一、编制依据
《国家发展改革委 国家能源局关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2026〕688号）
《国家发展改革委 国家能源局关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号）
《内蒙古自治区单一电力用户绿电直连项目开发建设实施方案（试行）》（内能源新能发〔2026〕1号）
《内蒙古自治区发展改革委 能源局关于落实新能源就近消纳价格机制有关事项的通知》（内发改价费字〔2026〕534号）
二、主要内容
（一）多用户绿电直连定义
多用户绿电直连是指风电、太阳能发电、生物质发电等新能源发电不直接接入公共电网，通过专用线路和变电设施向多个用户供给绿电，实现供给电量清晰溯源和分配的模式。新能源发电也可由多个不同法人实体实施，新能源应汇集后以单一线路接入负荷汇集站。
并网型项目作为一个整体接入公共电网，与公共电网以产权分界点形成清晰物理界面，新能源接入项目内部。
离网型项目具备完全独立运行条件，与公共电网无电气连接。
直连电源为分布式光伏的，可通过集中汇流方式参与多用户绿电直连，分布式光伏按照国家有关政策执行。
（二）项目类型
1.新增负荷。新增负荷取得相关主管部门的核准（备案）文件后均可开展绿电直连。未向电网企业报装的项目（含存量负荷的扩建部分）、已报装但配套电网工程（供电方案确定的电网接入点至用户受电端之间、由电网企业投资建设的输变电工程）尚未开工的项目、离网型存量项目均视为新增负荷。新增负荷项目（含存量负荷的扩建部分）与存量负荷项目原则上不产生电气连接。
2.氢基绿色燃料。存量、新增氢基绿色燃料项目（含风光制氢一体化项目），均可吸纳绿氢、绿氢制绿氨、绿氢制绿甲醇、绿氢制可持续航空燃料等新增负荷开展多用户绿电直连。已建成或在建的风光制氢一体化并网项目（含离网项目），可吸纳为绿氢项目服务的其他用电负荷项目开展多用户绿电直连，但不允许向公共电网反送。
3.降碳刚性需求出口外向型企业。有降碳刚性需求，且能提供进出口经营权证明、海外营收审计报告、海外营收占比、海外客户合约、产品出口证明以及降碳刚性需求等相关证明材料的企业，均可吸纳其他新增负荷或满足要求的存量负荷开展多用户绿电直连。
4.国家枢纽节点数据中心（和林格尔数据中心集群）。和林格尔数据中心集群的存量、新增算力项目，均可吸纳其他新增负荷或满足要求的存量负荷开展多用户绿电直连。
5.电解铝行业。存量、新增电解铝项目均可吸纳其他新增负荷或满足要求的存量负荷开展多用户绿电直连。
6.国家级零碳园区。国家级零碳园区范围内存量、新增负荷，均可吸纳其他新增负荷或满足要求的存量负荷开展多用户绿电直连。
7.中国（内蒙古）自由贸易试验区。呼和浩特片区、满洲里片区、二连浩特片区内的存量、新增负荷项目，均可吸纳其他新增负荷或满足要求的存量负荷开展多用户绿电直连。
8.钢铁、水泥和多晶硅行业。盟市在满足自治区新能源利用率目标的前提下，由电网企业确定本地区钢铁、水泥和多晶硅存量负荷可替代容量，盟市能源主管部门确定具体项目，与电网企业达成一致后，可吸纳其他新增负荷或满足要求的存量负荷开展多用户绿电直连。
（三）实施要求
1.源荷匹配。项目按照“以荷定源”原则科学确定新能源电源类型和装机规模，多个负荷无法同期投产的，按照负荷投产时序确定各批次装机规模。新能源年度自发自用电量占年度总用电量的比例应不低于30%[自发自用电量以绿电直连项目配套负荷核准（备案）文件所对应负荷的实际用电量为准，不计入配套储能充电、放电及损耗部分的电量]，并不断提高自发自用比例，2030年前不低于35%。
并网型氢基绿色燃料绿电直连项目上网电量2027年底前不超过40%、2028年及之后不超过20%，即上网电量比例=上网电量/（上网电量+自发自用电量）。其余绿电直连项目新能源发电量全部自发自用，不允许向公共电网反送。
鼓励统筹要素资源，集中集聚布局风光制氢项目，构建离网型氢能产业园，产业园可吸纳绿氢负荷和为产业园服务的其他用电负荷。
2.投资模式。项目主责单位原则上由负荷方与电源方合资组建，也可以由负荷方单独投资组建，支持民营企业在内的各类经营主体（不含电网企业）投资绿电直连项目。并网型氢基燃料多用户绿电直连项目由氢基燃料负荷企业成立合资公司投资新能源及内部输变电设施。
项目主责单位与电源、负荷等内部主体应就产权划分、运行维护、平衡责任、内部费用标准和结算、违约责任等事项签订协议。
主责单位负责建设项目连接线路、变电设施、储能及运营平台。项目在不影响与公共电网责任界面划分的前提下，可通过租赁等方式协商使用其他主体的存量电力设施；协商不成的，可自行建设相关设施。
3.规划统筹。项目接入电压等级不超过220（330）千伏，确有必要接入220（330）千伏的，由自治区能源局会同国家能源局派出机构组织电网企业、项目单位等开展电力系统安全风险专项评估。
利用存量负荷申报绿电直连的项目，项目单位应根据省级电网企业出具的指导意见，联合属地电网企业编制《电力系统影响综合分析报告》，并报省级电网企业评估审核。
