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10月13日，山东省发改委、山东能监办、山东省能源局发布关关于印发《山东省有序推动绿电直连发展实施方案》的通知，文件中提出将重点支持四类绿电直连项目，包括新增负荷可配套建设新能源项目、存量负荷已有燃煤燃气自备电厂、有降碳刚性需求的出口外向型企业、消纳受限的新能源项目。
文件中强调，要强化源荷匹配。并网型项目应按照“以荷定源”原则科学确定新能源电源类型、装机规模和储能规模，采取整体自发自用为主、余电上网为辅的模式运行。项目整体新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例不低于60%，占总用电量的比例不低于30%，2030年前不低于35%；上网电量占总可用发电量的比例上限不超过20%。绿电直连项目新能源利用率应不低于同期全省公网新能源利用率水平。
再推进实施过程中，要依据绿电直连项目明确的建设内容和规模，依法依规办理电源、负荷、储能及直连线路等审批、核准、备案手续，科学安排建设时序，确保做到同步设计、统一建设、同步投产，不得擅自变更建设内容。电源项目不得早于新增负荷和储能设施投产，分期投产的须在项目申请阶段及实施方案中明确分期建设方案及投产计划，且每期每批电源、储能装机规模及投产时序均要与负荷相匹配。
公告原文如下：
山东省有序推动绿电直连发展实施方案
为探索创新新能源生产和消费融合发展模式，促进新能源就近就地消纳，更好满足企业绿电用能需求，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）要求，制定本实施方案。
一、发展目标
绿电直连项目以满足企业绿色用能需求、提升新能源就近就地消纳水平为目标，按照安全优先、绿色友好、权责对等、源荷匹配原则建设运行，公平合理承担安全责任、经济责任与社会责任。
二、项目类型
一是新增负荷可配套建设新能源项目。项目已批复或纳规但尚未向电网企业报装的用电项目、已报装但配套电网工程尚未批复或立项的用电项目，已报装但供电方案尚未答复的均可视为新增负荷。新增负荷需满足在新的不动产权证范围内报装或在原址改、扩建时，单独划定绿电直连项目区域，且具备独立不动产权证、满足独立报装条件。原有用电主体通过销户新装、更名、过户等方式在原厂区变更用电，或前期未单独报装立户（如企业的车间、分公司等）但已与电网形成电气联络的存量负荷，均不作为新增负荷。新增负荷与存量负荷原则上不产生直接电气连接。
二是存量负荷已有燃煤燃气自备电厂要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，在提供税务部门出具的足额清缴政府性基金及附加相关证明、电网企业出具的足额清缴政策性交叉补贴、系统备用费相关证明的前提下开展绿电直连，通过压减自备电厂出力，实现清洁能源替代。新能源年发电量不大于燃煤燃气自备电厂压减电量（与前三年年均发电量相比）。
三是有降碳刚性需求的出口外向型企业利用周边新能源资源探索开展存量负荷绿电直连。需提供进出口经营权证明、审计报告海外营收及占比、海外客户合约、降碳刚性需求等相关证明材料。
四是支持尚未开展电网接入工程建设或因新能源消纳受限等原因无法并网的新能源项目，在履行由电网企业重新确定接入系统设计方案等变更手续后开展绿电直连。
三、实施路径
（一）加强统筹规划。省能源局加强对绿电直连项目的统筹规划，确保绿电直连模式有序发展。项目用电负荷规模应有依据和支撑，新建新能源须落实建设场址坐标、范围等内容，排查用地敏感因素，提供自然资源、林业、环保、压矿、文物、军事、电力等部门支持意见。项目风电和太阳能发电规模计入省能源局制定的新能源发电开发建设方案，直连线路、接入系统等按电压等级纳入省级或城市的能源电力和国土空间等规划，并按《企业投资项目核准和备案管理办法》等规定进行核准或备案。项目接入电压等级不超过220千伏；确有必要接入220千伏的，由省能源局会同国家能源局山东监管办公室组织电网企业、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。项目应编制包含电源、负荷、直连线路和接入系统的整体化方案，以专门章节评估源荷匹配、系统风险、用电安全、电能质量等，并提出具体技术措施。单个用户匹配多个电源的，需统一编制项目方案，作为一个绿电直连项目进行申报。项目应按照整体化方案统一建设，同步投产。
（二）创新建设模式。绿电直连项目原则上由负荷作为主责单位，鼓励同一投资主体统筹开发。支持包括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。项目电源可由负荷投资，也可由发电企业或双方成立的合资公司投资，直连专线原则上应由负荷、电源主体投资。负荷、电源布局原则上应在同一县（市、区）范围内。特殊情况下，确需跨县（市、区）范围布局的或涉海的，应开展专题评估论证。
