1月16日，新疆維吾爾自治區(qū)發(fā)展改革委印發(fā)《關于加快推進新疆新能源就近消納有關事項的通知》（以下簡稱《通知》）。

通知提出：

加快推動綠電直連發(fā)展 。加強新增負荷周邊新能源開發(fā)利用，推動新能源就近直接向單一電力用戶供電，將電源、負荷、儲能等作為整體與公共電網連接，形成清晰物理界面和安全責任界面。支持擁有燃煤燃氣自備電廠的存量負荷開展綠電直連，通過壓減自備電廠出力推動新能源就近消納。探索出口外向型存量負荷開展新能源就近消納。鼓勵國家級零碳園區(qū)范圍內存量負荷因地制宜開展新能源就近消納。

提升源荷匹配水平。按照“以荷定源”原則，合理確定新能源建設規(guī)模，保障新能源高效消納。在自治區(qū)電力現貨市場連續(xù)正式運行前采取自發(fā)自用模式，不向電網反送電，電力現貨市場連續(xù)正式運行后具體要求另行規(guī)定。源荷統籌規(guī)劃、同步建設、同步投產，負荷分期投產的，新能源應按照相應規(guī)模同步分期投產。

鼓勵通過合理配置儲能、深挖負荷靈活調節(jié)潛力，同步建設一體化調控平臺，探索應用虛擬電廠等新技術新模式，提升項目新能源消納水平，減小對公共電網調節(jié)資源需求。

原文如下：

關于加快推進新疆新能源就近消納有關事項的通知

各地、州、市發(fā)展改革委，國網新疆電力有限公司：

為貫徹落實《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）、《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）、《國家發(fā)展改革委國家能源局關于促進新能源消納和調控的指導意見》（發(fā)改能源〔2025〕1360號）等文件要求，進一步發(fā)揮我區(qū)風光資源優(yōu)勢，加快實現新能源更高水平就近消納，現將有關事項通知如下。

一、拓展新能源就近消納模式

（一）加快推動綠電直連發(fā)展

加強新增負荷周邊新能源開發(fā)利用，推動新能源就近直接向單一電力用戶供電，將電源、負荷、儲能等作為整體與公共電網連接，形成清晰物理界面和安全責任界面。支持擁有燃煤燃氣自備電廠的存量負荷開展綠電直連，通過壓減自備電廠出力推動新能源就近消納。探索出口外向型存量負荷開展新能源就近消納。鼓勵國家級零碳園區(qū)范圍內存量負荷因地制宜開展新能源就近消納。

（二）拓展增量配電網新能源消納

鼓勵以增量配電網整體或與公共電網具有清晰物理邊界的部分片區(qū)為主體開展新能源就近消納，新能源直接接入增量配電網內部變電站，促進增量配電網綠色發(fā)展。

二、統籌源網荷儲協調發(fā)展

（三）提升源荷匹配水平

按照“以荷定源”原則，合理確定新能源建設規(guī)模，保障新能源高效消納。在自治區(qū)電力現貨市場連續(xù)正式運行前采取自發(fā)自用模式，不向電網反送電，電力現貨市場連續(xù)正式運行后具體要求另行規(guī)定。源荷統籌規(guī)劃、同步建設、同步投產，負荷分期投產的，新能源應按照相應規(guī)模同步分期投產。

（四）增強自我調節(jié)能力

鼓勵通過合理配置儲能、深挖負荷靈活調節(jié)潛力，同步建設一體化調控平臺，探索應用虛擬電廠等新技術新模式，提升項目新能源消納水平，減小對公共電網調節(jié)資源需求。

（五）規(guī)范電網接入方式

接入電壓等級不超過220千伏，確有必要接入220千伏的，應做好電力系統安全風險分析專項評估。盡量減少項目線路工程與其他線路的交叉跨越，確需跨越的應做好安全措施。

三、落實市場與價格機制

（六）平等參與電力市場

新能源就近消納項目原則上應作為整體參與電力市場交易，根據市場交易結果安排生產，不得由電網企業(yè)代理購電。除發(fā)生影響公用系統安全穩(wěn)定運行的突發(fā)情況外，調度機構應按照項目自主安排的發(fā)用電曲線下達調度計劃。項目在電力現貨市場連續(xù)正式運行前參照批發(fā)用戶參與市場。項目電源和負荷不是同一投資主體的，雙方之間交易電量及上網電量按照綠證和綠電交易有關規(guī)定執(zhí)行。

（七）公平承擔社會責任

新能源就近消納項目以接入點為計量、結算參考點，作為整體與公共電網進行電費結算。項目應公平承擔輸配電費、系統運行費等費用，具體按照國家和自治區(qū)相關價格政策執(zhí)行。

