政策|内蒙古自治区能源发展“十三五”规划

第二节 有序发展煤电

稳步推进煤电基地建设。综合考虑国家能源发展战略、受端电力市场需求等因素，合理安排煤电基地建设时序。重点围绕鄂尔多斯、锡林郭勒、呼伦贝尔三个以电力外送为主的大型煤电基地，积极推进高参数、大容量先进燃煤发电机组建设，新建燃煤发电项目原则上采用60万千瓦及以上超超临界机组。鄂尔多斯煤电基地重点推进上海庙-山东、蒙西-天津南等输电通道配套煤电建设;锡林郭勒煤电基地重点推进锡盟-山东、锡盟-江苏等输电通道配套煤电建设;呼伦贝尔煤电基地积极启动呼伦贝尔外送输电通道配套煤电建设。

科学布局自用煤电项目。统筹考虑区内电力电量平衡，结合煤电规划建设风险预警、资源和环境支撑条件等因素，有序推进自用煤电项目建设。重点规划建设符合国家产业政策、发挥自治区产业优势、推动地方经济增长的能源资源密集型产业配套电源项目。积极推进背压式机组等热电联产项目建设，满足北方寒冷地区不断增加的集中供热需求。推进准格尔等地区高铝煤炭资源实现就地综合利用，构建煤-电-灰-铝-深加工及相关副产品一体化产业链。

积极推进煤电升级改造。推进现役煤电机组超低排放和节能改造，积极采用先进成熟适用节能改造技术，力争全区有条件的现役30万千瓦及以上燃煤发电机组实施超低排放改造。落实国家煤电行业淘汰落后产能、“上大压小”等政策，加大电力行业淘汰落后产能力度，逐步淘汰服役年限长，不符合能效、环保、安全、质量等要求的火电机组。优先淘汰30万千瓦以下运行满20年的纯凝机组和运行满25年的抽凝热电机组;对有供热需求的单机容量20万千瓦及以下纯凝机组重点实施供热改造，除电网末端支撑电源外，逐步淘汰大电网覆盖范围内单机容量20万千瓦及以下设计寿命期满和不具备实施供热改造的常规燃煤火电机组;逐步淘汰大电网覆盖范围内单机容量5万千瓦及以下的纯凝火电机组。

第三节 大力发展可再生能源

加强可再生能源就地消纳利用。综合考虑网源协调、市场消纳等条件，深入实施光伏扶贫工程，大力推进光伏治沙、沉陷区光伏治理“领跑者”基地建设，积极推动可再生能源供暖、风电制氢等示范工程建设。积极发展分布式可再生能源，鼓励和支持利用固定建筑物房顶、墙面及附属场所、蔬菜大棚建设光伏发电项目，因地制宜推动可再生能源集中式与分布式并举的发展格局。积极落实可再生能源保障性收购机制，引导可再生能源优先发电。有序推进可再生能源交易工作，扩大参与直接交易和多边交易的市场规模。推进完善可再生能源消纳市场机制，通过市场化手段促进可再生能源消纳。 “十三五”期间，力争新增新能源本地消纳装机850万千瓦左右，其中风电300万千瓦，太阳能发电550万千瓦左右。

加快新能源外送基地建设。优化配电网、汇集站规划和建设，加强风能、太阳能等新能源汇集能力和效率，着力打造阿拉善(乌海、巴彦淖尔)、包头北(巴彦淖尔)、鄂尔多斯(巴彦淖尔、乌海、阿拉善)、乌兰察布(呼和浩特)、锡林郭勒、赤峰、通辽、呼伦贝尔(兴安)等8个新能源基地。重点依托锡盟-山东、锡盟-江苏、上海庙-山东、蒙西-天津南、扎鲁特-山东青州等电力外送通道，加快推进通道配套外送新能源项目建设，积极推动赤峰、蒙西(乌兰察布、包头、阿拉善等)清洁能源外送基地开展前期工作。“十三五”期间，力争新增新能源外送装机2300万千瓦左右，其中风电1800万千瓦，太阳能发电500万千瓦左右。

第四节 稳步发展煤制燃料

推进煤制燃料升级示范。在现有煤制燃料示范项目的基础上，按照节水、环保、高效的原则，重点在水煤组合条件较好的地区，根据煤炭资源赋存、水资源和生态环境承载能力，按照项目前期工作和建设条件成熟程度，逐步推进煤制油、煤制气等煤制燃料产业高标准、高水平升级示范。“十三五”期间，力争新开工煤制油规模300万吨左右、煤制气规模120亿立方米左右。

