12月24日，寧夏自治區(qū)發(fā)改委發(fā)布《寧夏回族自治區(qū)綠電直連實施方案》。

方案針對項目建設要求方面提出：

1、鼓勵取得核準（備案）手續(xù)，尚未報裝、未開工建設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，配套建設風電、光伏電站，實現(xiàn)綠電就近消納。

2、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)建設綠電直連項目需足額清繳可再生能源發(fā)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(wǎng)供電負荷）

3、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)以出口的報關單為認定依據(jù)，直連負荷為出口產(chǎn)品對應的生產(chǎn)負荷。

4、支持在符合條件的負荷周邊新謀劃風電、光伏、生物質發(fā)電等新能源項目開展綠電直連，

5、鼓勵尚未開展電網(wǎng)接入工程建設或因新能源消納受限無法并網(wǎng)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。

其次，在建設規(guī)模方面，方案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(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，原則上項目不應向公共電網(wǎng)反送電。

詳情如下：

寧夏回族自治區(qū)綠電直連實施方案

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《關于有序推動綠電直連發(fā)展有關事項的通知》（發(fā)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(fā)電就近消納的通知》（發(fā)改價格〔2025〕1192號）（以下簡稱“1192號文”），結合我區(qū)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(fā)電、生物質發(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(qū)分布式光伏發(fā)電開發(fā)建設相關規(guī)定執(zhí)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(qū)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(yōu)先、綠色友好、權責對等、源荷匹配原則，公平合理承擔安全、經(jīng)濟與社會責任，助力我區(qū)能源結構優(yōu)化與綠色低碳發(fā)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(xù)，尚未報裝、未開工建設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，配套建設風電、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)建設綠電直連項目需足額清繳可再生能源發(fā)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(wǎng)供電負荷）；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)以出口的報關單為認定依據(jù)，直連負荷為出口產(chǎn)品對應的生產(chǎn)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(fā)電等新能源項目開展綠電直連，鼓勵尚未開展電網(wǎng)接入工程建設或因新能源消納受限無法并網(wǎng)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(fā)電項目豁免電力業(yè)務許可，國家另有規(guī)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(qū)新能源利用率統(tǒng)計范圍。

（三）建設規(guī)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(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，原則上項目不應向公共電網(wǎng)反送電。

（四）建設主體要求

綠電直連項目原則上由負荷企業(yè)作為主責單位牽頭推進。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。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，并就電力設施建設、產(chǎn)權劃分、運行維護、調(diào)度運行、結算關系、違約責任等關鍵事項達成一致協(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，原則上應在同一市域或寧東管委會行政區(qū)域范圍內(nèi)。項目確有必要接入220（330）千伏的，應由自治區(qū)能源主管部門會同國家能源局派出機構組織電網(wǎng)企業(yè)、項目單位等開展電力系統(tǒng)安全風險評估，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、責任界面、參與市場方式、計量結算方式等遵照國家“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，公平承擔穩(wěn)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(yè)因停建、停產(chǎn)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(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(tǒng)一建設，同步投產(chǎn)。（參考大綱見附件）

（二）項目申報

各市發(fā)展改革部門收到企業(yè)項目申請后，會同同級工信、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，初審通過后的項目由市級發(fā)展改革部門向自治區(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開展實施方案評審，評審通過的項目，新增新能源規(guī)模經(jīng)自治區(qū)政府同意后納入風電、光伏年度開發(fā)建設方案，風電、光伏、生物質、儲能及相應接網(wǎng)工程等按審批權限辦理相應審批手續(xù)，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(qū)能源主管部門報備。

（四）組織保障

各市縣（區(qū)）能源主管部門要加強綠電直連項目建設運營監(jiān)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(wǎng)企業(yè)對項目進行動態(tài)監(jiān)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(huán)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(jīng)濟性、安全性全權負責，確保項目建設合規(guī)、運行高效、風險可控。

來源：寧夏發(fā)改委