从湖北省发展和改革委员会获悉，为逐步购建以新能源为主体的新型电力系统，规范湖北省新能源项目（指风电、光伏发电项目）管理，实现新能源高质量发展，6月7日，湖北省能源局发布了关于征求《湖北省2021年新能源项目建设工作方案（征求意见稿）》（以下简称“意见稿”）意见的公告。
《意见稿》指出，要遵循总体规划，有序发展；消纳导向，安全发展；振兴产业，协同发展；严格奖惩，规范发展的项目配置原则。要围绕增加消纳能力和改善电能质量，布局新能源项目。遵循电力系统运行规律，坚守安全底线，充分发挥源网荷储协调互济能力，提升新能源并网友好性和电力支撑能力，提高存量电源调节能力和存量输电通道利用水平，优先支持风光火互补项目、风光储项目建设，优先支持利用现有升压站和送出工程建设的续建项目。
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湖北省2021年新能源项目建设工作方案（征求意见稿）
按照“碳达峰、碳中和”目标要求，以及《国家能源局关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》（国能发新能﹝2021﹞25号，以下简称《通知》）要求，为逐步构建以新能源为主体的新型电力系统，规范我省新能源项目（指风电、光伏发电项目）管理，有序推进项目建设，实现新能源高质量发展，现拟订2021年新能源项目建设工作方案如下：
一、项目配置原则
1.总体规划，有序发展。发挥可再生能源发展“十四五”规划引领作用和《湖北省能源局关于印发2021年度新能源消纳指引的通知》（鄂能源新能﹝2021﹞14号）的引导作用，依据各地资源状况、电网特性、消纳能力等，合理确定新能源年度开发规模和布局。
2.消纳导向，安全发展。围绕增加消纳能力和改善电能质量，布局新能源项目。遵循电力系统运行规律，坚守安全底线，充分发挥源网荷储协调互济能力，提升新能源并网友好性和电力支撑能力，提高存量电源调节能力和存量输电通道利用水平，优先支持风光火互补项目、风光储项目建设，优先支持利用现有升压站和送出工程建设的续建项目。
3.振兴产业，协同发展。加强引导扶持，统筹项目建设与产业发展，将资源优势转化为产业优势，以项目建设带动我省新能源产业高质量发展，对在我省投资新能源装备制造产业的企业配置一定比例的新能源规模。
4.严格奖惩，规范发展。建立和完善激励惩戒机制，对严格按规定和技术规范标准实施项目建设的进行奖励，对建设运行中的失信行为和发生安全事故的依法依规予以惩戒，规范新能源发展秩序。
二、项目类型及配置标准
一是屋顶分布式光伏发电项目。指利用固定建筑屋顶建设的分布式光伏发电项目（含户用光伏发电项目），以及利用固定建筑屋顶及其附属场所建设的、接入电压等级不超过10KV的分布式光伏发电项目。企业投资建设的屋顶分布式光伏发电项目不参与年度建设规模配置，由企业自行组织建设，自动纳入当年度建设规模项目清单。企业应在湖北能源信息管理系统（http://119.96.118.186:9088）填报项目相关情况（户用光伏发电项目不填报），作为电力公司受理并网的依据；户用光伏发电项目管理和申报程序按照《国家能源局关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》（国能发新能﹝2019﹞49号）有关要求执行。鼓励在全省实施户用光伏发电整村推进。
二是源网荷储和多能互补百万千瓦基地。指场址相对集中，装机规模不低于100万千瓦，具备电力接入和消纳能力、电力系统灵活调节能力的源网荷储和多能互补百万千瓦基地。企业应通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式，配套实施煤电机组灵活性改造或在建煤电项目、抽水蓄能电站等以新增电力系统灵活调节能力。配置标准。由省能源局按照配套的煤电机组灵活性改造或在建煤电项目、抽水蓄能电站新增调峰能力的一定比例进行配置。一是风光火互补基地。按照不超过煤电新增调峰容量（机组灵活性改造后的调峰容量或在建煤电项目设计调峰容量﹣电网常规要求调峰容量（即煤电装机的50%），下同）的2.5倍配置新能源项目；二是风光水（抽水蓄能）基地。按照不超过抽水蓄能电站容量的2倍配置新能源项目；三是风光火（水）储基地。按照不超过煤电新增调峰容量的2.5倍配置新能源项目或不超过抽水蓄能电站容量的2倍配置新能源项目。可配置的新能源项目规模小于基地规模的，不足部分（基地规模与可配置的新能源项目规模之差）应按照化学储能容量不低于10%、时长不低于2小时、充放电不低于6000次的标准配置储能。