（三）强化源荷匹配。并网型项目应按照“以荷定源”原则科学确定新能源电源类型、装机规模和储能规模，采取整体自发自用为主、余电上网为辅的模式运行。项目整体新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例不低于60%，占总用电量的比例不低于30%，2030年前不低于35%；上网电量占总可用发电量的比例上限不超过20%。绿电直连项目新能源利用率应不低于同期全省公网新能源利用率水平。
（四）加强运行管理。直连线路应尽量减少线路交叉跨越，确需跨越的应制定并落实相应的安全措施。电网企业应向满足并网条件的绿电直连项目公平无歧视提供接网服务，按照《电网公平开放监管办法》办理有关接网手续。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。项目应统筹考虑内部源荷特性、平衡能力、经济收益、与公共电网交换功率等因素，自主合理申报并网容量，并与电网企业协商确定并网容量以外的供电责任和费用。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、储能等关口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等电源的，应与新建新能源项目的发电量、上网电量准确区分计量。
（五）交易与价格机制。绿电直连项目应按国家相关政策规定缴纳有关费用。项目除自发自用电量以外的上网电量全部参与电力市场交易，不纳入机制电价执行范围。
四、实施程序
（一）申报主体。绿电直连项目申报主体为具备申报基本条件的负荷企业。
（二）申报程序。绿电直连项目建设采取企业申报、市级初审、省级评审的方式组织开展。结合项目条件成熟度，按照“企业申报一个、市级初审一个、省级评审一个”的原则，有序开展绿电直连项目建设。
1.企业申报。拟申报主体根据项目成熟度编制项目实施方案，提出建设目标和建设内容，明确建设时序，按隶属关系向所在县级或市级能源主管部门提出申请。
2.市级初审。各市能源主管部门会同电网企业等部门对本市负荷企业申报情况进行初审，对项目实施方案及支撑性材料的真实性、合规性、完整性进行审查，对项目建设规模、实施条件、消纳能力、接入电网可行性等进行评估，对有降碳刚性需求的出口外向型企业进行审核。通过评审的项目由市级能源主管部门以正式文件向省能源局报送项目实施方案（含初审评估意见）。
3.省级评审。省能源局组织具备资质的第三方机构开展项目实施方案评审，充分听取国家能源局山东监管办公室、国网山东省电力公司意见，确保方案具备经济技术可行性和系统安全性，综合研判后对具备条件的项目予以确定实施。
（三）推进实施。依据绿电直连项目明确的建设内容和规模，依法依规办理电源、负荷、储能及直连线路等审批、核准、备案手续，科学安排建设时序，确保做到同步设计、统一建设、同步投产，不得擅自变更建设内容。电源项目不得早于新增负荷和储能设施投产，分期投产的须在项目申请阶段及实施方案中明确分期建设方案及投产计划，且每期每批电源、储能装机规模及投产时序均要与负荷相匹配。绿电直连项目完成审批、核准或备案后，由项目业主向电网企业报送并网申请。绿电直连项目接入方案通过后，项目业主开展绿电直连项目及并网线路建设，电网企业开展电网配套工程建设，协同保障绿电直连项目按期并网。项目应及时组织竣工验收，并将竣工验收报告报送省能源局和国家能源局山东监管办公室。
（四）跟踪评估。省能源局组织有关单位建立跟踪指导和评估机制，定期调度项目建设进度，适时评估项目建设情况。市级能源主管部门会同当地电网企业对项目新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例、占总用电量的比例、上网电量占总可用发电量的比例等进行监测评估（自投产次月起，12个月清算一次）。对已实施的绿电直连项目，若负荷企业因停建、停产、搬迁、破产等原因不再具备持续用电能力的，以及连续三年运行指标不满足本文件要求的，由项目所在地市级能源主管部门组织第三方机构开展核实评估，及时终止绿电直连项目实施资格，并报省能源局、国家能源局山东监管办。终止实施资格的项目，其可再生能源电源由所在地市、电网企业落实接入条件后按照市场化原则重新申报省级建设计划，可转为全量入市项目，不纳入机制电价执行范围。
五、保障措施
省能源局统筹推进全省绿电直连项目建设工作，建立常态化联系机制，协调解决工作推进中的困难和问题。各市、各县（市、区）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，推动绿电直连有序发展。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，不断提升项目接入电网和参与市场交易的服务能力与技术保障水平。
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