山东2026绿电消纳方案：储能目标14GW，算力中心绿电≥80%

来源：市场资讯

（来源：储能与电力市场）

储能与电力市场获悉，4月1日，山东省能源局发布《山东省2026年新能源高水平消纳行动方案》。

主要目标

2026年，新型储能装机达到1400万千瓦，抽水蓄能在运在建装机达到1000万千瓦左右，完成全省存量煤电机组灵活性改造300万千瓦以上，加快培育源网荷储、绿电直连等新模式新业态，积极拓展虚拟电厂、农村微电网等应用场景，保持全省新能源利用率高于全国平均水平。

重点任务

加强规划政策协同

强化规划引领，科学制定"十五五"新型能源体系发展规划及可再生能源、电力等专项规划，修编海上风电、鲁北风光储输一体化基地等规划方案。

统筹政策保障，研究出台促进光伏发电高质量发展、加强抽水蓄能项目管理等政策文件，优化完善源网荷储一体化等实施细则。

深化课题研究，围绕山东近中远期风光新能源消纳能力提升、能源转型支撑制造业提档升级等重点课题，形成一批高质量研究成果。

加快调节能力建设

建成中能建泰安35万千瓦压缩空气储能、吉电潍坊35万千瓦电化学储能等重点项目。

积极推动超级电容、飞轮、熔盐、液流电池、钠离子电池等新技术示范应用和商业化发展，加快沾化魏桥50万千瓦熔盐储能等项目建设。

支持推动分布式储能、“数据中心+储能”、移动式储能等创新场景发展。全省新型储能装机达到1400万千瓦左右。

强化电网支撑能力

增强新能源涉网安全性能，提升新能源场站功率预测精度，稳妥推进低压分布式光伏直采直控。提升电网服务与调控水平，完善基于人工智能大模型的智慧化调度系统。积极拓展省外消纳空间，力争年内售出5.5亿千瓦时。

提振绿电消费需求

推动重点用能企业消费绿电，分解明确重点用能行业绿色电力消费比例，持续推动魏桥、信发等电解铝负荷接入公用电网。

提升需求侧响应能力，确保需求侧响应能力达到最大负荷的5%。

加快充换电示范站建设，积极推广济南起步区车网互动充换电示范站模式，全年改造新建各类充换电示范站80座。

推进业态模式创新

支持就近消纳新业态，积极推广源网荷储一体化模式，加快滨州滨化、潍坊海化等项目建设，力争年内累计建成项目20个左右；加快单一用户绿电直连模式落地应用，提速东营时代项目建设；加快推动烟台万华等10个绿电产业园、丁字湾新型能源创新区等20个零碳园区建设。

加快虚拟电厂建设，印发促进虚拟电厂高质量发展方案和虚拟电厂建设运营管理办法，实现40家虚拟电厂常态化参与电力市场，调节能力达到150万千瓦。

推动电力算力协同。在烟威、鲁北等核电和风光资源富集地区，协同推动清洁能源与算力设施规划建设，优先支持绿电占比超过80%的新建算力基础设施。支持济南起步区、青岛鳌山湾等算力设施较为密集的区域接入绿电专变、建设分布式新能源，推动算力基础设施用能绿色化。

完善电力市场机制

健全新型储能市场机制。研究优化电力现货市场电能量申报及出清价格下限，逐步拉大充放电价差。

积极推动独立储能参与日内、实时电能量市场，分时报价参与调频辅助服务市场，完善储能参与调频辅助服务市场和电能量市场的衔接机制。

逐步扩大储能调频规模比例，优化调频步长、缩短指令周期，充分发挥新型储能快速调节能力。

鼓励新型储能与集中式、分布式新能源联合参与电力市场交易。

上述政策重点促进2026年全省新能源高水平消纳，自印发之日起施行，只适用2026年建成的项目，后续年度视情况另行制定或延用。

原文如下：

落实省委、省政府部署要求，促进新能源在大规模开发的同时实现高水平消纳，制定本行动方案。

一、主要目标

聚焦源、网、荷、储协同发力，多措并举促进新能源消纳，实现绿电既要“增长快”又要“用的好”。2026年，新型储能装机达到1400万千瓦，抽水蓄能在运在建装机达到1000万千瓦左右，完成全省存量煤电机组灵活性改造300万千瓦以上，加快培育源网荷储、绿电直连等新模式新业态，积极拓展虚拟电厂、农村微电网等应用场景，保持全省新能源利用率高于全国平均水平。

二、重点任务

（一）加强规划政策协同。

1.强化规划引领。坚持系统思维，科学制定“十五五”新型能源体系发展规划及可再生能源、电力等专项规划，合理确定新能源发展目标、规划布局，实现新能源发展与电网工程、调节资源、负荷增长相协调。修编海上风电、鲁北风光储输一体化基地等规划方案，优化项目布局和开发结构，合理安排建设节奏，实现接续开发、稳定消纳。

