關(guān)于加快推進新疆新能源就近消納有關(guān)事項的通知

關(guān)于加快推進新疆新能源就近消納

有關(guān)事項的通知

各地、州、市發(fā)展改革委，國網(wǎng)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(guān)于有序推動綠電直連發(fā)展有關(guān)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(guān)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(guān)于促進新能源消納和調(diào)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(xiàn)新能源更高水平就近消納，現(xiàn)將有關(guān)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(wǎng)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(nèi)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(wǎng)新能源消納

鼓勵以增量配電網(wǎng)整體或與公共電網(wǎng)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(wǎng)內(nèi)部變電站，促進增量配電網(wǎng)綠色發(fā)展。

二、統(tǒng)籌源網(wǎng)荷儲協(xié)調(diào)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(xiàn)貨市場連續(xù)正式運行前采取自發(fā)自用模式，不向電網(wǎng)反送電，電力現(xiàn)貨市場連續(xù)正式運行后具體要求另行規(guī)定。源荷統(tǒng)籌規(guī)劃、同步建設、同步投產(chǎn)，負荷分期投產(chǎn)的，新能源應按照相應規(guī)模同步分期投產(chǎn)。

（四）增強自我調(diào)節(jié)能力

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

（五）規(guī)范電網(wǎng)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(tǒng)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(jù)市場交易結(jié)果安排生產(chǎn)，不得由電網(wǎng)企業(yè)代理購電。除發(fā)生影響公用系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的突發(fā)情況外，調(diào)度機構(gòu)應按照項目自主安排的發(fā)用電曲線下達調(diào)度計劃。項目在電力現(xiàn)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(wǎng)電量按照綠證和綠電交易有關(guān)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(jié)算參考點，作為整體與公共電網(wǎng)進行電費結(jié)算。項目應公平承擔輸配電費、系統(tǒng)運行費等費用，具體按照國家和自治區(qū)相關(guān)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(wǎng)按產(chǎn)權(quán)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(nèi)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(wǎng)容量，并與電網(wǎng)企業(yè)協(xié)商確定并網(wǎng)容量以外的供電責任和費用。電網(wǎng)企業(yè)按照項目申報容量和有關(guān)協(xié)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(guān)責任。

（九）加強安全生產(chǎn)管理

新能源就近消納項目應嚴格落實各項安全生產(chǎn)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(nèi)部設備故障以及各類安全風險，不斷增強可靠性。

五、統(tǒng)籌組織實施

自治區(qū)發(fā)展改革委會同有關(guān)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(nèi)容、股權(quán)結(jié)構(gòu)，確需調(diào)整的應報請自治區(qū)發(fā)展改革委同意。如兩年內(nèi)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(guān)企業(yè)按照本通知開展相關(guān)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(xiàn)新能源高質(zhì)量發(fā)展。按照國家及自治區(qū)相關(guān)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(nèi)的各類經(jīng)營主體（不含電網(wǎng)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(wǎng)企業(yè)是增量配電網(wǎng)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(wǎng)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(chǔ)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(jīng)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(wǎng)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(nèi)的存量負荷，在商本地電網(wǎng)公司開展電力系統(tǒng)影響分析，并取得國網(wǎng)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(wǎng)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(wǎng)接入工程尚未開工建設（變電主體工程或線路基礎(chǔ)尚未開挖）或電網(wǎng)企業(yè)出具無法并網(wǎng)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(wǎng)、接入等各環(huán)節(jié)建設條件。電源、電網(wǎng)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(chǎn)業(yè)政策導向及要求，并取得相關(guān)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(xié)議或合同能源管理協(xié)議，并就電力設施建設、產(chǎn)權(quán)劃分、運行維護、調(diào)度運行、結(jié)算關(guān)系、違約責任等事項簽訂協(xié)議。

3.增量配電網(wǎng)新能源就近消納項目的增量配電網(wǎng)主體應與各負荷企業(yè)簽訂包含用電權(quán)責、分電比例、計量結(jié)算等要素的協(xié)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(tǒng)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(diào)節(jié)潛力等方式，充分提升項目靈活性調(diào)節(jié)能力，盡可能減小系統(tǒng)調(diào)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(diào)控平臺，實現(xiàn)對內(nèi)部資源可觀、可測、可調(diào)、可控，并向電力調(diào)度機構(gòu)提供相關(guān)資料。

4.項目各業(yè)務系統(tǒng)應嚴格執(zhí)行《電力監(jiān)控系統(tǒng)安全防護規(guī)定》，安裝網(wǎng)絡安全監(jiān)測、隔離裝置等網(wǎng)絡安全設施，按要求向相關(guān)調(diào)度機構(gòu)備案，接受調(diào)度機構(gòu)開展的技術(shù)監(jiān)督。

