16省下发2021年风光建设方案！8省明确规模指标！（文件下载）
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5月20日，国家能源局正式下发《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》，《通知》明确，各省（区、市）完成年度非水电最低消纳责任权重所必需的新增并网项目，由电网企业实行保障性并网，2021年保障性并网规模不低于9000万千瓦。
同时，稳步推进户用光伏发电建设，2021年户用光伏发电项目国家财政补贴预算额度为5亿元，度电补贴额度按照国务院价格主管部门发布的2021年相关政策执行，在确保安全前提下，鼓励有条件的户用光伏项目配备储能。户用光伏发电项目由电网企业保障并网消纳。
在国家政策的支持下，各省陆续发布了2021年风电、光伏发电开发建设方案与项目分配政策。据国际能源网/光伏头条不完全统计，上海市、新疆维吾尔自治区、贵州省、河南省、甘肃省、河北省、云南省、山东省、湖北省、天津市、广东省、四川省、广西壮族自治区、吉林省、内蒙古自治区、陕西省等16省市已发布相关政策。
其中，河南、甘肃、河北、四川、广东、广西、内蒙古、陕西等8省明确风电、光伏规模指标，新疆、贵州、甘肃、河北、山东、湖北、天津、吉林等8省明确光伏配置储能。
在16省市中，需要注意的是，河南今年下发两份关于风电、光伏发展的通知。在最新的文件中，河南省指出，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。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。
除了河南，广东省也发文明确，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。
山东省则明确，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。
另外，四川省和云南省支持"光伏+"模式发展。其中，四川省通过光伏、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。云南省光伏发电项目采用"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。
此外，内蒙古自治区印发分散式风电、分布式光伏发电项目三年行动计划（2021～2023年），特别提到，本计划仅针对于装机容量6兆瓦及以下的工商业分布式光伏发电项目，开发模式为全部自发自用、余电上网两类。单个分布式光伏规模不应超过6兆瓦，原则上要求自用电量比例不低于75%。
明确“风光”装机规模建设指标
国际能源网/光伏头条小编通过梳理，在16个省市中，河南、甘肃、河北、四川、广东、广西、内蒙古、陕西等8省市明确风电、光伏装机规模建设指标。其中：
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。
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。该文件有效期5年。
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。
广西壮族自治区明确2021年拟新增风电保障性并网项目建设指标500万千瓦左右，光伏保障性并网项目建设指标400万千瓦左右。同时，保障性并网的单个风电项目规模不超过20万千瓦（含），单个光伏项目规模不超过15万千瓦（含）。
内蒙古自治区2021-2023年分散式风电、分布式光伏发电规划总量470.5万千瓦，其中分散风电231万千瓦，分布式光伏发电239.5万千瓦。蒙西电网区域393.8万千瓦（分散风电186.9 万千瓦、分布式光伏206.9万千瓦) ;蒙东电网区域76.7万千瓦（分散风电44.1万千瓦、分布式光伏32.6万千瓦）。
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。
河北省明确，河北各市风电、光伏发电保障性并网规模为2184万千瓦，其中风电600万千瓦，光伏发电1584万千瓦。
光伏配套储能
在16个省市中，贵州、甘肃、湖北、河北、天津、吉林、山东、新疆等8省市明确光伏配置储能。
其中，新疆、贵州、湖北、吉林明确要鼓励“源网荷储一体化和多能互补”项目开发建设，积极推动“源网荷储一体化”和“风光储一体化"协同发展。
