2022年3月2日，內蒙古自治區能源局關于印發《內蒙古自治區“十四五”可再生能源發展規劃》，提出："十四五"末，內蒙古可再生能源發電裝機達到 1.35 億千瓦以上，其中風電 8900 萬千瓦、光伏發電 4500 萬千瓦，相當于新增風電項目5115萬千瓦，光伏項目3262萬千瓦，共8377萬千瓦，包含本地消納和外送兩類。平均利用率保持在 90%以上。同時，將依據國土空間規劃，完善可再生能源空間用途管制規則，保障可再生能源開發利用合理的用地空間需求。落實草原林地征占用分區管控政策，保障可再生能源項目使用草原林地需求。規范土地性質認定，明確林草等不同地類的用地標準。
 

上述目標的具體分解為：“十四五” 期間，1)在邊境沿線、戈壁荒漠規劃布局風電基地 2000 萬千瓦。2)光伏治沙基地規劃規模 2000 萬千瓦。3)光伏礦區生態修 復基地規劃規模 500 萬千瓦。4)實施“千鄉萬村馭風行動”,到 2025 年累計建成分散式風電項目 400 萬千瓦。5)通過千家萬戶沐光計劃、光伏+ 綜合利用計劃等，累計建成分布式光伏發電規模約 600 萬千瓦。將采取以下措施幫助消納

1)加快推進赤峰芝瑞 120 萬千瓦抽水蓄能電站建設，力爭早日建成投產。早日開工烏海 120 萬千瓦、包頭 120 萬千瓦抽水蓄能電站， 確保在“十四五”前期開工建設。2)力爭“十四五”期間新增并網太陽能熱發電項目 50 萬千瓦。3)原則上新建新能源項目要配置 15%(2 小時)以上的新型儲能設施4)“十四五” 期間，規劃新增新能源外送基地 2900 萬千瓦，力爭累計投產 3900 萬千瓦。力爭2025 年前推動開工配套新能源基地 1000 萬千瓦。具體如下。

規劃主要內容節選如下：

“十四五”時期主要發展目標如下：——可再生能源總量目標。2025 年，自治區可再生能源供給能力顯著提高，可再生能源生產總量超過 9000 萬噸標準煤，可再生能源區內利用量超過 6000 萬噸標準煤，占當年一次能源消費總量的 18%以上，超過全國平均水平。——可再生能源發電目標。自治區可再生能源發電裝機達到 1.35 億千瓦以上，其中風電 8900 萬千瓦、光伏發電 4500 萬千瓦，新能源裝機規模超過燃煤火電裝機規模，新能源發電量占自治區總發電量比重超過 35%。“十四五”期間可再生能源新增裝機 8000 萬千瓦以上，占全部新增裝機的比重超過 60%，成為新增裝機的主力。——可再生能源并網運行目標。全區可再生能源在更大 規模發展的情況下實現合理利用，平均利用率保持在 90%以上，可再生能源發電能力持續提升并領先全國。

第三章全面推進可再生能源大規模高比例開發利用
 

一、高水平打造國家新能源基地

著力提升新能源就地消納和外送能力，重點基于邊境沿線、戈壁荒漠、沙漠治理、礦區修復，結合國家新能源基地 戰略布局，高水平打造蒙西、蒙東千萬千瓦級新能源基地。支持發展邊境沿線、戈壁荒漠地區風電基地建設。充分利用邊境沿線戈壁荒漠地區豐富的風能資源，在阿拉善、巴彥淖爾、包頭、烏蘭察布、錫林郭勒盟等邊境地區建設風電基地，集中連片開發打造邊境清潔能源生產基地。“十四五” 期間，在邊境沿線、戈壁荒漠規劃布局風電基地 2000 萬千瓦。