5.項目應統(tǒng)籌考慮內(nèi)部源荷特性、平衡能力、經(jīng)濟收益、與公共電網(wǎng)交換功率等因素，自主合理申報并網(wǎng)容量。

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

（五）接網(wǎng)要求

1.新能源就近消納項目按照國家和自治區(qū)關(guān)于源荷項目接入電力系統(tǒng)技術(shù)規(guī)定規(guī)范開展相關(guān)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(wǎng)新疆電力有限公司、項目投資主體等開展電力系統(tǒng)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(xiàn)不向電網(wǎng)反送電，反送電量不予結(jié)算。

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

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(tǒng)，內(nèi)部各設施涉網(wǎng)性能應滿足相關(guān)標準，避免因項目自身原因影響公共電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行。

6.項目電網(wǎng)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(wǎng)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(wǎng)企業(yè)在發(fā)電、廠用電、并網(wǎng)、自發(fā)自用、儲能等關(guān)口安裝計量裝置，準確計量各環(huán)節(jié)電量數(shù)據(jù)。

（六）交易結(jié)算

1.新能源就近消納項目以項目接入點為計量、結(jié)算參考點，作為整體與公共電網(wǎng)進行電費結(jié)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(wǎng)電量應按照綠證和綠電交易有關(guān)規(guī)定執(zhí)行。

2.現(xiàn)貨市場連續(xù)正式運行前，新能源就近消納項目可依據(jù)《電力市場注冊基本規(guī)則》等相關(guān)規(guī)則要求，參照批發(fā)用戶開展電力市場注冊、交易、結(jié)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(wǎng)新能源就近消納項目以增量配電網(wǎng)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(jié)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(wǎng)工程和接入的整體化方案，以專門章節(jié)評估系統(tǒng)風險、用電安全、電能質(zhì)量等，并提出具體技術(shù)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(guān)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(guān)地、州、市能源主管部門聯(lián)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(guān)方面組織第三方評估咨詢機構(gòu)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?qū)椖恐械男履茉?、電網(wǎng)工程、儲能等進行核準（備案）。

2.電網(wǎng)企業(yè)、電力市場運營機構(gòu)應向滿足并網(wǎng)條件的項目公平無歧視提供電網(wǎng)接入服務，提升對項目參與電力市場交易的技術(shù)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(guān)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(gòu)開展項目后評價，總結(jié)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(guān)單位，根據(jù)批復方案和相關(guān)規(guī)定進行驗收，驗收通過后方可并網(wǎng)，并抄報自治區(qū)發(fā)展改革委。

附件2

新能源就近消納項目申報材料清單

一、新能源就近消納項目申報方案

二、相關(guān)支撐材料

1. 項目投資主體工商營業(yè)執(zhí)照、信用證明等。

2. 負荷項目核準（備案）文件及有關(guān)手續(xù)。

3. 縣級或以上自然資源、林草、生態(tài)環(huán)境、水利、軍事、文物等部門，出具電源、電網(wǎng)和接入工程用地性質(zhì)及限制性排查文件。

4. 電力系統(tǒng)安全風險分析專題研究（接入220千伏電壓等級的項目提供）。

5. 項目投資主體說明，多年期供電協(xié)議，合同能源管理協(xié)議，電力設施建設、產(chǎn)權(quán)劃分、運行維護等事項的協(xié)議。

6. 增量配電網(wǎng)新能源就近消納項目提供增量配電網(wǎng)企業(yè)與各負荷企業(yè)簽訂的包含用電權(quán)責、分電比例、結(jié)算計量等要素的協(xié)議。

7. 承諾函。

8. 項目信息情況表。

附件3

新能源就近消納項目申報方案編制大綱

一、項目概述

（一）建設意義和必要性

（二）地區(qū)社會經(jīng)濟發(fā)展現(xiàn)狀

（三）項目總體概況

電源、負荷、電網(wǎng)和接入工程建設地點、占地面積、建設規(guī)模、建設主體、調(diào)峰方案、新能源占比、建設時序及投資規(guī)模等情況。

二、建設條件

（一）場址條件

包括但不限于地理、面積、土地性質(zhì)及利用現(xiàn)狀、基本農(nóng)田、林草地、生態(tài)保護紅線、壓覆礦、文物、軍事、生態(tài)環(huán)境、水源地等限制性因素排查。開展地形地貌、水文氣象、地質(zhì)、交通條件等影響分析。

（二）新能源資源條件

分析自治區(qū)、項目所在地風能、太陽能資源，進行資源利用綜合評價等。

三、負荷情況分析

（一）負荷總體情況

對負荷進行說明，包括但不限于產(chǎn)業(yè)類型、產(chǎn)業(yè)落實情況、新增負荷投產(chǎn)時序、建設地點以及負荷前期手續(xù)辦理情況。

