12月19日，山東省人民政府辦公廳印發《關于健全完善新能源消納體系機制促進能源高質量發展的若干措施》的通知。

《通知》提出，深化電力市場化改革。穩步推動新能源入市。完善電力現貨市場建設，分類、逐步提高新能源市場化交易比例。2025年到2026年，新增風電項目（含分散式風電，下同）可自主選擇全電量或30%發電量參與電力市場，新增光伏發電項目（含分布式光伏，下同）可自主選擇全電量或15%發電量參與電力市場，實施過程中根據國家政策要求變化優化調整；2030年起，新增風電、光伏發電項目實現全面入市。

《通知》還提出，有序推進源網荷儲一體化。支持企業因地制宜采用新能源就近直供、綠電交易、虛擬電廠、新能源自發自用等4種模式，依托電力市場交易平臺和“云大物移智鏈邊”等技術，開展源網荷儲一體化工作，通過電源、用電負荷、電網、儲能的多方協同互動，充分挖掘用電負荷側的調節消納能力，打造新能源消納新模式。

探索新能源電力供應新模式。對有綠電需求的產業園區或出口型企業，支持采取物理或虛擬方式，創新新能源電力供給模式，探索建設一批綠電產業園；原則上供電線路由電網公司投資建設，輸配電價及相關費用按國家政策規定執行。鼓勵新能源發電企業與出口型企業簽訂電力中長期合同，新能源發電量由出口型企業全部消納。

探索推進“風光氫氨醇”一體化開發。依托魯北大型風光基地、海上風電基地等新能源規模化開發，探索建設可作為調峰資源的綠氫（氨、醇）項目，支持參與儲能租賃市場。支持“風光氫氨醇”項目整體化推進，按照國家、省有關要求實行一體化核準（備案），配建的合成氨、合成甲醇部分，不受“兩高”行業減量替代政策限制。

提升新能源涉網性能。科學安排新能源開發布局、投產時序和消納方向，加強新能源與配套電網建設的協同力度，新能源項目涉網性能應滿足電力系統要求。對采用提升涉網性能技術的新能源項目，在市場化并網項目申報、保障性項目競爭性配置工作中予以支持。

開展新能源資源普查。根據國土空間規劃，結合年度國土變更調查成果、國家用海政策調整等管控要求，深入開展全省風電和光伏發電資源普查工作，摸清風光資源底數，謀劃一批建設條件較好、可落地可實施的風電光伏發電儲備場址，為新能源規模化、可持續開發奠定基礎。強化省級財政支持，提供必要資金保障。

全文如下：

山東省人民政府辦公廳印發《關于健全完善新能源消納體系機制促進能源高質量發展的若干措施》的通知

魯政辦字〔2024〕163號

各市人民政府，各縣（市、區）人民政府，省政府各部門、各直屬機構，各大企業：

《關于健全完善新能源消納體系機制促進能源高質量發展的若干措施》已經省政府同意，現印發給你們，請認真貫徹落實。

山東省人民政府辦公廳

2024年12月17日

（此件公開發布）

關于健全完善新能源消納體系機制促進能源高質量發展的若干措施

為全面貫徹黨的二十屆三中全會精神，進一步深化能源電力體制機制改革，全面提升新能源消納能力，推動新能源規模化高水平利用，加快打造能源綠色低碳轉型示范區，制定如下措施。

一、深化電力市場化改革

（一）穩步推動新能源入市。完善電力現貨市場建設，分類、逐步提高新能源市場化交易比例。2025年到2026年，新增風電項目（含分散式風電，下同）可自主選擇全電量或30%發電量參與電力市場，新增光伏發電項目（含分布式光伏，下同）可自主選擇全電量或15%發電量參與電力市場，實施過程中根據國家政策要求變化優化調整；2030年起，新增風電、光伏發電項目實現全面入市。（省能源局牽頭，省發展改革委、國家能源局山東監管辦、國網山東省電力公司按職責分工負責）

（二）暢通綠證交易服務渠道。依托專業機構，探索建立綠色電力證書交易服務平臺，開展綠證交易數據分析、政策研究、宣傳推廣等工作，為市場主體參與綠證交易提供供需對接、技術支持、市場研判等服務。（省能源局牽頭，省發展改革委、國家能源局山東監管辦、國網山東省電力公司配合）

（三）積極擴大綠電綠證交易規模。探索實施重點用能單位化石能源消費預算管理，超過預算部分通過購買綠電綠證進行抵消。引導重點用能企業參與綠證交易，對電解鋁行業綠色電力消費比例進行監測，完成情況以綠證作為核算依據。（省發展改革委、省能源局、省工業和信息化廳、國家能源局山東監管辦按職責分工負責）

二、創新開發利用模式

（四）有序推進源網荷儲一體化。支持企業因地制宜采用新能源就近直供、綠電交易、虛擬電廠、新能源自發自用等4種模式，依托電力市場交易平臺和“云大物移智鏈邊”等技術，開展源網荷儲一體化工作，通過電源、用電負荷、電網、儲能的多方協同互動，充分挖掘用電負荷側的調節消納能力，打造新能源消納新模式。（省能源局牽頭，省發展改革委、國家能源局山東監管辦、國網山東省電力公司配合）

