近日，国家能源局新能源和可再生能源司副司长熊敏峰公开表示，过去的一年，我国光伏行业暴露出实施光伏强制配套产业、配置储能等现象，尤其是储能建而不用，光伏与电力市场的收益风险加大。
据中国光伏行业协会名誉理事长王勃华解析，近年来，光伏电站按容量以某一比例配置储能作为辅助消纳与支撑电网的措施，成为电站开发建设的前置条件。在储能商业模式尚不完善的情况下，强制配储给投资商带来了巨大的负担，且很多省份配储要求有愈演愈烈的趋势。但实际运行中，大部分光伏电站所配置的储能系统被电网调度情况较少，难以获得相关收益。
王勃华称，据企业测算，按照100MW项目配置10%/2h储能系统的要求，电站端成本将增加不少于0.3元/瓦，在此基础上，每增加10%的储能比例，电站成本将增加约0.3元/瓦。
截至目前，全国已有46个地区发布新能源配套建设储能的相关文件。其中山东、河南等地新能源配储比例已经高达40%以上（详细配储要求见下文）。
熊敏峰表示，将会同有关方面研究优化储能调度运行机制，着力解决储能建而不用的问题。
2023年1月15日，湖北省能源局印发《关于2023年新能源开发建设有关事项的通知》（原文见文末），提出了对抽水蓄能电站和新型储能项目配套新能源项目的新要求，以促进新能源消纳和市场化。
抽水蓄能电站在2023年底前主体工程开工的，大型抽水蓄能电站配套装机规模10%的新能源项目，中小型抽水蓄能电站配套装机规模20%的新能源项目。
对2022年底前建成投产的储能电站，按储能电站富余调节容量的5倍配套新能源项目；考虑疫情影响，对2022年底前已开工的化学储能电站，按照相同比例计算富余调节容量可配套新能源项目的总量，但建成时间每逾期一个月，总量分别扣减20%。列入省级示范项目名单并在2023年底前主体工程开工的，按照不超过储能电站调节容量的5倍配置新能源项目。
之前湖北曾在《湖北省2021年新能源项目建设工作方案》提出，可配置的新能源项目规模小于基地规模的，不足部分应按照化学储能容量不低于10%、时长不低于2小时、充放电不低于6000次的标准配置储能。而据此次湖北印发的文件，按装机容量5倍计算，新能源配套储能的装机比例为20%，较此前提高了10%。
此外，湖北此前公布的2021年平价新能源项目中，共安排来自25家企业集团的37个集中共享式储能电站、总容量达2536MW/5372MWh，然而截至目前实际进入招标建设环节的不多。
其实早在2022年3月4日，新疆曾在《服务推进自治区大型风电光伏基地建设操作指引（1.0版）》中提出，在储能规模基础上增加新能源容量的规则，鼓励长时储能项目配建能规模4倍的风电光伏发电项目，新能源配储能装机比例为25%。
在配套储能推进路径方面，对建设4小时以上时长储能项目的企业，允许配建储能规模4倍的风电光伏发电项目。鼓励光伏与储热型光热发电以9∶1规模配建。
且鼓励并网运行超过15年的风电场开展改造升级和退役，新增规模为新建4小时以上时长储能规模的4倍，促进风电产业提质增效和循环发展。
在新增负荷消纳路径方面，按照新增负荷的1.5倍配置新能源建设规模，并配建一定比例、时长2小时以上的储能规模。此外，利用戈壁、沙漠、荒漠，建设与治沙、农业、畜牧业相结合等关联产业互补路径的光伏发电项目，对建设4小时以上时长储能项目的企业，允许配建储能规模5倍的光伏项目。
详细原文如下：
省能源局关于2023年新能源开发建设有关事项的通知
各市州县发改委、局(能源局),国网湖北省电力公司:
为构建新型能源体系,加快风光水火储多能互补一体化和源网荷储一体化发展,助力碳达峰、碳中和目标实现,现就2023年新能源开发建设有关事项通知如下。
一、支持范围
(一)对煤电灵活性改造、新建清洁高效煤电配套新能源项目
支持煤电与新能源联营,煤电灵活性改造和新建清洁高效煤电按照新增调峰容量认定灵活调节能力,配套其能力2倍的新能源项目。煤电项目在2023年底前主体工程开工的,配套其能力1倍的新能源项目;建成投运后,再配套其能力1倍的新能源项目。灵活调节能力不得重复使用。
