新疆零碳园区新能源就近消纳：加快推动绿电直连发展

1月16日，新疆维吾尔自治区发展改革委印发《关于加快推进新疆新能源就近消纳有关事项的通知》（以下简称《通知》）。

通知提出：

加快推动绿电直连发展 。加强新增负荷周边新能源开发利用，推动新能源就近直接向单一电力用户供电，将电源、负荷、储能等作为整体与公共电网连接，形成清晰物理界面和安全责任界面。支持拥有燃煤燃气自备电厂的存量负荷开展绿电直连，通过压减自备电厂出力推动新能源就近消纳。探索出口外向型存量负荷开展新能源就近消纳。鼓励国家级零碳园区范围内存量负荷因地制宜开展新能源就近消纳。

提升源荷匹配水平。按照“以荷定源”原则，合理确定新能源建设规模，保障新能源高效消纳。在自治区电力现货市场连续正式运行前采取自发自用模式，不向电网反送电，电力现货市场连续正式运行后具体要求另行规定。源荷统筹规划、同步建设、同步投产，负荷分期投产的，新能源应按照相应规模同步分期投产。

鼓励通过合理配置储能、深挖负荷灵活调节潜力，同步建设一体化调控平台，探索应用虚拟电厂等新技术新模式，提升项目新能源消纳水平，减小对公共电网调节资源需求。

原文如下：

关于加快推进新疆新能源就近消纳有关事项的通知

各地、州、市发展改革委，国网新疆电力有限公司：

为贯彻落实《国家发展改革委国家能源局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）、《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）、《国家发展改革委国家能源局关于促进新能源消纳和调控的指导意见》（发改能源〔2025〕1360号）等文件要求，进一步发挥我区风光资源优势，加快实现新能源更高水平就近消纳，现将有关事项通知如下。

一、拓展新能源就近消纳模式

（一）加快推动绿电直连发展

加强新增负荷周边新能源开发利用，推动新能源就近直接向单一电力用户供电，将电源、负荷、储能等作为整体与公共电网连接，形成清晰物理界面和安全责任界面。支持拥有燃煤燃气自备电厂的存量负荷开展绿电直连，通过压减自备电厂出力推动新能源就近消纳。探索出口外向型存量负荷开展新能源就近消纳。鼓励国家级零碳园区范围内存量负荷因地制宜开展新能源就近消纳。

（二）拓展增量配电网新能源消纳

鼓励以增量配电网整体或与公共电网具有清晰物理边界的部分片区为主体开展新能源就近消纳，新能源直接接入增量配电网内部变电站，促进增量配电网绿色发展。

二、统筹源网荷储协调发展

（三）提升源荷匹配水平

按照“以荷定源”原则，合理确定新能源建设规模，保障新能源高效消纳。在自治区电力现货市场连续正式运行前采取自发自用模式，不向电网反送电，电力现货市场连续正式运行后具体要求另行规定。源荷统筹规划、同步建设、同步投产，负荷分期投产的，新能源应按照相应规模同步分期投产。

（四）增强自我调节能力

鼓励通过合理配置储能、深挖负荷灵活调节潜力，同步建设一体化调控平台，探索应用虚拟电厂等新技术新模式，提升项目新能源消纳水平，减小对公共电网调节资源需求。

（五）规范电网接入方式

接入电压等级不超过220千伏，确有必要接入220千伏的，应做好电力系统安全风险分析专项评估。尽量减少项目线路工程与其他线路的交叉跨越，确需跨越的应做好安全措施。

三、落实市场与价格机制

（六）平等参与电力市场

新能源就近消纳项目原则上应作为整体参与电力市场交易，根据市场交易结果安排生产，不得由电网企业代理购电。除发生影响公用系统安全稳定运行的突发情况外，调度机构应按照项目自主安排的发用电曲线下达调度计划。项目在电力现货市场连续正式运行前参照批发用户参与市场。项目电源和负荷不是同一投资主体的，双方之间交易电量及上网电量按照绿证和绿电交易有关规定执行。

（七）公平承担社会责任

新能源就近消纳项目以接入点为计量、结算参考点，作为整体与公共电网进行电费结算。项目应公平承担输配电费、系统运行费等费用，具体按照国家和自治区相关价格政策执行。

四、明确安全运行责任

（八）厘清责任边界

新能源就近消纳项目与公共电网按产权分界点形成清晰明确的安全责任界面，各自在安全责任界面内履行相应电力安全风险管控责任。项目应自主合理申报并网容量，并与电网企业协商确定并网容量以外的供电责任和费用。电网企业按照项目申报容量和有关协议履行供电责任，项目自行承担由于自身原因造成供电中断的相关责任。

