内蒙古自治区新能源政策知识包汇总

2022年2月28日,内蒙古自治区人民政府办公厅发布《内蒙古自治区“十四五”能源发展规划》。

到2025年,能源走出以生态优先、绿色发展为导向的高质量发展新路子,国家现代能源经济示范区初步建成。能源供应保障能力全面升级,能源综合生产能力、外送煤炭和电力继续位居全国第一,国家重要能源和战略资源基地地位更加巩固。绿色生产生活方式基本形成,能源开发与生态融合发展,清洁能源满足80%以上新增用能需求,碳排放强度持续降低,生态安全屏障更加牢固,碳达峰基础基本筑牢。能源行业发展质量明显提升,风光氢储产业和数字能源经济初具规模,能源研发投入显著提高,创新驱动发展力量更加强大。能源惠民利民水平显著增强,能源开发收益惠及更多群众,能源公共服务均等化水平继续提升,人民群众美好生活清洁用能需求得到更好满足。

到2035年,自治区全面建成国家现代能源经济示范区,能源发展和生态环境保护实现和谐共融,北方重要生态安全屏障全面建成。能源发展绿色、数字、创新转型全面形成,能源行业治理能力现代化基本实现。风、光、氢、储成为自治区新主导产业,全国现代能源供给中心全面建成。碳排放总量达峰后稳中有降,城乡能源基础设施发展差距显著缩小,25能源基本公共服务均等化基本实现,能源发展红利共享迈出坚实步伐。

2023年10月23日,内蒙古自治区办公厅印发《内蒙古自治区新能源倍增行动实施方案》(内政办发〔2023〕69号)。

提出,以2022年为基准年,力争2025年实现新能源规模、新能源质量倍增,新能源带动效益倍增,新能源科技创新能力、风光氢储电装备制造产业链倍增;到2030年,新能源装机容量超过3亿千瓦,新能源发电总量超过火电发电总量。

——规模倍增。推动“十四五”后三年每年新增新能源发电装机约3000万千瓦,力争到2025年,全区新能源发电装机达到1.5亿千瓦以上,发电量达到3000亿千瓦时,跨省跨区外送电量超过1000亿千瓦时,均比2022年实现倍增;到2030年,新能源装机规模超过3亿千瓦,发电量接近6000亿千瓦时,跨省跨区外送电量达到2000亿千瓦时。

——质量倍增。力争到2025年,自治区新能源本地消纳电量超过2000亿千瓦时,灵活性调节能力达到1500万千瓦左右;到2030年,新能源本地消纳电量达到4000亿千瓦时,灵活性调节能力达到3000万千瓦左右。

——效益倍增。到2025年底,新能源电站及相关产业26链累计带动投资9500亿元以上,GDP贡献占比超过10%,替代火电节约标煤超过0.9亿吨,减少二氧化碳排放超过1.6

亿吨;到2030年,新能源电站及相关产业链累计带动投资15000亿元以上,GDP贡献占比超过15%,替代火电节约标煤超过1.8亿吨,减少二氧化碳排放超过3.1亿吨。

11月10日,自治区能源局印发《内蒙古自治区工业园区绿色供电项目实施细则2023年修订版(试行)》等六个市场化实施细则的通知(内能新能字〔2023〕1071号)。

1、内蒙古自治区工业园区绿色供电项目实施细则2023年修订版(试行):包括6章,18个条款。工业园区绿色供电项目是基于同一工业园区或同一增量配电网区域内新增负荷用能需求,新能源所发电量全部由工业园区内新增负荷消纳。申报条件:工业园区应在内蒙古自治区工业园区审核公告目录内,增量配电网须已取得电力业务许可证;新增负荷应取得相关主管部门的核准(备案)文件,原则上年总用电量不少于5亿千瓦时,项目原则上应配置不低于新能源规模15%(4小时)的储能装置,或具备同等水平的调峰能力。新能源及接入工程需取得相关限制性排查文件;项目投资主体要出具园区内新增负荷企业的消纳承诺(需包含电量和电价区间),并签定长期供电协议;项目投资主体应出具正式承诺,在项目运行期内,因负荷停运(检修)或调峰能力不足造成弃风弃光,自行承担风险。建设管理:新能源项目不得早于新增负荷、储能设施投产,且与新增负荷项目运行周期匹配。新能源项目应直接接入园区公网变电站或增量配电网。申报审批:项目投资主体需编制申报方案,报送盟市能源主管部门,经审核后报送自治区能源局。自治区能源局会同相关部门组织评审,对符合条件的项目印发批复文件。组织实施:盟市能源主管部门需按批复要求核准(备案)相关工程,并加强项目建设监管。项目投资主体需严格按批复方案进行建设,不得擅自变更建设内容、股权结构。项目需通过验收后方可并网,并报自治区能源局备案。

