4月14日，內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局發(fā)布關(guān)于征求《蒙西新型電力系統(tǒng)建設行動方案(1.0版)》(征求意見稿)意見建議的公告，從即日起向社會廣泛征求意見。征集時間為2022年4月1日—2022年4月15日。
方案提出，在風能和太陽能資源稟賦較好、建設條件優(yōu)越、具備持續(xù)規(guī)劃開發(fā)條件的地區(qū)大力推進風電光伏發(fā)電基地建設，重點布局阿拉善、鄂爾多斯、包頭、烏蘭察布、巴彥淖爾等千萬千瓦級風電基地，布局黃河幾字彎、邊境 沿線風電集中連片開發(fā)百萬千瓦級風電基地;
以區(qū)域電網(wǎng)為支撐，依托已建成跨省區(qū)輸電通道和火電點對網(wǎng)輸電通道，重點布局沙漠、戈壁、荒漠新能源基地;
開展光伏治沙示范應用，因地 制宜科學選擇治沙模式，有序推進風電和光伏發(fā)電集中式開發(fā)， 重點布局以庫布齊、烏蘭布和、騰格里、巴丹吉林沙漠為重點的大型風電光伏基地。
到2030年，蒙西新能源發(fā)電裝機規(guī)模達2億千瓦左右，其中基地化開發(fā)規(guī)模1.7億千瓦。
方案提出，建設消納新能源電力為主的堅強送端電網(wǎng)。加快推動庫布齊、烏蘭布和、騰格里、巴丹吉林沙漠等大型風電光伏跨省區(qū)高 比例新能源輸電通道建設，到2030年，通道可再生能源外送電量占比超過50%。
以下為方案部分內(nèi)容：
《蒙西新型電力系統(tǒng)建設行動方案(1.0版)》(征求意見稿)
發(fā)展目標
到 2025 年，新能源裝機規(guī)模超過火電裝機規(guī)模，新能源發(fā)電量占總發(fā)電量比重達到 35%以上。
“十五五”期間，蒙西新型電力系統(tǒng)初步建成，到 2030年，新能源發(fā)電總量力爭超過火電發(fā)電總量，新能源裝機規(guī)模占總裝機規(guī)模比重超過 60%，成為電力系統(tǒng)主體電源。
重點任務
(一)新能源建設躍升行動
堅持集中式和分布式開發(fā)并重、就地消納和外送消納并舉，推動新能源大規(guī)模高質(zhì)量發(fā)展。加快風電光伏創(chuàng)新升級和特色應用，推動建設大型風電光伏基地，實現(xiàn)新能源多元化布局。
1.建設國家級風電光伏基地。
重點布局阿拉善、鄂爾多斯、包頭、烏蘭察布、巴彥淖爾等千萬千瓦級風電基地，布局黃河幾字彎、邊境沿線風電集中連片開發(fā)百萬千瓦級風電基地;
以區(qū)域電網(wǎng)為支撐，依托已建成跨省區(qū)輸電通道和火電點對網(wǎng)輸電通道，重點布局沙漠、戈壁、荒漠新能源基地;
開展光伏治沙示范應用，因地制宜科學選擇治沙模式，有序推進風電和光伏發(fā)電集中式開發(fā)，重點布局以庫布齊、烏蘭布和、騰格里、巴丹吉林沙漠為重點的大型風電光伏基地。
到 2030 年，蒙西新能源發(fā)電裝機規(guī)模達 2億千瓦左右，其中基地化開發(fā)規(guī)模 1.7 億千瓦。
2.大力推動新能源多場景特色利用。
在工業(yè)園區(qū)、經(jīng)濟開發(fā)區(qū)，積極推進風電分散式開發(fā)和光伏分布式開發(fā)利用，促進新能源就地開發(fā)、就地消納利用。在巴彥淖爾、烏蘭察布、錫林郭勒等地，開展風光農(nóng)牧互補綜合能源建設，提升城鎮(zhèn)鄉(xiāng)村清潔能源利用水平。
在鄂爾多斯、錫林郭勒等地采煤沉陷區(qū)、露天礦排土場，推進“光伏+生態(tài)修復”項目建設，構(gòu)建新能源開發(fā)與生態(tài)保護協(xié)同融合的發(fā)展格局。
