寧夏回族自治區綠電直連實施方案

為推動新能源生產和消費融合發展，促進我區新能源就近就地消納，更好滿足企業綠色用能需求，依據國家發展改革委、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）（以下簡稱“650號文”）、《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）（以下簡稱“1192號文”），結合我區實際，制定本實施方案。

一、適用范圍

本方案所指綠電直連，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，并能實現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。項目分為并網型和離網型，并網型項目整體接入公共電網，電源接入用戶與公共電網產權分界點的用戶側。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相關規定執行。采用直連線路向多用戶開展綠色電力直接供應的具體辦法，待國家相關政策明確后，我區另行制定相關政策。

二、項目建設要求

綠電直連項目建設運行遵循安全優先、綠色友好、權責對等、源荷匹配原則，公平合理承擔安全、經濟與社會責任，助力我區能源結構優化與綠色低碳發展。

（一）負荷側要求

新增負荷配套項目：鼓勵取得核準（備案）手續，尚未報裝、未開工建設且符合國家和自治區產業政策的新增負荷，依據自身用電需求，配套建設風電、光伏電站，實現綠電就近消納。

存量負荷改造項目：支持擁有燃煤自備電廠的企業，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，實現清潔能源替代，該類企業建設綠電直連項目需足額清繳可再生能源發展基金，直連負荷為燃煤自備電廠獨立供電的負荷項目（不含公網供電負荷）；支持有降碳剛性需求的出口外向型企業，利用周邊新能源資源開展綠電直連，該類企業以出口的報關單為認定依據，直連負荷為出口產品對應的生產負荷。

（二）電源側要求

支持在符合條件的負荷周邊新謀劃風電、光伏、生物質發電等新能源項目開展綠電直連，鼓勵尚未開展電網接入工程建設或因新能源消納受限無法并網的新能源項目開展綠電直連，就近服務周邊符合條件的負荷，提高新能源利用效率。項目中新能源發電項目豁免電力業務許可，國家另有規定的除外。新能源項目利用率應保持在合理水平，且不納入全區新能源利用率統計范圍。

（三）建設規模要求

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，確保新能源年自發自用電量占總可用發電量比例不低于60%，占負荷側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。上網電量占總可用發電量的比例不超過20%。在新能源消納困難時段，原則上項目不應向公共電網反送電。

（四）建設主體要求

綠電直連項目原則上由負荷企業作為主責單位牽頭推進。鼓勵包括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。項目電源可由負荷企業自行投資，也可由發電企業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。若電源和負荷投資主體不同，雙方需簽訂長期購電協議或合同能源管理協議，并就電力設施建設、產權劃分、運行維護、調度運行、結算關系、違約責任等關鍵事項達成一致協議。

（五）電網接入要求

綠電直連項目接入電壓等級應為110千伏及以下，接入35千伏的，負荷與電源項目接網距離不超過20公里，接入110千伏的，接網距離不超過50公里，原則上應在同一市域或寧東管委會行政區域范圍內。項目確有必要接入220（330）千伏的，應由自治區能源主管部門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評估，確保電網安全穩定運行。

三、運行管理和價格機制

綠電直連項目安全管理、電網接入、調度運行、責任界面、參與市場方式、計量結算方式等遵照國家“650號文”執行。并網型綠電直連項目嚴格按照《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）要求，公平承擔穩定供應保障費用，平等參與電力市場。已實施的綠電直連項目，若負荷企業因停建、停產等原因中斷，應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手續。

四、申報程序

（一）編制方案

符合條件的項目，由負荷企業牽頭編制包含電源、負荷、直連線路和接入系統的整體化方案，專門章節評估系統風險、用電安全、電能質量、電力電量平衡等，并提出切實可行的技術措施。直連線路應盡量減少交叉跨越，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一建設，同步投產。（參考大綱見附件）

（二）項目申報

各市發展改革部門收到企業項目申請后，會同同級工信、自然資源、林草、電網公司等部門單位對企業編制的實施方案進行初審，初審通過后的項目由市級發展改革部門向自治區能源主管部門報送，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

自治區能源主管部門將組織國家能源局西北監管局、自然資源廳、林草局、國網寧夏電力公司及第三方機構開展實施方案評審，評審通過的項目，新增新能源規模經自治區政府同意后納入風電、光伏年度開發建設方案，風電、光伏、生物質、儲能及相應接網工程等按審批權限辦理相應審批手續，存量新能源項目由核準（備案）單位出具變更意見。項目建設運行情況由地市能源主管部門每季度向自治區能源主管部門報備。

（四）組織保障

各市縣（區）能源主管部門要加強綠電直連項目建設運營監管，避免項目批建不符，影響電力供應安全；要會同有關部門、電網企業對項目進行動態監測和定期預警，評估存在的重大風險，督促整改，確保風險閉環管理。投資主體承擔建設主體責任，嚴格按照批復的實施方案建設、運行，對項目的經濟性、安全性全權負責，確保項目建設合規、運行高效、風險可控。

附件：

綠電直連項目實施方案編制參考大綱

一、項目概況

（一）基本內容

說明項目建設點、項目類型（并網型/離網型）、負荷類型（增量/存量）、建設內容、投資主體及構成、投建模式（自投、合資、合同能源管理等）等。

（二）建設必要性

簡要介紹企業綠色用能需求、資源條件等，闡述項目建設必要性。

（三）建設時序

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

二、建設條件及方案

（一）負荷方面

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

（二）電源方面

明確電源類型、裝機規模、場址布局、土地利用、生態環保等內容。

（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、產權劃分、運維、市場交易、調度、結算、違約等的責任主體劃分，相關成本分攤；項目整體參與市場交易，其市場交易結果產生的偏差考核結果，如何制定各主體的分攤機制。

（四）接入系統方面

明確直連線路路徑、電壓等級、所有電源-負荷-儲能（如有）電氣連接拓撲結構，并網型項目需明確擬并網電壓等級、計劃并網點等初步接入系統設計及二次系統配置情況。

（五）源荷匹配方面

明確落實“整體新能源年自發自用電量占總可用發電量比例不低于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。

（六）其他方面

調節能力建設、系統風險、用電安全、電能質量等應對措施。如項目接入電壓等級為220千伏，需提供電力系統安全風險專項評估報告。

三、投資估算及效益分析

（一）財務評價

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成；測算財務內部收益率、投資回收期等指標。

（二）效益分析

分析綠電直連項目在降低企業用能成本、減少碳排放、促進當地經濟發展等方面的社會、經濟效益。

四、支持性文件

提供已取得的項目前期手續，例如電源、負荷、儲能（如有）、輸變電工程、項目用地等前期支持性文件。項目電源和負荷不是同一投資主體的，提供源荷購售電協議或合同能源管理協議。

五、其他

對于其他未盡事宜，可自行補充。