答记者问｜山东推进绿电直连模式从“单一用户固定场景”迈向“多用户普惠共享”

今天上午，山东省人民政府新闻办公室举行新闻发布会，邀请省能源局负责同志等介绍山东推进绿电直连新业态、大力促进绿色电力消费情况，并回答记者提问。

中国发展改革报记者：

目前，有不少企业认为通过绿电直连“拉专线”就能够降低用电价格，请问是这样吗？如何客观看待绿电直连项目的经济性？企业在谋划绿电直连项目时应注意把握哪些原则？

刘学军：2025年5月以来，国家发展改革委、国家能源局前后印发《有序推动绿电直连发展有关事项的通知》《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》《有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》。从政策制定初衷看，绿电直连项目主要以满足企业绿色用能需求、提升新能源就近就地消纳水平为目标，按照“源荷匹配，就地就近”原则布局建设。从项目价格机制看，绿电直连项目应按相关规定缴纳输配电费、系统运行费、政府性基金及附加等费用，整体参与电力市场；绿电直连项目综合考虑电力用户负荷特性、电网备用容量、电力市场交易价格等客观因素，用电成本各有差异，并非开展绿电直连就必然降低电价。特别是用电可靠性要求高、电网备用容量大的电力用户，因其负荷刚性强、对公网供电保障依赖度高，对应的容量电费也较高，需申报较大的接入公网容量，用电价格未必降低。

整体看，企业谋划实施绿电直连项目，要实事求是、科学审慎，避免盲目上马、一哄而上。严格遵循“以荷定源、就地就近”原则，“一企一策”从新能源资源条件、风光结构配比、源荷匹配程度、全生命周期投资成本等分析评估，科学研判经济性。根据经济性测算分析，可从以下四个方面优化项目方案，降低用电价格。

一是降低接入公网容量。项目输配电费主要与接网容量挂钩，这是绿电直连经济性的重要影响因素。企业应充分挖掘自身调节潜力，提升新能源自发自用比例，合理降低申报接入容量。多用户绿电直连项目通过聚合柔性负荷、提升智慧调控能力，整体优化接网容量，提升变压器负荷率，降低输配电成本。

二是合理配置新型储能。风电、光伏等新能源发电具有波动性、间歇性和随机性，配置新型储能可有效平抑新能源出力波动，大发时段储存电量、出力不足时段释放电量，提升源荷匹配度，减少公共电网购电量。

三是优化风电光伏规模。风电、光伏发电具有不同出力特性，光伏发电最大出力主要集中在白天；风电出力主要集中在下午及晚上，二者互补性强。企业应结合当地资源禀赋和负荷特征，科学优化风电、光伏的装机规模。根据目前电力市场条件仿真测算，“光多风少”的电源配比用电成本最低。

四是提高负荷可调节性。企业可通过生产流程改造或设备升级，提升负荷灵活性，实现“高峰少用、低谷多用”，提升整体经济性。支持多用户绿电直连项目建立调节能力激励机制，鼓励内部主体之间基于不同调节能力约定调节责任和相应经济补偿标准，促进价格信号有效激励和公平传导。

中新社记者：

刚才发布人介绍，山东近日印发了《关于加强和规范绿电直连发展的通知》，请问这项政策拓展了哪些绿电直连应用场景？政策出台后山东在项目布局等方面有何打算？

麻书杰：今年7月，省能源局立足全省能源发展实际、产业转型需求，在前期源网荷储一体化试点及“单用户”绿电直连基础上，结合国家“多用户”绿电直连政策要求和全省产业规划布局，印发了《关于加强和规范绿电直连发展的通知》。政策聚焦资源禀赋、产业结构和重点用能行业绿电消费要求，拓展绿电直连应用场景，完善项目准入标准，破解发展难点堵点，推进绿电直连模式从“单一用户固定场景”加速迈向“多用户普惠共享”。

一是拓展优质存量用电负荷。围绕传统产业优化提升、新兴产业招引培育和外贸出口绿色转型，将有绿电消费的重点行业、算力基础设施、海上油气田、沿海重点港口等存量负荷纳入绿电直连适用范围，盘活各类优质存量负荷“资源池”，加大绿电要素保障力度，实现从“用上电”到“用好电”“用绿电”的转变。

二是创新布局海上直连场景。充分挖掘海上风光资源潜力，聚力推动“十五五”期间海上新能源规模化开发，明确允许未并网的海上新能源项目开展绿电直连，破解“发得出、送不走、用不上”的难题。同时，放宽海上风电直连海洋油气平台、制氢氨醇、算力设施等项目的上网电量比例至40%，促进渤中片区海上风电直供渤海油气田，开辟海上风电就近消纳，就地利用发展新模式。

