贵州能源局发布《贵州省风电光伏发电项目管理办法（征求意见稿）》，公开征求意见

（一） 保障性并网： 纳入年度建设规模计划并按规定时序建成的项目，实行保障性并网， 并需配置装机容量10%以上（满足2小时运行要求）的储能或购买储能服务。

（二） 市场化并网： 未按规定时序全部建成的项目，实行市场化并网：

1. 超过规定时序半年内（含半年）建成的部分，需配置装机容量20%以上（满足2小时运行要求）的储能或购买储能服务。

2. 超过规定时序半年以上但不超过一年（含一年）建成的部分，需配置装机容量30%以上（满足2小时运行要求）的储能或购买储能服务。

3. 超过规定时序一年以上未建成的部分，不予并网。

《 办法》 原文如下：

贵州省风电光伏发电项目管理办法

（ 征求意见稿 ）

第一章 总 则

第一条 为促进我省风电、光伏发电产业高质量发展，进一步规范项目管理，贯彻落实 “ 碳达峰、碳中和 ” 政策，根据《中华人民共和国能源法》《关于促进新时代新能源高质量发展实施方案》以及企业投资项目核准和备案管理等有关规定，结合我省实际，制定本办法。

第二条 本办法所称风电项目分为集中式风电和分散式风电项目，光伏发电项目分为集中式光伏和分布式光伏项目。

第三条 风电、光伏发电项目开发建设应坚持 “ 安全高效、科学规划、 统筹协调 、 合理布局、 市场主导、 节约用地、保护环境 ” 。

第 四 条 省级能源主管部门统筹全省风电、光伏发电项目管理 ， 按总体规划，分年度建设实施 。市级、县级能源主管部门在省级能源主管部门指导下，做好本地区风电、光伏发电项目的开发建设管理工作。

第五条 本办法 适用于全省 风电 、 光伏发电项目 的 规划 管理 、年度 规模 、核准备案、建设管理、 电网接入、安全生产运行 及监督等管理。

第二章 规划 管理

第六条 省级能源主管部门负责全省风电、光伏发电发展规划的制定和实施。市级能源主管部门根据需要制定本地区风电、光伏发电发展规划，并上报省级能源主管部门 。 县级能源主管部门负责组织辖区内风电、光伏发电资源开发和项目建设 。风电、光伏发电项目的开发建设 须 符合相关管理要求，落实资源、土地、生态、并网和消纳等条件。

第七条 风电、光伏发电发展规划应坚持统筹兼顾，强化科学论证。规划内容应包括规划期内发展思路、面临形势、指导思想、基本原则、发展目标、建设布局、重点任务、重大项目、保障措施、环境影响评价等内容。 省级能源主管部门根据 实施情况进行 中期评估 ， 科学合理调整规划建设目标 。

第八条 规划应当坚守生态和发展两条底线，根据区域资源、土地、电网消纳、经济可行性等条件，统筹区域项目建设规模和开发时序。

第三章 年度 规模

第 九 条 省级能源主管部门根据规划目标实施情况， 对规划目标进行分年度管理 ， 制定省级风电、光伏发电年度建设规模 ， 明确申报要求和申报程序 ， 及时下达年度建设规模 计划 项目。 风电、光伏发电年度建设规模项目申报按照 “ 成熟一批、上报一批 ” 原则，不限申报时间和批次。

第十条 市级能源主管部门根据要求，结合本地区资源、电网消纳等条件，组织辖区内各县级能源主管部门申报年度建设规模项目。 “ 千乡万村驭风行动 ” 分散式风电项目由县级能源主管部门直接申报，并抄送市级能源主管部门，分散式风电项目需与乡村振兴结合，让村集体受益。

第十 一 条 年度建设规模项目申报材料包括建设单位与县级政府签订的开发协议，县自然资源、林业、生态环境等主管部门出具的不涉及限制性因素意见，项目选址红线图、建设单位有关资信、资源测评、建设条件论证、项目经济性测算等材料。

第十 二 条 积极推动风电、光伏发电与煤电联营、乡村振兴、重点产业建设 融合 发展， 鼓励 风电、光伏发电项目建设与我省风电光伏先进装备制造相结合。推进 “ 风光水火储 ” 和 “ 源网荷储 ” 一体化 发展 。 鼓励按照区域新能源建设规模、电力负荷水平、电网需求等有序规划建设新型储能项目 ； 消纳受限、电网末端区域的新型储能项目与新能源项目同步投产 。 鼓励 项目投资主体自愿提高风电、光伏发电项目配置储能和购买储能服务的比例。积极推进利用各 种边坡、边沟、灰场、填埋场 、 采煤沉陷区 、 矿渣堆场 等 建设光伏发电项目；积极探索开展茶光互补项目建设， 充分挖掘土地 可 利用空间。

第四章 核准备案

第十 三 条 风电项目实行核准制 ，项目核准根据省人民政府政务服务网发布的《风力发电项目的核准》办事指南等相关要求，登录贵州省能源工程建设项目审批管理系统 申请 办理。

