内蒙古单一电力用户绿电直连项目开发建设方案：绿电直连项目负荷不得由电网企业代理购电

1月14日，内蒙古自治区能源局发布关于印发《内蒙古自治区单一电力用户绿电直连项目开发建设实施方案（试行）》的通知，本实施方案适用于内蒙古自治区单一电力用户绿电直连项目开发建设。绿电直连是指风电光伏项目、生物质发电项目等新能源不直接接入公共电网，通过直连线路向单一电力用户供给绿电，可实现供给电量清晰物理溯源的模式。在国家发展改革委、国家能源局出台“多用户绿电直连”有关办法前，进一步探索开展采用直连线路向多用户开展绿电直接供应。

直连线路是指电源与电力用户直接连接的专用电力线路，按照负荷是否接入公共电网分为并网型和离网型两类，并网型作为一个整体接入公共电网，与公共电网形成清晰的物理界面与责任界面，新能源须接入用户和公共电网产权分界点的用户侧；离网型应具备完全独立运行条件，与公共电网无电气连接。直连电源为分布式光伏的，按照国家、自治区分布式光伏发电开发建设有关政策执行。

鼓励绿电直连项目通过配置储能、挖掘负荷灵活调节潜力等方式，提升自平衡、自调节能力，尽可能减少系统调节压力。项目规划方案要合理确定项目最大负荷峰谷差率，公共电网向项目供电功率的峰谷差率不高于方案规划值。

绿电直连项目内部资源应做到可观、可测、可调、可控，并根据《电网运行准则》等向电力调度机构提供相关资料。项目各业务系统应严格执行《电力监控系统安全防护规定》，安装网络安全监测、隔离装置等网络安全设施，按要求向相关调度机构备案，接受调度机构开展的技术监督。

并网型绿电直连项目应合理申报接入电网公共容量，并与电网企业协商确定并网容量以外的供电责任和费用，自行承担由于自身原因造成供电中断的相关责任。电网企业应向满足并网条件的项目公平无歧视提供并网服务，参照《电网公平开放监管办法》办理有关并网手续，并按照绿电直连项目接入容量和有关协议履行供电责任。

绿电直连项目应按照国家和自治区价格、财政、税务等部门相关规定缴纳输配电费、系统运行费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用，各地不得违规减免。

绿电直连项目享有平等市场主体地位，建成后原则上作为一个整体参与电力市场交易，项目负荷不得由电网企业代理购电。项目电源和负荷不是同一投资主体的，也可分别注册，以聚合形式参与电力市场交易。氢基绿色燃料绿电直连项目上网电量全部参与电力市场交易。

绿电直连项目应具备分表计量条件，在内部发电、厂用电、自发自用、储能等各业务单元安装符合相关标准和有关部门认可的双向计量装置，厂区内已有燃煤燃气自备电厂的，新建新能源项目、储能等各业务单元应与原自备电厂及原用电负荷区分计量。

详情如下：

内蒙古自治区能源局关于印发《内蒙古自治区单一电力用户绿电直连项目开发建设实施方案（试行）》的通知

内能源新能发〔2026〕1号

各盟市能源局、有关盟市发展改革委，满洲里市、二连浩特市发展改革委，内蒙古电力公司、国网蒙东电力公司：

按照《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）等有关要求，自治区能源局研究制定了《内蒙古自治区单一电力用户绿电直连项目开发建设实施方案（试行）》，现印发你们，请认真执行。

此通知。

附件：

1.内蒙古自治区单一电力用户绿电直连项目开发建设实施方案（试行）

2.内蒙古自治区单一电力用户绿电直连项目申报大纲

内蒙古自治区能源局

2026年1月13日

（此件主动公开）

附件1

内蒙古自治区单一电力用户绿电直连项目开发建设实施方案（试行）

为进一步明确自治区单一电力用户绿电直连项目开发建设的管理相关要求，根据《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）等精神，结合自治区实际情况，制定本实施方案。

一、总体要求

本实施方案适用于内蒙古自治区单一电力用户绿电直连项目开发建设。绿电直连是指风电光伏项目、生物质发电项目等新能源不直接接入公共电网，通过直连线路向单一电力用户供给绿电，可实现供给电量清晰物理溯源的模式。在国家发展改革委、国家能源局出台“多用户绿电直连”有关办法前，进一步探索开展采用直连线路向多用户开展绿电直接供应。