在額濟納、錫林郭勒等電網(wǎng)末端地區(qū)，開展高比例新能源微電網(wǎng)建設，提高末端電網(wǎng)供電可靠性和綠色用電水平。
在呼包鄂地區(qū)，開展新能源汽車充電樁與分布式新能源一體化建設，推動新能源汽車與新能源融合發(fā)展。
3.有序推進太陽能熱發(fā)電發(fā)展。
發(fā)揮太陽能熱發(fā)電儲能調(diào)節(jié)能力和系統(tǒng)支撐能力，在阿拉善、巴彥淖爾、鄂爾多斯，布局建設長時儲熱型太陽能熱發(fā)電項目，推動太陽能熱發(fā)電與風電、光伏發(fā)電基地一體化建設運行，提升新能源發(fā)電的穩(wěn)定性可靠性。
到 2030 年，太陽能熱發(fā)電裝機規(guī)模達 300 萬千瓦左右。
(二)電力供應安全保障行動
合理建設保障電力安全供應電源，提高新能源電力支撐能力，充分挖掘負荷側(cè)響應能力，保障清潔電力安全供應需求。
1.強化煤電調(diào)峰和兜底保供作用。
充分發(fā)揮現(xiàn)有煤電機組應急調(diào)峰能力，有序推進支撐性、調(diào)節(jié)性電源建設。實施電網(wǎng)關(guān)鍵節(jié)點燃煤電廠黑啟動改造，提升極端情況下應急保障能力。退役機組按照“退而不拆”原則轉(zhuǎn)為應急備用電源。
新建機組煤耗、水耗、排放、調(diào)節(jié)能力、爬坡速率等各項參數(shù)均應超過國家制定的同類機組行業(yè)標準。
統(tǒng)籌電力保供和減污降碳，根據(jù)發(fā)展需要，爭取國家支持合理建設先進煤電，保持系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行必須的合理裕度，加快推進煤電由主體性電源向提供可靠容量、調(diào)峰調(diào)頻等輔助服務的基礎保障性和系統(tǒng)調(diào)節(jié)性電源轉(zhuǎn)型。
2.提升新能源電力支撐能力。
統(tǒng)籌新能源高比例發(fā)展與電力安全穩(wěn)定運行，加快電力系統(tǒng)數(shù)字化升級和新型電力系統(tǒng)建設。
創(chuàng)新新能源高比例配置儲能技術(shù)水平，提高新能源能量轉(zhuǎn)換效率，提升新能源功率預測水平，以及多種能源綜合發(fā)電智慧化調(diào)度運行水平，建設新型“系統(tǒng)友好型”新能源電站，大幅提升電力支撐水平，有效平抑新能源間歇性、波動性對電力系統(tǒng)帶來的沖擊。
3.大力推進需求側(cè)響應能力建設。
電網(wǎng)企業(yè)要建設統(tǒng)一的蒙西需求側(cè)管理平臺，拓寬電力需求響應實施范圍，通過多種方式挖掘各類需求側(cè)資源，動態(tài)優(yōu)化調(diào)整需求側(cè)資源庫，并組織參與需求響應;
開展傳統(tǒng)制造業(yè)、高耗能產(chǎn)業(yè)、工商業(yè)大用戶、居民用戶可調(diào)節(jié)負荷資源普查，積極培育電動汽車、綠色制氫等高彈性靈活負荷，建立可調(diào)節(jié)負荷資源數(shù)據(jù)庫，實現(xiàn)動態(tài)管理。鼓勵電解鋁、鐵合金、多晶硅等電價敏感型高載能負荷改善生產(chǎn)工藝和流程，發(fā)揮可中斷負荷、可控負荷等功能。
到 2030 年，形成占全社會最大負荷 8%的需求側(cè)響應能力。
(三)堅強智能靈活電網(wǎng)建設行動
