浙江：大力推进“隔墙售电” 支持风电光伏项目与电力用户开展直接交易！

北极星售电网获悉，日前浙江省发改委发布关于促进浙江省新能源高质量发展的实施意见（修改稿），其中指出：全面推行省级绿色电力积分。连接国家绿证制度和国际绿证体系，适度扩大核发范围，简化核发流程，并做好与可再生能源消纳责任权重管理的衔接。建立基于市场需求、反映发电储能成本、鼓励先进技术的价格机制，降低认购成本。构建绿电积分与非水可再生能源电力消纳量、碳排放量、能耗的抵扣机制，积极开拓绿电积分在绿色生产、绿色消费、绿色贸易领域的应用场景。

推进风电光伏项目与用户直接交易或使用。按照有关规定尽快明确分布式发电市场化交易“过网费”标准，大力推进分布式新能源就近开发利用。编制并发布适用于风电光伏项目与用户直接交易的市场规则与标准合同范本，大力支持风电光伏项目与电力用户开展直接交易，鼓励双方签署长期购售电协议。积极支持在工业园区、大型生产企业和大数据中心等周边地区因地制宜开展新能源电力专线供电试点。做好与燃煤发电上网电价市场化改革的衔接工作。

详情如下：

省发展改革委关于公开征求《关于促进浙江省新能源高质量发展的实施意见（修改稿）》意见的函

为助力实现双碳目标，贯彻“四个革命 一个合作”能源安全新战略，全面践行绿水青山就是金山银山的发展理念，加快构建以新能源为主体的新型电力系统，提高我省电力自给能力，推动以海上风电、光伏发电为主的新能源高质量发展，我们起草了《关于促进浙江省新能源高质量发展的意见（修改稿）》，在前期征求有关厅局和地市意见的基础上，现向社会公开。

欢迎有关单位和个人提出意见建议，时间2021年11月29日至12月7日。以企事业单位名义反馈意见的，请加盖公章；以个人名义反馈意见的，请署名和联系方式。

联系人：宁德军；电话：0571-87056203；邮箱：ningdj.fgw@zj.gov.cn。

附件：关于促进浙江省新能源高质量发展的意见（修改稿）

浙江省发展和改革委员会

2021年11月29日

关于促进浙江省新能源高质量发展的实施意见

（修改稿）

为助力落实双碳目标，贯彻“四个革命 一个合作”能源安全新战略，全面践行绿水青山就是金山银山的发展理念，加快构建以新能源为主体的新型电力系统，提高我省电力自给能力，推动以海上风电、光伏发电为主的新能源高质量发展，现提出以下意见。

一、大力推进“风光倍增工程”

1.稳步推动海上风电平价上网。按照“逐步退坡、鼓励先进”的原则逐年制定海上风电上网电价，实施财政、金融等支持，支持省管海域海上风电项目逐步实现平价上网。2022-2025年通过竞争性配置确定需要扶持的项目，分年度装机总容量分别不超过 50万千瓦、100万千瓦、150万千瓦、100万千瓦。

2.加强规划计划和项目推进。加快建设浙江海上风电基地，积极推进在建项目。组织修编《浙江省海上风电发展规划》，实现我省近海海上风电规模化发展。逐步探索利用专属经济区建设深远海海上风电。结合浙江沿海水域通航环境实际，制定出台风电场建设和运维安全管理办法等配套管理制度，建立协同管理机制，加强信息通报、联合监管和应急处置联动，组建专业运维船队，集约运维资源和救助力量，建立运维救助一体化机制和运维救助联防体，提升区域性海上风电应急处置能力。

3.深挖分布式光伏潜力。开展整县（市、区）推进屋顶分布式光伏规模化开发试点，推广光伏建筑融合发展，支持党政机关、学校、医院等新建公共建筑安装分布式光伏，鼓励现有公共建筑安装分布式光伏。深化可再生能源建筑应用，开展建筑屋顶光伏行动。允许分布式光伏电站在原电站容量不增加的基础上，通过改造升级腾退屋顶资源新上项目。

4.鼓励集中式复合光伏。在符合国土空间总体规划的基础上组织编制全省集中式光伏专项规划，并做好与其他相关专项规划的衔接。鼓励使用废弃矿山、低丘缓坡等非耕地和园地资源，结合现代农业、渔业养殖等功能建设集中式复合光伏项目。探索光伏风电用海立体分层设权，拓展海域立体利用空间，鼓励利用围海养殖区、近海滩涂区、围而未填海域等海域空间建设滩涂光伏项目。鼓励光伏与生态修复、污染治理相结合。