(二)对燃气发电机组配套新能源项目
支持燃气机组在电力保供中更好发挥作用,按照不超过燃气发电设计出力的0.5倍配套新能源项目。
(三)对抽水蓄能电站配套新能源项目
支持抽水蓄能与新能源协调发展,按照抽水蓄能电站装机规模配套新能源项目。抽水蓄能电站在2023年底前主体工程开工的,大型抽水蓄能电站配套装机规模10%的新能源项目,中小型抽水蓄能电站配套装机规模20%的新能源项目。后续视抽水蓄能电站建设进度逐年安排。
(四)对新型储能项目配套新能源项目
支持2021年公布的集中式(共享式)化学储能电站发挥调峰作用。对2022年底前建成投产的储能电站,按储能电站富余调节容量的5倍配套新能源项目;考虑疫情影响,对2022年底前已开工的化学储能电站,按照相同比例计算富余调节容量可配套新能源项目的总量,但建成时间每逾期一个月,总量分别扣减20%;建成时间以项目单位向电网企业提交并网申请的日期为准。支持相关企业在湖北开展全钒液流储能、铁锌分层液流储能、压缩空气储能、飞轮储能等先进储能技术试点示范应用,相关项目列入省级示范项目名单并在2023年底前主体工程开工的,按照不超过储能电站调节容量的5倍配置新能源项目。储能电站应早于新能源项目建成。
(五)对试点示范的可再生能源制氢项目配套新能源项目
支持在具备条件的地区发展可再生能源规模化电解水制氢。制氢项目在2023年底前主体工程开工的,按照1000Nm3/h制氢能力配套50MW新能源项目,并视同配置储能。制氢项目应早于新能源项目建成。
(六)十个百万千瓦新能源基地和奖励产业发展续建新能源项目
支持十个风光火储百万千瓦新能源基地在承诺的配套调节能力建成投产后,配套第三批新能源项目。支持2022年通过核查的新能源装备制造产业项目在完成全部投资后,申报后续风电项目。项目单位实际形成的调节能力、实际完成的投资应委托专业中介机构审核后出具第三方证明。
二、申报要件
(一)项目业主单位营业执照复印件。
(二)光伏发电项目备案证明。风电项目通过湖北省投资项目在线审批监管平台申请赋码证明。
(三)县级以上自然资源等部门出具的项目用地合规性证明。
(四)项目用地权属证明。光伏发电项目使用自有土地的提交土地证复印件,租赁土地的提交土地租赁合同复印件。风电项目提交县级以上自然资源部门出具的规划选址和土地预审的初审意见。
(五)项目所在地电网企业出具的支持新能源项目接入电网意见。意见明确新能源项目拟接入的变电站、接入电压等级、送出工程距离等。对申请接入同一变电站、存在竞争关系的新能源项目,由项目所在地发改委(局)组织竞争性配置,确定优先支持的项目。
(六)灵活调节能力设施建设方案。包括项目类型、核准(备案)文件、建设计划、配套比例、配套方式(自建、购买)、时间进度安排及完成情况证明(开工、建成)等。
(七)项目业主单位信用承诺书。承诺提交材料真实有效、按相关要求开展项目建设并接受监管,由法人代表亲笔签署。
三、工作流程
(一)从本通知印发之日起,各投资开发企业即可通过“湖北新能源项目管理平台”填报储备项目信息,平台网址:http://nydsjzx.hb.sgcc.com.cn/energy。
(二)项目业主单位向相关部门申请办理相关文件。
(三)项目业主单位将项目前期工作要件上传到“湖北新能源项目管理平台”。待所有要件齐备后,向所在县(市、区)发改局书面申请列入湖北省新能源项目名单。因存在接网竞争关系暂不能取得所在地电网企业支持意见的,先报送接网方案。
(四)县(市、区)发改局审核项目要件,将审核通过的项目推送所属市州发改委(能源局)。市州发改委(能源局)将要件齐全的项目推送省能源局。对存在接网竞争关系的项目,由拟接入变电站调度关系所在电网企业同级的发改委(局)组织开展竞争性配置,将竞配结果告知相关项目单位,项目单位取得电网企业支持意见后,市州发改委(能源局)再推送。
(五)省能源局及时确认新能源项目名单,明确建成时间、配套调节能力、监管措施等要求,向社会公开。不符合申报要求、不属于支持范围的项目,不列入项目名单。
