风光资源省级统一管控！四川新能源市场化配置办法发布，设置差异化装机门槛

发布时间：2026-10-19 16:08:10浏览次数：

10 月 19 日，四川省发改委印发《四川省新能源资源市场化配置管理办法》，规范省内集中式风电、集中式光伏（含光热）项目从资源统筹、主体遴选、开发权授予到全周期履约的监管工作。文件明确，全省新能源资源实施省级统一管控、总量统筹，遵循源网协同原则有序开发，资源优先保障省级重大战略工程与重点产业项目落地。

省内集中式风电、光伏（光热）项目全部采取市场化配置方式，择优遴选项目开发主体。办法设置差异化装机规模门槛：接入新建 500 千伏汇集站的集中式风电、光伏项目，装机规模原则上分别不低于 10 万千瓦、50 万千瓦；接入既有 500 千伏汇集站项目，风电、光伏装机分别不低于 5 万千瓦、10 万千瓦。如受地块条件、用地约束、送出通道限制或是绿电直连等特殊因素影响，可按照场地可落地最大规模建设，推动新能源集约化、规模化开发。

针对水风光一体化基地项目，要求实施一体化规划，统一编制开发建设方案，依托市场化手段分批次有序推进项目落地。参与资源竞配的主体需要满足基础资质要求，须为独立法人，拥有良好商业信用、完善财务制度，匹配项目投资所需资金与融资能力，近三年无重大违法违规行为，不属于严重失信主体。

政策允许联合体参与新能源资源竞配，限定联合体成员最多 3 家，联合体协议需明确牵头单位、出资比例与各方权责。同时划定竞争约束规则，联合体内各成员不得单独参与同一项目竞标，也不能另行加入其他联合体申报同一个项目。整套管理规则通过市场化遴选机制，配套装机规模门槛、联合体管控条款，引导新能源资源高效集约开发，推动源网协同，助力四川大型风光基地有序建设。

具体如下：

关于印发《四川省新能源资源市场化配置管理办法》的通知（川发改能源规〔2026〕434号）

各市（州）发展改革委（能源局、办），成都市经济和信息化局、达州市能源产业发展局，省级有关部门，国家能源局四川监管办，国网四川省电力公司，有关能源企业：

为规范全省风光新能源资源开发秩序，构建统一规范、公开透明、竞争有序的市场化配置机制，根据国家有关法律法规和国家光伏、风电资源开发管理规定，结合我省实际，省发展改革委、省能源局组织制定了《四川省新能源资源市场化配置管理办法》，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

2026年10月15日

四川省新能源资源市场化配置管理办法

第一章　总则

第一条　为规范全省新能源资源开发秩序，构建统一规范、公开透明、竞争有序的市场化配置机制，依据《中华人民共和国能源法》《中华人民共和国可再生能源法》《企业投资项目核准和备案管理条例》《光伏电站开发建设管理办法》《风电开发建设管理暂行办法》等法律法规，结合四川省实际，制定本办法。

第二条　本办法适用于四川省行政区域内集中式风电、集中式光伏（含光热）电站的资源统筹、主体遴选、开发权授予及全周期履约等监督管理。

全省新能源资源实行省级统一管理、总量统筹，坚持源网协同、科学有序推进，优先保障省人民政府确定的重大战略工程、重点产业项目。

第三条　新能源资源市场化配置应当遵循以下原则：

（一）省级统筹、分级负责。根据省人民政府授权，省发展改革委（省能源局）负责全省集中式风电、光伏（光热）电站的资源开发权归口管理、统筹调控和审核监督工作；地方人民政府或其授权的能源主管部门负责项目谋划、组织配置、属地初审及日常监督管理。

（二）公开公平、竞争择优。健全竞争择优工作机制，全面推行市场化配置，坚持公开公平、公正透明，保障各类市场主体平等准入、公平竞争，鼓励民营企业平等参与。不得实施定向配置、协议配置等。

（三）生态优先、依法合规。严守生态保护红线，遵守生态环境分区管控要求，履行水土保持、植被恢复、生态修复等生态环境保护法定责任。严格落实行业法规政策，规范项目建设与行业监管，推动绿色低碳安全发展。

