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、國網新疆電力有限公司聯(lián)合印發(fā)《關于加快推進新能源及關聯(lián)產業(yè)協(xié)同發(fā)展的通知》（簡稱《通知》），推進新能源與多產業(yè)耦合聯(lián)動發(fā)展。

《通知》提出，開展新能源規(guī)模化制氫。立足規(guī)模化生產、應用清潔低碳氫能，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)推廣應用，推動氫能產業(yè)高質量發(fā)展。

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

鼓勵制氫項目加快前期及建設進度，對2024年8月底前滿負荷生產的綠電制氫項目，準許項目業(yè)主新建同等規(guī)模的新能源項目且所發(fā)電量可并網消納。電網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)增產擴綠。利用風電、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》中推進新能源及關聯(lián)產業(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《氫能產業(yè)發(fā)展中長期規(guī)劃(2021—2035年)》，立足規(guī)模化生產、應用清潔低碳氫能，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)推廣應用，推動氫能產業(yè)高質量發(fā)展。

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

3.鼓勵制氫項目加快前期及建設進度，對2024年8月底前滿負荷生產的綠電制氫項目，準許項目業(yè)主新建同等規(guī)模的新能源項目且所發(fā)電量可并網消納。電網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)用能清潔低碳轉型。對利用風電、光伏發(fā)電等新能源開展燃料天然氣替代，新增油氣商品供應量優(yōu)先在當地利用。

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

6.利用風電、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。按油氣增儲上產中新增用電量，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)生產項目自用消納。

三、推動產業(yè)園區(qū)低碳轉型

8.鼓勵產業(yè)園區(qū)與新能源集聚區(qū)一體謀劃、一體推進，以產業(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業(yè)。對園區(qū)及周邊為園區(qū)服務的相關產業(yè)新增用電量，通過新能源項目建設予以保障。發(fā)揮園區(qū)主體作用，引導園區(qū)內不同用能企業(yè)錯時用電，增強區(qū)域電網自調節(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.以風電、光伏與儲熱型光熱發(fā)電一體化建設方式滿足園區(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/風電平均利用小時數)∶1計算，原則上不超過6∶1。

11.配套建設新能源項目，建成后生產的電量，需由園區(qū)內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。當項目符合國家及自治區(qū)規(guī)定的核準條件時，在電網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)電機組并網后，再配置25%的新能源規(guī)模。核準后3個月內開工的項目，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.配套新能源建設規(guī)模要與系統(tǒng)調節(jié)能力相結合。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，并網調試后發(fā)電出力上限在并網容量基礎上減少20%，所造成的損失由企業(yè)自行承擔。

五、支持共享儲能和新型儲能建設

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、調峰調頻困難和電壓支撐能力不足的關鍵電網節(jié)點建設集中式共享儲能。通過電力市場化交易，建立獨立儲能容量電價和調峰、調頻、備用等輔助服務補償機制，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、租賃調峰容量等共享服務回收建設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條件。新能源項目中已建成的配建儲能設施具備獨立計量、獨立控制條件的，可通過技術手段改造轉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，租賃的配套儲能容量和相關技術指標不低于項目備案(核準)文件要求。充分發(fā)揮儲能電站在調峰、調頻等方面的優(yōu)勢，在同等條件下優(yōu)先調用。

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。

七、鼓勵自備機組轉公用電源

19.企業(yè)提出燃煤自備機組轉為公用電源，并明確轉為公用電源的時間、電網接入方式等事項，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)/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)網站上公示，同時在燃煤自備機組發(fā)電端安裝相應計量儀確定，由地(州、市)電網公司負責核實。企業(yè)應就近建設新能源項目，推進用能需求綠電替代。新能源項目運營期內，如燃煤自備電廠停用，應購買、租賃、新建與其調峰能力相匹配的調峰設施或采取調整用電負荷措施保障頂峰能力。

九、支持發(fā)電企業(yè)建設配套送出工程

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