四川省发展和改革委员会四川省能源局关于印发《加快推进多能互补电源建设激励措施的实施细则》的通知（川发改能源〔2023〕249号）各市（州）发展改革委（能源局、办），省级有关部门，四川能源监管办，国网四川省电力公司，各有关企业:为推动《加快推进多能互补电源建设的激励措施》（川发改能源〔2022〕721号）政策落地实施，促进多能互补电源加快建设，进一步规范激励措施配置新能源资源的有关要求，结合我省实际，省发展改革委、省能源局研究制定了《加快推进多能互补电源建设激励措施的实施细则》，经省政府同意，现予印发，请遵照执行。四川省发展和改革委员会四川省能源局2023年5月29日加快推进多能互补电源建设激励措施的实施细则为推动实施我省《加快推进多能互补电源建设的激励措施》（川发改能源〔2022〕721号，以下简称《激励措施》），进一步明确项目申报条件、申报流程以及监督管理等工作要求，促进多能互补电源加快建设，结合电力发展实际，制订本实施细则。第一章申请第一条符合《激励措施》的项目法人向省发展改革委、省能源局提出新能源资源配置申请，原则上项目法人与新能源资源配置主体应一致。第二条项目法人应满足以下类别条件。已建、在建和新建具有季及以上调节能力的省内消纳水库电站。跨省外送国调（网调）水库电站适用于《激励措施》电力资源留川+新能源资源配置条款有关要求。在建、新建天然气发电、煤电以及煤电机组“三改联动”改造项目。支持或参与天然气发电项目，签订了量价保障中长期供用气协议的供气企业。已建、在建和新建跨省外送国调（网调）水电项目电量留川的发电企业。第三条项目法人应准确填写新能源资源配置申请表，提供申请配置的支撑材料，并对申请材料的真实性负责。第四条省发展改革委、省能源局对符合《激励措施》要求的项目法人申请及时作出受理决定。第二章初核第五条省发展改革委、省能源局对受理的新能源资源配置申请开展初核，核实项目法人合法性、股权结构等以及申请资源配置的相关依据。核实水电项目的调节能力、核准规模。核实在建、新建天然气发电和煤电项目装机容量，存量煤电机组“三改联动”改造项目新增调峰容量。核实油气资源开发企业新增川内供气量价情况以及为在建、新建天然气发电项目供气量价情况，核实为天然气发电量价保障供气的中长期协议。核实已建、在建和新建跨省外送国调（网调）水电项目电量留川情况，同步核实是否签订了增加留川电量的中长期协议。第六条新能源资源配置应满足以下要求。有调节能力水库电站原则上配置附近60公里范围内的新能源资源，就近接入水电站升压站实行水风光一体化开发，配置规模原则上不超过水电站核准批复的总装机容量规模。在建、新建天然气发电和煤电项目按装机容量等量配置新能源资源（气电项目装机容量以设备招标结果为准，煤电项目装机容量以核准文件为准），现役煤电机组“三改联动”灵活性改造项目按新增调峰容量的2倍配置新能源资源。其中，“三改联动”灵活性改造项目应符合国家、四川省的相关产业政策，纳入当年改造计划并完成国家下达的任务目标。为天然气发电项目长期经济可靠运行提供量价保障（按年利用小时数3500小时以上测算用气量，90%以上用气量为合同内气量且执行基准门站价），并与天然气发电项目法人签订中长期供用气协议，结合协议签订情况对油气企业配置相应规模的新能源资源。鼓励油气企业通过合资、合作等方式参与天然气发电项目建设，分享新能源资源激励指标。存量国调（网调）机组在原有送电协议基础上增加留川电量，并缴纳送出省输电费用，且与国网四川省电力公司结算的跨省外送水电开发企业，按“新增留川电量/我省水电年均利用小时数”换算成装机规模确定新能源资源配置规模。新增国调（网调）机组在落实国家送电协议的基础上，新增的留川电量价格不高于存量国调机组留川电量均价，并缴纳送出省输电费用、与国网四川省电力公司结算的跨省外送水电开发企业，按“新增留川电量/我省水电年均利用小时数”换算成装机规模确定新能源资源配置规模，鼓励进一步降低留川电量价格。第七条省发展改革委、省能源局结合新能源资源普查、基地规划、用电增长和电网规划等情况，统筹制定年度配置方案，协调有关市（州）落实配置的新能源资源、项目布局、开发时序等。第八条省发展改革委、省能源局将初核结果及时反馈项目法人，项目法人就新能源资源配置情况进行确认。第三章实施方案第九条省发展改革委、省能源局指导市（州）能源主管部门组织编制实施方案，实施方案包括编制依据、新能源资源、建设规模、接入方式、开发模式、利益共享机制、项目法人与市（州）责权利、项目投资和收益、开发时序等主要内容。