（四）属地共享、惠民利民。统筹风光新能源开发与地方发展所需，依规健全企地利益联结机制，依法保障农村集体经济组织、农牧民等主体合法权益，实现属地共享发展。

第四条　严格执行以下禁止性规定：

（一）不得违规指定或变相指定经营主体，保障合规主体平等参与市场竞争；

（二）不得强制配套产业、捆绑额外投资，严禁违规收取保证金及不合理费用；

（三）不得通过特许经营、划片管控等方式圈占新能源资源；

（四）不得侵害群众、集体经济组织及市场主体合法权益，禁止强制土地流转；

（五）不得擅自拆分规划项目，不得违规干预市场化配置评审过程、增设排他性准入条件。

第二章　配置方式与规划管理

第五条　集中式风电、光伏（光热）电站项目实行市场化配置，择优确定项目法人。

接入新建500千伏汇集站的集中式风电、光伏电站，装机原则上不低于10万千瓦、50万千瓦。接入现有500千伏汇集站的集中式风电、光伏电站，原则上不低于5万千瓦、10万千瓦。确因地块距离、用地条件、送出受限以及实施绿电直连等因素导致规模缩减的，按其可实施最大规模组织推进，确保规模化、集约化开发。

纳入水风光一体化基地的项目，实行基地一体化规划、一体化编制开发建设方案，坚持市场化推动、分期分批有序实施。

依托开发区、工业园区厂房建筑物及其附属场所建设且与公共电网连接点为220千伏的光伏发电项目，参照集中式光伏电站备案。产权方可采取自建或与第三方合作方式开发，项目实施方案由市（州）能源主管部门组织电网企业等单位，依据所在地电力系统的承载力评估情况进行审定，审定后向省发展改革委（省能源局）报备后组织实施。装机规模小于5万千瓦，可采取自发自用、余电上网模式，其建设运营参照大型工商业分布式光伏进行管理。

对取得矿业权的经营主体，且矿业权剩余使用年限不低于20年，符合风电、光伏发电发展规范用地管理要求及地方国土空间规划的，可利用矿权地面建设集中式光伏电站和风电。项目实施方案经市（州）审定，向省发展改革委（省能源局）报备后组织实施，开发方式可选择全额上网或绿电直连模式。

第六条　省发展改革委（省能源局）会同省级自然资源、生态环境、林草等部门（单位），指导市（州）做好规划或实施方案的编制工作。资源富集的市（州）编制新能源资源规划，其他市（州）编制实施方案。规划或实施方案报省发展改革委（省能源局）审核后，由市（州）能源主管部门印发实施。

第七条市（州）依据风光新能源规划或实施方案，编制拟配置的项目实施方案，经市（州）人民政府同意后报省发展改革委（省能源局）审核。拟配置项目应当满足以下条件：

（一）符合国土空间规划、新能源资源规划等，完成用地、用林、用草等敏感性因素排查；

（二）电网接入与消纳意见已初步落实；

（三）涉及租用农村集体土地、集体草原等建设光伏发电项目，项目所在乡（镇）、村（社区）需按规定召开村民（代表）会议，依法形成同意开发的决议。

第三章　市场化配置程序

第八条　市（州）人民政府或其授权的能源主管部门组织开展市场化配置，组建竞争配置工作机构，负责编制竞配文件、发布公告、组织评审、公示结果等工作。

第九条　市场化配置应当按照以下程序进行：

（一）编制方案。市（州）能源主管部门编制项目实施方案，按程序报省发展改革委（省能源局）审核。省发展改革委（省能源局）在收到方案后10个工作日内会同有关单位完成审核（不含第三方咨询评估机构评审时间）。通过审核的项目方可组织实施。

项目已纳入绿电直连整体实施方案并审核通过的，无需再次编制项目实施方案报审。

（二）发布公告。在省或市（州）公共资源交易平台发布竞配公告，公告期不少于20日。公告内容应当包括项目基本情况、申请人资格要求、评审标准、申请文件提交截止时间等。

（三）申请与资格审查。申请人按公告要求提交申请文件。竞争配置工作机构对申请人资格条件及材料完整性进行审查。申请人一般不少于3家，若申请人少于3家，应当重新开展竞配工作。重新竞配后申请人仍少于3家的，可继续按程序开展后续审查评分工作。

（四）专家评审。由7名及以上技术、经济、政策等方面的专家组成单数评审小组，行业专家比例不低于三分之二，政府部门代表不超过三分之一。行业专家从省或市（州）有关专家库中随机抽取，实行利益回避和全程留痕。同时，积极推行“评定分离”，鼓励开展异地远程评审，探索推动人工智能辅助评审。

（五）结果公示。评审结束后，通过省或市（州）公共资源交易平台公示中选候选人，公示期不少于3日。申请人对竞配过程或结果有异议的，应当在公示期内以书面形式向竞争配置工作机构提出。竞争配置工作机构应当自收到异议之日起3日内作出答复。对答复不服的，可向省发展改革委（省能源局）申请复核。

（六）确定项目法人。公示期满无异议或异议已依法处理的，市（州）人民政府将竞配结果的项目法人建议报省发展改革委（省能源局）审核确认。省发展改革委（省能源局）审核确认并向省政府报备后将结果通知市（州）人民政府。

