中國儲能網訊：
內蒙古自治區(qū)能源局關于印發(fā)《內蒙古自治區(qū)單一電力用戶綠電直連項目開發(fā)建設實施方案（試行）》的通知
內能源新能發(fā)〔2026〕1號
各盟市能源局、有關盟市發(fā)展改革委，滿洲里市、二連浩特市發(fā)展改革委，內蒙古電力公司、國網蒙東電力公司：
按照《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）等有關要求，自治區(qū)能源局研究制定了《內蒙古自治區(qū)單一電力用戶綠電直連項目開發(fā)建設實施方案（試行）》，現印發(fā)你們，請認真執(zhí)行。
此通知。
附件：
1.內蒙古自治區(qū)單一電力用戶綠電直連項目開發(fā)建設實施方案（試行）
2.內蒙古自治區(qū)單一電力用戶綠電直連項目申報大綱
內蒙古自治區(qū)能源局
2026年1月13日
（此件主動公開）
附件1
內蒙古自治區(qū)單一電力用戶綠電直連項目開發(fā)建設實施方案（試行）
為進一步明確自治區(qū)單一電力用戶綠電直連項目開發(fā)建設的管理相關要求，根據《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）等精神，結合自治區(qū)實際情況，制定本實施方案。
一、總體要求
本實施方案適用于內蒙古自治區(qū)單一電力用戶綠電直連項目開發(fā)建設。綠電直連是指風電光伏項目、生物質發(fā)電項目等新能源不直接接入公共電網，通過直連線路向單一電力用戶供給綠電，可實現供給電量清晰物理溯源的模式。在國家發(fā)展改革委、國家能源局出臺“多用戶綠電直連”有關辦法前，進一步探索開展采用直連線路向多用戶開展綠電直接供應。
直連線路是指電源與電力用戶直接連接的專用電力線路，按照負荷是否接入公共電網分為并網型和離網型兩類，并網型作為一個整體接入公共電網，與公共電網形成清晰的物理界面與責任界面，新能源須接入用戶和公共電網產權分界點的用戶側；離網型應具備完全獨立運行條件，與公共電網無電氣連接。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)建設有關政策執(zhí)行。
二、適用范圍
（一）新增用電負荷。所有新增用電負荷取得相關主管部門的核準（備案）文件后均可開展綠電直連。未向電網企業(yè)報裝的項目（含存量負荷的擴建部分）、已報裝但配套電網工程（供電方案確定的電網接入點至用戶受電端之間、由電網企業(yè)投資建設的輸變電工程）尚未開工的項目、離網型存量項目、公用燃煤燃氣電廠廠用電負荷，以及與電網企業(yè)協商一致的存量項目均視為新增負荷。新增負荷項目（含存量負荷的擴建部分）與存量負荷項目原則上不產生電氣連接。
（二）氫基綠色燃料。新建氫基綠色燃料項目（綠氫、綠氫制綠氨、綠氫制綠色甲醇、綠氫制可持續(xù)航空燃料等）可開展綠電直連。項目原則上應為同一投資主體控股，作為一個市場主體運營，建設運行期內須按照同一法人統(tǒng)一經營管理，并落實應用場景、提供消納協議。
（三）降碳剛性需求出口外向型企業(yè)。項目單位應有降碳剛性需求，且能提供進出口經營權證明、海外營收審計報告、海外營收占比、海外客戶合約、產品出口證明以及降碳剛性需求等相關證明材料。
（四）燃煤燃氣自備電廠。燃煤燃氣自備電廠應足額清繳政府性基金及附加、政策性交叉補貼、系統(tǒng)備用費等費用，提供稅務部門、電網企業(yè)出具的相關證明后開展綠電直連，通過壓減自備電廠出力，實現清潔能源替代。新能源應與自備電廠的壽命相匹配，合計出力不大于原自備電廠最大出力，不得占用公共電網調節(jié)資源。
（五）國家樞紐節(jié)點數據中心（和林格爾數據中心集群）。和林格爾數據中心集群的存量、新增算力項目均可開展綠電直連。存量負荷項目可根據自身實際合理有序建設綠電直連項目，逐步提高綠電消費比例；新建負荷項目應通過綠電直連、綠電交易、購買綠證等方式，確保綠電消費比例達到80%以上。