四、工作要求
(一)各地发改委(局)要组织开展存量项目清查,准确掌握辖区范围内所有已纳规新能源开发项目及挂钩调节能力建设项目的实施情况,督促项目单位加快建设,杜绝“圈而不建”。已纳规项目及挂钩调节能力建设项目已超出规定时限未建成的,在建成之前项目主要投资方不得申报新项目,在建项目因客观原因难以全容量建成的可申请减容建设。已纳规项目已超出规定并网时间未开工的,从原项目清单中剔除。各地存量项目清理情况结合项目调度工作,于2月3日前以地市为单位向省能源局书面报告。
(二)各地发改委(局)要组织开展新能源资源普查,加大与同级自然资源、生态环境、水利、林业、住建等部门和电网企业的沟通衔接,准确掌握可开发风光资源、可利用土地(林地、水面)、电网接入能力等情况,加强统筹规划和项目储备,明确开发建设单位遴选条件和方式,避免碎片化。要不断优化新能源投资环境,降低非技术成本,提升新能源开发的综合效益。凡有企业反映地方将配套产业作为项目开发建设门槛、违规增加企业负担等情形的,在整改到位并向省能源局作出书面承诺之前,暂停安排新能源项目。
(三)风光火储百万千瓦新能源基地所在地发改委(局)要进一步优化基地建设实施方案,优先为基地预留建设场址,优先申报基地第三批项目。有已核准抽水蓄能电站项目的地方发改委(局)要统筹站点所在县(市、区)及周边风光发电资源,支持抽水蓄能电站业主单位独立开发建设或者牵头开发建设,采取资本融合、长期协议、一体化项目等方式实现抽水蓄能项目与风光发电项目联营。
(四)各投资开发企业要依据新能源发展政策和各地发展规划,发挥各自优势开展新能源项目策划和前期工作,加强行业自律,避免恶性竞争。鼓励整体规划、分步实施新能源项目。对纳入省能源局确认名单的项目要抓紧实施,按月填报项目投资完成情况、形象进度,按时建成投产。对一体申报、一体确认、一体实施的新能源发电和调峰储能项目(含制氢项目)的成本利润要统一核算。
(五)省电力公司要建立电源项目接入电网工作制度,及时出具新能源项目接入系统设计方案回复意见。要对电源企业是否按承诺履行配套调节能力建设责任进行核查,未履行的不予结算新能源项目电费。要依据新能源项目建设需要及时优化电网规划建设方案和投资计划安排,不断提升新能源接网能力。
本通知由省能源局新能源处负责解释。
湖北省能源局
2023年1月12日
服务推进自治区大型风电光伏基地建设操作指引（1.0版）
为鼓励各类投资主体充分利用沙漠、戈壁、荒漠布局建设风电、光伏发电等新能源项目，实现便利、高效服务和有效管理，加快构建我区清洁低碳、安全高效的现代能源体系，依据国家及自治区相关文件精神，制订本操作指引，明确新能源项目建设7条推进路径。
一、基础保障任务路径
（一）什么是基础保障任务路径
基础保障任务路径是通过竞争性配置，取得我区布局新增的风电、光伏发电等保障性并网新能源规模，开展保障性并网新能源项目建设的一种途径。
（二）国家有什么政策要求
《国家能源局关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》（国能发新能〔2021〕25号）明确，国家不再下达年度建设指标，建立保障性并网、市场化并网多元保障机制。保障性并网项目是我区完成国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重任务，需新增的风电、光伏发电等新能源项目规模。根据《新疆维吾尔自治区火电和风电、光伏等公共资源开发建设项目公开招标选定业主暂行办法》（自治区人民政府第201号令）、《自治区发展改革委国家能源局新疆监管办关于2021年风电、光伏发电年度开发建设方案有关事项的通知》（新发改能源〔2021〕419号）等相关文件精神，保障性并网项目通过竞争性配置确定项目投资主体。项目所在地的地（州、市）人民政府（行署）为保障性并网风电、光伏发电项目招标人。
（三）本路径项目建设如何开展
