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3季度通过可再生能源重大项目库（申报表详见附表1）进行申
报，省级能源主管部门会同省级电网、自然资源、林业、生态环
境等部门，根据电网网架结构和消纳能力、国土空间规划等要素，
每年4季度确定进入省级可再生能源重大项目库项目名单。未进
入省级重大项目库名单的项目，不得参与竞争性配置保障并实施。
（三）竞争性配置保障并网项目。以落实我省消纳责任总量
权重为前提，以新增项目上网电价或国家明确的其他条件为标准，
由省级每年l季度发布竞争配置方案，每年4月底前确定新增项
目纳入年度保障性并网规模。对未进入省级重大项目库名单的项
目和未通过竞争配置取得建设规模项目（自然人项目除外），各地
不得开发建设，电网企业不得办理接入批复。各地不得在竞争配
置外核准（备案）项目，超范围将对相关责任人追究责任并通报
各地政府各相关部门。
（四）推动源网荷储一体化和多能互补发展。各地要结合当
地资源条件和能源特点，优先发展风能、太阳能等可再生能源，
探索构建源网荷储高度融合的电力系统发展路径。存量项目要结
合可再生能源特性，研究论证增加储能设施的必要性和可行性。
增量风光储一体化项目，要优化配套储能规模，充分发挥配套储
能调峰、调频作用，降低风光借发电成本，提升竞争力。鼓励探
索能源数字化转型，建设综合智慧能源系统。
（五）促进项目开发和生态融合发展。各地要积极探索生态
立体利用土地发展可再生能源，在保护生态的前提下，结合土地
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综合利用，充分发挥光伏发电与沙漠治理、农林牧渔业发展协同
优势，依托种植、养殖、生态修复等，因地制宜探索“光伏+"
综合利用商业模式，推动林光互补、农光互补，促进光伏与多种
产业融合发展。生物质发电项目（含垃圾焚烧发电）原则上采用
热电联产机组，严禁掺烧煤炭等化石能源，鼓励采用炉排炉技术。
未纳入《陕西省生活垃圾焚烧发电中长期专项规划》的项目，不
得擅自核准建设。
（六）构建高比例可再生能源新型电力系统。电网企业要主
动适应高比例可再生能源发展，做好可再生能源配套电网规划建
设，电网规划要与省级2021-2030年可再生能源电力消纳责任权
重和各地可再生能源发展规划相衔接，主动加强沟通协调，定期
公布所属区域电网接入和消纳量，合理安排配套电网项目的建设
进度，开辟可再生能源配套电网“绿色通道’’，确保电源电网同步
投产，从源头上强化源网协调发展。
（七）创新推进示范项目建设。鼓励引导地方政府和企业创
新发展和运营模式，建设一批风光储氢、光伏+光热、新能源实
证平台、离网型发电项目、可再生能源与传统多能互补等示范工
程。结合乡村振兴战略，鼓励各地加快启动农村可再生能源行动
计划，结合各地实际出台相关户用光伏、离网分布式、淆洁供暖
等激励政策，营造良好发展环境，为项目开发建设创造有利条件。
二、强化消纳保障
（八）落实消纳责任。大力实施可再生能源电力消纳责任权
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重，各类市场主体要积极参与可再生能源占电力消纳责任权重并
接受监督考核。省级将可再生能源电力消纳责任权重根据用电量、
资源情况和电网网架结构等分解下达各地，由各地承担消纳责任。
根据各市消纳能力，将全省分为I、II、LU类区， I类为具备消
纳空间区域， II类为消纳局部受限区域、LU类为消纳困难区域，
省级每年一季度印发各市年度新能源消纳指引，引导项目合理布
局，推进有序发展。
（九）加快抽水蓄能电站建设。加强要素保障，多措并举加
快镇安抽水蓄能电站建设，确保2023年建成投产。加快富平、
东庄等抽水蓄能电站选点前期工作，力争1-2个站点纳入国家选
点规划并开工建设。结合国家抽水蓄能中长期规划，适应当前及
未来可再生能源大规模高比例发展以及新时期构建新型电力系统
的需要，面向一段时间电力系统对抽水蓄能的需求，提出2-3个
站点争取纳入国家中长期规划，适时开展前期工作。
（十）大力推动储能产业发展。202 1年起，关中、陕北新增
10万千瓦（含）以上集中式风电、光伏发电项目按照不低于装机
容量l0%配置储能设施，其中榆林地区不低于20%，新增项目储
能设施按连续储能时长2小时以上，储能系统满足IO年(5000
次循环)以上工怍寿命，系统容量IO年衰减率不超过20070标准
进行建设，且须与发电项目同步投运。各地要因地制宜采用“光