加快推進沙漠地區光伏治沙試點工程。落實建設生態屏障、黃河流域生態保護和高質量發展、綠水青山就是金山銀山要求，充分考慮建設和接入條件，在鄂爾多斯、阿拉善、巴彥淖爾等地區推動生態友好、經濟優越、體現國家戰略的光伏治沙基地，同步開展部分基地實證試驗平臺觀測。“十 四五”期間，光伏治沙基地規劃規模 2000 萬千瓦。

有序推進礦區光伏生態修復工程。通過礦區修復措施實現光伏發電與生態協同發展，利用鄂爾多斯、通遼、烏海、阿拉善、巴彥淖爾、包頭等采煤沉陷區、露天煤礦排土場等閑置土地，在地質條件穩定、接入條件良好的區域，建設集中式光伏礦區治理基地。“十四五”期間，光伏礦區生態修 復基地規劃規模 500 萬千瓦。

二、加快推進風電和光伏分布式發展

積極推進分散式風電開發。在風能資源優越、土地資源緊缺、靠近負荷中心地區優先發展分散式風電，就近接入當地電網，促進土地資源高效利用。在農村牧區大力推進分散風電開發，創新風電投資建設與土地利用模式，實施“千鄉萬村馭風行動”。在偏遠地區、電網薄弱地區、經濟開發區、工業園區等場景，結合生態旅游、美麗鄉村、特色小鎮等民生改善工程，拓展分散式風電發展應用場景。到 2025 年，多措并舉累計建成分散式風電項目 400 萬千瓦。

大力發展分布式光伏。通過千家萬戶沐光計劃、光伏+ 綜合利用計劃等，持續拓展開發應用場景，推動光伏發電與建筑、農業、交通、通信等領域融合發展。在工業園區、大型建筑、公共建筑等用電負荷較大的區域，結合建筑條件發展屋頂分布式光伏，鼓勵光伏建筑一體化。在農村牧區，充分利用農區牧區棚圈庭院、農光互補等形式建設分布式光伏系統，建設光伏新村助力鄉村振興。在服務區、邊坡等公路沿線合理布局光伏發電設施，加快發展綠色交通建設，推廣分布式光伏開發利用與交通行業高效融合。積極推進整縣(旗、區)屋頂分布式光伏開發，支持戶用光伏系統建設， 積極推動分布式光伏與儲能、微電網等融合發展。到 2025年，累計建成分布式光伏發電規模約 600 萬千瓦。

五、推動存量新能源升級改造

開展風電以大代小工程。按照政府引導、企業自愿的原則，結合風電技術進步，推進風電產業高端化、智能化發展。在有條件的地區開展一批風電以大代小工程，鼓勵對單機容量小于 1.5 兆瓦或運行 15 年以上的風電場，以新型高效大機組替代老舊小型機組，對風電場進行系統升級優化改造，提升資源利用價值、風電場發電效率和經濟性。

有序推動風電機組退役。推動達到設計年限的風電機組實施退役，加快淘汰落后產能，對 15 年以上的老舊風電場進行安全性評估，開展老舊機組退役示范，推進葉片、發動 機、軸承、齒輪箱、塔架回收循環利用試點。

探索光伏升級改造。結合新一代高效低成本光伏電池制備及產業化生產技術，鼓勵對老舊光伏電站組件、逆變器等進行改造升級，提高太陽能轉換效率和土地綜合使用效率。

第四章大力提升可再生能源存儲和消納能力加快建設抽水蓄能、太陽能熱發電、新型儲能等存儲調 節設施，有效提升電力系統綜合調節能力，加強可再生能源發電就近就網就負荷消納，有序推動外送消納。持續推廣各類可再生能源非電利用，推動可再生能源開發利用與鄉村振興融合發展，提升可再生能源利用水平。一、多措并舉提升可再生能源存儲能力積極推進抽水蓄能電站開發建設。統籌電網安全穩定運行和新能源高效消納需求，結合全國抽水蓄能中長期發展規劃，按照投產一批、開工一批、謀劃一批的思路，統籌做好自治區抽水蓄能電站規劃建設。加快推進赤峰芝瑞 120 萬千瓦抽水蓄能電站建設，做好安全管理，力爭早日建成投產。早日開工烏海 120 萬千瓦、包頭 120 萬千瓦抽水蓄能電站， 確保在“十四五”前期開工建設。根據電網安全穩定和新能源消納需要，開展烏蘭察布、興安盟、呼和浩特二期、巴彥淖爾、呼倫貝爾、烏海二期、鄂爾多斯、赤峰、通遼等地區抽水蓄能站點規劃選址和前期論證工作。因地制宜推動一批中小型抽水蓄能電站選點工作，就地提升局域電網調節支撐能力。

