11省市光伏配套储能汇总

贵州省明确，为了提升新建风电、光伏发电项目电力消纳能力，需要合理规划建设适当规模新型储能设施，新型储能设施的建设管理要坚持安全第一，原则上不得新建大型动力电池梯级利用储能项目。

甘肃省明确，储能配置要求，河西地区(酒泉、嘉峪关、金昌、张掖、武威)最低按电站装机容量的10%配置，其他地区最低按电站装机容量的5%配置，储能设施连续储能时长均不低于2小时，储能电池等设备满足行业相关标准。在满足储能配置最低比例基础上，配套储能规模比例、储能时长较高者得分高。

湖北省明确，湖北省将优先支持风光火互补项目、风光储项目。源网荷储和多能互补项目申报规模要不低于1GW，风光火补基地按照煤电新增调峰容量的2.5倍配置新能源项目，风光水(抽水蓄能)基地按照抽水蓄能电站容量的2倍配置新能源规模，对于可配置规模小于基地规模(1GW)的按照容量的10%、2小时以上配置储能。

天津市明确，单体项目规模最大的分别为天津华电海晶“盐光互补”1GW光伏发电项目、天津国电电力海晶盐1GW光互补项目以及天津滨海新区龙源海晶盐600MW光互补项目，上述项目储能配比皆为10%，其余单体项目规模则主要集中在50～100MW范围内。

河北省明确，在光伏保障性项目竞争配置方面，储能配置方面占比10%，组件与逆变器的技术先进性占比10%。

山东省明确，分布式光伏发电项目由电网企业保障并网接入，在确保安全的前提下，鼓励有条件的分布式光伏发电项目配置储能设施，提升就地消纳能力。

新疆维吾尔自治区明确，科学稳妥的科学确定2021年首批新增风电或光伏发电项目消纳空间。积极推动“源网荷储一体化”和“风光储一体化”协同发展。

山西省明确，大同、朔州、忻州、阳泉四市，建议项目在安全前提下配置10%及以上的储能设施。文件强调了推进户用光伏发电建设，在确保安全前提下，鼓励有条件的户用光伏项目配备储能。

内蒙古自治区明确，在光伏竞争性配置方案中，评分标准包括前期工作深度、储能配置、技术方案以及对自治区经济社会高质量发展的贡献四项。储能配置方面要求电化学储能配置不低于项目装机容量15%(2小时)。

吉林省明确，鼓励“源网荷储一体化和多能互补”项目开发建设;鼓励与风电、光伏发电、储能、氢能等配套上下游产业链相结合。

安徽省对于配储方面，安徽省市场化项目并网条件要求申报项目承诺配置电化学储能装机容量占申报项目装机容量的一定比例，且得分为45分。企业可自建、合建共享或者购买服务等市场化方式配置电化学储能，电化学储能电站按照国家有关规范和省能源局要求建设;自建储能电站须不迟于发电项目投运。合建共享或者购买服务等市场化方式配置电化学储能的按照省能源局关于集中式储能建设有关要求执行;储能电站连续储能时长1小时，循环次数不低于6000次，系统容量10年衰减不超过20%;不得采用动力电池梯级利用方式新建储能项目。

15省布局“风光储/源网荷一体化”

福建：推动源网荷储一体化，提升能源利用效率和发展质量。

贵州：科学发展风、光等新能源，推动风光水火储一体化发展，建设毕节、六盘水、安顺、黔西南、黔南等百万千瓦级光伏基地，鼓励分散式、分布式光伏发电及风电项目建设。依托已有的大型水电基地，打造乌江、北盘江、南盘江、清水江水风光一体化千万千瓦级可再生能源开发基地。

河南：推动风光水火储一体化和源网荷储一体化发展，支持大数据中心等用电大户配套建设储能设施，促进可再生能源灵活消纳，建设多能互补清洁能源基地和储能产业基地。

湖北：加强储能技术装备等研发与应用，实施一批风光水火储一体化、源网荷储一体化示范项目。

湖南：风光水火储一体化——主要指侧重电源基地开发，结合当地资源条件和能源特点，因地制宜采取风能、太阳能、水能、煤炭等多能源品种发电互相补充，并适度增加一定比例储能，统筹各类电源的规划、设计、建设和运营。推进环洞庭湖和湘南“风光水火储一体化”基地建设。

宁夏：风光储一体化建设工程——发挥重点地区风能、太阳能等资源组合多能互补优势，推进宁东、红寺堡、盐池、中宁等风光储一体化建设。

青海：建设国家清洁能源示范省，加快海西、海南清洁能源开发，打造风光水储多能互补、源网荷储一体化清洁能源基地，完善可再生能源消纳机制，促进更多就地就近消纳转化。加快黄河上游水电站规划建设进度，打造黄河上游千万千瓦级水电基地。

山东：加快发展光伏发电，建设盐碱滩涂地千万千瓦风光储一体化基地和鲁西南采煤沉陷区光伏发电基地。

山西：开展风光火储输一体化项目示范，依托晋能控股等集团，探索大容量、高参数煤电项目与风电、光伏、储能项目一体化布局;推动山西交控集团交通领域智慧能源示范项目，探索新能源与交通设施协同发展。