（五）探索新能源電力供應新模式。對有綠電需求的產業園區或出口型企業，支持采取物理或虛擬方式，創新新能源電力供給模式，探索建設一批綠電產業園；原則上供電線路由電網公司投資建設，輸配電價及相關費用按國家政策規定執行。鼓勵新能源發電企業與出口型企業簽訂電力中長期合同，新能源發電量由出口型企業全部消納。（省能源局牽頭，省發展改革委、國家能源局山東監管辦、國網山東省電力公司配合）

（六）探索推進“風光氫氨醇”一體化開發。依托魯北大型風光基地、海上風電基地等新能源規模化開發，探索建設可作為調峰資源的綠氫（氨、醇）項目，支持參與儲能租賃市場。支持“風光氫氨醇”項目整體化推進，按照國家、省有關要求實行一體化核準（備案），配建的合成氨、合成甲醇部分，不受“兩高”行業減量替代政策限制。（省能源局、省發展改革委牽頭，省工業和信息化廳、國網山東省電力公司配合）

（七）探索推動虛擬電廠建設。推動綜合能源管理服務商、售電公司等開展虛擬電廠業務，聚合源荷儲資源，高質量常態化參與電力系統調節。鼓勵新建虛擬電廠納入全省試驗項目，研究相關支持政策。（省發展改革委、省能源局牽頭，國家能源局山東監管辦配合）

三、構建新型調節體系

（八）強化煤電基礎調節地位。提高大型清潔高效煤電機組調峰能力，新建純凝和抽凝煤電機組最小技術出力應不高于20%和30%額定負荷。加快存量煤電機組靈活性改造，按改造后新增深調能力10%×8小時的標準折算儲能容量，作為新建新能源項目配套儲能。鼓勵煤電機組通過配建電鍋爐儲熱設施、熔鹽儲熱等設施增加深度調峰能力，相關設施建設在發電企業計量出口內的，其用電按照廠用電管理但統計上不計入廠用電。（省能源局牽頭，省發展改革委配合）

（九）提速抽水蓄能電站開發。鼓勵抽水蓄能投資主體多元化，支持具有開發資質的企業參與項目開發建設。在負荷中心、新能源基地、核電基地等開展“源網荷蓄”“風光核蓄”試點，打造多場景開發模式。支持抽水蓄能電站參與電力現貨市場，抽水電價、上網電價按電力現貨市場價格及規則結算，提升電站收益水平。（省能源局牽頭，省發展改革委、國家能源局山東監管辦配合）

（十）加快推進電化學儲能項目建設。鼓勵發展集中式電化學儲能，建設儲能容量租賃交易平臺，租賃集中式儲能的新能源項目優先納入年度市場化并網項目名單。配建儲能項目單個規模原則上不低于3萬千瓦，鼓勵與新能源項目聯合參與電力市場交易。完善儲能參與電力市場規則，建立“一體多用、分時復用”交易模式。（省能源局牽頭，省發展改革委、國家能源局山東監管辦配合）

（十一）支持壓縮空氣等長時儲能發展。鼓勵建設壓縮空氣、可再生能源制氫、液流電池等長時儲能項目，符合條件的優先列入全省新型儲能項目庫，建成后優先接入電網；支持長時儲能項目參與電力現貨市場交易，入庫項目按照2倍容量折算儲能容量。（省能源局牽頭，省發展改革委、國家能源局山東監管辦配合）

（十二）推進分布式儲能建設。在新能源消納能力不足區域開展分布式儲能建設，支持接入相應配電網，以“云儲能”方式聚合參與電力市場交易，享受集中式儲能示范項目容量補償政策，并可在所在縣（市、區）內實施新增分布式新能源儲能容量租賃。研究出臺云儲能省級地方標準，進一步規范云儲能項目發展。（省能源局牽頭，省發展改革委、省市場監管局、國家能源局山東監管辦配合）

（十三）提升燃機應急調峰能力。持續優化調整燃機容量電價、氣量氣價等支持政策，公用燃機參與現貨市場按照《山東電力市場規則（試行）》給予特殊機組補償。重型燃機項目運行滿一年后，由第三方機構核定實際調峰能力與參與調峰時長。2027年前投產的項目，若參與調峰時長達到獨立電化學儲能項目平均水平的，可按核定調峰能力×8小時折算儲能容量，視作新能源項目配套儲能。（省能源局牽頭，省發展改革委配合）

四、強化電網配置作用

（十四）加快主干網架建設。統籌新能源消納需求和核電、風電、光伏發電等項目規劃建設進度，適度超前謀劃電網規劃建設。加快推進煙威輸變電、威海站、招遠及后續核電廠址送出等1000千伏特高壓工程建設，補強半島北、半島南500千伏網架結構，滿足膠東地區核電、海上風電送出需求。規劃布局1000千伏特高壓濱州站，加快推進高地、渤海等500千伏電網工程建設，滿足魯北地區風電、光伏發電送出需求。到2025年，全省特高壓、500千伏電網分別形成“五交三直”“六橫四縱”網架結構；到2030年，分別形成“九交四直”“六橫六縱”網架結構。（省能源局牽頭，省發展改革委、國網山東省電力公司配合）

