山东省发展和改革委员会山东省能源局关于贯彻发改价格〔2025〕1192号文件支持新能源就近消纳价格政策有关事项的通知（鲁发改价格〔2026〕554号）
为推动我省风电、光伏等新能源就近开发利用，现将《国家发展改革委国家能源局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）转发给你们，并将有关事项通知如下：
为贯彻落实《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）、《国家发展改革委国家能源局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）、《国家发展改革委国家能源局关于促进新能源消纳和调控的指导意见》（发改能源〔2025〕1360号）等文件要求，进一步发挥我区风光资源优势，加快实现新能源更高水平就近消纳，现将有关事项通知如下。
本《通知》所指新能源就近消纳项目，是指电源（风电、光伏、生物质）、负荷、储能等作为整体与山东电网连接，形成清晰物理界面和安全责任界面，以新能源发电为主要电源的项目。
现阶段主要包括绿电直连、源网荷储一体化、绿电产业园等通过新能源专线供电的项目。
项目条件为：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年起新增项目不低于35%。
加强新增负荷周边新能源开发利用，推动新能源就近直接向单一电力用户供电，将电源、负荷、储能等作为整体与公共电网连接，形成清晰物理界面和安全责任界面。
支持拥有燃煤燃气自备电厂的存量负荷开展绿电直连，通过压减自备电厂出力推动新能源就近消纳。
按照“谁受益、谁负担”原则，新能源就近消纳项目对于山东电网提供的可靠供电等服务，公平承担输配电费、系统运行费等费用。
（一）就近消纳项目按容（需）量缴纳输配电费，月度容（需）量电费=按现行政策缴纳的容（需）量电费＋所在电压等级现行电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入公共电网容量。
鼓励国家级零碳园区范围内存量负荷因地制宜开展新能源就近消纳。
（二）用网电量部分按现行政策承担上网（交易）电价、上网环节线损、系统运行费、政府性基金及附加等费用，暂不参与功率因数调整电费考核。
（三）自发自用电量部分（含同时接入产权分界点用户侧的分布式和分散式新能源电量，下同），按国家规定缴纳政府性基金及附加。
鼓励以增量配电网整体或与公共电网具有清晰物理边界的部分片区为主体开展新能源就近消纳，新能源直接接入增量配电网内部变电站，促进增量配电网绿色发展。
（四）“平均负荷率”由国网山东省电力公司每年12月底前随代理购电价格表公布。
（五）2025年9月30日前已接网的新能源就近消纳项目，其规划建设的全容量暂按改革前政策执行。
按照“以荷定源”原则，合理确定新能源建设规模，保障新能源高效消纳。
在自治区电力现货市场连续正式运行前采取自发自用模式，不向电网反送电，电力现货市场连续正式运行后具体要求另行规定。
（一）容量备份项目（两路及以上多回路供电项目），可选择继续按现行“两部制”输配电价模式缴费。
源荷统筹规划、同步建设、同步投产，负荷分期投产的，新能源应按照相应规模同步分期投产。
自发自用电量按照所在电压等级缴纳电量输配电价，按照国家规定缴纳政府性基金及附加。
鼓励通过合理配置储能、深挖负荷灵活调节潜力，同步建设一体化调控平台，探索应用虚拟电厂等新技术新模式，提升项目新能源消纳水平，减小对公共电网调节资源需求。
相关项目可提前15个工作日向国网山东省电力公司申请变更输配电费计费方式，变更时间间隔不少于12个月。
（二）未尽事宜，根据《国家发展改革委国家能源局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）规定执行。
接入电压等级不超过220千伏，确有必要接入220千伏的，应做好电力系统安全风险分析专项评估。