四川：重点推进凉山州风电基地和“三州一市”光伏基地建设，加快金沙江流域、雅砻江流域等水风光一体化基地建设。

云南：统筹协调风能、太阳能等新能源开发利用,以金沙江下游、澜沧江中下游大型水电站基地以及送出线路为依托,建设“风光水储一体化”国家示范基地.推进煤电一体化建设,强化煤电节能减排改造升级.优化能源结构,解决“丰平枯紧”结构性问题。

规划建设31个新能源基地，装机规模,1090万千瓦。建设金沙江下游、澜沧江中下游、红河流域“风光水储一体化”基地，以及“风光火储一体化”示范项目新能源装机共1500万千瓦。

甘肃：坚持集中式和分布式并重、电力外送与就地消纳结合,着力增加风电、光伏发电、太阳能热发电、抽水蓄能发电等非化石能源供给,形成风光水火储一体化协调发展格局。

广西：大力发展清洁能源，深度开发水电，安全稳妥发展先进核电，积极开发陆上风电和光伏发电，建设红水河水风光一体化基地。探索“风光水火储”、“源网荷储”一体化发展模式，创新消纳方式，提升消纳能力。

辽宁：积极推动“风光水火储一体化”和“源网荷储一体化”发展。

内蒙：到2025年，新能源成为电力装机增量的主体能源，新能源装机比重超过50%。推进源网荷储一体化、风光火储一体化综合应用示范。

13省市明确“风光”装机规模建设指标

河北省为完成2021年非水电最低消纳责任，光伏保障性并网项目规模为11GW，涉及11个市区;风电保障性并网规模为5GW，仅允许承德与张家口申报。即2021年河北省风电、光伏保障性并网项目规模为16GW，户用与分布式光伏则不包含在内。

内蒙古自治区2021年计划新安排集中式光伏发电项目380万千瓦，其中蒙西地区330万千瓦、蒙东地区50万千瓦。2021年计划新安排集中式风电项目620万千瓦，其中蒙西地区440万千瓦、蒙东地区180万千瓦。

四川省明确，到2025年底建成光伏、风电发电装机容量各1000万千瓦以上。

天津市明确，涉及光伏、风电规模共计5.3GW，新增光伏项目4.32GW，风电项目0.98GW。

安徽省明确，本次安徽省新增的风电、光伏发电建设规模6GW，分两次进行竞争性配置。根据实际情况，安徽省2021年用于进行竞争性配置的光伏并网规模400万千瓦，第一次竞争性配置150万千瓦，第二次竞争性配置250万千瓦。2021年用于进行竞争性配置的风电并网并网规模100万千瓦，全部用于第二次竞争性配置。

山西省明确，2021年、2022年山西省需新增风电、光伏发电并网规模1120万千瓦。文件明确晋北三市暂不考虑风电竞配项目，其余地市风光发电项目规模按2:8比例申报。据此估算，山西2021年风电224万千瓦，光伏896万千瓦。

广东省指出，根据国家下达的广东省非水电可再生能源电力最低消纳责任权重要求，确定2021年度广东省风电、光伏发电保障性并网规模为900万千瓦，主要用于安排存量项目。

河南省争取2025年全省可再生能源装机达到5000万千瓦以上，力争风电光伏发电新增装机2000万千瓦左右，奋力向构建以新能源为主体的新型电力系统目标迈进。

甘肃省明确，2021-2022年甘肃省安排新增风电、光伏发电项目建设规模1200万千瓦。

陕西省明确，2021年保障性并网风电和光伏发电建设规模为600万千瓦。

江苏省“十四五”期间，将进一步优化风电、光伏发电结构，力争全省2025年风电和光伏发电总装机容量达到6300万千瓦以上。

新疆维吾尔自治区明确，根据国家下达新疆2021年度非水电最低消纳责任权重12.5%，2022年非水电消纳责任权重最低预期值13.75%目标，拟安排新疆2021-2022年新增风电、光伏发电项目保障性并网规模约5.26GW。

广西壮族自治区2021年保障性并网风电项目56个，规模为5.61GW;保障性并网光伏项目47个，规模为4.66GW，分布式光伏项目则直接进入年度建设方案。

19省市具体政策通知要点如下：

河南省：力争风电光伏发电新增装机2000万千瓦左右

《河南省发展和改革委员会关于进一步推动风电光伏发电项目高质量发展的指导意见》

《意见》明确，持续推动河南省风电、光伏发电高质量跃升发展，争取2025年全省可再生能源装机达到5000万千瓦以上，力争风电光伏发电新增装机2000万千瓦左右，奋力向构建以新能源为主体的新型电力系统目标迈进。

