时绿电对应一张绿证，可用于企业碳减排核算和国际认证。

绿电直连项目凭借物理可溯源的优势，可开展点对点交易、集中式交易等多种模式，绿电价格由基础电价和环境溢价构成，环境溢价反映碳减排价值，由市场供需决定。

同时，支持跨省区绿电交易，建立省间绿电交易平台和政策互认机制，协调解决跨省交易中的路径规划、调度衔接等问题，助力内蒙古绿电资源对接全国市场需求。

《方案》建立了自治区 - 盟市 - 旗县三级联动管理体系，明确各级职责分工，实现项目全生命周期规范化管控。

自治区能源局负责统筹推进全区绿电直连项目建设工作，制定政策文件和技术标准，审批氢基绿色燃料等重大项目，监督指导盟市开展工作。

盟市能源主管部门承担属地管理责任，负责普通项目审批、已批复项目管理和运行监测，定期向自治区能源局报送建设情况。

旗县能源主管部门负责项目申报初审、协助企业办理相关手续和日常监督检查，形成上下协同、权责清晰的管理格局。

为确保项目规范运行，《方案》建立了多维度监管机制，实行月度报告制度，项目投资主体按月向盟市能源主管部门报送发电量、用电量、设备运行状况等数据，盟市能源主管部门按月汇总后报自治区能源局。

开展年度核验，由盟市能源主管部门组织第三方机构对项目自发自用比例、设备运行、安全措施落实、环保要求满足等情况进行全面检查，确保项目达到预期目标；依托 “四可” 系统实现实时监测，建立预警机制，及时发现和处置运行异常，保障项目安全高效运行。

在激励与约束方面，《方案》明确对绿电直连项目给予优先消纳权、简化审批流程、费用减免等激励措施，鼓励企业积极参与。

同时设置严格的约束机制，项目自发自用电量占总用电量比例不低于 30%，2030 年前需提升至不低于 35%，氢基绿色燃料项目上网电量比例按年限逐步降低，未达到要求的责令限期整改，逾期不改的核减项目规模。

对提供虚假材料的，终止审核认定，涉嫌违法犯罪的移交司法机关处理。

为保障资源合理配置，《方案》建立了完善的退出机制，项目因停建、停产、搬迁、破产等原因不再具备持续用电能力的，或连续三年运行指标不满足要求的，由相关部门组织第三方评估后及时终止项目。

已建成项目的直连电源可重新申报建设计划，在落实接入条件后重新接入公共电网，或作为增量项目参与机制电价竞价，电源投资主体也可申请参与年度新能源开发建设规模竞争性配置，实现资产有效利用。

《内蒙古自治区绿电直连项目开发建设实施方案（试行）》（全文）http://www.ceccweb.org.cn/listshow.php?cid=68&id=3607