内蒙古能源局："十四五"期间新增32.6GW光伏！

2022年3月2日，内蒙古自治区能源局关于印发《内蒙古自治区“十四五”可再生能源发展规划》，提出："十四五"末，内蒙古可再生能源发电装机达到 1.35 亿千瓦以上，其中风电 8900 万千瓦、光伏发电 4500 万千瓦，相当于新增风电项目5115万千瓦，光伏项目3262万千瓦，共8377万千瓦，包含本地消纳和外送两类。平均利用率保持在 90%以上。同时，将依据国土空间规划，完善可再生能源空间用途管制规则，保障可再生能源开发利用合理的用地空间需求。落实草原林地征占用分区管控政策，保障可再生能源项目使用草原林地需求。规范土地性质认定，明确林草等不同地类的用地标准。

上述目标的具体分解为：“十四五” 期间，1)在边境沿线、戈壁荒漠规划布局风电基地 2000 万千瓦。2)光伏治沙基地规划规模 2000 万千瓦。3)光伏矿区生态修 复基地规划规模 500 万千瓦。4)实施“千乡万村驭风行动”,到 2025 年累计建成分散式风电项目 400 万千瓦。5)通过千家万户沐光计划、光伏+ 综合利用计划等，累计建成分布式光伏发电规模约 600 万千瓦。将采取以下措施帮助消纳

1)加快推进赤峰芝瑞 120 万千瓦抽水蓄能电站建设，力争早日建成投产。早日开工乌海 120 万千瓦、包头 120 万千瓦抽水蓄能电站， 确保在“十四五”前期开工建设。2)力争“十四五”期间新增并网太阳能热发电项目 50 万千瓦。3)原则上新建新能源项目要配置 15%(2 小时)以上的新型储能设施4)“十四五” 期间，规划新增新能源外送基地 2900 万千瓦，力争累计投产 3900 万千瓦。力争2025 年前推动开工配套新能源基地 1000 万千瓦。具体如下。

规划主要内容节选如下：

“十四五”时期主要发展目标如下：——可再生能源总量目标。2025 年，自治区可再生能源供给能力显著提高，可再生能源生产总量超过 9000 万吨标准煤，可再生能源区内利用量超过 6000 万吨标准煤，占当年一次能源消费总量的 18%以上，超过全国平均水平。——可再生能源发电目标。自治区可再生能源发电装机达到 1.35 亿千瓦以上，其中风电 8900 万千瓦、光伏发电 4500 万千瓦，新能源装机规模超过燃煤火电装机规模，新能源发电量占自治区总发电量比重超过 35%。“十四五”期间可再生能源新增装机 8000 万千瓦以上，占全部新增装机的比重超过 60%，成为新增装机的主力。——可再生能源并网运行目标。全区可再生能源在更大 规模发展的情况下实现合理利用，平均利用率保持在 90%以上，可再生能源发电能力持续提升并领先全国。

第三章全面推进可再生能源大规模高比例开发利用

一、高水平打造国家新能源基地

着力提升新能源就地消纳和外送能力，重点基于边境沿线、戈壁荒漠、沙漠治理、矿区修复，结合国家新能源基地 战略布局，高水平打造蒙西、蒙东千万千瓦级新能源基地。支持发展边境沿线、戈壁荒漠地区风电基地建设。充分利用边境沿线戈壁荒漠地区丰富的风能资源，在阿拉善、巴彦淖尔、包头、乌兰察布、锡林郭勒盟等边境地区建设风电基地，集中连片开发打造边境清洁能源生产基地。“十四五” 期间，在边境沿线、戈壁荒漠规划布局风电基地 2000 万千瓦。

加快推进沙漠地区光伏治沙试点工程。落实建设生态屏障、黄河流域生态保护和高质量发展、绿水青山就是金山银山要求，充分考虑建设和接入条件，在鄂尔多斯、阿拉善、巴彦淖尔等地区推动生态友好、经济优越、体现国家战略的光伏治沙基地，同步开展部分基地实证试验平台观测。“十 四五”期间，光伏治沙基地规划规模 2000 万千瓦。

有序推进矿区光伏生态修复工程。通过矿区修复措施实现光伏发电与生态协同发展，利用鄂尔多斯、通辽、乌海、阿拉善、巴彦淖尔、包头等采煤沉陷区、露天煤矿排土场等闲置土地，在地质条件稳定、接入条件良好的区域，建设集中式光伏矿区治理基地。“十四五”期间，光伏矿区生态修 复基地规划规模 500 万千瓦。