实施方案应与电网规划、地方国土空间规划、交通规划等重点规划相衔接，符合全省新能源发展总体要求、水风光一体化可再生能源综合开发要求以及全省电力发展规划，明确环保水保、土地政策、接入消纳等边界条件。第十条市（州）能源主管部门会同项目法人将市（州）人民政府同意的实施方案报省发展改革委、省能源局。省发展改革委、省能源局委托咨询机构会同电网企业对实施方案开展评审，并出具评审意见。第十一条根据评审意见，市（州）能源主管部门会同项目法人完善实施方案，立足用电增长、电网建设等因素，明确开发建设的项目清单、规模大小和开发时序，报省发展改革委、省能源局审核。第四章审核和报备第十二条省发展改革委、省能源局具体负责审核实施方案。第十三条根据审定的实施方案，在严格遵守国家和省推进新能源高质量发展的有关规定基础上，充分考虑有利于促进地方经济发展和乡村振兴，按照权责对等、合作共赢的原则，项目法人与对应配置新能源资源项目所在市（州）就新能源资源开发相关事宜达成一致意见。第十四条省发展改革委、省能源局对市（州）人民政府同意的实施方案、项目法人进行审核确认并向省政府报备；涉及跨市（州）等重大光伏发电、风电开发的资源配置项目，由省发展改革委、省能源局按照一事一议的原则提出意见报省政府审定。省发展改革委、省能源局根据《激励措施》有关规定，结合多能互补电源项目建设进度分批配置新能源资源，配置的新能源项目严格履行基本建设程序，结合重点电网项目纳规及建设安排，及早核准（备案）开工建设。第五章监督管理第十五条加强对申请配置新能源资源的水电、火电等项目的监督，省能源局组织专家定期对项目建设推进情况进行评估，市（州）能源主管部门适时监督项目进展情况，坚决杜绝套取新能源资源配置的行为。水库电站及煤电“三改联动”改造项目原则上建成后一次性配置新能源资源。天然气发电、煤电项目在项目建设责任书明确的开工时间内开工，配置项目规模50%新能源资源；在项目建设责任书明确的时间内完成机组试运行后建成投产的，再配置剩余50%新能源资源。在保证工程质量和安全的前提条件下，提前3个月以上建成投用的，除按要求配置新能源资源外，另奖励配置规模的30%；提前2个月建成投用的，除按要求配置资源外，另奖励配置规模的20%；提前1个月建成投用的，除按要求配置资源外，另奖励配置规模的10%。对未能在项目建设责任书明确的开工时间内正式开工的（不可抗力因素除外），当月扣除配置资源规模的20%，之后每延迟一个月开工增加扣除10%，直至扣除完毕。对未能在项目建设责任书明确的建成投产时间内建成投产的（不可抗力因素除外），扣除配置资源规模的50%，之后每延迟一个月建成投产增加扣除10%，直至扣除完毕。天然气发电、煤电项目，除不可抗力因素外，核准后1年内未按规定开工的，取消新能源激励权利。第十六条市（州）能源主管部门要落实属地管理责任，强化项目法人在工程建设和运营管理过程中的安全生产主体责任，做好工程质量监督管理和安全监管，督导项目加快建设，按月向省能源局报送项目推进情况。第十七条省发展改革委、省能源局及时争取将新能源相关重点电网项目、调节能力建设项目纳入国家电力等规划，电网企业要根据《激励措施》需求加快重点电网项目建设，满足项目电力送出需求。第十八条省发展改革委、省能源局会同有关部门对多能互补电源及新能源项目实施月调度、季评估、年考核。根据项目开工投产时间，按照《激励措施》要求，落实相应的激励、约束措施。对推进电源电网项目建设得力的，予以通报表扬；对推进建设不力的，予以通报批评并加强督查。第六章其他要求第十九条按本实施细则配置的新能源资源开发项目法人，应依法依规建立与相关地方共享机制，鼓励属地注册，并与国网四川省电力公司签订购售电协议、调度协议和结算合同，其发电量留川使用。对新能源项目与跨省外送水电站互补运行新增的发电量，因地制宜研究接入电网等方式，保障电量优先留川使用；因需要实施外送的，相应增加水电留川电量或缴纳省内过网费。第二十条不属于《激励措施》安排配置的新能源项目，按《四川省“十四五”光伏、风电资源开发若干指导意见的通知》（川发改能源规〔2021〕181号）执行，国家和省另有规定的，按新规定执行。第二十一条本实施细则由四川省发展改革委、四川省能源局负责解释，自公布之日起施行，有效期至2027年12月17日。第二十二条本实施细则与我省已出台的其他政策措施不一致的，以本实施细则内容为准，实施期间国家和省级政策另有规定的，从其规定。