四日前，为推动《加快推进多能互补电源建设的激励措施》政策落地实施，进一步规范激励措施配置新能源资源的有关要求，四川省发展改革委、省能源局发布《加快推进多能互补电源建设激励措施的实施细则》，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。

《细则》明确，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。

全文如下：
 

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。