前  言

“十四五”时期是我国开启全面建设社会主义现代化国家新 征程、向第二个百年奋斗目标进军的第一个五年，也是推进我国碳达峰、碳中和目标实施的第一个五年。面对新形势新要求，自 治区“十四五”电力发展将以“四个革命、一个合作”能源安全 新战略为根本遵循，全面落实习近平总书记关于内蒙古能源工作 重要讲话重要指示批示精神，立足“两个屏障”“两个基地”“一 个桥头堡”战略定位，坚定不移贯彻创新、协调、绿色、开放、 共享的新发展理念，坚定不移走生态优先、绿色低碳的高质量发 展道路，控制化石能源总量，着力提高利用效能，实施可再生能 源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电 力系统，为建设自治区清洁低碳、安全高效现代能源体系作出更 大贡献。

本规划根据《内蒙古自治区国民经济和社会发展第十四个五 年规划和 2035 年远景目标纲要》  《内蒙古自治区 “十四五”能 源发展规划》编制，积极对接全国“十四五”电力发展规划，深 入落实自治区第十一次党代会“两个率先、两个超过”目标任务， 夯实新型电力系统发展基础，重点阐述“十四五”时期自治区电 力发展的指导思想、基本原则、发展目标、重点任务和保障措施， 是 “十四五”时期自治区电力发展的纲领性文件。 规划期为 2021-2025 年，规划实施过程中，适时进行评估和调整。

第一章  发展基础与面临的形势

“十三五”时期自治区贯彻创新、协调、绿色、开放、共享 发展理念，围绕“四个革命、一个合作”能源安全新战略，推进 能源供给侧结构性改革，电力发展质量不断提高，站到了转型发展的新起点上。

一、发展现状

（ 一）电力系统规模显著扩大。2020 年全区全社会用电量 3900 亿千瓦时，“十三五”年均增速 8.9%。电力装机容量由 2015 年的 1.04 亿千瓦增长到 1.46 亿千瓦，发电量由 2015 年的 3920 亿千瓦时增长到5700 亿千瓦时，装机和发电量规模均居全国第 2 位。风电装机达到 3785 万千瓦，居全国第 1 位。全区外送电 能力达到 7000 万千瓦，居全国第 1 位。蒙西电网形成 “三横四 纵”500 千伏主干网架结构，蒙东电网形成 “五横一纵”500 千 伏主干网架结构。

（二）国家电力保障基地地位全面提升。外送电力规模跨越 式增长，  “十三五”建成投运 3 直 2 交 5 条特高压输电通道，新 增输电能力 4400 万千瓦。全区年外送电量由2015 年的 1396 亿 千瓦时增长到2070 亿千瓦时。 电力保障战略地位进一步凸显， 电力保障区域由京津冀、黑吉辽向江苏、山东、河北南网拓展延 伸，初步形成了以保障华北、东北为基础，辐射华东的送电新格 局，有力支撑了国家大气污染防治行动计划和清洁能源发展。

（ 三）电力清洁低碳转型稳步推进。电力结构持续优化，可 再生能源发电装机占比由 2015 年的 30.4%增长到 36.3%。煤电 装机占比 63.4%，较 2015 年下降 5.8 个百分点。风电装机规模稳 步扩大，  “十三五”年均增速 9.3%， 占总装机比例保持在 25% 左右。光伏发电实现跨越式发展，“十三五”年均增速 21.2%， 占总装机比例由 2015 年的 4.5%提高到 8.4%。大力推进燃煤机 组淘汰落后产能和节能改造升级，完成节能改造 90 台机组、总装机 3124 万千瓦，淘汰煤电落后产能 33.2 万千瓦。全区燃煤电厂平均供电煤耗降至 321 克标煤/千瓦时，较 2015 年降低 16 克/ 千瓦时。完成 7629.4 万千瓦燃煤机组超低排放改造，清洁发展水平不断提升。

（ 四）电力民生保障水平全面提升。  “十三五”期间，加大 配电网投资建设力度，配电网总投资520 亿元，供电可靠性、供 电质量显著提升。全区供电可靠率由 2015 年的 99.69%提高到 2020 年的 99.81%，综合电压合格率由 2015 年的 98.62%提高到 99.49%，配电自动化覆盖率和智能电表覆盖率由2015 年的2.52% 提高到 93.21%。稳步推进农网改造升级，提前一年完成 “十三 五”农网改造升级任务。因地制宜推动“煤改电”等清洁取暖工作，对电采暖用户实行单独的峰谷分时电价政策，风电供热面积 进一步扩大，全区清洁取暖水平大幅提升。

（ 五）电力创新发展开拓新局面。全区电力装备技术取得长足发展，推广应用大容量、低风速风机，主力风电单机容量达到4 兆瓦。鄂尔多斯、乌海、包头光伏领跑者基地建设稳步推进，光伏产业得到大力发展，太阳能电池光电转换效率到 17.8%以 上。首台超超临界百万千瓦空冷煤电机组建成投运。5 条 1000 千伏交流特高压输电工程和 800 千伏直流特高压输电工程建成 投产。推进智能电网建设，智能变电站达 134 座。培育发展电力 新模式新业态，试点开展乌兰察布“源网荷储一体化”、通辽“火 风光储制研一体化”项目建设，创新新能源电源与电力系统相互 融合、友好互动新模式。

（ 六）电力体制改革扎实推进。 电力市场化改革积极推进，电力现货市场交易规则初步建立，开展现货市场结算试运行。电 力中长期交易市场日趋成熟，交易规模逐步扩大，“十三五”时 期，全区累计完成交易电量 6659 亿千瓦时，占全社会用电量 35%， 降低用户成本约 397 亿元。配售电业务加快放开，鼓励社会资本 投资运营增量配电网，积极推进增量配电网试点项目，允许符合 条件的企业从事售电业务，全区形成满足参与电力市场条件的售电公司 174 家。