积极发展煤基多联产。鼓励煤-化-电-热一体化发展，推进煤制燃料与发电、其他煤炭深加工等产业集成耦合发展，促进生产柔性化、产品多元化，提升煤炭深加工产业抵御市场风险能力。推进煤炭分质分级梯级利用，鼓励开展百万吨级原料煤中低温干馏制气、制油为主要产品路线的大规模煤炭分质利用，提升煤炭深加工技术水平和能源转化效率，逐步实现“分质分级、能化结合、集成联产”的新型煤炭深加工方式。

第五节 加大油气资源勘探开发

稳步推进油气开发基地建设。加快重点区域油气勘探开发进度，稳步提高油气产能和综合开发水平。重点加大鄂尔多斯地区苏里格气田、大牛地气田、东胜气田天然气勘探开发力度，加强巴彦浩特盆地、乌拉特中旗川井盆地、鄂尔多斯盆地等油田和页岩油的勘探开发，稳定海拉尔油田、二连油田、科尔沁油田产能，不断夯实资源基础，保障石油天然气实现稳产增产。

加强煤层气、页岩气勘探开发利用。加大非常规油气资源的勘探开发，重点在鄂尔多斯、乌海和阿拉善地区推进煤层气勘探开发试验示范，到2020年完成主要矿区煤层气地面勘探工作，新增煤层气勘探量250-300亿立方米，选择3-4个重点地区实现煤层气商业化，力争煤层气(含煤矿瓦斯)产量达到4亿立方米，瓦斯气发电装机达到3万千瓦。以鄂尔多斯盆地、二连盆地及其周缘为有利目标区，积极探索页岩气规模化商业生产模式。

第四章 绿色低碳 推进清洁高效能源系统建设

第一节 推进能源清洁高效综合利用

提高资源综合利用水平。加强煤炭高效转化和清洁利用，提高煤炭分质分级利用水平，力争到2020年煤炭就地转化率提高至45%以上。加大低热值煤、煤矿瓦斯、矿井水等资源化利用力度，力争到2020年煤矸石、煤泥基本实现综合利用，煤矿瓦斯抽采利用率达到60%以上，矿井水综合利用率达到90%以上。推进煤电用循环经济示范园区建设，促进煤电与化工、有色等特色优势产业融合循环发展，构建循环经济产业链。加强余热、余压以及工业副产品、生活垃圾等能源资源回收和综合利用。

积极推进节能减排降耗。实施能效“领跑者”制度，通过树立标杆、政策激励、提高标准，不断提升全区高耗能行业、公共机构、终端用能产品能效水平。推行能效标识和节能低碳产品认证，扩大实施能效标识和节能认证产品范围。推进煤电行业节能减排升级改造，力争到2020年新建机组和具备改造条件的机组实现超低排放，煤电平均供电标准煤耗降低到325克/千瓦时，其中现役机组改造后供电标准煤耗低于332克/千瓦时，新建机组供电标准煤耗低于315克/千瓦时。加强工业、建筑、交通等重点领域节能减排，倡导形成绿色低碳生活方式和社会风尚，推动绿色能源和清洁能源示范区建设。积极推行合同能源管理、综合节能服务等新型商业模式，建立碳排放权、节能量和排污权交易制度，通过市场化机制促进节能降耗。

第二节 推进智慧能源建设

推动能源互联网发展。加强互联网与能源产业深度融合，推动能源互联网基础设施建设，建设能源生产消费智能化体系。积极推进智能电站、矿山、油气田建设，支持开展智能家居、智能小区、智能工厂、智能城市建设。鼓励开展基于电动汽车、灵活性资源、智慧用能、绿色能源灵活交易、行业融合等能源互联网试点示范，在以含电、气、冷、热等多种能源需求的经济开发区或工业园区、城市等建设能源互联网综合示范区。

加强多能互补集成优化。加强终端供能系统统筹规划和一体化建设，因地制宜实施传统能源与新能源的协同开发利用，优化布局电力、燃气、热力、供冷等基础设施，积极推广天然气热电冷三联供、分布式可再生能源发电、地热能供暖制冷等供能模式，推进热、电、冷、气等多种能源生产耦合集成和互补利用。充分利用大型综合能源基地风能、太阳能、煤炭、天然气等资源组合优势，推进风光火储多能互补系统一体化运行示范。

提升电力系统运行效率。科学实施煤电灵活性提升工程，优先提升30万千瓦级煤电机组深度调峰能力，通过实施热电机组“热电解耦”运行、提高纯凝机组调峰能力等，提升部分机组运行灵活性。积极发展智能电网，推进微电网、大容量储能等工程示范应用，适度发展抽水蓄能电站，提高风电、光伏发电等间歇性可再生能源的消纳能力。加强电力需求侧管理，适应分布式能源、电动汽车等多元化接入需求，推动电力供需互动用电系统建设。