因地制宜推進太陽能熱發電發展。總結首批太陽能熱發電示范項目建設經驗，發揮太陽能熱發電儲能調節能力和系統支撐能力，因地制宜建設太陽能熱發電項目。充分發揮太陽能熱發電在電力系統中調峰、調頻、儲能等多元功能，統 籌推動太陽能熱發電與風電光伏基地一體化建設運行，為新能源高比例自用和外送提供支撐，力爭“十四五”期間新增并網太陽能熱發電項目 50 萬千瓦。加快推進新型儲能技術規模化應用。探索采用自建、合建、租賃和共享等多元化模式，加快推動新型儲能在發電側、 電網側、用戶側的規模化應用，實現新能源與新型儲能的協同發展，原則上新建新能源項目要配置 15%(2 小時)以上的儲能設施。研究出臺存量新能源項目增配儲能的管理辦法，推動已并網的新能源項目增配儲能設施，提高消納和調峰能力。在充分發揮電力外送通道配套火電機組深度調峰能力的基礎上，合理規劃建設送端配套新型儲能設施，支撐大規模風、光等可再生能源電源接入，提升外送通道可再生能源電量占比。二、充分提升可再生能源就地消納水平加快配套電網建設。優化升級電網主網架，解決電網結構性問題，提升電力互濟能力，提高電網運行效率和安全穩定水平。加快推動新能源送出工程建設，滿足新能源大規模開發的匯集與送出需求。推動配電網擴容改造和智能化升 級，提升配電網柔性開放接入能力、靈活控制能力和抗擾動能力，增加電網就地就近平衡能力，構建適應分布式可再生能源并網和多元負荷需要的智能配電網。提升系統調節能力。積極推進煤電靈活性改造，推動自備電廠主動參與調峰，加快建設天然氣調峰電站，充分提升系統調節能力。優化電力調度運行，合理安排系統開機方式， 動態調整各類電源發電計劃，探索推進多種電源聯合調度。創新調度運行與市場機制，促進可再生能源在省級電網內就地消納。三、穩步有序推動可再生能源外送消納充分發揮自治區可再生能源資源優勢和區位優勢，按照提升一批、投產一批、開工一批的發展思路，努力提高輸電 通道中新能源電量的占比，提高特高壓輸電通道利用率，大力提升可再生能源外送消納能力，有序推動國家級新能源電力供應保障基地建設，助力全國碳達峰碳中和。“十四五” 期間，規劃新增新能源外送基地 2900 萬千瓦，力爭累計投產 3900 萬千瓦。加快推動已批復新能源外送基地投產運行。加快推動錫林郭勒盟“一交一直”一期、上海廟至山東一期、扎魯特至青州特高壓輸電通道配套新能源基地、烏蘭察布風電基地等已批復新能源基地建設進度，力爭 2025 年前建成投產 1500 萬千瓦左右。提升既有外送通道中新能源電量占比。提高自治區可再生能源外送規模，在蒙西至天津南交流特高壓、上海廟至山 東直流特高壓、錫林郭勒盟交直流特高壓等既有特高壓外送 輸電通道以及傳統火電廠外送專線基礎上，統籌送端周邊地區資源條件和環境約束，合理優化風能、太陽能資源配置方 案，增配布局一批新能源基地，大幅提高存量外送輸電通道中可再生能源占比和通道利用效率，“十四五”期間建成外送新能源 1900 萬千瓦。積極推進新建蒙西外送通道配套新能源基地開工建設。統籌優化蒙西地區風能、太陽能資源和接入條件，在資源稟賦較好、開發建設條件優越、具備持續整裝開發條件的地區， 推進風能、太陽能、煤炭等多能互補發展，有序建設一批百萬千瓦級新能源基地，實現高比例可再生能源外送，力爭2025 年前推動開工配套新能源基地 1000 萬千瓦。
 