（六）電解鋁行業(yè)。存量、新增電解鋁項目均可開展綠電直連。項目應通過綠電直連、綠電交易、購買綠證等方式，確保綠電消費比例達到國家目標。
（七）國家級零碳園區(qū)。國家級零碳園區(qū)范圍內的存量、新增負荷項目均可開展綠電直連。
三、實施要求
（一）強化源荷匹配
并網型綠電直連項目按照“以荷定源”原則科學確定新能源電源類型和裝機規(guī)模，項目規(guī)劃新能源利用率應參照自治區(qū)能源局確定的年度新能源利用率目標，配套新能源棄電不納入統(tǒng)計。其中，并網型氫基綠色燃料綠電直連項目按照不超過負荷年用電量1.2倍確定新能源規(guī)模。離網型綠電直連項目（包括離網型氫基綠色燃料綠電直連項目）應參照并網型項目科學確定新能源電源類型和裝機規(guī)模。
綠電直連項目（除并網型氫基綠色燃料綠電直連項目外）新能源發(fā)電量全部自發(fā)自用，不允許向公共電網反送；并網型氫基綠色燃料綠電直連項目上網電量2025—2027年不超過40％、2028年及之后不超過20％，即上網電量比例=上網電量/（上網電量+自發(fā)自用電量）。
新能源年度自發(fā)自用電量占申報負荷年度總用電量的比例應不低于30%［自發(fā)自用電量以綠電直連項目配套負荷核準（備案）文件所對應負荷的實際用電量為準，不計入配套儲能充電、放電及損耗部分的電量]，并不斷提高自發(fā)自用比例，2030年前不低于35%。燃煤燃氣自備電廠綠電直連項目可根據實際情況自行確定。
（二）創(chuàng)新建設模式
負荷企業(yè)和電源企業(yè)是同一投資主體的，作為一個市場主體運營，負責投資建設電源、負荷、直連專線。鼓勵負荷企業(yè)與電源企業(yè)成立合資公司建設綠電直連項目，建設運行期內按照同一法人統(tǒng)一經營管理。
負荷企業(yè)和電源企業(yè)不是同一投資主體的，負荷企業(yè)作為主責單位，直連專線由負荷、電源主體協商建設。負荷和電源雙方應簽訂10年以上購電協議或合同能源管理協議（均需包含電量和電價區(qū)間），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。
支持民營企業(yè)在內的各類經營主體（不含電網企業(yè)）投資綠電直連項目。對于因消納受限等原因無法并網、電網接入工程尚未開工，以及與電網企業(yè)就切改方案、配套接網工程處置方案等達成一致意見的存量新能源項目，在履行相應變更手續(xù)后可作為綠電直連項目配套新能源。新能源發(fā)電項目豁免電力業(yè)務許可，另有規(guī)定除外。
（三）強化規(guī)劃統(tǒng)籌
綠電直連項目接入電壓等級不超過220（330）千伏，確有必要接入220（330）千伏的，由自治區(qū)能源局會同國家能源局派出機構組織電網企業(yè)、項目單位等開展電力系統(tǒng)安全風險專項評估，確保電網安全穩(wěn)定運行。綠電直連專線應根據確定的電壓等級合理確定接入距離，盡量減少與公共電網交叉跨越，確需跨越的應科學落實相應安全措施。
利用存量負荷申報綠電直連的項目，由省級電網企業(yè)出具指導意見，明確利用存量負荷申報并網型綠電直連項目關于電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行、負荷供電可靠性等要求和原則。項目單位應根據省級電網企業(yè)出具的指導意見，聯合屬地電網企業(yè)編制《電力系統(tǒng)影響綜合分析報告》，并報省級電網企業(yè)評估審核。
（四）強化運行管理
鼓勵綠電直連項目通過配置儲能、挖掘負荷靈活調節(jié)潛力等方式，提升自平衡、自調節(jié)能力，盡可能減少系統(tǒng)調節(jié)壓力。項目規(guī)劃方案要合理確定項目最大負荷峰谷差率，公共電網向項目供電功率的峰谷差率不高于方案規(guī)劃值。