（三）政策执行中遇到的问题及建议，请及时报告省发展改革委、省能源局。
尽量减少项目线路工程与其他线路的交叉跨越，确需跨越的应做好安全措施。
附件：国家发展改革委国家能源局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）
新能源就近消纳项目原则上应作为整体参与电力市场交易，根据市场交易结果安排生产，不得由电网企业代理购电。
国家发展改革委国家能源局关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知
除发生影响公用系统安全稳定运行的突发情况外，调度机构应按照项目自主安排的发用电曲线下达调度计划。
项目在电力现货市场连续正式运行前参照批发用户参与市场。
各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、能源局，国家能源局各派出机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司：
项目电源和负荷不是同一投资主体的，双方之间交易电量及上网电量按照绿证和绿电交易有关规定执行。
大力推动风能、太阳能等新能源资源开发利用，对助力能源绿色低碳转型、实现碳达峰碳中和目标具有重要意义。
发展新能源就近消纳，是促进新能源资源开发利用、满足企业绿色用能需求的重要途径。
新能源就近消纳项目以接入点为计量、结算参考点，作为整体与公共电网进行电费结算。
为贯彻落实党中央、国务院决策部署，推动新能源实现更高水平的就近消纳，现就有关事项通知如下。
项目应公平承担输配电费、系统运行费等费用，具体按照国家和自治区相关价格政策执行。
对电源、负荷、储能等作为整体与公共电网连接，形成清晰物理界面和安全责任界面、以新能源发电为主要电源的就近消纳项目，公共电网按照接网容量提供可靠供电等服务，保障其安全稳定用电。
就近消纳项目电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧，新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%，占总用电量比例不低于30%、2030年起新增项目不低于35%；
新能源就近消纳项目与公共电网按产权分界点形成清晰明确的安全责任界面，各自在安全责任界面内履行相应电力安全风险管控责任。
项目应当具备分表计量条件，由电网企业在发电、厂用电、并网、自发自用、储能等关口安装计量装置，准确计量各环节电量数据。
项目应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。
电网企业按照项目申报容量和有关协议履行供电责任，项目自行承担由于自身原因造成供电中断的相关责任。
按照“谁受益、谁负担”原则，对电力系统提供的稳定供应服务，就近消纳项目公平承担输配电费、系统运行费等费用；
新能源就近消纳项目应严格落实各项安全生产管理措施，保证安全稳定运行。
及时开展风险管控及隐患排查治理，深入评估并及时消除项目内部设备故障以及各类安全风险，不断增强可靠性。
项目实行按容（需）量缴纳输配电费，下网电量不再缴纳系统备用费、输配环节的电量电费。
月度容（需）量电费计算方法为：容（需）量电费=按现行政策缴纳的容（需）量电费＋所在电压等级现行电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入公共电网容量。
自治区发展改革委会同有关方面做好项目管理和运行监测工作。
其中，平均负荷率暂按所在省份110千伏及以上工商业两部制用户平均水平执行，由电网企业测算、经省级价格主管部门审核后公布；
地、州、市能源主管部门承担属地管理责任，做好本地项目初审和申报，按程序依规履行核准（备案）手续，及时报送项目建设进展。
接入公共电网容量为项目同时使用的受电变压器容量及不通过变压器接入的高压电动机容量之和。