加強各級電網(wǎng)協(xié)調(diào)發(fā)展，構(gòu)建堅強主干網(wǎng)、主動配電網(wǎng)、綠色微電網(wǎng)兼容互補、融合發(fā)展、靈活消納、多元接入的堅強智能靈活電網(wǎng)，為新能源資源優(yōu)化配置和高效消納奠定堅實基礎。
1.建設微電網(wǎng)與大電網(wǎng)兼容互補的電網(wǎng)結(jié)構(gòu)形態(tài)。
積極發(fā)展以消納新能源為主的智能微電網(wǎng)，不斷加強大電網(wǎng)與源網(wǎng)荷儲一體化、增量配電網(wǎng)、綠色微電網(wǎng)的互聯(lián)接入和雙向互動，實現(xiàn)與大電網(wǎng)兼容互補。
充分發(fā)揮電網(wǎng)消納高比例新能源的核心樞紐作用，提升電網(wǎng)清潔能源優(yōu)化配置能力，滿足以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)發(fā)展需求。
2.建設堅強智能靈活主干網(wǎng)架。
加快建設蒙西電網(wǎng)內(nèi)部“四橫五縱”主干網(wǎng)架，滿足區(qū)內(nèi)負荷增長和大規(guī)模新能源發(fā)展需求，解決電網(wǎng)結(jié)構(gòu)性問題。
加強新能源配套電網(wǎng)工程建設，提升呼包、呼豐及西部各關(guān)鍵斷面送出能力，支撐新能源在蒙西電網(wǎng)內(nèi)統(tǒng)籌消納。深入研究論證蒙西電網(wǎng)與華北主網(wǎng)網(wǎng)架關(guān)系，解決電網(wǎng)動態(tài)穩(wěn)定問題。
3.建設消納新能源電力為主的堅強送端電網(wǎng)。
提升已建成輸電通道利用效率和新能源電量占比，利用蒙西至天津南交流特高壓輸電通道，托克托、上都、岱海點對網(wǎng)專用輸電通道就近布局風電、光伏項目，推動傳統(tǒng)單一煤電通道向風光火儲一體化通道轉(zhuǎn)型。
提升上海廟至山東直流特高壓、錫盟至江蘇直流特高壓、錫盟至山東交流特高壓輸電通道新能源電量占比。
加快推動庫布齊、烏蘭布和、騰格里、巴丹吉林沙漠等大型風電光伏跨省區(qū)高比例新能源輸電通道建設，到 2030 年，通道可再生能源外送電量占比超過 50%。
4.建設堅強靈活可靠配電網(wǎng)。
加大配電網(wǎng)建設投入，推動配電網(wǎng)擴容改造和智能化升級，提升柔性開放接入能力、靈活控制能力和抗擾動能力，適應分布式電源、微電網(wǎng)、柔性負荷規(guī)模化發(fā)展需要。
推進呼和浩特、包頭、鄂爾多斯堅強局部電網(wǎng)建設，大幅提升重要負荷中心電力保障能力。推進高可靠性示范區(qū)、新型城鎮(zhèn)化配電網(wǎng)示范區(qū)、微電網(wǎng)示范區(qū)項目建設。
實施農(nóng)村牧區(qū)電網(wǎng)鞏固提升工程，推進“煤改電”、清潔取暖、老舊小區(qū)配網(wǎng)改造等重點任務。電網(wǎng)建設與城鄉(xiāng)規(guī)劃統(tǒng)籌推進、適度超前，為城市建設和鄉(xiāng)村振興預留電力裕度。到 2030 年，城鄉(xiāng)供電可靠率達到國內(nèi)先進水平。
5.建設智能高效調(diào)度運行體系。
建設適應以新能源為主體新型電力系統(tǒng)的調(diào)度機制，提升清潔能源預測水平，推廣長周期資源評估和功率預測技術(shù)。探索電力、熱力、天然氣等多種能源聯(lián)合調(diào)度機制，促進協(xié)調(diào)運行。