各地（州、市）年度新增保障性并网规模，由自治区发展改革委按照目标导向和权责一致原则，在确保风电、光伏发电合理利用率前提下，结合各地用电需求、电网网架结构、新能源消纳和调峰能力及能耗双控目标完成情况等测算确定，由国网新疆电力有限公司保障并网。企业通过竞争性配置取得项目建设规模，开展项目建设。
二、煤电挖潜改造路径
（一）什么是煤电挖潜改造路径
煤电挖潜改造路径是现有煤电企业通过在役煤电机组灵活性改造，或将自备机组转为公用应急调峰电源等方式，增加系统调节能力，促进清洁能源消纳，开展市场化并网新能源项目建设的一种途径。
（二）国家有什么政策要求
《国家发展改革委国家能源局关于开展全国煤电机组改造升级的通知》（发改运行〔2021〕1519号）明确，各地在推进煤电机组改造升级工作过程中，需统筹考虑煤电节能降耗改造、供热改造和灵活性改造制造，实现“三改”联动。同时，要合理安排机组改造时序，保证本地电力安全可靠供应。
（三）本路径项目建设如何开展
一是根据新能源与煤电机组等效出力情况，对计划实施灵活性改造的公用机组，按照机组灵活性改造后新增调峰能力的1.5倍，配置新能源规模。单个煤电机组规模较小的企业可通过联合体形式计算灵活性改造规模。
规模计算小贴士：配置新能源规模=灵活性改造新增调峰能力×1.5，如：30万千瓦煤电机组灵活性改造后，新增机组规模25%的调峰能力，配置新能源规模=30×25%×1.5=11万千瓦（新能源规模四舍五入取整，下同）。
二是对主动将燃煤自备机组转为公用应急调峰电源的企业，按照燃煤自备机组规模的1.5倍配置新能源规模。自备机组转为公用电源后，实施灵活性改造的，按公用机组灵活性改造标准，继续给予新能源规模配置。
规模计算小贴士：配置新能源规模=转为公用调峰电源机组规模×1.5+继续灵活性改造新增调峰能力×1.5，如：30万千瓦自备煤电机组转为公用调峰电源，可配置新能源规模=30×1.5=45万千瓦；继续实施灵活性改造后新增机组规模25%的调峰能力，配置新能源规模=30×25%×1.5=11万千瓦。合计可配置新能源规模45+11=56万千瓦。
温馨提示：通过煤电挖潜改造路径建设新能源项目的，投资主体应为实施煤电机组灵活性改造、自备机组转为公用应急调峰电源的企业，不得转让新能源建设规模。申报配建新能源项目前，企业需提出煤电机组灵活性改造方案，自治区发展改革委结合国网年度机组检修安排，开展灵活性改造方案评估，印发煤电机组灵活性改造计划。或企业提出燃煤自备机组转为公用应急调峰电源的转型方案，明确转为公用电源的时间、电网接入方式等事项，自治区发展改革委会商国网新疆电力公司，确认转型方案。
三、配套储能推进路径
（一）什么是配套储能推进路径
配套储能推进路径是可再生能源发电企业通过自建、合建、购买调峰和储能能力等方式，开展市场化并网新能源项目建设的一种途径。
（二）国家有什么政策要求
《国家发展改革委国家能源局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）明确，超过电网企业保障性并网以外的规模，按照20%（时长4小时）以上比例配建调峰能力的优先并网；自建合建调峰和储能能力按照“企业承诺、政府备案、过程核查、假一罚二”的原则进行确定。
（三）本路径项目建设如何开展
一是结合我区电网消纳实际，对建设4小时以上时长储能项目的企业，允许配建储能规模4倍的风电光伏发电项目。鼓励光伏与储热型光热发电以9∶1规模配建。
规模计算小贴士：配置新能源规模=4小时以上时长储能规模×4，如：建设10万千瓦/40万千瓦时（4小时时长）储能规模，可配置新能源规模=10×4=40万千瓦；建设10万千瓦光热发电项目，可配置90万千瓦光伏项目。
二是鼓励并网运行超过15年的风电场开展改造升级和退役，新增规模为新建4小时以上时长储能规模的4倍，促进风电产业提质增效和循环发展。
规模计算小贴士：可建设风电规模=改造或退役风电规模+新建4小时以上时长储能规模×4，如：改造或退役10万千瓦风电场，同时新建1万千瓦/4万千瓦时（4小时时长）储能规模，可配置新能源规模=10+1×4=14万千瓦。
