落實省委、省政府部署要求，促進新能源在大規模開發的同時實現高水平消納，制定本行動方案。
一、主要目標
聚焦源、網、荷、儲協同發力，多措并舉促進新能源消納，實現綠電既要“增長快”又要“用的好”。2026年，新型儲能裝機達到1400萬千瓦，抽水蓄能在運在建裝機達到1000萬千瓦左右，完成全省存量煤電機組靈活性改造300萬千瓦以上，加快培育源網荷儲、綠電直連等新模式新業態，積極拓展虛擬電廠、農村微電網等應用場景，保持全省新能源利用率高于全國平均水平。
二、重點任務
（一）加強規劃政策協同。
1.強化規劃引領。堅持系統思維，科學制定“十五五”新型能源體系發展規劃及可再生能源、電力等專項規劃，合理確定新能源發展目標、規劃布局，實現新能源發展與電網工程、調節資源、負荷增長相協調。修編海上風電、魯北風光儲輸一體化基地等規劃方案，優化項目布局和開發結構，合理安排建設節奏，實現接續開發、穩定消納。
2.統籌政策保障。研究出臺促進光伏發電高質量發展、加強抽水蓄能項目管理等政策文件，優化完善源網荷儲一體化等實施細則，引導行業健康持續發展。積極探索核電參與調峰的機制和具體方式。充分發揮政策性引導作用，推動傳統產業、新興產業與新能源協同布局，拓寬新能源與產業耦合發展新空間。
3.深化課題研究。依托行業智庫、咨詢平臺，全面加強新型電力系統基礎理論、關鍵技術和工程應用研究，圍繞山東近中遠期風光新能源消納能力提升、能源轉型支撐制造業提檔升級、孤立電網企業轉型、自備電廠及地方電廠常態化調峰等重點課題，形成一批高質量研究成果，為規劃編制、政策制定提供理論支撐。
（二）加快調節能力建設。
4.提升火電機組調節能力。加快存量煤電機組靈活性改造，完成改造規模300萬千瓦以上，力爭實現直調公用機組“應改盡改”。積極爭取國家煤電政策支持，有序推進亞臨界機組關停整合和改造升級，新上機組全部參照新一代煤電標準建設。推動已納規火電項目加快建設，全年建成大型煤電機組200萬千瓦以上、燃機100萬千瓦左右。支持煤電企業因地制宜利用關停機組騰出的土地、設備等建設調相機，為電網提供電壓支撐和轉動慣量。
5.鼓勵火電新技術推廣。鼓勵煤電機組通過電鍋爐、熔鹽儲熱等熱電解耦技術增加靈活調節能力。對于在計量出口內建設的電供熱儲能設施，支持按照系統調峰設施進行管理，其發電深度調峰貢獻根據現貨市場分時價格信號獲得合理經濟收益，其用電參照廠用電管理但統計上不計入廠用電。進一步優化配建熱電解耦設施機組的運行管理，合理提高煤電機組消納水平。研究煤電機組與新型儲能項目聯合運行，優化運行方式，提升調節能力。
6.加快抽水蓄能建設。建成投產濰坊抽水蓄能首臺機組30萬千瓦，開工建設蒙陰垛莊120萬千瓦、沂源石橋180萬千瓦等項目，提速五蓮街頭等項目前期工作，在運在建抽水蓄能達到1000萬千瓦左右。穩妥推進抽水蓄能容量電價機制改革，穩定項目投資預期，更好發揮抽水蓄能調節作用。
7.提速新型儲能發展。建成中能建泰安35萬千瓦壓縮空氣儲能、吉電濰坊35萬千瓦電化學儲能等重點項目。積極推動超級電容、飛輪、熔鹽、液流電池、鈉離子電池等新技術示范應用和商業化發展，加快沾化魏橋50萬千瓦熔鹽儲能等項目建設。支持推動分布式儲能、“數據中心+儲能”、移動式儲能等創新場景發展。全省新型儲能裝機達到1400萬千瓦左右。
（三）強化電網支撐能力。
8.推動堅強主網架建設。加快煙威、中核CX等特高壓工程和高地、渤海等500千伏輸變電工程建設，確保2026年如期建成，滿足煙威、魯北地區清潔能源送出需求。開工魯蘇互濟用電直流聯網工程，提升省間互濟能力。持續優化220千伏市域主網架結構，合理調整220千伏供電分區，提升供電保障能力和靈活適應性。
9.提高配電網就地平衡能力。持續推進城鄉配電網改造升級，提升供電保障和系統承載能力，滿足分布式新能源、新型儲能接入和電動汽車充電需求。鼓勵在配網側建設分布式儲能等調節資源，增強配電網自平衡能力。加大農村電網改造力度，年內新增線路10000公里、變（配）電容量650萬千伏安。
10.增強新能源涉網安全性能。深化有源配電網運行風險管控，建立健全風險識別、監視控制體系。提升新能源場站功率預測精度，開展快速頻率響應、耐壓、耐頻等涉網性能改造，提高新能源主動支撐能力。穩妥推進低壓分布式光伏直采直控，增量低壓分布式光伏具備秒級直接采集與控制能力，提升存量10千伏分布式光伏直采直控改造比例。
11.提升電網服務與調控水平。持續深化拓展新能源并網運行服務專項行動，簡化并網辦理流程。完善基于人工智能大模型的智慧化調度系統，提高電力系統模擬仿真和穩定運行控制能力。修訂電力調度控制管理規程，優化調度生產組織模式，提升電網實時調控和安全穩定水平。強化源網荷儲協同互動機制，提升新能源消納與應急保供能力。