依托当地资源条件、网架结构及能源生产消费特点，整体规划风电、光伏发电规模和布局，推动风电、光伏发电与现有火电、水电等传统能源多能互补。

加强项目全过程管理，设立储备、前期、建设三个项目库，各项目库有效衔接、限时考核、动态调整。各地要加强入库项目信息监测，按照“储备一批、成熟一批、建设一批”的发展思路，分批推进、分步实施。

坚持集约高效建设光伏发电。光伏发电项目要突出节约集约用地导向，应当优先利用现有建筑物、构筑物及其附属设施建设，积极支持产业集聚区、工业园区建设集中连片分布式光伏项目。具备条件的地区可结合采媒沉陷区、石漠化、油井矿山废弃地治理等，适时开展创新性强、综合效益高、示范带动强的高质量“光伏+”基地建设，原则上不支持无技术进步目标、无市场机制创新、价格竞争能力弱的普通集中式光伏电站。

推动资源开发与装备制造协同发展。支持风电、光伏发电、储能等相关装备制造基地做大做强，不断提升装备制造企业自主研发能力和先进制造产能，打造具有市场竞争优势的完整产业链条。

坚持增存挂钩严格考核。建立完善考核制度。加强省级年度开发方案引导作用，把已核准未并网存量项目建设情况作为各地新增规模的重要依据，优先支持项目推进快的市县开发项目，对已核准未并网存量项目多、进展严重滞后、生态环境有破坏的市县，减少或暂缓安排新增规模，并在能源消耗总量和强度“双控”、煤炭消费减量替代专项等考核中予以扣分处理。对建设进度滞后的项目，视情况采取自行落实消纳条件、降低保障消纳小时数、直至取消并网资格等约束机制。

逐步建立完善风电、光伏发电项目后评价制度，对明显超出合理工期，建设运行管理水平低，运行出现安全事故造成严重后果，或受到环保、水利、林业、自然资源等部门行政处罚的项目及其业主，在后续项目申报中予以限制，情节严重的，纳入黑名单，禁止在豫开发新能源项目。

河南省：消纳空间4GW+!

《河南省发展和改革委员会关于2021年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》

《通知》指出，对于存量项目的建设：按照国家要求，2020年底前依法依规获得核准且在核准有效期内的风电项目、2019年和2020年平价风电光伏项目、以及竞价光伏项目，直接纳入保障性并网项目范围。原则上应于2021年底前建成并网。对于明显超出合理工期的存量项目(风电项目自核准之日起超过3年、光伏发电项目自列入相应年度方案起超过2年未建成并网)，不支持项目业主及主要投资方在豫继续开发新能源项目，对确实不具备建设条件的，各地应及时予以废止。

经测算，存量项目按期建成后，可支撑河南省2021年和2022年非水电消纳责任权重目标，河南今年将不再组织新增保障性并网项目。

为稳步推进风、光向平价全面过度，河南省辖市发展改革委统一组织市场化项目申报。根据文件，对于不新增用地、利用固定建筑物屋顶及其附属场所建设的光伏发电项目，不限申报规模，参照保障性并网政策，由电网企业保障并网。其中，0.6万千瓦以下的(含户用光伏项目)光伏发电项目，备案后自行建设;0.6万千瓦及以上的，由各市填报《0.6万千瓦及以上光伏发电项目汇总表》，于7月15日前正式报河南省发改委。

对于新增用地的集中式光伏电站项目，可结合采煤沉陷区、石漠化土地、油井矿山废弃地治理等，统筹摸排资源，待各市(县)整体开发方案编制完成、项目涉地、涉水、涉林政策及标准明确后另行组织。

另外，根据河南省新能源电力消纳指引，共分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类地区，今年I类、II类地区消纳容量共计400万千瓦。

陕西省：并网风电、光伏保障规模6GW

《关于开展陕西省2021年风电光伏发电项目开发建设有关工作的通知》

7月13日，陕西省发改委正式印发《关于开展陕西省2021年风电光伏发电项目开发建设有关工作的通知》.根据文件，非水可再生能源电力消纳责任权重和非化石能源消费占全省能源消费总量占比目标，通过竞争性配置确定2021年保障性并网项目，风电和光伏发电建设规模为600万千瓦。为保障市级权限，落实项目责任，本次按照1200万千瓦的建设规模申报，共涉及12个市县，省级依据竞争配置办法，确定600万千瓦纳入2021年年度实施方案。

在竞争性配置评分细则方面，企业能力占比为30%，包括总资产、净资产、业绩以及技术方面;前期工作占比50%;技术创新性占比15%，包含采用高效组件、逆变器以及跟踪支架。另外，土地集约化利用方面，根据单位面积额定容量(光伏采用安装容量)由高到低排序打分，占比5%。

文件明确，风、光单体项目规模分别不小于50MW，不高于250MW，非自然人分布式项目提供相关证明后可直接纳入保障性并网规模。另外，本次申报不接受联合体投标，申报项目得分相同的，优先考虑省内业绩突出的企业。取得网源荷储或多能互补一体化项目的企业，根据情况取消或酌情减少2021年度保障性并网规模;统筹全省消纳情况和特高压通道外送，酌情考虑关中、陕北、陕南三大区域配置规模上限。

