内蒙古鄂尔多斯“十四五”能源综合发展规划：推动分步实现公益性以外发售电价格由市场形成

第一节 多举措大力发展新能源

坚持集中和分布并重、自用与外送并举、上网与离网并行，坚持新能源开发和生态环境治理相结合，以沙漠、荒漠、戈壁地区为重点，结合干旱硬梁区、采煤沉陷区及孔兑两岸等区域，大力提升风电、光伏发电规模，推进源网荷储一体化和多能互补发展，加快建设绿色、先进、经济、安全、高效的大型风电光伏基地，因地制宜发展生物质能，积极培育新能源及装备制造千亿产业集群，推动新能源高质量跃升发展，打造新能源产业高地。

“十四五”期间，实现风电、太阳能发电装机规模快速增长，全市新增电量需求主要由可再生能源提供。到2025年，可再生能源装机力争达到5000万千瓦，可再生能源装机占电力总装机比重超过50%，其中风电装机达到约1000万千瓦，光伏发电装机达到约4000万千瓦。

一、加快风光外送基地建设

积极响应国家大力推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设，加快库布齐大型风电光伏基地开发规划布局。到2025年，争取新增外送风电装机580万千瓦、光伏装机2300万千瓦，新建外送通道可再生能源电量占比达到50%以上。

加快现有外送通道配套可再生能源项目建设。已建成的上海庙至山东±800千伏、蒙西至天津南1000千伏2条特高压外送通道按多能互补理念，在配套煤电机组提升调峰能力基础上，尽量增配风电、光伏电源点。围绕上海庙至山东通道，加快建设已配套60万千瓦风电、20万千瓦光伏，“十四五”期间积极争取增加400万千瓦光伏；围绕蒙西至天津南通道，“十四五”期间争取建设280万千瓦光伏、120万千瓦风电。

积极推进新规划外送通道配套可再生能源项目建设。重点布局以鄂尔多斯为起点，面向京津冀、华中、华东等地区的绿色电力外送通道，以多能互补开发模式，在“十四五”期间建成面向京津冀的直流外送通道，结合储能、光热等技术发展，推进库布齐大型风电光伏基地建设。新建外送配套集中式风电、光伏发电项目原则上布局在沙漠、荒漠半荒漠、采煤沉陷区、复垦区、露天矿排土场等区域，充分发掘风光资源潜力，优先安排配套煤电附近可再生能源电源项目接入。“十四五”期间，外送风电项目重点布局在杭锦旗、伊金霍洛旗、乌审旗；外送光伏项目重点布局在杭锦旗、准格尔旗、伊金霍洛旗、鄂托克旗、乌审旗。

专栏1 外送基地新能源重点工程

1.上海庙—山东±800千伏特高压外送通道

风电：60万千瓦在建，光伏：20万千瓦在建+400万千瓦新建，配套火电：600万千瓦在建。

2.蒙西—天津南1000千伏特高压外送通道

风电：120万千瓦，光伏：280万千瓦，配套火电：660万千瓦在建。

3.建成蒙西—京津冀外送通道，配套煤电400万千瓦，风电200万千瓦，光伏800万千瓦。

4.新规划蒙西外送通道，配套煤电400万千瓦，风电200万千瓦，光伏800万千瓦。

二、提升风光自用装机规模

结合能源绿色转型、产业融合发展需求，优先在新能源资源优越、靠近负荷中心地区，大力推进新能源就地开发消纳。到2025年，新增就地消纳风电装机规模400万千瓦、光伏装机规模1500万千瓦。

快速推进产业融合风光开发。结合矿区、沙漠生态治理，重点在沙漠、荒漠半荒漠、采煤沉陷区、复垦区、露天矿排土场等地区，布局大型风电、光伏发电项目。结合风光氢储一体化、火电灵活性改造，布局就近消纳新能源发电项目。结合农牧业、林业、建筑、交通、生态环境、乡村振兴等产业融合发展需求，布局产业融合新能源发电项目。优先在工业负荷大、新能源条件好的达拉特、鄂托克等工业园区，实施工业园区可再生能源替代、源网荷储“一体化”等绿色供电工业园区建设，布局可再生能源就近接入、就地消纳示范项目。