12.積極拓展省外消納空間。加強與外電入魯送端省份溝通，結合省內供需水平優化送電曲線。統籌考慮頂峰保供、用電成本、綠電消納等方面影響，優化新能源參與省間市場政策，推動擴大外送規模，力爭年內售出5.5億千瓦時。
（四）提振綠電消費需求。
13.推動重點用能企業消費綠電。落實國家可再生能源消費最低比重目標要求，分解明確重點用能行業綠色電力消費比例，支持通過綠電、綠證交易等方式，提升綠電消費比例。持續推動魏橋、信發等電解鋁負荷接入公用電網，鼓勵自備機組“少發多購”，提升新能源消納能力。依托省級綠證交易服務中心，強化對綠證交易、綠電消費比例的監測與評估，為市場主體提供高效撮合等一站式服務。
14.提升需求側響應能力。深入挖掘用戶側可調節資源，按照電壓等級、響應速度、響應類型分層分級設置，健全需求側靈活調節資源庫，確保需求側響應能力達到最大負荷的5%。適時優化工商業和居民用電峰谷時段劃分，通過電力市場價格信號，引導電力用戶積極參與電力系統調節。
15.加快充換電示范站建設。充分發揮電動汽車儲能資源對電網的調峰作用，積極推廣濟南起步區車網互動充換電示范站模式，擴大雙向充放電(V2G)項目規模，豐富應用場景，推動車、樁、站、網融合發展，全年改造新建各類充換電示范站80座。
（五）推進業態模式創新。
16.賦能城鄉低碳發展。在城市以交通樞紐、商業綜合體等公共設施為支點，引入區塊鏈、AI、云計算等先進技術，打造綜合智慧能源系統，提升能源利用效率和城市治理水平。在鄉村深入推進農村能源革命，結合“整縣分布式光伏開發”“千鄉萬村馭風行動”以及生物質、地熱能非電利用，試點建設“村能村用”的村鎮微能網，降低農村綜合用能成本，助力鄉村振興。
17.支持就近消納新業態。支持新建分布式光伏項目與配建新型儲能“光儲一體”實施項目備案。積極推廣源網荷儲一體化模式，探索發展“新能源+新型儲能”“新能源+生物質”“新能源+分布式燃機”，加快濱州濱化、濰坊海化等項目建設，力爭年內累計建成項目20個左右。加快單一用戶綠電直連模式落地應用，提速東營時代項目建設，支持戰略性新興產業、出口外向型企業開展綠電直連，打造一批典型項目。加快推動煙臺萬華等10個綠電產業園、丁字灣新型能源創新區等20個零碳園區建設，實現新能源與產業融合發展。
18.加快虛擬電廠建設。印發促進虛擬電廠高質量發展方案和虛擬電廠建設運營管理辦法，持續創新應用場景，打造一批城市級、園區級、社區級虛擬電廠。進一步完善交易執行、市場結算、考核評估等市場規則，規范虛擬電廠參與電力市場的運行評估、交易模式等，實現40家虛擬電廠常態化參與電力市場，調節能力達到150萬千瓦。
19.推動電力算力協同。在煙威、魯北等核電和風光資源富集地區，協同推動清潔能源與算力設施規劃建設，優先支持綠電占比超過80%的新建算力基礎設施。支持濟南起步區、青島鰲山灣等算力設施較為密集的區域接入綠電專變、建設分布式新能源，推動算力基礎設施用能綠色化。
（六）完善電力市場機制。
20.完善新能源價格機制。深化新能源上網電價市場化改革，科學確定機制電量規模，引導企業從建設成本出發理性報價，通過市場化手段促進風電、光伏健康有序發展。貫徹落實新能源就近消納價格機制，完善省級配套政策，推動綠電直連、源網荷儲一體化等項目加快發展。
21.優化電力市場交易機制。完善分布式新能源、儲能、虛擬電廠等新型主體參與電力市場交易方式，推動各類調節資源“一體多用、分時復用”。健全完善發電側可靠容量補償和運行成本補償機制，支持調節性電源有序投建。探索建立備用輔助服務市場交易品種，推動調頻輔助服務、現貨電能量市場聯合出清。直接參與電力批發市場的用戶，在負電價時段（以日內實時電價為準）月用網電量占其全部用網電量60%（含）以上的，免于中長期偏差缺額收益回收。
22.健全新型儲能市場機制。研究優化電力現貨市場電能量申報及出清價格下限，逐步拉大充放電價差。積極推動獨立儲能參與日內、實時電能量市場，分時報價參與調頻輔助服務市場，完善儲能參與調頻輔助服務市場和電能量市場的銜接機制。逐步擴大儲能調頻規模比例，優化調頻步長、縮短指令周期，充分發揮新型儲能快速調節能力。鼓勵新型儲能與集中式、分布式新能源聯合參與電力市場交易。
三、保障措施
省發展改革委、省能源局、山東能源監管辦統籌協調推進新能源消納工作，有關部門單位認真落實各項政策舉措，加強政策宣傳解讀，形成齊抓共管、協力推進的工作格局。嚴格落實屬地責任、行業監管責任、企業主體責任，堅守安全發展底線，確保項目建設依法合規、運營管理穩定高效。
上述政策重點促進2026年全省新能源高水平消納，自印發之日起施行，只適用2026年建成的項目，后續年度視情況另行制定或延用。
0731-85778777