需要注意的是，申报文件申报企业通过县(区)发展改革部门向市级发展改革部门提出申请，神木、府谷、韩城则直接向省发改委直接申报。

广西壮族自治区：光伏保障性并网项目建设指标400万千瓦左右

《广西壮族自治区能源局关于印发2021年保障性并网陆上风电和光伏发电项目建设方案的通知》

《通知》明确，2021年保障性并网风电项目56个，规模为5.61GW;保障性并网光伏项目47个，规模为4.66GW，分布式光伏项目则直接进入年度建设方案。

需要注意的是，项目申报阶段尽管很多企业申报规模均在300MW以上，但实际所获规模并不突出，部分央国企更是无一项目进入保障性并网规模。

根据文件要求，从建设方案发布之日起，光伏项目半年内需要完成20%以上的投资和10%以上的组件安装，一年内需要升压站主体建设、设备安装以及50%以上组件安装，否则将不再纳入保障性并网范围，两年内未建成的取消建设指标。另外，项目建成投产前不得擅自进行转让、项目业主变更、建设地点变更。

河北省：光伏11GW、风电5GW，分布式不限制

《河北省发展和改革委员会关于做好2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》

《通知》指出，河北省存量风、光项目可直接纳入保障性并网规模，新增并网的保障性并网项目需要竞争性配置组织优选项目。为完成2021年非水电最低消纳责任，光伏保障性并网项目规模为11GW，涉及11个市区;风电保障性并网规模为5GW，仅允许承德与张家口申报。即2021年河北省风电、光伏保障性并网项目规模为16GW，户用与分布式光伏则不包含在内。

在保障性项目申报方面，资金实力强、负债率低的企业优先;需落实项目用地，提供拐点坐标且项目规模与用地面积相匹配;支持电源点配置储能的项目优先;优先通过以技术降低土地成本或提高土地利用率的示范项目。

在光伏保障性项目竞争配置方面，项目前期工作占比最高为45%，其中土地落实与支持性文件占比为35%，储能配置方面占比10%，组件与逆变器的技术先进性占比10%。

市场化并网项目则需落实并网条件后经评审下达建设计划，并网条件主要包括配套新增的抽水蓄能、储热型光热发电、火电调峰、新型储能、可调节负荷等灵活调节能力。

本批次光伏保障性项目与市场化项目并网期限为2022年12月31日，风电项目并网期限为2023年12月31日。另外，已申报国家源网荷储和多能互补示范项目不能重复申报省内保障性并网和市场化并网项目。严禁将配套产业作为项目开发建设的门槛，不得以任何名义增加新能源企业的不合理投资成本。

甘肃省：2021-2022年新增风电、光伏1200万千瓦，配储能10%

《甘肃省发展和改革委员会关于“十四五”第一批风电、光伏发电项目开发建设有关事项的通知》

《通知》明确，2021-2022年甘肃省安排新增风电、光伏发电项目建设规模1200万千瓦。建立并网多元保障机制，积极鼓励保障性并网范围以外仍有意愿并网的项目通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网条件后，由电网企业予以并网。并网条件主要包括配套新增储热型光热发电、火电调峰、电化学储能、可调节负荷等灵活调节能力。

同时，各地三年整体开发方案要突出工作重点。白银、庆阳两市三年整体开发方案要与陇电入鲁工程配套风光电项目做好衔接。金昌、武威、张掖三市三年整体开发方案要统筹做好保障性并网项目、市场化并网项目与河西第二条特高压直流工程配套风光电项目规划衔接，为基地外送通道项目预留空间;其中保障性并网项目要建设一定规模的“光伏+治沙”项目。酒泉市三年整体开发方案要统筹好酒湖直流工程配套风电项目和新建项目的关系，对新增项目适度集中建设。兰州、甘南等其他市州要结合乡村振兴战略，适度开展“光伏+农业”“光伏+牧业”项目建设。

积极督促存量项目建设进度，对于长期核准(备案)而不建设的项目，及时组织清理，对确实不具备建设条件的项目，应及时予以废止。

此外，储能配置要求，河西地区(酒泉、嘉峪关、金昌、张掖、武威)最低按电站装机容量的10%配置，其他地区最低按电站装机容量的5%配置，储能设施连续储能时长均不低于2小时，储能电池等设备满足行业相关标准。在满足储能配置最低比例基础上，配套储能规模比例、储能时长较高者得分高。

天津市：光伏配储能10%、风电配储能15%!