专栏 1      内蒙古自治区“十三五”电力发展情况

注：[ ]为累计值。

      二、存在的问题

（ 一）电力供需不充分不平衡问题显现。全区电力供需形势 由 “十三五”初期的相对宽松转为总体偏紧、局部短缺的局面。 “十三五”电力需求增速超出规划预期，全社会用电量实际年均 增速达到 8.9%，高于规划预期 2.4 个百分点。  “十三五”受国家 煤电整体宏观调控政策影响，全区自用煤电项目建设投产时序受 到严格控制。 同时， 电源布局不均衡与电网输电瓶颈问题交织， 局部地区电力时段性、 区域性短缺问题突出。

（二）煤电的托底保供和支撑调节作用还不牢固。按照蒙西 地区最大用电负荷年均增速 6%测算，预计到2025 年蒙西电网最大用电负荷约 4750 万千瓦。现有 “十三五”结转煤电规模 782 万千瓦，到 2025 年蒙西电网煤电装机规模将达到 5400 万千瓦。 按照电力平衡原则，考虑外送华北 420 万千瓦、事故备用和机组 检修 800 万千瓦、风电装机按 6%参与平衡等因素，预计到 2025年存在 800 万千瓦左右电力硬缺口。另外，国家“十四五”规划 蒙西至京津冀±660 千伏直流通道，也需要配套一定规模煤电满 足通道送电需求。

（ 三）电网结构亟待优化提升。蒙西电网是按照煤电为主体 的传统电力系统规划建设的，关键断面送电能力、主要通道能力、 新能源汇集能力均不能适应以新能源为主体新型电力系统的发 展，需要优化调整网架建设，提升对新型电力系统的适应性。蒙 东电网相对分散，尚未形成统一网架结构，难以开展大电网统一调度运行，无法发挥大电网相互支撑、调节互济的基础性作用。

（ 四）电力系统调节能力建设相对滞后。全区供热机组比例高，为保障民生供热，供热机组在冬季供热期电力调峰能力差，冬季供热期电力系统整体调节能力不足。电力调峰辅助服务机制 不完善，“十三五”热电机组灵活性改造规模未达到预期。 自备 电厂、局域电网不参与电力系统调峰。全区外送电通道多与本地 电网无物理性连接，难以借助电力外送通道利用跨省跨区调峰资源。

（ 五）节能高效的全社会用电模式亟待建立。  “十三五”自 治区产业发展以重化工为主，有色、黑色、化工、建材等高载能项目大量建设投产，拉高了全社会平均用电能耗。战略新兴产业、 现代服务业等领域电力消费增长较慢，社会由传统用能向电气化 用能转换的意识有待提高，各行业电气化发展的机制体制还未建 立完善，制约了全区高水平再电气化发展。

    （ 六）电力体制机制改革进入 “深水区”。峰谷、分时、尖 峰电价体系需要进一步完善，还不能体现电力的实时价格属性，不利于引导储能、虚拟电厂等新模式新业态的发展。跨省跨区送 电交易机制尚不完善，送受端电力资源和新能源消纳能力未得到 有效配置，适应高比例新能源的电力外送价格机制亟需建立。增 量配电网相关政策、运行方式、电价机制、盈利模式等关键要素还需要进一步探索与完善。

三、机遇与挑战

“十四五”时期我国将开启全面建设社会主义现代化国家新 征程，这将是推动习近平总书记重要讲话精神落地生根、开花结 果的关键时期， 自治区电力发展将面临以下机遇与挑战。

（ 一）“双碳”发展战略加速构建以新能源为主体的新型电 力系统。全球应对气候变化成为人类共同事业，习近平总书记在 第七十五届联合国大会一般性辩论上郑重宣告，中国“二氧化碳 排放力争于2030 年前达到峰值，努力争取2060 年前实现碳中和”。 与此同时，风光等非化石能源发电成本不断下降，非化石能源在 一次能源中的竞争力持续增强，能源绿色低碳转型已成为全球性 的发展大趋势。高比例可再生能源的发展必将推进传统电力系统 电源结构、电网形态、调节能力、调度运行等各环节全面革新， 加速推进储能、氢能、智能电网等新业态新产业高速发展，有力推动构建绿色友好、智能高效的新型电力系统。

（二）能耗双控发展约束倒逼电力发展模式创新升级。按照 国家能耗双控的决策部署，“十四五”自治区将加快转变发展方式，加大力度调整产业结构，不断提高能源效率，严格抑制能源不合理消费，合理控制能源消费总量。为支撑构建资源节约型、 环境友好型经济体系，自治区迫切需要能源电力创新发展，为产业升级作出引领示范。目前，全区电力工业仍以传统技术装备为主，高标准、绿色、低碳电力发展相对滞后，难以适应新产业新业态新模式的发展需求。国家能耗双控硬约束将倒逼全区电力工业深度转型，提高发展质量和效益。同时，促进电力工业加速与云计算、大数据、物联网、人工智能、5G 通讯等高新技术融合 发展，催生电力行业新技术、新业态、新模式创新发展，推动全 区加快产业升级步伐，走向高质量发展道路。

（三）保障全国电力安全的历史使命重大。当前处于百年未 有之大变局，国际形势日趋复杂，世界能源格局深刻调整，我国 能源安全风险加剧。大规模开发利用可再生能源电力，加大终端 能源电能替代力度是保障能源总体安全的重要途径。新时代我国 经济逐步形成“双循环”发展新格局，稳步推进新型基础设施建 设和新型城镇化建设，需要更高水平的电气化作为支撑保障。内 蒙古是我国最大的电力外送基地，清洁能源资源富集，风电、光 伏等技术可开发量超过 60 亿千瓦， 区位优势突出， 电力供应辐 射范围广。“十四五”及中长期，既要担当保障东北、华北、华 东、华中、南方等区域电力安全重要责任，又要肩负提高全国清 洁能源消费比重，改善用能结构、推进能源转型发展的历史使命。