二、强化接入消纳保障

5.建立可再生能源电力消纳保障机制。制订《浙江省可再生能源电力消纳保障实施方案》，科学确定全社会、责任主体的消纳责任，建立消纳责任权重的监测、统计、考核和奖惩机制。将风电、光伏及沼气、秸秆等生物质能发展和消纳情况列入设区市“十四五”能耗双控考核，新增可再生能源消费在三年内不纳入各地能源消费总量。有效挖掘需求侧响应资源，引导全社会树立节能低碳生活理念，建立需求响应资源池，实现“荷随源动”的时空精准响应，有效保障新能源消纳。

6.全面推行省级绿色电力积分。连接国家绿证制度和国际绿证体系，适度扩大核发范围，简化核发流程，并做好与可再生能源消纳责任权重管理的衔接。建立基于市场需求、反映发电储能成本、鼓励先进技术的价格机制，降低认购成本。构建绿电积分与非水可再生能源电力消纳量、碳排放量、能耗的抵扣机制，积极开拓绿电积分在绿色生产、绿色消费、绿色贸易领域的应用场景。

7.加快建立绿色能源消费认证、标识和公示制度。加快建立以绿色电力积分为标识的绿色能源消费计量标准，修订重点行业企业碳排放核算指南，不将绿色电力消费计入碳排放量核算，探索绿色电力消费抵扣一定比例能耗。鼓励各地出台促进各类电力用户购买新能源电力及绿色电力制造产品的激励措施，推动新能源绿色电力在分行业、分领域应用，全面提升全社会用能清洁化水平，支持企业将绿色电力消费情况纳入企业社会责任报告。

8.加强电网配套设施建设。电网企业要加强与地方能源中长期规划和年度建设方案的衔接，在电网规划、设计、调度运行中，充分考虑新能源发展对电力系统安全稳定运行及可靠供电的影响，及时调整电网规划建设以适应风电、光伏发电项目的发展需求，优化电网投资计划安排，做到电源、送出工程与电网建设进度匹配，电网、电源同步建成投产；对电网企业建设有困难或规划建设时序不匹配的新能源配套送出工程，在充分论证并完全自愿前提下，允许发电企业投资建设；发电企业建设的新能源配套工程，经电网企业与发电企业协商同意，可在适当时机由电网企业依法依规进行回购。

三、强化空间要素保障

9.加强空间规划衔接。在国土空间规划中充分考虑新能源用地、用海需求，通过空间留白等方式为新能源开发利用预留空间。各地根据需要可开展新能源专项规划编制工作，并与其他专项规划做好衔接。建立用海退出机制，对生态环境存在严重影响或因海域使用权期满不续、超过设计使用年限及其他原因废弃的光伏、海上风电项目，要依法收回海域使用权并予以拆除。

10.探索有利于新能源发展的差异化建设政策。科学评价风电光伏项目的生态环境影响和效益，按照审慎包容原则，在不同区域内探索有利于新能源发展的差异化建设政策，对于具有生态保护和修复效益且建设过程不破坏生态环境或可恢复原有生态环境的新能源项目，允许在生态保护区非核心区域开展建设。

11.优化空间利用负面清单。严禁占用耕地建设光伏项目，严禁在生态保护红线内和国家相关法律、法规、政策禁止的区域内建设光伏、风电项目。禁止在苗圃地、宜林地和覆盖度小于50%的灌木林地以外的林地，以及各类自然保护地（国家公园、自然保护区、自然公园）、濒危物种栖息地、国家重要湿地内建设光伏项目。严禁在水利工程管理范围、饮用水水源保护区（包括农村饮用水水源地）内建设光伏项目，不得占用风景名胜区与自然保护区内的水域、蓄滞洪区、省市级河道以及其他行洪排涝骨干河道、总库容10万立方米以上水库、面积50万平方米以上湖泊和其他环境敏感区内的水域等重要水域。光伏项目开工建设后，地方不得随意变更项目用地的土地性质。新建海上风电项目用海原则上在离岸距离不少于10公里、滩涂宽度超过10公里时海域水深不少于10米的海域布局。严格按照有关规划引导海上风电和光伏项目海底电缆路由优先选择廊道区，确实无法进入的，经科学论证后集中布设。

12.明确复合用地政策。完善光伏复合项目建设要求（含光伏方阵架设高度）、认定标准，并明确监管措施。符合本地区光伏复合项目建设要求和认定标准的项目，变电站及运行管理中心、集电线路杆塔基础用地、生物质能收贮中心和加工场所用地按建设用地管理，依法办理建设用地审批手续;场内道路用地符合农村道路认定标准的可按农村道路用地管理；利用农用地布设的光伏方阵可不改变原用地性质;采用直埋电缆方式敷设的集电线路用地，实行与项目光伏方阵用地同样的管理方式。占用小于10万立方米坑塘水面建设光伏电站项目的，按规定办理建设用地和涉河涉堤建设项目审批手续。复合光伏发电站项目用地中按农用地、未利用地管理的，除桩基用地外，不得破坏地面和耕作层，否则依法应当办理建设用地审批手续。建设光伏电站涉及水域和水工程的，按照有关法律法规和技术规范规定，不得破坏原有水系，并应报有管辖权的水行政主管部门办理涉河涉堤建设项目审批手续；占用水域的，应当根据被占用水域的面积、容积和功能，采取功能补救措施或者建设等效替代水域工程，实行占补平衡。建设光伏电站涉及林地的需按照相关法律法规办理审核审批手续。