二、加快推进风电和光伏分布式发展

积极推进分散式风电开发。在风能资源优越、土地资源紧缺、靠近负荷中心地区优先发展分散式风电，就近接入当地电网，促进土地资源高效利用。在农村牧区大力推进分散风电开发，创新风电投资建设与土地利用模式，实施“千乡万村驭风行动”。在偏远地区、电网薄弱地区、经济开发区、工业园区等场景，结合生态旅游、美丽乡村、特色小镇等民生改善工程，拓展分散式风电发展应用场景。到 2025 年，多措并举累计建成分散式风电项目 400 万千瓦。

大力发展分布式光伏。通过千家万户沐光计划、光伏+ 综合利用计划等，持续拓展开发应用场景，推动光伏发电与建筑、农业、交通、通信等领域融合发展。在工业园区、大型建筑、公共建筑等用电负荷较大的区域，结合建筑条件发展屋顶分布式光伏，鼓励光伏建筑一体化。在农村牧区，充分利用农区牧区棚圈庭院、农光互补等形式建设分布式光伏系统，建设光伏新村助力乡村振兴。在服务区、边坡等公路沿线合理布局光伏发电设施，加快发展绿色交通建设，推广分布式光伏开发利用与交通行业高效融合。积极推进整县(旗、区)屋顶分布式光伏开发，支持户用光伏系统建设， 积极推动分布式光伏与储能、微电网等融合发展。到 2025年，累计建成分布式光伏发电规模约 600 万千瓦。

五、推动存量新能源升级改造

开展风电以大代小工程。按照政府引导、企业自愿的原则，结合风电技术进步，推进风电产业高端化、智能化发展。在有条件的地区开展一批风电以大代小工程，鼓励对单机容量小于 1.5 兆瓦或运行 15 年以上的风电场，以新型高效大机组替代老旧小型机组，对风电场进行系统升级优化改造，提升资源利用价值、风电场发电效率和经济性。

有序推动风电机组退役。推动达到设计年限的风电机组实施退役，加快淘汰落后产能，对 15 年以上的老旧风电场进行安全性评估，开展老旧机组退役示范，推进叶片、发动 机、轴承、齿轮箱、塔架回收循环利用试点。

探索光伏升级改造。结合新一代高效低成本光伏电池制备及产业化生产技术，鼓励对老旧光伏电站组件、逆变器等进行改造升级，提高太阳能转换效率和土地综合使用效率。

第四章大力提升可再生能源存储和消纳能力加快建设抽水蓄能、太阳能热发电、新型储能等存储调 节设施，有效提升电力系统综合调节能力，加强可再生能源发电就近就网就负荷消纳，有序推动外送消纳。持续推广各类可再生能源非电利用，推动可再生能源开发利用与乡村振兴融合发展，提升可再生能源利用水平。一、多措并举提升可再生能源存储能力积极推进抽水蓄能电站开发建设。统筹电网安全稳定运行和新能源高效消纳需求，结合全国抽水蓄能中长期发展规划，按照投产一批、开工一批、谋划一批的思路，统筹做好自治区抽水蓄能电站规划建设。加快推进赤峰芝瑞 120 万千瓦抽水蓄能电站建设，做好安全管理，力争早日建成投产。早日开工乌海 120 万千瓦、包头 120 万千瓦抽水蓄能电站， 确保在“十四五”前期开工建设。根据电网安全稳定和新能源消纳需要，开展乌兰察布、兴安盟、呼和浩特二期、巴彦淖尔、呼伦贝尔、乌海二期、鄂尔多斯、赤峰、通辽等地区抽水蓄能站点规划选址和前期论证工作。因地制宜推动一批中小型抽水蓄能电站选点工作，就地提升局域电网调节支撑能力。