温馨提示：储能项目或储热型光热发电项目应与风电、光伏发电项目同步建成、同步并网。投资建设服务一定区域的集中式储能项目，且项目规模不小于10万千瓦/40万千瓦时（4小时储能时长）的，允许以第三方辅助服务、租赁等方式，供其他企业按储能规模的4倍配建市场化并网新能源项目。
四、新增负荷消纳路径
（一）什么是新增负荷消纳路径
新增负荷消纳路径是以企业或增量配电网等相对独立供电区域内新增负荷作为灵活调节能力，通过源网荷储一体化等方式开展市场化并网新能源项目建设的一种途径。
（二）国家有什么政策要求
国家《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）明确，“各省级能源主管部门应会同国家能源局派出机构积极组织相关电源、电网、用电企业及咨询机构开展项目及实施方案的分类组织、研究论证、评估筛选、编制报送、建设实施等工作”。相关项目经组织评估筛选后，列入自治区源网荷储一体化和多能互补项目名单。
（三）本路径项目建设如何开展
按照新增负荷的1.5倍配置新能源建设规模，并配建一定比例、时长2小时以上的储能规模。
温馨提示：此类新能源项目原则上不向大电网送电，电网有调度需求时，经项目单位与电网协商同意后，按电网调度要求执行。与新增负荷配建的风电、光伏发电规模，各时段最大发电量不得高于新增负荷最大用电量加储能规模瞬时可储电量。国网新疆电力有限公司已供电或已正式同意用电报装的项目，不再作为新增负荷。不得以尚未开工建设负荷匹配新能源规模。新增负荷必须依法依规履行相关建设程序开工建设后，方可申请配置新增新能源规模。
五、自备绿电保障路径
（一）什么是自备绿电保障路径
自备绿电保障路径是以硅基新材料企业为重点，鼓励拥有燃煤自备电厂的企业主动压减自发自用燃煤电量，推动燃煤自备机组参照公用机组逐年压减利用小时数。对压减燃煤自备电量成效明显的，支持企业按照多能互补模式建设绿电自备项目，最大程度实现用能需求绿电替代的市场化并网新能源项目建设途径。
（二）国家有什么政策要求
本路径执行国家《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）。
（三）本路径项目建设如何开展
企业压减的自发自用燃煤电量，由企业自主承诺，并在燃煤自备机组发电端安装相应计量仪确定，由地（州、市）电网公司负责核实。可配置新能源规模=自备机组规模×（暂定6000小时上限值－承诺压减后的年利用小时数）/暂定上限值。
六、多能互补协同路径
（一）什么是多能互补协同路径
多能互补协同路径是企业通过整合一定区域内风光水火储资源，实现多能互补，开展市场化并网新能源项目建设的一种途径。
（二）国家有什么政策要求
本路径执行国家《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）。
（三）本路径项目建设如何开展
一是发挥流域梯级水电站、具有较强调节性水电站和其他储能设施调节能力，按水电站新增调峰能力等比例配建新能源规模，在不增加系统调峰压力前提下，提高新能源利用率。
规模计算小贴士：配置新能源规模=原有水电项目通过技改等方式新增调峰能力。
二是鼓励企业积极参与我区抽水蓄能项目建设，由项目所在地的地（州、市）人民政府（行署）招标确定的项目投资主体，在抽水蓄能项目建设推进全过程中，给予一定的新能源项目配套规模。
规模计算小贴士：投资主体在按时向所在地（州、市）能源主管部门报送开发计划、项目按地州要求推进前期及开工建设进度的承诺后，配套5万千瓦的新能源规模。项目在2.5年内完成相应前期工作，经核准开工建设后，配套10万千瓦的新能源规模。之后每年项目年度实际投资量超过项目总投资的25%时，配套10万千瓦的新能源规模。
温馨提示：配套的新能源规模应在抽水蓄能项目所在地（州、市）范围内建设，需按新能源规模的20%配建不低于2小时时长的储能规模。项目完成核准（备案）手续办理后未经项目许可部门同意，不得更换项目业主或变更股权结构。对违规企业，由所在地（州、市）人民政府（行署）取消对应项目开发权，所造成的损失由企业自行承担，并列入失信名单予以联合惩戒，“十四五”期间不得参与自治区新能源项目竞争配置。如投资主体在项目核准后6年未建成投产，纳入企业失信名单。