四、明確安全運行責任

（八）厘清責任邊界

新能源就近消納項目與公共電網按產權分界點形成清晰明確的安全責任界面，各自在安全責任界面內履行相應電力安全風險管控責任。項目應自主合理申報并網容量，并與電網企業(yè)協商確定并網容量以外的供電責任和費用。電網企業(yè)按照項目申報容量和有關協議履行供電責任，項目自行承擔由于自身原因造成供電中斷的相關責任。

（九）加強安全生產管理

新能源就近消納項目應嚴格落實各項安全生產管理措施，保證安全穩(wěn)定運行。及時開展風險管控及隱患排查治理，深入評估并及時消除項目內部設備故障以及各類安全風險，不斷增強可靠性。

五、統籌組織實施

自治區(qū)發(fā)展改革委會同有關方面做好項目管理和運行監(jiān)測工作。地、州、市能源主管部門承擔屬地管理責任，做好本地項目初審和申報，按程序依規(guī)履行核準（備案）手續(xù)，及時報送項目建設進展。負荷投資主體是新能源就近消納項目實施的主責單位，會同新能源投資主體，嚴格按批復方案進行項目建設，不得擅自變更建設內容、股權結構，確需調整的應報請自治區(qū)發(fā)展改革委同意。如兩年內未啟動項目建設的，地、州、市能源主管部門應依法依規(guī)終止項目，并向自治區(qū)發(fā)展改革委報備。

請各地、州、市能源主管部門抓緊組織相關企業(yè)按照本通知開展相關工作，具體要求詳見《新能源就近消納項目操作指南》（附件1），如遇重大問題及時上報。

附件：1.新能源就近消納項目操作指南

2.新能源就近消納項目申報材料清單

3.新能源就近消納項目申報方案編制大綱

4.承諾函（樣例）

5.項目信息情況表

自治區(qū)發(fā)展改革委

2026年1月8日

附件1

新能源就近消納項目操作指南

發(fā)展新能源就近消納，是促進新能源資源開發(fā)利用、滿足企業(yè)綠色用能需求的重要途徑，有利于進一步發(fā)揮我區(qū)風光資源優(yōu)勢，實現新能源高質量發(fā)展。按照國家及自治區(qū)相關文件精神，制訂本操作指南。

一、建設要求

（一）投資主體

包括民營企業(yè)在內的各類經營主體（不含電網企業(yè)）可投資新能源就近消納項目。項目電源可由負荷投資，也可由發(fā)電企業(yè)或雙方成立的合資公司投資，直連專線原則上應由負荷、電源主體投資。增量配電網企業(yè)是增量配電網新能源就近消納項目的主責單位。

（二）項目類型

申報新能源就近消納的項目負荷須滿足以下任意情形之一。

一是未向電網企業(yè)報裝、已報裝但供電工程尚未開工（變電主體工程或線路基礎尚未開挖）的新增負荷可配套建設新能源項目。

二是存量負荷在已有燃煤燃氣自備電廠足額清繳可再生能源發(fā)展基金的前提下，通過壓減自備電廠出力開展新能源就近消納。

三是經國家或自治區(qū)商務部門明確的出口外向型企業(yè)，可利用周邊新能源資源探索開展新能源就近消納項目，涉及存量負荷的需取得國網新疆電力有限公司評估支持意見。

四是國家級零碳園區(qū)范圍內的存量負荷，在商本地電網公司開展電力系統影響分析，并取得國網新疆電力有限公司評估支持意見后，探索開展新能源就近消納。

五是以增量配電網全部或具有明確供電邊界的部分供電片區(qū)作為同一主體，可開展新能源就近消納。

申報新能源就近消納項目電源原則上應為新建新能源項目。電網接入工程尚未開工建設（變電主體工程或線路基礎尚未開挖）或電網企業(yè)出具無法并網意見的存量新能源項目，可重新匹配用電負荷開展新能源就近消納。

（三）前期工作

1.新能源就近消納項目申報前應落實電源、負荷、電網、接入等各環(huán)節(jié)建設條件。電源、電網應取得自然資源、林草、水利、文物、軍事等建設要素的排查性文件。用電負荷應滿足國家和自治區(qū)產業(yè)政策導向及要求，并取得相關主管部門的核準（備案）文件，核準（備案）主體應與項目申報主體一致。

2.項目電源和負荷不是同一投資主體的，應簽訂多年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、違約責任等事項簽訂協議。

3.增量配電網新能源就近消納項目的增量配電網主體應與各負荷企業(yè)簽訂包含用電權責、分電比例、計量結算等要素的協議。

4.涉及存量新能源、存量負荷的項目，在履行相應的接入系統等變更手續(xù)后，可開展新能源就近消納項目申報工作。

（四）項目配置

1.新能源就近消納項目應通過合理配置儲能、挖掘負荷靈活調節(jié)潛力等方式，充分提升項目靈活性調節(jié)能力，盡可能減小系統調節(jié)壓力。

2.綠電直連項目整體新能源年自發(fā)自用電量占總可用發(fā)電量比例不低于60%，占總用電量的比例應不低于30%，并不斷提高自發(fā)自用比例，2030年前不低于35%。

