近日，新疆維吾爾自治區發改委發布《關于加快推進新疆新能源就近消納有關事項的通知》。

文件指出，加快推動綠電直連發展，加強新增負荷周邊新能源開發利用，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范圍內存量負荷因地制宜開展新能源就近消納。

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展。

同時，鼓勵通過合理配置儲能、深挖負荷靈活調節潛力，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資源需求。

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

綠電直連項目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%，占總用電量的比例應不低于30%，并不斷提高自發自用比例，2030年前不低于35%。

全文如下：

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、市發展改革委，國網新疆電力有限公司：

為貫徹落實《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）、《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）、《國家發展改革委 國家能源局關于促進新能源消納和調控的指導意見》（發改能源〔2025〕1360號）等文件要求，進一步發揮我區風光資源優勢，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展

加強新增負荷周邊新能源開發利用，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展。

二、統籌源網荷儲協調發展

（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模，保障新能源高效消納。在自治區電力現貨市場連續正式運行前采取自發自用模式，不向電網反送電，電力現貨市場連續正式運行后具體要求另行規定。源荷統籌規劃、同步建設、同步投產，負荷分期投產的，新能源應按照相應規模同步分期投產。

（四）增強自我調節能力

鼓勵通過合理配置儲能、深挖負荷靈活調節潛力，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資源需求。

（五）規范電網接入方式

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，不得由電網企業代理購電。除發生影響公用系統安全穩定運行的突發情況外，調度機構應按照項目自主安排的發用電曲線下達調度計劃。項目在電力現貨市場連續正式運行前參照批發用戶參與市場。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定執行。

（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相關價格政策執行。

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，并與電網企業協商確定并網容量以外的供電責任和費用。電網企業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

自治區發展改革委會同有關方面做好項目管理和運行監測工作。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，按程序依規履行核準（備案）手續，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發展改革委同意。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終止項目，并向自治區發展改革委報備。

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

自治區發展改革委

2026年1月8日

附件1

新能源就近消納項目操作指南

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

一、建設要求

（一）投資主體

包括民營企業在內的各類經營主體（不含電網企業）可投資新能源就近消納項目。項目電源可由負荷投資，也可由發電企業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商務部門明確的出口外向型企業，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、接入等各環節建設條件。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產業政策導向及要求，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、挖掘負荷靈活調節潛力等方式，充分提升項目靈活性調節能力，盡可能減小系統調節壓力。

2.綠電直連項目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%，占總用電量的比例應不低于30%，并不斷提高自發自用比例，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.項目各業務系統應嚴格執行《電力監控系統安全防護規定》，安裝網絡安全監測、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關于源荷項目接入電力系統技術規定規范開展相關工作。

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，由自治區發展改革委會同國家能源局新疆監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，由電網企業在發電、廠用電、并網、自發自用、儲能等關口安裝計量裝置，準確計量各環節電量數據。

（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定執行。

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

3.項目新能源發電部分豁免電力業務許可，另有規定除外。

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發展改革委，跨地州項目應由有關地、州、市能源主管部門聯合報送。

（三）自治區發展改革委組織開展項目評估

自治區發展改革委按照“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批復文件。

（四）項目履行核準和備案手續

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、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.自治區發展改革委將會同有關方面持續做好項目管理和運行監測工作，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管，定期向自治區發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定進行驗收，驗收通過后方可并網，并抄報自治區發展改革委。

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、相關支撐材料

1. 項目投資主體工商營業執照、信用證明等。

2. 負荷項目核準（備案）文件及有關手續。

3. 縣級或以上自然資源、林草、生態環境、水利、軍事、文物等部門，出具電源、電網和接入工程用地性質及限制性排查文件。

4. 電力系統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，多年期供電協議，合同能源管理協議，電力設施建設、產權劃分、運行維護等事項的協議。

6. 增量配電網新能源就近消納項目提供增量配電網企業與各負荷企業簽訂的包含用電權責、分電比例、結算計量等要素的協議。

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）地區社會經濟發展現狀

（三）項目總體概況

電源、負荷、電網和接入工程建設地點、占地面積、建設規模、建設主體、調峰方案、新能源占比、建設時序及投資規模等情況。

二、建設條件

（一）場址條件

包括但不限于地理、面積、土地性質及利用現狀、基本農田、林草地、生態保護紅線、壓覆礦、文物、軍事、生態環境、水源地等限制性因素排查。開展地形地貌、水文氣象、地質、交通條件等影響分析。

（二）新能源資源條件

分析自治區、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，包括但不限于產業類型、產業落實情況、新增負荷投產時序、建設地點以及負荷前期手續辦理情況。

（二）負荷規模情況

對新增負荷規模、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）負荷調節能力

對負荷可中斷能力、調節能力進行分析，如需制定需求側管理措施，應明確需求側管理措施的激勵機制。

四、系統方案論證

（一）新能源出力特性分析

結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）自主調峰策略分析

對項目調峰能力進行專題分析，包括但不限于分析靈活調節負荷、配套建設新型儲能、通過虛擬電廠技術整合調節資源等具備自主調峰能力的環節，所能提供的調峰規模、調峰時長、調峰速率等關鍵指標。

（三）建設規模論證

根據負荷規模、調節能力、最大負荷和周邊新能源實際出力特性進行生產模擬，論證新能源裝機規模、儲能裝機規模和時長等，測算新能源發電小時數、新能源利用率、新能源電量占比和上網電量規模等關鍵指標。

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，年發電量測算，新能源投產時序等。

（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。提供初步電力系統圖，對于分期投產的項目，應分別描述每期工程的接入方案和電網的供電方案。

（三）整體接入方案

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

（四）一體化調控平臺建設方案

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

六、投資估算及經濟效益分析

測算新能源就近消納項目各單項工程投資水平，分析新能源發電成本等。

七、安全風險分析

評估系統風險、用電安全、電能質量等，并提出具體技術措施。

八、環境影響及社會效益分析

針對新能源就近消納項目的環境影響、環境保護、環境效益、節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、協調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可能出現的調峰能力下降、負荷停產等各種風險，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《關于加快推進新能源就近消納有關事項的通知》的解釋權歸自治區發展改革委，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容或違反承諾內容，同意承擔取消本次項目資格、納入國家信用體系失信名單、本企業及集團所屬其他企業3年內不得參與自治區的新能源項目申報和建設。

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

4.項目建設嚴格按批復方案執行，不擅自變更項目投資主體，嚴格執行各項承諾。

5.確保新能源、儲能、新增負荷同步全容量建成投產。

6.提前制定處置預案，確保新增負荷、調峰措施的運行周期不低于新能源的全壽命周期。運行期內若用電負荷減少或中斷，將重新引進用電負荷；調峰能力降低或停運，將建設或購買調峰儲能能力，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