鼓励发展集中式电化学储能，建设储能容量租赁交易平台，租赁集中式储能的新能源项目优先纳入年度市场化并网项目名单。配建储能项目单个规模原则上不低于3万千瓦，鼓励与新能源项目联合参与电力市场交易。完善储能参与电力市场规则，建立“一体多用、分时复用”交易模式。

支持压缩空气等长时储能发展。鼓励建设压缩空气、可再生能源制氢、液流电池等长时储能项目，符合条件的优先列入全省新型储能项目库，建成后优先接入电网；支持长时储能项目参与电力现货市场交易，入库项目按照2倍容量折算储能容量。

推进分布式储能建设。在新能源消纳能力不足区域开展分布式储能建设，支持接入相应配电网，以“云储能”方式聚合参与电力市场交易，享受集中式储能示范项目容量补偿政策，并可在所在县（市、区）内实施新增分布式新能源储能容量租赁。研究出台云储能省级地方标准，进一步规范云储能项目发展。

原文件如下：

关于健全完善新能源消纳体系机制

促进能源高质量发展的若干措施

为全面贯彻党的二十届三中全会精神，进一步深化能源电力体制机制改革，全面提升新能源消纳能力，推动新能源规模化高水平利用，加快打造能源绿色低碳转型示范区，制定如下措施。

一、深化电力市场化改革

（一）稳步推动新能源入市。完善电力现货市场建设，分类、逐步提高新能源市场化交易比例。2025年到2026年，新增风电项目（含分散式风电，下同）可自主选择全电量或30%发电量参与电力市场，新增光伏发电项目（含分布式光伏，下同）可自主选择全电量或15%发电量参与电力市场，实施过程中根据国家政策要求变化优化调整；2030年起，新增风电、光伏发电项目实现全面入市。（省能源局牵头，省发展改革委、国家能源局山东监管办、国网山东省电力公司按职责分工负责）

（二）畅通绿证交易服务渠道。依托专业机构，探索建立绿色电力证书交易服务平台，开展绿证交易数据分析、政策研究、宣传推广等工作，为市场主体参与绿证交易提供供需对接、技术支持、市场研判等服务。（省能源局牵头，省发展改革委、国家能源局山东监管办、国网山东省电力公司配合）

（三）积极扩大绿电绿证交易规模。探索实施重点用能单位化石能源消费预算管理，超过预算部分通过购买绿电绿证进行抵消。引导重点用能企业参与绿证交易，对电解铝行业绿色电力消费比例进行监测，完成情况以绿证作为核算依据。（省发展改革委、省能源局、省工业和信息化厅、国家能源局山东监管办按职责分工负责）

二、创新开发利用模式

（四）有序推进源网荷储一体化。支持企业因地制宜采用新能源就近直供、绿电交易、虚拟电厂、新能源自发自用等4种模式，依托电力市场交易平台和“云大物移智链边”等技术，开展源网荷储一体化工作，通过电源、用电负荷、电网、储能的多方协同互动，充分挖掘用电负荷侧的调节消纳能力，打造新能源消纳新模式。（省能源局牵头，省发展改革委、国家能源局山东监管办、国网山东省电力公司配合）

（五）探索新能源电力供应新模式。对有绿电需求的产业园区或出口型企业，支持采取物理或虚拟方式，创新新能源电力供给模式，探索建设一批绿电产业园；原则上供电线路由电网公司投资建设，输配电价及相关费用按国家政策规定执行。鼓励新能源发电企业与出口型企业签订电力中长期合同，新能源发电量由出口型企业全部消纳。（省能源局牵头，省发展改革委、国家能源局山东监管办、国网山东省电力公司配合）

（六）探索推进“风光氢氨醇”一体化开发。依托鲁北大型风光基地、海上风电基地等新能源规模化开发，探索建设可作为调峰资源的绿氢（氨、醇）项目，支持参与储能租赁市场。支持“风光氢氨醇”项目整体化推进，按照国家、省有关要求实行一体化核准（备案），配建的合成氨、合成甲醇部分，不受“两高”行业减量替代政策限制。（省能源局、省发展改革委牵头，省工业和信息化厅、国网山东省电力公司配合）

