4月21日，山東省能源局發(fā)布山東省2025年新能源高水平消納行動方案。

方案指出，認真落實能源安全新戰(zhàn)略，聚焦發(fā)、調(diào)、儲、用協(xié)同發(fā)力，優(yōu)化新能源裝機結構，深挖電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)潛力，加快新型儲能建設，推動高耗能企業(yè)擴大綠電使用，豐富拓展消納場景，實現(xiàn)新能源高水平消納。2025年，完成煤電靈活性改造2000萬千瓦左右，建成新型儲能300萬千瓦，全省新能源利用率保持較高水平。

加快發(fā)展風電。快速提升風電裝機規(guī)模，減少電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)壓力。海上風電建成華能半島北L、山東能源渤中G一期等項目，陸上風電加快推進濟南國瑞等第一批集中式項目。

有序發(fā)展光伏。科學評估新能源入市對光伏行業(yè)的影響，合理保持集中式光伏發(fā)展節(jié)奏；提升分布式光伏就地就近消納水平，明確新備案的一般工商業(yè)和大型工商業(yè)分布式項目年自發(fā)自用電量比例。

推動參與電力市場交易的企業(yè)參與消納新能源。支持電力用戶（含擁有自備電廠的企業(yè)）作為零售用戶或代理購電用戶在市場低價時段購電；對直接參與電力市場批發(fā)交易的電力用戶（含擁有自備電廠的企業(yè)），在低谷時段和新能源消納困難時段（以我省公布的谷段和深谷時段為準）月用網(wǎng)電量高于其全部網(wǎng)電量50%以上的，對該電力用戶中長期偏差收益回收系數(shù)為1。

打造綠電產(chǎn)業(yè)園。制定出臺試點實施方案，打造一批高比例消費綠色電力的園區(qū)。緊盯國家綠電供給相關政策，穩(wěn)妥有序推進就地就近消納，實現(xiàn)新能源與產(chǎn)業(yè)融合發(fā)展。

推動算力與電力協(xié)同發(fā)展。適應算力中心綠電需求，協(xié)同布局算力中心與可再生能源發(fā)電項目，優(yōu)先支持綠電占比超過80%的新建算力中心項目，打造新質(zhì)生產(chǎn)力增量負荷。

全文如下：

山東省2025年新能源高水平消納行動方案

為落實省委、省政府部署要求，進一步提升全省新能源消納能力，保障新能源利用率保持較高水平，制定本行動方案。

一、總體要求

堅持以習近平新時代中國特色社會主義思想為指導，深入學習貫徹黨的二十大和二十屆二中、三中全會精神，貫徹落實習近平總書記視察山東重要講話精神，堅定扛牢“走在前、挑大梁”使命擔當，認真落實能源安全新戰(zhàn)略，聚焦發(fā)、調(diào)、儲、用協(xié)同發(fā)力，優(yōu)化新能源裝機結構，深挖電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)潛力，加快新型儲能建設，推動高耗能企業(yè)擴大綠電使用，豐富拓展消納場景，實現(xiàn)新能源高水平消納。2025年，完成煤電靈活性改造2000萬千瓦左右，建成新型儲能300萬千瓦，全省新能源利用率保持較高水平。

二、重點任務

（一）新能源結構優(yōu)化行動

1.加快發(fā)展風電。快速提升風電裝機規(guī)模，減少電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)壓力。海上風電建成華能半島北L、山東能源渤中G一期等項目，陸上風電加快推進濟南國瑞等第一批集中式項目。

2.有序發(fā)展光伏。科學評估新能源入市對光伏行業(yè)的影響，合理保持集中式光伏發(fā)展節(jié)奏；提升分布式光伏就地就近消納水平，明確新備案的一般工商業(yè)和大型工商業(yè)分布式項目年自發(fā)自用電量比例。

（二）火電調(diào)峰增強行動

3.加快存量機組靈活性改造。一廠一策制定改造計劃，5月底前完成已改造機組核定工作；年內(nèi)計劃改造的機組確保9月底前完成；提前實施明年改造任務。2025年，完成2000萬千瓦機組改造及核定。

4.提升新建機組靈活性標準。新建純凝和抽凝煤電機組最小技術出力不高于20%和30%額定負荷。加快恒新能源、濟南熱電等項目建設，年底前建成大型煤電機組268萬千瓦。