三是产业发展配套的新能源项目。指为技术水平和销售总额位于行业全国前列的企业在我省投资新建新能源装备制造产业（包括风电、光伏、氢能、化学储能装备等相关配套产业）配置的新能源项目。新建装备产业项目总投资应不低于10亿元（货币投资，下同），建设期限不超过2年，达产后年产值不低于50亿元，建成后企业规模、科技含量均须走在全国前列。
配置标准。由省能源局根据产业投资总额、投资进度和年产值等，配置500万千瓦的新能源项目。第一笔投资（不低于2亿元）到位且项目开工，配置不超过20万千瓦的新能源项目；投资过半，再配置不超过40万千瓦的新能源项目；完成全部投资，再配置不超过40万千瓦的新能源项目；项目建成年产值达标且通过验收后，再每年配置100万千瓦的新能源项目，直至达到配置总规模。
四是其他新能源项目。指具备电力接入和消纳能力、电力系统灵活调节能力的新能源项目。企业可通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式，配套实施煤电机组灵活性改造（或在建煤电项目、抽水蓄能电站）、建设集中式（共享式）化学储能等以新增电力系统灵活调节能力。
配置标准。由省能源局按照配套的新增电力系统灵活调节能力的一定比例进行配置。一是与煤电机组灵活性改造或在建煤电配套的新能源项目，总规模不超过煤电新增调峰容量（即改造后的调峰容量或在建煤电项目设计调峰容量﹣电网常规要求调峰容量）的2倍；二是与集中式（共享式）化学储能电站配套的新能源项目，总规模不超过储能电站装机容量的5倍；三是与新建抽水蓄能电站配套的新能源项目。抽水蓄能电站核准开工的，配置抽水蓄能电站容量20%的新能源项目；投资过半的，再配置抽水蓄能电站容量40%的新能源项目；建成投运的，再配置抽水蓄能电站容量40%的新能源项目。
三、项目申报条件及申报材料
（一）源网荷储和多能互补百万千瓦基地
1.申报条件
（1）场址和投资企业已落实。基地建设规模不小于100万千瓦，场址相对集中，位于同一市州的1个或相邻的2个县市，核心区建设规模不低于总规模的40%，光伏电站已签订土地租赁合同，投资企业已确定。
（2）具备并网条件。基地应接入现有或2023年底前能投产的500KV或220KV变电站，接入220KV变电站的接入点不超过3个。应配套实施煤电机组灵活性改造，或依托在建煤电项目、抽水蓄能电站，且可配置的新能源项目规模不小于基地规模的60%。已委托第三方技术机构编制完成输电规划设计报告。
（3）已编制完成基地建设实施方案。已委托第三方技术机构编制完成基地建设实施方案，同时，光伏发电项目应满足《湖北省能源局 湖北省自然资源厅关于规范光伏发电项目用地管理有关事项的通知》（鄂能源新能﹝2020﹞69号）要求。
（4）已取得政府及有关部门支持意见。县级政府建立推进工作机制和服务保障机制，支持在城镇土地使用税和耕地占用税、土地利用等方面降低项目非技术成本。县级规划和自然资源、生态环境、水利、林业等部门核实，明确项目用地范围（拐点坐标）和用地类别，证明光伏电站场址范围内、风电项目拟选定的风机机位和升压站范围内不涉及基本农田、生态红线、天然林、水源保护等，以及与其他规划相冲突等方面的制约因素。县级发改部门承诺会同投资企业在项目地开展新能源项目建设宣传工作，并将“新能源宣传册”发放到项目地村民。
（5）按期完成项目及配套设施建设。光伏电站已完成备案，配套的煤电机组灵活性改造项目、储能设施已完成备案和可行性研究报告，抽水蓄能电站已核准并开工。基地应在2023年底前全容量并网发电，配套的煤电机组灵活性改造项目、在建煤电项目、储能电站和抽水蓄能电站应同步建成投产。
2.申报材料。
基地土地租赁合同。光伏发电项目、煤电灵活性改造项目备案证，新建煤电项目、抽水蓄能电站核准批复，基地建设实施方案，煤电灵活性改造项目、新建火电项目、抽水蓄能电站、储能设施可行性研究报告。新建煤电项目、抽水蓄能电站开工证明。县市级政府及规划和自然资源、生态环境、水利、林业等部门出具的支持函，县级发改部门出具的宣传承诺函。有资质的第三方机构编制的输电规划设计报告（需加盖编制单位公章）。企业投资说明及承诺、公司营业执照。