《关于做好天津市2021-2022年风电、光伏发电项目开发建设和2021年保障性并网有关事项的通知》

6月7日，天津市发布《关于做好天津市2021-2022年风电、光伏发电项目开发建设和2021年保障性并网有关事项的通知》，《通知》明确，按照“优先存量、优化增量”的原则，通过竞争配置等方式确定纳入保障性并网规模的项目。

根据文件，项目申报要满足与属地政府签署相应投资开发协议、有明确项目场址且签署土地租赁协议以及相关手续获取、政策支持性文件等。另外，规模超过50MW的项目要承诺配套建设一定比例的储能设施或提供相应的调峰能力，光伏为10%，风电为15%，且储能设施须在发电项目并网后两年内建成投运。

在项目纳保方面，2020年底前已核准且在核准有效期内的风电项目、2019年和2020年平价、竞价光伏发电项目具备建设条件的可直接纳入;新增“全额上网”的集中式光伏、风电以及分散式风电项目则通过竞争性配置纳入;新增“全部自发自用”或“自发自用为主、余电上网”的分布式项目以及“全额上网”的分布式光伏由各区自行管理，直接纳入保障性并网规模。

在竞争配置评分细则方面，储能占比为30%、前期工作深度占比为50%。需要注意的是，相同或临近地点建设的归属同一集团公司的多个项目，单体容量不超过50MW的，全部视为同一项目。另外要强调的是，项目业主在天津若存在2018年及以前核准未开工的风电项目，以及备案2年以上未开工的光伏发电项目(含分布式)，每存在一个扣1分，允许出现负分。

在并网期限方面，纳入2021年保障性并网规模的项目原则上应在2021年12月31日前建成投产;通过竞争方式纳入2021年保障性并网规模的集中式项目要在核准一年之内开工建设，分散式风电则需在两年之内建成投产，分布式光伏自备案之日起应在一年内建成投产。

最后，文件还要求，严禁企业以阴阳合同、股权质押等方式变相圈占资源和倒卖项目。严禁企业随意拆分项目。相同或临近地点建设的归属同一集团公司的多个项目，单体容量不超过5万千瓦的，全部视为同一项目，储能设施配比按终期建设容量考虑。

《关于天津市2021-2022年风电、光伏发电项目开发建设方案的公示》

8月9日，天津市发改委公示了《关于天津市2021-2022年风电、光伏发电项目开发建设方案》，涉及光伏、风电规模共计5.3GW，新增光伏项目4.32GW，风电项目0.98GW。

从项目情况来看，单体项目规模最大的分别为天津华电海晶“盐光互补”1GW光伏发电项目、天津国电电力海晶盐1GW光互补项目以及天津滨海新区龙源海晶盐600MW光互补项目，上述项目储能配比皆为10%，其余单体项目规模则主要集中在50～100MW范围内。明确在今年年底并网的项目有3个，规模为2.05GW，其余项目则分别在三年内并网。

四川省：5年风、光新增共20GW

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

《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。

文件还指出，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。

新疆维吾尔自治区：新增保障性并网5.26GW，不得将产业配套作为开发门槛

根据文件，2021年全区内用风电、光伏发电量占全社会用电量的比重不低于12.5%，后续根据国家相关要求逐年提高，到2025年新疆维吾尔自治区非化石能源占一次能源消费比重达到20%左右。

在保障性项目方面，根据国家下达新疆2021年度非水电最低消纳责任权重12.5%，2022年非水电消纳责任权重最低预期值13.75%目标，拟安排新疆2021-2022年新增风电、光伏发电项目保障性并网规模约5.26GW。

2021年8月底前，已通过各地(州、市)竞争优选、依法依规确定的新增风电、光伏发电项目，全部纳入保障性并网项目范围，2020年前核准、备案的存量项目直接纳入保障性并网范围。需要注意的是，光伏项目必须在2021年内全容量建成并网，风电项目必须在2022年6月底前全容量建成并网。

对于长期围而不建的项目要及时清理，批而不建、长期观望的企业则纳入区域新能源项目建设失信名单。对于由于电网接入原因导致并网滞后的项目由国网新疆电力有限公司负责研究给予临时并网等解决措施。

市场化项目可通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网条件后，由国网新疆电力有限责任公司予以并网。户用光伏发电项目由国网新疆电力有限公司保障并网消纳，鼓励有条件的户用光伏项目配备储能。

此外，建立区域新增规模与能耗考核联动机制，对能耗双控目标任务完成较好的地(州、市)给予激励，适度增加2021-2022年保障性并网规模，反之则适当削减。能耗双控将作为布局区域下一年度新增保障性并网规模的重要依据之一，对于超额完成非水权重前三位的市场主体将在下一年度的竞争性配置中给予激励。

在保障措施方面，不得将配套产业作为项目开发建设的门槛，推动出台土地、财税和金融等支持政策，减轻新能源开发建设不合理负担。按月在国家可再生能源发电项目信息管理平台，填报、更新核准(备案)、开工、在建、并网等项目信息。

电网企业要高度重视新能源配套工程建设，采取切实行动，尽快解决并网消纳矛盾，对纳入保障性并网规模的项目办理并网接入开辟绿色通道，确保项目及时并网，每月10日前向自治区发展改革委报送新能源并网和消纳情况

山东省：鼓励有条件的分布式光伏项目配置储能

《山东省能源局关于2021年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》

《通知》指出，建立保障性并网、市场化并网等并网多元保障机制。2018年底前已核准且在核准有效期内的风电项目，列入2020年光伏竞价名单但未并网的项目，2019、2020年的平价风电、光伏发电示范项目和竞价转平价等项目，纳入山东省2021年保障性并网规模。存量项目由电网企业实行保障性并网。并网条件主要包括配套新增的抽水蓄能、火电调峰、新型储能等灵活性调节能力

