张宏军

　　习近平总书记视察我省时强调，“甘肃要积极推进新型工业化，加快传统产业改造升级，做强做优特色优势产业，积极发展战略性新兴产业，因地制宜发展新质生产力，打造全国重要的新能源及新能源装备制造基地”。这是我们推进新能源与各类产业耦合发展、推进经济高质量发展的根本遵循。我省发挥新能源产业优势，加速推进“控能耗”与“强产业”同频共振形成闭环，仍面临一系列问题和挑战：一是能源结构与产业需求错配的系统性矛盾较为突出。目前，全省石化化工、有色金属冶炼等重工业占比超过60％，但新能源供电波动性与传统行业用电稳定性之间的供需错配制约了工业深度脱碳。以钢铁、电解铝等为代表的高载能产业绿电渗透率较低，传统产业对煤电依赖性仍然较强，产业体系短期内结构调整难度大。二是“从能耗双控向碳排放双控转变”亟须细化优化政策。虽然国家层面出台了相关《意见》和《工作方案》，但排放核算体系、双控考核机制等具体实施细则仍在逐步完善中。今年一季度，我省在落实“新增可再生能源用能不纳入能源消费总量控制”时，对各市州平均扣除了可再生能源能耗，与实际可再生能源消费水平不符，不利于发挥新能源资源富集优势。三是新能源产业发展面临新的困难和瓶颈。受限于新能源电力省内消纳不足、外送不畅等因素影响，弃风弃光率持续上升，新能源项目开发热度下降。叠加国内外市场竞争加剧等多重因素，风电、光伏、储能设备生产厂商面临成本敏感度提升和市场需求收缩双重压力，行业头部企业纷纷收紧布局，缩减、放缓或中止投资。此外，我省储能仅通过辅助服务市场补偿，缺乏固定收益。虽新推容量电价（330元／千瓦／年），但因“容量供需系数”动态调整，收益稳定性存疑，储能投资意愿不强。四是绿色电力对控能耗和强产业支撑质效还不高。2024年全省新能源发电量1112亿千瓦时，占总发电量的38.6％，外送电力558亿千瓦时。全年省内直接交易电量809.16亿千瓦时，执行均价0.28元／千瓦时，电费224.15亿元。其中省内可追溯绿电交易仅11.14亿千瓦时，占比仅1.38％，均价0.31元／千瓦时，电费3.45亿元，占比仅1.54％。破解当前问题，必须发挥我省新能源产业优势，以低价绿电供给驱动“控能耗”和“强产业”相互促进，通过构建“柔性能源网络一绿色制造集群一电力市场机制”三位一体体系，形成能源革命与产业升级深度耦合的发展生态。为此建议：
　　一、以“柔性强网＋负荷调节”逐步破解结构性错配问题。加大火电机组灵活性改造，加快抽水蓄能、光热、电化学储能等调峰项目建设，实现发电和用能时段平移，进一步提升区域调峰能力。推行负荷分级响应机制，支持电解铝、数据中心等高载能负荷进行调节能力技术提升，在光伏等新能源大发时段启动弹性生产，引导企业将更多产能切换至谷电时段，打造“源荷互动”的绿电消纳新模式。
　　二、坚持“外送＋内消”推进新能源产业持续发展。加快推进“陇电入浙”建设进程，“陇电入川”尽快核准，提升向中东部负荷中心跨省输电能力，拉动全省风光资源持续稳定开发。完善电力交易模式，在“长协交易＋现货交易”基础上，市场化推行储能容量电价机制，通过提升社会投资意愿扩大储能项目投资规模，强化储能对新能源电力调峰的支撑，提升新能源电力的稳定性和经济性。紧盯东中部产业转移，深挖电价敏感型、外贸出口型产业，划定“绿色高载能产业集中区”，积极构建新型电力系统实现绿电直连，吸引以新能源装备为主的智能制造、新材料、大数据、氢能等现代绿色高载能产业集聚发展，强化新能源就地消纳。
　　三、建立“绿电溯源＋碳双控”体系促进“全链降碳”。支持符合条件的区域开展绿电溯源，将区域能评升级为“能碳双评”制度，对省级审批的新上单耗达国家先进水平的重大项目，纳入碳预算试点区域，将碳排放纳入国家和省单列范畴，不计入区域碳排放。在“两新”项目倾斜支持的基础上，省级层面出台补偿、激励政策，加大对化工、冶金、选矿等传统高能耗产业数字化、智能化、绿色化改造支持力度，引导企业淘汰落后低效产能，将腾出的能耗和碳排放指标用于承接新能源装备产业链项目，以及半导体等优质项目，提升绿电消纳水平和单位能耗与碳排放经济产出。
　　四、专项支持创建零碳园区以加速绿色转型发展。省上应出台专项政策，支持有条件的园区建设分散式风电和分布式光伏，持续提升绿电规模。先行先试对零碳工厂建设、绿色电力利用、设备节能改造、降碳技术应用、网架改造升级、碳排放管控平台建设等方面重点给予政策支持。紧盯出口外向型企业持续推进绿电替代，加大对创建绿色工厂、零碳工厂的支持力度，发展低碳供应链。专项支持出口企业开展产品绿电溯源和出口减免碳税试验示范，助力风电、光伏、储能等装备制造产品扩大出口。
　　（作者系省政协委员，酒泉经开区（高新区）党工委副书记、管委会主任）