负荷投资主体是新能源就近消纳项目实施的主责单位，会同新能源投资主体，严格按批复方案进行项目建设，不得擅自变更建设内容、股权结构，确需调整的应报请自治区发展改革委同意。
可靠性要求高、按要求需进行容量备份的项目，可选择继续按现行两部制输配电价模式缴费，其中容（需）量电费按现行政策执行，电量电费根据实际用电量（含自发自用电量）以及所在电压等级电量电价标准缴纳。
如两年内未启动项目建设的，地、州、市能源主管部门应依法依规终止项目，并向自治区发展改革委报备。
请各地、州、市能源主管部门抓紧组织相关企业按照本通知开展相关工作，具体要求详见《新能源就近消纳项目操作指南》（附件1），如遇重大问题及时上报。
项目使用公共电网时视同工商业用户，暂按下网电量缴纳系统运行费，逐步向按占用容量等方式缴费过渡；
项目与其他发电企业、电力用户等具有平等市场地位，原则上作为统一整体参与电力市场。
现货市场连续运行地区，项目上网电量交易和价格结算按照市场规则执行；
现货市场未连续运行地区，原则上不向公共电网反向送电、不开展送电结算。
项目新能源上网电量不纳入新能源可持续发展价格结算机制。
项目用电时，应当直接参与市场交易，不得由电网企业代理购电，并按照下网电量承担上网环节线损费用。
发展新能源就近消纳，是促进新能源资源开发利用、满足企业绿色用能需求的重要途径，有利于进一步发挥我区风光资源优势，实现新能源高质量发展。
各省级价格主管部门要加强跟踪监测，及时总结实施经验，提出完善的意见建议；
加强政策解读，引导项目业主单位等方面充分理解政策意图，及时回应社会关切。
项目业主单位向地方有关主管部门备案后，向电网企业提出接网申请，自主确定接入电网容量，与电网企业签订供用电合同、购售电合同、并网调度协议，明确安全等相关责任。
电网企业应严格按要求进行审核，并依据备案文件提供结算服务，每月将项目输配电费、系统运行费等有关情况报告省级价格主管部门。
包括民营企业在内的各类经营主体（不含电网企业）可投资新能源就近消纳项目。
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。
实施日期前已接网的就近消纳项目，由各地价格主管部门做好统筹衔接。
增量配电网企业是增量配电网新能源就近消纳项目的主责单位。
申报新能源就近消纳的项目负荷须满足以下任意情形之一。
一是未向电网企业报装、已报装但供电工程尚未开工（变电主体工程或线路基础尚未开挖）的新增负荷可配套建设新能源项目。
二是存量负荷在已有燃煤燃气自备电厂足额清缴可再生能源发展基金的前提下，通过压减自备电厂出力开展新能源就近消纳。
三是经国家或自治区商务部门明确的出口外向型企业，可利用周边新能源资源探索开展新能源就近消纳项目，涉及存量负荷的需取得国网新疆电力有限公司评估支持意见。
四是国家级零碳园区范围内的存量负荷，在商本地电网公司开展电力系统影响分析，并取得国网新疆电力有限公司评估支持意见后，探索开展新能源就近消纳。
五是以增量配电网全部或具有明确供电边界的部分供电片区作为同一主体，可开展新能源就近消纳。
申报新能源就近消纳项目电源原则上应为新建新能源项目。
电网接入工程尚未开工建设（变电主体工程或线路基础尚未开挖）或电网企业出具无法并网意见的存量新能源项目，可重新匹配用电负荷开展新能源就近消纳。
1.新能源就近消纳项目申报前应落实电源、负荷、电网、接入等各环节建设条件。
电源、电网应取得自然资源、林草、水利、文物、军事等建设要素的排查性文件。
用电负荷应满足国家和自治区产业政策导向及要求，并取得相关主管部门的核准（备案）文件，核准（备案）主体应与项目申报主体一致。
2.项目电源和负荷不是同一投资主体的，应签订多年期购电协议或合同能源管理协议，并就电力设施建设、产权划分、运行维护、调度运行、结算关系、违约责任等事项签订协议。
3.增量配电网新能源就近消纳项目的增量配电网主体应与各负荷企业签订包含用电权责、分电比例、计量结算等要素的协议。
4.涉及存量新能源、存量负荷的项目，在履行相应的接入系统等变更手续后，可开展新能源就近消纳项目申报工作。
