2023年5月15日，新疆維吾爾自治區(qū)發(fā)改委、國家能源局新疆監(jiān)管辦、國網(wǎng)新疆電力有限公司聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于加快推進新能源及關(guān)聯(lián)產(chǎn)業(yè)協(xié)同發(fā)展的通知》（簡稱《通知》），推進新能源與多產(chǎn)業(yè)耦合聯(lián)動發(fā)展。

《通知》提出，開展新能源規(guī)?；茪?/strong>。立足規(guī)?；a(chǎn)、應(yīng)用清潔低碳氫能，在新能源資源條件好、發(fā)電成本低、氫能儲輸用等產(chǎn)業(yè)發(fā)展條件比較好的區(qū)域，一體推進綠氫（氨等）制、輸、儲、用，加快綠氫在交通、化工、治金等行業(yè)推廣應(yīng)用，推動氫能產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展。

對年產(chǎn)1萬噸以上綠氫的企業(yè)，可按生產(chǎn)氫（氨）全年實際用電量配置新能源發(fā)電規(guī)模，年產(chǎn)1萬噸氫氣配置15萬千瓦光伏規(guī)模（風(fēng)電規(guī)模按上一年度區(qū)域光伏平均利用小時數(shù)/風(fēng)電平均利用小時數(shù)折算）。所發(fā)電量全部由項目自用消納。制氫項目原則應(yīng)布局在氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展示范區(qū)內(nèi)，氫生產(chǎn)項目與新能源項目應(yīng)為同一投資主體。

鼓勵制氫項目加快前期及建設(shè)進度，對2024年8月底前滿負荷生產(chǎn)的綠電制氫項目，準許項目業(yè)主新建同等規(guī)模的新能源項目且所發(fā)電量可并網(wǎng)消納。電網(wǎng)消納部分需按新能源規(guī)模的20%、2小時時長配置儲能規(guī)模。2024年8月后建成的制氫項目，配置新能源規(guī)模退坡。

《通知》還提出，推動油氣行業(yè)增產(chǎn)擴綠。利用風(fēng)電、光伏發(fā)電等新能源開展燃料天然氣替代，每替代1億立方米天然氣量，可配套年發(fā)電量10億千瓦時新能源規(guī)模，新能源規(guī)模按上一年度區(qū)域每萬千瓦風(fēng)電或光伏平均發(fā)電量折算。所發(fā)電量通過企業(yè)電能替代天然氣加熱爐、天然氣制氫等項目消納，滿足油氣田提高電氣化率等新增用電需求。

《通知》中推進新能源及關(guān)聯(lián)產(chǎn)業(yè)協(xié)同發(fā)展九大方向具體為：

一、開展新能源規(guī)模化制氫

1.貫徹落實國家《氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中長期規(guī)劃(2021—2035年)》，立足規(guī)?；a(chǎn)、應(yīng)用清潔低碳氫能，在新能源資源條件好、發(fā)電成本低、氫能儲輸用等產(chǎn)業(yè)發(fā)展條件比較好的區(qū)域，一體推進綠氫(氨等)制、輸、儲、用，加快綠氫在交通、化工、冶金等行業(yè)推廣應(yīng)用，推動氫能產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展。

2.對年產(chǎn)1萬噸以上綠氫的企業(yè)，可按生產(chǎn)氫(氨)全年實際用電量配置新能源發(fā)電規(guī)模，年產(chǎn)1萬噸氫氣配置15萬千瓦光伏規(guī)模(風(fēng)電規(guī)模按上一年度區(qū)域光伏平均利用小時數(shù)/風(fēng)電平均利用小時數(shù)折算)。所發(fā)電量全部由項目自用消納。制氫項目原則應(yīng)布局在氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展示范區(qū)內(nèi)，氫生產(chǎn)項目與新能源項目應(yīng)為同一投資主體。

3.鼓勵制氫項目加快前期及建設(shè)進度，對2024年8月底前滿負荷生產(chǎn)的綠電制氫項目，準許項目業(yè)主新建同等規(guī)模的新能源項目且所發(fā)電量可并網(wǎng)消納。電網(wǎng)消納部分需按新能源規(guī)模的20%、2小時時長配置儲能規(guī)模。2024年8月后建成的制氫項目，配置新能源規(guī)模退坡。

二、推動油氣行業(yè)增產(chǎn)擴綠

4.按照國家《加快油氣勘探開發(fā)與新能源融合發(fā)展行動方案(2023—2035年)》要求，鼓勵中石油、中石化等駐疆油氣開采企業(yè)以新能源電力替代油氣資源勘探、開發(fā)、加工及儲備等環(huán)節(jié)中石油、天然氣等化石能源消耗量，支持油氣行業(yè)用能清潔低碳轉(zhuǎn)型。對利用風(fēng)電、光伏發(fā)電等新能源開展燃料天然氣替代，新增油氣商品供應(yīng)量優(yōu)先在當?shù)乩谩?/p>

