以下為具體數據：

 

　　根據國家能源局綜合司關于征求《清潔能源消納行動計劃（2018--2020）（征求意見稿）》消納目標，內蒙古清潔能源消納行動計劃（2018--2020）目標是：2018年，內蒙古地區風電、光伏利用小時數達到國家規定的保障性利用小時數；2019年，內蒙古地區棄風率控制在12％以內，棄光率控制在4％以內；2020年內蒙古地區棄風率控制在10％以內，基本無棄光現象發生。

 

　　一、內蒙古清潔能源裝機及電網基本情況

 

　　截至2017年底，內蒙古清潔能源裝機3636萬千瓦，其中風電2658萬千瓦(蒙西1692萬千瓦，蒙東966萬千瓦)；太陽能發電736萬千瓦(蒙西576萬千瓦，蒙東160萬千瓦)；水電242萬千瓦，清潔能源發電裝機比重達到31％。內蒙古自治區電網分為蒙西電網和蒙東電網，蒙西電網供電范圍為自治區西部呼和浩特市、包頭市、烏海市、鄂爾多斯市、巴彥淖爾市、烏蘭察布市、阿拉善盟、錫林郭勒盟，通過4回500千伏交流通道與華北電網聯系。蒙東電網目前僅與東北電網聯網運行，供電范圍包括呼倫貝爾電網、興安盟電網、通遼電網、赤峰電網，盟市電網之間尚未形成統一的電網。2017年，內蒙古地區棄風棄光電量共100億千瓦時左右，蒙西地區棄風電量71億千瓦時，棄風率17％，棄光4億千瓦時，棄光率11％；蒙東地區棄風電量24億千瓦時，棄風率11％，棄光0.9億千瓦時，棄光率4％。

 

　　二、內蒙古地區清潔能源消納受阻的主要原因

 

　　一是熱電比重較高、冬季供暖期消納矛盾突出。內蒙古地區火電機組占總裝機的70％，承擔主要的調峰任務，其供熱機組容量比例超過60％，進入冬季供熱期后，供熱機組大多無法參與調峰，電網調峰能力大幅下降。

 

　　二是自備電廠占比高，擠占了清潔能源消納空間，蒙西電網內自備電廠總裝機容量超過900萬千瓦，自備電廠發電量占全部發電量的約三分之一，平均利用小時數達到6000小時以上。

 

　　三是電網輸送存在一定瓶頸，風光資源主要集中在電網末端，接入地區網架結構薄弱，本地消納能力不足，電網建設相對滯后，包頭、巴彥淖爾、呼倫貝爾等部分地區新能源送出受限。

 

　　四是政策機制有待完善，盡管內蒙古地區開展了輸配電價改革試點以及電力直接交易的試點，但電力市場機制仍然不夠完善，電源側和負荷側的電價機制不夠靈活，地方政府對電力市場運行干預過多，導致無法充分發揮市場機制促進新能源消納。

 

 

　　1．加快解決清潔能源進出局部網架受限的問題。盡快投產蒙西電網百靈開關站、白同開關站升壓等工程，開展可再生能源富集地區清潔能源專線供電試點，解決局部新能源送出卡脖子問題，提高電網主網架新能源消納互濟能力，到2019年底前全面解決存量新能源的送出受限問題。

 

　　2．大力實施火電靈活性改造。到2020年內蒙古地區改造燃煤熱電機組約4400萬千瓦，其中蒙西地區改造規模2990萬千瓦，其中熱電機組1460萬千瓦，純凝機組1530萬千瓦，蒙東地區改造規模1440萬千瓦，其中熱電機組760萬千瓦，純凝機組680萬千瓦。

 

　　3．進一步推進可再生能源清潔供暖工程。到2020年底，全區新增可再生能源清潔供暖總面積超過800萬平方米，其中蒙西500萬平方米，蒙東300萬平方米．同步加強與電網調度運行和熱力管網建設的銜接。

 

　　4．促進自備電廠參與調峰。通過加強監管、開展新能源替代自備電廠交易、降低自備電廠替代電量輸配電價等措施，促進自備電廠調峰消納新能源，到2020年前實現自備電廠平均增加10％的調峰率。

 

　　5．完善內蒙古地區電力市場化交易機制，進一步放開各類電源的計劃電量和交易規模限制，在電力現貨市場建立前完善電力調峰輔助服務補償機制，激發火電、抽水蓄能、靈活負荷等各類調峰資霹的積權性。2020年前啟動蒙西地區電力現貨市場試運行。

 

　　內蒙古太陽能行業協會

 

　　2018年5月23日