《方案》明確，將強化源荷匹配，并網型項目應按照“以荷定源”原則科學確定新能源電源類型、裝機規模和儲能規模，采取整體自發自用為主、余電上網為輔的模式運行。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%。綠電直連項目新能源利用率應不低于同期全省公網新能源利用率水平。




為探索創新新能源生產和消費融合發展模式，促進新能源就近就地消納，更好滿足企業綠電用能需求，根據國家發展改革委、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）要求，制定本實施方案。

一、發展目標

綠電直連項目以滿足企業綠色用能需求、提升新能源就近就地消納水平為目標，按照安全優先、綠色友好、權責對等、源荷匹配原則建設運行，公平合理承擔安全責任、經濟責任與社會責任。

二、項目類型

一是新增負荷可配套建設新能源項目。項目已批復或納規但尚未向電網企業報裝的用電項目、已報裝但配套電網工程尚未批復或立項的用電項目，已報裝但供電方案尚未答復的均可視為新增負荷。新增負荷需滿足在新的不動產權證范圍內報裝或在原址改、擴建時，單獨劃定綠電直連項目區域，且具備獨立不動產權證、滿足獨立報裝條件。原有用電主體通過銷戶新裝、更名、過戶等方式在原廠區變更用電，或前期未單獨報裝立戶（如企業的車間、分公司等）但已與電網形成電氣聯絡的存量負荷，均不作為新增負荷。新增負荷與存量負荷原則上不產生直接電氣連接。

二是存量負荷已有燃煤燃氣自備電廠要足額清繳政府性基金及附加、政策性交叉補貼、系統備用費等費用，在提供稅務部門出具的足額清繳政府性基金及附加相關證明、電網企業出具的足額清繳政策性交叉補貼、系統備用費相關證明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。新能源年發電量不大于燃煤燃氣自備電廠壓減電量（與前三年年均發電量相比）。

三是有降碳剛性需求的出口外向型企業利用周邊新能源資源探索開展存量負荷綠電直連。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。

四是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。

三、實施路徑

（一）加強統籌規劃。省能源局加強對綠電直連項目的統籌規劃，確保綠電直連模式有序發展。項目用電負荷規模應有依據和支撐，新建新能源須落實建設場址坐標、范圍等內容，排查用地敏感因素，提供自然資源、林業、環保、壓礦、文物、軍事、電力等部門支持意見。項目風電和太陽能發電規模計入省能源局制定的新能源發電開發建設方案，直連線路、接入系統等按電壓等級納入省級或城市的能源電力和國土空間等規劃，并按《企業投資項目核準和備案管理辦法》等規定進行核準或備案。項目接入電壓等級不超過220千伏；確有必要接入220千伏的，由省能源局會同國家能源局山東監管辦公室組織電網企業、項目單位等開展電力系統安全風險專項評估，確保電網安全穩定運行。項目應編制包含電源、負荷、直連線路和接入系統的整體化方案，以專門章節評估源荷匹配、系統風險、用電安全、電能質量等，并提出具體技術措施。單個用戶匹配多個電源的，需統一編制項目方案，作為一個綠電直連項目進行申報。項目應按照整體化方案統一建設，同步投產。

（二）創新建設模式。綠電直連項目原則上由負荷作為主責單位，鼓勵同一投資主體統籌開發。支持包括民營企業在內的各類經營主體（不含電網企業）投資綠電直連項目。項目電源可由負荷投資，也可由發電企業或雙方成立的合資公司投資，直連專線原則上應由負荷、電源主體投資。負荷、電源布局原則上應在同一縣（市、區）范圍內。特殊情況下，確需跨縣（市、區）范圍布局的或涉海的，應開展專題評估論證。

（三）強化源荷匹配。并網型項目應按照“以荷定源”原則科學確定新能源電源類型、裝機規模和儲能規模，采取整體自發自用為主、余電上網為輔的模式運行。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%。綠電直連項目新能源利用率應不低于同期全省公網新能源利用率水平。

