2023年5月15日，新疆维吾尔自治区发改委、国家能源局新疆监管办、国网新疆电力有限公司联合印发《关于加快推进新能源及关联产业协同发展的通知》（简称《通知》），推进新能源与多产业耦合联动发展。

 

《通知》提出，开展新能源规模化制氢。立足规模化生产、应用清洁低碳氢能，在新能源资源条件好、发电成本低、氢能储输用等产业发展条件比较好的区域，一体推进绿氢（氨等）制、输、储、用，加快绿氢在交通、化工、治金等行业推广应用，推动氢能产业高质量发展。

 

对年产1万吨以上绿氢的企业，可按生产氢（氨）全年实际用电量配置新能源发电规模，年产1万吨氢气配置15万千瓦光伏规模（风电规模按上一年度区域光伏平均利用小时数/风电平均利用小时数折算）。所发电量全部由项目自用消纳。制氢项目原则应布局在氢能产业发展示范区内，氢生产项目与新能源项目应为同一投资主体。

 

鼓励制氢项目加快前期及建设进度，对2024年8月底前满负荷生产的绿电制氢项目，准许项目业主新建同等规模的新能源项目且所发电量可并网消纳。电网消纳部分需按新能源规模的20%、2小时时长配置储能规模。2024年8月后建成的制氢项目，配置新能源规模退坡。

 

《通知》还提出，推动油气行业增产扩绿。利用风电、光伏发电等新能源开展燃料天然气替代，每替代1亿立方米天然气量，可配套年发电量10亿千瓦时新能源规模，新能源规模按上一年度区域每万千瓦风电或光伏平均发电量折算。所发电量通过企业电能替代天然气加热炉、天然气制氢等项目消纳，满足油气田提高电气化率等新增用电需求。

 

《通知》中推进新能源及关联产业协同发展九大方向具体为：

 

一、开展新能源规模化制氢

1.贯彻落实国家《氢能产业发展中长期规划(2021—2035年)》，立足规模化生产、应用清洁低碳氢能，在新能源资源条件好、发电成本低、氢能储输用等产业发展条件比较好的区域，一体推进绿氢(氨等)制、输、储、用，加快绿氢在交通、化工、冶金等行业推广应用，推动氢能产业高质量发展。

2.对年产1万吨以上绿氢的企业，可按生产氢(氨)全年实际用电量配置新能源发电规模，年产1万吨氢气配置15万千瓦光伏规模(风电规模按上一年度区域光伏平均利用小时数/风电平均利用小时数折算)。所发电量全部由项目自用消纳。制氢项目原则应布局在氢能产业发展示范区内，氢生产项目与新能源项目应为同一投资主体。

3.鼓励制氢项目加快前期及建设进度，对2024年8月底前满负荷生产的绿电制氢项目，准许项目业主新建同等规模的新能源项目且所发电量可并网消纳。电网消纳部分需按新能源规模的20%、2小时时长配置储能规模。2024年8月后建成的制氢项目，配置新能源规模退坡。

二、推动油气行业增产扩绿

4.按照国家《加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案(2023—2035年)》要求，鼓励中石油、中石化等驻疆油气开采企业以新能源电力替代油气资源勘探、开发、加工及储备等环节中石油、天然气等化石能源消耗量，支持油气行业用能清洁低碳转型。对利用风电、光伏发电等新能源开展燃料天然气替代，新增油气商品供应量优先在当地利用。

5.推进油田所在矿区及周边区域风电和光伏发电集中式开发，将新能源融入油气勘探开发加工全产业链，形成油气领域与新能源产业融合互补发展新格局。

6.利用风电、光伏发电等新能源开展燃料天然气替代，每替代1亿立方米天然气量，可配套年发电量10亿千瓦时新能源规模，新能源规模按上一年度区域每万千瓦风电或光伏平均发电量折算。所发电量通过企业电能替代天然气加热炉、天然气制氢等项目消纳，满足油气田提高电气化率等新增用电需求。

7.建设油气与新能源同步开发综合利用示范工程，积极推进油气资源勘探开发，加快油气增储上产。按油气增储上产中新增用电量，配套新能源发电规模，所发电量全部由新增油气开发生产项目自用消纳。

三、推动产业园区低碳转型

8.鼓励产业园区与新能源集聚区一体谋划、一体推进，以产业园区为载体，主动承接符合生态环境分区管控要求和环保、能效、安全生产等标准的高载能行业，积极引进落地玄武岩纤维、碳化硅晶须、人工钻石、刚玉、纳米微晶板等新材料产业。对园区及周边为园区服务的相关产业新增用电量，通过新能源项目建设予以保障。发挥园区主体作用，引导园区内不同用能企业错时用电，增强区域电网自调节能力，提高配套新能源利用率，打造绿色低碳园区。

9.由各地、州、市依据园区新增用电负荷所需用新能源电量，布局新能源集聚区，促进产业集群发展。由园区主管部门通过所在地、州、市能源主管部门向自治区申报园区新建新能源规模。新建新能源项目通过自建、合建、购买或租赁等方式配置储能，储能规模不低于新能源装机规模的10%且时长不低于2小时。

