陕发改能新能源〔2023〕238号《陕西省发展和改革委员会国家能源局西北监管局关于印发陕西省风电光伏电站开发建设管理实施办法的通知》

陕西省发展和改革委员会国家能源局西北监管局关于印发陕西省风电光伏电站开发建设管理实施办法的通知






陕发改能新能源〔2023〕238号

各设区市发展改革委、杨凌示范区发展改革局、韩城市发展改革委，神木市、府谷县发展改革科技局，国网陕西省电力公司：

为加强我省风电、光伏电站项目开发建设管理，保障风电、光伏电站项目和电力系统清洁低碳、安全高效运行，促进风电、光伏行业持续健康高质量发展，我们编制完成了《陕西省风电光伏电站开发建设管理实施办法》，现印发给你们，请遵照执行。





附件：陕西省风电光伏电站开发建设管理实施办法



 

陕西省发展和改革委员会

国家能源局西北监管局

2023年2月7日





 

陕西省风电光伏电站开发建设管理实施办法




 

第一章  总 则

第一条  为加强我省风电、光伏电站项目开发建设管理，保障风电、光伏电站项目和电力系统清洁低碳、安全高效运行，促进风电、光伏行业持续健康高质量发展，助力实现“碳达峰、碳中和”目标，根据《中华人民共和国可再生能源法》《中华人民共和国电力法》《企业投资项目核准和备案管理条例》《电力监管条例》《光伏电站开发建设管理办法》《国务院办公厅转发国家发展改革委、国家能源局关于促进新时代新能源高质量发展实施方案的通知》等有关法律、行政法规和规章，结合我省实际，制定本实施办法。

第二条  本实施办法适用于集中式风电项目、分散式风电项目、集中式光伏电站项目。分布式光伏发电管理另行规定。

第三条  风电、光伏电站项目开发建设应坚持“统筹规划、科学布局、生态优先、安全高效”的原则。

第四条  省发展改革委负责全省风电、光伏电站项目开发建设和运行的监督管理工作。市、县级能源主管部门在省发展改革委指导下，强化属地主管责任，由市、县级能源主管部门负责本地区风电、光伏电站项目建设和运行的监督管理工作。国家能源局西北监管局负责全省风电、光伏电站项目的国家规划与政策执行、资质许可、公平接网、电力消纳等方面的监管工作。电网企业承担全省风电、光伏电站项目并网条件的落实或认定、电网接入、调度能力优化、电量收购等工作，配合省发展改革委分析测算电网消纳能力和接入、送出条件。


 

第二章  行业管理

第五条  省发展改革委负责组织编制全省可再生能源发展规划，确定全省风电、光伏电站项目开发建设的总体目标和整体布局，并充分做好与国家可再生能源、电力等发展规划和重大布局的衔接。根据国家风电、光伏发电相关政策和行业发展状况，结合发展实际与需要对规划进行适时调整，并组织电网企业同步完成配套输电规划修编工作后，纳入全省电力发展总体规划。市级能源主管部门根据需要制定本地区可再生能源发展规划，并组织电网企业同步编制配套输电规划，规划印发后统一报省发展改革委备案。

第六条  风电、光伏电站项目业主按照要求在国家可再生能源发电项目信息管理平台开展并网在运风电、光伏电站项目的建档立卡填报工作。建档立卡的内容主要包括项目名称、建设地点、项目业主、装机容量、并网时间、项目运行状态等信息。每个建档立卡的风电、光伏电站项目由系统自动生成项目编码，作为项目全生命周期的唯一身份识别代码。


 

第三章  年度开发建设方案

第七条  省发展改革委根据国家下达的非水可再生能源电力消纳责任权重、全省可再生能源发展规划以及电网接入和消纳条件，结合本省实际制定风电、光伏电站项目年度开发建设方案。年度开发建设规模分保障性并网规模和市场化并网规模。纳入省级年度开发建设方案的项目，电网企业应及时办理电网接入手续。

第八条  省发展改革委负责组织开展年度保障性规模项目申报工作，明确申报要求、申报规模和申报程序。市级能源主管部门根据要求，结合本地区资源、土地和电网消纳等条件，组织辖区内各县申报年度保障性规模项目。各市报送的保障性规模不得超过省发展改革委明确的申报规模。

第九条  省发展改革委对各市上报的保障性并网项目相关资料进行审核，通过竞争性配置方式组织行业内专家进行优选确定，可结合实际，一次性或分批确定年度保障性并网规模和具体项目清单，并及时向社会公布相关情况。

