各市发展改革委（能源局），国网山东省电力公司，山东电力交易中心：
为加快推动新能源集成融合发展，依据国家发展改革委、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）、《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2026〕688号）等文件精神，在前期工作、试点基础上，对绿电直连、绿电产业园、源网荷储一体化项目进行优化整合，进一步明确全省新能源就近消纳项目建设管理要求，提升新能源就近消纳水平与企业绿色竞争力，有关事项通知如下。
一、优化管理方式
（一）实施分类管理。源网荷储一体化、绿电产业园中就地就近消纳模式类项目统一按照绿电直连模式管理；绿电（绿证）交易、分布式自发自用模式类项目，由市级能源主管部门会同本市相关部门和供电公司组织实施，定期向省级报备；虚拟电厂模式类项目，按照我省电力市场交易政策规定和虚拟电厂注册相关要求实施。
（二）做好政策衔接。对于前期确定的源网荷储一体化就地就近消纳模式试点项目，本文件印发之日前已纳入省能源电力规划且开工建设的，按照原方案执行；本文件印发之日前已纳入省能源电力规划但尚未开工建设的，项目企业可与电网企业综合考虑系统安全、电网规划、电源送出、用户供电等因素重新协商确定建设方案，调整后方案由项目所在市能源主管部门报省能源局同意后实施。
二、加大政策支持
（一）拓展适用条件。单一电力用户绿电直连适用以下类型：
1.新增负荷可配套建设新能源项目；
2.存量负荷在已有燃煤燃气自备电厂足额清缴政府性基金及附加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；
3.有绿色电力消费比例考核、监测要求和碳排放考核指标（纳入全国碳排放权交易市场）的重点行业用能企业存量负荷；
4.有降碳刚性需求的出口外向型企业；
5.算力设施、海上油气田及沿海重点港口（青岛港、烟台港、日照港、威海港、滨州港、东营港、潍坊港）存量负荷；
6.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；支持未并网海上新能源项目开展绿电直连，服务新型电力系统建设能力提升试点。
多用户绿电直连适用条件方面，在单一用户适用类型的基础上，重点支持以下存量负荷和重点场景：
1.单一电力用户绿电直连项目可吸纳其他新建负荷组成多用户绿电直连项目；
2.有绿色电力消费需求的用户，包括有绿色电力消费比例要求的企业、重点用能和碳排放企业（年综合能源消费总量达到1万吨标准煤及以上）、有降碳需求的出口外向型企业及其上下游企业等；
3.周边新能源资源条件较好的工业园区、零碳园区、与公共电网界面清晰的增量配电网等的全部或部分负荷；
4.支持分布式光伏通过集中汇流参与多用户绿电直连。
（二）项目实施范围。绿电直连项目负荷与电源距离由项目企业根据安全性、经济性合理确定，确需跨市范围布局的或涉海的，应取得电源所在市自然资源（海洋）、水利、生态环境、交通运输、文旅、电力等部门（单位）支持意见和军事支持意见，由负荷所在市能源主管部门牵头组织上报。
（三）明确建设主体。本文件印发之日后申报的项目，直连线路原则上应由负荷、电源主体或项目主责单位投资。项目主体（主责单位）应充分利用存量电力设施，在不影响与公共电网责任界面划分的前提下，可通过租赁等方式协商使用其他主体的存量电力设施；协商不成的，项目主责单位可自行建设相关设施。
（四）强化源荷匹配。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%，并且在公共电网新能源弃电时段，不得向公共电网反送电。海上风电直连海洋油气平台、制氢氨醇、算力设施等项目的绿电直连上网电量比例可放宽至40%。绿电直连项目新能源弃电不纳入新能源利用率统计。鼓励项目通过合理配置储能、挖掘负荷灵活调节潜力等方式，减小系统调节压力。
