为促进绿色电力消纳，推动能源与产业协同发展，进一步将云南资源优势转化为发展优势，云南省发展和改革委员会、云南省工业和信息化厅、云南省能源局联合发布《云南省促进绿色电力消纳的若干措施》。
云南省促进绿色电力消纳的若干措施
为贯彻落实党的二十大和二十届历次全会精神，推动绿色能源强省建设，完善绿色电力消纳政策措施，有力支撑新型电力系统建设，加快形成多元化消纳格局，构建源网荷储协调互动的运行新体系，制定如下政策措施。
一、加快推动增量产业产能落地
（一）做强做大资源型产业。推动电解铝现有产能加快建设、投产满产，加快引进铝精深加工和终端制造等领域优质项目落地实施。推进硅光伏产业提质升级，推动先进产能充分释放，提高产能利用率。加快推进镇雄磷基新材料绿色低碳循环经济产业集群项目建设，推动有色金属延链补链强链、稀贵金属做优做强，鼓励发展可再生能源制氢、算力基础设施等“新型高电耗”项目。〔省发展改革委、省工业和信息化厅、有关州（市）人民政府按职责分工负责〕
（二）推进源荷一体化发展。支持产业与新能源一体化发展，各地新能源项目开发建设应与全省新建项目（含延链补链项目）投产时限相匹配，鼓励新能源富集地区与有新增用电负荷的地区就税收、产值等建立利益共享机制，促进协同发展。〔省发展改革委、省工业和信息化厅、省财政厅、省能源局、省统计局、国家税务总局云南省税务局、各州（市）人民政府按职责分工负责〕
（三）推动绿电价值实现。编制省级账户绿证分配方案，省级账户绿证按一定比例支持新能源电池、有色稀贵金属、磷化工等新建项目，重点支持电解铝、智算中心等国家有绿电消费比例要求的行业。聚焦有降碳需求的绿色铝、硅光伏、新能源电池等出口外向型企业，提供“绿电直连—绿证核发—碳足迹认证—国际互认”四位一体服务。（省发展改革委、省工业和信息化厅、省生态环境厅、省市场监管局、省能源局按职责分工负责）
（四）促进工业用电稳定增长。对2026年一季度工业用电量同比增长6%以上的工业企业按同比增量给予每千瓦时最高0.05元奖励，2025年一季度无用电开票的企业按一季度用电量给予每千瓦时最高0.02元奖励，单家企业最高奖励40万元。对2026年全年工业用电量达到50亿千瓦时且同比增长超过6%以上（以2025年正式用电的月均用电量计算全年）的增量部分给予每千瓦时最高0.02元奖励。（省工业和信息化厅、省财政厅、省能源局按职责分工负责）
二、支持“绿电+智算”融合发展
（五）统筹布局智算产业。按照国家有关规定，支持在电力富集和气候条件适宜地区，规划建设智算中心，推进以昆明万溪冲智算产业园为核心的“一主、两辅、多点”布局，加快融入全国一体化算力网。协调推进京东科技、数字海关等一批智算项目落地。支持绿色能源富集的地区建设区域性计算中心，引导企业和园区按需部署边缘数据中心，提供低时延算力服务。（省发展改革委、省财政厅、省能源局、省数据局、云南电网公司按职责分工负责）
（六）强化绿电供给支撑。推动完善与智算中心发展相适应的电力网架，为智算企业提供双回路或多回路供电保障服务选择，确保智算项目高可靠、连续运行。支持智算中心建设过程中同步推进虚拟电厂建设，促进“绿电+算力”作为需求侧响应新载体参与电力市场运行。（省能源局、省数据局，云南电网公司按职责分工负责）
三、推动绿色氢（氨醇）产业示范发展
（七）支持新能源和制氢（氨醇）融合发展。在制定配套管理办法、明确相关职责，并确保安全的前提下，允许在非化工园区建设可再生能源电解水制氢。风光制氢一体化项目原则上按风光6∶4的比例谋划推动，自项目投产之日起，第一年风光发电允许上网电量不高于总可用发电量的40%，第二年不高于30%，第三年及以后不高于20%。通过公用电网供电的制氢（氨醇）项目，研究建立发电企业减少弃电量与制氢环节消纳电量的利益共享机制。对年产绿氢100吨以上（含100吨）的新能源制氢（氨醇）一体化项目，投产之日起连续三年给予每公斤最高13元补贴奖励。（省发展改革委、省工业和信息化厅、省财政厅、省应急管理厅、省能源局、云南电网公司按职责分工负责）