（七）明确开发权及签订协议。地方人民政府或其授权的能源主管部门应在收到报备结果通知后30日内与中选人签订投资开发协议，明确开发权。投资开发协议主要条款应当与竞配公告及申请文件的内容一致，地方不得另行订立背离合同实质性内容的其他协议。

第十条　涉及矿权重叠的项目，应当依法开展压覆矿产资源评估和生态影响评价，项目选址确与合法矿业权交叉的，由项目法人与矿业权人协商并签订书面协议后，按程序推进项目建设。

第四章　评审标准

第十一条　参与市场化配置的市场主体应当具备以下基本条件：

（一）具有独立法人资格；

（二）具有良好的商业信誉和健全的财务会计制度；

（三）具有与项目投资规模相适应的资金实力和融资能力；

（四）近三年无重大违法违规记录，未被列入严重失信主体名单。

允许联合体参与竞配，联合体成员不得超过3家，签订的联合体协议应明确牵头方、出资比例及权利义务。联合体各方不得以自己名义单独或加入其他联合体参与同一项目的竞争。

第十二条　市场化配置评审采用百分制综合评估法。评审指标及权重如下：

（一）企业综合实力（20分）：包括企业资质与业绩、财务实力与融资能力、信用记录与履约能力等；

（二）技术方案（30分）：包括项目设计方案先进性（设备选型与技术路线）、新能源系统友好性（新型储能合理配置情况的分数不低于5分）、建设进度与质量控制、运营维护方案等。光热发电项目可结合储热时长、调峰能力等设置技术评审指标；

（三）财务方案（20分）：包括投资估算合理性、资金筹措方案可靠性、经济效益与市场竞争力、投资决策文件等；

（四）创新与可持续发展（15分）：包括技术创新或模式创新、环境保护与社会责任、生态修复方案等；

（五）地方融合发展（15分）：包括履行属地社会责任，助力乡村振兴；优先吸纳本地劳动力就业，开展岗位技能培训，带动群众稳定增收；深化企地协同联动，探索股权合作、联合开发等共建共赢模式。

第五章　开发权管理与履约监管

第十三条　开发权依据市场化配置结果依法授予。地方无正当理由逾期不签订协议，项目法人可向省发展改革委（省能源局）申请协调或依规退出。

第十四条　项目法人应当按以下时限推进项目：

（一）光伏发电项目：自签订投资开发协议之日起6个月内完成备案；

（二）风电项目：自签订投资开发协议之日起18个月内完成核准；

（三）完成核准（备案）后，应当按签订的投资开发协议约定时限开工、按期建成并网。

因用地、用林用草、电网接入及不可抗力等非项目法人自身原因耽误的时间应予以扣除。

第十五条　项目在授予开发权至建成投产期间内不得擅自变更投资主体和股权结构。确因兼并重组、同一集团内部调整等正当理由需要变更的，应当经省发展改革委（省能源局）同意。执行司法机关生效判决、仲裁裁决等具备正当理由需要变更的，由项目开发权承接方向省发展改革委（省能源局）报备。违反上述规定的，视为变相倒卖项目开发权。

第十六条　市场主体存在以下情形之一的，依法收回开发权：

（一）逾期未备案、未核准以及未开工且无正当理由的；

（二）违反评审中作出的自愿承诺且拒不整改的；

（三）通过弄虚作假、围标串标、利益输送等不正当方式获取项目的；

（四）违规转让、倒卖项目开发权的。

第六章　监督管理与法律责任

第十七条　省发展改革委（省能源局）负责对市（州）资源配置工作进行监督指导。

第十八条　市（州）发展改革（能源）、自然资源、林草、生态环境等部门依据职责对资源配置活动进行监督。竞配公告、评审结果等关键信息应当及时在省或市（州）公共资源交易平台公开，接受社会监督。全省风光新能源资源市场化配置工作实行全程留痕、档案长期留存制度。

第十九条　市（州）及县（市、区）政府、行业部门及公职人员违反本办法禁止性规定，违规指定主体、强制配套、垄断资源、侵害合法权益，以及擅自拆分规划项目、干预专家评审、违规设置壁垒的，由上级机关责令整改并通报，对有关责任单位、责任人员开展约谈；涉嫌违纪违法的，依纪依法移送处理。

第七章　附则

第二十条　本办法施行前印发的风光新能源开发管理相关文件，与本办法规定不一致的，以本办法为准。市（州）已发布的风光新能源资源配置相关规范性文件，应当在本办法施行后及时完成修订并向省发展改革委（省能源局）报备。

第二十一条　市（州）人民政府可依据本办法制定实施细则。实施细则不得增设强制性、排他性条款，不得突破本办法规定的程序、时限和禁止性要求。