截至2021年底，廣西陸上風電和光伏發(fā)電裝機規(guī)模分別達到741萬千瓦和312萬千瓦，分別約有400萬千瓦和240萬千瓦項目正在建設。2021年，廣西印發(fā)了保障性并網(wǎng)和市場化并網(wǎng)陸上風電、集中式光伏發(fā)電項目建設方案，新增安排風電、光伏項目建設容量約2300萬千瓦。

 

　　根據(jù)《方案》工作部署，當前要全面加快2020年及以前年度獲得建設指標項目建設進度。2018年底以前核準的風電項目、2019年及以前獲得建設指標的光伏項目，2022年6月底仍未并網(wǎng)的，項目建設指標作廢，若已部分并網(wǎng)的，未并網(wǎng)的剩余容量指標作廢。2020年核準的風電項目未在2023年底前全容量并網(wǎng)的，2020年獲得建設指標的光伏項目未在2022年底前全容量并網(wǎng)的，不再納入保障性并網(wǎng)項目范圍，需滿足市場化并網(wǎng)條件方予并網(wǎng)。

 

　　全面強化納入2021年建設方案項目建設節(jié)點管控。納入建設方案的保障性并網(wǎng)項目，自建設方案印發(fā)之日起計，光伏項目半年內(nèi)要完成20%及以上投資，9個月內(nèi)完成10%以上組件安裝，一年內(nèi)完成升壓站主體建設、設備安裝及50%以上組件安裝，兩年內(nèi)建成投產(chǎn);納入建設方案的市場化并網(wǎng)項目，自建設方案印發(fā)之日起計，光伏項目9個月內(nèi)要完成10MWp以上組件安裝，一年內(nèi)完成升壓站主體建設、設備安裝及50MWp以上組件安裝，兩年內(nèi)并網(wǎng)發(fā)電，兩年半內(nèi)全容量建成投產(chǎn)，總裝機容量在50萬千瓦及以上的項目放寬至三年全容量建成投產(chǎn)。

 

 

　　為貫徹落實國家碳達峰、碳中和戰(zhàn)略部署，按照自治區(qū)黨委、自治區(qū)人民政府工作部署，“十四五”期間我區(qū)將大力推進新能源項目開發(fā)建設。截至2021年底，我區(qū)陸上風電和光伏發(fā)電裝機規(guī)模分別達到741萬千瓦和312萬千瓦，分別約有400萬千瓦和240萬千瓦項目正在建設。2021年，我區(qū)印發(fā)了保障性并網(wǎng)和市場化并網(wǎng)陸上風電、集中式光伏發(fā)電項目建設方案(以下簡稱“建設方案”)，新增安排風電、光伏項目建設容量約2300萬千瓦。為加快上述既有項目實施，確保如期完成“十四五”規(guī)劃目標，特制定本方案。

 

 

　　以習近平新時代中國特色社會主義思想為指導，深入學習貫徹黨的十九大和十九屆歷次全會精神，全面貫徹落實習近平總書記視察廣西“4·27”重要講話精神和關于碳達峰、碳中和的重要講話精神，加快構建清潔低碳、安全高效的現(xiàn)代能源體系，建設以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)。進一步加強政策協(xié)同，強化項目管理和監(jiān)督，形成工作合力，促進我區(qū)陸上風電、光伏發(fā)電等新能源大規(guī)模開發(fā)和高效利用，推動實現(xiàn)“碳達峰、碳中和”目標。

 

 

　　全面加快我區(qū)既有陸上風電和光伏發(fā)電項目建設，力爭2020年及以前獲得建設指標的項目全部在2023年底前建成投產(chǎn)，納入2021年建設方案的項目2023年前實現(xiàn)全部開工，“十四五”期間全部建成投產(chǎn)。其中，2022年和2023年分別新增并網(wǎng)新能源規(guī)模不低于400萬千瓦和600萬千瓦。積極開展以集中共享式電化學儲能為重點的新型儲能示范應用，提升電力系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)能力，2023年底前建成投產(chǎn)電化學儲能容量不低于150萬千瓦/300萬千瓦時。

 

 

　　(一)加快項目前期工作

 