以用戶為中心，加強供需雙向互動，積極推動源網(wǎng)荷儲一體化發(fā)展。建設分布式電源調(diào)度管理系統(tǒng)，推廣一體化智慧調(diào)控平臺，滿足分布式電源和源網(wǎng)荷儲一體化模式調(diào)度運行需求，提升電網(wǎng)駕馭新型電力系統(tǒng)能力。
6.加快電網(wǎng)數(shù)字化轉(zhuǎn)型。
運用云計算、大數(shù)據(jù)、物聯(lián)網(wǎng)、移動互聯(lián)網(wǎng)、人工智能，以及先進傳感測量、通信信息、控制技術(shù)等現(xiàn)代化技術(shù)，改造和升級傳統(tǒng)物理電網(wǎng)，逐步實現(xiàn)電網(wǎng)狀態(tài)自我感知、故障缺陷自我診斷、電網(wǎng)自主決策等高級功能。
通過實現(xiàn)電網(wǎng)與多能源系統(tǒng)、用戶大數(shù)據(jù)交互，提升電網(wǎng)的靈活性和適應性，服務大規(guī)模集中式、分布式新能源并網(wǎng)和消納。
(四)電力綠色消費升級行動
大力推進工業(yè)園區(qū)綠色替代，加強全社會節(jié)能提效，提升終端消費電氣化水平，形成高效節(jié)約、綠色低碳的電力消費新格局。
1.加強清潔低碳電力供應。
優(yōu)化整合電源、電網(wǎng)和負荷等資源要素，積極推進源網(wǎng)荷儲一體化用電模式。推動源網(wǎng)荷儲一體化項目開展內(nèi)部多能互補聯(lián)合調(diào)度，建立內(nèi)部利益平衡協(xié)調(diào)機制，參與電力中長期交易、現(xiàn)貨交易和輔助服務交易。開展沿邊地區(qū)源網(wǎng)荷儲一體化微電網(wǎng)建設，解決電網(wǎng)末端電力供應問題。
2.積極推進綠色供電工業(yè)園區(qū)建設。
支持應用低碳、零碳、負碳等先進技術(shù)，全面開展工業(yè)園區(qū)低碳、零碳園區(qū)試點。具有燃煤自備電廠的工業(yè)園區(qū)，充分挖掘園區(qū)自備電廠靈活性調(diào)節(jié)能力和負荷側(cè)響應能力，合理配置一定規(guī)模新能源，替代自備電廠原有供電量，提高園區(qū)綠電比例。
鼓勵無燃煤電廠且具有新增負荷的園區(qū)，開展零碳工業(yè)園區(qū)示范建設，以零碳用電為發(fā)展目標，率先開展全清潔能源供電，實現(xiàn)零碳用電。
3.加快推動再電氣化進程。
推進電動汽車充換電基礎設施建設，鼓勵現(xiàn)有加油、加氣站擴建充換電基礎設施。開展重點工業(yè)園區(qū)工商業(yè)電能替代，實施能源綜合利用升級改造，打造“統(tǒng)一供應、多能協(xié)同、梯級利用”的能源綜合利用示范園區(qū)。
堅持因地制宜、先立后破原則，在機關(guān)、學校、醫(yī)院等大型公共建筑推廣應用電鍋爐、太陽能集中供熱;在農(nóng)村、牧區(qū)推廣電采暖替代，建設一批清潔取暖示范項目。
4.推廣綠色節(jié)約用電方式。
嚴格落實國家能源消費雙控要求，堅決遏制高耗能高排放項目盲目發(fā)展，積極培育新能源汽車等新興產(chǎn)業(yè)發(fā)展，推動工業(yè)領(lǐng)域綠色制造。
聚焦公共建筑、工業(yè)企業(yè)，提升節(jié)能標準，挖掘節(jié)能潛力，推廣節(jié)能技術(shù)應用，推動提升新基建能效水平。統(tǒng)籌電、熱、冷、氣等用能需求，實現(xiàn)多種能源互補運行，提升能源綜合利用效率。
(五)系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力提升行動