1.新能源就近消纳项目应通过合理配置储能、挖掘负荷灵活调节潜力等方式，充分提升项目灵活性调节能力，尽可能减小系统调节压力。
2.绿电直连项目整体新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%，占总用电量的比例应不低于30%，并不断提高自发自用比例，2030年前不低于35%。
3.项目应配置一体化调控平台，实现对内部资源可观、可测、可调、可控，并向电力调度机构提供相关资料。
4.项目各业务系统应严格执行《电力监控系统安全防护规定》，安装网络安全监测、隔离装置等网络安全设施，按要求向相关调度机构备案，接受调度机构开展的技术监督。
5.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。
6.项目投资主体要承诺当项目负荷不足、调峰能力降低或停运时，须引进新的负荷、新建调峰能力，确保新能源消纳能力不低于申报水平。
1.新能源就近消纳项目按照国家和自治区关于源荷项目接入电力系统技术规定规范开展相关工作。
2.项目接入电压等级不超过220千伏，确有必要接入220千伏的，由自治区发展改革委会同国家能源局新疆监管办公室组织国网新疆电力有限公司、项目投资主体等开展电力系统安全风险分析专项评估。
3.项目应安装防逆流装置或具备相应功能，实现不向电网反送电，反送电量不予结算。
4.项目整体及内部电源按照接入电压等级和容量规模接受相应调度机构管理，按照为系统提供服务的类别接入新型电力负荷管理系统或电力调度自动化系统。
5.项目应按标准配置继电保护、安全稳定控制装置、通信设备等二次系统，内部各设施涉网性能应满足相关标准，避免因项目自身原因影响公共电网安全稳定运行。
6.项目电网工程应尽量减少线路交叉跨越，确需跨越的应做好安全措施，并就跨越方案与国网新疆电力有限公司达成一致。
7.项目应具备分表计量条件，由电网企业在发电、厂用电、并网、自发自用、储能等关口安装计量装置，准确计量各环节电量数据。
1.新能源就近消纳项目以项目接入点为计量、结算参考点，作为整体与公共电网进行电费结算。
项目电源和负荷不是同一投资主体的，双方之间交易电量及上网电量应按照绿证和绿电交易有关规定执行。
2.现货市场连续正式运行前，新能源就近消纳项目可依据《电力市场注册基本规则》等相关规则要求，参照批发用户开展电力市场注册、交易、结算等业务。
3.项目新能源发电部分豁免电力业务许可，另有规定除外。
1.绿电直连项目原则上由负荷作为主责单位，增量配电网新能源就近消纳项目以增量配电网企业作为主责单位。
2.新能源就近消纳项目投资主体应结合自身需要和实际，按照编制大纲（详见附件3）要求自行编制新能源就近消纳项目申报方案，包含电源、负荷、电网工程和接入的整体化方案，以专门章节评估系统风险、用电安全、电能质量等，并提出具体技术措施。
1.新能源就近消纳项目投资主体将申报方案及有关材料报送项目所在地、州、市能源主管部门。
2.地、州、市能源主管部门组织项目初审，将具备条件的项目报送自治区发展改革委，跨地州项目应由有关地、州、市能源主管部门联合报送。
自治区发展改革委按照“成熟一个、推进一个”原则，会同有关方面组织第三方评估咨询机构开展项目评审，对符合条件的项目印发批复文件。
1.地、州、市能源主管部门按程序对项目中的新能源、电网工程、储能等进行核准（备案）。
2.电网企业、电力市场运营机构应向满足并网条件的项目公平无歧视提供电网接入服务，提升对项目参与电力市场交易的技术支持能力和服务水平。
1.自治区发展改革委将会同有关方面持续做好项目管理和运行监测工作，适时组织第三方评估机构开展项目后评价，总结推广优秀案例，通报问题项目。
2.各地、州、市能源主管部门要加强项目建设监管，定期向自治区发展改革委报送建设情况；
负责组织有关单位，根据批复方案和相关规定进行验收，验收通过后方可并网，并抄报自治区发展改革委。
3.县级或以上自然资源、林草、生态环境、水利、军事、文物等部门，出具电源、电网和接入工程用地性质及限制性排查文件。