　　各新能源投資主體及電網(wǎng)企業(yè)要進一步加快新能源項目、接網(wǎng)工程項目有關敏感性因素排查和相關支持性文件的辦理，落實各項建設條件，特別要加快項目用地用林報批、水土保持方案、環(huán)境影響評價等開工前準備工作，確保自建設方案正式發(fā)布之日起，光伏項目半年內(nèi)實現(xiàn)開工建設，風電項目半年內(nèi)申報核準，核準后一年內(nèi)實現(xiàn)開工建設。自治區(qū)發(fā)展改革委將協(xié)調(diào)重點保障新能源項目及其配套接網(wǎng)工程項目的用地、用林等指標。

 

　　(二)簡化項目并網(wǎng)手續(xù)，提高并網(wǎng)效率

 

　　1.明確接網(wǎng)工程建設主體。新能源項目送出線路工程、匯集線路工程，以及220千伏及以下匯集站和匯集站送出工程，優(yōu)先由電網(wǎng)企業(yè)建設，對電網(wǎng)企業(yè)建設有困難或建設時序不匹配的新能源配套送出工程，在自愿原則下可由新能源企業(yè)自行建設。500千伏匯集站、匯集站送出500千伏線路，以及公共電網(wǎng)為確保新能源接入和消納所需配套的新建、改造輸變電工程，由電網(wǎng)企業(yè)建設。成片匯集的新能源匯集站及送出工程原則上由匯集范圍內(nèi)裝機規(guī)模最大的新能源投資主體建設，鏈式匯集的新能源匯集站原則上由直接連接并網(wǎng)點的新能源投資主體建設。匯集點內(nèi)其它新能源投資主體按照各自匯集的新能源并網(wǎng)容量分攤建設費用或購買、租用送出服務。新能源項目投資主體自建的送出工程必須按照國家及南方電網(wǎng)公司有關標準建設，電網(wǎng)企業(yè)提供技術支持并配合完成主體工程驗收。

 

　　2.落實項目接入系統(tǒng)方案。各新能源項目投資主體必須履行服從自治區(qū)接入系統(tǒng)統(tǒng)一規(guī)劃的承諾，加快編制接入系統(tǒng)方案。2021年建設方案項目必須在2022年3月31日前向電網(wǎng)企業(yè)報審接入系統(tǒng)方案，電網(wǎng)企業(yè)在報審后一個月內(nèi)完成接入系統(tǒng)方案批復。多能互補一體化項目原則上應統(tǒng)一編制接入系統(tǒng)方案，整體申報，分步實施，建設時序及項目安排應與年度安排的建設規(guī)模對應。競爭性配置時承諾利用已有通道送出的必須嚴格執(zhí)行承諾事項。

 

　　3.提升并網(wǎng)服務效率。電網(wǎng)企業(yè)按照“能并盡并”原則，做好具備并網(wǎng)條件的風電、光伏發(fā)電項目的并網(wǎng)服務工作，完善優(yōu)化并公布新能源并網(wǎng)流程，壓縮并網(wǎng)服務時間，提高服務效率，保障及時并網(wǎng)。對于新能源項目投資主體自建的接網(wǎng)工程，電網(wǎng)企業(yè)應提供技術支持，明確建設標準并做好物資品控管理等工作。

 

　　(三)加快推進項目建設

 

　　1.全面加快2020年及以前年度獲得建設指標項目建設進度。2018年底以前核準的風電項目、2019年及以前獲得建設指標的光伏項目，2022年6月底仍未并網(wǎng)的，項目建設指標作廢，若已部分并網(wǎng)的，未并網(wǎng)的剩余容量指標作廢。2020年核準的風電項目未在2023年底前全容量并網(wǎng)的，2020年獲得建設指標的光伏項目未在2022年底前全容量并網(wǎng)的，不再納入保障性并網(wǎng)項目范圍，需滿足市場化并網(wǎng)條件方予并網(wǎng)。

 