第 十 四 条 光伏发电项目实行备案制，备案容量为交流侧容量 （即逆变器额定输出功率之和）。集中式光伏发电项目由省级能源主管部门备案，根据省人民政府政务服务网发布的《光伏发电项目的备案》办事指南等相关要求，登录贵州省能源工程建设项目审批管理系统申请办理。分布式光伏发电项目由县级能源主管部门备案，县级能源主管部门需制定分布式光伏发电项目备案流程和办事指南，并进行公布，原则上项目备案在贵州省投资项目在线审批监管平台申请办理。 县级能源主管部门应于每年 1 月底前将上年度分布式光伏发电项目备案、建设、投产情况报省能源局和国家能源局贵州监管办公室。

第十 五 条 项目投资主体和地方政府要积极推进项目前期工作，加快相关手续办理和建设准备， 原则上风电项目在年度建设规模下达后一年内完成核准，光伏发电项目在年度建设规模下达后 6 个月内完成备案。未在规定期限完成核准、备案的项目，需提前 10 个工作日向省能源局申请延期核准、备案，否则该项目将自动移除年度建设规模。 每个项目在前期工作阶段只能申请延期一次，延期时间不超过 6 个月。

第十 六 条 风电项目核准后，一年内开工建设，两年内全容量并网发电；光伏发电项目备案后， 6 个月内开工建设，一年 6 个月内全容量并网发电。在规定期限内未开工建设的项目，需提前 10 个工作日向省能源局申请建设延期，否则该项目将自动移除并网规模。 每个项目在建设阶段只能申请延期一次，延期时间不超过 12 个月。因风机选型，纳入年度建设规模的风电项目，超过规模控制在单台风机容量之内。未按要求推进前期工作和未按要求建设的项目，省级能源主管部门组织移除年度建设规模计划 。

第 十 七 条 项目核准备案信息发生变化 或投资主体放弃项目建设， 需按照程序由县级能源主管部门向省级能源主管部门申请变更，或上报放弃项目建设的报告。项目建设单位、建设地址、建设内容和投资金额等发生重大变化，需进行论证。投资主体在项目建成之前，原则不得转让项目控股权，确因投资能力等情况需转让项目控股权，须按程序向省级能源主管部门申请。

第五章 建设管理

第十 八 条 风电、光伏发电项目建设 应符合 相关规范和规定 要求 。

第十 九 条 投资主体按照有关要求办理环保、水保、用地等开工前手续。 项目需占用林地、草地的，要符合有关法律法规并依法办理使用林地、草地相关手续 ；已办理林草使用手续的项目，如实施过程中涉及用地范围变更，而装机规模、建设乡镇无变化的，由县级能源主管部门出具变更批复后办理林草变更手续；装机规模、建设乡镇发生变化的，由项目原批准单位出具变更批复后办理林草变更手续。

第二十条 严格执行 “ 三同时 ” 制度，确保环境保护、水土保持、林地林业生产条件及林草植被恢复工程与主体工程同时设计、同时施工、同时投入生产和使用。 严格落实安全生产责任制，严防安全生产事故发生，加强施工质量管理，严格执行电力工程质量监督管理相关规定 。 项目设计、施工要结合实际制定实施方案，减少开挖，加强生态修复和治理。风电、光伏发电项目建设要防止边坡土石方倾倒。风电项目采用混塔工艺的设计要与周边环境相协调，光伏项目支架基础要采用对地表扰动较小的施工工艺。

第二十 一 条 在风电、光伏发电项目取得核准备案后，优先由电网企业 投资建设 新能源配套送出工程，满足新能源并网需求，确保送出工程与电源建设的进度相匹配。对电网企业建设有困难或规划建设时序不匹配的新能源配套送出工程， 允许风电、光伏发电项目投资主体投资建设。风电、光伏发电项目投资主体建设的 配套送出工程应充分进行论证，并完全自愿，可以多家企业联合建设，也可以一家企业建设，多家企业共享 ，经电网企业与风电、光伏发电项目投资主体双方协商同意，可由电网企业依法依规进行回购。

第二十 二 条 风电、光伏发电项目实行保障性并网和市场化并网相结合。 纳入我省风电、光伏发电年度建设规模计划并按规定时序建成的项目，实行保障性并网，并按要求配置项目建设装机容量 10% （满足 2 小时运行要求） 以上储能或购买储能服务；未按规定时序全部建成的实行市场化并网，超过规定时序半年内 （含半年） 建成的部分，按装机容量的 20% （满足 2 小时运行要求） 以上配置储能或购买储能服务；超过规定时序半年以上但不超过一年（含一年）建成的部分，按装机容量的 30% （满足 2 小时运行要求） 以上配置储能或购买储能服务；超过规定时序一年以上未建成的部分，不予并网。

