关于印发《加快推进多能互补电源建设的激励措施》的通知（川发改能源〔2022〕721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：

为推进实施省政府发布的《四川省电源电网发展规划(2022—2025年)》,提高顶峰兜底电源建设积极性，加快形成多能互补电源结构，根据国家新能源开发建设有关规定，结合我省实际，省发展改革委、省能源局组织制定了《加快推进多能互补电源建设的激励措施》,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

                             2022年12月18日  

加快推进多能互补电源建设的激励措施 

为促进省政府发布的《四川省电源电网发展规划(2022—2025年)》实施，加快规划建设新型能源体系，推进有调节能力水库电站及煤电、天然气发电项目等顶峰兜底电源建设，提高极端情况下电力供应保障能力，根据国家新能源开发建设有关规定，结合我省实际，在完善市场化配置资源的同时，统筹协调项目建设和新能源资源配置，制定本《措施》。

一、主要措施

(一)对有调节能力的水库电站就近配置新能源资源。推进季及以上调节能力水库电站水风光互补开发，结合水库电站周边新能源资源情况，原则上可将水电站附近60公里范围内的光伏、风电就近接入水电站，利用水电站互补调节和其通道送出，提高送出通道利用率，配置不超过水电装机容量规模的新能源资源。本条适用于已建、在建和新建的水库电站。

(二)支持火电+新能源资源配套开发。鼓励企业投资建设天然气发电、煤电新建(扩能)及“三改联动”改造项目，按照在建、新建项目新增装机容量等量配置、存量煤电机组“三改联动”新增调峰容量的2倍配置新能源资源。本条适用于在建和新建的煤电、天然气发电项目。

(三)支持油气企业参与天然气发电+新能源资源开发。

结合四川省天然气生产大省实际和产能建设规划，在川油气资源开发企业逐年增加对四川供气的合同内气量，其增幅高于天然气产量的增幅、气价体现对资源地的倾斜；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。本条适用于在建、新建天然气发电项目。

(四)支持电力资源留川+新能源资源配置。鼓励跨省外送水电站增加留川电量(包括现有外送电量转为留川电量)。对增加水电留川电量、外送电量缴纳过网费且与国网四川省电力公司结算；水风光互补开发新增的风光电量按照水电电价留川使用的企业，结合“三江”流域水风光一体化可再生能源综合开发基地规划审定成果配置相应规模新能源资源。本条适用于已建、在建和新建水电项目。

(五)结合项目建设进度配置新能源资源。鼓励已纳入规划的水库电站、天然气发电、煤电新建(扩能)及“三改联动”改造等电力项目加快建设。项目核准后，在项目建设责任书明确的开工时间内正式开工的，按照第一、二条规模配置50%新能源资源；在项目建设责任书明确的建成投产时间内建成投产的，建成后配置其余50%新能源资源；提前3个月以上建成投用的，除按第一、二条配置资源外，奖励配置规模的30%。本条适用于在建、新建项目。

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%,之后每延迟一个月正式开工增加扣除10%,直至扣除完毕。核准后2年内未正式开工的，撤销核准文件，收回项目建设规模指标。

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。本条适用于在建、新建项目。

二、有关要求

(一)按本《措施》配置的新能源资源开发项目法人，应依法依规建立共享机制，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，其发电量应留川使用。对新能源项目与跨省外送水电站互补运行新增的发电量；应优先留川使用；因需要实施外送的，相应增加水电留川电量。

(二)本《措施》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5年。

(三)本《措施》与我省已出台的其他政策措施不一致的，以本《措施》内容为准。本《措施》实施期间国家和省级政策另有规定的，从其规定。