截至2021年底，广西陆上风电和光伏发电装机规模分别达到741万千瓦和312万千瓦，分别约有400万千瓦和240万千瓦项目正在建设。2021年，广西印发了保障性并网和市场化并网陆上风电、集中式光伏发电项目建设方案，新增安排风电、光伏项目建设容量约2300万千瓦。
根据《方案》工作部署，当前要全面加快2020年及以前年度获得建设指标项目建设进度。2018年底以前核准的风电项目、2019年及以前获得建设指标的光伏项目，2022年6月底仍未并网的，项目建设指标作废，若已部分并网的，未并网的剩余容量指标作废。2020年核准的风电项目未在2023年底前全容量并网的，2020年获得建设指标的光伏项目未在2022年底前全容量并网的，不再纳入保障性并网项目范围，需满足市场化并网条件方予并网。
全面强化纳入2021年建设方案项目建设节点管控。纳入建设方案的保障性并网项目，自建设方案印发之日起计，光伏项目半年内要完成20%及以上投资，9个月内完成10%以上组件安装，一年内完成升压站主体建设、设备安装及50%以上组件安装，两年内建成投产;纳入建设方案的市场化并网项目，自建设方案印发之日起计，光伏项目9个月内要完成10MWp以上组件安装，一年内完成升压站主体建设、设备安装及50MWp以上组件安装，两年内并网发电，两年半内全容量建成投产，总装机容量在50万千瓦及以上的项目放宽至三年全容量建成投产。
广西壮族自治区加快推进既有陆上风电、光伏发电项目及配套设施建设方案
为贯彻落实国家碳达峰、碳中和战略部署，按照自治区党委、自治区人民政府工作部署，“十四五”期间我区将大力推进新能源项目开发建设。截至2021年底，我区陆上风电和光伏发电装机规模分别达到741万千瓦和312万千瓦，分别约有400万千瓦和240万千瓦项目正在建设。2021年，我区印发了保障性并网和市场化并网陆上风电、集中式光伏发电项目建设方案(以下简称“建设方案”)，新增安排风电、光伏项目建设容量约2300万千瓦。为加快上述既有项目实施，确保如期完成“十四五”规划目标，特制定本方案。
一、指导思想
以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入学习贯彻党的十九大和十九届历次全会精神，全面贯彻落实习近平总书记视察广西“4·27”重要讲话精神和关于碳达峰、碳中和的重要讲话精神，加快构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系，建设以新能源为主体的新型电力系统。进一步加强政策协同，强化项目管理和监督，形成工作合力，促进我区陆上风电、光伏发电等新能源大规模开发和高效利用，推动实现“碳达峰、碳中和”目标。
二、工作目标
全面加快我区既有陆上风电和光伏发电项目建设，力争2020年及以前获得建设指标的项目全部在2023年底前建成投产，纳入2021年建设方案的项目2023年前实现全部开工，“十四五”期间全部建成投产。其中，2022年和2023年分别新增并网新能源规模不低于400万千瓦和600万千瓦。积极开展以集中共享式电化学储能为重点的新型储能示范应用，提升电力系统灵活调节能力，2023年底前建成投产电化学储能容量不低于150万千瓦/300万千瓦时。
三、主要任务
(一)加快项目前期工作
各新能源投资主体及电网企业要进一步加快新能源项目、接网工程项目有关敏感性因素排查和相关支持性文件的办理，落实各项建设条件，特别要加快项目用地用林报批、水土保持方案、环境影响评价等开工前准备工作，确保自建设方案正式发布之日起，光伏项目半年内实现开工建设，风电项目半年内申报核准，核准后一年内实现开工建设。自治区发展改革委将协调重点保障新能源项目及其配套接网工程项目的用地、用林等指标。