（八）科学布局应用示范项目。引导曲靖、昭通、红河等重点地区结合炼化、化工等行业降碳需求，科学规划布局新能源制氢、合成氨、甲醇和可持续航空燃料等协同发展的产业链项目，2028年前每年推出一批绿电制氢一体化示范项目。在滇西北等风光资源集中的地区，探索推进已建成新能源项目建设专线制氢（氨醇），在满足电网运行调度的前提下，利用余电制氢（氨醇）。在大水电建设施工现场、大型矿山等项目积极拓展氢能重卡应用场景。探索从门站到终端用户的城镇燃气管网掺氢（低比例）供给运用，新建火电机组探索掺氢、掺氨发电技术应用。（省工业和信息化厅、省住房城乡建设厅、省能源局按职责分工负责，云南电网公司配合）
（九）推进氢能基础设施建设。积极参与西部陆海新通道“氢走廊”建设，建设连接西部陆海新通道“氢走廊”主通道的东西向支线网络。建设昆明、玉溪、曲靖、楚雄和红河等工业城市的短途氢能物流环线示范项目，在沿线加油、加气、充电站同步规划建设加氢制氢基础设施。（省住房城乡建设厅、省交通运输厅、省商务厅、省能源局按职责分工负责）
四、提升系统调节能力
（十）持续推进新型储能建设。重点在电网关键节点、新能源富集送出消纳压力较大的区域，兼顾新型储能多场景应用需求，因地制宜布局新型共享储能，新建新型共享储能项目原则上需采用构网型储能技术。鼓励中小企业购买“储能服务”。推动虚拟电厂与负荷聚合商发展，支持各州（市）加快虚拟电厂建设。（省能源局牵头负责，云南电网公司、昆明电力交易中心配合）
（十一）加快充换电基础设施建设。新建居住区固定车位100%配建或预留充电设施安装条件，将充电设施纳入既有小区改造范围。加快补齐高速公路、普通国省干道等充电设施短板，至2028年底全省高速公路服务区充电桩覆盖率达95%以上、国省干道服务区充电桩覆盖率30%以上。加强县乡村充电网络布局，鼓励具备条件的县（市、区）建设1—2个“光储充放”乡村服务站。（省住房城乡建设厅、省交通运输厅、省自然资源厅、省能源局按职责分工负责）
五、拓宽电力外送路径
（十二）提升南网区域送出能力。在“十四五”西电东送框架协议电量基础上增长5%以上签订2026年送电协议，统筹研究“十五五”送电协议。积极向国家争取藏滇粤跨区输电通道落点云南，统筹研究“十五五”新增送电通道布局。研究论证在滇西北、滇中地区布局滇桂粤直流通道的技术经济可行性，提升清洁能源外送能力和灵活调配水平。（省发展改革委、省能源局按职责分工负责，云南电网公司配合）
（十三）拓展国网送出渠道。加强与国家电网公司、北京电力交易中心的对接协调，充分利用闽粤联网工程通道能力，持续扩大跨电网经营区送电规模。落实好与上海市2026年度送受电框架协议相关内容，常态化推动云南省与上海市之间清洁能源合作，逐步形成稳定、可预期的中长期送受电关系。统筹谋划省外互联互济，依托“昭通—宜宾”现有通道条件，积极推动云南电力向四川、重庆等地送出，并探索与重庆、贵州等地区建立电力互济合作机制。（省能源局牵头，云南电网公司配合）
（十四）稳妥扩大跨境送电规模。用足用好现有220千伏跨境线路通道能力，推动越南尽快完成相关电网升级改造。加快中老500千伏通道建设，根据国家需要稳慎推进中越500千伏、中缅230千伏通道项目前期工作。争取2030年前建成1条跨境线路通道，跨境通道能力达400万千瓦以上。（省能源局、南网澜湄国际公司按职责分工负责）
六、完善保障措施
（十五）省工业和信息化厅、省能源局牵头建立省级促进电力消纳工作协调机制，系统分析电力供需形势、政策执行情况，研究解决制约消纳的重点难点问题，形成重点工作事项跟踪督办机制。各部门按任务分工，结合实际研究出台配套细则。省工业和信息化厅、省能源局依托省级能源大数据平台，构建覆盖各行业、各区域的用电需求监测预警体系，实时掌握产业用电动态和负荷变化情况，推动重点行业稳定负荷、满负荷运行。依托政府门户网站、权威媒体和政务新媒体平台，及时发布全省电力供需状况、消纳进展、市场交易信息和政策措施，主动回应社会关切，增强政策透明度和权威性。
本措施自印发之日起实施，有效期至2028年12月31日。国家另有规定的，从其规定。
来源：云南省发展和改革委员会 ]article_adlist-->编辑：秦建佳
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