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其中，新能源與多產(chǎn)業(yè)耦合方面：開展新能源規(guī)?；茪洹δ戤a(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(風電規(guī)模按上一年度區(qū)域光伏平均利用小時數(shù)/風電平均利用小時數(shù)折算)。所發(fā)電量全部由項目自用消納。
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。
推動油氣行業(yè)增產(chǎn)擴綠。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?shù)乩谩?br />
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(chǎn)業(yè)鏈，形成油氣領域與新能源產(chǎn)業(yè)融合互補發(fā)展新格局。
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。
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(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。
推動產(chǎn)業(yè)園區(qū)低碳轉型。對園區(qū)及周邊為園區(qū)服務的相關產(chǎn)業(yè)新增用電量，通過新能源項目建設予以保障。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。
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9x (上一年度區(qū)域光伏平均利用小時數(shù)/風電平均利用小時數(shù)):1計算，原則上不超過6:1。
配套建設新能源項目，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。
系統(tǒng)調(diào)峰保障方面：快速推進抽水蓄能，引進有實力的企業(yè)集團加快推進抽水蓄能項目建設，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。按照抽水蓄能的25%規(guī)模配置新能源，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。
同時，支持共享儲能和新型儲能建設，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)；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。
原文如下：
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