因地制宜推进太阳能热发电发展。总结首批太阳能热发电示范项目建设经验，发挥太阳能热发电储能调节能力和系统支撑能力，因地制宜建设太阳能热发电项目。充分发挥太阳能热发电在电力系统中调峰、调频、储能等多元功能，统 筹推动太阳能热发电与风电光伏基地一体化建设运行，为新能源高比例自用和外送提供支撑，力争“十四五”期间新增并网太阳能热发电项目 50 万千瓦。加快推进新型储能技术规模化应用。探索采用自建、合建、租赁和共享等多元化模式，加快推动新型储能在发电侧、 电网侧、用户侧的规模化应用，实现新能源与新型储能的协同发展，原则上新建新能源项目要配置 15%(2 小时)以上的储能设施。研究出台存量新能源项目增配储能的管理办法，推动已并网的新能源项目增配储能设施，提高消纳和调峰能力。在充分发挥电力外送通道配套火电机组深度调峰能力的基础上，合理规划建设送端配套新型储能设施，支撑大规模风、光等可再生能源电源接入，提升外送通道可再生能源电量占比。二、充分提升可再生能源就地消纳水平加快配套电网建设。优化升级电网主网架，解决电网结构性问题，提升电力互济能力，提高电网运行效率和安全稳定水平。加快推动新能源送出工程建设，满足新能源大规模开发的汇集与送出需求。推动配电网扩容改造和智能化升 级，提升配电网柔性开放接入能力、灵活控制能力和抗扰动能力，增加电网就地就近平衡能力，构建适应分布式可再生能源并网和多元负荷需要的智能配电网。提升系统调节能力。积极推进煤电灵活性改造，推动自备电厂主动参与调峰，加快建设天然气调峰电站，充分提升系统调节能力。优化电力调度运行，合理安排系统开机方式， 动态调整各类电源发电计划，探索推进多种电源联合调度。创新调度运行与市场机制，促进可再生能源在省级电网内就地消纳。三、稳步有序推动可再生能源外送消纳充分发挥自治区可再生能源资源优势和区位优势，按照提升一批、投产一批、开工一批的发展思路，努力提高输电 通道中新能源电量的占比，提高特高压输电通道利用率，大力提升可再生能源外送消纳能力，有序推动国家级新能源电力供应保障基地建设，助力全国碳达峰碳中和。“十四五” 期间，规划新增新能源外送基地 2900 万千瓦，力争累计投产 3900 万千瓦。加快推动已批复新能源外送基地投产运行。加快推动锡林郭勒盟“一交一直”一期、上海庙至山东一期、扎鲁特至青州特高压输电通道配套新能源基地、乌兰察布风电基地等已批复新能源基地建设进度，力争 2025 年前建成投产 1500 万千瓦左右。提升既有外送通道中新能源电量占比。提高自治区可再生能源外送规模，在蒙西至天津南交流特高压、上海庙至山 东直流特高压、锡林郭勒盟交直流特高压等既有特高压外送 输电通道以及传统火电厂外送专线基础上，统筹送端周边地区资源条件和环境约束，合理优化风能、太阳能资源配置方 案，增配布局一批新能源基地，大幅提高存量外送输电通道中可再生能源占比和通道利用效率，“十四五”期间建成外送新能源 1900 万千瓦。积极推进新建蒙西外送通道配套新能源基地开工建设。统筹优化蒙西地区风能、太阳能资源和接入条件，在资源禀赋较好、开发建设条件优越、具备持续整装开发条件的地区， 推进风能、太阳能、煤炭等多能互补发展，有序建设一批百万千瓦级新能源基地，实现高比例可再生能源外送，力争2025 年前推动开工配套新能源基地 1000 万千瓦。

四、广泛扩展可再生能源应用场景实施火电灵活性改造。加快存量煤电改造升级，推广深度调峰技术应用，积极推进现役煤电机组实施灵活性改造， 鼓励新建煤电机组灵活性制造，降低新建煤电机组最小技术出力水平，提升电力系统整体消纳能力，促进新能源大规模开发和高效利用，引导煤电由主力电源逐步向“支撑型”、“调 节型”电源转变。推进工业园区可再生替代。充分挖掘燃煤自备电厂园区的电源灵活调节能力和负荷侧需求响应能力，推动园区自备电厂参与调峰，改变单一依靠自备火电的传统供能方式，因地制宜推动风电、光伏建设，鼓励集中式与分布式并举，在 不占用公共电网的消纳空间且保证用能安全的前提下实现 新能源全额自发自用，逐步实现园区用能清洁化。开展低碳工业园区示范。鼓励具备新增负荷的园区开展低碳工业园示范项目，以近零碳用能为目标，率先开展全清洁能源供电，提升园区整体能效。通过自建分布式、新能源专线供电、绿色电力交易、绿证交易等多种方式，实现园区新增用电需求主要由新能源满足。同时，鼓励园区通过配置储能等措施，保证与园区负荷的匹配响应和高比例自平衡， 不占用公共电网消纳空间。推广“绿电+绿氢”发展新模式。鼓励采用具有适应可再生能源出力波动的绿色制氢技术，加快推进风光氢储一体化示范，推广氢燃料电池汽车在矿山、物流、公交等领域的规模化应用，积极探索氢能在冶金、化工、交通等领域的应用。开展源网荷储一体化示范。充分挖掘和释放生产侧、消费侧调节能力，最大化发挥负荷侧调节响应能力，就近合理配套新能源，加强源网荷储多向互动，通过电价优势带动储能、大数据、新能源、新材料等行业全产业链发展。加快乌兰察布、通辽源网荷储一体化示范工程建设，提升本地电源支撑，有效缓解供电缺口，推动局部新能源就近消纳，不占用公共电网调峰和消纳空间，提升新能源开发利用水平。持续推广可再生能源清洁供暖。发挥自治区风能、光伏、农林、地热资源优势，建立多元化可再生能源清洁供暖体系， 促进环境质量和人民生活条件改善。在呼包鄂城市群积极推动中深层地热能规模化供暖示范，创新城市用能新模式。在蒙东地区发展生物质热电联产项目，探索以农林生物质、生物质成型燃料等为燃料的生物质锅炉供热方式，有效保护城乡环境。在呼和浩特、包头、乌兰察布、通辽等地，开展清洁电供暖示范。大力发展以新能源为主的综合能源应用。结合配电网、燃气网、热力网等能源网络，综合可再生能源、储能、信息通讯等先进技术，推动分布式可再生能源高效灵活接入与生产消费一体化，建设冷热水电气供应的区域综合能源系统。