（二）产业发展配套的新能源项目
1.申报条件
（1）项目场址已落实。风电项目场址区域坐标已经县市有关部门确定。光伏发电项目已签订土地租赁合同，合同中土地面积与申报的项目容量相匹配（地面光伏电站、桩基式渔光互补电站土地使用面积不低于200亩/万千瓦，漂浮式渔光互补电站土地使用面积不低于150亩/万千瓦）。使用自有土地的需提供土地证，租赁农户土地的需提供所有租户的签字同意书，租赁村集体土地的需经村民代表大会同意。
（2）电力接入和消纳条件已落实。项目应满足《湖北省能源局关于印发2021年度新能源消纳指引的通知》（鄂能源新能﹝2021﹞14号）要求，项目具备电力接入和消纳条件，且已明确拟接入的变电站、接入电压等级、送出工程距离等。
（3）已编制项目可行性研究报告，同时光伏发电项目应满足《湖北省能源局 湖北省自然资源厅关于规范光伏发电项目用地管理有关事项的通知》（鄂能源新能﹝2020﹞69号）要求。
（4）按期完成项目核准（备案）。风电项目必须在2021年底前完成核准。光伏项目已完成备案，备案证上必须明确项目建设规模和项目类型（如，风光互补、光储一体、农光互补、渔光互补等），建设地点必须明确到县市、乡镇。
（5）已取得政府及有关部门支持意见。县级政府明确项目使用土地符合国家有关规定，支持在城镇土地使用税和耕地占用税、土地利用等方面降低项目非技术成本。县级规划和自然资源、生态环境、水利、林业等部门核实，明确项目用地范围（拐点坐标）和用地类别，证明光伏电站场址范围内、风电项目拟选定的风机机位和升压站范围内不涉及基本农田、生态红线、天然林、水源保护等，以及与其他规划相冲突等方面的制约因素。县级发改部门承诺会同投资企业在项目地开展新能源项目建设宣传工作，并将“新能源宣传册”发放到项目地村民。
（6）必须为未投产项目。风电项目能在2022年6月底前开工建设（开工标志为升压站或第一台风机基础浇灌混凝土），2023年底前全容量并网发电。光伏发电项目能在2021年底前开工建设（开工标志为升压站浇灌混凝土或桩基（浮体）施工完成5%以上），2022年底前全容量并网发电。
（7）装备制造产业已落地。新建新能源装备制造产业项目已与县市政府签订投资协议，项目已开工，第一笔资金已到位。
2.申报材料。光伏电站土地租赁合同，自有土地的土地证（或所有租户的签字同意书，或村民代表大会会议纪要）。光伏发电项目备案证，光伏发电、风电项目可行性研究报告。县级政府及规划和自然资源、生态环境、水利、林业等部门出具的支持函，县级发改部门出具的宣传承诺函。企业投资说明及承诺、公司营业执照。县级政府出具的新能源装备制造产业开工和资金到位证明。
（三）其他新能源项目
1.申报条件
（1）符合产业发展配套的新能源项目申报条件的第1-6条。
（2）具备电力系统灵活调节能力。配套集中式（共享式）储能电站的，储能电站装机容量不低于50兆瓦、时长不低于2小时、充放电不低于6000次。储能电站场址已落实，并已取得地方政府支持储能电站建设的意见和占用建设用地意见。应明确储能电站拟接入电网的方式（接入新能源项目升压站或直接接入电网等），接入电网的储能电站应具备接入条件，且应明确拟接入的变电站、接入电压等级、送出工程距离等。
（3）按期推进项目及配套设施建设。煤电机组灵活性改造项目、集中式（共享式）储能电站已完成备案和可行性研究报告，且能与配置的新能源项目同步建成投产；在建煤电项目已开工建设、抽水蓄能电站已核准并开工建设，且能与配置的新能源项目同步建成投产。
2.申报材料。光伏电站土地租赁合同，自有土地的土地证（或所有租户的签字同意书，或村民代表大会会议纪要）。光伏发电项目、煤电灵活性改造项目备案证，新建煤电项目、抽水蓄能电站核准批复。光伏发电、风电项目可行性研究报告，煤电灵活性改造项目、新建火电项目、抽水蓄能电站、储能设施可行性研究报告。新建煤电项目、抽水蓄能电站开工证明。县级政府及规划和自然资源、生态环境、水利、林业等部门出具的新能源项目建设支持函，县级发改部门出具的新能源项目建设宣传承诺函。县市级政府出具的集中式（共享式）储能电站建设支持函。项目主要投资方与煤电企业、抽水蓄能电站企业或集中式（共享式）储能企业签订的购买辅助服务协议。企业投资说明及承诺、公司营业执照。