5.推進油田所在礦區(qū)及周邊區(qū)域風(fēng)電和光伏發(fā)電集中式開發(fā)，將新能源融入油氣勘探開發(fā)加工全產(chǎn)業(yè)鏈，形成油氣領(lǐng)域與新能源產(chǎn)業(yè)融合互補發(fā)展新格局。

6.利用風(fēng)電、光伏發(fā)電等新能源開展燃料天然氣替代，每替代1億立方米天然氣量，可配套年發(fā)電量10億千瓦時新能源規(guī)模，新能源規(guī)模按上一年度區(qū)域每萬千瓦風(fēng)電或光伏平均發(fā)電量折算。所發(fā)電量通過企業(yè)電能替代天然氣加熱爐、天然氣制氫等項目消納，滿足油氣田提高電氣化率等新增用電需求。

7.建設(shè)油氣與新能源同步開發(fā)綜合利用示范工程，積極推進油氣資源勘探開發(fā)，加快油氣增儲上產(chǎn)。按油氣增儲上產(chǎn)中新增用電量，配套新能源發(fā)電規(guī)模，所發(fā)電量全部由新增油氣開發(fā)生產(chǎn)項目自用消納。

三、推動產(chǎn)業(yè)園區(qū)低碳轉(zhuǎn)型

8.鼓勵產(chǎn)業(yè)園區(qū)與新能源集聚區(qū)一體謀劃、一體推進，以產(chǎn)業(yè)園區(qū)為載體，主動承接符合生態(tài)環(huán)境分區(qū)管控要求和環(huán)保、能效、安全生產(chǎn)等標準的高載能行業(yè)，積極引進落地玄武巖纖維、碳化硅晶須、人工鉆石、剛玉、納米微晶板等新材料產(chǎn)業(yè)。對園區(qū)及周邊為園區(qū)服務(wù)的相關(guān)產(chǎn)業(yè)新增用電量，通過新能源項目建設(shè)予以保障。發(fā)揮園區(qū)主體作用，引導(dǎo)園區(qū)內(nèi)不同用能企業(yè)錯時用電，增強區(qū)域電網(wǎng)自調(diào)節(jié)能力，提高配套新能源利用率，打造綠色低碳園區(qū)。

9.由各地、州、市依據(jù)園區(qū)新增用電負荷所需用新能源電量，布局新能源集聚區(qū)，促進產(chǎn)業(yè)集群發(fā)展。由園區(qū)主管部門通過所在地、州、市能源主管部門向自治區(qū)申報園區(qū)新建新能源規(guī)模。新建新能源項目通過自建、合建、購買或租賃等方式配置儲能，儲能規(guī)模不低于新能源裝機規(guī)模的10%且時長不低于2小時。

10.以風(fēng)電、光伏與儲熱型光熱發(fā)電一體化建設(shè)方式滿足園區(qū)新增用電的，光伏與光熱配置比例為9∶1;風(fēng)電與光熱配置比例按9×(上一年度區(qū)域光伏平均利用小時數(shù)/風(fēng)電平均利用小時數(shù))∶1計算，原則上不超過6∶1。

11.配套建設(shè)新能源項目，建成后生產(chǎn)的電量，需由園區(qū)內(nèi)新增用電負荷全部消納，并由園區(qū)主管部門承諾新增用電項目、儲能項目與新能源項目同步建成投用。新能源項目實施主體可為園區(qū)或園區(qū)委托的具備條件的業(yè)主單位。

四、服務(wù)抽水蓄能快速推進

12.鼓勵具備資源條件的地、州、市一體規(guī)劃布局抽水蓄能與新能源項目，引進有實力的企業(yè)集團加快推進抽水蓄能項目建設(shè)。當項目符合國家及自治區(qū)規(guī)定的核準條件時，在電網(wǎng)具備接入和消納條件的區(qū)域給予配套新能源規(guī)模支持，彌補抽水蓄能項目業(yè)主在前期推進中投入。

13.為使項目業(yè)主在抽蓄項目建設(shè)期間有收益，項目開工當年承諾年度入統(tǒng)投資2億元以上，配置抽水蓄能裝機規(guī)模25%的新能源規(guī)模;第1臺發(fā)電機組并網(wǎng)后，再配置25%的新能源規(guī)模。核準后3個月內(nèi)開工的項目，每提前1個月開工額外給予5萬千瓦新能源規(guī)模。2023年9月底前具備核準條件的抽水蓄能項目，每提前1個月額外給予5萬千瓦新能源規(guī)模。

14.配套新能源建設(shè)規(guī)模要與系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力相結(jié)合。在抽水蓄能項目建成前，分批申報配套新能源規(guī)模的，需按新能源規(guī)模的20%配建2小時時長的儲能規(guī)模;在抽水蓄能項目建成時一次申報新能源規(guī)模的，無需配置儲能。新能源項目申報時，項目業(yè)主承諾新能源項目及抽水蓄能項目合理建成期限。如項目未履諾建成，每延遲1個月，并網(wǎng)調(diào)試后發(fā)電出力上限在并網(wǎng)容量基礎(chǔ)上減少20%，所造成的損失由企業(yè)自行承擔(dān)。