5.挖掘自備電廠調(diào)節(jié)能力。推動企業(yè)自有電網(wǎng)機組合法合規(guī)并網(wǎng)運行，同步開展靈活性改造。支持并網(wǎng)自備電廠按照國家規(guī)定參與電力市場，與公用電廠平等獲得容量補償?shù)仁找妫龑髽I(yè)在新能源大發(fā)時段“多購少發(fā)”。

6.增強機組支撐系統(tǒng)能力。鼓勵煤電企業(yè)在魯北、煙威等新能源富集區(qū)域，因地制宜利用關停機組騰出的土地、設備等建設調(diào)相機，為電網(wǎng)提供電壓支撐和轉動慣量。支持亞臨界機組升參數(shù)改造，進一步提升機組調(diào)峰性能，對按期完成改造的適當延長延壽時間。

7.加大新技術推廣應用。鼓勵在計量出口內(nèi)建設電供熱儲能設施，按照系統(tǒng)調(diào)峰設施進行管理，其發(fā)電深度調(diào)峰貢獻根據(jù)現(xiàn)貨市場分時價格信號獲得合理經(jīng)濟收益，其用電參照廠用電管理但統(tǒng)計上不計入廠用電。

（三）新型儲能提振行動

8.加快發(fā)展壓縮空氣儲能。重點在鹽巖礦資源富集區(qū)規(guī)劃建設大型壓縮空氣儲能，推動中儲國能、中能建泰安、中電建泰安等項目提速建設，年內(nèi)新增規(guī)模100萬千瓦左右。

9.科學布局電化學儲能。重點在新能源集聚區(qū)、負荷中心城市、特高壓落地點等區(qū)域，規(guī)模化布局建設集中式電化學儲能，加快東營津輝等項目建設，年內(nèi)新增規(guī)模200萬千瓦以上。

10.鼓勵新技術新場景應用。支持重力、鈉離子電池、飛輪、超級電容等儲能新技術項目建設，推動儲能多元化發(fā)展。鼓勵源網(wǎng)荷儲一體化試點、綠電產(chǎn)業(yè)園、零碳園區(qū)試點單位科學配置新型儲能，推廣分布式儲能等新場景規(guī)模化應用，提升靈活調(diào)節(jié)能力。

11.支持獨立儲能發(fā)展。嚴格落實國家電價政策，獨立儲能向電網(wǎng)送電的，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。對于充電電量與放電電量差額部分偏大的獨立儲能電站，電網(wǎng)企業(yè)可按規(guī)定開展用電檢查，如存在違規(guī)用電或轉供電情形的，獨立儲能電站需按規(guī)定承擔違約責任乃至強制解網(wǎng)。

12.完善儲能市場交易機制。適當放開現(xiàn)貨市場限價，拉大充放電價差。支持儲能自主參與實時電能量市場和調(diào)頻、爬坡、備用等輔助服務市場，建立“一體多用、分時復用”交易模式，釋放儲能快速調(diào)節(jié)能力。存量新能源場站繼續(xù)實施容量租賃，按并網(wǎng)承諾落實配儲責任。

（四）電網(wǎng)支撐強化行動

13.加強網(wǎng)架建設。夯實500千伏省域主網(wǎng)架，加快彌河新建、海口擴建工程建設。加強220千伏市域主網(wǎng)架結構，力爭年內(nèi)盡早投產(chǎn)東營富國至裕民線路等工程。實施配電網(wǎng)高質(zhì)量發(fā)展行動，加大農(nóng)村電網(wǎng)改造力度。

14.優(yōu)化調(diào)度運行。開展并網(wǎng)運行服務專項行動，超前組織并網(wǎng)驗收、停送電等工作，確保煤電靈活性改造、儲能等建成即并網(wǎng)。細化統(tǒng)計分析方法，加強新能源運行數(shù)據(jù)管理。持續(xù)完善基于人工智能大模型的智慧化調(diào)度系統(tǒng)，全面優(yōu)化調(diào)度管理機制，提高電網(wǎng)對高比例新能源的調(diào)控能力。