綠電直連項目內部資源應做到可觀、可測、可調、可控，并根據《電網運行準則》等向電力調度機構提供相關資料。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。
并網型綠電直連項目應合理申報接入電網公共容量，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，自行承擔由于自身原因造成供電中斷的相關責任。電網企業(yè)應向滿足并網條件的項目公平無歧視提供并網服務，參照《電網公平開放監(jiān)管辦法》辦理有關并網手續(xù)，并按照綠電直連項目接入容量和有關協議履行供電責任。
四、交易與價格機制
綠電直連項目應按照國家和自治區(qū)價格、財政、稅務等部門相關規(guī)定繳納輸配電費、系統(tǒng)運行費用、政策性交叉補貼、政府性基金及附加等費用，各地不得違規(guī)減免。
綠電直連項目享有平等市場主體地位，建成后原則上作為一個整體參與電力市場交易，項目負荷不得由電網企業(yè)代理購電。項目電源和負荷不是同一投資主體的，也可分別注冊，以聚合形式參與電力市場交易。氫基綠色燃料綠電直連項目上網電量全部參與電力市場交易。
綠電直連項目應具備分表計量條件，在內部發(fā)電、廠用電、自發(fā)自用、儲能等各業(yè)務單元安裝符合相關標準和有關部門認可的雙向計量裝置，廠區(qū)內已有燃煤燃氣自備電廠的，新建新能源項目、儲能等各業(yè)務單元應與原自備電廠及原用電負荷區(qū)分計量。
五、項目申報與管理
（一）項目申報
綠電直連項目是同一投資主體的，由項目公司進行申報；不是同一投資主體的，由負荷企業(yè)牽頭、會同電源企業(yè)聯合申報。項目申報主體應編制項目申報書，并制定負荷不足、調節(jié)能力降低或停運的處置預案，由旗縣能源主管部門報送盟市能源主管部門。新能源及接入工程應落實建設場址，取得用地范圍、坐標和限制性因素排查文件，包括但不限于自然資源、林草、環(huán)保、文物、軍事等部門支持意見。
鼓勵盟市（省區(qū)）間加強溝通協作，支持新能源開發(fā)資源不足的盟市（省區(qū)）突破地域限制，在與周邊盟市（省區(qū)）協商一致的情況下，依據發(fā)展需要謀劃建設綠電直連跨盟市（省區(qū)）合作項目。跨盟市項目由相關盟市能源主管部門聯合組織申報。
（二）項目批復
綠電直連項目（不含氫基綠色燃料綠電直連項目）取得省級電網企業(yè)支持意見后，盟市能源主管部門應及時組織具備資質的第三方機構進行評估，通過后由盟市能源主管部門批復并報自治區(qū)能源局備案?？缑耸许椖坑上嚓P盟市聯合評審批復。綠電直連項目新增負荷開工（已有實質性投資且納入統(tǒng)計）后，盟市能源主管部門方可核準（備案）配套新能源項目。
氫基綠色燃料綠電直連項目取得省級電網企業(yè)支持意見后，由盟市能源主管部門報送自治區(qū)能源局進行預審，預審通過后，項目申報企業(yè)可依據預審意見辦理項目前期相關手續(xù)（包括履行投資決策等相關程序），并組織進行負荷側項目建設。預審意見有效期為兩年，通過預審并在預審意見有效期內依法依規(guī)開工，且完成計劃投資45％以上的負荷側項目，由盟市能源主管部門按照預審意見及本實施方案向自治區(qū)能源局申請項目電源建設規(guī)模。
（三）項目管理
綠電直連項目要嚴格按照批復方案建設，項目建成后由投資主體自行組織綜合驗收，也可以委托專家或具備相應資質的第三方機構對項目進行綜合驗收，盟市能源主管部門應及時組織有關單位對綜合驗收結果進行現場監(jiān)督核查。電網企業(yè)要根據項目批復方案做好接網服務；新能源建設進度滯后的，投資主體可與電網企業(yè)協商臨時供電方案。項目投運前，不得擅自變更建設內容、股權結構，不得自行變更投資主體。