大力提升電力系統(tǒng)綜合調(diào)節(jié)能力，加快靈活調(diào)節(jié)電源建設，引導自備電廠、傳統(tǒng)高載能工業(yè)負荷、工商業(yè)可中斷負荷、電動汽車充電網(wǎng)絡等參與系統(tǒng)調(diào)節(jié)，構(gòu)建源網(wǎng)荷儲協(xié)同消納新能源的格局。
1.全面開展煤電機組靈活性制造改造。
推動新建煤電機組靈活性制造，在不降低頂峰能力的前提下，純凝機組最小技術(shù)出力不超過 25%，供熱機組供熱期最小技術(shù)出力不超過 35%、單日連續(xù)運行時間不低于 6 小時。
推動現(xiàn)役煤電機組靈活性改造，推廣應用“熱電解耦”改造技術(shù)，因廠制宜采用低壓缸零出力、汽輪機旁路改造、鍋爐穩(wěn)燃等成熟適用技術(shù)方案，縮短改造時間，降低改造成本。
在不降低頂峰能力的前提下，改造后純凝機組最小技術(shù)出力不超過 30%，供熱機組供熱期最小技術(shù)出力不超過40%、單日連續(xù)運行時間不低于 6 小時。
到 2030 年，全部公用煤電機組完成靈活性改造，增加系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力 800 萬千瓦以上。
2.加快推進抽水蓄能建設。
開展中長期抽水蓄電站論證，積極推進抽水蓄能電站資源調(diào)查，制定并滾動調(diào)整自治區(qū)抽水蓄能電站中長期發(fā)展規(guī)劃。
加快推動烏海、包頭、烏蘭察布抽水蓄能工程“十五五”期間建成投產(chǎn)，推動呼和浩特市抽水蓄能電站擴機改造工程。
鼓勵抽水蓄能電站投資主體多元化，大力引導社會資本投資抽水蓄能電站。探索抽水蓄能電站與新能源電站聯(lián)合優(yōu)化運行方案和交易機制，確保抽水蓄能電站功能效益充分發(fā)揮。
到 2030 年，抽水蓄能電站達到 480 萬千瓦。
3.全面推動自備電廠參與調(diào)峰。
落實可再生能源電力消納保障機制，按照可再生能源電力消納責任權(quán)重，挖掘自備電廠調(diào)峰潛力，加強自備電廠調(diào)峰管理考核力度，推動自備電廠參與調(diào)峰、調(diào)頻等輔助服務。
支持擁有自備電廠的工業(yè)企業(yè)，在不減少購買電網(wǎng)電量的基礎上，與新能源發(fā)電企業(yè)開展電力交易。自備電廠可因地制宜開展新能源專線供電，建設新能源自備電站，與公用電廠公平承擔新能源消納社會責任。
到 2030 年，全部自備電廠均參與電力系統(tǒng)調(diào)峰，釋放調(diào)節(jié)能力 700 萬千瓦以上。
(六)煤電機組改造升級行動
有序淘汰煤電落后產(chǎn)能，加快現(xiàn)役機組節(jié)能升級，積極推進供熱改造，推動煤電向基礎保障性和系統(tǒng)調(diào)節(jié)性電源并重轉(zhuǎn)型。
1.推進煤電節(jié)能降耗。
有序淘汰煤電落后產(chǎn)能，“十四五” 期間，嚴格執(zhí)行國家煤電淘汰落后產(chǎn)能有關(guān)標準，加大能耗水平高、污染物排放大的煤電機組淘汰力度;
“十五五”期間，在保障電力熱力安全可靠供應的基礎上，全面淘汰 30 萬千瓦以下、運行年限 20 年以上且不具備供熱改造條件的純凝機組，推進煤電產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)優(yōu)化升級。
全面開展存量煤電機組節(jié)能改造，鼓勵實施清潔能源發(fā)電替代，大幅降低碳排放和能耗水平。推廣應用供熱改造、汽輪機通流部分改造、鍋爐煙氣余熱回收利用、電機變頻等成熟適用的節(jié)能改造技術(shù)，實現(xiàn) 2030 年煤電機組平均供電標煤消耗降低至 300 克/千瓦時。