直连线路是指电源与电力用户直接连接的专用电力线路，按照负荷是否接入公共电网分为并网型和离网型两类，并网型作为一个整体接入公共电网，与公共电网形成清晰的物理界面与责任界面，新能源须接入用户和公共电网产权分界点的用户侧；离网型应具备完全独立运行条件，与公共电网无电气连接。直连电源为分布式光伏的，按照国家、自治区分布式光伏发电开发建设有关政策执行。

二、适用范围

（一）新增用电负荷。所有新增用电负荷取得相关主管部门的核准（备案）文件后均可开展绿电直连。未向电网企业报装的项目（含存量负荷的扩建部分）、已报装但配套电网工程（供电方案确定的电网接入点至用户受电端之间、由电网企业投资建设的输变电工程）尚未开工的项目、离网型存量项目、公用燃煤燃气电厂厂用电负荷，以及与电网企业协商一致的存量项目均视为新增负荷。新增负荷项目（含存量负荷的扩建部分）与存量负荷项目原则上不产生电气连接。

（二）氢基绿色燃料。新建氢基绿色燃料项目（绿氢、绿氢制绿氨、绿氢制绿色甲醇、绿氢制可持续航空燃料等）可开展绿电直连。项目原则上应为同一投资主体控股，作为一个市场主体运营，建设运行期内须按照同一法人统一经营管理，并落实应用场景、提供消纳协议。

（三）降碳刚性需求出口外向型企业。项目单位应有降碳刚性需求，且能提供进出口经营权证明、海外营收审计报告、海外营收占比、海外客户合约、产品出口证明以及降碳刚性需求等相关证明材料。

（四）燃煤燃气自备电厂。燃煤燃气自备电厂应足额清缴政府性基金及附加、政策性交叉补贴、系统备用费等费用，提供税务部门、电网企业出具的相关证明后开展绿电直连，通过压减自备电厂出力，实现清洁能源替代。新能源应与自备电厂的寿命相匹配，合计出力不大于原自备电厂最大出力，不得占用公共电网调节资源。

（五）国家枢纽节点数据中心（和林格尔数据中心集群）。和林格尔数据中心集群的存量、新增算力项目均可开展绿电直连。存量负荷项目可根据自身实际合理有序建设绿电直连项目，逐步提高绿电消费比例；新建负荷项目应通过绿电直连、绿电交易、购买绿证等方式，确保绿电消费比例达到80%以上。

（六）电解铝行业。存量、新增电解铝项目均可开展绿电直连。项目应通过绿电直连、绿电交易、购买绿证等方式，确保绿电消费比例达到国家目标。

（七）国家级零碳园区。国家级零碳园区范围内的存量、新增负荷项目均可开展绿电直连。

三、实施要求

（一）强化源荷匹配

并网型绿电直连项目按照“以荷定源”原则科学确定新能源电源类型和装机规模，项目规划新能源利用率应参照自治区能源局确定的年度新能源利用率目标，配套新能源弃电不纳入统计。其中，并网型氢基绿色燃料绿电直连项目按照不超过负荷年用电量1.2倍确定新能源规模。离网型绿电直连项目（包括离网型氢基绿色燃料绿电直连项目）应参照并网型项目科学确定新能源电源类型和装机规模。

绿电直连项目（除并网型氢基绿色燃料绿电直连项目外）新能源发电量全部自发自用，不允许向公共电网反送；并网型氢基绿色燃料绿电直连项目上网电量2025—2027年不超过40％、2028年及之后不超过20％，即上网电量比例=上网电量/（上网电量+自发自用电量）。

新能源年度自发自用电量占申报负荷年度总用电量的比例应不低于30%［自发自用电量以绿电直连项目配套负荷核准（备案）文件所对应负荷的实际用电量为准，不计入配套储能充电、放电及损耗部分的电量

，并不断提高自发自用比例，2030年前不低于35%。燃煤燃气自备电厂绿电直连项目可根据实际情况自行确定。

（二）创新建设模式

负荷企业和电源企业是同一投资主体的，作为一个市场主体运营，负责投资建设电源、负荷、直连专线。鼓励负荷企业与电源企业成立合资公司建设绿电直连项目，建设运行期内按照同一法人统一经营管理。