第二章  总体思路和主要目标

一、指导思想

高举中国特色社会主义伟大旗帜，以习近平新时代中国特色 社会主义思想为指导，全面贯彻党的十九大和十九届历次全会精神，深入践行“四个革命、一个合作”能源安全新战略，推进实 现碳达峰、碳中和目标。全面落实习近平总书记关于内蒙古能源 工作重要讲话重要指示批示精神。坚定不移走以生态优先、绿色 发展为导向的高质量发展新路子，牢牢立足建设国家重要能源和 战略资源基地的战略定位。聚焦自治区第十一次党代会“两个率 先、两个超过”目标任务，大力发展新能源，全面推动煤电转型 升级，巩固提升电力区域合作，着力提升利用效能，深化电力体制改革，加快构建以新能源为主体的新型电力系统，满足人民群 众美好生活的用电需要，全面促进国家现代能源经济示范区建设。

二、基本原则

绿色优先，节约发展。探索能源开发和生态保护融合发展新 路径，加快发展新能源等绿色电源，大力提升电力系统调节能力 建设，全力保障新能源高效利用。加大节能减排力度，推广实施更加先进减排降耗技术，促进全社会节约发展。

安全为本，优质发展。统筹优化电源和电网布局，加强各类 电源供应保障能力建设，优化电网结构，有效化解“卡脖子”的 薄弱环节，严守电力供应安全底线。充分挖掘负荷侧响应等需求侧措施应用潜力，提高运行效率，构建规模合理、安全可靠的电 力系统，提高电力抗风险和应急保障能力。

智能高效，创新发展。加强发、输、配、用交互响应能力建设，推动电力系统智能化发展，构建“互联网+”智能电网体系， 推动源网荷储一体化、多能互补等新模式新业态发展。推进电力 技术创新，开创管理、运营和商业新模式，实现电力创新发展。

统筹兼顾，协调发展。统筹生态环境保护与能源资源开发利用，实现可持续发展。统筹各类电源建设，逐步提高非化石能源 消费比重。统筹自用电源与外送电源开发建设，遵循国家总体规 划布局，促进多能互补一体化开发送出，推动电力协调发展，实 现能源合理流向和资源优化配置。统筹源网荷储一体化开发消纳， 实现发、输、配、用、储协调发展。

保障民生，共享发展。围绕城镇化、农业现代化和美丽乡村 建设， 以提高城镇和农村供电质量和可靠性为重点，统一规划、 统一标准，着力升级改造配电网，提升电力普遍服务水平。推进 电力乡村振兴，在革命老区、民族地区、边疆地区、贫困地区加快电气化，促进电力共享发展。

深化改革，开放发展。坚持市场化改革方向，健全市场体系， 完善市场机制，加快推动电力体制改革步伐，理顺电力价格机制， 切实发挥市场在电力资源配置中的决定性作用。坚持开放包容、 互利共赢，通过政府推动、市场主导，项目带动、分类施策，充分利用国内国外两个市场、两种资源，促进电力开放发展。

    三、发展目标

展望2030 年，自治区新型电力系统建设取得重大进展， 电力工业实现碳达峰，电源装机规模超过 3 亿千瓦，风光等可再生 能源成为主体电源，新能源发电总量超过火电发电总量。

“十四五”时期电力发展主要目标是：

（ 一）安全保障能力稳固提升。全社会用电量达到 5220 亿 千瓦时左右，年均增长 6%左右。积极推动电力需求侧响应机制 建设，力争形成占全社会最大负荷 3%的需求侧响应能力。发电 装机总规模约 2.71 亿千瓦，煤电装机在 1.33 亿千瓦左右。  “十 四五”争取国家规划新增支撑保障型煤电 900 万千瓦。其中，自用煤电 500 万千瓦，外送煤电 400 万千瓦。

（ 二）清洁低碳转型加速推进。新能源装机规模达 1.35 亿千瓦以上。其中，风电装机 8900 万千瓦左右，光伏发电装机 4500 万千瓦左右，光热发电装机 60 万千瓦左右，生物质发电装机 80 万千瓦左右。抽水蓄能开工建设 120 万千瓦。非化石能源占一次 能源消费比重达到 20%左右，新能源装机比重超过 50%，新能 源发电总量占总发电量比重超过 35%。

（ 三）国家重要能源基地地位进一步夯实。规划建设跨省区电力外送通道，全区外送电能力达到 7800 万千瓦左右。新增外送通道可再生能源电量占比原则上不低于 50%。

（ 四）能源效率大幅提升。新能源合理利用率达到 90%以 上，全区机组平均供电煤耗降至 305 克标煤/千瓦时，线损率降至 3.5%左右，力争对 3000 万千瓦左右煤电机组开展灵活性改造。

（ 五）创新能力迈上新台阶。大规模储能、柔性输电等重大关键技术加速应用，全区新型储能规模达到 500 万千瓦以上。智 慧电厂、虚拟电厂等新业态新模式示范应用。

（ 六）民生保障能力稳步增强。城乡居民生活人均用电量提 高到900 千瓦时以上，城市配电网和农村电网实现供电基本服务 便利化，城乡居民供电可靠率达到 99.92%。力争建成充换电基础设施 4 万个左右。

（ 七）体制机制改革进一步深化。建成以中长期交易为主、 现货交易为补充的电力市场模式。2025 年， 电力市场化交易电 量占全社会用电量比重超过 50%。形成适应高比例新能源发展的 电价机制。增量配电业务改革取得实质性进展，“获得电力”服务水平显著提升。