第 二 十 三 条 风电、光伏发电项目建 设 ，应按照国家有关规定开展环保、水保、消防、安全、并网等专项验收，在各专项验收及全部设备试运行验收通过后，由投资主体自行组织竣工验收。

第二十 四 条 鼓励先进的风电、光伏发电装备制造企业研究开发适合我省条件的风电、光伏发电装备；鼓励风电项目选用符合我省条件的大型风力发电机组，充分开发利用风能资源。

第六章 电网接入

第 二 十 五 条 电网企业依据风电、光伏发电规划及年度建设规模，落实项目接入条件，加快配套电网建设和改造，保障项目及时并网和消纳。鼓励采用智能电网等先进技术，提高电力系统接纳风电、光伏发电的能力。

第 二 十 六 条 电网企业应依据年度建设规模，建立网源沟通机制，加强网源协调发展，提高风电、光伏发电项目配套电力送出工程相关工作的效率，衔接好网源建设进度，满足相应并网条件后 “ 能并尽并 ” 。

第 二 十 七 条 风电、光伏发电项目应符合国家有关风电、光伏电站接入电网的技术标准规范等有关要求，光伏发电项目应科学合理确定容配比。涉网设备必须通过经国家认可的检测认证机构检测认证，经检测认证合格的设备，电网企业非必要不得要求重复检测。项目投资主体要认真做好涉网设备管理，不得擅自停运和调整参数。

第 二 十 八 条 项目主体工程和配套电力送出工程完工后，项目投资主体应及时组织项目竣工验收。项目投资主体提交并网运行申请书后，电网企业应按国家有关技术标准规范和管理规定，在规定时间内配合开展风电、光伏电站涉网设备和电力送出工程的并网调试、竣工验收，可结合实际参照《新能源场站并网调度协议示范文本》《购售电合同示范文本》与项目投资主体签订并网调度协议和购售电合同。

第 二 十 九 条 电网企业应采取系统性技术措施，合理安排电网运行方式，完善风电、光伏电站并网运行的调度技术体系，按照有关规定保障风电、光伏电站安全高效并网运行。风电、光伏电站项目投资主体应加强运行维护管理，积极配合电网企业的并网运行调度管理。

第 七 章 安全生产 运行

第 三 十条 风电、光伏发电项目工程完成后，投资主体应严格按照国家相关规定及标准，完成新能源并网检测和相关设备运行调试工作，确保设备正常运行。 除豁免情形外，风电、光伏发电项目建成投运后，应按规定申请取得发电类电力业务许可证。

第 三 十 一 条 风电、光伏发电项目应建立风电、光伏发电功率预测系统，电网调度机构根据其提供的发电功率预测情况，在确保电网安全稳定运行的前提下，优先保障风电、光伏发电项目电量收购，提高可再生能源电力消纳水平。电网企业、电力调度机构、电力交易机构等电力市场主题共同承担全省风电、光伏发电消纳责任。

第 三 十 二 条 投资主体应建立健全安全生产责任制度，严格落实安全生产主体责任，发生重大事故和设备故障应及时向省级能源主管部门、国家能源局派出机构、电网调度机构报告。

第 三 十 三 条 凝冻严重地区的风电 、 光伏发电 项目冬季需采取抗凝冻措施，配置抗冰、融冰设备， 提高项目利用小时数， 确保 设备 安全稳定运行 ， 降低对电网的安全影响。

第 三 十 四 条 鼓励投资主体积极运用 智能管理系统和集成运维技术，结合无人机、 大数据、 5G 、云平台等先进技术 和装备 ，科学提升 安全生产 管理水平。

第 三 十 五 条 项目投资主体须在贵州省可再生能源信息平台按月填报项目生产运行信息，按周更新新建项目进度。根据国家 “ 建档立卡 ” 等要求，做好国家能源局可再生能源发电项目信息管理平台和贵州省 “ 能源云 ” 综合应用管理平台项目相关信息填报。市级和县级能源主管部门督促和指导项目投资主体做好 “ 建档立卡 ” 工作，推进风电、光伏发电项目绿色电力证书全覆盖。 鼓励 风电、光伏发电项目 投资主体按照相关规则， 积极参与电力市场化交易和电力现货交易 。

第 三 十 六 条 鼓励风电、光伏电站开展改造升级工作，应用先进、高效、安全的技术和设备。风电、光伏电站的拆除、设备回收与再利用，应符合国家资源回收利用和生态环境、安全生产等相关法律法规与政策要求，不得造成环境污染破坏与安全事故事件，鼓励项目投资主体为设备回收与再利用创造便利条件。

第八章 监督 管理

第 三 十 七 条 省级能源主管部门指导市 级 、县级能源主管部门做好项目建设日常监管工作。项目所在地要积极创造良好投资环境，不得向投资主体提出不合理要求。

第 三 十 八 条 投资主体在项目核准备案过程中不得弄虚作假，建设过程中不得出现拖欠农民工工资等违法违规现象。 对存在失信行为、倒卖年度建设规模