负荷企业和电源企业不是同一投资主体的，负荷企业作为主责单位，直连专线由负荷、电源主体协商建设。负荷和电源双方应签订10年以上购电协议或合同能源管理协议（均需包含电量和电价区间），并就电力设施建设、产权划分、运行维护、调度运行、结算关系、违约责任等事项签订协议。

支持民营企业在内的各类经营主体（不含电网企业）投资绿电直连项目。对于因消纳受限等原因无法并网、电网接入工程尚未开工，以及与电网企业就切改方案、配套接网工程处置方案等达成一致意见的存量新能源项目，在履行相应变更手续后可作为绿电直连项目配套新能源。新能源发电项目豁免电力业务许可，另有规定除外。

（三）强化规划统筹

绿电直连项目接入电压等级不超过220（330）千伏，确有必要接入220（330）千伏的，由自治区能源局会同国家能源局派出机构组织电网企业、项目单位等开展电力系统安全风险专项评估，确保电网安全稳定运行。绿电直连专线应根据确定的电压等级合理确定接入距离，尽量减少与公共电网交叉跨越，确需跨越的应科学落实相应安全措施。

利用存量负荷申报绿电直连的项目，由省级电网企业出具指导意见，明确利用存量负荷申报并网型绿电直连项目关于电力系统安全稳定运行、负荷供电可靠性等要求和原则。项目单位应根据省级电网企业出具的指导意见，联合属地电网企业编制《电力系统影响综合分析报告》，并报省级电网企业评估审核。

（四）强化运行管理

鼓励绿电直连项目通过配置储能、挖掘负荷灵活调节潜力等方式，提升自平衡、自调节能力，尽可能减少系统调节压力。项目规划方案要合理确定项目最大负荷峰谷差率，公共电网向项目供电功率的峰谷差率不高于方案规划值。

绿电直连项目内部资源应做到可观、可测、可调、可控，并根据《电网运行准则》等向电力调度机构提供相关资料。项目各业务系统应严格执行《电力监控系统安全防护规定》，安装网络安全监测、隔离装置等网络安全设施，按要求向相关调度机构备案，接受调度机构开展的技术监督。

并网型绿电直连项目应合理申报接入电网公共容量，并与电网企业协商确定并网容量以外的供电责任和费用，自行承担由于自身原因造成供电中断的相关责任。电网企业应向满足并网条件的项目公平无歧视提供并网服务，参照《电网公平开放监管办法》办理有关并网手续，并按照绿电直连项目接入容量和有关协议履行供电责任。

四、交易与价格机制

绿电直连项目应按照国家和自治区价格、财政、税务等部门相关规定缴纳输配电费、系统运行费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用，各地不得违规减免。

绿电直连项目享有平等市场主体地位，建成后原则上作为一个整体参与电力市场交易，项目负荷不得由电网企业代理购电。项目电源和负荷不是同一投资主体的，也可分别注册，以聚合形式参与电力市场交易。氢基绿色燃料绿电直连项目上网电量全部参与电力市场交易。

绿电直连项目应具备分表计量条件，在内部发电、厂用电、自发自用、储能等各业务单元安装符合相关标准和有关部门认可的双向计量装置，厂区内已有燃煤燃气自备电厂的，新建新能源项目、储能等各业务单元应与原自备电厂及原用电负荷区分计量。

五、项目申报与管理

（一）项目申报

绿电直连项目是同一投资主体的，由项目公司进行申报；不是同一投资主体的，由负荷企业牵头、会同电源企业联合申报。项目申报主体应编制项目申报书，并制定负荷不足、调节能力降低或停运的处置预案，由旗县能源主管部门报送盟市能源主管部门。新能源及接入工程应落实建设场址，取得用地范围、坐标和限制性因素排查文件，包括但不限于自然资源、林草、环保、文物、军事等部门支持意见。

鼓励盟市（省区）间加强沟通协作，支持新能源开发资源不足的盟市（省区）突破地域限制，在与周边盟市（省区）协商一致的情况下，依据发展需要谋划建设绿电直连跨盟市（省区）合作项目。跨盟市项目由相关盟市能源主管部门联合组织申报。

