新能源指标？优先煤电

11月2日，贵州省能源局发布关于公开征求《关于推动煤电新能源一体化发展的工作措施(征求意见稿)》意见建议的公告。

煤电新能源一体化

文件指出，对保障电力可靠供应与系统安全稳定运行的托底保供煤电项目，原则上优先通过多能互补模式配置风光资源，在充分利用火电机组增量调节能力的基础上，建立火风光多能互补综合能源基地，实现一体化发展。

未配储能的新能源项目，暂不考虑并网

支持煤电一体化项目优先并网，对未纳入煤电新能源一体化、需参与市场化并网的新能源项目，应根据《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)精神，按不低于新能源装机规模10%(挂钩比例可根据实际动态调整)满足2小时运行要求自建或购买储能，以满足调峰需求;对新建未配储能的新能源项目，暂不考虑并网，以确保平稳供电。

目前各地大多以行政手段对强配储能提出了要求，在电力发用电两端的预测趋于复杂后，配套灵活性调节资源对绿电运营的经济性助益未来会进一步体现。因此，随着技术升级带来的系统成本下降，以及共享储能这类一次性投资较小、风险可控的租赁模式推广，绿电企业配储或购买调节容量的自主意愿度将得到提升。

大基地建设有强配储能需求，目前多数省份要求配套比例在10%~15%，即使考虑电厂配套其他灵活性调节资源对该指标的替代，以及共享储能模式下需求测算转至电网侧，保守估计2024年前实际配储比例低于10%，22~25年仍将带来3.3/5.7/8.5/10.6GW的装机增量，占三侧全部增量的约80%。

清理出新能源指标，优先配给煤电企业

每年清理未按规定时限核准(备案)、开工建设且未申请延期的新能源项目，对清理出来的项目，移除年度建设规模，原有建设指标优先配置给符合条件的煤电企业。

原文如下：

关于公开征求《关于推动煤电新能源一体化发展的工作措施(征求意见稿)》意见建议的公告

为深入贯彻落实《国务院关于支持贵州在新时代西部大开发上闯新路的意见》(国发〔2022〕2号)、《国务院办公厅转发国家发改委、国家能源局关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案的通知》(国办函〔2022〕39号)文件精神，按照《国家发展改革委 国家能源局关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》(发改能源规〔2021〕280号)要求，构建清洁低碳、安全高效的新型电力系统，推动煤电新能源(火风光)一体化多能互补发展，我局研究起草了《关于推动煤电新能源一体化发展的工作措施(征求意见稿)》，现向社会公开征求意见建议。请有关单位和社会各界人士11月15日前反馈意见建议。

附件：关于推动煤电新能源一体化发展的工作措施(征求意见稿).doc

联系电话：18275679670，电子邮箱：[email protected]

贵州省能源局

2022年11月2日

关于推动煤电新能源一体化发展的工作措施

(征求意见稿)

各市(州)、贵安新区能源主管部门，各电力企业：

为深入贯彻落实《国务院关于支持贵州在新时代西部大开发上闯新路的意见》(国发〔2022〕2号)、《国务院办公厅转发国家发改委、国家能源局关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案的通知》(国办函〔2022〕39号)文件精神，按照《国家发展改革委 国家能源局关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》(发改能源规〔2021〕280号)要求，构建清洁低碳、安全高效的新型电力系统，推动煤电新能源(火风光)一体化多能互补发展，特制定如下工作措施。

一、加快推动煤电新能源一体化发展

(一)支持多能互补。对保障电力可靠供应与系统安全稳定运行的托底保供煤电项目，原则上优先通过多能互补模式配置风光资源，在充分利用火电机组增量调节能力的基础上，建立火风光多能互补综合能源基地，实现一体化发展。

(二)强化规划引领。有关发电企业应根据自身资源或拟获取资源配置情况编制多能互补项目实施方案，省能源局会同有关部门委托第三方咨询机构开展评估纳规工作。按年度、经评估具备条件的新增多能互补新能源规模统筹纳入全省电力规划和新能源发展规划及前期计划，并按制定的年度建设计划实施。

(三)鼓励重组推动。煤电企业与新能源企业可通过资产、资源等实施优化重组、资源整合或相互联营，形成多能互补，充分发挥资金、技术、人才等各方优势，共同开发，互利共赢。