2.實施煤電功能化拓展。
加快推動燃煤電廠建設一體化智慧調(diào)控平臺，促進發(fā)展傳統(tǒng)燃煤電廠與新能源、儲能等多能互補一體化模式，實現(xiàn)燃煤電廠內(nèi)部各類電源協(xié)同運行，與電網(wǎng)高效互動，向綜合能源供應商轉(zhuǎn)型。
推動“燃煤+污泥、燃煤+生活垃圾”等燃料側(cè)結(jié)構(gòu)性改革，向綜合資源處理商轉(zhuǎn)型。
加快燃煤電廠數(shù)字化建設，開展智慧化升級，為智能電網(wǎng)和智慧城市建設提供有力支撐，向綜合數(shù)據(jù)集成商轉(zhuǎn)型。優(yōu)化電力綠色低碳調(diào)度運行，合理安排開機方式，動態(tài)調(diào)整各類電源發(fā)電計劃，推進多種電源聯(lián)合調(diào)度，向系統(tǒng)調(diào)節(jié)性電源轉(zhuǎn)型。
(七)新型儲能推廣應用行動
推動新型儲能技術(shù)在電力系統(tǒng)多場景應用，創(chuàng)新商業(yè)模式，加快新型儲能示范推廣應用，提升新型電力系統(tǒng)適應高比例可再生能源能力。
1.加快推進新型儲能規(guī)模化應用。
以電力系統(tǒng)實際需求為導向，推動儲能設施向電力系統(tǒng)源網(wǎng)荷各環(huán)節(jié)提供服務。電源側(cè)結(jié)合新能源資源開發(fā)，全面推進系統(tǒng)友好型新能源電站發(fā)展模式，實現(xiàn)儲能與新能源電源的深度融合。
在調(diào)峰調(diào)頻困難或電壓調(diào)節(jié)能力不足的關(guān)鍵電網(wǎng)節(jié)點，合理布局新型儲能，提高電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行水平;在供電能力不足的電網(wǎng)末端和偏遠地區(qū)，合理布局建設新型儲能，支撐分布式新能源開發(fā)利用，保障用電需求和供電可靠性;在工業(yè)、通信、金融、互聯(lián)網(wǎng)等供電可靠性要求高的用戶側(cè)，合理配置新型儲能，提升用戶電力自平衡能力，提高對大電網(wǎng)的穩(wěn)定性支撐。
到 2030 年，新型儲能裝機規(guī)模達到2500 萬千瓦。
2.創(chuàng)新應用場景與商業(yè)模式。
在電力系統(tǒng)消納能力較差、電網(wǎng)調(diào)峰需求較為集中的地區(qū)，因地制宜建設系統(tǒng)級獨立式新型儲能電站，增加電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力，支撐新能源大規(guī)模接入消納。
鼓勵社會資本投資建設、運營維護獨立儲能電站。在新能源資源較好，新能源電站較為集中的地區(qū)，因地制宜建設集中式共享儲能電站。依托智能充電設施，探索開展有序充電、調(diào)峰調(diào)頻等電動汽車與電網(wǎng)互動新技術(shù)(V2G)應用，試點示范“風光儲充”應用項目。
聚合利用不間斷電源、電動汽車、用戶側(cè)儲能等分散式儲能設施，圍繞微電網(wǎng)、大數(shù)據(jù)中心、5G 基站等新型終端用戶，探索智慧能源、虛擬電廠等多種新型儲能應用場景與商業(yè)模式。
(八)蒙西電力市場建設行動
按照國家支持省域、鼓勵區(qū)域、推動構(gòu)建全國統(tǒng)一市場體系的方向，加快建設蒙西電力市場，充分發(fā)揮市場作用，保障新能源高效消納，滿足新型電力系統(tǒng)發(fā)展需求。
