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，减少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。

审核人：张永峰