（七）探索推动虚拟电厂建设。推动综合能源管理服务商、售电公司等开展虚拟电厂业务，聚合源荷储资源，高质量常态化参与电力系统调节。鼓励新建虚拟电厂纳入全省试验项目，研究相关支持政策。（省发展改革委、省能源局牵头，国家能源局山东监管办配合）

三、构建新型调节体系

（八）强化煤电基础调节地位。提高大型清洁高效煤电机组调峰能力，新建纯凝和抽凝煤电机组最小技术出力应不高于20%和30%额定负荷。加快存量煤电机组灵活性改造，按改造后新增深调能力10%×8小时的标准折算储能容量，作为新建新能源项目配套储能。鼓励煤电机组通过配建电锅炉储热设施、熔盐储热等设施增加深度调峰能力，相关设施建设在发电企业计量出口内的，其用电按照厂用电管理但统计上不计入厂用电。（省能源局牵头，省发展改革委配合）

（九）提速抽水蓄能电站开发。鼓励抽水蓄能投资主体多元化，支持具有开发资质的企业参与项目开发建设。在负荷中心、新能源基地、核电基地等开展“源网荷蓄”“风光核蓄”试点，打造多场景开发模式。支持抽水蓄能电站参与电力现货市场，抽水电价、上网电价按电力现货市场价格及规则结算，提升电站收益水平。（省能源局牵头，省发展改革委、国家能源局山东监管办配合）

（十）加快推进电化学储能项目建设。鼓励发展集中式电化学储能，建设储能容量租赁交易平台，租赁集中式储能的新能源项目优先纳入年度市场化并网项目名单。配建储能项目单个规模原则上不低于3万千瓦，鼓励与新能源项目联合参与电力市场交易。完善储能参与电力市场规则，建立“一体多用、分时复用”交易模式。（省能源局牵头，省发展改革委、国家能源局山东监管办配合）

（十一）支持压缩空气等长时储能发展。鼓励建设压缩空气、可再生能源制氢、液流电池等长时储能项目，符合条件的优先列入全省新型储能项目库，建成后优先接入电网；支持长时储能项目参与电力现货市场交易，入库项目按照2倍容量折算储能容量。（省能源局牵头，省发展改革委、国家能源局山东监管办配合）

（十二）推进分布式储能建设。在新能源消纳能力不足区域开展分布式储能建设，支持接入相应配电网，以“云储能”方式聚合参与电力市场交易，享受集中式储能示范项目容量补偿政策，并可在所在县（市、区）内实施新增分布式新能源储能容量租赁。研究出台云储能省级地方标准，进一步规范云储能项目发展。（省能源局牵头，省发展改革委、省市场监管局、国家能源局山东监管办配合）

（十三）提升燃机应急调峰能力。持续优化调整燃机容量电价、气量气价等支持政策，公用燃机参与现货市场按照《山东电力市场规则（试行）》给予特殊机组补偿。重型燃机项目运行满一年后，由第三方机构核定实际调峰能力与参与调峰时长。2027年前投产的项目，若参与调峰时长达到独立电化学储能项目平均水平的，可按核定调峰能力×8小时折算储能容量，视作新能源项目配套储能。（省能源局牵头，省发展改革委配合）

四、强化电网配置作用

（十四）加快主干网架建设。统筹新能源消纳需求和核电、风电、光伏发电等项目规划建设进度，适度超前谋划电网规划建设。加快推进烟威输变电、威海站、招远及后续核电厂址送出等1000千伏特高压工程建设，补强半岛北、半岛南500千伏网架结构，满足胶东地区核电、海上风电送出需求。规划布局1000千伏特高压滨州站，加快推进高地、渤海等500千伏电网工程建设，满足鲁北地区风电、光伏发电送出需求。到2025年，全省特高压、500千伏电网分别形成“五交三直”“六横四纵”网架结构；到2030年，分别形成“九交四直”“六横六纵”网架结构。（省能源局牵头，省发展改革委、国网山东省电力公司配合）

（十五）推动配电网改造升级。结合城市规划及充电基础设施建设，全面开展城市配电网扩容和升级改造，逐步提高配电网韧性。加快推动农村电网升级改造，持续优化网架结构，促进分布式新能源就近消纳。到2025年，全省电网分布式光伏接入能力达到5500万千瓦左右，到2030年，达到8000万千瓦左右。（省能源局牵头，省发展改革委、国网山东省电力公司配合）