需要注意的是，湖北省文件明确，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。
甘肃省储能配置要求，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。
天津市则明确，单体容量超过5万千瓦的项目，应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。其中，光伏发电项目承诺储能配比不低于项目装机容量的10% (连续储能时长不低于1小时），储能设施须在发电项目并网后两年内建成投运。
16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
关于征求《陕西省2021年风电光伏发电项目开发建设有关工作的通知（征求意见稿）》的通知
《通知》指出，竞争性配置确定2021年保障性并网规模。根据非水可再生能源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，结合全省全社会用电量和可再生能源接入消纳等情况，经商电网公司，确定2021年保障性并网风电和光伏发电建设规模为600万千瓦。集中式风电项目和普通光伏发电项目须通过竞争性配置纳入2021年保障性并网规模。符合申报要求的非自然人分布式光伏发电项目可直接纳入2021年保障性并网规模，但应于1年内全容量建成并网。
其次，加快存量项目和新增项目建设。“十三五”分散式风电、2019年和2020年平价风电、光伏发电项目、2019-2020年竞价未建成转平价光伏发电项目直接纳入保障性并网项目范围。各市要督促项目建设单位加快建设，及时协调解决存在的突出问题，确保在约定的时间内并网发电，对确实不具备建设条件的应及时清理废止。纳入陕西省本年度保障性并网规模的光伏发电项目应在2022年底前全容量建成并网、风电项目应在2023年底前全容量建成并网。未按规定申请延期的，以及在规定时间内未全容量建成并网的取消保障性并网资格，建设单位2年内不得参与陕西省可再生能源项目竞争配置，企业纳入失信“黑名单”。
另外，简化接网手续做好配套送出工程建设。电网企业要切实做好可再生能源配套电网的规划建设、简化接网流程、方便接网手续办理，确保纳入年度开发建设方案的保障性并网项目”能并尽并”;要统筹做好新能源与配套送出工程的统一规划，考虑规划整体性和运行需要，优先由电网企业承建可再生能源配套送出工程，满足新能源并网需求，确保工程与电源建设的进度相匹配。对建设有困难或建设时序不匹配的配套工程，可允许发电企业投资建设。建设完成后，经双方协商，可在适当时机由电网企业依法依规予以回购。
最后，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，各市要组织风电、光伏发电项目企业按月及时在国家可再生能源发电项目信息管理平台填报、更新核准、开工、在建、并网等项目信息，为促进行业健康有序发展提供数据支撑。对未按要求报送项目信息的企业，酌情减扣下一年度竞争性配置得分。
此外，在竞争配置办法中，项目申报范围包括集中式风电项目、普通光伏项目和非自然人分布式光伏项目。同时，集中式风电项目、普通光伏项目原则上单体规模不小于5万千瓦，不超过25万千瓦。非自然人分布式光伏项目需提供产权权属、租赁证明、现场照片、屋顶承载力报告(结构图)等文件。符合要求可直接纳入2021年度保障性并网规模，由电网企业保障性并网。
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
《广西壮族自治区发展和改革委员会关于申报2021年陆上风电、光伏发电项目的通知》
《通知》明确，广西2021年拟新增风电保障性并网项目建设指标500万千瓦左右，光伏保障性并网项目建设指标400万千瓦左右。
项目申报分为保障性并网项目和市场化并网项目两类。保障性并网的单个风电项目规模不超过20万千瓦（含），单个光伏项目规模不超过15万千瓦（含）。市场化并网的项目总规模原则上不作限制，每个项目要提出具体建设方案，总装机容量在50万千瓦及以上的项目要明确建设时序，分年度建设，有序投产。此外，保障性并网项目于2021年6月30日前报送，市场化并网项目拟采取滚动报送方式。
为避免资源过度集中，每个企业（按二级公司）保障性并网风电和光伏发电项目容量指标均不得超过全区风电、光伏发电年度安排保障性指标容量的10%。
