北極星電力市場網獲悉，山東省能源局日前發布關于加強和規范綠電直連發展的通知，其中提到，對綠電直連、綠電產業園、源網荷儲一體化項目進行優化整合，進一步明確全省新能源就近消納項目建設管理要求，提升新能源就近消納水平與企業綠色競爭力。

源網荷儲一體化、綠電產業園中就地就近消納模式類項目統一按照綠電直連模式管理；綠電（綠證）交易、分布式自發自用模式類項目，由市級能源主管部門會同本市相關部門和供電公司組織實施，定期向省級報備；虛擬電廠模式類項目，按照我省電力市場交易政策規定和虛擬電廠注冊相關要求實施。

多用戶綠電直連適用條件方面，在單一用戶適用類型的基礎上，重點支持以下存量負荷和重點場景：

1.單一電力用戶綠電直連項目可吸納其他新建負荷組成多用戶綠電直連項目；

2.有綠色電力消費需求的用戶，包括有綠色電力消費比例要求的企業、重點用能和碳排放企業（年綜合能源消費總量達到1萬噸標準煤及以上）、有降碳需求的出口外向型企業及其上下游企業等；

3.周邊新能源資源條件較好的工業園區、零碳園區、與公共電網界面清晰的增量配電網等的全部或部分負荷；

4.支持分布式光伏通過集中匯流參與多用戶綠電直連。

詳情如下：

關于加強和規范綠電直連發展的通知

各市發展改革委（能源局），國網山東省電力公司，山東電力交易中心：

為加快推動新能源集成融合發展，依據國家發展改革委、國家能源局《關于有序推動綠電直連發展有關事項的通知》（發改能源〔2025〕650號）、《關于有序推動多用戶綠電直連發展有關事項的通知》（發改能源〔2026〕688號）等文件精神，在前期工作、試點基礎上，對綠電直連、綠電產業園、源網荷儲一體化項目進行優化整合，進一步明確全省新能源就近消納項目建設管理要求，提升新能源就近消納水平與企業綠色競爭力，有關事項通知如下。

一、優化管理方式

（一）實施分類管理。源網荷儲一體化、綠電產業園中就地就近消納模式類項目統一按照綠電直連模式管理；綠電（綠證）交易、分布式自發自用模式類項目，由市級能源主管部門會同本市相關部門和供電公司組織實施，定期向省級報備；虛擬電廠模式類項目，按照我省電力市場交易政策規定和虛擬電廠注冊相關要求實施。

（二）做好政策銜接。對于前期確定的源網荷儲一體化就地就近消納模式試點項目，本文件印發之日前已納入省能源電力規劃且開工建設的，按照原方案執行；本文件印發之日前已納入省能源電力規劃但尚未開工建設的，項目企業可與電網企業綜合考慮系統安全、電網規劃、電源送出、用戶供電等因素重新協商確定建設方案，調整后方案由項目所在市能源主管部門報省能源局同意后實施。

二、加大政策支持

（一）拓展適用條件。單一電力用戶綠電直連適用以下類型：

1.新增負荷可配套建設新能源項目；

2.存量負荷在已有燃煤燃氣自備電廠足額清繳政府性基金及附加的前提下開展綠電直連，通過壓減自備電廠出力，實現清潔能源替代；

3.有綠色電力消費比例考核、監測要求和碳排放考核指標（納入全國碳排放權交易市場）的重點行業用能企業存量負荷；

4.有降碳剛性需求的出口外向型企業；

5.算力設施、海上油氣田及沿海重點港口（青島港、煙臺港、日照港、威海港、濱州港、東營港、濰坊港）存量負荷；

6.支持尚未開展電網接入工程建設或因新能源消納受限等原因無法并網的新能源項目，在履行由電網企業重新確定接入系統設計方案等變更手續后開展綠電直連；支持未并網海上新能源項目開展綠電直連，服務新型電力系統建設能力提升試點。

多用戶綠電直連適用條件方面，在單一用戶適用類型的基礎上，重點支持以下存量負荷和重點場景：

1.單一電力用戶綠電直連項目可吸納其他新建負荷組成多用戶綠電直連項目；

2.有綠色電力消費需求的用戶，包括有綠色電力消費比例要求的企業、重點用能和碳排放企業（年綜合能源消費總量達到1萬噸標準煤及以上）、有降碳需求的出口外向型企業及其上下游企業等；

