内蒙古：“十五五”期间新增新能源外送电量1000亿千瓦时左右

为进一步推动新能源高质量全面争先发展，发挥新能源消纳在推动新能源大规模开发和高比例应用方面的基础和关键作用，有效提升全社会消纳新能源水平，近日，内蒙古自治区人民政府办公厅发布《关于促进新能源消纳若干举措的通知》（以下简称《通知》）。 

作为国家重要的电力供应基地，内蒙古拥有丰富的太阳能和风能资源。据《内蒙古新能源高质量发展指数报告（2023）》显示，2022年，内蒙古新能源装机居全国第三位，新能源发电量居全国第一位，随着风光大基地的陆续并网投产，电网消纳和调度运行承受的压力随之陡增。

为了有效提升内蒙古消纳新能源水平，《通知》提出要稳步提升自用新能源消纳水平，有效扩大新能源外送规模，提升电力系统调节能力，完善新能源价格和市场交易政策，同时强化监督管理。

在稳步提升自用新能源消纳水平方面，一是实施跨地区合作新能源消纳项目，促进资源和要素跨区域优化配置。对新能源、用电负荷分属不同盟市的市场化消纳新能源项目，协商确定合作原则、责任分工和利益划分等核心要素，共同形成中长期合作协议和方案。

二是开展存量用电负荷绿电替代示范工程，释放部分存量项目消纳新能源潜力。制定存量用电负荷绿电替代工作方案。存量高载能企业可在市场化消纳新能源、跨地区合作等政策框架下，以“远近结合、因地制宜、自我消纳”为原则，规划布局一定规模的新能源。

三是开展新增大负荷绿电应用试点，促进新增用电负荷直接消纳新能源，开展新能源与战略性高精尖装备制造项目合作，促进新能源产业链集群消纳新能源。

四是实施增量配电网消纳新能源试点，提升区域新能源消纳能力。大力推动增量配电网规划建设，鼓励电网企业与地区国资能源投资企业建立长期战略合作关系，合资共建增量配电网。

五是实施充电基础设施消纳新能源试点，提高新兴用电市场消纳新能源能力。重点围绕高速公路服务区（停车区）、旅游景区和煤矿矿区等应用场景，充分利用分布式分散式新能源资源，统筹规划布局新能源、充换电站和储能设施。

六是实施新能源供暖试点示范，制定新能源供暖示范政策，采用新能源直供模式，满足一定区域内“煤改电”电力需求，推动新能源制氢及下游产业链延伸，充分发挥新能源边际效益快速壮大制氢产业。

七是完善产业、新能源和电网一体化布局，促进新能源资源要素高效配置。以系统观念统筹实施产业、新能源、电网规划布局顶层设计，实施关键领域技术改造和机制创新，促进新能源、电网等各类基本要素有效配置，推动产业结构优化升级。

八是加大招商引资力度，扩大新能源消纳“基本面”。制定招商引资重点产业重点企业清单，开展产业链招商引资，持续宣传自治区新能源有关政策，不断提升绿电“吸引力”和消纳量。

在有效扩大新能源外送规模方面，一是提升存量外送通道输送新能源规模，优化新能源消纳结构。优化完善电网网架结构，提升存量外送通道配套电源调节能力，加强跨省（区、市）新能源合作，扩大新能源区外消纳市场。2025年底前，新能源外送电量每年新增100亿千瓦时左右。

二是研究规划新增电力外送通道，稳步提升新能源外送能力。实施跨省（区、市）消纳新能源项目，大幅提高新能源外送消纳能力。“十五五”期间，新增新能源外送电量1000亿千瓦时左右。

三是推动新能源优先参与区外电力市场交易，扩大新能源市场化交易规模。推动自治区特高压、“点对网”存量外送通道配套新能源项目优先参与区外电力市场交易，推动新能源项目参与蒙西-华北、蒙东-东北500千伏“网对网”通道电力市场交易，提高外送新能源市场交易规模。到2025年，外送新能源市场化电量达到300亿千瓦时左右。

在提升电力系统调节能力方面，一是按照“应改尽改、能改早改”的原则，有序推动具备改造条件的公用燃煤机组开展灵活性改造，落实国家煤电容量补偿政策。“十四五”期间，完成3000万千瓦燃煤机组灵活性改造，新增系统调节能力300万千瓦左右。

二是完善储能政策体系，规划建设新型独立储能电站，推动储能发挥新能源消纳作用。制定储能容量补偿机制，完善储能调度运行机制及电力市场交易机制。到2025年底，电网侧储能规模达到300万千瓦以上，电源侧储能规模达到600万千瓦以上。

三是规划建设抽水蓄能电站，提升系统调节能力。严格开展抽水蓄能电站规划评估论证，推动在建抽水蓄能项目加快建设速度。到2030年，全区建成抽水蓄能规模达到1000万千瓦，开工建设抽水蓄能电站规模达到1500万千瓦以上。

四是夯实“智能调度”基础，发挥电网要素配置能力提升新能源消纳。制定“智能调度”三年行动计划，进一步提高电网智能化自动化水平，开展“智能调度”技术路线及路径研究，提高新能源利用水平。

在完善新能源价格和市场交易政策方面，一是保障新能源交易市场价格在合理区间，稳定新能源市场预期。引导新能源发电价格在合理区间运行，稳定新能源市场预期。以电力现货市场出清价格为基础，稳步调整电力现货市场新能源结算机制，采取多种举措引导新能源发电价格在合理区间运行。

二是创新市场化新能源项目与用电负荷结算模式，促进用电负荷消费更多绿电。在遵守电力市场交易规则前提下，市场化新能源项目与配套用电负荷可通过签订长期合作协议方式，与电网公司协商一致后，由所在地电力交易机构协助代为执行和结算。

三是持续优化电价政策，充分发挥电价引导作用，促进新能源消纳。源网荷储、风光制氢等新能源自备电站，自发自用电量暂不征收系统备用费和政策性交叉补贴，待国家相应政策出台后，按国家政策执行。

为了以上措施能得以有效实施，《通知》部署3项举措强化监督管理。一是完善消纳政策执行通报机制，加强新能源开发、建设的调度管理，定期研判和通报新能源消纳政策执行情况，不断提高政策执行力，确保政策落实到位。

二是建立新能源调峰考核机制，统筹电力供需形势、新能源运行状况以及电力系统安全稳定运行要求，制定调峰考核办法，明确电网、调节性电源、储能、用户各方调峰责任、目标、任务及具体要求，充分发挥电力系统整体调节能力。

三是持续加大新能源政策宣传解读力度，广泛宣传新能源发展政策，采取网站公告、会议解读、召开新闻发布会等形式定期进行政策解读，提高政策宣传时效性。（林  楚）