第三章  加强电力供应保障能力建设

    以国家碳达峰、碳中和目标为导向，以电力安全可靠供应为前提，加强电力供应保障能力建设，积极推进自治区电力绿色低碳转型，加速电力碳达峰进程。大力发展新能源，提升清洁能源发电比例，继续发挥煤电调峰和兜底保供作用，积极推进煤电机 组绿色智慧化转型升级。

一、发挥煤电调峰和兜底保供作用

推动煤电地位转型，由主体电源转为支撑型和调节型电源。

    统筹电力系统安全和调节能力建设需求，科学合理确定煤电规模， 优化调整煤电项目布局。坚持需求导向，预留充足安全保供裕度， 严控增量煤电项目，坚持优先扩能改造升级的原则，在确有必要 新增煤电机组的地区，适度发展民生保障型热电联产、局部缺电 地区电力保障、电网安全支撑等项目。立足以煤为主的基本国情，统筹电力安全保供与转型升级，优化存量煤电项目，加快在建煤 电项目建设，淘汰落后机组“退而不拆”，转为应急备用和调峰电源，淘汰机组等容量替代建设大容量、高参数先进机组。全面 实施节能改造和超低排放改造，降低碳排放、污染物排放和能耗水平。鼓励开展灵活性改造，提升机组深度调峰能力，促进新能源高效利用。到 2025 年，煤电装机在 1.33 亿千瓦左右，争取国家规划新增支撑保障型自用煤电项目 500 万千瓦、外送煤电项目400 万千瓦。

推动煤电功能形态转型，由传统燃煤电厂转为新型绿色智慧 电厂。应用多能互补、源网荷储、虚拟电厂等新型模式，推动传统燃煤电厂与新能源、储能、氢能等耦合式发展，实现电力电量 绿色低碳供应。以云大物智移等先进技术为支撑，提升燃煤电厂 高可靠性供电保障能力、低碳智能运行水平、深度调峰能力，拓 展电厂黑启动服务、充电服务、清洁供暖服务、数据服务等多元 化业务领域。构建以电力安全供应为前提， 以清洁发电为主体， 以智能综合服务为目标的新型绿色智慧电厂。  “十四五”期间， 推进 5~ 10 个燃煤电厂进行新型绿色智慧电厂改造示范。

二、实施煤电机组改造升级

加大落后煤电机组淘汰力度。改善煤电装机结构，提升煤电 整体能效。大力淘汰燃煤小机组，实施“三个替代”，推动储能 替代末端电网小机组、清洁取暖替代边远地区供热小机组、“新 能源+储能”替代企业自备小机组。  “十四五”期间全面淘汰 30 万千瓦以下纯凝机组，在保障电力（热力）供应安全的基础上， 逐步淘汰能耗水平高、污染物排放大的30 万千瓦以下供热机组。

持续推进燃煤机组节能改造。新建煤电机组按照国内空冷发 电机组最高标准建设。对未列入淘汰的存量机组，全面实施节能 改造，持续降低碳排放、污染物排放和能耗水平。鼓励采用供热 改造、汽轮机通流部分改造、锅炉烟气余热回收利用、电机变频 等成熟适用的节能改造技术，鼓励燃煤电厂使用清洁能源替代厂用电。到 2025 年，力争完成3000 万千瓦燃煤机组节能改造，新建燃煤发电机组平均供电煤耗低于 285 克标煤/千瓦时，全区现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于 305 克标煤/千瓦时。

    三、加快新能源大规模发展

坚持集中与分布并举、就地消纳与远距离外送并举、单品种 开发与多品种协调并举、单一场景与综合场景并举的原则，改革 新能源汇集和电力分配方式，打破县市界限，合理确定新能源新 增装机规模，加快推动新能源大规模高比例发展，落实完成国家 下达的可再生能源电力消纳责任权重。到 2025 年，风电累计装 机规模达 8900 万千瓦，光伏累计装机规模达 4500 万千瓦。

推进新能源基地化建设。加快推动大型沙漠戈壁荒漠风电光 伏基地建设，在新能源资源禀赋较好，具备持续整装开发条件地 区，推动新能源发电基地化、规模化开发，打造蒙西、蒙东千万 千瓦级新能源基地。充分利用边境沿线、戈壁荒漠地区丰富的风 能资源，在阿拉善、巴彦淖尔、包头、乌兰察布、锡盟等边境地 区建设一批大型风电基地。在鄂尔多斯、阿拉善、巴彦淖尔等地 区推进光伏治沙基地建设。利用鄂尔多斯、通辽、乌海、阿拉善、巴彦淖尔、包头等周边地区采煤沉陷区、露天矿排土场等闲置土地，有序推进集中式光伏矿区治理基地建设。优化提升存量通道输电能力，加快推进多能互补和源网荷储一体化发展。

加快新能源分布式开发利用。优先在风能资源优越、土地资 源紧缺、靠近负荷中心地区发展分散式风电。实施“千乡万村驭风行动”推进农村牧区分散式风电开发。推动光伏发电与建筑、 农业、交通、通信等领域融合发展，开展“千家万户沐光计划”、 光伏建筑一体化、风光农牧互补综合能源建设、绿色交通建设、整县（旗、区）屋顶分布式光伏开发等。积极推动分布式光伏与 储能、微电网等融合发展。到 2025 年，累计建成分散式风电项

目约 400 万千瓦、分布式光伏发电规模约 600 万千瓦。

加强新能源电源规划和电网统筹协调。统筹资源开发条件和 电源送出通道，科学合理选取新能源布点，实现新能源与配套送 出工程统一规划；考虑规划整体性和运行需要，优先电网企业承 建新能源配套送出工程，满足新能源并网需求，确保新能源电源 建设与送出工程的进度相匹配；结合不同工程特点和建设周期，衔接好网源建设进度，保障风电、光伏发电等电源项目和配套送 出工程同步规划、同步核准、同步建设、同步投运，做到电源与 电网协同发展。推动新能源与终端负荷耦合利用，积极鼓励新能 源微电网建设，鼓励新能源电力专线供电，探索建设发供用高比例新能源微电网。