3.周邊新能源資源條件較好的工業園區、零碳園區、與公共電網界面清晰的增量配電網等的全部或部分負荷；

4.支持分布式光伏通過集中匯流參與多用戶綠電直連。

（二）項目實施范圍。綠電直連項目負荷與電源距離由項目企業根據安全性、經濟性合理確定，確需跨市范圍布局的或涉海的，應取得電源所在市自然資源（海洋）、水利、生態環境、交通運輸、文旅、電力等部門（單位）支持意見和軍事支持意見，由負荷所在市能源主管部門牽頭組織上報。

（三）明確建設主體。本文件印發之日后申報的項目，直連線路原則上應由負荷、電源主體或項目主責單位投資。項目主體（主責單位）應充分利用存量電力設施，在不影響與公共電網責任界面劃分的前提下，可通過租賃等方式協商使用其他主體的存量電力設施；協商不成的，項目主責單位可自行建設相關設施。

（四）強化源荷匹配。項目整體新能源年自發自用電量占總可用發電量的比例不低于60%，占總用電量的比例不低于30%，2030年前不低于35%；上網電量占總可用發電量的比例上限不超過20%，并且在公共電網新能源棄電時段，不得向公共電網反送電。海上風電直連海洋油氣平臺、制氫氨醇、算力設施等項目的綠電直連上網電量比例可放寬至40%。綠電直連項目新能源棄電不納入新能源利用率統計。鼓勵項目通過合理配置儲能、挖掘負荷靈活調節潛力等方式，減小系統調節壓力。

（五）項目價格機制。綠電直連項目應按《關于完善價格機制促進新能源發電就近消納的通知》（發改價格〔2025〕1192號）及我省相關政策規定繳納有關費用。項目除自發自用電量以外的上網電量全部參與電力市場交易，不納入機制電價執行范圍。多用戶綠電直連項目內部各用戶可按照每個時段用電量占比確定自發自用電量，實現小時級新能源發用電量匹配，由項目主責單位負責統一與公共電網結算電費。并網型綠電直連項目年度上網電量上限由項目企業在申報方案中明確（風電、光伏發電小時數根據最近一次新能源機制電價競價公布的小時數確定，生物質發電小時數可參考最近年度全省生物質發電平均利用小時數），運行中項目上網電量達到申報值的，年內停止上網反送電，每年度結束后由電網企業核算偏差并在第二年上網電量額度中增減調整。

三、規范實施程序

（一）加強項目儲備。各市能源主管部門結合產業發展需求與資源稟賦，全面勘查可利用新能源資源，儲備一批具備實施條件的潛在項目。加強對項目單位政策宣貫與技術輔導，探索推動“新能源+”多種綠電就地就近利用方式，打造多種應用場景。完善綠電溯源認證路徑，積極探索“公網綠電聚連”模式。綠電直連項目應建設智慧調度平臺，并接入“山東能源云”管理平臺，具備電源、負荷、儲能電量分類計量及小時級電力監測功能，提升源、網、荷、儲協同調控能力，加快形成智能微電網。鼓勵企業結合負荷特性在綠電直連項目中合理配置光伏與儲能，促進光伏發電高質量發展。

（二）明確組織方式。綠電直連項目建設采取企業申報、市級初審、省級評審的方式組織開展。具體為企業編制項目實施方案（附件1）進行申報，市能源主管部門會同電網企業等部門對企業申報情況進行初審；省能源局每季度對完成市級初審具備條件的項目組織評審（具體時間以通知為準），充分聽取國家能源局山東監管辦公室、國網山東省電力公司等部門（單位）意見，綜合研判后對具備條件的項目予以實施。已批復綠電直連項目中的新能源項目和電網線路視同納入年度新能源建設清單和電力規劃。已建成項目內部新增新能源發電規模的，應重新履行項目申報流程。

