據山東省能源局官網獲悉：6月7日，山東省能源局發布《關于促進全省可再生能源高質量發展的意見》公開征求意見的公告，為貫徹落實碳達峰、碳中和戰略目標，積極構建以新能源為主體的新型電力系統，加快形成可再生能源開發利用新業態、新模式、新機制，更好的促進可再生能源高質量發展，在前期深入調研、廣泛征求意見的基礎上，為提高意見的科學性和可操作性，現向社會公開征求意見。

《意見》提出：“十四五”山東將規劃20GW（風）光儲一體化基地、10GW省外來電可再生能源配套電源基地、10GW鄉村分布式光伏、5GW城鎮分布式光伏，以及10GW海上風電、500MW生物質發電，總規模約55.5GW。

《意見》提出：規范開發市場秩序，進一步優化可再生能源發展環境，地方不得向可再生能源投資企業收取任何形式的資源出讓費等費用， 不得將應由地方政府承擔投資責任的社會公益事業相關投資轉嫁給可再生能源投資企業或向其分攤費用，不得將風電、 光伏發電規模與任何無直接關系的項目捆綁安排，不得強行提取收益用于其他用途。

此次征求意見時間為2021年6月7日至2021年6月11日。

全文如下：

為貫徹落實碳達峰、碳中和戰略目標，積極構建以新能 源為主體的新型電力系統，加快形成可再生能源開發利用新 業態、新模式、新機制，促進全省可再生能源高質量發展， 現提出如下意見。

（一）加快開發建設海上風電基地。編制實施《山東海 上風電發展規劃（2021-2030 年）》，研究出臺支持海上風電 發展的配套政策，2021 年建成投運兩個海上風電試點項目， 實現我省海上風電“零突破”�！笆�四五”期間，我省海上風 電爭取啟動 1000 萬千瓦。 

（二）建成風光儲一體化基地。充分利用魯北鹽堿灘涂 地和魯西南采煤沉陷地，因地制宜發展光伏發電、風電等可 再生能源，建設（風）光儲一體化基地。按照發改能源規〔2021〕 280 號文件精神，嚴格落實規劃選址、土地、生態紅線、電 力接入等條件,推動源網荷儲一體化項目和多能互補項目建 設。到 2025 年，（風）光儲一體化基地力爭建成投運容量 2000 萬千瓦左右。 

（三）開拓外電入魯通道配套可再生能源送電基地。統 籌省內、省外資源，構建可再生能源開發新格局。推動銀東 直流、魯固直流、昭沂直流等在運通道配套電源調整優化， 在確保安全的前提下，最大限度多送可再生能源電量。支持 省內能源企業“走出去”，主導或參與配套可再生能源電源 基地建設。到 2025 年，建成省外來電可再生能源配套電源 基地裝機規模力爭達到 1000 萬千瓦，已建成通道可再生能源送電比例原則上不低于 30%，新建通道不低于 50%。 

（四）統籌可再生能源和鄉村振興融合發展。開展整縣 （市、區）分布式光伏規�；�開發試點，形成易復制、可推 廣的山東經驗。提升綠色示范村鎮建設標準，實施“百鄉千 村”生態鄉村示范工程。鼓勵農光互補、漁光互補等綜合利 用項目建設，創新利用農村集體未利用土地作價入股、收益 共享機制。因地制宜建設生物質制氣、熱電聯產項目，助力 鄉村振興。“十四五”期間，新增鄉村分布式光伏裝機 1000 萬千瓦以上、生物質發電裝機 50 萬千瓦。 

（五）因地制宜發展城鎮分布式光伏。倡導光伏建筑融 合發展理念，支持黨政機關、學校、醫院等新建公共建筑安 裝分布式光伏，在新建的交通樞紐、會展中心、文體場館、 CBD 中央商務區、工業園區等開展光伏建筑一體化項目示范。 鼓勵城鎮居民在自有產權住宅屋頂安裝分布式光伏�！笆�四五”期間，新增城鎮分布式光伏裝機 500萬千瓦左右。 

（六）提升大電網支撐保障作用。超前規劃建設三大海 上風電基地、魯北風光儲一體化基地等可再生能源富集地區 匯集、送出的輸變電工程，提升大電網接入能力、送出能力 和安全穩定運行水平。靶向改造升級配電網，實現分布式電 源能接盡接。強化“云大物移智鏈”技術應用，加快市場體 系建設，實現源網荷儲多向互動、友好協同調節，積極構建 適應高比例可再生能源的新型電網。 

（七）加快煤電機組靈活性改造。“十四五”全面完成 直調公用煤電機組靈活性改造，在役純凝機組（穩燃工況， 下同）最小技術出力達到 30%、熱電聯產機組最小技術出力 達到 40%；新上純凝、熱電聯產機組最小出力分別達到 20% 和 30%；有條件的可加大深調改造力度。按計劃按標準完成 靈活性改造任務的，煤電新增深調能力的 10%可作為所屬企 業新建可再生能源項目的配套儲能容量。 

（八）推動抽水蓄能電站高效開發利用。積極適應可再 生能源高比例發展新形勢，加快建設沂蒙、文登、濰坊、泰 安二期抽水蓄能電站。開展新一輪抽水蓄能規劃選點，力爭 棗莊山亭、青州朱崖等項目納入國家中長期規劃，適時啟動 前期研究論證。推動抽水蓄能電站納入市場運營。支持鼓勵 抽水蓄能電站開發建設，所發電量視作風電、光伏發電所發 電量，計入當地非水可再生能源電力消納責任權重。到 2025 年，建成抽水蓄能電站 400 萬千瓦，在建規模 400 萬千瓦。 