（二）项目批复

绿电直连项目（不含氢基绿色燃料绿电直连项目）取得省级电网企业支持意见后，盟市能源主管部门应及时组织具备资质的第三方机构进行评估，通过后由盟市能源主管部门批复并报自治区能源局备案。跨盟市项目由相关盟市联合评审批复。绿电直连项目新增负荷开工（已有实质性投资且纳入统计）后，盟市能源主管部门方可核准（备案）配套新能源项目。

氢基绿色燃料绿电直连项目取得省级电网企业支持意见后，由盟市能源主管部门报送自治区能源局进行预审，预审通过后，项目申报企业可依据预审意见办理项目前期相关手续（包括履行投资决策等相关程序），并组织进行负荷侧项目建设。预审意见有效期为两年，通过预审并在预审意见有效期内依法依规开工，且完成计划投资45％以上的负荷侧项目，由盟市能源主管部门按照预审意见及本实施方案向自治区能源局申请项目电源建设规模。

（三）项目管理

绿电直连项目要严格按照批复方案建设，项目建成后由投资主体自行组织综合验收，也可以委托专家或具备相应资质的第三方机构对项目进行综合验收，盟市能源主管部门应及时组织有关单位对综合验收结果进行现场监督核查。电网企业要根据项目批复方案做好接网服务；新能源建设进度滞后的，投资主体可与电网企业协商临时供电方案。项目投运前，不得擅自变更建设内容、股权结构，不得自行变更投资主体。

盟市能源主管部门要加强项目监管，定期向自治区能源局报送项目运行情况。当项目负荷不足、调节能力降低或停运时，项目投资主体须引进新的负荷、新建调节能力。若项目投资主体无力实施或新增负荷未落地，可向盟市能源主管部门申请终止项目，盟市能源主管部门按流程履行相关程序。

六、保障措施

（一）自治区能源局负责统筹推进全区绿电直连项目建设工作，推动绿电直连模式有序发展。各盟市能源主管部门要履行属地管理责任，组织项目实施，支持负荷企业稳定运行，做好已批复绿电直连项目管理和运行监测工作。电网企业、电力市场运营机构要按照职责分工，全面落实有关规定，不断提升绿电直连接入电网和参与市场交易的技术支持能力和服务水平。

（二）本方案自印发之日起实施。如遇国家政策调整，按照国家最新政策执行。

附件2

内蒙古自治区单一电力用户绿电直连项目申报大纲

一、申报书主要内容

项目申报书分为三部分。

第一部分为项目实施方案。

第二部分为项目各类排查性文件以及各项承诺书。

第三部分为《电力系统安全风险专项评估报告》（项目拟接入220千伏或330千伏需提供本报告）、《电力系统影响综合分析报告》（项目利用存量负荷建设绿电直连项目需提供本报告）以及报告通过评估的反馈意见。

二、项目申报名称

项目申报名称：XX公司XX旗县区新增负荷（氢基绿色燃料/降碳刚性需求出口外向型企业/燃煤燃气自备电厂/国家枢纽节点数据中心/电解铝行业/国家级零碳园区）并网型（离网型）绿电直连项目

如依托某新增负荷申报并网型绿电直连项目，项目申报名称则为：XX公司XX旗县（区）新增负荷并网型绿电直连项目；如依托制氢申报离网型绿电直连项目，项目申报名称则为：XX公司XX旗县（区）氢基绿色燃料离网型绿电直连项目。

XX公司为申报企业公司名称，要求为负荷企业公司名称；XX旗县区为新能源场址所在旗县。

三、项目申报流程

由项目投资主体编制绿电直连项目实施方案，由负荷企业（或负荷企业与新能源投资企业组成联合体且负荷企业牵头）报旗县能源主管部门；旗县（区）能源主管部门审核后报盟市能源主管部门。

跨盟市项目由项目投资主体编制绿电直连项目实施方案，由负荷企业（或负荷企业与新能源投资企业组成联合体且负荷企业牵头）报负荷企业和新能源场址所在旗县（区）能源主管部门，由相关旗县能源主管部门联合申报至所属盟市。