（十六）试点建设分布式智能电网。落实配电网高质量发展行动实施方案要求，以大电网末端、新能源富集乡村、高比例新能源供电园区等为重点，充分利用风、光、天然气等清洁能源，探索建设一批分布式智能电网项目，以点带面促进分布式电网建设，形成分布式和大电网兼容并存的电网格局。（省能源局牵头，省发展改革委、国网山东省电力公司配合）

（十七）加强智慧化调度运行。适应大规模高比例新能源和新型主体对电力调度的新要求，全面推进调度方式、机制和管理的优化调整。综合应用“云大物移智链边”等技术，提升电网智能化自动化水平，支撑新能源发电、新型储能、多元化负荷大规模友好接入。加强配电网调度智能化建设和信息安全防护系统建设，全面提升可观可测、可调可控能力，逐步构建主配微网协同的新型有源配电网调度模式。（省能源局、省发展改革委牵头，国网山东省电力公司配合）

（十八）提升新能源涉网性能。科学安排新能源开发布局、投产时序和消纳方向，加强新能源与配套电网建设的协同力度，新能源项目涉网性能应满足电力系统要求。对采用提升涉网性能技术的新能源项目，在市场化并网项目申报、保障性项目竞争性配置工作中予以支持。（省能源局牵头，国网山东省电力公司配合）

五、加强要素保障支撑

（十九）开展新能源资源普查。根据国土空间规划，结合年度国土变更调查成果、国家用海政策调整等管控要求，深入开展全省风电和光伏发电资源普查工作，摸清风光资源底数，谋划一批建设条件较好、可落地可实施的风电光伏发电储备场址，为新能源规模化、可持续开发奠定基础。强化省级财政支持，提供必要资金保障。（省发展改革委、省能源局牵头，省财政厅、省自然资源厅、省生态环境厅、省交通运输厅、省水利厅、省海洋局配合）

（二十）加大用地用海保障。坚持“项目跟着规划走、要素跟着项目走”，支持符合条件的重点新能源、储能项目纳入省级重点项目库，强化土地、用海等要素创新保障。完善新能源用地政策措施，保障新能源开发利用合理的用地空间需求。完善用海分级审批和协同推进机制，对完成省级竞争性配置的海上新能源项目，依法依规加快用海审批手续办理。（省发展改革委、省自然资源厅、省能源局、省海洋局按职责分工负责）

（二十一）加强财税金融支持。鼓励各级财政部门加强资金统筹，加大新能源领域科技创新、试点示范和重点项目开发等资金支持。支持符合条件的新能源项目申报地方政府债券。丰富绿色金融产品服务，综合运用绿色信贷、绿色债券和绿色保险等绿色金融产品，满足能源企业资金需求。（省发展改革委、省财政厅、省科技厅、省能源局、省委金融办、中国人民银行山东省分行、山东金融监管局、青岛金融监管局按职责分工负责）

（二十二）优化项目接网服务。鼓励电网企业优化内部流程，建立新能源项目接网一站式服务平台，提供新能源项目可用接入点、可接入容量、技术规范等信息，采取“线上受理”“一次告知”等方式受理接入电网申请，进一步压缩接网申请受理、方案答复等环节办理时间，提高接网服务效率。（省能源局牵头，国网山东省电力公司配合）

（二十三）强化资源高效配置。充分发挥绿电吸引作用，探索建立新能源+产业协同发展机制，支持填补产业链空白的高端产业与新能源项目一体规划实施，助推产业结构优化升级。（省发展改革委、省能源局牵头，省工业和信息化厅、国网山东省电力公司配合）

六、营造良好发展环境

（二十四）全面加强组织领导。将党的领导贯穿到改革创新的全过程和各环节，全面调动能源建设、运营主体积极性。省发展改革委、省能源局会同有关部门，加强新能源消纳监测分析和预警，积极开展绿色电力消费宣传，强化部门会商，及时解决困难问题，统筹做好新能源消纳工作。健全完善和谐包容开放的发展体制机制，促进部门、地方、企业相互支持、协同配合，积极构建政策友好、产业友好、生态友好的新能源发展体系，打造友好服务氛围，加快推动能源高质量发展。

本措施自印发之日起施行，现行相关规定与本措施不一致的，以本措施为准。国家另有规定的，从其规定。

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