盟市能源主管部門要加強項目監(jiān)管，定期向自治區(qū)能源局報送項目運行情況。當項目負荷不足、調節(jié)能力降低或停運時，項目投資主體須引進新的負荷、新建調節(jié)能力。若項目投資主體無力實施或新增負荷未落地，可向盟市能源主管部門申請終止項目，盟市能源主管部門按流程履行相關程序。
六、保障措施
（一）自治區(qū)能源局負責統(tǒng)籌推進全區(qū)綠電直連項目建設工作，推動綠電直連模式有序發(fā)展。各盟市能源主管部門要履行屬地管理責任，組織項目實施，支持負荷企業(yè)穩(wěn)定運行，做好已批復綠電直連項目管理和運行監(jiān)測工作。電網企業(yè)、電力市場運營機構要按照職責分工，全面落實有關規(guī)定，不斷提升綠電直連接入電網和參與市場交易的技術支持能力和服務水平。
（二）本方案自印發(fā)之日起實施。如遇國家政策調整，按照國家最新政策執(zhí)行。
附件2
內蒙古自治區(qū)單一電力用戶綠電直連項目申報大綱
一、申報書主要內容
項目申報書分為三部分。
第一部分為項目實施方案。
第二部分為項目各類排查性文件以及各項承諾書。
第三部分為《電力系統(tǒng)安全風險專項評估報告》（項目擬接入220千伏或330千伏需提供本報告）、《電力系統(tǒng)影響綜合分析報告》（項目利用存量負荷建設綠電直連項目需提供本報告）以及報告通過評估的反饋意見。
二、項目申報名稱
項目申報名稱：XX公司XX旗縣區(qū)新增負荷（氫基綠色燃料/降碳剛性需求出口外向型企業(yè)/燃煤燃氣自備電廠/國家樞紐節(jié)點數據中心/電解鋁行業(yè)/國家級零碳園區(qū)）并網型（離網型）綠電直連項目
如依托某新增負荷申報并網型綠電直連項目，項目申報名稱則為：XX公司XX旗縣（區(qū)）新增負荷并網型綠電直連項目；如依托制氫申報離網型綠電直連項目，項目申報名稱則為：XX公司XX旗縣（區(qū)）氫基綠色燃料離網型綠電直連項目。
XX公司為申報企業(yè)公司名稱，要求為負荷企業(yè)公司名稱；XX旗縣區(qū)為新能源場址所在旗縣。
三、項目申報流程
由項目投資主體編制綠電直連項目實施方案，由負荷企業(yè)（或負荷企業(yè)與新能源投資企業(yè)組成聯合體且負荷企業(yè)牽頭）報旗縣能源主管部門；旗縣（區(qū)）能源主管部門審核后報盟市能源主管部門。
跨盟市項目由項目投資主體編制綠電直連項目實施方案，由負荷企業(yè)（或負荷企業(yè)與新能源投資企業(yè)組成聯合體且負荷企業(yè)牽頭）報負荷企業(yè)和新能源場址所在旗縣（區(qū)）能源主管部門，由相關旗縣能源主管部門聯合申報至所屬盟市。
四、項目批復
盟市能源主管部門經征求省級電網企業(yè)意見（若綠電直連項目接入220千伏或330千伏，應取得電力系統(tǒng)安全風險專項評估意見；利用存量負荷的，還應取得省級電網企業(yè)關于《電力系統(tǒng)影響綜合分析報告》的評估意見）后，組織第三方機構評估，評估通過后按流程批復項目。氫基燃料綠電直連項目由盟市征求省級電網企業(yè)意見后報自治區(qū)能源局，自治區(qū)能源局按流程預審批復。
跨盟市項目（不含氫基燃料綠電直連項目）由負荷所在盟市牽頭，聯合新能源所在盟市，征求省級電網企業(yè)意見后按流程聯合批復。
單一電力用戶綠電直連項目實施方案編制大綱
一、項目概況
（一）申報企業(yè)概況
簡述申報企業(yè)概況，負荷、電源企業(yè)基本信息，負荷及上級公司（總公司）發(fā)展現狀、戰(zhàn)略定位等有關內容。存量負荷應說明公司發(fā)展現狀、財務狀況等綜合能力。
（二）項目基本情況
項目總體情況，項目類型（并網型或離網型），項目建設內容和規(guī)模，包括負荷、電源、儲能、直連線路、接網工程等各單體項目的建設基本情況，如電源類型、規(guī)模、電量，負荷產業(yè)類型、電量以及占地面積、建設規(guī)模、自發(fā)自用電量占比、建設時序及投資規(guī)模、建設模式（自投、合資、合同能源管理等）等情況。