（九）規范自備煤電機組參與電網調峰。強化自備機組 調峰和可再生能源消納責任，2021 年底前，具備條件的并網 直調自備機組進入輔助服務市場。建立自備機組調峰獎懲考 核機制，將其參與電網調峰所減發電量的 50%作為獎勵，計 入該企業的可再生能源電力消納量；對于不參加電網調峰的 并網自備機組（背壓機組除外），按其自發電量占全社會用 電量比重，分攤因電網調節能不足造成的棄風棄光電量，相 應加重該企業消納責任權重。 

（十）加快儲能設施建設。自 2021 年起，新增集中式 風電、光伏發電項目原則上按照不低于裝機容量 10%配建或 租賃儲能設施，配套儲能設施按照連續充電時間不低于 2 小 時，且滿足我省相關標準要求，與發電項目同步規劃、同步 建設、同步投運。開展電化學儲能示范試點，完善儲能商業 盈利市場機制。鼓勵有條件的風電、光伏發電項目按照相關 標準和規范配套制氫設備，制氫裝機運行容量視同配建儲能 容量。

 三、改革創新，促進可再生能源電力就地就近消納

 （十一）創新就近消納機制。完善分布式發電試點市場 化交易規則，按照穩妥有序、試點先行、發用協同、曲線耦 合原則，選擇多能互補、調節能力強的可再生能源場站組織 開展“隔墻售電”交易試點。在工業負荷大、新能源條件好 的地區，支持分布式電源開發建設和就近消納，結合增量配 電網等工作，開展源網荷儲一體化綠色供電園區試點建設。 

（十二）壓實各類主體消納責任。嚴格落實可再生能源 電力消納責任權重考核政策，按年分解壓實地方和各類市場 主體消納責任。加快推動全省超額消納量或綠色電力證書交 易市場建設。企業可通過自建分布式（自用）光伏、廠區外 集中式（上網）可再生能源發電項目或購買其他企業的超權 重消納量、綠證等方式完成可再生能源消納責任。 

（十三）推動分布式電力就地消納。低電壓分布式光伏 接入電網應滿足國家相關行業標準要求，確保電網安全運行。 鼓勵分布式光伏自發自用，或在微電網內就地消納；逐步完 善分布式光伏功率采集、遠程控制技術措施，在電網調峰能 力不足棄風棄光時，分布式光伏（戶用分布式除外）上網部 分與集中式場站同等承擔棄電義務。鼓勵自身消納困難的分 布式光伏配置儲能設施。

 四、放管結合，促進可再生能源高質量發展 

（十四）科學統籌大型基地項目。按照統一規劃、統一 資源配置、統一開發建設原則，統籌推進全省海上風電發展， 確保與海洋功能區劃、航道通航、海洋生態保護、海底管線 相協調。與生態環保、土地綜合利用等規劃相銜接，科學有 序開發魯北鹽堿灘涂地風光儲一體化基地，實現生態效益、 經濟效益和社會效益有機統一。

（十五）優化審批（備案）服務流程。各級行政審批機 構要建立可再生能源項目審批綠色通道，提升服務效率。各 級電網企業要以適當方式公開電網可供可再生能源項目利 用的接入點、容量空間和技術規范，簡化可再生能源接網業 務環節，優化流程、縮短時間，推廣全流程線上辦理平臺應 用，力爭一網通辦、接網申請“一次也不跑”。 

（十六）規范開發市場秩序。嚴格執行國能新發〔2018〕 34 號文件精神，進一步優化可再生能源發展環境，地方不得向可再生能源投資企業收取任何形式的資源出讓費等費用， 不得將應由地方政府承擔投資責任的社會公益事業相關投 資轉嫁給可再生能源投資企業或向其分攤費用，不得將風電、 光伏發電規模與任何無直接關系的項目捆綁安排，不得強行提取收益用于其他用途。

（十七）加大資金扶持。發揮新舊動能轉換基金作用， 將有基金融資需求的可再生能源項目納入基金投資項目庫， 積極向基金管理機構推介，鼓勵和引導金融機構加大對可再 生能源行業的貸款發放力度，吸引基金和金融資本投資支持可再生能源發展。

（十八）強化項目進度約束監管。加強納入年度開發建 設項目名單的可再生能源發電項目落地事中事后監管，項目 須在承諾期限內全容量建成并網。各市能源主管部門按年度 發布納入年度項目名單內企業項目落地守信情況。對于嚴格 執行上述規定的企業，在后期可再生能源項目安排上給予傾 斜支持。逾期未建成投產的項目移出年度項目名單。如企業仍有意愿建設，可按照新項目重新提報，納入后續年度項目名單。 

（十九）提升科技支撐能力。積極應用新技術新裝備， 開展老舊風電、光伏場站技術改造試點。開發完善“新能源 云”功能，利用現代信息技術手段，實時跟蹤新建可再生能 源項目建設進度、在役場站發電出力情況，按年發布同地區 同期投產可再生能源場站發電效率排名，建立相關指標體系和獎懲機制。 

（二十）明確屬地責任。各設區市要加強可再生能源項 目建設信息管理，建立協調推進和月報公示制度，將項目前 期推進、開工建設、形象進度、竣工投產等情況定期在官方 網站公開。自 2021 年起，省里將定期監測評價各地可再生能源電力消納責任權重完成情況，對于可再生能源發展支持力度不夠、項目落地推進緩慢、消納責任完成不力的地市進行通報，約談距任務目標差距大的地市，并將相關情況報送省政府。