同时要求，2020年底以前获得建设指标的存量项目在2021年和2022年并网的直接纳入保障性并网项目范围。2018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，2021年底前未全容量并网的，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，2022年6月底仍未并网的，项目建设指标作废。
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。
此外，项目须建于国家允许建设光伏项目的场地、不占用基本农田，不涉及国家重点生态功能区县产业准入负面清单规定的禁止开发区域和生态红线等限制开发的区域，其中土地落实情况满分30分。全部利用固定建筑物屋顶、墙面等建设的分布式光伏电站不需参与竞争性配置，直接列入年度建设方案。
河北省：15.84GW光伏+6GW风电，不竞电价，配储能
《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，根据文件，河北省各市风电、光伏发电保障性并网规模为2184万千瓦，其中风电600万千瓦，光伏发电1584万千瓦。
保障性并网项目申报条件应满足开发企业资金实力强，具有开发建设和运营经验，企业负债率低的企业。落实项目用地条件，能够提供项目场址拐点坐标，落实用地面积与申报建设规模用地基本一致，且不涉及基本农田、林地及生态红线等问题；优先支持电源点侧配置一定规模储能装置，优先支持通过技术升级，促进成本降低或开展土地综合利用的示范项目。已上报国家源网荷储和多能互补示范项目不列入本次申报范围。
文件还明确并网时间，风电项目应于2023年12月31日前全容量建成并网，光伏发电项目应于2022年12月31日前全容量建成并网。
《通知》还指出，户用光伏发电、工商业分布式光伏发电项目由电网企业保障并网消纳。在确保安全前提下，鼓励有条件的分布式光伏发电项目配备储能。对于户用光伏发电、工商业分布式光伏发电项目，企业可自由选择全额上网、自发自用余电上网、全部自用三种运营模式。
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》
《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。
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：积极推动“源网荷储-体化”和“风光储一体化""协同发展
《关于有序推动2021年新增风电、光伏发电项目竞争优选相关工作的通知》
将做好2021年新增风电、光伏发电项目竞争配置有关工作通知如下：
一、合理确定首批新能源项目消纳空间。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。
二、科学确定竞争要素。积极推动“源网荷储-体化”和“风光储一体化"协同发展。结合区域实际确定竞争配置评分标准，不得设置或变相设置有违市场公平的条款，针对存在“圈而不建”等违约情况的企业，合理制定退出机制。
三、依法依规开展竞争优选工作。
四、确保新建项目和法合规。按规定履行竞争配置和核准(备案)手续，严禁“先建先得、未批先建"。项目选址应充分与区域电力公司衔接，确保新能源项目和配套送出工程同步建设，同步投产。
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：光伏发电项目投产一年内配套储能
《贵州省风电光伏发电项目管理暂行办法（征求意见稿）》
《办法》明确：
1、为满足电网安全稳定运行及调峰需要，已投产的风电、光伏发电项目应在投产一年内配套储能；新建的风电、光伏发电项目应按照“同步规划、同步设计、同步建设、同步投产”的原则配套储能；储能建设规模不应低于电网测算建议配置的规模；对自建储能困难的企业可购买同等容量的储能服务。
2、省能源局将建立全省风电、光伏发电项目库，未列入规划项目库的风电、光伏发电项目，原则上不得核准（备案）。
3、优先鼓励“风光水火储一体化”和“源网荷储一体化”风电、光伏发电项目以及光伏+等。
4、配套电网送出工程原则上由电网企业投资建设，若电源与电网投产时间不一致，可由电源企业申请自建。
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：2021-2023年规划分散式风电2.31GW，分布式光伏发电2.395GW
