风、光新增共20GW 四川印发“十四五”光伏、风电开发指导意见

作者: | 发布日期: 2021 年 06 月 21 日 9:34 | 分类: 产业资讯

6月13日,四川省发展和改革委员会、四川省能源局印发了《四川省“十四五”光伏、风电资源开发若干指导意见》的通知。通知提出,四川省到2025年底建成光伏、风电发电装机容量各1000万千瓦以上。该文件有效期5年。

因地制宜进行开发模式。通过风光水互补开发:将流域梯级水电站周边一定范围内的光伏、风电就近接入水电站,利用水电站互补调节和其通道送出,提高送出通道利用率。按照国家“十四五”风光水一体化可再生能源综合开发基地建设要求,规划建设金沙江上游、金沙江下游、雅砻江流域、大渡河中上游4个风光水一体化可再生能源综合开发基地。推进其他流域水库电站风光水互补开发。

“1+N”开发:通过光伏、风电资源开发,带动当地产业(农业、林业、牧业、渔业、旅游业、制造业等)发展、生态环境治理、乡村振兴等,形成“1+N”开发模式。鼓励通过光伏实证实验基地建设,打造开放公共服务平台,对先进设备、产品性能、技术方案等开展实证对比、实验检测,推广应用光伏发电新技术、新材料、新模式。

此外,文件还强调,加强项目建设管理。目前,四川省能源局编制了全省“十四五”可再生能源发展规划实施方案,审查攀枝花市、阿坝州、甘孜州和凉山州光伏基地规划(2020年—2025年),完善凉山州风电基地规划,明确年度建设规模及项目开发时序。其他地区按照可再生能源发展规划实施方案有序开发。

以下是文件原文:

四川省发展和改革委员会 四川省能源局关于印发《四川省“十四五”光伏、风电资源开发若干指导意见》的通知(川发改能源规〔2021〕181号)

各市(州)发展改革委(能源局、办),有关电网企业:

为科学有序加快推进我省光伏、风电资源开发,根据国家和我省光伏、风电建设管理有关规定,省发展改革委、省能源局组织制定了《四川省“十四五”光伏、风电资源开发若干指导意见》,现予印发,请遵照执行。

四川省发展和改革委员会 四川省能源局

2021年6月13日

四川省“十四五”光伏、风电资源开发若干指导意见

为适应能源发展新形势新任务新要求,科学有序加快推进光伏、风电资源开发,根据国家发展改革委、国家能源局光伏、风电开发有关规定,结合我省实际,提出以下意见。

一、总体要求

(一)指导思想

以习近平生态文明思想为指导,贯彻落实新发展理念,围绕实现2030年前碳达峰、2060年前碳中和目标,坚持生态优先、绿色发展,坚持市场化配置资源,坚持基地化、规模化、集约化开发,加快光伏、风电资源开发,构建绿色低碳、安全高效的能源体系,增强清洁能源供应保障能力,更好发挥光伏和风电在应对气候变化和能源转型变革中的作用,推动能源高质量发展。

(二)主要原则

规划先行、有序实施。坚持系统观念,规划引领,科学编制开发规划及技术方案,明确建设规模及开发时序。

市场配置、公开优选。充分发挥市场配置资源的决定性作用,更好发挥政府作用,坚持公开公平公正原则优选项目法人,预防和制止垄断行为。

分类施策、分级管理。合理确定开发模式,市场化方式确定项目法人;省上审定规划、安排年度规模,市(州)政府编制实施方案报省政府同意后组织实施。

统筹用送、多能互补。按照“优先自用,合理外送”的原则,统筹好自用与外送、水电与光伏及风电的关系,落实好源网荷储一体化和风光水多能互补发展要求。

技术先进、绿色发展。创新资源开发模式,鼓励采用先进技术,推广智能运维;坚持资源开发生态优先,促进能源绿色高质量发展。

(三)发展目标

到2025年底建成光伏、风电发电装机容量各1000万千瓦以上。

二、因地制宜确定开发模式

按照国家源网荷储一体化和风光水多能互补发展要求,结合当地资源禀赋及经济社会发展需要,市(州)政府科学合理确定光伏、风电项目开发模式。

(一)风光水互补开发

将流域梯级水电站周边一定范围内的光伏、风电就近接入水电站,利用水电站互补调节和其通道送出,提高送出通道利用率。按照国家“十四五”风光水一体化可再生能源综合开发基地建设要求,规划建设金沙江上游、金沙江下游、雅砻江流域、大渡河中上游4个风光水一体化可再生能源综合开发基地。推进其他流域水库电站风光水互补开发。