（三）建設必要性分析
從企業(yè)綠色用能需求、就近消納能力、資源條件、直連線路送出能力、電網接入條件以及保障負荷穩(wěn)定用電等方面論證項目實施的基礎。
（四）建設時序
統(tǒng)籌考慮電源、負荷、儲能（調節(jié)設施）、直連線路、接網工程開工竣工時間，各單位項目建設進度計劃以及負荷投運但電源未投運的臨時過渡用電方案。
填寫綠電直連項目申報表（附表）。
二、建設條件
（一）場址條件
分別從負荷、新能源、電網、儲能四個方面分析說明，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(tài)保護紅線、壓覆礦、文物、軍事、環(huán)保、水源地等限制性因素排查，地形地貌，水文氣象、地質、交通條件等對項目建設的影響分析。限制性排查文件等支持性文件作為附件提交。
（二）資源條件
分析自治區(qū)、盟（市）及場區(qū)風能、太陽能資源，進行資源利用綜合評價等。申報氫基綠色燃料綠電直連項目的，還應分析水資源情況。
三、負荷分析
（一）產業(yè)情況
包括但不限于產業(yè)類型、產業(yè)落實情況、負荷投產時序、建設地點以及負荷前期手續(xù)辦理情況。存量負荷需說明負荷投產年以及未來運行年限判斷。
申報氫基綠色燃料綠電直連項目的，應分析用氫場景、項目主要產品（氫、氨、醇等）在當地及外部的市場需求，并預測市場容量和市場價格，重點分析區(qū)域市場或目標市場，研究其競爭優(yōu)勢和競爭力，簡述項目的商業(yè)模式。說明項目“制儲輸用”全鏈條閉環(huán)情況，落實綠氫消納方式，用途與用量，落實用氫單位情況。
（二）負荷用電情況
對負荷規(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）負荷調節(jié)能力
對負荷可中斷能力、調節(jié)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。將新增負荷核準（備案）等支持性文件作為申報文件的附件。
四、新能源建設規(guī)模
（一）新能源規(guī)模
根據負荷規(guī)模、調節(jié)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(guī)模、儲能裝機規(guī)模和時長（自備電廠調節(jié)能力）等，測算新能源發(fā)電小時數、新能源利用率和新能源電量占比等關鍵指標，明確新能源發(fā)電出力不足且自身調節(jié)能力不夠的備用機制。其中，氫基綠色燃料綠電直連項目按照負荷用電量1.2倍確定新能源裝機規(guī)模。
（二）源荷匹配及調節(jié)能力分析
分析電源、負荷、儲能（自備電廠）匹配性，形成發(fā)用電典型曲線（氫基燃料綠電直連項目還應形成上網發(fā)電曲線）以及最終從電網購電典型曲線。綠電直連項目新能源建成后從電網購電的峰谷差，提供生產模擬曲線圖，明確不同時刻峰谷差。
明確項目全部電力需求及新能源生產、消費結構數據指標，自發(fā)自用、上網電量規(guī)模及比例、新能源利用率目標、靈活性調節(jié)范圍、最大負荷峰谷差率等。
五、建設內容
（一）電源建設方案
明確電源屬性（存量/增量）、電源類別。包含項目選址，主要設備選型，風電、光伏初步建設方案，電源投產時序等。
（二）直連線路建設方案
明確直連線路建設主體（是由負荷還是電源企業(yè)建設），提出電源接入設想，升壓站建設方案、負荷變電站建設方案。說明線路路徑、電壓等級、產權劃分及安全距離。提供綠電直連項目電力系統(tǒng)圖，說明涉及的用地、通道、安全性及與公共電網的交界等問題。依托存量負荷建設電源的，應提出負荷側變電站配套改造方案。