严格保障性并网项目建成投产时限。2019和2020年国家公布的竞价、平价光伏发电项目，须在2021年底前全容量建成并网;其余项目须在2022年底前全容量建成并网。未按时并网的项目将被移除保障性项目名单，后续按市场化并网手续申报。

对于由电网企业投资建设配套送出工程的风电、光伏发电项目，在与项目业主协商确定风电、光伏发电项目配套送出工程并网时间的基础上，由项目业主承诺项目开工和全容量建成投产时间，开展市场化并网项目申报工作;对于业主承诺自建配套送出工程的风电、光伏发电项目，在业主承诺项目开工和全容量建成投产时间的基础上，开展市场化并网项目申报工作。新上光伏发电鼓励和支持农光、渔光等融合发展;风电项目重点考虑在盐碱滩涂地范围内规划建设风光储一体化项目。

分布式光伏发电项目由电网企业保障并网接入，在确保安全的前提下，鼓励有条件的分布式光伏发电项目配置储能设施，提升就地消纳能力。

广东省：保障性并网规模9GW!

《广东省能源局关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》

根据国家下达的广东省非水电可再生能源电力最低消纳责任权重要求，确定2021年度广东省风电、光伏发电保障性并网规模为900万千瓦，主要用于安排存量项目。2020年底前已核准且在有效期内的风电项目，2019年和2020年平价风电光伏发电项目、竞价光伏发电项目，以及屋顶分布式光伏发电项目直接纳入保障性并网范围。由于存量项目规模已明显超出保障性并网规模，今年不组织保障性并网项目竞争性配置。

各市要积极组织和推进保障性并网项目建设，确保在今年底前建成投产。已开工未并网项目，优先考虑纳入2022年保障性并网范围。支持后续新增备案项目加快落实建设条件，尽快开工建设，鼓励采取市场化方式并网，并网条件由发电企业与电网企业协商确定。对未纳入今年保障性并网范围且未采取市场化方式并网的项目，如今年底保障性并网规模仍有空间，将根据项目并网时序，按照“先并先得”的原则增补纳入今年保障性并网范围;如保障性并网规模无剩余空间，优先考虑纳入2022年保障性并网范围。

吉林省：按照自带负荷、直接配置、竞争配置三种方式建设规划

《吉林省风电、光伏发电项目分配实施细则》

《通知》明确，优先鼓励国家组织实施的专项或示范工程;鼓励“源网荷储一体化和多能互补”项目开发建设;鼓励与风电、光伏发电、储能、氢能等配套上下游产业链相结合;鼓励资源集中连片开发;鼓励项目参与电力市场化交易。

吉林省将按照自带负荷、直接配置、竞争配置三种方式确定风、光项目建设规划。其中，光伏发电项目竞争配置明确，在组件方面，多晶硅电池组件和单晶硅电池组件的最低光电转换效率分别达到17%和17.8%，得1分，在此基础上每增加0.3%增加1分，直至满分(如采用多种组件，根据各种组件容量加权平均效率结果打分)。

在逆变器方面，光伏逆变器综合效率达到98.2%，最高转换效率达到99%要求的，得3分，具有核心装置创新和更优逆变器涉网性能参数(功率因数调节范围与无功电压支撑等)的，最高得2分。

上海市：相关开发区光伏新增规模按属地原则纳入相应区规模

《上海市发展和改革委员会关于2021年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》

《通知》指出，各区在不发生弃光、满足消纳条件的前提下，备案总规模不受规模实施方案的限制，相关开发区光伏新增规模按属地原则纳入相应区规模。2020年建设规模的完成情况纳入节能降碳目标责任评价考核体系。

自2021年起，市发展改革委将根据国家下达的本市消纳责任权重和本市可再生能源发展目标，于每年上半年下达年度可再生能源建设任务。

贵州省：单个工商业分布式光伏发电项目不超过6000千瓦

贵州省能源局关于印发《贵州省风电光伏发电项目管理暂行办法》的通知

根据文件要求，规划管理方面，明确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。同时，省级能源主管部门根据国家风电、光伏发电相关政策和行业发展状况，开展中期评估，适时组织滚动修编;负责建立全省风电、光伏发电规划项目库，项目库实行动态管理。

年度管理方面，鼓励“风光水火储一体化”和“源网荷储一体化”发展;鼓励农光互补、林光互补等与其他产业融合开发;鼓励区域内多个项目打捆联合送出，提升消纳能力;鼓励结合石漠化治理、采煤沉陷区治理，充分利用各种边坡、边沟、灰场、填埋场等，充分挖掘土地利用空间。风电、光伏发电项目要与贵州省乡村振兴、大数据、大生态三大战略行动相结合，因地制宜促进新型工业化、新型城镇化、农业现代化和旅游产业化发展。