(二)“1+N”开发

通过光伏、风电资源开发,带动当地产业(农业、林业、牧业、渔业、旅游业、制造业等)发展、生态环境治理、乡村振兴等,形成“1+N”开发模式。

鼓励通过光伏实证实验基地建设,打造开放公共服务平台,对先进设备、产品性能、技术方案等开展实证对比、实验检测,推广应用光伏发电新技术、新材料、新模式。

三、市场化确定项目法人

按照市场化原则采用综合评价方式或电价竞争方式优选确定项目法人。

(一)综合评价

采用多评价因素进行综合评价优选项目法人,评价因素主要包括企业能力、技术方案、产业带动、上网电价以及当地经济社会融合发展要求等。

(二)电价竞争

明确开发技术、环保水保要求、土地政策等开发边界条件,光伏项目以上网电价为唯一竞争因素,风电项目以上网电价为主要竞争因素,通过市(州)公共资源交易中心进行配置。

市(州)政府明确拟采用的项目法人优选方式并编制初步实施方案,报省发展改革委、省能源局审核后开展优选并形成实施方案,将项目法人优选结果建议和实施方案报省政府同意后组织实施。

鼓励开发企业与市(州)政府和省属企业按照市场化原则合资合作开发。

四、加强配套送出工程建设

支持国网四川省电力公司加快构建以新能源为主体的新型电力系统,提升电网接纳新能源的能力,保障系统安全,并根据光伏、风电基地规划同步建设配套送出工程,保障基地项目发电上网需要。项目法人与国网四川省电力公司签订购售电等有关协议,外送电量由国网四川省电力公司负责结算。

五、完善有关电价政策

结合电力市场化改革和电价形成机制改革相关要求,对新增光伏及风电项目,通过综合评价方式确定项目法人的,执行国家和省上网电价有关政策;通过电价竞争方式确定项目法人的,由竞价形成上网电价,且不得超过我省光伏、风电指导价。上述竞价方式确定的电价均为平、枯水期上网电价,丰水期上网电价按照我省新能源发电项目参与电力市场化交易有关政策执行。

适时提高光伏、风电参与跨省跨区电力市场化交易规模,充分发挥市场机制作用,提高其市场竞争力,推动光伏、风电产业健康可持续发展。

六、稳妥实施结转项目

《四川省2017—2020年光伏扶贫实施计划》第一批项目中,若需利用其已建配套送出工程富余容量,原项目法人可与市(州)政府按照市场化原则协商增建容量有关安排,报省发展改革委、省能源局审核后,按有关规定实施。

已按照原“一县一公司”规定开展前期工作的风电项目,经市(州)政府同意,可由原项目法人继续开展前期工作,在2021年底前报省发展改革委、省能源局核准建设;尚未开展前期工作或未能在2021年底前核准的,由市(州)政府按照市场化方式重新配置。

七、加强项目建设管理

加强规划引领。省能源局编制全省“十四五”可再生能源发展规划实施方案,审查攀枝花市、阿坝州、甘孜州和凉山州光伏基地规划(2020年—2025年),完善凉山州风电基地规划,明确年度建设规模及项目开发时序。其他地区按照可再生能源发展规划实施方案有序开发。

加强项目前期工作和建设管理。市(州)政府督促项目法人加快前期工作,落实用地、环保、水保、安全评价等建设条件,在规定时限开工建设、按期投产发电。因项目法人原因不能按期完成开发、不能履行相应责任义务或存在违规转让资源的,由市(州)政府无条件收回项目开发权。

压紧压实各方责任。省发展改革委、省能源局发挥综合协调作用,经济和信息化、自然资源、生态环境、林草、能源监管、电力等部门和单位按照职能职责密切配合、协同推进,及时研究项目实施中的新情况,协调解决项目有关困难和问题。市(州)政府全面落实属地安全监管责任,强化项目法人在工程建设和运营管理过程中的安全生产主体责任,强化工程质量监督管理和安全监管,确保质量和安全。

本意见自公布之日起施行,有效期5年。

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