深入推进分布式风光发电。充分利用各工业园区内企业现有和规划的厂房、办公楼等建筑物闲置瓦面或屋顶，尽可能安装光伏发电装置。实施驭风行动、沐光计划，在农村牧区、电网薄弱地区等，结合生态旅游、美丽乡村、特色小镇、棚圈庭院、农光互补等形式合理规划建设分布式光伏和分散式风电。强化推进力度，加快整旗区屋顶分布式光伏开发试点建设。

专栏2 就地消纳新能源重点工程

1.源网荷储一体化项目规划建设新能源超过500万千瓦。

2.风光氢储一体化项目规划建设新能源超过200万千瓦。

3.风光清洁供暖配套风电光伏100万千瓦。

4.零碳产业园“智慧绿电”示范项目建设风电光伏150万千瓦。

5.“绿色矿山+新能源产业+现代农牧业”融合发展示范基地光伏500万千瓦。

6.火电灵活性改造配置新能源约450万千瓦。

三、因地制宜发展生物质能

有序发展生物质直燃发电，鼓励并支持企业根据资源和市场投资建设1—2座灌木生物质能热电厂，就近接入当地电网。合理布局垃圾发电，新建1—3座垃圾焚烧发电项目，有条件的采用热电联产机组，实现垃圾资源化利用。在农作物集中地区探索开展生物质制气项目1—2个，规模日产气1—2万立方米。到2025年，生物质发电及垃圾焚烧发电装机规模新增约14万千瓦。

专栏3 生物质能重点工程

1.生物质直燃发电工程

准格尔旗生物质发电项目3万千瓦；

伊金霍洛旗红庆河镇其劳图村生物质热电联产项目0.5万千瓦；

鄂尔多斯市农村牧区生物质清洁供暖项目3万千瓦；

乌审旗生物质热电炭联产项目0.5万千瓦。

2.垃圾发电工程

鄂尔多斯市垃圾焚烧发电厂3万千瓦；

伊金霍洛旗垃圾焚烧发电项目2.4万千瓦；

鄂托克旗垃圾焚烧电站项目1.2万千瓦。

3.生物质制气示范项目

生物质气化发电多联产综合开发及循环利用项目0.5万千瓦。

四、提升新能源消纳水平

在新能源消纳侧持续发力，以降低能耗、提高效益、增加收入、增强发展能力为目标，实施绿电进园区、绿电进矿区、绿电进农村牧区，全面构建低碳、零碳产业园。发展工业绿色微电网，支持在自有场所开发利用清洁低碳能源，建设分布式清洁能源和智慧能源系统，对余热余压余气等综合利用发电减免交叉补贴和系统备用费，完善支持自发自用分布式清洁能源发电的价格政策。

五、推动新能源产业链发展

在“十四五”新能源大规模发展的窗口期，以新能源发电带动新能源装备制造发展，打造集能源生产、研发设计、装备制造、应用示范于一体的“风光氢储车”全产业链发展集群，服务全区、辐射西北。

实施产业集群培育行动，持续引进一批基地型、规模型绿色产业链项目。结合大型风电光伏基地、源网荷储一体化、火电灵活性改造、园区绿电替代、整县屋顶光伏、高比例微电网和外送通道等项目，配套做好项目产业链谋划工作。

以高端制造为主攻方向，打造集设计、研发、制造、培训、服务为一体的新能源装备产业体系。力争形成储能电池、光伏、风机三个100吉瓦产业规模。推动风场开发、风电装备研发安装维护一体化发展，风电整机及其零部件产能达到500万千瓦。推进大规模光伏基地和整旗分布式光伏建设，促进光伏晶硅材料生产向产业链下游延伸拓展，太阳能电池及组件产能达到2000万千瓦。