（五）项目价格机制。绿电直连项目应按《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）及我省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。多用户绿电直连项目内部各用户可按照每个时段用电量占比确定自发自用电量，实现小时级新能源发用电量匹配，由项目主责单位负责统一与公共电网结算电费。并网型绿电直连项目年度上网电量上限由项目企业在申报方案中明确（风电、光伏发电小时数根据最近一次新能源机制电价竞价公布的小时数确定，生物质发电小时数可参考最近年度全省生物质发电平均利用小时数），运行中项目上网电量达到申报值的，年内停止上网反送电，每年度结束后由电网企业核算偏差并在第二年上网电量额度中增减调整。
三、规范实施程序
（一）加强项目储备。各市能源主管部门结合产业发展需求与资源禀赋，全面勘查可利用新能源资源，储备一批具备实施条件的潜在项目。加强对项目单位政策宣贯与技术辅导，探索推动“新能源+”多种绿电就地就近利用方式，打造多种应用场景。完善绿电溯源认证路径，积极探索“公网绿电聚连”模式。绿电直连项目应建设智慧调度平台，并接入“山东能源云”管理平台，具备电源、负荷、储能电量分类计量及小时级电力监测功能，提升源、网、荷、储协同调控能力，加快形成智能微电网。鼓励企业结合负荷特性在绿电直连项目中合理配置光伏与储能，促进光伏发电高质量发展。
（二）明确组织方式。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。具体为企业编制项目实施方案（附件1）进行申报，市能源主管部门会同电网企业等部门对企业申报情况进行初审；省能源局每季度对完成市级初审具备条件的项目组织评审（具体时间以通知为准），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等部门（单位）意见，综合研判后对具备条件的项目予以实施。已批复绿电直连项目中的新能源项目和电网线路视同纳入年度新能源建设清单和电力规划。已建成项目内部新增新能源发电规模的，应重新履行项目申报流程。
（三）落实建设要求。项目投资主体须严格按照实施方案明确的建设内容和规模，依法依规办理电源、负荷、储能及直连线路等立项手续，科学规划建设时序，不得擅自变更实施范围、建设地点、建设内容及股权结构等。电网企业要按照国家、省相关技术标准和有关要求，组织签订项目并网调度协议、购售电合同、供用电合同等，并按程序办理项目并网手续。项目接入电压等级为220千伏及以上的，项目申报中需将电力系统安全风险专项评估（附件2）纳入市级初审和省级评审。多用户绿电直连项目应按照国家政策要求，在申报方案中编制应急场景下项目内部用电调节和有序供应的预案（附件3），明确相关安全和经济责任。分布式光伏通过集中汇流参与多用户绿电直连的，项目主责单位需对涉及利用居民、商户屋顶、厂房及其附属场所建设光伏的利益相关方签订不低于10年的保障性收益兜底协议。
（四）严格考核退出。绿电直连项目应当做好源荷匹配、调节能力建设，降低电网备用容量，提高项目经济性。坚决杜绝出现借用绿电直连名义套取新能源资源行为，对未按照实施方案建设且拒不整改，或未按期开工的，移出项目建设名单，配套新能源项目开发权失效。确因客观原因导致项目不能按期开工或建成的，经审核评估后，方可延长开工、建成时限。项目建成后，若负荷企业因减产、停产、搬迁、破产等原因导致无法满足绿电直连政策要求的，由所在市能源主管部门终止实施资格，并报省能源局、国家能源局山东监管办；其电源由所在市、电网企业落实接入条件并按需改造后转为全量入市项目，不纳入机制电价执行范围；其储能根据需要改造满足相关技术要求后，可作为配储与新能源联合参与市场交易，或作为用户侧储能运行；其直连线路（全部或部分）可回收利用的，经与电网企业协商后依法依规开展收购工作，若无法回购，由地方政府督促产权方自行拆除。
我省已出台政策与本文件要求不一致的，按照本文件执行。本文件未尽事宜，根据发改能源〔2026〕688号、发改能源〔2025〕650号等有关规定执行。如遇国家政策调整，按照国家政策执行。
山东省发展和改革委员会 山东省能源局
国家能源局山东监管办公室
2026年6月25日