第四章  夯实新型电力系统发展基础

           以构建新型电力系统为导向，着力提升电力系统灵活性，推 动煤电和新能源优化组合，优化完善主干电网，加速构建灵活可靠、局部坚强的网架结构，创新调度系统智慧化体系，助力非化石能源跃升发展，夯实新型电力系统发展基础。

一、提升电力系统灵活性

加快抽水蓄能电站建设。加快推进赤峰芝瑞 120 万千瓦抽水 蓄能电站建设，力争早日建成投产。积极推动乌海 120 万千瓦、 包头 120 万千瓦抽水蓄能电站等前期工作，确保在“十四五”前 期开工建设。根据新能源发展和电力系统调节能力需要，积极开 展乌兰察布、兴安盟、呼和浩特二期、巴彦淖尔、呼伦贝尔等抽 水蓄能站点规划选址和前期论证工作。

发展大规模新型储能。以电力系统实际需求为导向，有效衔接新型储能相关国家政策，因地制宜布局建设新型储能设施，促 进新型储能多元化发展和多场景应用，完善推动新型储能发展的商业模式和保障机制，推动新型储能示范应用，推动储能设施向 电力系统源网荷各环节提供服务。大力推进电源侧储能发展，发 展新能源基地配套储能项目，新建新能源电站按照不低于 15% （2 小时）配置储能装置，布局一批风光储、风光火（储）、风 光水(储)等多能互补型电站，提高电站整体调峰、调频深度和响 应速率，促进高比例新能源高效利用。积极支持用户侧储能发展，示范推广储能融合发展的多种场景，布局一批源网荷储一体化项 目，鼓励发展不间断电源、电动汽车等分散式储能设施。推动电网侧储能发展合理布局，在电网关键节点、偏远地区建设独立（共 享）储能电站，提高供电可靠性，提升系统消纳能力。到 2025 年，新型储能装机力争达到500 万千瓦以上。

大力推进煤电灵活性改造。推进化石能源清洁高效利用，分 类实施煤电改造项目。加快存量煤电机组灵活性改造，释放煤电 机组深度调峰能力，提升新能源消纳水平。推动供热机组“热电 解耦”改造升级，鼓励纯凝煤电机组实施灵活性改造。严格新建煤电机组调峰能力准入门槛，按照国内外最先进技术标准设计建 设。创新煤电机组灵活性改造激励机制，拥有燃煤机组的发电企 业实施火电灵活性改造后，增加的调峰空间，按不低于 50%的比 例建设“市场化并网”消纳的新能源电源。加快完善电力辅助服务市场、现货市场、容量市场等机制，提升煤电企业参与深度调峰运行的积极性。  “十四五”期间，力争对 3000 万千瓦左右煤 电机组开展灵活性改造。

推动自备电厂参与调峰。加大力度规范燃煤自备电厂运行， 挖掘自备电厂调峰潜力，推动自备电厂参与调峰、调频等辅助服务。落实可再生能源电力消纳保障机制，按照可再生能源电力消纳责任权重，推动自备电厂与新能源企业开展电量替代交易，探 索建立拥有自备电厂的用电企业及自备发电机组与公用发电企 业（火电、新能源）的市场交易机制，探索新能源电站直供自备电厂企业的供电模式，促进引导燃煤自备电厂与公用电厂公平承担社会责任。

二、优化升级主干网架

着力优化完善全区电网主网架，坚持分层分区适度超前原则，加强各级电网协调发展、高效衔接，提高电力系统整体运行效率， 构建清晰合理的主网架结构。加快构建蒙西电网 “四横五纵” 、 蒙东电网 “八横两纵”500 千伏主干网架，满足区内负荷增长和大规模新能源发展需求，解决电网结构性问题。

全力保障电网安全稳定运行。深入研究论证蒙西电网与华北 主网异步联网，缓解电网动态稳定问题。提升呼包断面送电能力，规划建设甘迪尔～ 川掌 2 回 500 千伏线路。提升呼丰断面送电能力，规划建设宁格尔～ 巨宝庄 2 回 500 千伏线路。加快巴林～ 奈 曼（金沙）～ 阜新（ 内蒙古段）500 千伏线路建设，提高蒙东地区电力互济能力，实现赤峰电网与呼兴通电网互联，解决赤峰北部窝电问题。

大力提升电网新能源接入送出能力。规划建设德岭山～ 过三 梁～ 耳字壕、过三梁～ 千里山双回 500 千伏线路，构建蒙西电网 西部“田字形”网架，满足西部新能源送出需求，提升蒙西至京 津冀直流工程支撑能力。规划建设铝都～ 平川2 回 500 千伏线路，优化扎鲁特直流近区网架结构，提高电力汇集外送能力。在鄂尔 多斯、阿拉善、巴彦淖尔、包头、锡林郭勒、赤峰、通辽、呼伦贝尔等大型新能源基地规划建设一批 500 千伏输变电工程，全面支撑大规模新能源接入、汇集和送出需求。

三、实施灵活可靠电网工程

全面推进智能电网建设。推进电网装备智能化建设，推广应用智能作业、智能监测、智能巡视等新技术，加强关键核心技术 攻关和首台（套）重大技术装备示范应用，加快建设智能变电站，2025 年 110 千伏和 220 千伏智能变电站覆盖率达到 25%以上。着力构建强简有序、灵活可靠的城镇配电网架构，推进配电自动 化建设，实现配电网运行的集中控制和就地控制，提升配电网多 元化供电服务承载能力，到 2025 年，配电自动化覆盖率达 100%， 中心城市（ 区）用户年均停电时间不超过 3.5 小时，综合电压合格率达到 99.98%。城乡居民供电可靠率达到 99.91%，综合电压 合格率达到 99.7%。推进电网数字化建设，构建智能电网大数据 平台，全面提升电力系统信息处理和智能决策能力。以呼和浩特、 包头、鄂尔多斯为重点，打造智能电网综合示范区，其他盟市因地制宜开展特色示范， 以点带面推动智能电网建设有序推进。