核准备案方面，纳入年度建设规模的项目，投资主体在规定期限内落实资源、用地、电网接入、经济可行性等条件后申请核准备案。原则上风电项目在12个月内完成项目核准，光伏发电项目在6个月内完成项目备案。

光伏发电项目实行备案制，集中式光伏电站项目由省级能源主管部门备案。户用分布式光伏发电项目由县级能源主管部门统筹管理，由当地电网企业登记项目信息并落实接网条件后，集中向县级能源主管部门申请备案，项目备案具体到户。工商业分布式光伏发电项目由县级能源主管部门向市级能源主管部门申请备案。工商业分布式光伏发电项目需纳入省级年度建设规模管理，单个项目不超过6000千瓦。

建设管理方面，风电、光伏发电项目取得核准备案后，优先由电网企业承建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。

同时，为了提升新建风电、光伏发电项目电力消纳能力，需要合理规划建设适当规模新型储能设施，新型储能设施的建设管理要坚持安全第一，原则上不得新建大型动力电池梯级利用储能项目。

云南省：项目采用”光伏+”复合光伏模式

《云南省能源局关于梳理上报2021年内可开工风电、光伏发电项目的通知》

《通知》指出，对2021年内具备新开工建设条件的集中式风电、光伏发电项目(已纳入《云南省在适宜地区适度开发利用新能源规划》的31个新能源基地项目除外)进行了梳理。

光伏发电项目必须采用”光伏+”复合光伏模式，突出””光伏+生态修复、光伏+农业、光伏+林业、光伏+碳中和产业园””等试点示范。

内蒙古自治区：3.8GW光伏+6.2GW风电

《内蒙古自治区能源局印发关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》

根据文件，2021年计划新安排集中式光伏发电项目380万千瓦，其中蒙西地区330万千瓦、蒙东地区50万千瓦。蒙西、蒙东地区每个盟市推荐上报参与竞争的集中式光伏发电项目规模总和分别不得超过150万千瓦、50万千瓦。集中式光伏发电项目单体规模上限为30万千瓦、下限为10万千瓦，升压站和外送线路均已建好的扩建项目下限为5万千瓦。

2021年计划新安排集中式风电项目620万千瓦，其中蒙西地区440万千瓦、蒙东地区180万千瓦。蒙西、蒙东地区每个盟市推荐上报参与竞争的集中式风电项目规模分别不得超过200万千瓦、150万千瓦。集中式风电项目申报单体规模上限为50万千瓦、下限为10万千瓦。

在光伏竞争性配置方案中，评分标准包括前期工作深度、储能配置、技术方案以及对自治区经济社会高质量发展的贡献四项。储能配置方面要求电化学储能配置不低于项目装机容量15%(2小时)。若为物理储能、光热储能或其他储能形式，调峰功率和容量不低于上述电化学储能方案的相同效果。

文件要求，2020年底前核准(备案)且在核准有效期内的各类存量项目应在2021年底前并网投产，对于超出核准(备案)有效期而长期不建的项目，自治区能源局将根据国家要求组织清理，对确实不具备建设条件的，及时予以废止。列入2021年度计划的项目应于2022年12月31日之前并网。

湖北省：配置5GW新能源项目

《湖北省2021年新能源项目建设工作方案(征求意见稿)》

根据文件，为有序规划可再生能源项目的发展，湖北省将优先支持风光火互补项目、风光储项目，对在湖北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。项目主要分为屋顶分布式光伏、源网荷储和多能互补、产业发展配套项目以其他新能源项目，共四类。

源网荷储和多能互补项目申报规模要不低于1GW，风光火补基地按照煤电新增调峰容量的2.5倍配置新能源项目，风光水(抽水蓄能)基地按照抽水蓄能电站容量的2倍配置新能源规模，对于可配置规模小于基地规模(1GW)的按照容量的10%、2小时以上配置储能。

产业发展配套项目规模约5GW，全国前列的新能源制造企业新建装备产业规模总投资不低于10亿元，建成产值不低于50亿元。第一笔投资不低于2亿元到位且项目开工，配置200MW项目，投资过半再配置400MW，投资全部完成后再配置400MW。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。屋顶分布式光伏项目按照国家相关文件执行，不参与年度规模配置，鼓励在全省实施户用光伏发电整村推进。

安徽省：新增6GW光伏、风电保障性项目，要求配储能

《安徽省能源局关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》

意见稿中明确，安徽省2021年的光伏与风电保障性规模，优先用于安排存量项目。而除存量项目外，本次安徽省新增的风电、光伏发电建设规模6GW，分两次进行竞争性配置。根据实际情况，安徽省2021年用于进行竞争性配置的光伏并网规模400万千瓦，第一次竞争性配置150万千瓦，第二次竞争性配置250万千瓦。2021年用于进行竞争性配置的风电并网并网规模100万千瓦，全部用于第二次竞争性配置。