（十五）推動配電網改造升級。結合城市規劃及充電基礎設施建設，全面開展城市配電網擴容和升級改造，逐步提高配電網韌性。加快推動農村電網升級改造，持續優化網架結構，促進分布式新能源就近消納。到2025年，全省電網分布式光伏接入能力達到5500萬千瓦左右，到2030年，達到8000萬千瓦左右。（省能源局牽頭，省發展改革委、國網山東省電力公司配合）

（十六）試點建設分布式智能電網。落實配電網高質量發展行動實施方案要求，以大電網末端、新能源富集鄉村、高比例新能源供電園區等為重點，充分利用風、光、天然氣等清潔能源，探索建設一批分布式智能電網項目，以點帶面促進分布式電網建設，形成分布式和大電網兼容并存的電網格局。（省能源局牽頭，省發展改革委、國網山東省電力公司配合）

（十七）加強智慧化調度運行。適應大規模高比例新能源和新型主體對電力調度的新要求，全面推進調度方式、機制和管理的優化調整。綜合應用“云大物移智鏈邊”等技術，提升電網智能化自動化水平，支撐新能源發電、新型儲能、多元化負荷大規模友好接入。加強配電網調度智能化建設和信息安全防護系統建設，全面提升可觀可測、可調可控能力，逐步構建主配微網協同的新型有源配電網調度模式。（省能源局、省發展改革委牽頭，國網山東省電力公司配合）

（十八）提升新能源涉網性能。科學安排新能源開發布局、投產時序和消納方向，加強新能源與配套電網建設的協同力度，新能源項目涉網性能應滿足電力系統要求。對采用提升涉網性能技術的新能源項目，在市場化并網項目申報、保障性項目競爭性配置工作中予以支持。（省能源局牽頭，國網山東省電力公司配合）

五、加強要素保障支撐

（十九）開展新能源資源普查。根據國土空間規劃，結合年度國土變更調查成果、國家用海政策調整等管控要求，深入開展全省風電和光伏發電資源普查工作，摸清風光資源底數，謀劃一批建設條件較好、可落地可實施的風電光伏發電儲備場址，為新能源規模化、可持續開發奠定基礎。強化省級財政支持，提供必要資金保障。（省發展改革委、省能源局牽頭，省財政廳、省自然資源廳、省生態環境廳、省交通運輸廳、省水利廳、省海洋局配合）

（二十）加大用地用海保障。堅持“項目跟著規劃走、要素跟著項目走”，支持符合條件的重點新能源、儲能項目納入省級重點項目庫，強化土地、用海等要素創新保障。完善新能源用地政策措施，保障新能源開發利用合理的用地空間需求。完善用海分級審批和協同推進機制，對完成省級競爭性配置的海上新能源項目，依法依規加快用海審批手續辦理。（省發展改革委、省自然資源廳、省能源局、省海洋局按職責分工負責）

（二十一）加強財稅金融支持。鼓勵各級財政部門加強資金統籌，加大新能源領域科技創新、試點示范和重點項目開發等資金支持。支持符合條件的新能源項目申報地方政府債券。豐富綠色金融產品服務，綜合運用綠色信貸、綠色債券和綠色保險等綠色金融產品，滿足能源企業資金需求。（省發展改革委、省財政廳、省科技廳、省能源局、省委金融辦、中國人民銀行山東省分行、山東金融監管局、青島金融監管局按職責分工負責）

（二十二）優化項目接網服務。鼓勵電網企業優化內部流程，建立新能源項目接網一站式服務平臺，提供新能源項目可用接入點、可接入容量、技術規范等信息，采取“線上受理”“一次告知”等方式受理接入電網申請，進一步壓縮接網申請受理、方案答復等環節辦理時間，提高接網服務效率。（省能源局牽頭，國網山東省電力公司配合）

（二十三）強化資源高效配置。充分發揮綠電吸引作用，探索建立新能源+產業協同發展機制，支持填補產業鏈空白的高端產業與新能源項目一體規劃實施，助推產業結構優化升級。（省發展改革委、省能源局牽頭，省工業和信息化廳、國網山東省電力公司配合）

六、營造良好發展環境

（二十四）全面加強組織領導。將黨的領導貫穿到改革創新的全過程和各環節，全面調動能源建設、運營主體積極性。省發展改革委、省能源局會同有關部門，加強新能源消納監測分析和預警，積極開展綠色電力消費宣傳，強化部門會商，及時解決困難問題，統籌做好新能源消納工作。健全完善和諧包容開放的發展體制機制，促進部門、地方、企業相互支持、協同配合，積極構建政策友好、產業友好、生態友好的新能源發展體系，打造友好服務氛圍，加快推動能源高質量發展。

本措施自印發之日起施行，現行相關規定與本措施不一致的，以本措施為準。國家另有規定的，從其規定。