稳固推进坚强局部电网建设。规划建设“结构清晰、局部坚 韧、快速恢复”的坚强局部电网。合理确定坚强局部电网保障的 目标重要用户，优化完善局部电网网架和用户接入方案，提升相关电力设施设防标准，加快本地保障电源建设，完善应急保障电源配置。加大先进应急保障电源、电网防灾抗损、网络与信息安全等技术攻关，强化保障支撑体系建设。力争 2025 年呼和浩特、包头、鄂尔多斯初步建成坚强局部电网，重要负荷中心电力保障能力大幅提升。

巩固提升农村电网可靠性。全面巩固提升农村电力保障水平， 优化完善城乡配电网网架结构，积极发展配电网新形态，引导电 力企业履行社会责任，全力服务乡村振兴战略，加快农业农村现 代化。加快推进城乡配电网建设，满足充换电基础设施接网需求，以精准投资、经济适用、标准化、差异化为原则，改造升级农村 电网，逐步提高农村电网信息化、自动化、智能化水平，解决农 村电网供电可靠性低、电压稳定性差问题，建成结构合理、技术 先进、安全可靠、智能高效的现代农村电网，为乡村振兴提供坚强支撑。到 2025 年，农村地区用户年均停电时间不超过 15 小时，综合电压合格率达到 99.5%，有效保障民生用电。

四、建设高比例新能源电力外送通道

提升存量通道输电能力。加快锡盟、蒙西、上海庙等基地外 送通道配套煤电电源及送出工程建设，着力提升输电通道利用效率。加快锡盟至山东、锡盟至江苏、上海庙至山东、扎鲁特至青 州特高压输电通道配套新能源送出工程建设进度，力争 2025 年 前建成投产。统筹处理好自用和外送支撑能力关系，提前谋划中长期电力供应保障方案，确保西电东送可持续性。

提升存量通道新能源外送规模。在保障存量通道外送电力、 电量稳定供应基础上，提升外送电量中清洁能源比重。结合新能 源资源条件、互补特性和市场需求，按照“风光火储一体化”的多能互补发展模式，将蒙西至天津南、托克托、岱海、上都、伊 敏等纯煤电外送通道改造为高比例新能源外送通道。结合通道送 电能力、配套煤电调峰潜力、受端绿色电力需求，研究提升上海 庙至山东、锡盟至山东、锡盟至江苏等输电通道新能源外送规模。

新建高比例新能源电力外送通道。在新能源资源富集地区， 积极探索增量“风光（火）储一体化”建设，规划建设蒙西至京 津冀±660 千伏直流输电工程等高比例新能源电力外送通道，优先利用新能源电力，优化配套储能规模，新增外送通道可再生能 源电量占比原则上不低于 50%。结合柔性直流、储能、光热等技术发展，研究论证蒙西地区高比例新能源基地开发外送工程。

五、构建智能高效新型调度系统

推进调度系统智慧化建设，构建适应高比例清洁能源、源网 荷协调互动的智慧调度系统。开展电网侧、新能源侧、储能侧、用户侧的调度运行系统智能化改造，加强监督管理，优化调度水平，提高大电网运行调度决策水平。推动建立多种能源联合调度 机制，提高调度智能化、自动化水平。优化电力调度体系，厘清 大电网调度与微电网、增量配电网内部调度的权责界限，确保调度顺畅衔接。

第五章  大力推进电力消费升级

           贯彻落实国家能源消费革命，推进全社会电能替代。积极推 进源网荷储一体化等清洁低碳电力供应新模式，促进电力系统绿色低碳发展。推进需求侧响应能力建设，提高电力供应保障能力。

一、实施再电气化工程

加快充换电基础设施建设。立足新能源汽车发展实际，结合 不同车型、不同场景充换电需求，科学合理确定充换电设施空间 布局与建设规模。到 2025 年，全区各类充换电基础设施力争达 到 4 万个左右，保障自治区新能源汽车充换电需求。聚合充换电设施负荷，组织开展有序充电、电力需求侧响应等，实现新能源汽车与电网能量高效互动，提高电网调峰调频、安全应急等响应 能力。探索“风光储充放”一体化发展模式，促进新能源汽车与可再生能源高效协同发展。

因地制宜推广清洁电取暖。坚持“宜电则电、宜煤则煤、宜 热则热”“以供定改、先立后破”原则，因地制宜推进清洁取暖 改造，稳妥推进 “煤改电”。坚持联保联供，加强产供需监测， 加大配电网改造力度，全力保障取暖能源稳定供应。推广蓄热式电锅炉、热泵、分散电采暖。开展绿色社区建设行动，在机关、 学校、医院、博物馆等大型公共建筑，推广应用热泵、蓄热电锅 炉、太阳能集中供热。在呼包鄂推进清洁供暖示范城市建设，在 蒙东地区加快探索高比例清洁能源电供暖发展模式。到 2025 年，呼和浩特、包头、乌海城市建成区基本淘汰 65 蒸吨燃煤锅炉，推动 65 蒸吨及以上燃煤锅炉实施超低排放改造，主城区清洁取暖覆盖率达到 90%。

