山东省能源局日前印发《关于加强和规范绿电直连发展的通知》，将源网荷储一体化、绿电产业园中就地就近消纳模式类项目统一并入绿电直连模式管理。这份文件对接国家发改委、国家能源局发改能源〔2025〕650号及发改能源〔2026〕688号两份文件，在适用条件、源荷匹配、退出机制等环节给出了山东版执行方案。
从"分头管理"到"并轨运行"
此前，源网荷储一体化、绿电产业园和绿电直连三类项目在山东各有审批通道和管理要求，政策边界存在交叉。《通知》将就地就近消纳模式统一归口为绿电直连模式管理——用一套规则替代多套规则。
过渡安排留了口子。已纳入省能源电力规划且已开工的试点项目按原方案执行；已纳规但未开工的，允许项目企业与电网企业重新协商方案，调整后报省能源局同意。部分处于"卡壳"状态的项目有了二次选择机会，但前期方案也可能被推翻重来。
绿电（绿证）交易和分布式自发自用模式另走通道，由市级组织实施、定期报省级备案；虚拟电厂模式按电力市场交易政策和注册要求实施。三类模式并行，互不混同。
多用户直连：放开尺度与硬性门槛并存
单一用户层面，《通知》列了六类适用情形：新增负荷可配建新能源；存量负荷需在自备电厂足额清缴政府性基金及附加后开展清洁能源替代；纳入全国碳市场的重点行业企业存量负荷；有降碳刚性需求的出口外向型企业；算力设施及沿海七大港口存量负荷；以及未并网新能源项目在履行变更手续后开展绿电直连。
多用户层面，重点支持四类场景：单一用户项目可吸纳新建负荷扩展为多用户项目；年综合能耗1万吨标准煤以上的重点用能企业、出口外向型企业及其上下游；新能源资源条件较好的工业园区、零碳园区、增量配电网负荷；以及分布式光伏通过集中汇流参与多用户直连。
这条政策线瞄准制造业绿色转型刚需。出口外向型企业面临欧盟碳边境调节机制（CBAM）等外部压力，对绿电消费比例有硬性要求。将上下游企业纳入同一项目，实质上是鼓励围绕核心企业构建绿电消费链条。
算力设施和港口被单列纳入，也有现实考量。山东沿海港口密集，青岛港、烟台港、日照港等吞吐量位居全国前列，港口岸电和作业设备电气化对绿电需求增长较快；算力设施负荷稳定、24小时运行，与新能源出力曲线的匹配度相对可控，是天然的直连场景。
源荷匹配与退出机制：杜绝"圈资源"
《通知》对项目运行指标划了几条硬线：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年前提升至不低于35%；上网电量占总可用发电量比例上限不超过20%。海上风电直连海洋油气平台、制氢氨醇、算力设施等项目，上网比例可放宽至40%。
还有一个约束容易被忽略——公共电网新能源弃电时段，项目不得向电网反送电，需安装防逆流装置并保障投入状态。绿电直连项目在弃风弃光时段只能自用或储能，不能"蹭"电网消纳空间。
价格方面，项目上网电量全部参与电力市场交易，不纳入机制电价执行范围。多用户项目内部可按各用户时段用电量比例确定自发自用电量，实现小时级匹配，由主责单位统一与公共电网结算。内部电量分配权交给项目主体，结算责任也一并压实。
退出机制同样明确。未按实施方案建设且拒不整改、或未按期开工的，移出建设名单，配套新能源项目开发权失效。项目建成后负荷企业因减产、停产、搬迁、破产等原因无法满足政策要求的，终止实施资格，电源转为全量入市项目，储能可改造后参与市场或作为用户侧储能运行，直连线路由电网企业协商回购或产权方自行拆除。
这套退出机制传递的信号很直接：绿电直连不是圈新能源资源的工具。前期部分项目以源网荷储一体化名义获取风光指标但推进缓慢，新规将加速这类项目出清。
分布式光伏集中汇流参与多用户直连的，项目主责单位需与涉及屋顶的利益相关方签订不低于10年的保障性收益兜底协议。这一条款直接回应分布式光伏开发中常见的收益纠纷问题，将兜底责任明确到项目主责单位。
从政策脉络看，山东在全国省级层面率先将多用户绿电直连的操作规则系统化落地。60%的自发自用比例、20%的上网电量上限、防逆流装置、退出机制——这些量化指标构成了绿电直连项目的运行边界。对想要入局的企业来说，算清源荷匹配的经济账，比拿到项目批复更关键。
内容来源：网络综合编辑
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