13.强化地面光伏电站复合功能建设。新建复合地面光伏电站光伏组件安装高度最低处不低于2米，方阵前后阵列中心间距原则上不少于7米，光伏方阵下方可进行机械化农作物耕作，利用山地等不具备机械化作业条建设地面光伏电站的，可适当降低标准。光伏组件覆盖密度满足农林作物透光要求，确保地面正常开展农（林）业种植。渔光互补光伏电站光伏组件覆盖密度需不影响水质，适合渔业养殖。在水产养殖场所设置光伏组件不得影响水质、水产养殖和产品捕捞。已建和新建复合地面光伏电站需严格开展农（林、渔）业种植（养殖），切实发挥项目综合效益。项目业主每年底需向地方发改、自然资源、农业、林业等部门提交下年度农（林、渔）业生产计划，地方部门应予以配合支持，并定期检查和督促落实。大型火电厂场区内、工业园区内建设用地的地面光伏电站不做复合功能要求。

四、完善财税金融政策

14.强化财税政策支持。将支持新能源发展列入省级碳达峰碳中和财政政策体系，优化省级发展改革专项资金（可再生能源发展方向）使用机制，鼓励市县出台支持光伏、生物质能等新能源和储能发展的财政政策。税收优惠政策，对符合条件的风电产品实行增值税即征即退50%政策。

15.加大绿色金融支持力度。以省碳达峰碳中和数字平台建设为契机，依托省企业信用信息平台，加强海上风电、光伏项目等在金融领域的信息共享，推进碳账户金融应用场景建设。积极拓宽投融资渠道，综合运用绿色信贷、绿色保险、绿色债券、绿色产业基金等绿色金融产品和工具，在风险可控的前提下加大对海上风电、光伏项目、生物质能的支持力度，引导金融机构建立符合新能源企业和风电光伏项目特点的信贷管理机制。创新金融产品和服务手段，加大对新能源领域小微企业、民营企业的金融支持力度。符合条件的能源领域公益性项目可申请地方政府专项债券支持。探索开展风电、太阳能电站基础设施不动产投资信托基金（REITs）、资产证券化（ABS）业务。鼓励保险机构开发针对新能源的保险产品和服务。

五、加快改革创新

16.简化项目审批（备案）程序。进一步深化投资审批制度改革，各地建立风电、光伏项目集中审批绿色通道，优化新建建筑光伏备案并网流程，制定项目准入负面清单和企业承诺事项清单。对以风电、光伏为主体的多能互补、源网荷储、微电网等综合能源项目，可作为整体进行统一备案。建立负面清单制度，对涉嫌倒卖项目前期文件、长期占据资源不开发以及电站运维情况较差、农（林、渔）业实施不到位等业主及企业，经核实后纳入黑名单和电力领域失信联合惩戒对象名单，并与信用能源系统衔接，录入网站进行公示。光伏发电项目不得擅自关停，确有需要的，应向当地发改部门提出申请并告知电网企业。

17.推进风电光伏项目与用户直接交易或使用。按照有关规定尽快明确分布式发电市场化交易“过网费”标准，大力推进分布式新能源就近开发利用。编制并发布适用于风电光伏项目与用户直接交易的市场规则与标准合同范本，大力支持风电光伏项目与电力用户开展直接交易，鼓励双方签署长期购售电协议。积极支持在工业园区、大型生产企业和大数据中心等周边地区因地制宜开展新能源电力专线供电试点。做好与燃煤发电上网电价市场化改革的衔接工作。

18.以数字化改革推动降本增效。建设可再生能源项目全周期管理服务、绿色电力积分两大应用场景，统筹电力、空间、气象、地质、生态等数据资源，开展全省光伏、风电资源调查，建立可开发资源数据库，向市县以及开发企业开放，形成网格化、立体式新能源资源详查评估服务体系。逐步构建省级可再生能源数字化治理体系，开展光伏等新能源项目发电效能监测分析，协助项目业主开展效能分析和运行维护，解决异常故障问题，有效提升发电效率与低碳效能。为全省风电、光伏可再生能源高质量发展提供高水平支撑和全过程服务。