2、内蒙古自治区源网荷储一体化项目实施细则2023年修订版(试行):包括6章,25个条款。

《内蒙古自治区源网荷储一体化项目实施细则2023年修订版(试行)》旨在推动源网荷储一体化项目建设,促进新能源产业高质量发展。以下是政策的主要摘要:源网荷储一体化项目应自我消纳、自主调峰,电源、电网、负荷、储能需为同一投资主体控股,作为一个市场主体运营。申报条件:新增负荷需取得相关主管部门的核准(备案)文件,年总用电量不少于3亿千瓦时,可分期分批投产。项目需配置不低于新能源规模15%的储能装置或具备同等调峰能力。新能源综合利用率不低于90%,项目需作为一个整体接入公用电网,不得向公用电网反送电。

建设管理:新能源部分不得早于新增负荷和储能设施投产,且需与新增负荷项目运行周期匹配。项目需同步建设调控平台,作为整体接受公用电网统一调度,并具备独立市场主体地位,参与电力市场交易。申报审批:目投资主体需编制申报方案,报送盟市能源主管部门,经审核后报送自治区能源局。自治区能源局会同相关部门组织评审,对符合条件的项目印发批复文件。组织实施:盟市能源主管部门需按批复要求核准(备案)相关工程,并加强项目建设监管。项目投资主体需严格按批复方案进行建设,不得擅自变更建设内容、股权结构。项目需通过验收后方可并网,并报自治区能源局备案。

3、内蒙古自治区风光制氢一体化项目实施细则2023年修订版(试行):包括6章,23个条款。项目的电源、电网、制氢、储能等部分应由同一投资主体控股,作为一个市场主体运营。申报条件:申报时需落实氢气应用场景,提供氢气消纳协议。鼓励使用非常规水源制氢,禁止使用地下水。分为并网型和离网型,一经确定不能调整。并网型项目新能源规模不超过制氢所需电量的1.2倍;离网型项目新能源综合利用率不低于90%。需配置电储能,调峰能力不低于新能源规模的15%,时长不低于4小时。建设管理:新能源部分不得早于制氢负荷、储能设施投产。新能源直接接入制氢变电站,与公用电网的联络线路原则上由电网企业建设。鼓励一体化备案,不具备条件的可分别备案,氢能应用项目备案时间不晚于其他项目。并网型项目具备独立市场主体地位,可向电网送电,年上网电量不超过年总发电量的20%。申报审批:项目投资主体自行编制申报方案,报送盟市能源主管部门。盟市能源主管部门审核后报送自治区能源局,自治区能源局组织评审并批复。组织实施:盟市能源主管部门按批复要求及时核准(备案)相关工程。加强项目建设监管,定期报送建设情况,不得擅自变更建设内容、股权结构,无力实施的可申请终止项目。

4、内蒙古自治区关于全额自发自用新能源项目实施细则2023年修订版(试行):包括6章,18个条款。适用范围:适用于新增负荷或厂用电负荷配建的全额自发自用新能源项目,包括分散式风电(容量不超容量不超过5万千瓦)、分布式光伏(容量不超容量不超过0.6万千瓦)、高速公路边坡光伏、矿区用于矿用重卡等新增矿区用电(矿区开采剩余年限不少于10年)、燃煤电厂厂用电负荷新能源项目(不超过机组容量8%)。申报条件:符合国家和自治区产业政策,取得核准(备案)文件;燃煤电厂需满足能耗、排放等指标要求,机组运行年限不超过20年。按照全额消纳、不向公共电网反送电的原则,配置适当比例储能,优先支持具备可调节能力的负荷。项目主体需承诺因负荷或调峰能力不足造成的弃风弃光风险自行承担。建设管理:新能源项目不得早于新增负荷、储能设施投产,且与新增负荷项目运行周期匹30配。新能源项目应直接接入用电负荷侧配电设施或燃煤电厂变配电设施,接入工程由企业投资建设。在系统备用资源富余的情况下,电网企业可提供备用容量支持,自发自用电量暂不征收系统备用费和政策性交叉补贴。申报审批:项目投资主体自行编制申报方案,报送盟市能源主管部门。盟市能源主管部门会同相关部门组织评审,对符合条件的项目印发批复文件并上报自治区能源局备案。组织实施:盟市能源主管部门按批复要求及时核准(备案)项目,新增负荷项目需及时办理前期和审批手续。加强项目建设监管,定期向自治区能源局报送建设情况。项目验收通过后方可并网,并报自治区能源局备案。

