可再生能源就近消纳综合试点
建设虚拟电厂。到2025年，力争全省达到最大负荷5%左右的需求侧响应能力。（十七）开展低碳零碳试点示范积极开展综合能源大受端高比例清洁能源消纳试点。充分发挥区域大型调峰气电、煤电、流域梯级电站、储能的
县(市、区)开展试点工作，积极推动增量配网、工业园区、公共机构、商场等分布式光伏和屋顶光伏开发，鼓励分布式光伏与交通、建筑、新基建融合发展。完善可再生能源电力消纳保障机制，不断提高可再生能源消纳水平
瓦斯全浓度利用。鼓励开展低阶煤利用 试点示范，推进煤炭分质分级梯级利用。完善煤矸石综合利用政 策，破解煤矸石消纳难题。鼓励利用废弃矿区开展新能源及储能 项目开发建设。科学评估煤炭企业产量减少和关闭退出
试点工作，积极推动增量配网、工业园区、公共机构、商场等分布式光伏和屋顶光伏开发，鼓励分布式光伏与交通、建筑、新基建融合发展。完善可再生能源电力消纳保障机制，不断提高可再生能源消纳水平。服务乡村振兴战略实施
国家能源综合改革创新试点县，加快能源产业数字化和智能化升级。5.坚持共享发展。坚持以人民为中心的发展思想，持续提升能源普遍服务水平，强化民生领域能源需求保障，推动能源发展成果更多更好惠及广大人民群众，为实现
规划建设集中式风电场。坚持以终端用能需求、电网资源和风能资源三者融合为导向，结合工业园区、经济开发区发展和村集体乡村振兴等需求，探索建设就近接入、就地消纳的分散式风电项目以及新型低速风电项目。优化水电
风电、光伏送出工程建设，完善可再生能源电力消纳能力保障机制，不断提高可再生能源消纳水平。推动全市小水电集中式管理和智能化运维，加强水电、风电、光伏发电出力预测，提升顶峰发电能力。加强迎峰度夏（冬）期间负荷
可再生能源消纳责任权重完成率。持续深化电力价格机制改革。按照国家、省里要求，持续深化水电、煤电上网电价市场化改革，完善风电、光伏发电、气电、抽水蓄能和新型储能价格形成机制，完善支持分布式清洁能源发电
基地建设有关技术标准，加快制定海上风电开发及多种能源综合利用技术标准，推动分散式风电、分布式光伏、户用光伏等就近开发利用相关标准制修订，建立完善光伏发电、光热发电标准体系。制定风电机组、光伏组件退役回收与
可再生能源综合利用标准制修订。继续推动生物质能源(含生物质发电、生物制气、纤维素燃料乙醇、生物柴油、生物航煤、生物成型燃料等)转化利用、地热能开发利用、海洋能开发利用等技术标准制修订，开展生物质能、太阳能
利用可再生能源。加快提升可再生能源领域科技创新能力及产业技术水平，不断提高电网接入和运行技术水平，为可再生能源大规模发展和消纳提供有力支撑。——持续推进光伏应用。大力推动光伏发电规模化综合利用，结合全市
综合利用。落实可再生能源电力消纳保障机制，完成可再生能源电力消纳责任权重。到2025年，全市投产可再生能源电力装机容量超过800万千瓦，除风电、光伏外其他非化石能源消费量达到388万吨标准煤。到
基础设施建设，积极探索氢能开发利用。在丙烷脱氢、氯碱、焦化等行业聚集地区发展工业副产氢，优化氢气提纯技术，鼓励就近消纳，降低工业副产氢供给成本。在可再生能源资源条件好、发电成本低、氢能储输用条件较好地区
