11月19日，內蒙古自治區能源局公開征求《內蒙古自治區綠電直連項目開發建設實施方案（試行）》意見，其中提到：

項目類型

氫基綠色燃料綠電直連項目。新建氫基綠色燃料項目（綠氫、綠氫制綠氨、綠氫制綠色甲醇、綠氫制可持續航空燃料等）可開展綠電直連。項目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一經營管理，并落實應用場景、提供消納協議。

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模，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。離網型項目應具備完全獨立運行條件，配套新能源、負荷與公共電網無電氣連接。

綠電直連項目整體新能源自發自用電量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%。其中，并網型氫基綠色燃料綠電直連項目上網電量占總發電量比例，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+自發自用電量）；其余綠電直連項目新能源發電量全部自發自用，不允許向公共電網反送。

交易與價格機制

綠電直連項目按照國家和自治區價格、財政、稅務等部門相關規定繳納輸配電費、系統運行費用、政策性交叉補貼、政府性基金及附加等費用。

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，在內部發電、廠用電、自發自用、儲能等各業務單元安裝計量裝置，廠區內已有燃煤等自備電廠的，新建新能源項目、儲能等各業務單元應與原自備電廠及用電負荷區分計量。

項目申報與管理

（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審，評審通過后由盟市能源主管部門批復并報自治區能源局備案。綠電直連項目新增負荷開工（已有實質性投資且納入統計口徑）后，盟市能源主管部門方可核準（備案）配套新能源。

氫基綠色燃料綠電直連項目由盟市能源主管部門報自治區能源局，自治區能源局采取預審批復，預審通過后，項目申報企業可依據預審意見辦理項目前期相關手續（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開工，且完成計劃投資45％以上的負荷側項目，按照批復的實施方案申請項目電源建設規模。

保障措施與政策銜接

（二）自治區或盟市已批復實施的源網荷儲一體化、風光制氫一體化、燃煤自備電廠可再生能源替代、全額自發自用等四類市場化消納新能源項目，如需調整建設方案，均可按照本方案重新申報綠電直連項目。

（三）本方案印發之日起，《內蒙古自治區源網荷儲一體化項目實施細則2023年修訂版（試行）》《內蒙古自治區風光制氫一體化項目實施細則2023年修訂版（試行）》《內蒙古自治區關于全額自發自用新能源項目實施細則2023年修訂版（試行）》《內蒙古自治區燃煤自備電廠可再生能源替代工程實施細則2023年修訂版（試行）》以及相關補充通知同步廢止。