（五）綠電消費促進行動

15.推動參與電力市場交易的企業(yè)參與消納新能源。支持電力用戶（含擁有自備電廠的企業(yè)）作為零售用戶或代理購電用戶在市場低價時段購電；對直接參與電力市場批發(fā)交易的電力用戶（含擁有自備電廠的企業(yè)），在低谷時段和新能源消納困難時段（以我省公布的谷段和深谷時段為準）月用網(wǎng)電量高于其全部網(wǎng)電量50%以上的，對該電力用戶中長期偏差收益回收系數(shù)為1。

16.打造綠電產(chǎn)業(yè)園。制定出臺試點實施方案，打造一批高比例消費綠色電力的園區(qū)。緊盯國家綠電供給相關政策，穩(wěn)妥有序推進就地就近消納，實現(xiàn)新能源與產(chǎn)業(yè)融合發(fā)展。

17.推動算力與電力協(xié)同發(fā)展。適應算力中心綠電需求，協(xié)同布局算力中心與可再生能源發(fā)電項目，優(yōu)先支持綠電占比超過80%的新建算力中心項目，打造新質(zhì)生產(chǎn)力增量負荷。

（六）消納模式創(chuàng)新行動

18.大力推動源網(wǎng)荷儲一體化試點。支持采用就地就近消納、綠電交易、虛擬電廠、分布式自發(fā)自用等模式建設試點，年內(nèi)達到30個左右，建成威海碳纖維產(chǎn)業(yè)園項目一期工程。積極推動虛擬電廠建設，年內(nèi)實現(xiàn)30家虛擬電廠參與市場調(diào)節(jié)。

19.加快推進可再生能源制氫。推進“風光氫氨醇”一體化開發(fā)，支持新能源電廠新增制氫裝機參與電網(wǎng)調(diào)峰，年內(nèi)建成華電濰坊制氫加氫一體站項目。

20.積極拓展省外消納空間。加強與外電入魯送端省份溝通，結合省內(nèi)供需水平優(yōu)化送電曲線。加大省間現(xiàn)貨交易規(guī)模，實現(xiàn)富余新能源省間常態(tài)化交易，力爭年內(nèi)售出4億千瓦時。

（七）電力市場化改革深化行動

21.推動新能源市場化改革。加快制定省級具體方案，實現(xiàn)新能源上網(wǎng)電量全部進入電力市場，上網(wǎng)電價通過市場交易形成，引導新能源充分調(diào)用儲能設施，主動優(yōu)化出力曲線。

22.穩(wěn)妥組織價格結算機制競價。科學確定機制電量規(guī)模，2025年新增納入機制的電量占增量項目新能源上網(wǎng)電量的比例，與現(xiàn)有新能源價格非市場化比例適當銜接。2025年原則上按技術類型分類組織開展競價。

（八）用戶側響應能力提升行動

23.持續(xù)完善分時電價機制。動態(tài)優(yōu)化分時電價峰谷系數(shù)浮動比例和執(zhí)行時段，引導“黑燈工廠”等用戶增加午間綠電消費。健全零售側價格監(jiān)管機制，推動現(xiàn)貨市場價格信號向零售側用戶有效傳導，引導企業(yè)主動參與電網(wǎng)調(diào)峰。

24.加快充換電示范站建設。推廣濟南起步區(qū)車網(wǎng)互動充換電示范站模式，開展車網(wǎng)互動試點，擴大雙向充放電（V2G）項目規(guī)模，豐富應用場景。充分發(fā)揮電動汽車儲能資源對電網(wǎng)調(diào)峰作用，組織開展示范站建設，實現(xiàn)市級全覆蓋。

三、保障措施

全面加強組織領導，省發(fā)展改革委、省能源局統(tǒng)籌協(xié)調(diào)新能源消納工作，有關部門單位形成齊抓共管、各司其職的工作格局。加強新能源消納政策宣傳和解讀，大力開展“五段式分時電價”宣傳，引導居民、工商業(yè)用戶等錯峰就谷用電。嚴格落實屬地責任、監(jiān)管責任、主體責任，將安全管理貫穿項目規(guī)劃設計、施工安裝、運營維護等全過程，定期開展各類新型主體涉網(wǎng)能力檢查，確保各新能源場站和調(diào)節(jié)資源穩(wěn)定運行。

上述政策重點促進2025年全省新能源高水平消納，自印發(fā)之日起施行，適用2025年建成的項目，后續(xù)年度視情況另行制定或延用。

山東省能源局

2025年4月21日