推进工商业领域电能替代。持续拓宽电能替代领域，加快提 高终端用能电气化水平。选择部分重点工业园区，实施能源综合利用升级改造试点，打造“统一供应、多能协同、梯级利用”的 能源综合利用示范园区，实现冷、热、电、气、汽等用能需求集中供应。开展工业电能替代示范，推进工业电锅炉、电窑炉、热 泵应用，推广新增热负荷电能替代。在采矿、食品加工、设备制 造等领域推广使用高效电动工具，实现电能高效利用。在餐饮领 域，推进沿街商铺“瓶改电”，建设全电食堂和全电街区，支持电能用户参与电力市场。

二、加强清洁低碳电力供应

积极推进源网荷储一体化用电模式。在负荷需求大、供电有缺口、新能源资源条件好的地区，优化整合电源、电网和负荷等 资源要素，规划建设一批源网荷储一体化项目，实现源网荷储的 深度协同。加快推进工业园区级源网荷储一体化建设，促进局部电力就地就近平衡，提升新能源电力消纳利用，建立源网荷储一 体化和多能互补项目协调运营和利益共享机制。开展沿边地区源 网荷储一体化建设，解决电网末端电力供应难题。鼓励商业区源 网荷储一体化建设，支撑电动汽车灵活充放电、智能化商业中心、 绿色楼宇等新业态发展。推动源网荷储一体化项目开展多能互补内部联合调度，建立内部利益平衡协调机制，参与电力中长期交 易、现货交易和辅助服务交易。

鼓励发展新能源微电网。在工业园区、大型工业企业、工业城市，鼓励建设消纳高比例新能源的源网荷储一体化、具备自调 节能力的园区级、地市级微电网。加强微电网和增量配电网调节 能力建设，建立利益平衡协调机制，建立内部调度机制，在基本 实现自平衡的基础上与大电网保持备用联系。重点推进达拉特旗 增量配电网等已获得国家批复的增量配电网建设实施，鼓励增量 配电网就近接入符合规划要求的风电、光伏、生物质、储能等电 源，在缺乏电源支撑的增量配电网内规划建设分布式能源（风电、光伏）+储能等电源，鼓励在增量配电网中以分布式能源（风电、光伏）+储能+负荷的方式促进新能源就近消纳，开展源网荷储 一体化绿色供电园区建设。

积极开展工业园区可再生能源替代行动。按照节能优先、低 碳发展的原则，因地制宜推动风电、光伏项目建设，鼓励拥有燃 煤自备电厂的工业园区配置一定规模的新能源，实施可再生能源 替代燃煤发电行动。充分挖掘园区系统灵活性调节能力和负荷侧 响应能力，改变传统供能方式，降低煤耗水平，优先园区燃煤自 备电厂参与调峰，实现新能源全额自发自用，不占用公网消纳空 间。鼓励集中式与分布式并举，逐步实现园区用能清洁化。

开展虚拟电厂示范。推动数字化、智能化技术与灵活负荷、 储能深度融合与集成，改善电力负荷特性，削减尖峰负荷，缓解高峰时段电力供需矛盾。推进新能源与灵活负荷深度融合协同运 行，提高负荷绿色用能比重，促进新能源消纳利用。在有条件的地区，科学论证适时推进虚拟电厂示范工程建设。

三、推动需求侧响应能力建设

加快完善电力需求侧响应政策机制，引导工业大用户负荷错 峰避峰用电。积极发展电动汽车、储能、电供暖等可中断负荷灵活参与的智慧高效用电模式，持续提升电力需求侧响应能力，减 少电力负荷尖峰时段的电力装机需求，促进电力系统绿色低碳发 展。力争 2025 年形成占全社会最大负荷 3%的需求侧响应能力。

第六章  深化电力体制改革机制

           加快建立健全有效竞争的电力市场交易机制，加快构建蒙东、蒙西电力市场体系，稳步完善电价政策，建立健全辅助服务市场， 推动实现电力交易机构独立规范运营，进一步推动配售电业务改革，增强新型电力系统治理效能。优化用电营商环境，推动“获得电力”整体服务水平迈上新台阶。

一、加快推进电力市场化建设

全面推开电力现货市场。探索用户参与的现货交易形式，通 过实时电力价格信号激励煤电机组参与深度调峰运行。建立规范 合理的偏差考核机制，保障交易可靠执行。完善中长期交易机制， 丰富交易品种，提高交易频次，推进中长期市场与现货市场的有机衔接。

完善辅助服务市场规则。建立用户参与的辅助服务分担共享 机制，推动备用市场建设，完善调频市场规则，推动自备电厂参 与辅助服务，持续优化辅助服务交易品种，建立合理的调峰报价 机制，推动形成与电能市场协调运行的辅助服务市场体系。

推进交易机构独立规范运行。加快推进交易机构股份制改造， 形成权责分明、多元制衡的公司法人治理结构和灵活高效的经营 管理机制。健全交易机构重大事项决策流程和表决机制，探索市 场管理委员会轮值运作等新机制，落实市场管理委员会的工作职 能。理顺交易机构与调度机构的职责界面和业务流程，建立交易机构与调度机构、 电网企业相关部门之间的衔接协调机制。

完善跨省跨区交易政策机制。推动风光火打捆外送中长期交 易，在满足区内新能源消纳需求的情况下，利用外送通道富余容 量开展新能源外送交易，积极推进新能源发电企业参与省间现货交易机制，促进新能源跨省跨区消纳。

二、突破创新电价机制

健全峰谷电价机制。推动形成反映合理峰谷价差的分时电价 政策。推动现货市场分时电价向用户侧的传导，引导用户用电行为。

持续推进输配电价改革。按照国家对输配电价改革的总体要求，进一步建立规则明晰、水平合理、监管有力、科学透明的独 立输配电价体系。探索电网输电和配电价格分开核算，建立政策 性交叉补贴分摊处理机制。

协同区内与外送电价衔接。理顺区内和外送市场关系，完善 市场交易流程，推动跨省跨区送电由送、受双方按照风险共担、 利益共享的原则协商形成或通过市场化交易方式确定送受电量、价格。