（三）落實建設要求。項目投資主體須嚴格按照實施方案明確的建設內容和規模，依法依規辦理電源、負荷、儲能及直連線路等立項手續，科學規劃建設時序，不得擅自變更實施范圍、建設地點、建設內容及股權結構等。電網企業要按照國家、省相關技術標準和有關要求，組織簽訂項目并網調度協議、購售電合同、供用電合同等，并按程序辦理項目并網手續。項目接入電壓等級為220千伏及以上的，項目申報中需將電力系統安全風險專項評估（附件2）納入市級初審和省級評審。多用戶綠電直連項目應按照國家政策要求，在申報方案中編制應急場景下項目內部用電調節和有序供應的預案（附件3），明確相關安全和經濟責任。分布式光伏通過集中匯流參與多用戶綠電直連的，項目主責單位需對涉及利用居民、商戶屋頂、廠房及其附屬場所建設光伏的利益相關方簽訂不低于10年的保障性收益兜底協議。

（四）嚴格考核退出。綠電直連項目應當做好源荷匹配、調節能力建設，降低電網備用容量，提高項目經濟性。堅決杜絕出現借用綠電直連名義套取新能源資源行為，對未按照實施方案建設且拒不整改，或未按期開工的，移出項目建設名單，配套新能源項目開發權失效。確因客觀原因導致項目不能按期開工或建成的，經審核評估后，方可延長開工、建成時限。項目建成后，若負荷企業因減產、停產、搬遷、破產等原因導致無法滿足綠電直連政策要求的，由所在市能源主管部門終止實施資格，并報省能源局、國家能源局山東監管辦；其電源由所在市、電網企業落實接入條件并按需改造后轉為全量入市項目，不納入機制電價執行范圍；其儲能根據需要改造滿足相關技術要求后，可作為配儲與新能源聯合參與市場交易，或作為用戶側儲能運行；其直連線路（全部或部分）可回收利用的，經與電網企業協商后依法依規開展收購工作，若無法回購，由地方政府督促產權方自行拆除。

我省已出臺政策與本文件要求不一致的，按照本文件執行。本文件未盡事宜，根據發改能源〔2026〕688號、發改能源〔2025〕650號等有關規定執行。如遇國家政策調整，按照國家政策執行。

附件：1：山東省綠電直連項目實施方案編制大綱

2：電力系統安全風險專項評估報告模板

3：山東省多用戶綠電直連項目用電調節和有序供應預案編制大綱

山東省發展和改革委員會        山東省能源局

國家能源局山東監管辦公室

2026年6月25日

附件1

山東省綠電直連項目實施方案編制大綱

一、項目概況

（一）基本情況

說明項目位置、項目類型（并網型或離網型）、建設內容和規模（包含負荷、電源、儲能、直連線路、運營平臺、變電設施及接網工程等）。明確電源種類及負荷類型（存量/增量）。多用戶綠電直連項目明確項目主責單位、項目投資主體構成、投資規模、投建模式（自投、合資、合同能源管理等）、各方權利責任等。

（二）企業概況

簡述負荷、電源企業基本信息、發展現狀、財務狀況、企業信用和總體能力，有關政府批復和金融機構支持等情況。

算力設施需提供行業主管部門出具的支撐性材料；綠色電力消費需求的重點用能和碳排放企業需提供相關用能、碳排放證明材料，或市級發展改革部門出具的支撐性材料；出口外向型企業需提供進出口經營權證明、審計報告海外營收及占比、海外客戶合約、降碳剛性需求等相關證明材料。

（三）建設必要性分析

從企業綠色用能需求、就近消納能力、資源條件、電網接入條件等方面論證項目實施的現實基礎與政策支撐。

（四）建設時序

統籌考慮電源建設進度、負荷形成規模及電網接入完成節點，明確項目的建成投運時間，包括電源、負荷、儲能及直連線路等建設進度計劃。

填寫綠電直連項目申報表（附件1-1）。

二、項目總體方案設計

（一）整體方案設計

統籌編制電源、負荷、儲能、直連線路及接入系統的整體化建設方案，明確系統風險評估、電能質量管理和安全措施，做到同步設計、統一建設、同步投產。

（二）源荷匹配及調節能力分析

分析電源與負荷的匹配性，形成發用電典型曲線。項目整體新能源年自發自用電量占總可用發電量的比例不低于60%，占總用電量的比例不低于30%，2030年前不低于35%；上網電量占總可用發電量的比例上限不超過20%（海上風電直連海洋油氣平臺、制氫氨醇、算力設施等項目上網電量比例可放寬至40%），明確并網型綠電直連項目年度上網電量上限額度。具備合理的調節能力與儲能配置，明確峰谷調節水平及備用機制。