储’’“风储’’“风光储’’等一体化开发模式，鼓励地方政府或大型
企业牵头在升压站附近配置集中式储能电站。
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三、降低非技术成本
（十一）降低土地成本。各地要全面降低项目土地成本，地
方政府要加强光伏发电项目用地价格管理，分区分类分级发布光
伏发电项目用地指导价格，禁止项目用地层层转包，抬高用地价
格。在政策范围内，植被恢复费和土地复垦费按照低限收取。对
于符合《关于规范光伏复合项目用地管理的通知》(陕发改能新能
源(2020) 933号）的光伏复合项目，其阵列区按光伏组件倾角
对应的正投影面积征收耕地占用税。
（十二）降低融资成本。各地要协调金融机构进一步优化信
贷结构和产品，拓宽绿色融资渠道，引导社会资本绿色投资，积
极为可再生能源提供金融服务；鼓励金融机构将可再生能源开发
利用纳入绿色金融体系，加大对可再生能源项目投资企业的信贷
投放，建立符合可再生能源项目的信用评级和风险管控体系，对
信用良好的投资企业，在国家规定的基准利率基础上适度下浮，
适当延长贷款期限并给予还贷灵活性。
四、规范开发秩序
（十三）进一步规范开发市场秩序。按照国家《关于减轻可
再生能源领域企业负担有关事项的通知》(国能发新能(2018) 34
号），各地不得向可再生能源投资企业收取任何形式的资源出让费
等费用，不得将应由地方政府承担投资责任的社会公益事业柏关
投资转嫁给可再生能源投资企业或向其分摊费用，不得将风电、
光伏发电规模与任何无直接关系的项目捆绑安排，不得强行提取
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收益用于其他用途。
（十四）规范项目招投标。各地要进一步完善招投标制度，
加大市场监管力度，严禁违法转包、违法分包，任何单位和个人
不得将依法必须招标的项目化整为零或以其他任何方式规避招
标；不得将可再生能源基地（园区）或项目公共配套设施等企业
必须公开招标范围的工程，直接要求给企业施工；不得以任何方
式干涉招投标活动；不得限制或者排斥本地区、本系统以外的法
人或者组织参加投标。
（十五）市场化配置外送通道项目。坚持市场导向，优化项
目配置方式，提升电源开发综合效益。选择综合实力强、经营业
绩好、技术水平高、前期工作实、诚信记录优的企业参与跨省外
送通道电源项目建设。按照省级统筹、地方配合，依照国家关于
可再生能源规模配比的要求，采取市场化配置方式确定投资主体、
建设规模和上网电价。竞争性配置采用综合评分方式从高到低依
次纳入开发建设规模，配置办法由省级根据跨省外送通道进展适
时发布。
五、做好放管服
（十六）简化审批手续。各地要进一步优化核准备案程序，
不得增设核准备案前置条件。2万千瓦以上集中式风电由省级核
准，分散式风电和2万千瓦以下风电由市级核准，光伏发电项目
由市级备案。项目开工前，须完成选址、用地、环评、水保、淇
评、林业、电网接入、农（林、渔）业种植（养殖）方案等工作。
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按照省级关于在韩城、神木、府谷、旬阳等开展计划单列市和省
直管县试点的意见，申请省级审批的风电、光伏发电项目由神木、
府谷、韩城、旬阳直接报省。
（十七）强化进度管理。对纳入年度实施方案的保障并网项
目，各地要加强事中事后监管。对于光伏发电项目纳入年度实施
方案后须在6个月内完成备案，备案后1 8个月内全容量建成并
网；风电项目须在纳入年度实施方案后12个月内完成核准，核
准后24个月内全容量建成并网。逾期未核准（备案），未建成投
产的项目自动作废，项目业主2年之内不得参与我省风电、光伏
发电项目开发建设。因不可抗力因素影响项目建设的，原核准（备
案）单位经省级同意后方可办理项目延期手续。
（十八）压实市级责任。各地要完善可再生能源项目建设信
息管理，建立协调推进制度和月报公示制度，将项目前期推进、
开工建设、形象进度、竣工投产等情况定期在网站公示，并上报
省级主管部门。从202 1年开始，省级对各市完成可再生能源电
力总量消纳责任权重和非水电消纳责任权重全面进行监测评价和
正式考核。对建设进展缓慢、排位靠后、不能完成可再生能源电
力消纳责任权重的市（区）进行通报、约谈并抄送各市（区）政
府和省政府领导。
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