三是鼓励在大电网延伸困难的偏远、边境独立供电区域，新建风光储一体化新能源供电项目，满足区域电力需求。对建设相关新能源项目的企业，在项目建成后，允许在疆内其他区域等规模建设新能源项目，按项目建设规模的20%配套建设不低于2小时时长的储能规模。
七、关联产业互补路径
（一）什么是关联产业互补路径
关联产业互补路径是利用戈壁、沙漠、荒漠，建设与治沙、农业、畜牧业相结合的光伏发电项目，所发电量依托治沙、农业、畜牧业项目消纳，不向大电网送电的市场化并网新能源项目建设途径。
（二）国家有什么政策要求
本路径执行国家《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）。
（三）本路径项目建设如何开展
对建设4小时以上时长储能项目的企业，允许配建储能规模5倍的光伏项目。
规模计算小贴士：配置新能源规模=4小时以上时长储能规模×5，如：建设10万千瓦/40万千瓦时（4小时时长）储能规模，可配置新能源规模=10×5=50万千瓦。
温馨提示：
一是本操作指引为试行，将根据国家新出台相关文件精神及时调整修订。同时，根据我区新能源项目建设布局推进情况，结合电网可承受情况及新能源发电技术进步、效率提高、系统调峰能力提高等，对7种实现路径中相关条件和储能配建比例等有序调整，确保风电、光伏发电等新能源产业健康可持续发展。
二是第（一）条路径中项目为保障性并网项目，光伏（向大电网送电）项目由自治区发展改革委备案，风电项目由地（州、市）发展改革委核准；第（二）（三）（四）（五）（六）条路径中项目，为通过源网荷储一体化、多能互补等方式建设的市场化并网项目。根据《国家发展改革委国家能源局关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》（发改能源〔2022〕206号）中“深化能源领域‘放管服’改革，优化清洁低碳能源项目核准和备案流程”精神，自治区发展改革委经组织国家能源局新疆监管办、自治区自然资源厅、生态环保厅、国网新疆电力有限公司等相关部门和单位，按政策、技术和安全等要求论证，将符合要求的项目列入自治区项目名单后，统一由地（州、市）发展改革委核准（备案）；第（七）条路径中项目为市场化并网项目，由各地（州、市）发展改革委核准（备案）。
三是各地（州、市）有关部门要严格执行《国家能源局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）要求，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相关投资转嫁给可再生能源投资企业或向其分摊费用，不得强行要求可再生能源企业在获取项目配置资格的同时对当地其他产业项目进行投资，不得将风电、光伏发电项目与任何无直接关系的项目捆绑安排，不得强行从可再生能源项目提取收益用于其他用途。
四是配建集中式新能源项目，单个建设规模不低于10万千瓦。配建规模在6兆瓦以下的分散式风电或分布式光伏，按实际测算规模建设。煤电灵活性改造、配套储能、新增负荷与新能源项目应同步建成投用，相关项目距离应符合电网安全要求。配套储能容量和相关技术指标在新能源项目全生命周期内不低于核准（备案）文件要求。
五是自治区发展改革委建立按月调度机制。及时梳理掌握各地推荐上报的新能源储备项目（项目前期工作成熟），按季组织国家能源局新疆监管办、国网新疆电力有限公司、相关咨询机构评估筛选，并将筛选情况及时反馈各地发展改革委，供开展工作参考。各地发展改革委按以上路径完成核准（备案）的新能源项目，需在5个工作日内将核准（备案）情况报自治区发展改革委，并按规定录入相关项目库。每月5日前将项目建设推进情况通过相关项目库报自治区发展改革委，直至项目建成（并网）发电。