4.电力系统安全风险分析专题研究（接入220千伏电压等级的项目提供）。
5.项目投资主体说明，多年期供电协议，合同能源管理协议，电力设施建设、产权划分、运行维护等事项的协议。
6.增量配电网新能源就近消纳项目提供增量配电网企业与各负荷企业签订的包含用电权责、分电比例、结算计量等要素的协议。
电源、负荷、电网和接入工程建设地点、占地面积、建设规模、建设主体、调峰方案、新能源占比、建设时序及投资规模等情况。
包括但不限于地理、面积、土地性质及利用现状、基本农田、林草地、生态保护红线、压覆矿、文物、军事、生态环境、水源地等限制性因素排查。
开展地形地貌、水文气象、地质、交通条件等影响分析。
分析自治区、项目所在地风能、太阳能资源，进行资源利用综合评价等。
对负荷进行说明，包括但不限于产业类型、产业落实情况、新增负荷投产时序、建设地点以及负荷前期手续办理情况。
对新增负荷规模、用电量和负荷运行曲线进行分析（年、月、日典型曲线），分析负荷正常运行的峰谷差。
对负荷可中断能力、调节能力进行分析，如需制定需求侧管理措施，应明确需求侧管理措施的激励机制。
结合拟选新能源站址分布情况，从出力频率、典型日出力特性、典型月出力特性、全年出力特性等方面，分析项目配套新能源出力特性。
对项目调峰能力进行专题分析，包括但不限于分析灵活调节负荷、配套建设新型储能、通过虚拟电厂技术整合调节资源等具备自主调峰能力的环节，所能提供的调峰规模、调峰时长、调峰速率等关键指标。
根据负荷规模、调节能力、最大负荷和周边新能源实际出力特性进行生产模拟，论证新能源装机规模、储能装机规模和时长等，测算新能源发电小时数、新能源利用率、新能源电量占比和上网电量规模等关键指标。
包括但不限于主要设备选型，风电、光伏初步建设方案，年发电量测算，新能源投产时序等。
提出新能源接入设想，升压站建设方案、负荷变电站建设方案。
提供初步电力系统图，对于分期投产的项目，应分别描述每期工程的接入方案和电网的供电方案。
负荷供电方案设想，分析新能源就近消纳（不包含离网型新能源就近消纳项目）项目的接入、调控和运营方式，明确与大电网的物理分界点，包括但不限于项目供电方案设想、供电距离。
明确继电保护、安全稳定控制装置、通信设备等二次系统配置方案。
新能源与负荷由不同投资主体开发建设的，应将多年期供电协议一并作为申报文件的附件。
对项目一体化调控平台建设方案或虚拟电厂运行方式进行专题分析，提出实现项目内部资源可观、可测、可调、可控的建设方案和软硬件配置方案。
测算新能源就近消纳项目各单项工程投资水平，分析新能源发电成本等。
评估系统风险、用电安全、电能质量等，并提出具体技术措施。
针对新能源就近消纳项目的环境影响、环境保护、环境效益、节能减排和社会效益等进行分析。
项目建设组织方式、协调管理机制和落地举措，明确推进项目建设过程和运营生命周期内可能出现的调峰能力下降、负荷停产等各种风险，申报主体应提出相应解决方案、应对措施。
1.我们已完全理解并同意《关于加快推进新能源就近消纳有关事项的通知》的解释权归自治区发展改革委，同意按照要求提交申报材料并履行承诺的各项内容。
2.保证提交的资料文件及承诺信息全部真实、正确、有效。
如申报资料存在虚假内容或违反承诺内容，同意承担取消本次项目资格、纳入国家信用体系失信名单、本企业及集团所属其他企业3年内不得参与自治区的新能源项目申报和建设。
3.项目批复1年内取齐新能源、电网、储能等核准（备案）文件并开工建设，2年内全容量建成并网。
超过相应期限，同意取消本次项目资格、本企业及集团所属其他企业3年内不得参与自治区的新能源项目申报和建设。
4.项目建设严格按批复方案执行，不擅自变更项目投资主体，严格执行各项承诺。
5.确保新能源、储能、新增负荷同步全容量建成投产。
6.提前制定处置预案，确保新增负荷、调峰措施的运行周期不低于新能源的全寿命周期。
运行期内若用电负荷减少或中断，将重新引进用电负荷；
调峰能力降低或停运，将建设或购买调峰储能能力，确保实施效果不低于项目申报水平。