四、项目批复

盟市能源主管部门经征求省级电网企业意见（若绿电直连项目接入220千伏或330千伏，应取得电力系统安全风险专项评估意见；利用存量负荷的，还应取得省级电网企业关于《电力系统影响综合分析报告》的评估意见）后，组织第三方机构评估，评估通过后按流程批复项目。氢基燃料绿电直连项目由盟市征求省级电网企业意见后报自治区能源局，自治区能源局按流程预审批复。

跨盟市项目（不含氢基燃料绿电直连项目）由负荷所在盟市牵头，联合新能源所在盟市，征求省级电网企业意见后按流程联合批复。

单一电力用户绿电直连项目实施方案编制大纲

一、项目概况

（一）申报企业概况

简述申报企业概况，负荷、电源企业基本信息，负荷及上级公司（总公司）发展现状、战略定位等有关内容。存量负荷应说明公司发展现状、财务状况等综合能力。

（二）项目基本情况

项目总体情况，项目类型（并网型或离网型），项目建设内容和规模，包括负荷、电源、储能、直连线路、接网工程等各单体项目的建设基本情况，如电源类型、规模、电量，负荷产业类型、电量以及占地面积、建设规模、自发自用电量占比、建设时序及投资规模、建设模式（自投、合资、合同能源管理等）等情况。

（三）建设必要性分析

从企业绿色用能需求、就近消纳能力、资源条件、直连线路送出能力、电网接入条件以及保障负荷稳定用电等方面论证项目实施的基础。

（四）建设时序

统筹考虑电源、负荷、储能（调节设施）、直连线路、接网工程开工竣工时间，各单位项目建设进度计划以及负荷投运但电源未投运的临时过渡用电方案。

填写绿电直连项目申报表（附表）。

二、建设条件

（一）场址条件

分别从负荷、新能源、电网、储能四个方面分析说明，包括但不限于地理、面积、土地性质及利用现状、基本农田、林草地、生态保护红线、压覆矿、文物、军事、环保、水源地等限制性因素排查，地形地貌，水文气象、地质、交通条件等对项目建设的影响分析。限制性排查文件等支持性文件作为附件提交。

（二）资源条件

分析自治区、盟（市）及场区风能、太阳能资源，进行资源利用综合评价等。申报氢基绿色燃料绿电直连项目的，还应分析水资源情况。

三、负荷分析

（一）产业情况

包括但不限于产业类型、产业落实情况、负荷投产时序、建设地点以及负荷前期手续办理情况。存量负荷需说明负荷投产年以及未来运行年限判断。

申报氢基绿色燃料绿电直连项目的，应分析用氢场景、项目主要产品（氢、氨、醇等）在当地及外部的市场需求，并预测市场容量和市场价格，重点分析区域市场或目标市场，研究其竞争优势和竞争力，简述项目的商业模式。说明项目“制储输用”全链条闭环情况，落实绿氢消纳方式，用途与用量，落实用氢单位情况。

（二）负荷用电情况

对负荷规模、用电量和负荷运行曲线进行分析（年、月、日典型曲线），分析负荷正常运行的峰谷差。

（三）负荷调节能力

对负荷可中断能力、调节能力进行分析，如需制定需求侧管理措施，应明确需求侧管理措施的激励机制。将新增负荷核准（备案）等支持性文件作为申报文件的附件。

四、新能源建设规模

（一）新能源规模

根据负荷规模、调节能力、最大负荷和周边新能源实际出力特性进行生产模拟，论证新能源装机规模、储能装机规模和时长（自备电厂调节能力）等，测算新能源发电小时数、新能源利用率和新能源电量占比等关键指标，明确新能源发电出力不足且自身调节能力不够的备用机制。其中，氢基绿色燃料绿电直连项目按照负荷用电量1.2倍确定新能源装机规模。

（二）源荷匹配及调节能力分析

分析电源、负荷、储能（自备电厂）匹配性，形成发用电典型曲线（氢基燃料绿电直连项目还应形成上网发电曲线）以及最终从电网购电典型曲线。绿电直连项目新能源建成后从电网购电的峰谷差，提供生产模拟曲线图，明确不同时刻峰谷差。