四、廣泛擴展可再生能源應用場景實施火電靈活性改造。加快存量煤電改造升級，推廣深度調峰技術應用，積極推進現役煤電機組實施靈活性改造， 鼓勵新建煤電機組靈活性制造，降低新建煤電機組最小技術出力水平，提升電力系統整體消納能力，促進新能源大規模開發和高效利用，引導煤電由主力電源逐步向“支撐型”、“調 節型”電源轉變。推進工業園區可再生替代。充分挖掘燃煤自備電廠園區的電源靈活調節能力和負荷側需求響應能力，推動園區自備電廠參與調峰，改變單一依靠自備火電的傳統供能方式，因地制宜推動風電、光伏建設，鼓勵集中式與分布式并舉，在 不占用公共電網的消納空間且保證用能安全的前提下實現 新能源全額自發自用，逐步實現園區用能清潔化。開展低碳工業園區示范。鼓勵具備新增負荷的園區開展低碳工業園示范項目，以近零碳用能為目標，率先開展全清潔能源供電，提升園區整體能效。通過自建分布式、新能源專線供電、綠色電力交易、綠證交易等多種方式，實現園區新增用電需求主要由新能源滿足。同時，鼓勵園區通過配置儲能等措施，保證與園區負荷的匹配響應和高比例自平衡， 不占用公共電網消納空間。推廣“綠電+綠氫”發展新模式。鼓勵采用具有適應可再生能源出力波動的綠色制氫技術，加快推進風光氫儲一體化示范，推廣氫燃料電池汽車在礦山、物流、公交等領域的規模化應用，積極探索氫能在冶金、化工、交通等領域的應用。開展源網荷儲一體化示范。充分挖掘和釋放生產側、消費側調節能力，最大化發揮負荷側調節響應能力，就近合理配套新能源，加強源網荷儲多向互動，通過電價優勢帶動儲能、大數據、新能源、新材料等行業全產業鏈發展。加快烏蘭察布、通遼源網荷儲一體化示范工程建設，提升本地電源支撐，有效緩解供電缺口，推動局部新能源就近消納，不占用公共電網調峰和消納空間，提升新能源開發利用水平。持續推廣可再生能源清潔供暖。發揮自治區風能、光伏、農林、地熱資源優勢，建立多元化可再生能源清潔供暖體系， 促進環境質量和人民生活條件改善。在呼包鄂城市群積極推動中深層地熱能規模化供暖示范，創新城市用能新模式。在蒙東地區發展生物質熱電聯產項目，探索以農林生物質、生物質成型燃料等為燃料的生物質鍋爐供熱方式，有效保護城鄉環境。在呼和浩特、包頭、烏蘭察布、通遼等地，開展清潔電供暖示范。大力發展以新能源為主的綜合能源應用。結合配電網、燃氣網、熱力網等能源網絡，綜合可再生能源、儲能、信息通訊等先進技術，推動分布式可再生能源高效靈活接入與生產消費一體化，建設冷熱水電氣供應的區域綜合能源系統。