第十条  省级主管部门根据行业发展需要和电网消纳能力，适时开展市场化并网项目建设。年度市场化并网项目按照国家发展改革委、国家能源局《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》（发改运行〔2021〕1138号）规定执行。

第十一条  涉及跨省区外送消纳的年度建设规模项目，根据外送通道配套的电源规划方案及国家相关要求执行。

第十二条  各级能源主管部门要优化营商环境，规范开发建设秩序，不得将强制配套产业或投资、违规收取项目保证金等各类不合理要求或条件作为项目开发建设门槛。


 

第四章  项目建设管理

第十三条  纳入年度建设规模的项目，项目单位原则上应在省发展改革委向社会公布项目清单后12个月内完成风电项目核准、在6个月内完成光伏电站项目备案。

第十四条  风电、光伏电站项目按照《企业投资项目核准和备案管理条例》《企业投资项目核准和备案管理办法》有关规定，通过投资项目在线审批监管平台进行核准（备案）。风电项目按核准权限进行核准；光伏电站项目按照属地原则备案，备案权限按现行相关规定执行；跨市（区）的风电、光伏电站项目原则上由上一级行政审批管理部门核准（备案）。行政审批管理部门应当在办理时限内依法对项目进行核准（备案），不得擅自增减审查条件及变更建设方案中明确的项目单位。核准（备案）机关及有关部门应当加强对风电、光伏电站项目的事中事后监管。

第十五条  风电、光伏电站项目应按照生态优先、绿色发展、安全高效的要求开展项目建设工作，建设前应做好规划选址、资源测评、建设条件论证、市场需求分析等各项准备工作。

第十六条  风电、光伏电站项目完成核准（备案）后，项目单位在办理完成相关法律法规要求的环保、水保、用地等各项建设手续后方可开工建设，并与电网企业做好配套电力送出工程的衔接。项目需占用林地、草地的，要符合有关法律法规规定的使用林地、草地的条件和范围，并依法办理使用林地、草地相关手续。

第十七条  项目单位应严格执行“三同时”制度，确保环境保护、水土保持等工程与主体工程同时设计、同时施工、同时投产使用。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。

第十八条  项目核准（备案）后，项目单位应严格执行可再生能源发电项目信息报送要求，各市（区）主管部门应组织发电企业按月及时在国家可再生能源发电项目信息管理平台和新能源云平台填报、更新核准（备案）、开工、在建、并网等项目信息。

第十九条  风电、光伏电站项目核准（备案）容量原则上为交流侧容量（光伏项目为逆变器额定输出功率之和，风电项目为箱变额定输出功率之和）。项目单位应按照核准（备案）信息进行建设，不得自行变更项目核准（备案）信息的重要事项。项目核准（备案）后，项目法人发生变化，项目建设地点、规模、内容发生重大变更，或者放弃项目建设的，项目单位应当及时告知核准（备案）机关并修改相关信息。

第二十条  纳入年度开发建设规模的项目应在规定时限内全容量建成投产，对超期未建成投产的项目，省发展改革委每年集中组织1次清理，对确实不具备建成条件的，视情况予以废止。


 

第五章  电网接入管理

第二十一条  风电、光伏电站项目配套电力送出工程（含汇集站）应与主体工程建设相协调。风电、光伏电站项目单位应严格执行电网企业有关接入系统方案意见，负责投资建设项目场址内集电线路和升压站（开关站）工程，原则上电网企业负责投资建设项目场址外配套电力送出工程。

第二十二条  电网企业应根据国家确定的新能源开发建设重大布局，全省可再生能源发展规划、新能源项目开发重大布局及年度开发建设方案，统筹开展风电、光伏电站项目配套电网规划建设方案和投资计划安排，根据需要采用智能电网等先进技术，提高电网接纳风电、光伏电站的能力。

第二十三条  电网企业应按照积极服务、简捷高效的原则，建立和完善风电、光伏电站项目接网审核和服务程序，项目单位提出接入系统设计报告评审申请后，电网企业原则上应在30个工作日内出具书面审核意见，对于不具备接入条件的项目应书面说明原因。鼓励电网企业推广新能源云等信息平台，提供项目可用接入点、可接入容量、技术规范等信息，实现接网全流程线上办理，提高接网申请审核效率。