（三）整體供電方案
說明項目并網方案設想、供電距離，明確與大電網的物理分界點，接入公共電網容量、計量方式（包括內部發(fā)電、廠用電、儲能、自發(fā)自用等各環(huán)節(jié)計量）、公共電網交換功率、電網接口技術方案以及責任界面（含并網容量之外的供電責任）劃分情況。依托存量負荷建設電源的，應提出負荷與電網整體供電變化。
（四）調節(jié)能力建設方案
根據項目情況，配置合理比例的調節(jié)設施，增強系統(tǒng)柔性調節(jié)能力，滿足峰谷差、電能質量管理等要求。調節(jié)設施應自行建設，不得作為獨立主體參與電力市場交易。依托自備電廠建設綠電直連項目的，應明確自備電廠靈活性改造技術路線，新建儲能電站進行調節(jié)的，應明確儲能電站站址、技術路線、設備配置、運行方案及安全措施等情況。
六、投資估算及財務測算
測算綠電直連項目電源、直連線路、儲能等各單項工程建設成本及總投資，針對電源部分測算項目內部收益率、投資回收期等指標分析。根據國家、自治區(qū)有關價格政策測算自發(fā)自用發(fā)電成本以及到戶電價，結合網購電量電價測算負荷最終用電電價。依托存量負荷建設電源的，應重點分析負荷側電價變化，對電網造成的各類影響。
七、效益分析
（一）經濟效益
分析綠電直連項目建設帶來的企業(yè)產值增加、營收增加等直接經濟效益，以及為地方經濟發(fā)展帶來的間接效益。
（二）社會效益
分析綠電直連項目在促進產業(yè)綠色轉型，促進新能源就近就地消納，帶動區(qū)域建設、其他產業(yè)發(fā)展、安置就業(yè)等方面情況。
（三）生態(tài)效益
針對綠電直連項目建設對能耗降低、碳減排、環(huán)境效益等方面進行分析。
八、保障措施
建立項目建設組織方式、協調管理機制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。
九、附件材料
1.項目投資主體工商營業(yè)執(zhí)照、信用證明等。
2.負荷建設的核準（備案）文件或項目建設單位與地方政府簽署的框架協議，用地、能評、環(huán)評等支撐性文件。申報氫基燃料綠電直連項目的，還需提供氫/氨/甲醇等產品消納協議、其他消納證明材料。項目供水協議，且供水協議應明確能解決項目足額供水需求，同時提供旗縣水利部門關于項目水資源保障的意見。自備電廠還需提供自備電廠納入國家規(guī)劃文件和核準文件以及足額繳納各項費用證明文件。
3.項目電源和負荷不是同一投資主體的，提供綠色電力中長期購售電協議或合同能源管理協議，以及電力設施建設、產權劃分、運行維護等事項的協議。
4.電力系統(tǒng)安全風險評估報告等相關文件。
5.電源如風電、光伏項目用地拐點坐標、shp矢量坐標，文旅部門、軍事部門、生態(tài)環(huán)境部門、林草部門、自然資源部門原則同意項目建設的意見文件以及省級電網企業(yè)出具的支持項目接入的文件等。
6.綠電直連項目由于調節(jié)能力降低、負荷用電不足自行承擔棄電風險的承諾書。
7.其他有關證明材料。
專題一、電力系統(tǒng)安全風險專項評估
如項目接入220千伏或330千伏電壓等級，需開展電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定分析。針對項目接網開展系統(tǒng)安全風險評估，對電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行、電壓支撐、電能質量、涉網等各方面分析，提出各類影響及應對措施。
專題二、電力系統(tǒng)影響綜合分析報告
依托存量負荷申報綠電直連項目的，應編制《電力系統(tǒng)影響綜合分析報告》，內容應包含電網安全穩(wěn)定運行、交叉跨越、電量電價分析以及對公共電網存量資產造成影響、處置方案等，具體以省級電網企業(yè)出具的指導意見為準。