（四）加強運行管理。直連線路應盡量減少線路交叉跨越，確需跨越的應制定并落實相應的安全措施。電網企業應向滿足并網條件的綠電直連項目公平無歧視提供接網服務，按照《電網公平開放監管辦法》辦理有關接網手續。項目內部資源應做到可觀、可測、可調、可控，并根據《電網運行準則》等向電力調度機構提供相關資料。項目應統籌考慮內部源荷特性、平衡能力、經濟收益、與公共電網交換功率等因素，自主合理申報并網容量，并與電網企業協商確定并網容量以外的供電責任和費用。綠電直連項目應具備分表計量條件，在內部發電、廠用電、自發自用、儲能等關口安裝符合相關標準和有關部門認可的雙向計量裝置。廠區內已有燃煤燃氣自備電廠等電源的，應與新建新能源項目的發電量、上網電量準確區分計量。

（五）交易與價格機制。綠電直連項目應按國家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。

四、實施程序

（一）申報主體。綠電直連項目申報主體為具備申報基本條件的負荷企業。

（二）申報程序。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。結合項目條件成熟度，按照“企業申報一個、市級初審一個、省級評審一個”的原則，有序開展綠電直連項目建設。

1.企業申報。擬申報主體根據項目成熟度編制項目實施方案，提出建設目標和建設內容，明確建設時序，按隸屬關系向所在縣級或市級能源主管部門提出申請。

2.市級初審。各市能源主管部門會同電網企業等部門對本市負荷企業申報情況進行初審，對項目實施方案及支撐性材料的真實性、合規性、完整性進行審查，對項目建設規模、實施條件、消納能力、接入電網可行性等進行評估，對有降碳剛性需求的出口外向型企業進行審核。通過評審的項目由市級能源主管部門以正式文件向省能源局報送項目實施方案（含初審評估意見）。

3.省級評審。省能源局組織具備資質的第三方機構開展項目實施方案評審，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意見，確保方案具備經濟技術可行性和系統安全性，綜合研判后對具備條件的項目予以確定實施。

（三）推進實施。依據綠電直連項目明確的建設內容和規模，依法依規辦理電源、負荷、儲能及直連線路等審批、核準、備案手續，科學安排建設時序，確保做到同步設計、統一建設、同步投產，不得擅自變更建設內容。電源項目不得早于新增負荷和儲能設施投產，分期投產的須在項目申請階段及實施方案中明確分期建設方案及投產計劃，且每期每批電源、儲能裝機規模及投產時序均要與負荷相匹配。綠電直連項目完成審批、核準或備案后，由項目業主向電網企業報送并網申請。綠電直連項目接入方案通過后，項目業主開展綠電直連項目及并網線路建設，電網企業開展電網配套工程建設，協同保障綠電直連項目按期并網。項目應及時組織竣工驗收，并將竣工驗收報告報送省能源局和國家能源局山東監管辦公室。

（四）跟蹤評估。省能源局組織有關單位建立跟蹤指導和評估機制，定期調度項目建設進度，適時評估項目建設情況。市級能源主管部門會同當地電網企業對項目新能源年自發自用電量占總可用發電量的比例、占總用電量的比例、上網電量占總可用發電量的比例等進行監測評估（自投產次月起，12個月清算一次）。對已實施的綠電直連項目，若負荷企業因停建、停產、搬遷、破產等原因不再具備持續用電能力的，以及連續三年運行指標不滿足本文件要求的，由項目所在地市級能源主管部門組織第三方機構開展核實評估，及時終止綠電直連項目實施資格，并報省能源局、國家能源局山東監管辦。終止實施資格的項目，其可再生能源電源由所在地市、電網企業落實接入條件后按照市場化原則重新申報省級建設計劃，可轉為全量入市項目，不納入機制電價執行范圍。

五、保障措施

省能源局統籌推進全省綠電直連項目建設工作，建立常態化聯系機制，協調解決工作推進中的困難和問題。各市、各縣（市、區）能源主管部門要履行屬地管理責任，組織項目實施，支持負荷企業穩定運行，推動綠電直連有序發展。電網企業、電力市場運營機構要按照職責分工，全面落實有關規定，不斷提升項目接入電網和參與市場交易的服務能力與技術保障水平。