(二)简化项目并网手续，提高并网效率
1.明确接网工程建设主体。新能源项目送出线路工程、汇集线路工程，以及220千伏及以下汇集站和汇集站送出工程，优先由电网企业建设，对电网企业建设有困难或建设时序不匹配的新能源配套送出工程，在自愿原则下可由新能源企业自行建设。500千伏汇集站、汇集站送出500千伏线路，以及公共电网为确保新能源接入和消纳所需配套的新建、改造输变电工程，由电网企业建设。成片汇集的新能源汇集站及送出工程原则上由汇集范围内装机规模最大的新能源投资主体建设，链式汇集的新能源汇集站原则上由直接连接并网点的新能源投资主体建设。汇集点内其它新能源投资主体按照各自汇集的新能源并网容量分摊建设费用或购买、租用送出服务。新能源项目投资主体自建的送出工程必须按照国家及南方电网公司有关标准建设，电网企业提供技术支持并配合完成主体工程验收。
2.落实项目接入系统方案。各新能源项目投资主体必须履行服从自治区接入系统统一规划的承诺，加快编制接入系统方案。2021年建设方案项目必须在2022年3月31日前向电网企业报审接入系统方案，电网企业在报审后一个月内完成接入系统方案批复。多能互补一体化项目原则上应统一编制接入系统方案，整体申报，分步实施，建设时序及项目安排应与年度安排的建设规模对应。竞争性配置时承诺利用已有通道送出的必须严格执行承诺事项。
3.提升并网服务效率。电网企业按照“能并尽并”原则，做好具备并网条件的风电、光伏发电项目的并网服务工作，完善优化并公布新能源并网流程，压缩并网服务时间，提高服务效率，保障及时并网。对于新能源项目投资主体自建的接网工程，电网企业应提供技术支持，明确建设标准并做好物资品控管理等工作。
(三)加快推进项目建设
1.全面加快2020年及以前年度获得建设指标项目建设进度。2018年底以前核准的风电项目、2019年及以前获得建设指标的光伏项目，2022年6月底仍未并网的，项目建设指标作废，若已部分并网的，未并网的剩余容量指标作废。2020年核准的风电项目未在2023年底前全容量并网的，2020年获得建设指标的光伏项目未在2022年底前全容量并网的，不再纳入保障性并网项目范围，需满足市场化并网条件方予并网。
2.全面强化纳入2021年建设方案项目建设节点管控。纳入建设方案的保障性并网项目，自建设方案印发之日起计，光伏项目半年内要完成20%及以上投资，9个月内完成10%以上组件安装，一年内完成升压站主体建设、设备安装及50%以上组件安装，两年内建成投产;风电项目半年内要申报核准，核准后一年内完成第一基风机及升压站基础浇筑，两年内完成升压站主体建设、设备安装及50%以上项目投资，三年内全容量成投产。纳入建设方案的市场化并网项目，自建设方案印发之日起计，光伏项目9个月内要完成10MWp以上组件安装，一年内完成升压站主体建设、设备安装及50MWp以上组件安装，两年内并网发电，两年半内全容量建成投产，总装机容量在50万千瓦及以上的项目放宽至三年全容量建成投产。风电项目要求半年内申报核准，核准后一年内完成第一基风机及升压站基础浇筑，两年内完成升压站主体建设、设备安装及50%以上项目投资，三年内全容量建成投产，总装机容量在30万千瓦及以上的项目放宽至三年半全容量建成投产。