　　2.全面強化納入2021年建設方案項目建設節(jié)點管控。納入建設方案的保障性并網(wǎng)項目，自建設方案印發(fā)之日起計，光伏項目半年內(nèi)要完成20%及以上投資，9個月內(nèi)完成10%以上組件安裝，一年內(nèi)完成升壓站主體建設、設備安裝及50%以上組件安裝，兩年內(nèi)建成投產(chǎn);風電項目半年內(nèi)要申報核準，核準后一年內(nèi)完成第一基風機及升壓站基礎澆筑，兩年內(nèi)完成升壓站主體建設、設備安裝及50%以上項目投資，三年內(nèi)全容量成投產(chǎn)。納入建設方案的市場化并網(wǎng)項目，自建設方案印發(fā)之日起計，光伏項目9個月內(nèi)要完成10MWp以上組件安裝，一年內(nèi)完成升壓站主體建設、設備安裝及50MWp以上組件安裝，兩年內(nèi)并網(wǎng)發(fā)電，兩年半內(nèi)全容量建成投產(chǎn)，總裝機容量在50萬千瓦及以上的項目放寬至三年全容量建成投產(chǎn)。風電項目要求半年內(nèi)申報核準，核準后一年內(nèi)完成第一基風機及升壓站基礎澆筑，兩年內(nèi)完成升壓站主體建設、設備安裝及50%以上項目投資，三年內(nèi)全容量建成投產(chǎn)，總裝機容量在30萬千瓦及以上的項目放寬至三年半全容量建成投產(chǎn)。

 

　　3.有序推進屋頂分布式光伏項目建設。以整縣推進分布式光伏試點工作為抓手，嚴格按照“自愿不強制、試點不審批、到位不越位、競爭不壟斷、工作不暫停”的要求，有序推進分布式光伏項目建設。列入試點名單的22個縣(市、區(qū))要按要求編制詳細實施方案，明確建設時序，有序推進建設，確保各類屋頂安裝光伏發(fā)電的比例達到國家能源局有關要求，即黨政機關屋頂不低于50%，學校、醫(yī)院、村委會等公共建筑屋頂不低于40%，工商業(yè)廠房屋頂不低于30%，農(nóng)村居民屋頂不低于20%。未列入試點名單的縣(市、區(qū))可參照國家有關要求，同步開展相關工作。電網(wǎng)企業(yè)要嚴格落實國家“應接盡接”的有關要求，加強對配電網(wǎng)升級改造，切實保障分布式光伏接入的需求。允許屋頂分布式光伏項目自主選擇“全額上網(wǎng)”、“全部自用”和“自發(fā)自用余電上網(wǎng)”三種并網(wǎng)模式，鼓勵配置一定比例儲能設備。

 

　　4.加快電網(wǎng)薄弱環(huán)節(jié)升級改造。加快實施已納入規(guī)劃的一批輸變電工程建設，盡快將需要滿足新能源送出的新增輸變電工程項目納入規(guī)劃，推動實施，確保與新能源項目本體工程同步建設，同步投產(chǎn)，確保納入建設方案的新能源項目及時送出和消納。

 

　　(四)加快配套調(diào)節(jié)能力建設

 

　　1.鼓勵多種方式建設共享儲能設施。

 

　　(1)納入建設方案的市場化并網(wǎng)項目。須按照要求配置相應的調(diào)節(jié)能力或購買相應比例的儲能服務，并與項目本體同步建成投產(chǎn)或在項目并網(wǎng)前完成服務協(xié)議簽訂。鼓勵電網(wǎng)企業(yè)及有實力的新能源投資企業(yè)在系統(tǒng)需要的區(qū)域建設集中共享儲能設施，重點在貴港市東部、欽州市南部和東部、百色平果市、梧州市西部、防城港市北部、南寧市北部、柳州市北部、桂林市北部等新能源送出壓力較大的區(qū)域開展集中式共享儲能站試點建設，緩解電網(wǎng)送出壓力。計劃配套建設水電、氣電、抽水蓄能等調(diào)節(jié)能力的市場化并網(wǎng)項目，如配套調(diào)節(jié)能力確有困難未能與項目本體同步產(chǎn)的，必須在項目并網(wǎng)之日起通過購買服務的方式來滿足項目調(diào)節(jié)能力的要求，直至配套調(diào)節(jié)能力建成為止。