5、内蒙古自治区燃煤自备电厂可再生能源替代工程实施细则2023年修订版(试行):包括6章,17个条款。基于自备电厂的调峰空间,配置相匹配的新能源规模,新能源所发电量替代自备电厂原有供电量。新能源与自备电厂均不得向其他企业供电或向公网送电,不占用公网调峰资源及消纳空间。申报条件:燃煤自备电厂机组在最小技术出力工况下可连续安全稳定运行6小时以上,改造后机组调节速率不低于改造前。新能源建设企业和燃煤自备电厂须是同一法人或同一集团控股法人。新能源规模不高于自备电厂调峰能力,新能源与自备电厂的合计出力不大于原自备电厂最大出力。燃煤自备电厂需承诺因负荷停运或调峰能力不足造成的弃风弃光风险自行承担。建设管理:新能源项目不得早于燃煤自备电厂调峰措施、储能设施投产,且与自备电厂运行周期匹配。新能源应直接接入企业用户变电站,接入工程由新能源企业投资建设。自发自用电量暂不征收系统备用费和政策性交叉补贴,待国家政策出台后按国家政策执行。申报审批:项目投资主体自行编制申报方案,报送盟市能源主管部门。盟市能源主管部门会同相关部门组织评审,对符合条件的项目印发批复文件并上报自治区能源局备案。组织实施:盟市能源主管部门按批复要求及时核准(备案)项目,项目主体需严格按批复方案建设,不得变更建设内容或股权结构。盟市能源主管部门加强项目建设监管,定期向自治区能源局报送建设情况。项目验收通过后方可并网,并报自治区能源局备案。投资主体需制定处置预案,在调峰能力降低或停运时新建调峰能力,确保实施效果不低于申报水平。投资主体无力实施的可申请终止项目,盟市能源主管部门收回相应的新能源规模。

6、内蒙古自治区火电灵活性改造消纳新能源实施细则2023年修订版(试行):包括6章,18个条款。适用范围:内蒙古自治区内自用燃煤电厂(不含自备电厂)火电灵活性制造改造及促进市场化消纳新能源建设项目。

申报条件:燃煤电厂不在淘汰限制目录内,指标达标,运行年限原则上不超20年。现役机组和核准在建机组改造后供热、纯凝工况32调节能力有明确下限要求。机组最小技术出力工况能连续安全稳定运行6小时以上,新增调节能力在新能源全寿命周期有效。新能源规划建设场址需取得相关同意意见和限制性排查文件。

建设管理:发电集团统筹改造,按新增调节空间1:1确定新能源规模。配建新能源与燃煤电厂实质性联营,运行模式由发电与电网企业协商。按新能源规模确定规划建设场址数量。电网企业规划建设汇集变电站和接入线路,接入线路建设及回购可协商。

申报审批:项目投资主体编制申报方案报盟市能源主管部门,后者会同相关部门评审,批复并上报备案。

组织实施:盟市能源主管部门核准(备案)项目,投资主体按批复建设,不得随意变更。盟市能源主管部门加强监管并报送建设情况。火电改造由电网企业验收并重新签并网调度协议;新能源由盟市能源主管部门组织验收,电网

企业按改造规模安排并网。发电集团按年度计划开展改造和建设,超出规模部分不予并网。投资主体无力实施可申请终止,盟市能源主管部门收回新能源规模。

11月15日,自治区能源局印发内蒙古自治区发展和改革委员会内蒙古自治区工业和信息化厅关于印发《内蒙古自治区独立新型储能电站项目实施细则(暂行)》的通知(内能电力字〔2023〕1101号)。