明確項目全部電力需求及新能源生產、消費結構數據指標，自發自用、上網電量規模及比例、新能源利用率目標、靈活性調節范圍、最大的負荷峰谷差率等。

三、主要設計內容

（一）負荷建設方案

明確新增或存量負荷情況，以及投資規模、負荷規模、年用電量、用能時序與負荷強度等。

說明負荷形成基礎及有關投資協議、能源管理制度落實情況。多用戶綠電直連項目需提供項目主責單位與電源、負荷等內部主體就產權劃分、運行維護、平衡責任、內部費用標準和結算、違約責任等事項的協議材料。

（二）電源建設方案

明確電源屬性（存量/增量）、電源類別、項目是否納入省級開發建設方案、是否通過市場化等方式完成電源項目企業優選、建成投產時序等。

說明項目選址、接入條件、審批手續辦理情況等。

（三）直連線路建設方案

明確直連線路建設主體，說明線路路徑、電壓等級、產權劃分及安全距離。直連線路應盡量減少線路交叉跨越，確需跨越的，完成交叉跨越安全風險評估，制定相應安全技術措施。

說明涉及的用地、通道、安全性及與公共電網的交界等問題。

明確若項目終止實施資格，直連線路（全部或部分）可回收利用的，經與電網企業協商后依法依規開展收購工作，若無法回購，需自行拆除。

（四）接入系統建設方案

說明項目并網方案、并網容量、計量方式（包括內部發電、廠用電、自發自用電等）、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。

明確出現影響公共電網安全的突發緊急情況時，項目整體和內部電源接受電力調度機構統一調度，按要求參與需求響應、有序用電、緊急負荷控制，相關設備及負荷納入山東電網緊急負荷控制序位表。明確項目與公共電網的交換功率不超過接網容量，以及在公共電網新能源棄電時段不向公共電網反送電的具體措施，項目應安裝防逆流裝置并保障處于投入狀態。

明確項目整體及內部電源按照接入電壓等級和容量規模接受相應調度機構統一管理，運行情況納入我省“兩個細則”考核。項目內部各設施涉網性能應滿足相關標準，存在重大隱患的依法依規停運整改。

多用戶綠電直連項目需提供應急場景下項目內部用電調節和有序供應的預案（附件3），明確相關安全和經濟責任。

（五）儲能設施建設方案

根據項目情況，配置合理比例的儲能系統，增強系統柔性調節能力，滿足峰谷差、電能質量管理等要求。儲能應自行建設，不得作為獨立主體參與電力市場交易。

說明儲能站址、技術路線、設備配置、運行方案及安全措施等情況。

（六）智慧平臺建設方案

根據項目情況編制平臺功能架構，包括實時監測、智能調度、安全預警、數據管理、用戶交互等，說明數據采集的顆粒度以及平臺接口的開放度等。明確電源、負荷、儲能電量分類計量及小時級電力監測功能。

四、電力系統安全評估

開展電力系統安全穩定分析，評估項目內部各設施涉網性能是否滿足相關標準。依據《電網運行準則》等標準，評估項目對區域電網穩定性、電壓支撐、電能質量的影響，明確應對措施。如項目接入電壓等級為220千伏的，需提供電力系統安全風險專項評估報告（附件2）。

五、投資估算及財務測算

做好建設成本和用電成本分析。明確電源、負荷、直連線路、儲能系統等各部分投資構成及總投資估算，開展財務內部收益率、投資回收期等指標分析。根據國家發展改革委相關價格文件及項目年用電規模，合理測算電力銷售單價及成本。