内蒙古自治区能源局印发《内蒙古自治区分散式风电、分布式光伏发电项目三年行动计划（2021～2023年）》的通知
文件指出，各盟市能源主管部门要加快推进存量分散式风电项目建设，2019年之前安排的存量项目原则上应于2021年底前全容量并网，2019- 2020年安排的项目应于2022年底前全容量并网，各盟市能源主管部门应及时对未能按规定时限内建成投产的项目予以清理废止。对全区分散式风电、分布式光伏三年行动计划进行滚动调整，各盟市能源主管部门不得在三年行动计划滚动调整前提前安排、核准(备案)后两年的项目。
本计划仅针对于装机容量6兆瓦及以下的工商业分布式光伏发电项目，开发模式分为全部自发自用、余电上网两类，其中余电上网电量比例不高于25%。单个分布式光伏规模不应超过6兆瓦，原则上要求自用电量比例不低于75%。
本次计划指出，2021-2023年分散式风电、分布式光伏发电规划总量470.5万千瓦(分散风电231万千瓦、分布式光伏发电239.5万千瓦)，其中蒙西电网区域393.8万千瓦(分散风电186.9 万千瓦、分布式光伏206.9万千瓦) ;蒙东电网区域76.7万千瓦(分散风电44.1万千瓦、分布式光伏32.6万千瓦)。
蒙西电网区域2021-2023年分散式风电、分布式光伏发电规划目标
结合蒙西电网2021~2023年新能源消纳条件和用电负荷增长情况，规划蒙西地区2021~2023年分散式风电规模分别为43万千瓦、84.2 万千瓦、59.7万千瓦;规划蒙西地区2021~2023年分布式光伏规模分别为39.4万千瓦、90.7万千瓦、76.8万千瓦。
蒙东电网区域2021-2023年分散式风电、分布式光伏规划目标
结合蒙东电网2021~2023年新能源消纳条件和用电负荷增长情况，规划蒙东地区2021~2023年各年分散式风电规模分别为17.2万千瓦、12.8万千瓦、14.1万千瓦;规划蒙东地区2021~2023年分布式光伏规模分别为15.6万千瓦、9.9万千瓦、7.1万千瓦。
同时，坚持集中式与分布式并举的原则，推动风电、光伏发电快速发展，重点推广乡村振兴和民生改善工程、新能源供热示范小镇以及多场景高效融合的其他分散式风电和分布式光伏发电项目。
·分布式光伏+建筑：推广分布式光伏开发利用与医疗、学校、文化、车站、政府机关、物流中心等行业大型建筑结合，合理布局光伏发电设施;逐步推动在新建建筑物上安装光伏系统，实现光伏建筑一体化。
·分布式光伏+交通：推广分布式光伏开发利用与交通行业高效融合，结合新能源新材料应用，在服务区、边坡等公路沿线合理布局光伏发电设施，加快发展绿色交通建设。
·分布式能源+其他场景：鼓励在风光资源优越、土地资源紧缺、偏远地区、农区牧区、农村配网末端、工业园区、经济开发区等区域发展分散式风电、分布式光伏，就近接入当地电网，促进土地资源高效利用。
在分布式光伏发电项目选址要求方面：
（1）分布式光伏发电项目选址应在工业园区、大型建筑、公共建筑等用电负荷较大的区域，结合建筑条件发展屋顶分布式光伏，鼓励光伏建筑一体化。开发企业可充分利用农区牧区棚圈庭院、农光互补等形式建设分布式光伏系统。支持分布式光伏与交通行业融合，在服务区、边坡等公路沿线合理布局光伏发电设施。
（2）分布式光伏发电项目原则上不得新增占用土地，不鼓励地面分布式光伏电站。结合建筑物开展的分布式光伏发电项目，项目所依托的建筑物及设施应具有合法性，应在限建范围外且满足消防、防雷、防风、屋顶荷载、日照影响等因素。
（3）分布式光伏选址还应满足自然资源、住房与城乡建设等管理部门的相关规定，并与城市空间环境品质塑造有机结合，与既有建筑物、设施等相协调。
此外，分布式光伏发电项目应以35千伏及以下电压等级接入电网配电侧，不得升压外送。同时，严格控制并网时间。在当年建设计划规模内的分散式风电、分布式光伏发电项目，必须于当年核准、备案并开工建设，分散式风电项目必须于次年12月底建成并网，分布式光伏发电项目必须于次年6月底建成并网。对于未按规定时间并网的项目，盟市能源主管部门应及时予以废止。
对于利用分散式风电拆分建设集中式风电项目、以开发分布式光伏名义变相建设集中式光伏电站的情形或存在转卖分散式风电、分布式光伏发电项目建设规模等投机行为的，3年内(自规定并网时间起)不得申报自治区各类型风电、光伏发电项目。
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。
来源：国际能源网/光伏头条