五、支持共享儲能和新型儲能建設(shè)

15.鼓勵各類投資主體在負荷密集接入、大規(guī)模新能源匯集、大容量直流饋入、調(diào)峰調(diào)頻困難和電壓支撐能力不足的關(guān)鍵電網(wǎng)節(jié)點建設(shè)集中式共享儲能。通過電力市場化交易，建立獨立儲能容量電價和調(diào)峰、調(diào)頻、備用等輔助服務(wù)補償機制，擴大峰谷電價價差等方式，保障共享儲能合理投資回報。

16.共享儲能項目規(guī)模不小于5萬千瓦/20萬千瓦時(4小時儲能時長)，通過出售、租賃調(diào)峰容量等共享服務(wù)回收建設(shè)成本并獲得合理收益。儲能電站容量租賃給新能源場站，可代替新能源自建儲能作為并網(wǎng)條件。新能源項目中已建成的配建儲能設(shè)施具備獨立計量、獨立控制條件的，可通過技術(shù)手段改造轉(zhuǎn)為獨立儲能或共享儲能。

17.租賃共享儲能規(guī)模的新能源企業(yè)，需和共享儲能項目企業(yè)簽訂不低于5年的租賃協(xié)議或合同。配套的儲能需與新能源項目同步建成、同步投運。在新能源項目全生命周期內(nèi)，租賃的配套儲能容量和相關(guān)技術(shù)指標不低于項目備案(核準)文件要求。充分發(fā)揮儲能電站在調(diào)峰、調(diào)頻等方面的優(yōu)勢，在同等條件下優(yōu)先調(diào)用。

六、鼓勵煤電機組靈活改造

18.在役煤電機組納入自治區(qū)能源主管部門印發(fā)的煤電機組靈活性改造計劃并實施改造的，根據(jù)新能源與煤電機組等效出力情況，以改造后煤電機組新增調(diào)峰能力的1.5倍配套新能源規(guī)模。積極鼓勵通過熱電解耦等創(chuàng)新方式增加機組調(diào)峰能力。單個煤電機組規(guī)模較小的企業(yè)可通過聯(lián)合體形式共同開展新能源項目建設(shè)。

七、鼓勵自備機組轉(zhuǎn)公用電源

19.企業(yè)提出燃煤自備機組轉(zhuǎn)為公用電源，并明確轉(zhuǎn)為公用電源的時間、電網(wǎng)接入方式等事項，按照自備機組規(guī)模的2倍配置新能源規(guī)模。自備機組轉(zhuǎn)為公用電源后，實施靈活性改造的，按靈活性改造標準，繼續(xù)給予新能源規(guī)模配置。

八、鼓勵自備電廠綠電替代

20.擁有燃煤自備電廠的企業(yè)主動壓減30%以上自發(fā)自用燃煤電量，可配置新能源規(guī)模為：2×自備機組規(guī)?！?燃煤自備機組Z大發(fā)電小時8760小時-承諾壓減后的年利用小時數(shù))/8760。企業(yè)壓減自發(fā)自用燃煤電量的，由企業(yè)自主承諾，向自治區(qū)能源主管部門和國家能源局新疆監(jiān)管辦報備，并在信用中國(新疆)網(wǎng)站上公示，同時在燃煤自備機組發(fā)電端安裝相應(yīng)計量儀確定，由地(州、市)電網(wǎng)公司負責(zé)核實。企業(yè)應(yīng)就近建設(shè)新能源項目，推進用能需求綠電替代。新能源項目運營期內(nèi)，如燃煤自備電廠停用，應(yīng)購買、租賃、新建與其調(diào)峰能力相匹配的調(diào)峰設(shè)施或采取調(diào)整用電負荷措施保障頂峰能力。

九、支持發(fā)電企業(yè)建設(shè)配套送出工程

21.根據(jù)《國家發(fā)展改革委辦公廳 國家能源局綜合司關(guān)于做好新能源配套送出工程投資建設(shè)有關(guān)事項的通知》(發(fā)改辦運行〔2021〕445號)、《光伏電站開發(fā)建設(shè)管理辦法》精神，為加快與新能源電源配套的電網(wǎng)建設(shè)，適度減輕電網(wǎng)企業(yè)投資壓力，對電網(wǎng)企業(yè)建設(shè)有困難或規(guī)劃建設(shè)時序不匹配的新能源配套送出工程，允許新能源發(fā)電企業(yè)投資建設(shè)，緩解電網(wǎng)建設(shè)壓力，保障電源項目和配套送出工程同步建設(shè)、同步投運。經(jīng)電網(wǎng)企業(yè)與發(fā)電企業(yè)雙方協(xié)商同意，可在適當時機由電網(wǎng)企業(yè)依法依規(guī)進行回購。