六、效益分析

（一）經濟效益。分析綠電直連項目建設帶來的企業產值增加、營收增加等直接經濟效益，以及為地方經濟發展帶來的間接效益。

（二）社會效益。分析綠電直連項目在促進產業綠色轉型，促進新能源就近就地消納，帶動區域建設、其他產業發展、安置就業等方面情況。

（三）生態效益。分析綠電直連項目建設對能耗降低、碳減排、環境質量改善等方面的積極作用。

七、保障措施

明確組織保障、要素保障、項目保障等措施。

八、附件材料

1.項目實施所在市級能源主管部門初審意見。

2.項目投資主體工商營業執照、信用證明等，多用戶綠電直連項目需明確項目主責單位并提供相關材料。

3.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、環評等支撐性文件。

4.可再生能源項目應符合有關要求（附件1-2），并填寫可再生能源項目信息表（附件1-3）。

5.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（包括但不限于供用電模式及價格、供用電期限與電量、電能質量等），以及電力設施建設、產權劃分、運行維護、供用電連續性等事項的協議。協議需明確電源側、負荷側各方供用電不連續的責任劃分；按照事故影響范圍、停電時長、經濟損失及安全風險程度，明確內部相關安全和經濟責任，確定相應的經濟補償標準、違約責任。

6.項目整體方案技術文本（包括接入方案、繼電保護及二次系統配置等）。

7.市級出具的直連線路納入全省能源電力發展規劃的支持性文件。

8.安全風險評估相關報告文件。

9.多用戶綠電直連項目需提供應急場景下項目內部用電調節和有序供應的預案報告文件。

10.其他有關證明材料。

附件：1-1.綠電直連項目申報表

1-2.可再生能源項目有關要求

1-3.可再生能源項目信息表

1-4.電力系統安全風險專項評估報告編制大綱（同附件2）

1-5.山東省多用戶綠電直連項目用電調節和有序供應預案編制大綱（同附件3）

附件1-2

可再生能源項目有關要求

逐項列出負荷對應的可再生能源項目，包括裝機規模、建設內容、投資主體、年發電量、直連類型、投產時間等，填寫附表。

一、已列入建設計劃的存量可再生能源項目。須提供納入省級建設計劃文件（分布式光伏除外），核準（備案）、環評、用地、接入等前期手續辦理文件。

二、未列入建設計劃的增量可再生能源項目。須符合我省可再生能源發展規劃、行動計劃、實施方案等，落實建設條件，避讓在運、在建、擬建新能源項目和各項限制性因素。

（一）風電、集中式光伏項目應提供支持性材料，包括但不限于以下內容：

1.項目大地2000坐標系shp格式矢量坐標（光伏發電項目提供光伏方陣坐標，風電項目提供風機點位中心點坐標）。

2.市級自然資源部門（海洋部門）需針對項目選址坐標出具，包括項目用地（用海）范圍、用地（用海）面積、土地分類或海域功能分類，并說明項目選址符合國土空間規劃、相關用地（用海）政策和“三區三線”管控要求，不涉及國家、省相關法律法規或規劃明確禁止的區域，明確原則同意該項目建設的意見文件。利用建設用地的，須提供項目用地不動產權證明和合作開發協議。

3.市級水利（水務）部門或河務部門需針對項目選址坐標出具，項目符合《水利部關于加強河湖水域岸線空間管控的指導意見》（水河湖〔2022〕216號）和河道管理等有關要求，不對水利設施和河道功能造成影響，原則同意該項目建設的意見文件。

4.市級文旅部門需針對項目選址坐標出具，項目選址不涉及文物，原則同意該項目建設的意見文件。

5.市級軍事部門需針對項目選址坐標出具，項目選址不涉及軍事設施，原則同意該項目建設的意見文件。

6.市級生態環境部門需針對項目選址坐標出具，項目符合有關生態環境政策，原則同意該項目建設的意見文件。

7.市級交通運輸部門需針對項目選址坐標出具，項目對在運或規劃的交通設施無影響，原則同意該項目建設的意見文件。

8.市級電網企業需出具該項目具備接入條件，原則同意的支持性文件。

（二）分布式光伏應落實建設條件、電網接入條件，由各市組織實施。

（三）分散式風