普通的光伏电站申报要求，达到装机容量6兆瓦及以上的光伏电站(不含单点并网装机容量小于6兆瓦的分布式光伏发电项目)，单个申报项目规模原则上不超过20万千瓦。且申报项目应于2022年底前并网发电，2023年6月底前全容量并网。风电单个申报项目规模原则上不超过15万千瓦，申报项目应于2023年底前并网发电，2024年6月底前全容量并网。

对于配储方面，安徽省市场化项目并网条件要求申报项目承诺配置电化学储能装机容量占申报项目装机容量的一定比例，且得分为45分。企业可自建、合建共享或者购买服务等市场化方式配置电化学储能，电化学储能电站按照国家有关规范和省能源局要求建设;自建储能电站须不迟于发电项目投运。合建共享或者购买服务等市场化方式配置电化学储能的按照省能源局关于集中式储能建设有关要求执行;储能电站连续储能时长1小时，循环次数不低于6000次，系统容量10年衰减不超过20%;不得采用动力电池梯级利用方式新建储能项目。

对于存量项目，安徽省能源局要求加快存量项目的建设。2020年底前已核准且在核准有效期内的风电项目、2019年和2020年平价风电光伏项目，以及竞价光伏项目等存量项目，直接纳入保障性并网项目范围。纳入保障性并网规模的存量项目应按照承诺时限建成并网，未按时完成并网和全容量并网的，将收回未使用的保障性并网规模，并对投资主体实施相应惩戒。与此同时，还要求全省加快推进分布式光伏发电项目建设，分布式光伏发电项目由电网企业保障并网接入;并按照国家规定给予户用光伏0.03元的补贴。

江苏省：5年力争风电和光伏发电总装机容量达6300万千瓦以上

《关于做好2021年风电和光伏发电项目建设工作的通知》

根据文件，江苏省将全力推动光伏发电与建筑、乡村振兴、农业、交通等产业融合，一方面是全面推进分布式光伏发展，在新建工商业企业建筑开展光伏建筑一体化试点;另一方面是加快推进“光伏+”综合利用，推动光伏与农业大棚、鱼塘水面、沿海滩涂、采煤塌陷区、沿线公路设施、大数据中心等产业融合发展。另外，对于利用铁路沿线设施、高速公路服务区及沿线设施等建设的量多面广的光伏发电项目，各设区市发展改革委要简化备案程序。

项目方面则按照保障化并网项目与市场化并网项目分类，2021年1月1日之后的光伏项目(户用除外)需要通过竞争性配置纳入保障性并网规模，或落实市场化并网条件后纳入市场化并网范围，具体条件另行通知。

需要注意的是，2020年12月31日(含)之前已核准且在核准有效期内的风电项目、2019年和2020年平价风电和光伏项目、以及竞价光伏项目直接纳入保障性并网项目范围。风电项目需要在2022年底前建成并网，光伏项目需要在2021年年底前建成并网。

另外，江苏省将加快建立可再生能源项目库，强化与土地利用、生态环保、城乡规划等规划对接，对可再生能源资源进行全面勘查评估，准确掌握各县区可再生能源资源可开发资源、开发时序等。

截至到2020年底，江苏省风电、光伏发电累计装机分别为1547万千瓦、1684万千瓦，分布式光伏788万千瓦，占光伏发电总装机46.8%。“十四五”期间，江苏省将进一步优化风电、光伏发电结构，力争全省2025年风电和光伏发电总装机容量达到6300万千瓦以上。

山西省：2021年风、光项目申报17.1GW、优选11.2GW

《关于做好2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》

文件指出，结合山西省非水电消纳责任权重最低值，经电网公司测算，2021年、2022年山西省需新增风电、光伏发电并网规模1120万千瓦。文件明确晋北三市暂不考虑风电竞配项目，其余地市风光发电项目规模按2:8比例申报。据此估算，山西2021年风电224万千瓦，光伏896万千瓦。

同时，考虑到资源禀赋、消纳条件、在建存量项目规模及项目落地率，各市申报控制规模如下。其中大同、朔州、忻州、阳泉四市，建议项目在安全前提下配置10%及以上的储能设施。

山西省要求推进存量项目建设。要求各市推进2020年底前已核准且在有效期内的风电项目、2019年和2020年风电、光伏平价项目及光伏竞价项目的建设工作。全力推进各类存量项目在规定时限内建成并网，纳入全省保障性并网规模，确保完成年度可再生能源电力消纳责任权重目标。并按照《关于完善新能源和可再生能源三年滚动项目储备库的通知》继续完善项目储备库。

文件强调了推进户用光伏发电建设，在确保安全前提下，鼓励有条件的户用光伏项目配备储能。

为了鼓励光伏建设，山西省进行了市级奖励和企业奖励。其中，朔州市2019年光伏发电竞价项目全部按承诺投产时间全容量并网，给予奖励20万千瓦装机总规模，由朔州市能源局自主择优另行确定上报。

此外，山西省能源局要求，严禁“先建先得”，已完成核准(备案)尚未建成且工程投资未完成50%的项目或已纳入建设方案但并网完成率低于80%的项目单位，不得参与本年度同一市域范围新建项目申报。