包括6个章节,22个条款。建设要求:具备独立法人资33格,运营生命周期不低于20年(含电池更换),电站充放电转换效率一般不低于60%,电站可用率不低于90%。具备独立计量、控制等技术条件,并且暂考虑电网侧独立储能电站(其中提升系统调节能力的储能电站放电功率不低于5万千瓦、连续放电时长不低于4小时,保障高峰用电需求的储能电站放电功率不低于10万千瓦、连续放电时长不低于4小时,解决末端电网用电需求的储能电站放电功率不低于0.5万千瓦、不超过5万千瓦、连续放电时长不低于8小时)和电源侧独立储能电站(储能电站放电功率不低于5万千瓦、连续放电时长不低于2小时)。运营管理:独立储能电站按电网企业要求接入相应的电压等级,按照国家和自治区电力并网运行管理规定,纳入全区电力运行统一管理。电网侧独立储能电站和电源侧独立储能电站在正常运行方式下作为独立市场主体,按市场规则参与电力市场和辅助服务市场交易,自主申报充放电计划。电网侧独立储能电站和电源侧独立储能电站均可以双重身份参与交易。入示范项目的电网侧独立储能电站享受容量补偿,补偿标准按放电量计算,补偿上限暂按0.35元/千瓦时,补偿期暂按10年考虑,如有容量市场或容量电价相关政策出台,按新政策执行。

项目申报:电网侧独立储能电站由自治区能源局统一组织示范项目申报。各盟市能源主管部门会同电网企业组织上报本地区符合条件的储能项目。电源侧独立储能电站不开展示范项目申报,由储能企业自主选择独立储能电站容量和场址位置,原则上就近布局在与之建立对应关系的新能源电站周边。

监督管理:各盟市能源主管部门对本地区的独立储能电站实行备案管理,并及时将备案情况报送国家能源局派出机构和自治区能源局。独立储能电站建设完成后,由所在盟市能源主管部门牵头负责,会同电网企业按照国家相关规定联合组织竣工验收。

2024年2月8日,内蒙古自治区人民政府办公厅印发《内蒙古自治区人民政府办公厅关于加快新能源和电网工程审批建设若干措施的通知》(内政办发〔2024〕6号)。

提升新能源项目前期工作深度。新能源项目申报纳规前应落实拟选场址,完成敏感因素排查并取得相关支持性文件,完成投资决策或出具落实投资承诺函,取得电网企业出具的接入系统意见。推动新能源项目和接网工程同步纳规。配套220千伏及以下接网工程应与新能源项目同步完成敏感因素排查和可行性论证,与新能源项目同步“即报即批”一并纳入规划;自治区批复的新能源项目配套500千伏接网工程在新能源项目纳规后的30个工作日内上报国家申请纳规。推进接网工程同步纳入国土空间规划。根据自治区电力发展规划调整,电网企业须在规划印发后60天内提出电网基础设施建设用地、架空电力线路走廊、电缆通道等空间资源需求。优化并联审批、项目用地交付、社会稳定风险评估、用林用草等项目前期手续。

4月9日,内蒙古自治区能源局内蒙古自治区工业和信息化厅等关于印发《内蒙古自治区可再生能源制氢产业安全管理办法(试行)》的通知(内能源科技发〔2024〕1号)。

包含8个章节,77条细则。内蒙古自治区行政区域内涉及绿氢的生产、储存、道路和管道运输、充装的安全管理,适用本办法。基本要求:绿氢建设项目选址布局应符合国土空间规划及“三区三线”管控要求,应依法履行核准或备案及其他相关手续。允许在化工园区外建设绿氢项目和制氢加氢一体站。绿氢项目不需取得危险化学品安全生产许可。绿氢加氢站参照天然气加气站管理模式,经营性绿氢加氢站应向燃气主管部门取得经营许可。从事绿氢道路运输应向交通运输主管部门取得道路危险货物运输相关许可。移动式压力容器、气瓶的充装单位应向特种设备安全监督管理部门取得充装许可。氢能企业应依照法律、法规规定设置安全生产管理机构或配备专职安全生产管理人员。绿氢项目应委托工程设计综合甲级资质或电力行业、专业相应甲级资质的设计单位。切实做好生产安全、储存安全、运输安全、充装安全。