（二）負荷規(guī)模情況

對新增負荷規(guī)模、用電量和負荷運行曲線進行分析（年、月、日典型曲線），分析負荷正常運行的峰谷差。

（三）負荷調(diào)節(jié)能力

對負荷可中斷能力、調(diào)節(jié)能力進行分析，如需制定需求側(cè)管理措施，應明確需求側(cè)管理措施的激勵機制。

四、系統(tǒng)方案論證

（一）新能源出力特性分析

結(jié)合擬選新能源站址分布情況，從出力頻率、典型日出力特性、典型月出力特性、全年出力特性等方面，分析項目配套新能源出力特性。

（二）自主調(diào)峰策略分析

對項目調(diào)峰能力進行專題分析，包括但不限于分析靈活調(diào)節(jié)負荷、配套建設新型儲能、通過虛擬電廠技術(shù)整合調(diào)節(jié)資源等具備自主調(diào)峰能力的環(huán)節(jié)，所能提供的調(diào)峰規(guī)模、調(diào)峰時長、調(diào)峰速率等關(guān)鍵指標。

（三）建設規(guī)模論證

根據(jù)負荷規(guī)模、調(diào)節(jié)能力、最大負荷和周邊新能源實際出力特性進行生產(chǎn)模擬，論證新能源裝機規(guī)模、儲能裝機規(guī)模和時長等，測算新能源發(fā)電小時數(shù)、新能源利用率、新能源電量占比和上網(wǎng)電量規(guī)模等關(guān)鍵指標。

五、新能源就近消納建設方案

（一）新能源建設方案

包括但不限于主要設備選型，風電、光伏初步建設方案，年發(fā)電量測算，新能源投產(chǎn)時序等。

（二）新能源接入線路建設方案

提出新能源接入設想，升壓站建設方案、負荷變電站建設方案。提供初步電力系統(tǒng)圖，對于分期投產(chǎn)的項目，應分別描述每期工程的接入方案和電網(wǎng)的供電方案。

（三）整體接入方案

負荷供電方案設想，分析新能源就近消納（不包含離網(wǎng)型新能源就近消納項目）項目的接入、調(diào)控和運營方式，明確與大電網(wǎng)的物理分界點，包括但不限于項目供電方案設想、供電距離。明確繼電保護、安全穩(wěn)定控制裝置、通信設備等二次系統(tǒng)配置方案。新能源與負荷由不同投資主體開發(fā)建設的，應將多年期供電協(xié)議一并作為申報文件的附件。

（四）一體化調(diào)控平臺建設方案

對項目一體化調(diào)控平臺建設方案或虛擬電廠運行方式進行專題分析，提出實現(xiàn)項目內(nèi)部資源可觀、可測、可調(diào)、可控的建設方案和軟硬件配置方案。

六、投資估算及經(jīng)濟效益分析

測算新能源就近消納項目各單項工程投資水平，分析新能源發(fā)電成本等。

七、安全風險分析

評估系統(tǒng)風險、用電安全、電能質(zhì)量等，并提出具體技術(shù)措施。

八、環(huán)境影響及社會效益分析

針對新能源就近消納項目的環(huán)境影響、環(huán)境保護、環(huán)境效益、節(jié)能減排和社會效益等進行分析。

九、保障措施

項目建設組織方式、協(xié)調(diào)管理機制和落地舉措，明確推進項目建設過程和運營生命周期內(nèi)可能出現(xiàn)的調(diào)峰能力下降、負荷停產(chǎn)等各種風險，申報主體應提出相應解決方案、應對措施。

附件4

承諾函（樣例）

1.我們已完全理解并同意《關(guān)于加快推進新能源就近消納有關(guān)事項的通知》的解釋權(quán)歸自治區(qū)發(fā)展改革委，同意按照要求提交申報材料并履行承諾的各項內(nèi)容。

2.保證提交的資料文件及承諾信息全部真實、正確、有效。如申報資料存在虛假內(nèi)容或違反承諾內(nèi)容，同意承擔取消本次項目資格、納入國家信用體系失信名單、本企業(yè)及集團所屬其他企業(yè)3年內(nèi)不得參與自治區(qū)的新能源項目申報和建設。

3.項目批復1年內(nèi)取齊新能源、電網(wǎng)、儲能等核準（備案）文件并開工建設，2年內(nèi)全容量建成并網(wǎng)。超過相應期限，同意取消本次項目資格、本企業(yè)及集團所屬其他企業(yè)3年內(nèi)不得參與自治區(qū)的新能源項目申報和建設。

4.項目建設嚴格按批復方案執(zhí)行，不擅自變更項目投資主體，嚴格執(zhí)行各項承諾。

5.確保新能源、儲能、新增負荷同步全容量建成投產(chǎn)。

6.提前制定處置預案，確保新增負荷、調(diào)峰措施的運行周期不低于新能源的全壽命周期。運行期內(nèi)若用電負荷減少或中斷，將重新引進用電負荷；調(diào)峰能力降低或停運，將建設或購買調(diào)峰儲能能力，確保實施效果不低于項目申報水平。無法達到上述要求的項目，自行承擔棄電風險。

XXXX（申報主體，加蓋公章）

2025年XX月XX日

附件5

項目信息情況表