三、优化用电营商环境

进一步压减用电报装业务办理时间和电力接入工程审批时间。加快政企协同办电信息共享平台建设，简化办电流程。优化 接入电网方式、延伸电网投资界面、规范用电报装收费行为，降 低办电成本。提高用电报装信息公开透明度，进一步加大信息公开力度。在全区范围内实现居民用户和低压小微企业用电报装 “三零”(零上门、零审批、零投资)服务、高压用户用电报装“三 省”(省力、省时、省钱)服务，用电营商环境持续优化，  “获得 电力”整体服务水平迈上新台阶。

第七章  保障措施

           一、加强组织协调

建立健全规划实施责任机制，各盟市能源主管部门是落实规 划的责任主体，其他有关部门分工配合、各地政府和企业细化落 实。建立规划统筹协调机制，统筹研究制定各项规划，使电力发 展与可再生能源规划、相关专项规划、国土空间规划及产业布局 相互衔接，与电力发展相关的产业建设要与本规划协调统筹考虑，使电力发展与其他产业协调发展。

二、强化监督落实

完善规划监管落实体系，加强对各盟市能源主管部门和电力 企业落实规划目标任务的监管，做好电力发展年度目标任务与规 划的衔接。加强规划实施评估，适时进行滚动修编，强化规划刚 性管理，完善评估考核制度，及时发现并纠正规划实施中存在的问题，确保规划提出的各项目标落到实处。

三、加强电力安全建设

严格按照新版《电力系统安全稳定导则》要求，规划建设电 力系统。着力提升电力系统运行调控水平，加强电源电网设施日 常维护，提高网络安全水平，加强电厂存煤保障建设，制定电力 迎峰度夏(冬)等重要时段专项保障方案，增强应对极端天气和突发事件的防灾抗灾和应急处置能力，确保系统安全稳定运行和电 力可靠供应。结合电力供需形势，在技术响应能力建设，新增纳入规划支撑性和调节性电源、应急备用和调峰电源建设等方面进 一步做好与《 “十四五”电力发展规划》的统筹衔接。

四、完善支持政策

以构建新型电力系统为导向，持续研究落实保障性政策措施， 强化政策供给和保障作用，针对制约电力高质量发展的瓶颈问题， 研究制定一系列能有效解决电力发展突出矛盾的政策措施，加大对已纳入规划电力项目的土地、水、能耗等要素保障支持力度，进一步建立健全支持可再生能源、储能发展，推动电能替代等转 型升级举措的政策措施。

第八章  规划实施效果分析

             一、环境影响评价

自治区 “十四五”电力发展规划坚持习近平生态文明思想， 践行“绿水青山就是金山银山”发展理念，以能源电力低碳发展 为抓手，推动产业结构、生产方式、生活方式、空间格局全面绿 色转型，促进人与自然和谐共生，为实现碳达峰、碳中和提供支 撑。

（ 一）强化环保制度

充分发挥电力规划引导约束作用，推动电力工业绿色低碳转型，持续推进电能替代，加强散煤治理，推动主要污染物排放总量减少，不断改善生态环境。严格执行环境影响评价制度，协同 推进新型电力系统建设与环境治理、生态保护修复，降低电源大 规模开发对大气、水、土壤的不良影响。立足资源环境承载能力， 确保规划实施后生态功能不退化、水资源不超载、基于环境保护 目标的污染物排放总量不增长、环境准入要求不降低。

（二）规划实施对策

规划实施过程中，坚守生态保护红线，加强电力产供储销全 环节环境保护，预防和减轻环境影响。大力发展非化石能源，实 现电力需求增量主要由非化石电源满足。持续降低发电煤耗、加 快提升煤电机组清洁低碳水平。积极鼓励利用再生水、矿井水， 在大型煤电基地积极推广空冷、干法脱硫等节水技术。采取有效 措施降低电网电磁辐射等区域环境影响。积极推进电力消费革命，加快电能替代和电动汽车充换电基础设施建设，切实提高电能占终端能源消费比重。

（ 三）加强 “三线一单”管控

衔接《自治区“十四五”生态环境保护规划》，全面实施“三 线一单”生态环境分区管控意见，严格执行优先、重点、一般三 类管控单元生态环境准入要求，强化生态环境源头防控。加强“三 线一单”生态环境分区管控成果落地应用，坚决制止违反生态环 境准入清单规定的生产建设行为及活动，推动电力行业绿色低碳 发展。

（ 四）预期效果分析

到 2025 年，全区非化石能源占一次能源消费比重由 2020 年的 11.2%提高到 20%，可再生能源发电替代化石能源约 9000 万吨标煤，减少二氧化碳排放 2.4 亿吨。

二、经济社会影响

“十四五”电力发展规划以满足人民日益增长的美好生活用 电需求为根本遵循，培育清洁能源产业，满足区域用电需求，落 实乡村振兴战略，提升电力普遍服务水平，增加社会投资，带动 就业岗位，为经济高质量发展和人民群众美好生活需要提供可靠 电力保障。

（ 一）拉动经济增长

“十四五”期间，全区电力投资总规模约7000 亿元。其中， 煤电投资约 1000 亿元，电网投资约 1000 亿元，可再生能源及储 能投资约 5000 亿元。

（二）提高就业水平

“十四五”期间，电力基建业、电力设备制造业、电力、热力生产和供应业预计新增就业岗位 60 万个以上， 电力投资增加 居民年均收入约 80 亿元。

（ 三）保障民生用电需求

“十四五”时期将积极推进配电网改造，巩固提升农村电网， 深入推进居民生活消费电气化，因地制宜推进清洁取暖，城乡居 民生活人均用电量提升至900 千瓦时，年均增加70 千瓦时。