1.建設蒙西電力市場。
充分發(fā)揮蒙西電力市場在全國統(tǒng)一電力市場體系的基礎作用，提高電力資源配置效率，保障電力基本平衡，為新能源充分利用提供支撐。
到 2025 年，初步建成適應新型電力系統(tǒng)發(fā)展需求的蒙西電力市場，與國家市場協(xié)同運行，促進形成新能源、儲能等發(fā)展的市場交易和價格機制。
到2030 年，蒙西電力市場具備與國家市場聯(lián)合運行條件，新能源全面參與市場交易，市場主體平等競爭、自主選擇，電力資源得到優(yōu)化配置。
2.發(fā)揮市場作用擴展消納空間。
推動新能源發(fā)電有序參與電力市場交易，通過市場化方式拓展消納空間。豐富調(diào)頻、調(diào)峰、備用等市場品種，制定適應抽水蓄能、新型儲能、虛擬電廠等新興市場主體參與的交易機制，有效疏導系統(tǒng)調(diào)節(jié)資源成本。
推動風光火打捆外送中長期交易，在滿足區(qū)內(nèi)新能源消納需求的情況下，利用外送通道富余容量開展新能源外送交易，積極推進新能源發(fā)電企業(yè)參與省間現(xiàn)貨交易機制，促進新能源跨省跨區(qū)消納。
3.推動電力市場和碳市場協(xié)同發(fā)展。
加快蒙西地區(qū)碳市場建設，發(fā)揮市場相互促進、協(xié)同互補作用，試點開展綠電交易、綠證交易、碳排放權(quán)交易，提高清潔能源市場競爭力，由用能企業(yè)承擔碳排放成本，更好推動能源清潔低碳轉(zhuǎn)型。
(九)技術(shù)創(chuàng)新應用示范行動
加大新型電力系統(tǒng)關(guān)鍵技術(shù)攻關(guān)力度，補齊技術(shù)短板，加快培育新技術(shù)新業(yè)態(tài)，推進關(guān)鍵工程技術(shù)創(chuàng)新與應用，推動新型電力系統(tǒng)示范區(qū)建設。
1.加大科技攻關(guān)力度。
綜合考慮國內(nèi)外具有資質(zhì)的科研院所、企業(yè)，組建科研團隊，統(tǒng)籌推進新型電力系統(tǒng)關(guān)鍵技術(shù)攻關(guān)、標準研制、成果應用和工程示范，重點推進高比例新能源并網(wǎng)消納技術(shù)、高比例電力電子裝備并網(wǎng)穩(wěn)定運行控制技術(shù)、遠距離大容量柔性直流輸電技術(shù)、規(guī)模化儲能集群控制技術(shù)、動力電池梯次利用技術(shù)、源網(wǎng)荷儲一體化運行調(diào)控技術(shù)等研究，推動新型電力系統(tǒng)技術(shù)實現(xiàn)關(guān)鍵突破。
2.加快創(chuàng)新合作平臺建設。
聚焦國家重大戰(zhàn)略和行業(yè)科技前沿，全面融入國家創(chuàng)新體系，聯(lián)合能源電力行業(yè)主要科研單位、咨詢機構(gòu)及能源企業(yè)協(xié)同攻關(guān)，深化產(chǎn)研用協(xié)同，打造開放共享創(chuàng)新平臺。探索開展先進儲能、源網(wǎng)荷儲一體化工程技術(shù)、高效電氫轉(zhuǎn)換技術(shù)研究。
3.推進新型電力系統(tǒng)盟市級示范區(qū)建設。
積極支持有條件的地區(qū)開展新型電力系統(tǒng)試點示范、工程實踐和實證研究。在呼和浩特、鄂爾多斯、包頭等地區(qū)，重點開展大電網(wǎng)與分布式微電網(wǎng)融合發(fā)展示范，探索研究適應新能源發(fā)展的政策機制;在阿拉善、巴彥淖爾、烏蘭察布等地區(qū)，重點研究送端高比例新能源電力系統(tǒng)示范建設，推廣“新能源+儲能+調(diào)相機”新發(fā)展模式。