2.统筹政策保障。研究出台促进光伏发电高质量发展、加强抽水蓄能项目管理等政策文件，优化完善源网荷储一体化等实施细则，引导行业健康持续发展。积极探索核电参与调峰的机制和具体方式。充分发挥政策性引导作用，推动传统产业、新兴产业与新能源协同布局，拓宽新能源与产业耦合发展新空间。

3.深化课题研究。依托行业智库、咨询平台，全面加强新型电力系统基础理论、关键技术和工程应用研究，围绕山东近中远期风光新能源消纳能力提升、能源转型支撑制造业提档升级、孤立电网企业转型、自备电厂及地方电厂常态化调峰等重点课题，形成一批高质量研究成果，为规划编制、政策制定提供理论支撑。

（二）加快调节能力建设。

4.提升火电机组调节能力。加快存量煤电机组灵活性改造，完成改造规模300万千瓦以上，力争实现直调公用机组“应改尽改”。积极争取国家煤电政策支持，有序推进亚临界机组关停整合和改造升级，新上机组全部参照新一代煤电标准建设。推动已纳规火电项目加快建设，全年建成大型煤电机组200万千瓦以上、燃机100万千瓦左右。支持煤电企业因地制宜利用关停机组腾出的土地、设备等建设调相机，为电网提供电压支撑和转动惯量。

5.鼓励火电新技术推广。鼓励煤电机组通过电锅炉、熔盐储热等热电解耦技术增加灵活调节能力。对于在计量出口内建设的电供热储能设施，支持按照系统调峰设施进行管理，其发电深度调峰贡献根据现货市场分时价格信号获得合理经济收益，其用电参照厂用电管理但统计上不计入厂用电。进一步优化配建热电解耦设施机组的运行管理，合理提高煤电机组消纳水平。研究煤电机组与新型储能项目联合运行，优化运行方式，提升调节能力。

6.加快抽水蓄能建设。建成投产潍坊抽水蓄能首台机组30万千瓦，开工建设蒙阴垛庄120万千瓦、沂源石桥180万千瓦等项目，提速五莲街头等项目前期工作，在运在建抽水蓄能达到1000万千瓦左右。稳妥推进抽水蓄能容量电价机制改革，稳定项目投资预期，更好发挥抽水蓄能调节作用。

7.提速新型储能发展。建成中能建泰安35万千瓦压缩空气储能、吉电潍坊35万千瓦电化学储能等重点项目。积极推动超级电容、飞轮、熔盐、液流电池、钠离子电池等新技术示范应用和商业化发展，加快沾化魏桥50万千瓦熔盐储能等项目建设。支持推动分布式储能、“数据中心+储能”、移动式储能等创新场景发展。全省新型储能装机达到1400万千瓦左右。

（三）强化电网支撑能力。

8.推动坚强主网架建设。加快烟威、中核CX等特高压工程和高地、渤海等500千伏输变电工程建设，确保2026年如期建成，满足烟威、鲁北地区清洁能源送出需求。开工鲁苏互济用电直流联网工程，提升省间互济能力。持续优化220千伏市域主网架结构，合理调整220千伏供电分区，提升供电保障能力和灵活适应性。

9.提高配电网就地平衡能力。持续推进城乡配电网改造升级，提升供电保障和系统承载能力，满足分布式新能源、新型储能接入和电动汽车充电需求。鼓励在配网侧建设分布式储能等调节资源，增强配电网自平衡能力。加大农村电网改造力度，年内新增线路10000公里、变（配）电容量650万千伏安。

10.增强新能源涉网安全性能。深化有源配电网运行风险管控，建立健全风险识别、监视控制体系。提升新能源场站功率预测精度，开展快速频率响应、耐压、耐频等涉网性能改造，提高新能源主动支撑能力。稳妥推进低压分布式光伏直采直控，增量低压分布式光伏具备秒级直接采集与控制能力，提升存量10千伏分布式光伏直采直控改造比例。

11.提升电网服务与调控水平。持续深化拓展新能源并网运行服务专项行动，简化并网办理流程。完善基于人工智能大模型的智慧化调度系统，提高电力系统模拟仿真和稳定运行控制能力。修订电力调度控制管理规程，优化调度生产组织模式，提升电网实时调控和安全稳定水平。强化源网荷储协同互动机制，提升新能源消纳与应急保供能力。

12.积极拓展省外消纳空间。加强与外电入鲁送端省份沟通，结合省内供需水平优化送电曲线。统筹考虑顶峰保供、用电成本、绿电消纳等方面影响，优化新能源参与省间市场政策，推动扩大外送规模，力争年内售出5.5亿千瓦时。

