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）
黑龙江省有序推动单一用户绿电直连发展实施方案按照《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）等文件，结合我省实际，制定本方案。
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：
本方案所指单一用户绿电直连（以下简称绿电直连），是指风电、太阳能发电、生物质发电等新能源不直接接入公共电网，通过直连线路，向单一电力用户供给绿电，并能实现电量物理溯源的模式。
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。
项目分为并网型和离网型，并网型项目整体接入公共电网，与公共电网形成清晰的物理责任界面，电源接入用户与公共电网产权分界点的用户侧；
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。
离网型项目的电源、用户和线路均与公共电网无任何电气连接。
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%。
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。
所有新增负荷、未向电网企业报装的负荷、已报装但供电方案尚未答复或配套电网工程
（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。
（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。
除通过公共电网连接外，新增负荷与存量负荷不应有电气连接。
（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。
2.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开展绿电直连，通过压减自备电厂出力，新能源与燃煤燃气自备电厂实时出力之和不高于原燃煤燃气自备电厂核准容量，实现清洁能源替代。
严禁以“绿电直连”名义为违规电厂转正或将燃煤公用电厂转为自备运行。
（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。
3.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。
出口外向型企业应提供出口地所在国或国际组织关于刚性降碳的法律法规或行政条例，同时提供进出口经营权证明、海外营收审计报告及占比、海外客户合约、产品出口证明以及降碳刚性需求等相关证明材料。
（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。
4.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，在履行变更核准备案文件等手续后开展绿电直连。
5.已并网投产的风电、太阳能发电、生物质发电等新能源项目，明确配套接网工程处置和原享有保障性或机制电价政策处置等有关意见，与电网企业达成一致意见并履行核准备案、接入系统设计等变更程序后，可开展绿电直连。
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。
6.鼓励已批复实施的新能源产消一体化项目申请调整建设方案，开展绿电直连。
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。
（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。
冶金、水泥等高载能产业新增负荷提高绿电使用比例，以新能源资源带动重大生产力向省内转移。
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）
加快推进全链条绿色产业发展，引导石墨新材料、新能源装备、节能环保等绿色产业开展绿电直连，实现更高比例“以绿造绿”。
支持算力与新能源协同规划发展，鼓励高端装备、生物制造、绿色氢能等新质生产力产业开展绿电直连，加快打造战略性新兴产业绿色增长极。
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
各级发展改革部门要严格审核绿电直连项目建设方案，按程序批复后实施。
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：
项目用电负荷要有依据和支撑，风电、集中式光伏装机规模计入全省新能源开发建设规模，配建新型储能原则上视为用户侧新型储能，直连线路、接入系统线路等按电压等级纳入全省电力规划，并按权限进行核准备案。
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。
项目布局原则上在同一市域内并集约化选址，负荷与电源距离一般不超过50公里，确有需求的在取得相应支持意见后开展专题评估论证。
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。
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。
确有必要接入220千伏的，应由省发展改革委会同国家能源局东北监管局组织电网企业、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。
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%；
电源可由负荷企业投资，也可由发电企业或双方成立的合资公司投资。
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。
电源和负荷不是同一投资主体的，负荷企业和电源企业应签订多年期购电协议或合同能源管理协议，并就投资空— 4 —空
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。
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；
氢基可持续燃料项目整体应为同一投资主体控股，建设运行期内按照同一法人统一经营管理。