3.有序推进屋顶分布式光伏项目建设。以整县推进分布式光伏试点工作为抓手，严格按照“自愿不强制、试点不审批、到位不越位、竞争不垄断、工作不暂停”的要求，有序推进分布式光伏项目建设。列入试点名单的22个县(市、区)要按要求编制详细实施方案，明确建设时序，有序推进建设，确保各类屋顶安装光伏发电的比例达到国家能源局有关要求，即党政机关屋顶不低于50%，学校、医院、村委会等公共建筑屋顶不低于40%，工商业厂房屋顶不低于30%，农村居民屋顶不低于20%。未列入试点名单的县(市、区)可参照国家有关要求，同步开展相关工作。电网企业要严格落实国家“应接尽接”的有关要求，加强对配电网升级改造，切实保障分布式光伏接入的需求。允许屋顶分布式光伏项目自主选择“全额上网”、“全部自用”和“自发自用余电上网”三种并网模式，鼓励配置一定比例储能设备。
4.加快电网薄弱环节升级改造。加快实施已纳入规划的一批输变电工程建设，尽快将需要满足新能源送出的新增输变电工程项目纳入规划，推动实施，确保与新能源项目本体工程同步建设，同步投产，确保纳入建设方案的新能源项目及时送出和消纳。
(四)加快配套调节能力建设
1.鼓励多种方式建设共享储能设施。
(1)纳入建设方案的市场化并网项目。须按照要求配置相应的调节能力或购买相应比例的储能服务，并与项目本体同步建成投产或在项目并网前完成服务协议签订。鼓励电网企业及有实力的新能源投资企业在系统需要的区域建设集中共享储能设施，重点在贵港市东部、钦州市南部和东部、百色平果市、梧州市西部、防城港市北部、南宁市北部、柳州市北部、桂林市北部等新能源送出压力较大的区域开展集中式共享储能站试点建设，缓解电网送出压力。计划配套建设水电、气电、抽水蓄能等调节能力的市场化并网项目，如配套调节能力确有困难未能与项目本体同步产的，必须在项目并网之日起通过购买服务的方式来满足项目调节能力的要求，直至配套调节能力建成为止。
(2)多能互补一体化项目。由新能源项目投资主体在并网汇集站集中建设储能设施或购买相应比例的储能服务，重点推进纳入建设方案的南宁六景、茉莉等12个多能互补一体化项目在并网汇集升压站集中建设储能设施。储能项目并网必须满足国家及所接入电网企业制定的技术标准要求。
2.探索试点新能源制氢储能。在新能源资源条件好、发电成本低、氢能储输用等条件较好的梧州藤县、南宁横州市探索利用富余新能源发电制氢。多能互补一体化项目配套有制氢建设方案的，要求制氢设施与新能源项目同步投产。
(五)完善市场机制
加快完善电力辅助服务市场。进一步深化电力辅助服务市场改革，拓宽交易主体，推进储能设施、各类灵活性调节电源参与电力辅助服务市场，推动建立各类电源、电力用户参与辅助的费用分担共享机制。提高辅助服务补偿力度，通过市场手段充分挖掘电力系统调节能力。
推广储能商业运营模式。建立储能服务购买机制，储能项目投运后，可向风电、光伏发电项目有偿提供储能服务，服务费用以不高于建设方案规定比例储能建设综合成本且保障储能建设企业合理收益为前提，由市场化并网新能源项目投资主体与储能运营商协商，一次性或按年度支付。持续完善峰谷分时电价政策，构建用户侧储能盈利模式，推进用户侧储能加快发展。
推动非水可再生能源参与电力市场化交易。合理分配各市场主体的清洁能源消纳权重，推动形成多方参与，共同承担消纳责任的清洁能源消纳责任机制。适时组织核定我区风电等非水可再生能源合理利用小时，合理利用小时数以外的电量参与电力市场化交易，促进非水可再生能源的市场化消纳。
(六)加强项目事中事后监管
1.加强项目开发、建设信息监测。严格执行可再生能源发电项目信息报送要求，各设区市要组织既有风电、光伏发电项目企业按月及时向自治区发展改革委报送和更新核准(备案)、开工、建设、并网等项目信息。自治区发展改革委加快可再生能源发电项目信息监测系统建设，加强项目信息化管理，及时对项目投资建设进展进行调度。