5月18日,内蒙古自治区能源局关于印发《内蒙古自治区2024—2025年新型储能发展专项行动方案》的通知(内能源电力字〔2024〕335号)。

提到下一步重点任务,一是推进电源侧独立储能建设。重点在新能源汇集区集中建设电源侧独立储能电站,鼓励新能源企业通过租赁、购买等形式配置储能。2024年,规划建成电源侧独立储能400万千瓦/1600万千瓦时;2025年,规划建成电源侧独立储能1000万千瓦/4200万千瓦时。二是推进电网侧独立储能建设。重点在包头卜尔汉图、乌兰察布旗下营、通辽金沙等电网关键节点,集中建设电网侧独立储能电站,提升系统调节能力、保障高峰用电需求、解决末端电网用电等作用。2024年,规划建成电网侧独立储能250万千瓦/1300万千瓦时;2025年,建成电网侧独立储能450万千瓦/2300万千瓦时。三是大力发展构网型储能。在高比例新能源外送基地、电网局部支撑较弱地区、分布式新能源富集地区,大力推动构网型储能项目建设,充分发挥其惯量响应、频率电压支撑等作用,有力提升新能源大规模高比例接入消纳情景下的电网安全稳定性和供电可靠性。

10月14日,内蒙古自治区能源局关于印发《内蒙古自治区能源科技创新若干政策措施》的通知。

提到,一是实施重大科技攻坚任务。推动储能高安全低成本长寿命方向科技突围,推动氢能关键装备自主可控、制取效率高和长距离大规模安全储运方向科技突围,推动新型电力系统高占比新能源、柔性智能电网、高比例绿电消费方向科技突围,推动煤炭绿色智能开采利用和高效灵活发电方向科技突围,建立重大示范项目培育机制。二是培育壮大科技创新平台。鼓励企业牵头建立创新平台,推动建设能源战略科技力量。三是引育高水平创新型人才。打造能源科技创新高端智库,鼓励企业建设“人才飞地”。加强创新平台人才集聚功能。培育高水平本土人才和梯队,四是推动创新成果转化应用。推动首台(套)重大技术装备示范,建立创新

应用典型案例推广机制,推进能源领域大规模设备更新。探索创新成果“先使用后付费”机制。五是营造良好科技创新环境。推进品牌建设,加强学习交流、协同配合、组织领导。

12月27日,内蒙古自治区能源局国家能源局华北监管局印发《内蒙古电力多边交易市场规则体系》(内能源电力发〔2024〕33号)。

包含1个市场基本规则和8个实施细则,8个实施细则分别为:准入注册、中长期交易、现货交易、结算、计量管38理、信息披露、交易行为及信用评价、需求侧响应交易。配套1个市场运行参数附录。全新编制了基本规则。通过基本规则构建了市场顶层框架和基于节点义务的交易关系,厘清节点电价机制的内在交易关系,定义了输电权和绿电PPA合同,明确了交易逻辑,有力保障了市场规范、有序运行。将日前预出清细则与实时交易细则进行了合并,对交易时序、交易组织、交易流程等规则进行梳理和完善,新增市场衔接章节,实现中长期、现货与物理出清的底层逻辑衔接,确保价格信号引导作用,增强现货市场完整性。创新规则运作机制,单独编制市场运行参数。创新性地编制了《内蒙古电力多边市场运行参数(试行)》,兼顾了规则体系的稳定性与灵活性;可在不改变市场运行机制的情况下,通过参数调整实现对市场风险的有效监管和应对。

2025年3月12日,内蒙古自治区能源局印发《关于加快新型储能建设的通知》(内能源电力字〔2025〕120号)。

明确了灵活的容量补偿标准。提出对纳入自治区规划的独立新型储能电站向公用电网的放电量执行补偿,补偿标准一年一定,每年9月底前公布次年补偿标准,补偿标准时间为10年。2025年度独立新型储能电站补偿标准为0.35元/千瓦时,6月30日前不能开工的项目不执行2025年度补偿标准。同时,明确独立新型储能电站可放电时作为发电企业,充电时视同电力用户“双重身份”参与交易,可自主选择参与电力市场的运行模式。2025年2月,蒙西电网全网现货市场出清均价按1小时计算,平均峰各价差为0.6635元/千瓦时,按4小时计算的平均峰各价差为0.5279元/千瓦时。

3月17日,内蒙古自治区能源局关于公开征求《内蒙古自治区工业园区绿色供电项目实施细则2025年修订版(征求意见稿)》意见建议。

相较2023年修订版,本次主要变化如下:1.取消年总用电量不少于5亿千瓦时的申报条件,新增要求“配套建设的集中式新能源项目,规模不低于5万千瓦”。2.取消15%(4小时)的储能配置要求,新增要求“工业园区绿色供电项目配套新能源利用率不低于90%,3.因新能源与用电负荷距离较远,无法直接接入工业园区供电范围内公网变电站的项目,新能源可接入负荷所在盟市公用电网供电区域,配套负荷接入工业园区供电范围内变电站。