10.以风电、光伏与储热型光热发电一体化建设方式满足园区新增用电的，光伏与光热配置比例为9∶1;风电与光热配置比例按9×(上一年度区域光伏平均利用小时数/风电平均利用小时数)∶1计算，原则上不超过6∶1。

11.配套建设新能源项目，建成后生产的电量，需由园区内新增用电负荷全部消纳，并由园区主管部门承诺新增用电项目、储能项目与新能源项目同步建成投用。新能源项目实施主体可为园区或园区委托的具备条件的业主单位。

四、服务抽水蓄能快速推进

12.鼓励具备资源条件的地、州、市一体规划布局抽水蓄能与新能源项目，引进有实力的企业集团加快推进抽水蓄能项目建设。当项目符合国家及自治区规定的核准条件时，在电网具备接入和消纳条件的区域给予配套新能源规模支持，弥补抽水蓄能项目业主在前期推进中投入。

13.为使项目业主在抽蓄项目建设期间有收益，项目开工当年承诺年度入统投资2亿元以上，配置抽水蓄能装机规模25%的新能源规模;第1台发电机组并网后，再配置25%的新能源规模。核准后3个月内开工的项目，每提前1个月开工额外给予5万千瓦新能源规模。2023年9月底前具备核准条件的抽水蓄能项目，每提前1个月额外给予5万千瓦新能源规模。

14.配套新能源建设规模要与系统调节能力相结合。在抽水蓄能项目建成前，分批申报配套新能源规模的，需按新能源规模的20%配建2小时时长的储能规模;在抽水蓄能项目建成时一次申报新能源规模的，无需配置储能。新能源项目申报时，项目业主承诺新能源项目及抽水蓄能项目合理建成期限。如项目未履诺建成，每延迟1个月，并网调试后发电出力上限在并网容量基础上减少20%，所造成的损失由企业自行承担。

五、支持共享储能和新型储能建设

15.鼓励各类投资主体在负荷密集接入、大规模新能源汇集、大容量直流馈入、调峰调频困难和电压支撑能力不足的关键电网节点建设集中式共享储能。通过电力市场化交易，建立独立储能容量电价和调峰、调频、备用等辅助服务补偿机制，扩大峰谷电价价差等方式，保障共享储能合理投资回报。

16.共享储能项目规模不小于5万千瓦/20万千瓦时(4小时储能时长)，通过出售、租赁调峰容量等共享服务回收建设成本并获得合理收益。储能电站容量租赁给新能源场站，可代替新能源自建储能作为并网条件。新能源项目中已建成的配建储能设施具备独立计量、独立控制条件的，可通过技术手段改造转为独立储能或共享储能。

17.租赁共享储能规模的新能源企业，需和共享储能项目企业签订不低于5年的租赁协议或合同。配套的储能需与新能源项目同步建成、同步投运。在新能源项目全生命周期内，租赁的配套储能容量和相关技术指标不低于项目备案(核准)文件要求。充分发挥储能电站在调峰、调频等方面的优势，在同等条件下优先调用。

六、鼓励煤电机组灵活改造

18.在役煤电机组纳入自治区能源主管部门印发的煤电机组灵活性改造计划并实施改造的，根据新能源与煤电机组等效出力情况，以改造后煤电机组新增调峰能力的1.5倍配套新能源规模。积极鼓励通过热电解耦等创新方式增加机组调峰能力。单个煤电机组规模较小的企业可通过联合体形式共同开展新能源项目建设。

七、鼓励自备机组转公用电源

19.企业提出燃煤自备机组转为公用电源，并明确转为公用电源的时间、电网接入方式等事项，按照自备机组规模的2倍配置新能源规模。自备机组转为公用电源后，实施灵活性改造的，按灵活性改造标准，继续给予新能源规模配置。

八、鼓励自备电厂绿电替代

20.拥有燃煤自备电厂的企业主动压减30%以上自发自用燃煤电量，可配置新能源规模为：2×自备机组规模×(燃煤自备机组最大发电小时8760小时-承诺压减后的年利用小时数)/8760。企业压减自发自用燃煤电量的，由企业自主承诺，向自治区能源主管部门和国家能源局新疆监管办报备，并在信用中国(新疆)网站上公示，同时在燃煤自备机组发电端安装相应计量仪确定，由地(州、市)电网公司负责核实。企业应就近建设新能源项目，推进用能需求绿电替代。新能源项目运营期内，如燃煤自备电厂停用，应购买、租赁、新建与其调峰能力相匹配的调峰设施或采取调整用电负荷措施保障顶峰能力。

九、支持发电企业建设配套送出工程

21.根据《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于做好新能源配套送出工程投资建设有关事项的通知》(发改办运行〔2021〕445号)、《光伏电站开发建设管理办法》精神，为加快与新能源电源配套的电网建设，适度减轻电网企业投资压力，对电网企业建设有困难或规划建设时序不匹配的新能源配套送出工程，允许新能源发电企业投资建设，缓解电网建设压力，保障电源项目和配套送出工程同步建设、同步投运。经电网企业与发电企业双方协商同意，可在适当时机由电网企业依法依规进行回购。