四、配置程序
（一）组织项目申报。市州组织投资企业准备项目申报材料，选择项目类型（分源网荷储和多能互补百万千瓦基地、产业发展配套的新能源项目、其他新能源项目），并在湖北能源信息管理系统开展项目申报（上传的所有支撑材料首页，必须加盖主要投资方公章，否则视同无效。相关证明参考在湖北能源信息管理系统公布的样本模板），产业发展配套的新能源项目和其他新能源项目于x月x日前完成申报，百万千瓦基地于x月x日前完成申报。
（二）成立工作专班。成立由省能源局新能源处、监管处、省发改委机关纪委、驻省发改委纪检监察组，以及相关专家组成（包括省电力公司专家）的工作专班，负责新能源项目建设规模配置工作。
（三）开展网上审查。产业配套的新能源项目和其他新能源项目由县市和市州对照项目“申报条件”于x月x日前完成审查，逾期系统将关闭，并将审查符合条件的项目汇总填报“XX市2021年拟建风电（光伏发电）项目申报表”（见附件2、3）报送省能源局。省电力公司会同市州电力公司于x月x日前完成电力接入和消纳审查。工作专班于x月x日前完成复核，将通过复核的项目纳入储备项目库；百万千瓦基地由市州对照基地“申报条件”于x月x日前完成审查，并填报“XX市2021年拟建源网荷储和多能互补百万千瓦基地项目申报表”（见附件1）报送省能源局，工作专班于x月x日前完成复核，于x月x日前会同省电力公司有关部门、有关技术机构对基地接入和消纳条件、灵活性调节能力等进行专项审查并提出意见，将审查通过的项目纳入基地储备库。百万千瓦基地、产业发展配套的新能源项目和其他新能源项目均应从储备库中产生，储备库中今年未获得年度建设规模的项目，同等条件下在今后年度中优先予以配置。
（四）组织开展规模配置。一是源网荷储和多能互补百万千瓦基地。由工作专班按照基地申报条件进行审核确认，对符合条件的基地按配置标准配置基地建设规模；二是产业发展配套新能源项目。由工作专班按照配置标准进行配置。单个项目申报规模超过省电力公司审定的拟接入变电站的可消纳容量的，以省电力公司审定的可消纳容量作为项目规模配置标准；三是其他新能源项目。由工作专班按照省能源局下达的煤电机组灵活性改造计划和提供的新建煤电项目、抽水蓄能电站名单，以及企业申请建设集中式（共享式）储能名单，按照配置标准分类进行配置。可根据企业申请，分2021年和2022年两个年度配置新能源项目；单个项目申报规模超过省电力公司审定的拟接入变电站的可消纳容量的，以省电力公司审定的可消纳容量作为项目规模配置标准；对接入同一变电站或同一消纳台区的项目，配置顺序为：2020年可获得年度规模但因规模限制未获得年度规模的项目>续建项目>新项目，灵活性改造（调峰能力大的优先）>在建煤电项目（调峰能力大的优先）>在建抽水蓄能电站>集中式（共享式）储能，风光互补项目>风电项目>光伏发电项目。
（五）公布纳入年度建设规模项目清单。配置结果报经省能源局局党组会审定后对外公布。
五、相关要求
（一）市州发改委（能源局）要会同县级政府优化营商环境，规范开发建设秩序。协调和督促落实项目建设条件，推动出台土地、税收和金融等支持政策，减轻项目开发建设不合理负担。要加大与自然资源、林业、生态环境等部门的协调，为项目建设创造有利条件。要督促投资企业提交真实、合法、有效的申报材料。百万千瓦基地所在地还应建立市州发改委（能源局）协调、县级政府落实的监督管理工作机制，并建立“一站式”服务体系，统筹规划选址，协调推进项目建设。由县市发改局或市州发改委（能源局）组织投资企业编制基地实施方案，落实各项建设条件，协调存在的困难和问题。市州应统筹考虑“十四五”百万千瓦基地与其他新能源项目建设的关系，优先为百万千瓦基地预留建设场址。
（二）省电力公司应组织市州电力公司对各项目接入和消纳条件逐一进行审查，分基地、分市州统一出具审查意见，并反馈省能源局。对接入同一变电站或同一消纳台区的风电与光伏发电项目，优先配置级别为：产业配套新能源项目（送出距离近的优先）>百万千瓦基地>集中式（共享式）储能电站（配置的新能源项目送出距离近的优先）。同时，应按照《通知》的有关要求做好接网工程建设和并网服务工作，确保纳入年度建设规模的项目“能并尽并”。