五、保障機制
(一)健全新能源開發(fā)建設管理機制
完善風電光伏發(fā)電項目開發(fā)建設管理機制，建立以市場化競爭配置為主的新能源開發(fā)管理機制。完善新能源參與中長期交易市場、現(xiàn)貨市場、輔助服務市場交易規(guī)則，破除市場和行政壁壘，形成充分反應新能源真正價值的市場價格機制，逐步提高新能源參與市場化交易比重。
(二)健全新能源電力消納保障機制
嚴格落實可再生能源電力消納責任權(quán)重目標，分解落實細化到各責任主體和市場主體，形成促進各類市場主體公平合理共擔可再生能源電力消納責任的有效機制。推動自備電廠、電力用戶等積極消納可再生能源。科學制定新能源合理利用率目標，建立統(tǒng)籌新能源多元化發(fā)展場景的電力系統(tǒng)消納預警平臺，形成有利于新能源發(fā)展和系統(tǒng)整體規(guī)劃動態(tài)調(diào)整機制。
(三)健全儲能市場化運作機制
建立完善促進新型儲能電站投資建設的補償機制，靈活運用市場交易、價格政策、新能源配置等多種舉措，激發(fā)社會資本投資建設新型儲能電站積極性。明確新型儲能獨立市場主體地位，研究制定新型儲能參與電力市場的準入條件、交易機制和技術(shù)標準，建立完善“按效果付費”的電力輔助服務補償機制。健全完善峰谷、尖峰等分時電價政策，研究制定電網(wǎng)側(cè)新型儲能電站容量電價機制，探索將電網(wǎng)替代性儲能設施成本收益，納入輸配電價回收。
(四)健全安全保供補償機制研究
建立應急備用和調(diào)峰電源管理機制，轉(zhuǎn)為應急備用電源的企業(yè)給予合理補償機制，完善應急備用電力交易機制，形成體現(xiàn)極端狀況下電力市場實際需求的市場價格。
加快推進需求響應市場化建設，建立以市場為主的需求響應補償機制。推動完善峰谷電價機制，設計尖峰電價、可中斷負荷電價等需求側(cè)管理電價機制，激勵各類電力市場主體挖掘調(diào)峰資源，引導可調(diào)節(jié)性靈活負荷主動參與需求側(cè)響應。做好需求側(cè)響應與現(xiàn)貨市場交易的銜接，通過市場化手段激發(fā)需求側(cè)響應資源。
六、組織實施
(一)加強組織領(lǐng)導
自治區(qū)能源局會同各有關(guān)部門、各盟市、電網(wǎng)公司等單位，充分發(fā)揮自治區(qū)能源保障供應領(lǐng)導小組作用，加強蒙西新型電力系統(tǒng)建設各項工作的系統(tǒng)推進，定期對各項目標、任務進展情況進行調(diào)度，督促各項目標任務落實落細。
(二)壓實企業(yè)責任
電網(wǎng)企業(yè)立足蒙西電網(wǎng)新型電力系統(tǒng)建設目標任務，主動作為，對標對表認真研究，細化建設任務和年度推進計劃，強化責任落實，確保政策到位、任務到位、項目到位。各盟市能源主管部門、各電力企業(yè)要同步對照方案目標任務，主動認領(lǐng)，積極推動各項任務實施。
(三)加強監(jiān)督落實
建立蒙西新型電力系統(tǒng)建設評估機制，定期組織有關(guān)機構(gòu)開展新型電力系統(tǒng)建設階段性評估，編制發(fā)布行動方案實施情況報告。密切跟蹤行動方案執(zhí)行情況，適時動態(tài)調(diào)整和修訂行動方案。
關(guān)鍵詞： 內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局 光伏裝機容量 風電裝機容量 分布式光伏