3.項目應配置一體化調控平臺，實現對內部資源可觀、可測、可調、可控，并向電力調度機構提供相關資料。

4.項目各業(yè)務系統應嚴格執(zhí)行《電力監(jiān)控系統安全防護規(guī)定》，安裝網絡安全監(jiān)測、隔離裝置等網絡安全設施，按要求向相關調度機構備案，接受調度機構開展的技術監(jiān)督。

5.項目應統籌考慮內部源荷特性、平衡能力、經濟收益、與公共電網交換功率等因素，自主合理申報并網容量。

6.項目投資主體要承諾當項目負荷不足、調峰能力降低或停運時，須引進新的負荷、新建調峰能力，確保新能源消納能力不低于申報水平。

（五）接網要求

1.新能源就近消納項目按照國家和自治區(qū)關于源荷項目接入電力系統技術規(guī)定規(guī)范開展相關工作。

2.項目接入電壓等級不超過220千伏，確有必要接入220千伏的，由自治區(qū)發(fā)展改革委會同國家能源局新疆監(jiān)管辦公室組織國網新疆電力有限公司、項目投資主體等開展電力系統安全風險分析專項評估。

3.項目應安裝防逆流裝置或具備相應功能，實現不向電網反送電，反送電量不予結算。

4.項目整體及內部電源按照接入電壓等級和容量規(guī)模接受相應調度機構管理，按照為系統提供服務的類別接入新型電力負荷管理系統或電力調度自動化系統。

5.項目應按標準配置繼電保護、安全穩(wěn)定控制裝置、通信設備等二次系統，內部各設施涉網性能應滿足相關標準，避免因項目自身原因影響公共電網安全穩(wěn)定運行。

6.項目電網工程應盡量減少線路交叉跨越，確需跨越的應做好安全措施，并就跨越方案與國網新疆電力有限公司達成一致。

7.項目應具備分表計量條件，由電網企業(yè)在發(fā)電、廠用電、并網、自發(fā)自用、儲能等關口安裝計量裝置，準確計量各環(huán)節(jié)電量數據。

（六）交易結算

1.新能源就近消納項目以項目接入點為計量、結算參考點，作為整體與公共電網進行電費結算。項目電源和負荷不是同一投資主體的，雙方之間交易電量及上網電量應按照綠證和綠電交易有關規(guī)定執(zhí)行。

2.現貨市場連續(xù)正式運行前，新能源就近消納項目可依據《電力市場注冊基本規(guī)則》等相關規(guī)則要求，參照批發(fā)用戶開展電力市場注冊、交易、結算等業(yè)務。

3.項目新能源發(fā)電部分豁免電力業(yè)務許可，另有規(guī)定除外。

二、組織實施

（一）項目投資主體制定項目申報方案

1.綠電直連項目原則上由負荷作為主責單位，增量配電網新能源就近消納項目以增量配電網企業(yè)作為主責單位。

2.新能源就近消納項目投資主體應結合自身需要和實際，按照編制大綱（詳見附件3）要求自行編制新能源就近消納項目申報方案，包含電源、負荷、電網工程和接入的整體化方案，以專門章節(jié)評估系統風險、用電安全、電能質量等，并提出具體技術措施。

（二）地州能源主管部門開展項目初審

1.新能源就近消納項目投資主體將申報方案及有關材料報送項目所在地、州、市能源主管部門。

2.地、州、市能源主管部門組織項目初審，將具備條件的項目報送自治區(qū)發(fā)展改革委，跨地州項目應由有關地、州、市能源主管部門聯合報送。

（三）自治區(qū)發(fā)展改革委組織開展項目評估

自治區(qū)發(fā)展改革委按照“成熟一個、推進一個”原則，會同有關方面組織第三方評估咨詢機構開展項目評審，對符合條件的項目印發(fā)批復文件。

（四）項目履行核準和備案手續(xù)

1.地、州、市能源主管部門按程序對項目中的新能源、電網工程、儲能等進行核準（備案）。

2.電網企業(yè)、電力市場運營機構應向滿足并網條件的項目公平無歧視提供電網接入服務，提升對項目參與電力市場交易的技術支持能力和服務水平。

（五）開展跟蹤評估

1.自治區(qū)發(fā)展改革委將會同有關方面持續(xù)做好項目管理和運行監(jiān)測工作，適時組織第三方評估機構開展項目后評價，總結推廣優(yōu)秀案例，通報問題項目。

2.各地、州、市能源主管部門要加強項目建設監(jiān)管，定期向自治區(qū)發(fā)展改革委報送建設情況；負責組織有關單位，根據批復方案和相關規(guī)定進行驗收，驗收通過后方可并網，并抄報自治區(qū)發(fā)展改革委。