三是明确绿电直连应用标准。落实国家“多用户”绿电直连政策要求，进一步细化准入标准，明确支持年综合能耗1万吨标准煤以上的重点用能企业及周边新能源资源条件较好的工业园区、零碳园区开展多用户绿电直连，基本实现省内重点用能企业全覆盖。鼓励项目主责单位通过租赁等方式利用其他主体的存量电力设施开展绿电直连，提升存量电力设施利用效率。

下一步，省能源局将重点做好以下工作。一是加快推进已批复项目建设进度。对已批复的绿电直连项目，建立定期调度机制，协调解决项目建设难题，推动项目按期建成投产。二是谋划筹备一批优质项目。按照“重点建设一批、谋划筛选一批”的原则，指导各市能源主管部门对项目企业开展政策指导与技术支持，合理配置风光储规模，及时编制项目申报方案。三是做好绿电直连项目经验总结。密切跟踪首批绿电直连项目实施情况，总结提炼可复制推广的模式经验，动态优化调整相关政策，促进绿电就地就近消纳。

大众日报·大众新闻记者：

据了解，近期山东省发展改革委印发通知支持新能源就近消纳，明确了新能源就近消纳价格机制。能否介绍一下这项政策的主要内容，以及对山东能源发展具有怎样的意义？

封立树：绿电直连、源网荷储一体化、绿电产业园等新能源就近消纳模式，既能有效满足企业绿色用能需求，也有助于破解新能源消纳难题。为引导此类模式规范健康发展，全省出台配套电价政策，围绕项目准入标准、电价计费方式、市场参与规则搭建起完整的制度体系。

一是划定准入标准，明确项目边界。新能源就近消纳项目，是指电源、负荷、储能等作为整体与电网连接，形成清晰物理界面和安全责任界面，并以新能源发电为主要电源的项目。现阶段主要包括绿电直连等通过新能源专线供电的项目。准入条件具体为：项目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年起新增项目提升至不低于35%。

二是明确计费规则，厘清责任边界。目前全省工商业用户电价主要由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加五部分构成。新能源就近消纳项目作为用电主体，在缴纳输配电价、系统运行费等供电保障相关费用方面，与常规工商业用户有所区分。

在输配电价上：就近消纳项目虽具备自发自用特性，但电网企业在规划建设阶段，仍需按照项目并网接入容量预留输电通道、配套备用容量，持续为项目提供兜底备用保障，电网整体投资并未因项目“自发自用”而减少。因此，本着公平负担的原则，新能源就近消纳项目输配电费由两部制计费模式，调整为“单一容量制”模式，即一部分按照现行容量电价不变，另一部分按照全省110千伏及以上工商业用户平均负荷率、分电压等级电量电价等参数，折算相应电压等级的“容量电价”。这一机制既体现了公平承担电网投资成本，也能倒逼项目优化电源、负荷、储能配比，进一步压降用电成本。

在系统运行费上：就近消纳项目的新能源发电存在波动性与不确定性，在实际运行中必须依赖公共电网作为保障。为确保项目在无法自平衡时能够即时获得电网支撑和调节，明确新能源就近消纳项目现阶段暂按使用公共电网电量缴纳系统运行费，未来将逐步过渡到按接网容量等方式计费。这一机制设计明确了电力系统责任与费用挂钩的改革方向，体现了“用多少责任、担多少成本”的公平原则，有助于引导项目优化规划设计、精准测算容量需求、提升自我调节能力，减少对公共电网的依赖。

三是打通市场通道，赋予平等主体地位。明确就近消纳项目与其他发电企业、电力用户具有平等市场地位，作为统一整体参与电力市场，保障了项目公平参与市场的权利，可以引导项目依靠市场化价格信号，提升绿电自用比例、增强负荷调节能力。同时，推动分布式源荷储单元实现角色转型，不再单纯作为用电负荷或波动性新能源电源，而是转变为可为电网提供调节能力的微型调节单元，拓宽了分布式资源入市参与电力市场的途径。

总体看，全省新能源就近消纳价格政策，有助于厘清项目与公共电网之间的物理关系和经济关系，推动新能源就近消纳项目特别是分布式项目回归“自发自用、就近消纳”初衷，在提升新能源消纳率的同时，确保电力系统运行责任有效落实、价格信号真实传导，为全省能源绿色低碳转型提供有力制度保障。