二、加强新能源资源的有效配置

(四)现有煤电项目。原则上新增新能源建设指标不占用公共调节能力。对未开展灵活性改造的，原则上不配置新能源建设指标;对开展灵活性改造的，按灵活性改造新增调峰容量的2倍配置新能源建设指标;对拟退役煤电机组不再配置新能源建设指标;对已参与多能互补的煤电项目不重复配置新能源建设指标。有富余调节容量的煤电项目，可按富余调节容量的2倍配置新能源建设指标。

(五)新建煤电项目。新增煤电机组应具备在35%-100%

负荷区间线性调节和快速响应能力，在确保公共调节容量(50%)不被占用的前提下，新能源建设指标可按其设计调节容量减去公共调节容量后的2倍规模进行配置，统一规划，同步建设。

(六)指标配置要求。原则上应就近、打捆配置，布局相对集中，优先考虑有送出能力和调峰资源的煤电项目。推动煤电与新能源项目作为一个整体，统一送出，统一调度，提高送出通道利用率，提升新能源消纳能力。

(七)强化指标管控。省能源局将每年清理未按规定时限核准(备案)、开工建设且未申请延期的新能源项目，对清理出来的项目，移除年度建设规模，原有建设指标优先配置给符合条件的煤电企业。“十四五”期间，存量煤电企业要按年申报新能源项目年度建设规模，并按《省能源局关于进一步加强新能源项目管理有关工作的通知》(黔能源新〔2022〕44号)规定实施。

三、规范煤电新能源一体化项目管理

(八)优选项目业主。各市(州)、县(区)在新能源项目开展前期工作、资源配置、优选项目业主时，要优先选择现有煤电企业或多能互补企业;在年度建设规模项目申报时，要优先上报多能互补项目，优先纳入年度建设规模。

(九)抓好项目储备。煤电企业要加大对新能源项目储备，做好项目规划，落实项目资源、用地、电力接入及消纳等建设条件，及时上报评估，合理安排建设规模和时序，提前取得地方政府和有关部门支持。

(十)支持项目核准(备案)。各市(州)、县(区)要积极支持煤电企业办理新能源项目核准(备案)所需事项。对不在同一区域(跨县区)的煤电新能源一体化项目，可向省能源局申请项目整体备案。

(十一)严格建设管理。煤电新能源一体化项目应严格按照实施方案内容进行项目建设，不得擅自增加或修改建设内容。投资主体应按照国家关于新项目开工管理的要求，在落实项目开工建设条件后施工，确保项目建设运行环保、安全、质量、效益，并按国家相关规定通过验收。

四、支持煤电一体化项目优先并网

(十二)做好消纳保障。对已备案的煤电新能源一体化项目，电网企业要提前规划布局一体化项目建设送出通道，保障一体化项目电网接入和消纳，在核定年度风电光伏发电消纳能力时，可对各县(市、区、特区)煤电新能源一体化项目消纳能力优先单独核定;煤电新能源一体化项目备案后，电网接入与电力送出通道资源优先给予支持与保障。

(十三)确保平稳供电。对未纳入煤电新能源一体化、需参与市场化并网的新能源项目，应根据《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)精神，按不低于新能源装机规模10%(挂钩比例可根据实际动态调整)满足2小时运行要求自建或购买储能，以满足调峰需求;对新建未配储能的新能源项目，暂不考虑并网，以确保平稳供电。

(十四)强化智慧调控。煤电新能源一体化项目业主应与电网企业签订并网调度协议、购售电合同，明确双方责任和义务，确定需系统提供的电力支援和调峰容量、电能计量、电价及电费结算、调度管理方式等。根据系统运行需要响应电力调度调节指令，积极推进一体化智慧联合集(调)控，系统集成管理。

五、加大煤电新能源一体化项目政策支持

(十五)积极协调推动。对评估可行的煤电新能源一体化项目，可向省能源局申请即时纳入建设规模，省能源局将安排专人负责，会同相关部门优化简化办事流程，加快各项手续办理，尽早开工建设，积极推动煤电新能源一体化多能互补项目落地建成。

(十六)强化金融支持。对煤电新能源一体化发展的多能互补项目，积极争取纳入国家政策性金融(基金)支持项目申报;对新建煤电项目，积极推荐纳入贵州省新动能基金项目予以支持;对开展煤电机组灵活性改造的企业，纳入省能源结构调整资金奖补范围。

本措施自印发之日起施行。本措施执行期间，国家有新规定的，从其规定。