五、加快推動農村能源革命助力鄉村振興新能源惠民工程。開展農網鞏固提升工程，與提升風電、光伏等分布式電能就近接入有機結合，提升鄉村電氣化水平，提高農電服務水平，推進農網智能化。在電網基礎建設薄弱且用電負荷分散度較高的偏遠末端配電網、農區牧區等地區，因地制宜推動風電、光伏開發。在通遼、赤峰等盟市， 開展光伏儲水農灌改善工程和光伏節水生態治理工程示范， 提升電網農灌期供電可靠性，構建新型節水灌溉系統，有效實現節水節能、生態恢復治理。自治區鄉村人口約 960 萬人，開展 100 萬千瓦新能源惠民工程，滿足農村牧區清潔用能需求。鄉村用能清潔化示范工程。推動鄉村產業、農業生產和農村生活用能清潔化，以分布式光伏、分散式風電、地熱能利用為核心，開展智慧用能大棚、清潔供暖、綠色出行等智慧用能示范。加快提升呼包鄂周邊、蒙東鄉村可再生能源供暖水平，合理配比分散式風電和分布式光伏，利用電熱膜、電鍋爐、空氣源熱泵、石墨烯取暖器等供暖設施，形成清潔能源支持產業發展、產業發展助力鄉村振興的農村安居環 境。在通遼、鄂爾多斯等農牧區，開展牧區清潔供暖示范項目，探索離網式新能源供電供熱模式，滿足農村牧區清潔用能需求。在蒙東地區人口密集的旗縣，充分利用當地秸稈資源開展生物質發電供暖示范，實現旗縣區域生物質供暖規模化替代，提升可再生能源消費占比，推廣生物質碳化與固化及高效低排節能爐具。

第六章保障措施為確保完成自治區“兩個率先、兩個超過”目標，“十四五”期間新增新能源裝機 8000 萬千瓦以上，新增規模大， 面對體制機制不健全、配套電網接網投資大、林草保護制度嚴、土地審批手續多且流程周期長等諸多挑戰，需要強有力的保障措施。一、健全完善體制機制完善保障性和市場化并網管理政策，推進新能源健康發展。推動光熱發電產業和光伏發電產業享有同等的財稅優惠政策，助力光熱發電產業持續健康發展。健全火電靈活性改造、調峰調頻輔助服務市場等政策機制。明確新型儲能獨立市場主體地位，建立儲能市場化補償機制，規范新型儲能行業管理體系，為新型儲能規模化應用創造良好的政策環境。完善可再生能源綠色金融體系，鼓勵社會資本按照市場化原則，多渠道籌資，設立投資基金，支持可再生能源產業發展。二、增強電網支撐能力統籌資源開發條件和電源送出通道，做好新能源與配套匯集和送出工程的統一規劃。優先電網企業承建新能源配套送出工程，滿足新能源并網需求，確保送出工程與電源建設 的進度相匹配。銜接好網源建設進度，保障風電、光伏發電等電源項目和配套送出工程同步規劃、建設、投運，做到電源與電網協同發展。研究出臺支持電網加快建設的政策措施，確保與新能源項目同步投運。對電網企業建設有困難或 規劃建設時序不匹配的新能源配套送出工程，允許發電企業在自愿的前提下投資建設。三、加強土地和林草政策支持統籌兼顧生態安全屏障建設和可再生能源發展，按照區域發展定位和產業發展布局，依據國土空間規劃，完善可再生能源空間用途管制規則，保障可再生能源開發利用合理的用地空間需求。落實草原林地征占用分區管控政策，保障可再生能源項目使用草原林地需求。規范土地性質認定，明確林草等不同地類的用地標準，避免出現多部門交叉認定、互為前置等問題，提高新能源項目涉林涉草等手續辦理效率。自然資源、林草、生態環境等部門要加強配合，強化前期對接，優化精簡審批流程，為可再生能源項目落地創造有利條件。四、完善 “雙控”考核機制研究制定新增可再生能源和原料用能不納入能源消費總量控制的考核機制，盡早實現能耗“雙控”向碳排放總量和強度“雙控”轉變，加快形成減污降碳的激勵約束機制。增加新能源消納能力，提升新能源供應的安全可靠性，逐步實現傳統能源的退出，推動高質量發展，深入推動能源革命， 高水平建設能源和戰略資源基地。