（三）省能源局将会同市州发改委（能源局）加强对项目的监管，督促企业按照国家和省关于项目建设有关规定和要求，以及项目设计标准和时间节点，组织开展项目建设，并加强工程质量管控，确保建设安全和生产安全。市州发改委（能源局）要不定期对项目建设情况进行检查，发现问题及时告知省能源局，省能源局将会同省电力公司组织第三方技术机构或有关专家重点对项目开工、并网情况和建设标准等进行检查验收。百万千瓦基地所在市州发改委（能源局）要加强对基地的协调服务和建设运行监管，省能源局将会同市州发改委（能源局）加大对基地建设运行的全过程监督，组织各基地所在地发改局依托第三方技术机构对基地进行验收，基地验收内容除常规的工程验收外，应重点验收电力送出工程建设、安全生产、生态保护及土地综合利用、地方政府服务和收费等。
（四）建立和完善激励惩戒机制。省能源局将会同市州发改委（能源局）、省电力公司等对新能源项目和配套的设施建设运营情况进行监管，对严格按规定实施项目建设运行的进行奖励，对建设运行中的失信行为下达整改或处罚通知书，并依法依规予以惩戒。新能源装备制造产业所在地政府要加强对装备制造产业投资建设生产情况的监督检查，对违规违约行为提出处理意见，并报省能源局进行惩戒。
1.对2020年可获得年度规模但因规模限制未获得年度规模的新能源项目（附件7），在电力接入和消纳能力方面给予优先支持。
2.对纳入2021年建设规模内建设标准高、建设速度快、实施效果好的源网荷储和多能互补百万千瓦基地，给予增加基地建设规模奖励。
3.对纳入2021年建设规模内建设标准高、开发模式新，起到引领作用的其他新能源项目，其投资企业在今后年度中申报的新能源项目予以优先支持。
4.对同等条件下，主要装（设）备优先使用我省产品，以带动我省经济发展的项目优先予以支持。
5.对纳入2020年建设规模内未开工的新能源项目（附件8），取消配置的建设规模。
6.对纳入2021年建设规模内无特殊原因未按期开工建设的产业配套新能源项目和其他新能源项目，取消配置的建设规模，其主要投资方3年内不得再申报新能源项目，项目地县市暂停1年申报新能源项目。
7.对纳入2021年建设规模内无特殊原因未按照技术标准、和相关规定建设，以及未在规定时间内全容量并网的新能源项目（包括百万千瓦基地项目、产业配套新能源项目和其他新能源项目，下同），项目上网电量电费不予结算和补结，待新能源项目全容量并网发电后方可结算。同时，逾期未全容量并网的，每逾期一个月项目上网电价降低0.01元。主要投资方3年内不得在我省申报新能源项目，项目地县市暂停1年申报新能源项目。
8.机组灵活性改造项目未按照技术标准和相关规定建设，以及在规定时间内未完成改造，或改造后达不到设计调峰能力的，新建煤电项目送出通道、抽水蓄能电站未按期投产的，配置的新能源项目上网电量电费不予结算和补结。待按照要求完成煤电项目送出通道和抽水蓄能电站建设，或完成机组改造且达到设计调峰能力后，方可开始结算电费。同时，逾期未完成通道建设、机组改造、抽水蓄能电站建设的，每逾期一个月配置的新能源项目上网电价降低0.01元。
9.储能电站未按照技术标准和相关规定建设，以及在规定时间内未建成投产的，配置的新能源项目上网电量电费不予结算和补结，待按照要求建成投产后，方可开始结算电费。同时，储能电站逾期未投产的，每逾期一个月配置的新能源项目上网电价降低0.01元。在设计充放电次数内发生故障1个月内未恢复运营的，自发生故障之日起，新能源项目上网电量电费不予结算和补结，待储能电站恢复到正常运营标准后，方可开始结算电费。
10.新能源装备制造产业未达到投资目标要求的，取消已配置的新能源项目建设规模，已配置的新能源项目参与今后的年度配置并获得建设规模后，方可并网发电。（五）市州发改委（能源局）要加快推进存量项目建设和清理，协调和督促企业加快推进2020年底前核准（备案），且纳入年度建设规模的风电和光伏发电项目建设，应在规定时限内建成投产。对2020年底前未开工项目应及时组织清理，对超过核准有效期未开工风电项目和纳入年度建设规模未开工光伏发电项目进行梳理汇总，并将清理情况分别于2021年6月底前报送省能源局，省能源局将汇总后对外公布。
湖北省能源局
2021年6月7日