第二节 发挥煤电支撑性调节性作用

统筹电力保供和节能降碳，推动煤电高质量发展，提升系统调峰能力和智能化水平，实施火电灵活性改造、多元储能配置、区域坚强电网等重点工程，为实现新能源电力高比例外送和消纳的新型电力系统建设打下坚实基础。

一、加快煤电转型发展

关停淘汰能耗、水耗和环保不达标的机组，扩大热电联产机组供热规模和供热范围，走绿色发展道路。推动煤电由主体性电源逐步向支撑性、调节性电源转型，助力大规模可再生能源电力外送和消纳。

改造关停低效煤电机组。按国家和自治区关于煤电机组升级改造相关政策要求，对能耗、水耗不达标的机组实施改造、关停。尽快开展对现有燃煤电厂（包括自备）机组清理，对照国家和自治区能耗、水耗相关标准，分类制定关停改造计划，到2025年不达标煤电机组全部完成节能改造或关停。

鼓励工业园区的煤电机组淘汰后，按等容量替代方式建设高效机组。鼓励利用淘汰煤电机组的部分设施进行区域能源或分布式能源改造，协同园区内外的高低品位能源，实现多能互补、梯级利用，探索综合能源新模式。

发挥煤电托底保供作用。筑牢煤电机组在新型电力系统中的托底保供和系统调节作用，支持煤电机组与非化石能源发电、天然气发电及储能的整体协调发展，推进煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”的政策实施，推动煤电由主力电源逐步向基础保障性和系统调节性电源转变。结合库布齐大型风电光伏基地建设，配套布局新建调峰煤电机组。

积极推进智能电厂建设。推进新建智能电厂示范工程，“十四五”期间，鼓励外送通道配套的燃煤发电厂按照智能电厂要求建设。支持既有电厂开展智能化改造，对设备设施、工艺流程智能化升级，实现电厂的智能控制与优化运行、降本增效与价值提升。

专栏4 煤电转型重点工程

灵活性改造工程：京能康巴什热电厂2×35万千瓦机组、东胜热电2×33万千瓦机组、蒙西发电厂2×30万千瓦机组、准大发电厂2×30万千瓦机组、京泰发电厂2×33万千瓦机组、北骄热电厂2×33万千瓦机组、上湾热电厂2×15万千瓦机组、京欣电厂2×35万千瓦机组、达拉特电厂4×33万千瓦机组、君正能源热电厂2×33万千瓦机组、国家能源准能矸石发电厂2×33万千瓦机组。亿利电厂4×20万千瓦机组、布连电厂2×66万千瓦机组、杭锦电厂2×33万千瓦机组、达拉特电厂2×60+2×33、路华热电厂2×30万千瓦机组、国华准格尔电厂4×33万千瓦机组。

二、提升应急调峰能力

增强煤电机组调峰能力。新建煤电机组通过主辅机设计优化全部实现灵活性制造，新建供热机组供热期最小技术出力不超过35%额定容量，新建煤电机组纯凝工况最小技术出力不超过25%额定容量。积极推进现役煤电机组灵活性改造，应用低负荷稳燃、运行优化控制、“热电解耦”等技术，供热机组改造后供热期最小技术出力不超过40%额定容量，煤电机组纯凝工况改造后最小技术出力不超过30%额定容量。鼓励自备电厂承担社会责任，进行灵活性改造，参与电网调峰，与新能源场站进行电量代替交易。现役煤电机组调峰能力力争达到1200万千瓦左右，“十四五”期间力争新建煤电机组调峰能力达到1500万千瓦左右。

推进规模化储能电站建设。拓宽储能技术应用场景，推进大规模、高效率、多元化的储能示范应用。引导新能源企业通过上下游合作、市场化交易等手段，承担储能调节能力建设责任。

