落实国家 688 号文，在原有单用户直连基础上升级多用户模式；内蒙古是风光大基地大省，政策更侧重高耗能、绿氢、算力，严控向外网送电，强以荷定源，负荷优先，和贵州版本形成鲜明对比。
一、重点支持场景
优先：绿氢绿氨醇、和林格尔算力集群、电解铝、出口外向型高耗能企业、自备电厂改造、零碳工业园区。
多用户：多个法人联合，园区集群、存量单用户直连扩容吸纳新负荷均可；分布式光伏汇流后也可参与直连。
核心门槛：优先针对新增负荷；存量负荷扩建算新增负荷；存量负荷原则上不允许直接接入多用户直连，存量与新增负荷原则上不做电气互联。
新增负荷要求：必须取得核准 / 备案文件，先有负荷手续，再配新能源，严格以荷定源。
二、电量与配比硬性约束
除并网型氢基燃料项目外：全部自发自用，严禁向公共电网反送电。
并网型氢基绿电直连特例：
2027 年底前上网占比≤40%
2028 年及以后上网占比≤20%
电量考核：新能源自发自用电量占负荷总用电量≥30%，2030 年起提升至≥35%（储能充放电电量不计入）。
装机上限：氢基项目新能源规模不超过负荷年用电量 1.2 倍，防止过度配电源囤指标。
和国家 688 号文差异：国家同时要求 “自发自用占总发电量≥60%”；内蒙古本方案没有设置这条硬性红线，主要卡负荷用电量占比 + 禁止反送（氢除外）。贵州则两条指标同时执行。
三、投资、主责单位、储能
设置项目主责单位：可以电源方、负荷方单独或合资组建；园区可由管委会 / 第三方机构；电网企业不能作为直连专线运营主体。
专线、变电、储能、调度平台由主责单位投资，可租赁存量电力设施。
内部新能源、专线豁免电力业务许可。
并网型项目整体参与电力市场，负荷不由电网代理购电；储能为项目标配，保障源荷平衡。
四、退出与监管机制
内蒙古：没有设置 “纳入清单 1 年未开工直接调出” 的硬性时间条款。
监管逻辑：运行阶段，若负荷萎缩、停产，主责单位必须引入新负荷或增加调节能力；无力整改则申请终止项目，电源可回归公共电网，重新履行并网手续。
盟市按月报送建设、运行数据，接受监管。
简单理解：贵州是清单时间硬卡死，到期不开工直接踢出去；内蒙古侧重负荷真实存续，开工时间没有一刀切，但是运行阶段负荷不足必须补负荷，否则终止。
五、内蒙古 VS 贵州绿电直连核心对比
表格
| 对比项 | 内蒙古（正式印发） | 贵州（征求意见稿） |
|---|---|---|
| 反送电规则 | 普通项目完全禁止反送；氢项目分阶段最高 40%→20% | 允许最高 20% 上网 |
| 考核指标 | 自用占负荷用电≥30%(2030→35%)；无总发电量≥60% 硬性条款 | 双指标：自用占总发电量≥60%+ 占负荷用电≥30% |
| 开工时效 | 无 “1 年未开工调出” 硬时限 | 纳入清单1 年未开工直接调出 |
| 负荷偏好 | 重点绿氢、电解铝、算力、高耗能出口企业 | 算力、绿氢、出口制造、工业园区 |
| 负荷准入 | 优先新增负荷，存量原则不接入多用户直连 | 新建 + 存量均可升级做多用户 |
六、产业影响解读
新能源开发商：不能 “先拿风光指标再找负荷”，必须绑定已备案 / 核准的新增负荷；氢项目有适度上网窗口，但其他项目完全不能卖电给大网，压缩投机空间。
高耗能 / 绿氢 / 算力企业：多用户模式允许多家企业抱团，降低单主体投资压力；适合内蒙古大负荷化工、电解铝、氢能项目。
风险点：项目高度绑定负荷，一旦负荷投产不及预期、停产，项目就要补新负荷，否则终止；普通直连项目没有多余电量对外出售的通道。
和贵州的差异根源：内蒙古风光资源极多，优先保证就地消纳，减少外送压力；贵州兼顾消纳同时，用 “1 年开工红线” 强力打击囤指标。
