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2022年12月30日，四川省發改委印發《加快推進多能互補電源建設的激勵措施》，明確了有調節能力的水庫電站及煤電、天然氣發電項目等頂峰兜底電源項目可以配套開發的新能源項目比例，以及按照項目建設進度，可獲得的新能源規模獎勵比例。

全文如下：

(相關資料圖)

川發改能源〔2022〕721號

各市（州）發展改革委（能源局、辦），省級有關部門，四川能源監管辦，國網四川省電力公司，各有關企業：

為推進實施省政府發布的《四川省電源電網發展規劃（2022—2025年）》，提高頂峰兜底電源建設積極性，加快形成多能互補電源結構，根據國家新能源開發建設有關規定，結合我省實際，省發展改革委、省能源局組織制定了《加快推進多能互補電源建設的激勵措施》，經省政府同意，現予印發，請遵照執行。

四川省發展和改革委員會

四川省能源局

2022年12月18日

為促進省政府發布的《四川省電源電網發展規劃（2022—2025年）》實施，加快規劃建設新型能源體系，推進有調節能力水庫電站及煤電、天然氣發電項目等頂峰兜底電源建設，提高極端情況下電力供應保障能力，根據國家新能源開發建設有關規定，結合我省實際，在完善市場化配置資源的同時，統籌協調項目建設和新能源資源配置，制定本《措施》。

（一）對有調節能力的水庫電站就近配置新能源資源。推進季及以上調節能力水庫電站水風光互補開發，結合水庫電站周邊新能源資源情況，原則上可將水電站附近60公里范圍內的光伏、風電就近接入水電站，利用水電站互補調節和其通道送出，提高送出通道利用率，配置不超過水電裝機容量規模的新能源資源。本條適用于已建、在建和新建的水庫電站。

（二）支持火電+新能源資源配套開發。鼓勵企業投資建設天然氣發電、煤電新建（擴能）及“三改聯動”改造項目，按照在建、新建項目新增裝機容量等量配置、存量煤電機組“三改聯動”新增調峰容量的2倍配置新能源資源。本條適用于在建和新建的煤電、天然氣發電項目。

（三）支持油氣企業參與天然氣發電+新能源資源開發。結合四川省天然氣生產大省實際和產能建設規劃，在川油氣資源開發企業逐年增加對四川供氣的合同內氣量，其增幅高于天然氣產量的增幅、氣價體現對資源地的傾斜；為天然氣發電項目長期經濟可靠運行提供量價保障（按年利用小時數3500小時以上測算用氣量，90%以上用氣量為合同內氣量且執行基準門站價），并與天然氣發電項目法人簽訂中長期供用氣協議，結合協議簽訂情況對油氣企業配置相應規模的新能源資源。鼓勵油氣企業通過合資、合作等方式參與天然氣發電項目建設，分享新能源資源激勵指標。本條適用于在建、新建天然氣發電項目。

（四）支持電力資源留川+新能源資源配置。鼓勵跨省外送水電站增加留川電量（包括現有外送電量轉為留川電量）。對增加水電留川電量、外送電量繳納過網費且與國網四川省電力公司結算；水風光互補開發新增的風光電量按照水電電價留川使用的企業，結合“三江”流域水風光一體化可再生能源綜合開發基地規劃審定成果配置相應規模新能源資源。本條適用于已建、在建和新建水電項目。

（五）結合項目建設進度配置新能源資源。鼓勵已納入規劃的水庫電站、天然氣發電、煤電新建（擴能）及“三改聯動”改造等電力項目加快建設。項目核準后，在項目建設責任書明確的開工時間內正式開工的，按照第一、二條規模配置50%新能源資源；在項目建設責任書明確的建成投產時間內建成投產的，建成后配置其余50%新能源資源；提前3個月以上建成投用的，除按第一、二條配置資源外，獎勵配置規模的30%。本條適用于在建、新建項目。

對未能在項目建設責任書明確的開工時間內正式開工的（不可抗力因素除外），當月扣除配置資源規模的20%，之后每延遲一個月正式開工增加扣除10%，直至扣除完畢。核準后2年內未正式開工的，撤銷核準文件，收回項目建設規模指標。對未能在項目建設責任書明確的建成投產時間內建成投產的（不可抗力因素除外），扣除配置資源規模的50%，之后每延遲一個月建成投產增加扣除10%，直至扣除完畢。本條適用于在建、新建項目。

（一）按本《措施》配置的新能源資源開發項目法人，應依法依規建立共享機制，鼓勵屬地注冊，并與國網四川省電力公司簽訂購售電協議、調度協議和結算合同，其發電量應留川使用。對新能源項目與跨省外送水電站互補運行新增的發電量，應優先留川使用；因需要實施外送的，相應增加水電留川電量。

（二）本《措施》由四川省發展改革委、四川省能源局負責解釋，自公布之日起施行，有效期5年。

（三）本《措施》與我省已出臺的其他政策措施不一致的，以本措施內容為準。本《措施》實施期間國家和省級政策另有規定的，從其規定。

關鍵詞： 項目建設 建成投產 新建項目