（九）加强安全生产管理

新能源就近消纳项目应严格落实各项安全生产管理措施，保证安全稳定运行。及时开展风险管控及隐患排查治理，深入评估并及时消除项目内部设备故障以及各类安全风险，不断增强可靠性。

五、统筹组织实施

自治区发展改革委会同有关方面做好项目管理和运行监测工作。地、州、市能源主管部门承担属地管理责任，做好本地项目初审和申报，按程序依规履行核准（备案）手续，及时报送项目建设进展。负荷投资主体是新能源就近消纳项目实施的主责单位，会同新能源投资主体，严格按批复方案进行项目建设，不得擅自变更建设内容、股权结构，确需调整的应报请自治区发展改革委同意。如两年内未启动项目建设的，地、州、市能源主管部门应依法依规终止项目，并向自治区发展改革委报备。

请各地、州、市能源主管部门抓紧组织相关企业按照本通知开展相关工作，具体要求详见《新能源就近消纳项目操作指南》（附件1），如遇重大问题及时上报。

附件：1.新能源就近消纳项目操作指南

2.新能源就近消纳项目申报材料清单

3.新能源就近消纳项目申报方案编制大纲

4.承诺函（样例）

5.项目信息情况表

自治区发展改革委

2026年1月8日

附件1

新能源就近消纳项目操作指南

发展新能源就近消纳，是促进新能源资源开发利用、满足企业绿色用能需求的重要途径，有利于进一步发挥我区风光资源优势，实现新能源高质量发展。按照国家及自治区相关文件精神，制订本操作指南。

一、建设要求

（一）投资主体

包括民营企业在内的各类经营主体（不含电网企业）可投资新能源就近消纳项目。项目电源可由负荷投资，也可由发电企业或双方成立的合资公司投资，直连专线原则上应由负荷、电源主体投资。增量配电网企业是增量配电网新能源就近消纳项目的主责单位。

（二）项目类型

申报新能源就近消纳的项目负荷须满足以下任意情形之一。

一是未向电网企业报装、已报装但供电工程尚未开工（变电主体工程或线路基础尚未开挖）的新增负荷可配套建设新能源项目。

二是存量负荷在已有燃煤燃气自备电厂足额清缴可再生能源发展基金的前提下，通过压减自备电厂出力开展新能源就近消纳。

三是经国家或自治区商务部门明确的出口外向型企业，可利用周边新能源资源探索开展新能源就近消纳项目，涉及存量负荷的需取得国网新疆电力有限公司评估支持意见。

四是国家级零碳园区范围内的存量负荷，在商本地电网公司开展电力系统影响分析，并取得国网新疆电力有限公司评估支持意见后，探索开展新能源就近消纳。

五是以增量配电网全部或具有明确供电边界的部分供电片区作为同一主体，可开展新能源就近消纳。

申报新能源就近消纳项目电源原则上应为新建新能源项目。电网接入工程尚未开工建设（变电主体工程或线路基础尚未开挖）或电网企业出具无法并网意见的存量新能源项目，可重新匹配用电负荷开展新能源就近消纳。

（三）前期工作

1.新能源就近消纳项目申报前应落实电源、负荷、电网、接入等各环节建设条件。电源、电网应取得自然资源、林草、水利、文物、军事等建设要素的排查性文件。用电负荷应满足国家和自治区产业政策导向及要求，并取得相关主管部门的核准（备案）文件，核准（备案）主体应与项目申报主体一致。

2.项目电源和负荷不是同一投资主体的，应签订多年期购电协议或合同能源管理协议，并就电力设施建设、产权划分、运行维护、调度运行、结算关系、违约责任等事项签订协议。

3.增量配电网新能源就近消纳项目的增量配电网主体应与各负荷企业签订包含用电权责、分电比例、计量结算等要素的协议。

4.涉及存量新能源、存量负荷的项目，在履行相应的接入系统等变更手续后，可开展新能源就近消纳项目申报工作。

（四）项目配置

1.新能源就近消纳项目应通过合理配置储能、挖掘负荷灵活调节潜力等方式，充分提升项目灵活性调节能力，尽可能减小系统调节压力。

2.绿电直连项目整体新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%，占总用电量的比例应不低于30%，并不断提高自发自用比例，2030年前不低于35%。

