自治区坚决贯彻落实党中央碳达峰碳中和重大战略决策和“四个革命、一个合作”能源安全新战略，立足资源禀赋和区位优势，坚定不移推动绿色低碳发展。抢抓历史机遇期和政策窗口期，实施新能源开发路径和管理十大机制，新能源产业规模不断壮大，能源结构持续优化，为保障国家能源安全、实现新疆经济高质量发展提供了坚实支撑。为进一步发挥新疆风光资源优势，加快大型清洁能源基地建设，推进新能源与关联产业集群高质量发展，现就有关事宜通知如下。

一、总体要求

以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻落实党的二十大精神、中央经济工作会议以及自治区党委十届历次全会精神，坚持新发展理念，推进新时代国家“三基地一通道”建设，以区域新增负荷为支撑，以就地消纳为重点，以外送为补充，依托区域电网接入条件，推动风光水储协同发展，构建新能源与关联产业协同共进的高质量发展格局。

二、推进新能源与多产业耦合联动发展

（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、治金等行业推广应用，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。

三、全面提升电力系统调峰保障能力

（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。

四、强化保障措施

各地要按照新能源开发管理工作十大机制30条措施要求，坚持系统性谋划、基地化布局、整装式开发，科学有序推进区域新能源产业健康高质量发展。

（十）规范项目用地管理

22.各地、州、市要切实落实新能源项目发展布局与区域国土空间规划衔接，鼓励利用沙漠、戈壁、荒漠等区域建设大型新能源集聚区。对油田、气田以及难以复垦或修复的采煤沉陷区，推进利用其中适宜建设新能源项目的区域优先规划建设新能源集聚区。做好“新能源资源禀赋、第三次全国国土调查成果、主干网架、产业布局”四个叠加一张图，合理安排新能源项目新增用地规模、布局和开发建设时序。

（十一）引导项目有序布局

23.各地、州、市要进一步强化系统思维，结合区域发用电平衡情况，统筹新能源发展与用电负荷增长协同推进。结合年度电网接入条件和新增消纳空间，按规模化、基地化原则申报新增新能源项目。鼓励负荷消纳空间不足的地、州、市，加大招商引资力度，积极引入用能企业，推动新能源与用能企业一体化发展，促进新能源就地就近消纳利用。由自治区能源主管部门会同国家能源局新疆监管办、自治区自然资源厅、生态环境厅、国网新疆电力有限公司等相关部门和单位，按政策、技术和安全等要求论证，将符合条件的新能源项目纳入项目清单，视同自治区统一备案。项目纳入清单后，项目业主要严格按照申报时承诺建设时限、建设内容进行项目建设，不得变更建设内容。新能源项目建成后，因用电负荷达不到申报时负荷条件的，造成的损失由项目业主自行承担。新能源项目申报时，企业承诺需主动在信用中国（新疆）网站上公示。

（十二）争取资金支持项目建设

24.按照市场化原则，将符合条件的新能源项目推送给相关金融机构，引导金融机构积极参与新能源项目建设。按照《关于开展新能源项目及节能降碳项目贴息支持试点工作的通知》（新发改融资〔2022〕275号）要求，采取贴息等方式，推进新能源项目加速建成。对已建成新能源项目，按照REITs申报要求，组织申报发行基金，盘活存量资产。

（十三）做好绿电生产和消纳协同

25.对开展节能降碳改造成效明显的存量项目，研究对节能挖潜量给予配套新能源支持，探索通过配套新能源和节能挖潜化石能源消费量市场交易、企业间合作等市场化运作方式，激发企业开展节能降碳改造升级的主动性和积极性。用足用好新增可再生能源不计入能源消费总量政策，将绿电消纳与重点用能单位管理、固定资产投资项目节能审查相衔接，形成政策合力，推动高载能行业和自备电厂绿电替代，拓展新能源消纳空间。对现有生产企业结合绿电需求，利用厂房等现有建筑物屋顶、空地等建设分布式光伏、分散式风电等新能源项目，按照国家政策执行，由地（州、市）能源主管部门备案，由各地电网企业保障并网。

26.实施可再生能源消纳月度监测、季度预警制度，对完成年度目标任务困难的市场主体进行预警，督促其限期整改，通过购买可再生能源电力超额消纳量或绿证补齐目标任务，对连续2次以上被预警提醒的市场主体，限制其参与疆内中长期电力交易。加大可再生能源消纳责任权重激励，对完成自治区下达的可再生能源总量消纳责任权重激励值的园区（企业），优先满足新能源建设需求。

（十四）创新区域考核评价机制

27.压实主体责任和监管责任，从各地、州、市消纳责任权重完成情况、新能源合理利用情况、承诺履约情况、新能源就近就地消纳情况、项目建设推进情况、安全生产等多方面对区域新能源高质量发展水平进行系统考核评价。充分发挥考核评价在我区新能源高质量发展中的导向作用，积极推广好的经验做法，切实提升各地管理服务水平和项目建设质效。

本通知印发后，《服务大型风电光伏基地建设操作指引（1.0版）》不再执行。涉及内容如遇国家政策调整，按照国家政策执行。

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