 

　　(2)多能互補一體化項目。由新能源項目投資主體在并網(wǎng)匯集站集中建設儲能設施或購買相應比例的儲能服務，重點推進納入建設方案的南寧六景、茉莉等12個多能互補一體化項目在并網(wǎng)匯集升壓站集中建設儲能設施。儲能項目并網(wǎng)必須滿足國家及所接入電網(wǎng)企業(yè)制定的技術標準要求。

 

　　2.探索試點新能源制氫儲能。在新能源資源條件好、發(fā)電成本低、氫能儲輸用等條件較好的梧州藤縣、南寧橫州市探索利用富余新能源發(fā)電制氫。多能互補一體化項目配套有制氫建設方案的，要求制氫設施與新能源項目同步投產(chǎn)。

 

　　(五)完善市場機制

 

　　加快完善電力輔助服務市場。進一步深化電力輔助服務市場改革，拓寬交易主體，推進儲能設施、各類靈活性調(diào)節(jié)電源參與電力輔助服務市場，推動建立各類電源、電力用戶參與輔助的費用分擔共享機制。提高輔助服務補償力度，通過市場手段充分挖掘電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力。

 

　　推廣儲能商業(yè)運營模式。建立儲能服務購買機制，儲能項目投運后，可向風電、光伏發(fā)電項目有償提供儲能服務，服務費用以不高于建設方案規(guī)定比例儲能建設綜合成本且保障儲能建設企業(yè)合理收益為前提，由市場化并網(wǎng)新能源項目投資主體與儲能運營商協(xié)商，一次性或按年度支付。持續(xù)完善峰谷分時電價政策，構建用戶側(cè)儲能盈利模式，推進用戶側(cè)儲能加快發(fā)展。

 

　　推動非水可再生能源參與電力市場化交易。合理分配各市場主體的清潔能源消納權重，推動形成多方參與，共同承擔消納責任的清潔能源消納責任機制。適時組織核定我區(qū)風電等非水可再生能源合理利用小時，合理利用小時數(shù)以外的電量參與電力市場化交易，促進非水可再生能源的市場化消納。

 

　　(六)加強項目事中事后監(jiān)管

 

　　1.加強項目開發(fā)、建設信息監(jiān)測。嚴格執(zhí)行可再生能源發(fā)電項目信息報送要求，各設區(qū)市要組織既有風電、光伏發(fā)電項目企業(yè)按月及時向自治區(qū)發(fā)展改革委報送和更新核準(備案)、開工、建設、并網(wǎng)等項目信息。自治區(qū)發(fā)展改革委加快可再生能源發(fā)電項目信息監(jiān)測系統(tǒng)建設，加強項目信息化管理，及時對項目投資建設進展進行調(diào)度。

 

　　2.加大承諾事項執(zhí)行情況核查。自治區(qū)發(fā)展改革委將按照建設方案的有關要求，不定期組織第三方對新能源投資主體各項承諾事項的實施情況進行核查，如發(fā)現(xiàn)因投資主體自身原因未如期履行承諾事項的，將按有關要求進行懲戒。

 

　　3.規(guī)范項目核準(備案)事項變更。已辦理核準(備案)手續(xù)的新能源項目，在項目投產(chǎn)之前，投資主體、建設地點、建設內(nèi)容等原則上不得變更。確需變更的，項目投資主體應當及時以書面形式向原項目核準(備案)機關提出申請。

 

　　4.嚴厲打擊非法轉(zhuǎn)讓、倒賣項目。按照國家能源局《關于開展新建電源項目投資開發(fā)秩序?qū)ｍ棻O(jiān)管工作的通知》《堅決制止新建電源項目投產(chǎn)前的投機行為》《禁止買賣項目備案文件及相關權益》等有關文件規(guī)定，嚴禁項目在投產(chǎn)前倒賣核準(備案)文件和以盈利為目的進行轉(zhuǎn)讓。若存在違法違規(guī)行為的，一經(jīng)查實，將相關企業(yè)列入失信聯(lián)合懲戒對象名單;涉嫌犯罪的，依法移送司法機關處理。

 