五、加快推动农村能源革命助力乡村振兴新能源惠民工程。开展农网巩固提升工程，与提升风电、光伏等分布式电能就近接入有机结合，提升乡村电气化水平，提高农电服务水平，推进农网智能化。在电网基础建设薄弱且用电负荷分散度较高的偏远末端配电网、农区牧区等地区，因地制宜推动风电、光伏开发。在通辽、赤峰等盟市， 开展光伏储水农灌改善工程和光伏节水生态治理工程示范， 提升电网农灌期供电可靠性，构建新型节水灌溉系统，有效实现节水节能、生态恢复治理。自治区乡村人口约 960 万人，开展 100 万千瓦新能源惠民工程，满足农村牧区清洁用能需求。乡村用能清洁化示范工程。推动乡村产业、农业生产和农村生活用能清洁化，以分布式光伏、分散式风电、地热能利用为核心，开展智慧用能大棚、清洁供暖、绿色出行等智慧用能示范。加快提升呼包鄂周边、蒙东乡村可再生能源供暖水平，合理配比分散式风电和分布式光伏，利用电热膜、电锅炉、空气源热泵、石墨烯取暖器等供暖设施，形成清洁能源支持产业发展、产业发展助力乡村振兴的农村安居环 境。在通辽、鄂尔多斯等农牧区，开展牧区清洁供暖示范项目，探索离网式新能源供电供热模式，满足农村牧区清洁用能需求。在蒙东地区人口密集的旗县，充分利用当地秸秆资源开展生物质发电供暖示范，实现旗县区域生物质供暖规模化替代，提升可再生能源消费占比，推广生物质碳化与固化及高效低排节能炉具。

第六章保障措施为确保完成自治区“两个率先、两个超过”目标，“十四五”期间新增新能源装机 8000 万千瓦以上，新增规模大， 面对体制机制不健全、配套电网接网投资大、林草保护制度严、土地审批手续多且流程周期长等诸多挑战，需要强有力的保障措施。一、健全完善体制机制完善保障性和市场化并网管理政策，推进新能源健康发展。推动光热发电产业和光伏发电产业享有同等的财税优惠政策，助力光热发电产业持续健康发展。健全火电灵活性改造、调峰调频辅助服务市场等政策机制。明确新型储能独立市场主体地位，建立储能市场化补偿机制，规范新型储能行业管理体系，为新型储能规模化应用创造良好的政策环境。完善可再生能源绿色金融体系，鼓励社会资本按照市场化原则，多渠道筹资，设立投资基金，支持可再生能源产业发展。二、增强电网支撑能力统筹资源开发条件和电源送出通道，做好新能源与配套汇集和送出工程的统一规划。优先电网企业承建新能源配套送出工程，满足新能源并网需求，确保送出工程与电源建设 的进度相匹配。衔接好网源建设进度，保障风电、光伏发电等电源项目和配套送出工程同步规划、建设、投运，做到电源与电网协同发展。研究出台支持电网加快建设的政策措施，确保与新能源项目同步投运。对电网企业建设有困难或 规划建设时序不匹配的新能源配套送出工程，允许发电企业在自愿的前提下投资建设。三、加强土地和林草政策支持统筹兼顾生态安全屏障建设和可再生能源发展，按照区域发展定位和产业发展布局，依据国土空间规划，完善可再生能源空间用途管制规则，保障可再生能源开发利用合理的用地空间需求。落实草原林地征占用分区管控政策，保障可再生能源项目使用草原林地需求。规范土地性质认定，明确林草等不同地类的用地标准，避免出现多部门交叉认定、互为前置等问题，提高新能源项目涉林涉草等手续办理效率。自然资源、林草、生态环境等部门要加强配合，强化前期对接，优化精简审批流程，为可再生能源项目落地创造有利条件。四、完善 “双控”考核机制研究制定新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制的考核机制，尽早实现能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变，加快形成减污降碳的激励约束机制。增加新能源消纳能力，提升新能源供应的安全可靠性，逐步实现传统能源的退出，推动高质量发展，深入推动能源革命， 高水平建设能源和战略资源基地。