4.建设管理。用电负荷分批次投产的，按照“以荷定源”的原则，分批核准（备案）新能源。
项目建成后，接网容量发生变更的，项目主责单位应重新履行系统接入评估等手续。项目内部负荷、新能源规模确需调整的，由盟市能源主管部门重新审批。
（四）运行管理
1.责任界面。项目主责单位承担由于项目自身原因造成供电中断的相关责任，按照“谁产生、谁负责”原则，根据内部协议和运行实际对责任公平划分。
并网型项目整体接入公共电网，符合双电源供电标准的重要负荷，按实际需求接网，均需与公共电网形成清晰的物理界面与责任界面；项目内部负荷之间不应有直接电气连接。并网型项目自主合理确定接入公共电网容量，项目与公共电网的交换功率不超过接网容量。
（五）交易与价格机制
1.市场参与方式。项目原则上应作为整体参与电力市场交易，由项目主责单位统一申报；初期，项目可以“报量不报价”方式参与电力现货市场，条件成熟时，逐步过渡至“报量报价”参与电力现货市场。
项目主责单位应与其内部电源和负荷签订10年以上购电协议或合同能源管理协议（包含电量和电价区间），明确交易模式和价格模式，并考虑外部市场价格变化、负荷实际调节能力等因素定期协商调整。
2.计量管理。由电网企业在项目内部各发电、厂用电、并网、内部各用户、储能等关口安装符合相关标准和有关部门认可的双向分时计量装置。
并网型项目以项目与公共电网接入点作为计量、结算参考点，作为整体与公共电网进行电费结算。
3.项目内部管理。项目主责单位应与项目内部主体按照权责对等、公平分摊的原则签订协议，合理确定内部结算方式等内容，并考虑外部市场价格变化、负荷实际调节能力等因素定期协商调整。
4.价格机制。并网型项目执行国家及自治区相关价格政策文件要求，公平承担输配电费、系统运行费、政策性交叉补贴等费用。项目主责单位负责统一与公共电网结算电费。
并网型和离网型项目均应按现行政策缴纳政府性基金及附加。项目新能源发电量不纳入新能源可持续发展价格结算机制。
单一电力用户（包括自治区源网荷储一体化、风光制氢一体化项目）变更为多用户绿电直连项目后，整体按照新项目执行价格政策。
5.绿电溯源。并网型项目整体按照内部实际新能源发电量（含储能释放的项目新能源电量）扣减上网电量确定自发自用电量，形成项目整体绿电溯源结果。项目内部各用户可按照每个时段用电量占比确定自发自用电量，实现小时级新能源发用电量匹配。
电网企业根据计量数据计算绿电溯源结果，并按相关规定进行核对后，推送至国家绿证核发交易系统。项目自发自用电量对应绿证的核发、划转、核销等按照有关规定执行。
（六）项目申报与管理
1.项目申报。绿电直连项目由主责单位申报，由旗县报送盟市能源主管部门。鼓励盟市（省区）间加强沟通协作，支持新能源开发资源不足的盟市（省区）突破地域限制，在与周边盟市（省区）协商一致的情况下，依据发展需要谋划建设绿电直连跨盟市（省区）合作项目。跨盟市项目由相关盟市能源主管部门联合组织申报。
2.项目批复。绿电直连项目（不含氢基绿色燃料绿电直连项目）取得省级电网企业支持意见后，盟市能源主管部门应及时组织具备资质的第三方机构进行评审，评审通过后由盟市能源主管部门批复并报自治区能源局备案。跨盟市项目由相关盟市联合评审批复。
多用户绿电直连项目新增负荷开工（已有实质性投资且纳入统计）后，盟市能源主管部门方可核准（备案）对应规模的配套新能源项目。
氢基绿色燃料绿电直连项目取得省级电网企业支持意见后，由盟市能源主管部门报送自治区能源局进行预审批复。预审通过后，项目申报企业可依据预审意见办理项目前期相关手续（包括履行投资决策等相关程序），并组织进行负荷侧项目建设。预审意见有效期为两年，通过预审并在预审意见有效期内依法依规开工，且完成计划投资45％以上的负荷侧项目，按照批复的实施方案申请项目电源建设规模。
3.项目管理。绿电直连项目建成后，盟市能源主管部门应及时组织有关单位进行验收。电网企业要根据项目批复方案做好接网服务；新能源建设进度滞后的，投资主体可与电网企业协商临时供电方案。项目投运前，不得擅自变更建设内容、股权结构，不得自行变更投资主体。
绿电直连项目负荷不足、调节能力降低或停运时，项目投资主体须引进新的负荷、新建调节能力。若项目投资主体无力实施或新增负荷未落地，可向盟市能源主管部门申请终止项目，盟市能源主管部门按流程履行相关程序。
（七）保障措施与政策衔接
自治区能源局负责统筹推进全区绿电直连项目建设工作，推动绿电直连模式有序发展。
电网企业应向满足并网条件的项目公平无歧视提供电网接入服务。电网企业、电力市场运营机构要持续提升项目接入电网、参与市场交易的技术支持能力和服务水平。
自治区已批复的源网荷储一体化、风光制氢一体化、单一电力用户绿电直连（不含氢基绿色燃料、燃煤燃气自备电厂）项目以及工业园区绿色供电项目，仍按原批复文件及实施细则执行。如需调整，可按照本方案有关要求，重新申报多用户绿电直连项目并履行变更手续。
本方案自印发之日起实施。如遇国家政策调整，按照国家最新政策执行。