丁巨胜 省政协委员，省发展和改革委党组书记、主任

　　近年来，我省抢抓“双碳”战略机遇，大力推进风光电大基地建设，2023年可再生能源并网装机达6464万千瓦，电力装机占比达72.1%，其中新能源装机突破5000万千瓦，电力装机占比达六成，跃升至全国第2位；加快发展新能源装备制造业，招商引进了一大批企业落地，初步形成了风电、光伏、储能制造产业链；通过电力中长期交易，绿电价格明显下降，2024年已签约综合电价每度比上年下降近5分钱，绿电比例提高近20个百分点，占比达到一半以上，绿电价值更加凸显。从发展趋势看，可再生能源发展前景十分广阔，一方面，规模化开发空间巨大，另一方面，国际国内政策总体有利，在全球应对气候变化大背景下，欧盟正在积极推行碳关税政策，这些都有利于我省利用绿电资源承接产业转移、突破绿色贸易壁垒、提高出口产品竞争力，推动绿电资源优势加速向经济发展优势转变。
　　在看到我省绿电发展亮点成绩、独特优势和美好前景的同时，也需认识到当前仍面临一些困难挑战：一是现行新能源上网电价参照执行燃煤发电基准价，电价成本与煤电差异较大，新能源上网电价亟待优化。二是国家层面目前没有统一的碳源排碳量评价标准、统计监测标准和核算标准，企业使用绿电如何核算、持有绿证能耗怎样扣减等方面缺乏实操性政策，绿电机制性问题亟待破解。三是新能源电源出力存在波动性和不稳定性，现有电网调峰能力有限，源网荷储项目难题亟待解决。
　　我省应抢抓国家构建新型能源体系、新型电力系统的重大机遇，以即将获批建设国家新能源综合开发利用示范区为契机，加强电力技术创新、市场机制创新、商业模式创新，将绿电优势和园区载体有效融合，形成绿电支撑园区发展、园区促进绿电消纳的良性发展新格局。
　　一、打造绿电价格洼地
　　着眼于提高绿电价格吸引力、绿电使用性价比，以市场化方式完善绿电价格形成机制。推进新能源上网电价改革，将新能源上网电价与燃煤基准价脱钩。建立储能容量电价，充分发挥电力调节作用。优化峰谷分时电价机制，合理确定峰谷时段和季节性分时电价。支持园区创新电力交易模式，采取集中购电、直接交易、多能互补等方式，降低企业用电成本，助力更多招商引资项目落地实施。
　　二、突出绿电消纳载体
　　坚持把园区作为绿电消纳的重要平台，高标准谋划建设一批低碳零碳产业园区。在园区积极推进源网荷储一体化项目试点，实现园区源网荷储一体聚合运营。开展园区新增用电负荷绿色供电试点，为新增用电负荷配置新能源建设指标，支持新能源企业向用电企业直供绿电。布局建设以消纳绿电为主的现代高载能产业，积极吸引和承接国内外产业转移，积蓄经济发展新动能。
　　三、创新绿电使用机制
　　紧跟国家绿电、绿证核算体系和碳足迹核算标准建设步伐，做好我省基础数据摸底、扣减对接工作，推动镍、钴等有色金属产品纳入全国碳足迹核算和标准制定范围。统筹研究推进企业绿电交易、购买绿证和节能降碳，提高出口产品含绿量，打造绿色产业链价值链。
　　四、优化绿电资源配置
　　研究制定《新能源支持战略性新兴产业发展目录》，对产业目录内项目给予新能源指标倾斜支持，推动新能源产业与战略性新兴产业融合发展，打造新能源上下游产业集聚区。综合考虑园区资源禀赋、产业基础和区位条件，研究确定各园区战略性新兴产业发展重点领域，引导战略性新兴产业在园区错位发展，以绿电大消纳带动园区和战略性新兴产业大发展。