政府信息公开

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、推动产业园区低碳转型

4.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。

5.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。

6.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。

7.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、支持共享储能和新型储能建设

8.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。

9.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。

10.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。

注：对于有明确的且在有效期内的中央、自治区及和田地区出台的政策洛浦县财政将根据各项政策上级补贴资金实际到位情况，按照上级政策规定予以兑现，政策调整后以实际政策为准。