明确项目全部电力需求及新能源生产、消费结构数据指标，自发自用、上网电量规模及比例、新能源利用率目标、灵活性调节范围、最大负荷峰谷差率等。

五、建设内容

（一）电源建设方案

明确电源属性（存量/增量）、电源类别。包含项目选址，主要设备选型，风电、光伏初步建设方案，电源投产时序等。

（二）直连线路建设方案

明确直连线路建设主体（是由负荷还是电源企业建设），提出电源接入设想，升压站建设方案、负荷变电站建设方案。说明线路路径、电压等级、产权划分及安全距离。提供绿电直连项目电力系统图，说明涉及的用地、通道、安全性及与公共电网的交界等问题。依托存量负荷建设电源的，应提出负荷侧变电站配套改造方案。

（三）整体供电方案

说明项目并网方案设想、供电距离，明确与大电网的物理分界点，接入公共电网容量、计量方式（包括内部发电、厂用电、储能、自发自用等各环节计量）、公共电网交换功率、电网接口技术方案以及责任界面（含并网容量之外的供电责任）划分情况。依托存量负荷建设电源的，应提出负荷与电网整体供电变化。

（四）调节能力建设方案

根据项目情况，配置合理比例的调节设施，增强系统柔性调节能力，满足峰谷差、电能质量管理等要求。调节设施应自行建设，不得作为独立主体参与电力市场交易。依托自备电厂建设绿电直连项目的，应明确自备电厂灵活性改造技术路线，新建储能电站进行调节的，应明确储能电站站址、技术路线、设备配置、运行方案及安全措施等情况。

六、投资估算及财务测算

测算绿电直连项目电源、直连线路、储能等各单项工程建设成本及总投资，针对电源部分测算项目内部收益率、投资回收期等指标分析。根据国家、自治区有关价格政策测算自发自用发电成本以及到户电价，结合网购电量电价测算负荷最终用电电价。依托存量负荷建设电源的，应重点分析负荷侧电价变化，对电网造成的各类影响。

七、效益分析

（一）经济效益

分析绿电直连项目建设带来的企业产值增加、营收增加等直接经济效益，以及为地方经济发展带来的间接效益。

（二）社会效益

分析绿电直连项目在促进产业绿色转型，促进新能源就近就地消纳，带动区域建设、其他产业发展、安置就业等方面情况。

（三）生态效益

针对绿电直连项目建设对能耗降低、碳减排、环境效益等方面进行分析。

八、保障措施

建立项目建设组织方式、协调管理机制明确推进项目建设过程和运营生命周期内可能出现的调峰能力下降、负荷停产等各种风险，申报主体应提出相应解决方案、应对措施。

九、附件材料

1.项目投资主体工商营业执照、信用证明等。

2.负荷建设的核准（备案）文件或项目建设单位与地方政府签署的框架协议，用地、能评、环评等支撑性文件。申报氢基燃料绿电直连项目的，还需提供氢/氨/甲醇等产品消纳协议、其他消纳证明材料。项目供水协议，且供水协议应明确能解决项目足额供水需求，同时提供旗县水利部门关于项目水资源保障的意见。自备电厂还需提供自备电厂纳入国家规划文件和核准文件以及足额缴纳各项费用证明文件。

3.项目电源和负荷不是同一投资主体的，提供绿色电力中长期购售电协议或合同能源管理协议，以及电力设施建设、产权划分、运行维护等事项的协议。

4.电力系统安全风险评估报告等相关文件。

5.电源如风电、光伏项目用地拐点坐标、shp矢量坐标，文旅部门、军事部门、生态环境部门、林草部门、自然资源部门原则同意项目建设的意见文件以及省级电网企业出具的支持项目接入的文件等。

6.绿电直连项目由于调节能力降低、负荷用电不足自行承担弃电风险的承诺书。

7.其他有关证明材料。

专题一、电力系统安全风险专项评估

如项目接入220千伏或330千伏电压等级，需开展电力系统安全稳定分析。针对项目接网开展系统安全风险评估，对电力系统稳定运行、电压支撑、电能质量、涉网等各方面分析，提出各类影响及应对措施。

专题二、电力系统影响综合分析报告

依托存量负荷申报绿电直连项目的，应编制《电力系统影响综合分析报告》，内容应包含电网安全稳定运行、交叉跨越、电量电价分析以及对公共电网存量资产造成影响、处置方案等，具体以省级电网企业出具的指导意见为准。