第二十四条  电网企业应提高风电、光伏电站项目配套电网工程相关工作的效率，做到配套电力送出工程与风电、光伏电站项目同步建设，同步投运，确保项目在满足相应并网条件后“能并尽并”，不得附加额外不合理条件。风电、光伏电站项目并网后，电网企业应及时掌握情况并按月向省发展改革委和国家能源局西北监管局报送相关信息。

第二十五条  对电网企业建设有困难或规划建设时序不匹配的风电、光伏电站项目配套送出工程，允许项目单位投资建设。项目单位建设配套送出工程应充分进行论证，并完全自愿，可多家企业联合建设，也可1家企业建设，多家企业共享。多家企业联合建设或一家建设多家企业共享的配套送出工程，由电力主管部门组织相关项目单位与电网企业协商，确定建设方案、签署接网协议（应包含送出工程回购期限、牵头建设单位、建设时序等内容），并报省发展改革委和国家能源局西北监管局。

第二十六条  风电、光伏电站项目应符合国家有关接入电网的技术标准规范等有关要求，科学合理确定容配比，交流侧容量不得大于年度开发建设方案确定规模。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就同一涉网性能进行重复检测，同一型号风力发电机组的涉网检测全省通用。项目单位要认真做好涉网设备管理，不得擅自停运和调整参数，保障运行安全。如需变更硬件或调整涉网参数，需征得电网企业同意，并按要求开展性能检测。

第二十七条  电网企业应按国家有关技术标准和管理规定，在项目单位提交并网调试申请后45个工作日内，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，并参照《新能源场站并网调度协议示范文本》《购售电合同示范文本》与项目单位签订并网调度协议和购售电合同。对于符合条件且自愿参与市场化交易的风电、光伏电站项目，项目单位按照陕西省电力市场规则、细则和市场交易方案，自主参与市场化交易。

第二十八条  除国家能源局规定的豁免情形外，风电、光伏电站项目应当在并网后6个月内取得电力业务许可证，国家能源局西北监管局按规定公开行政许可信息。电网企业不得允许并网后6个月内未取得电力业务许可证的风电、光伏电站项目继续并网发电。

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、光伏电站项目安全高效并网运行，保障风电、光伏电站项目维持合理利用率。项目单位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。


 

第六章  运行监测与市场监督

第三十条   风电、光伏电站项目单位负责电站建设和运营，是风电、光伏电站的安全生产责任主体，必须贯彻执行国家及行业安全生产管理规定，依法加强风电、光伏电站建设运营全过程的安全生产管理，并加大对安全生产的投入保障力度，改善安全生产条件，提高安全生产水平，确保安全生产。

第三十一条   项目单位在申请项目核准（备案）过程中不得弄虚作假，在项目申报、建设期间不得以任何形式进行项目倒卖转让。建设过程中不得出现拖欠农民工工资等违法违规现象。

第三十二条   项目主体工程和配套电力送出工程完工后，项目单位应及时组织项目竣工验收，并将竣工验收报告报送项目核准（备案）机关，抄送国家可再生能源信息管理中心和各级能源主管部门。

第三十三条   电网企业和发电企业应加强信息监测与统计分析体系建设，建立风电、光伏电站项目生产、并网运行、安全事故等信息监测、统计和管理机制。

第三十四条   市、县级能源主管部门应按照相关法律法规要求，加强对核准（备案）建设项目股权转让、施工安全和工程质量等方面的监管，严厉查处违规开工建设等行为。

对于项目股权转让市场监督，市级能源主管部门每年、县级能源主管部门每半年进行1次监督检查，并将监督检查情况及时向省发展改革委报告。对于违规转让股权的项目，按照核准（备案）管理权限进行处理，处理措施包括纳入“黑名单”、降低上网电价、停止并网、宣布项目作废等。

第三十五条   风电、光伏电站建设运行过程中发生电力事故、电力安全事件和信息安全事件，项目单位和有关参建单位应按相关规定和要求向上一级主管单位、当地应急管理部门、国家能源局西北监管局以及省发展改革委等行业主管单位报告。

第三十六条   达到服役年限的风电和光伏电站的拆除、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，不得造成环境污染与安全事故事件，鼓励项目单位为设备回收与再利用创造便利条件。


 

第七章  附  则

第三十七条   本实施办法视国家规定、行业发展和工作情况进行适时调整。

第三十八条   本实施办法由省发展改革委、国家能源局西北监管局负责解释。各市级能源主管部门可根据本办法，制定适应本地区实际的具体管理办法。

第三十九条   本实施办法自发布之日起施行，有效期5年。

本文链接：//www.0798ci.com/policy/235761.html

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