3.项目应配置一体化调控平台，实现对内部资源可观、可测、可调、可控，并向电力调度机构提供相关资料。

4.项目各业务系统应严格执行《电力监控系统安全防护规定》，安装网络安全监测、隔离装置等网络安全设施，按要求向相关调度机构备案，接受调度机构开展的技术监督。

5.项目应统筹考虑内部源荷特性、平衡能力、经济收益、与公共电网交换功率等因素，自主合理申报并网容量。

6.项目投资主体要承诺当项目负荷不足、调峰能力降低或停运时，须引进新的负荷、新建调峰能力，确保新能源消纳能力不低于申报水平。

（五）接网要求

1.新能源就近消纳项目按照国家和自治区关于源荷项目接入电力系统技术规定规范开展相关工作。

2.项目接入电压等级不超过220千伏，确有必要接入220千伏的，由自治区发展改革委会同国家能源局新疆监管办公室组织国网新疆电力有限公司、项目投资主体等开展电力系统安全风险分析专项评估。

3.项目应安装防逆流装置或具备相应功能，实现不向电网反送电，反送电量不予结算。

4.项目整体及内部电源按照接入电压等级和容量规模接受相应调度机构管理，按照为系统提供服务的类别接入新型电力负荷管理系统或电力调度自动化系统。

5.项目应按标准配置继电保护、安全稳定控制装置、通信设备等二次系统，内部各设施涉网性能应满足相关标准，避免因项目自身原因影响公共电网安全稳定运行。

6.项目电网工程应尽量减少线路交叉跨越，确需跨越的应做好安全措施，并就跨越方案与国网新疆电力有限公司达成一致。

7.项目应具备分表计量条件，由电网企业在发电、厂用电、并网、自发自用、储能等关口安装计量装置，准确计量各环节电量数据。

（六）交易结算

1.新能源就近消纳项目以项目接入点为计量、结算参考点，作为整体与公共电网进行电费结算。项目电源和负荷不是同一投资主体的，双方之间交易电量及上网电量应按照绿证和绿电交易有关规定执行。

2.现货市场连续正式运行前，新能源就近消纳项目可依据《电力市场注册基本规则》等相关规则要求，参照批发用户开展电力市场注册、交易、结算等业务。

3.项目新能源发电部分豁免电力业务许可，另有规定除外。

二、组织实施

（一）项目投资主体制定项目申报方案

1.绿电直连项目原则上由负荷作为主责单位，增量配电网新能源就近消纳项目以增量配电网企业作为主责单位。

2.新能源就近消纳项目投资主体应结合自身需要和实际，按照编制大纲（详见附件3）要求自行编制新能源就近消纳项目申报方案，包含电源、负荷、电网工程和接入的整体化方案，以专门章节评估系统风险、用电安全、电能质量等，并提出具体技术措施。

（二）地州能源主管部门开展项目初审

1.新能源就近消纳项目投资主体将申报方案及有关材料报送项目所在地、州、市能源主管部门。

2.地、州、市能源主管部门组织项目初审，将具备条件的项目报送自治区发展改革委，跨地州项目应由有关地、州、市能源主管部门联合报送。

（三）自治区发展改革委组织开展项目评估

自治区发展改革委按照“成熟一个、推进一个”原则，会同有关方面组织第三方评估咨询机构开展项目评审，对符合条件的项目印发批复文件。

（四）项目履行核准和备案手续

1.地、州、市能源主管部门按程序对项目中的新能源、电网工程、储能等进行核准（备案）。

2.电网企业、电力市场运营机构应向满足并网条件的项目公平无歧视提供电网接入服务，提升对项目参与电力市场交易的技术支持能力和服务水平。

（五）开展跟踪评估

1.自治区发展改革委将会同有关方面持续做好项目管理和运行监测工作，适时组织第三方评估机构开展项目后评价，总结推广优秀案例，通报问题项目。

2.各地、州、市能源主管部门要加强项目建设监管，定期向自治区发展改革委报送建设情况；负责组织有关单位，根据批复方案和相关规定进行验收，验收通过后方可并网，并抄报自治区发展改革委。