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。
项目应编制包含电源、负荷、直连线路和接入系统的整体方案。
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。
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；
并网型项目建设方案应合理确定最大的负荷峰谷差率，项目与公共电网交换功率的电力峰谷差率不高于方案设计值。
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。
并网型项目应按照“以荷定源”原则，科学确定电源类型和装机规模，项目整体新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于60%，占总用电量的比例应不低于30%，2030年前不低于35%，上网电量占总可用发电量的比例上限（简称上网电量比例）一般不超过20%。
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。
已有燃煤燃气自备电厂绿电直连项目不向公共电网反向送电，氢基可持续燃料项目2026-2027年上网电量比例不超过40%，2028年及以后不超过20%。
绿电直连项目新能源利用率目标应参考全省同期新能源利用率合理制定，弃电不纳入全省新能源利用率统计。
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；
并网型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，满足涉网安全技术要求。
并网型项目作为整体接入公共电网，与调度机构签订并网调度协议，项目电源和负荷不是同一投资主体的，应通过内部协议确定签订并网调度协议的主体。
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；
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。
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。
绿电直连项目应具备分表计量条件，在内部发电、厂用电、并网、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。
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。
项目已有燃煤燃气自备电厂等电源的，应与新建新能源、储能项目电量区分计量。
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。
企业编制整体建设方案，分期建设的须明确新能源及对应负荷的分期建设方案及投产计划，编制大纲另行发文。
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。
由县（市、区）级发展改革部门向市级发展改革部门提出初审申请。
市级发展改革部门会同电网企业等部门对建设方案的真实性、合规性、完整性进行初审，通过后向省发展改革委正式报送。
省发展改革委组织具备资质的第三方机构进行评审，充分听取电网企业意见，根据评审会议纪要对具备经济技术可行性和条件成熟的项目建设方案予以确认。
绿电直连项目要严格按照审定的方案建设运行，做到整体设计、统一建设、同步投产。
项目应在方案审定后一年内按权限依规申请审批、核准、备案或变更。
需要延期且客观理由充分的，需提前申请延期建设方案，申请延期仅限一次，延期原则上不超过半年。
项目主体在电源核准后向电网企业提交并网意向申请，电网企业要向满足并网条件的项目公平无歧视提供电网接入服务。
项目建成后由市级发展改革部门组织有关单位进行验收，并将验收情况报送省发展改革委和国家能源局东北监管局。
绿电直连项目严禁自行变更项目主体、建设规模及内容、建设地点、接网方式等重要内容，如需调整方案，由市级发展改革部门及时提出变更申请，省发展改革委将视情作出书面决定。
市级发展改革部门要会同电网企业做好电量统计监测工作，包括项目年总可用发电量、总用电量、自发自用电量、上网电量、下网电量等，作为评估实施情况的重要依据。
电量统计监测工作自投产次月起，每12个月作为1个清算周期。
电网企业仅向项目支付审定比例范围内上网电量相应电费，按年统一清算。
超出审定值的上网电量相应电费不予结算并在全省系统运行费用中分享。
绿电直连项目因负荷不及预期、负荷停产等重大变化无法继续运营的，原则上优先按照审定方案中相应预案进行处置。
处置预案无法实施的，由所在地市级发展改革部门会同电网企业开展核实评估，可申请变更接入其他符合条件的负荷、新能源或储能。
无法实施变更的，所在地市级发展改革部门应及时终止绿电直连项目实施资格并报省发展改革委、国家能空— 7 —空
终止实施资格后，负荷需要供电保障的，履行相应报装变更手续后由电网企业保障供电，不得再次申请开展绿电直连；
终止实施资格2年后，电源和储能在落实接入条件基础上按照同期现行政策重新申请纳入全省新能源和独立储能开发建设规模，纳入后项目全容量参与电力市场，不纳入新能源可持续发展价格结算机制、电网侧新型储能容量价格政策等执行范围。
并网型绿电直连项目享有平等的市场地位，按照《电力市场注册基本规则》进行注册，原则上应作为整体参与电力市场交易。
项目上网电量全部参与电力市场交易，新能源上网电量不纳入新能源可持续发展价格结算机制。
项目用电直接参与市场交易，不得由电网企业代理购电。
绿电直连项目执行《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）规定的就近消纳项目价格机制，按规定缴纳输配电费、系统运行费、上网环节线损费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用。
平均负荷率具体标准由电网企业按年测算并报省发展改革委审核后随同代理购电价格表公布。
五、保障措施省发展改革委统筹全省绿电直连工作，推动绿电直连平稳有序发展。
各地要切实履行属地管理责任，完善用地、用水、环保空— 8 —空
等要素保障，持续跟踪监测建设运行效果、政策执行情况并定期报告，同时会同电网企业做好电量监测管理。
电网企业、电力市场运营机构要全面落实有关规定，做好电量监测和电费结算。