在电源侧、用户侧和电网侧合理布局储能电站，鼓励在现有和退役煤电厂、输变电设施区域加装电化学储能设施，增加调峰调频服务能力。

在源网荷储一体化和多能互补项目中按照国家、自治区相关要求配置储能设施。推进杭锦旗过三梁变电站近区的300MW级压缩空气储能和库布其变电站近区300MW级电化学储能电站等共享储能试点项目前期工作，开展杭锦旗、达拉特旗、伊金霍洛旗等一批电源侧市场化共享储能电站的研究论证工作。到2025年，储能电站装机容量力争达到新能源装机容量10%以上。

挖掘负荷侧调峰潜力。积极开展需求侧管理，通过市场化手段引导电力用户参与消峰填谷，降低电网调峰压力。支持用户侧储能多元化发展，提升用户供电可靠性，鼓励电动汽车、不间断电源等用户侧储能参与系统调峰调频。到2025年，需求侧响应能力力争达到最大用电负荷的3%以上。

三、完善辅助服务市场

建立完善电力辅助服务价格机制和峰谷分时交易机制，建立储能项目管理、运行和合理补偿机制，完善调度和运行机制，推动分布式发电与用户就近直接交易，鼓励自备电厂机组和采暖供热机组参与辅助服务市场交易，实施孤网运行的火电机组购买绿色证书制度。

四、加强输电网络建设

按照国家和自治区统一规划，结合京津冀、华中、华东等地区对电力需求的迫切性，规划以鄂尔多斯为起点，送电至京津冀、华中、华东等地的特高压外送通道，按照多能互补原则，高比例输送可再生能源绿色电力。新建区内电力输送通道，进一步提高自用新能源消纳比例。

落实并实施大规模可再生能源电力接入、汇集输送方案。加快推进500千伏、220千伏电网向末端延伸，提升电网东西互济能力。配套建成1000千伏、500千伏火电厂送出线路工程，加强220千伏（含）以下变电站及线路工程建设。到2025年，新建线路工程总长度不低于8000千米，变电工程总容量不低于25000兆伏安，形成本地500千伏“日字型”主干网架。

专栏5 输电网络重点工程

1.乌审500千伏输变电工程、伊和乌素汇集站、汇能长滩电厂500千伏送出工程和国能上海庙电厂500千伏送出工程。

2.蒙泰东胜热电厂二期扩建配套500千伏送出工程，过三梁500千伏输变电工程、华能北方长城电厂500千伏送出工程、京泰酸刺沟二期500千伏送出工程和国电长滩500千伏送出工程。

3.耳字壕500千伏输变电工程、那日松（川掌）500千伏输变电工程、甘迪尔—川掌双回500千伏线路工程、宁格尔—巨宝庄双回500千伏线路工程以及蒙西—京津冀外送通道配套工程。

4.鄂光500千伏输变电工程。

5.康巴什区坚强局部电网。

第三节 推动煤炭绿色智能发展

推进能源开发利用和生态保护深度融合，实施智能化煤矿工程，全面建设绿色矿山。抓好煤炭清洁高效利用，培育煤炭千亿产业集群，形成煤炭绿色、集约、高效、智能、安全协同发展新格局。

一、全面建设绿色矿山

全面落实绿色矿山建设要求。坚持“绿水青山就是金山银山”理念，加强煤炭开发与国土空间规划相衔接，严守“三区三线”，科学优化煤炭产业布局，推进煤炭开发与生态保护融合发展。根据矿区资源条件、环境容量和生态承载力，严格落实“生态保护红线、环境质量底线、资源利用上线和生态环境准入清单”约束，合理确定煤炭开发强度，支持煤矸石及煤炭伴生资源的综合利用，切实加强煤炭开发过程中的环境保护工作，全面应用绿色充填开采、保水开采和资源综合利用等技术，推进绿色矿山建设。新建煤矿按照绿色矿山标准建设，生产煤矿加快达标建设，2025年绿色矿山达标率达到100%。