2.加大承诺事项执行情况核查。自治区发展改革委将按照建设方案的有关要求，不定期组织第三方对新能源投资主体各项承诺事项的实施情况进行核查，如发现因投资主体自身原因未如期履行承诺事项的，将按有关要求进行惩戒。
3.规范项目核准(备案)事项变更。已办理核准(备案)手续的新能源项目，在项目投产之前，投资主体、建设地点、建设内容等原则上不得变更。确需变更的，项目投资主体应当及时以书面形式向原项目核准(备案)机关提出申请。
4.严厉打击非法转让、倒卖项目。按照国家能源局《关于开展新建电源项目投资开发秩序专项监管工作的通知》《坚决制止新建电源项目投产前的投机行为》《禁止买卖项目备案文件及相关权益》等有关文件规定，严禁项目在投产前倒卖核准(备案)文件和以盈利为目的进行转让。若存在违法违规行为的，一经查实，将相关企业列入失信联合惩戒对象名单;涉嫌犯罪的，依法移送司法机关处理。
5.大力优化新能源投资环境。严格落实《国家能源局关于减轻可再生能源领域企业负担有关事项的通知》(国能发新能〔2018〕34号)要求，进一步规范新能源行业管理，减轻新能源企业投资经营负担，促进新能源成本下降，支持新能源相关实体经济健康发展。各设区市、县(市、区)地方政府不得向新能源投资企业收取任何形式的资源出让费、保证金、备用金等费用;不得将应由地方政府承担投资责任的社会公益事业相关投资转嫁给新能源投资企业或向其分摊费用;不得以地方企业入干股等方式强行从新能源项目提取收益用于其他用途;不得以任何理由及附加条件暂停、暂缓或拖延已获得建设指标的新能源项目办理备案、核准等前期工作手续;不得强行要求新能源项目开发与配套产业捆绑;不得以整市或整县(市、区)的名义签订排他性的合作协议。
已存在上述违规行为的市、县，应立即整改。对拒不执行的市、县，自治区不再配置新能源建设指标，并将相关情况上报自治区人民政府进行督查整改。
新能源项目投资主体在项目核准(备案)过程中应确保资料的真实性，建设过程中应按期发放农民工工资，保障人民群众利益。对借助新能源项目开发损害农民利益、扰乱市场秩序的行为，将严肃查处，取消涉事企业在广西区内投资开发新能源的资格，并将其失信信息纳入广西公共信用信息平台。
四、保障措施
一是加强组织领导。自治区发展改革委发挥牵头协调作用，自治区有关部门加强协调配合，共同推进，落实工作责任，明确进度和节点要求，细化工作措施，与各设区市加强联动，形成工作合力。
二是压实地方责任。各设区市发展改革委要强化新能源项目投资建设全过程管控，建立协调推进制度，落实年度投资计划，全力实施。自2022年起，自治区发展改革委对各市新能源项目建设情况进行全面监测评价和考核，对于建设进展缓慢、排名靠后的设区市进行通报、约谈，暂缓参与后续批次竞争性配置。
三是规范项目招投标。加强项目招投标管理和监管力度，任何单位或个人不得将依法必须招标的项目化整为零或以其它任何方式规避招标，不得以任何方式干涉招标活动，严禁违法违规围标、串标、转包、分包，不得设置特定或排斥性条件，限制具备资格的法人或组织参加投标。
四是加强工程建设质量和安全管理。新能源项目投资主体要牢固树立安全意识，根据国家安全管理相关办法，严格落实安全生产责任制，有序推进风电、光伏及配套储能项目建设，加强施工质量管理，强化各环节安全主体责任，强化安全管控，全面提升安全水平，严防安全事故事件发生。项目单位进行设备采购招标时，应明确要求采用获得认证且达到国家规定指标的产品。工程设计和建设单位应严格执行国家标准(含行业标准)和工程规范，项目单位应按照有关管理规定进行工程项目竣工验收，并将竣工验收报告报送自治区发展改革委、工程建设主管部门和国家能源局南方监管局。自治区发展改革委会同相关部门不定时组织对新能源项目工程质量检查，并将检查结果以适当方式对外公布。