　　5.大力優(yōu)化新能源投資環(huán)境。嚴格落實《國家能源局關于減輕可再生能源領域企業(yè)負擔有關事項的通知》(國能發(fā)新能〔2018〕34號)要求，進一步規(guī)范新能源行業(yè)管理，減輕新能源企業(yè)投資經(jīng)營負擔，促進新能源成本下降，支持新能源相關實體經(jīng)濟健康發(fā)展。各設區(qū)市、縣(市、區(qū))地方政府不得向新能源投資企業(yè)收取任何形式的資源出讓費、保證金、備用金等費用;不得將應由地方政府承擔投資責任的社會公益事業(yè)相關投資轉(zhuǎn)嫁給新能源投資企業(yè)或向其分攤費用;不得以地方企業(yè)入干股等方式強行從新能源項目提取收益用于其他用途;不得以任何理由及附加條件暫停、暫緩或拖延已獲得建設指標的新能源項目辦理備案、核準等前期工作手續(xù);不得強行要求新能源項目開發(fā)與配套產(chǎn)業(yè)捆綁;不得以整市或整縣(市、區(qū))的名義簽訂排他性的合作協(xié)議。

 

　　已存在上述違規(guī)行為的市、縣，應立即整改。對拒不執(zhí)行的市、縣，自治區(qū)不再配置新能源建設指標，并將相關情況上報自治區(qū)人民政府進行督查整改。

 

　　新能源項目投資主體在項目核準(備案)過程中應確保資料的真實性，建設過程中應按期發(fā)放農(nóng)民工工資，保障人民群眾利益。對借助新能源項目開發(fā)損害農(nóng)民利益、擾亂市場秩序的行為，將嚴肅查處，取消涉事企業(yè)在廣西區(qū)內(nèi)投資開發(fā)新能源的資格，并將其失信信息納入廣西公共信用信息平臺。

 

 

　　一是加強組織領導。自治區(qū)發(fā)展改革委發(fā)揮牽頭協(xié)調(diào)作用，自治區(qū)有關部門加強協(xié)調(diào)配合，共同推進，落實工作責任，明確進度和節(jié)點要求，細化工作措施，與各設區(qū)市加強聯(lián)動，形成工作合力。

 

　　二是壓實地方責任。各設區(qū)市發(fā)展改革委要強化新能源項目投資建設全過程管控，建立協(xié)調(diào)推進制度，落實年度投資計劃，全力實施。自2022年起，自治區(qū)發(fā)展改革委對各市新能源項目建設情況進行全面監(jiān)測評價和考核，對于建設進展緩慢、排名靠后的設區(qū)市進行通報、約談，暫緩參與后續(xù)批次競爭性配置。

 

　　三是規(guī)范項目招投標。加強項目招投標管理和監(jiān)管力度，任何單位或個人不得將依法必須招標的項目化整為零或以其它任何方式規(guī)避招標，不得以任何方式干涉招標活動，嚴禁違法違規(guī)圍標、串標、轉(zhuǎn)包、分包，不得設置特定或排斥性條件，限制具備資格的法人或組織參加投標。

 

　　四是加強工程建設質(zhì)量和安全管理。新能源項目投資主體要牢固樹立安全意識，根據(jù)國家安全管理相關辦法，嚴格落實安全生產(chǎn)責任制，有序推進風電、光伏及配套儲能項目建設，加強施工質(zhì)量管理，強化各環(huán)節(jié)安全主體責任，強化安全管控，全面提升安全水平，嚴防安全事故事件發(fā)生。項目單位進行設備采購招標時，應明確要求采用獲得認證且達到國家規(guī)定指標的產(chǎn)品。工程設計和建設單位應嚴格執(zhí)行國家標準(含行業(yè)標準)和工程規(guī)范，項目單位應按照有關管理規(guī)定進行工程項目竣工驗收，并將竣工驗收報告報送自治區(qū)發(fā)展改革委、工程建設主管部門和國家能源局南方監(jiān)管局。自治區(qū)發(fā)展改革委會同相關部門不定時組織對新能源項目工程質(zhì)量檢查，并將檢查結(jié)果以適當方式對外公布。