大力推广绿色开采技术方法。推广井下规模化回填技术，对煤矸石、粉煤灰等固体废弃物返井充填，减少塌陷治理和矸石临时堆放场地治理费用，实现绿色开采。推广连采连充开采工艺，进一步提升煤矸石就地消化水平，有效降低对生态环境的影响。推广无煤柱、小煤柱开采技术，最大限度地回收煤炭资源，提高冲击地压防治效果。推广薄煤层无煤柱沿空留巷开采技术，提高煤矿资源回收率，延长矿井服务年限。大力普及矿井疏干水综合利用技术，力争做到矿井水不外排。推动水资源保护利用工程建设，在确保矿井水处理达标的情况下，加快实施疏干水综合利用项目，实现矿井水资源多元化利用。

加强资源综合利用。建设一批具有区域特色的资源综合利用产业园，构建煤基循环经济产业链，促进煤矸石、洗中煤、煤泥、矿井水、煤矿瓦斯及其它煤共伴生资源的产业化利用。加强煤矸石、粉煤灰在建筑材料、土壤改良等方面的综合利用。保护性开发准格尔矿区富铝煤，控制开发强度，推行定点燃烧，推动粉煤灰提取氧化铝示范项目建设。推进选煤厂标准化建设，发展高精度洗选加工，促进煤炭洗选精准化、定制化、智能化，从源头上提升煤炭产品质量。提高煤炭资源回收率，鼓励煤矿企业回收边角残煤、非永久性保护煤柱，最大限度地减少煤炭对自然生态环境的影响。到2025年，煤矸石和矿井水综合利用率分别达到75%和80%。

创新矿山环境管理模式。实施生态环境治理和生态修复工程，确保煤炭资源开发利用与生态环境治理相统一。加强矿山环境修复与土地复垦资金使用，实现采煤沉陷区生态、经济及社会效益的共赢。健全矿区环境治理政策措施，加大矿区环境治理与生态修复投入力度，建立煤炭矿区资源环境补偿长效机制。严格执行排污许可证制度，坚持“谁污染、谁付费、谁破坏、谁补偿”原则，加强煤炭企业排污费征收管理。严格执行相关污染物排放标准、非常规污染物的控制标准等环境质量标准，积极开展环保督察工作，提高环境执法的刚性和权威。鼓励煤炭企业实施ISO14000环境管理体系认证，补齐绿色矿山建设验收和清洁生产审核中存在的短板，降低生产环境风险，落实闭环管理。创新建立关闭煤矿生态修复机制，引导、鼓励企业和社会各界开展矿山生态修复与产业转型。

二、加快建设智能化煤矿

重点突破智能化煤矿综合管控平台、智能综放、智能快速掘进等系列关键技术，实现开采环境数字化、采掘装备智能化、生产过程遥控化、信息传输网络化和经营管理信息化。分类纵深推进煤矿智能化发展，建设煤矿智能化装备生产基地。

根据生产条件进行智能化升级改造，进行基础信息系统、机械化+智能化的采掘系统、重大安全隐患的监测预警和完善安全监测系统建设，争取形成智能一体化管控平台，争取实现固定岗位无人值守作业。露天生产煤矿重点提升矿井网络、数据中心、感知系统水平，建设远程操控系统、无人驾驶系统、远程运维系统等。井工矿建设智能工作面、露天矿发展无人驾驶作业，推动冲击地压、复杂水害矿井进行煤矿智能化建设。建设煤矿智能装备制造园区，大力发展智能采煤机、智能机器人、露天矿无人驾驶等装备制造产业，打造全国煤矿智能化成套装备与关键零部件生产基地。

依托麻地梁煤矿“智慧矿山”、魏家峁露天矿智能化、铁辰矿卡无人驾驶等项目，筛选打造一批示范标杆，建立健全全市煤矿智能化建设方案，总结可复制的智能化开采模式、装备技术、管理经验等并推广应用。到2025年，具备条件的大型生产煤矿智能化实现率达100%。

专栏6 智能煤矿重点工程

1.神华包头能源有限责任公司李家壕煤矿600万吨/年。

2.万利一矿1000万吨/年，神华蒙西棋盘井煤矿东区120万吨/年。