（四）提振绿电消费需求。

13.推动重点用能企业消费绿电。落实国家可再生能源消费最低比重目标要求，分解明确重点用能行业绿色电力消费比例，支持通过绿电、绿证交易等方式，提升绿电消费比例。持续推动魏桥、信发等电解铝负荷接入公用电网，鼓励自备机组“少发多购”，提升新能源消纳能力。依托省级绿证交易服务中心，强化对绿证交易、绿电消费比例的监测与评估，为市场主体提供高效撮合等一站式服务。

14.提升需求侧响应能力。深入挖掘用户侧可调节资源，按照电压等级、响应速度、响应类型分层分级设置，健全需求侧灵活调节资源库，确保需求侧响应能力达到最大负荷的5%。适时优化工商业和居民用电峰谷时段划分，通过电力市场价格信号，引导电力用户积极参与电力系统调节。

15.加快充换电示范站建设。充分发挥电动汽车储能资源对电网的调峰作用，积极推广济南起步区车网互动充换电示范站模式，扩大双向充放电(V2G)项目规模，丰富应用场景，推动车、桩、站、网融合发展，全年改造新建各类充换电示范站80座。

（五）推进业态模式创新。

16.赋能城乡低碳发展。在城市以交通枢纽、商业综合体等公共设施为支点，引入区块链、AI、云计算等先进技术，打造综合智慧能源系统，提升能源利用效率和城市治理水平。在乡村深入推进农村能源革命，结合“整县分布式光伏开发”“千乡万村驭风行动”以及生物质、地热能非电利用，试点建设“村能村用”的村镇微能网，降低农村综合用能成本，助力乡村振兴。

17.支持就近消纳新业态。支持新建分布式光伏项目与配建新型储能“光储一体”实施项目备案。积极推广源网荷储一体化模式，探索发展“新能源+新型储能”“新能源+生物质”“新能源+分布式燃机”，加快滨州滨化、潍坊海化等项目建设，力争年内累计建成项目20个左右。加快单一用户绿电直连模式落地应用，提速东营时代项目建设，支持战略性新兴产业、出口外向型企业开展绿电直连，打造一批典型项目。加快推动烟台万华等10个绿电产业园、丁字湾新型能源创新区等20个零碳园区建设，实现新能源与产业融合发展。

18.加快虚拟电厂建设。印发促进虚拟电厂高质量发展方案和虚拟电厂建设运营管理办法，持续创新应用场景，打造一批城市级、园区级、社区级虚拟电厂。进一步完善交易执行、市场结算、考核评估等市场规则，规范虚拟电厂参与电力市场的运行评估、交易模式等，实现40家虚拟电厂常态化参与电力市场，调节能力达到150万千瓦。

19.推动电力算力协同。在烟威、鲁北等核电和风光资源富集地区，协同推动清洁能源与算力设施规划建设，优先支持绿电占比超过80%的新建算力基础设施。支持济南起步区、青岛鳌山湾等算力设施较为密集的区域接入绿电专变、建设分布式新能源，推动算力基础设施用能绿色化。

（六）完善电力市场机制。

20.完善新能源价格机制。深化新能源上网电价市场化改革，科学确定机制电量规模，引导企业从建设成本出发理性报价，通过市场化手段促进风电、光伏健康有序发展。贯彻落实新能源就近消纳价格机制，完善省级配套政策，推动绿电直连、源网荷储一体化等项目加快发展。

21.优化电力市场交易机制。完善分布式新能源、储能、虚拟电厂等新型主体参与电力市场交易方式，推动各类调节资源“一体多用、分时复用”。健全完善发电侧可靠容量补偿和运行成本补偿机制，支持调节性电源有序投建。探索建立备用辅助服务市场交易品种，推动调频辅助服务、现货电能量市场联合出清。直接参与电力批发市场的用户，在负电价时段（以日内实时电价为准）月用网电量占其全部用网电量60%（含）以上的，免于中长期偏差缺额收益回收。

22.健全新型储能市场机制。研究优化电力现货市场电能量申报及出清价格下限，逐步拉大充放电价差。积极推动独立储能参与日内、实时电能量市场，分时报价参与调频辅助服务市场，完善储能参与调频辅助服务市场和电能量市场的衔接机制。逐步扩大储能调频规模比例，优化调频步长、缩短指令周期，充分发挥新型储能快速调节能力。鼓励新型储能与集中式、分布式新能源联合参与电力市场交易。

三、保障措施

省发展改革委、省能源局、山东能源监管办统筹协调推进新能源消纳工作，有关部门单位认真落实各项政策举措，加强政策宣传解读，形成齐抓共管、协力推进的工作格局。严格落实属地责任、行业监管责任、企业主体责任，坚守安全发展底线，确保项目建设依法合规、运营管理稳定高效。

上述政策重点促进2026年全省新能源高水平消纳，自印发之日起施行，只适用2026年建成的项目，后续年度视情况另行制定或延用。