碳達峰碳中和愿景下內蒙古新能源發展趨勢及展望

朱澤磊

一、內蒙古新能源發展面臨的形勢

（一）內蒙古新能源資源豐富

內蒙古風能資源技術可開發量14.6億千瓦、約占全國57%，太陽能資源技術可開發量94億千瓦、約占全國21%，除已規劃的沙戈荒基地外，具備規模化開發的新能源資源還有9.8億千瓦，均位居全第一。2021年內蒙古新能源裝機規模達到5334萬千瓦，同比增長12.1%。其中，風電3993萬千瓦，同比增長5.50%，占全國第一位；光伏1341萬千瓦，同比增長14.03%，居全國前列。

（二）大規模新能源開發的技術條件已具備

我國新能源技術不斷提高，大兆瓦風機、低風速和海上風電技術、運維水平不斷進步，P型單晶PERC電池和多晶PERC黑硅技術電池轉換效率秩序提升，風光單位千瓦造價持續降低，2021年底陸上風電項目平均單位千瓦造價約5500元/千瓦，較2015年下降約33%，每千瓦時成本約0.16元；光伏發電2021年底概算造價約4100元，較2015年下降約55%，每千瓦時成本約0.2375元，均已低于目前火電上網基準電價。

（三）碳達峰碳中和戰略要求加快推動新能源跨越式發展

為順利實現碳達峰碳中和，國家提出到2030年全國新能源裝機要達到12億千瓦時以上的目標。2021年12月，內蒙古自治區第十一次黨代會提出“兩個率先”“兩個超過”發展目標，到2025年新能源裝機規模超過火電裝機規模、2030年新能源發電總量超過火電發電總量。

二、內蒙古新能源“十四五” 規劃目標及制約因素

（一）內蒙古 “十四五”新能源發展目標

1.新能源發展主要目標。在“雙碳”戰略目標下，電源結構將發生根本性改變，新能源逐步轉變為主體電源。2025年發電裝機規模2.71億千瓦，新能源裝機規模達到1.35億千瓦（新增約8000萬千瓦），新能源裝機占比達到50%，新能源電量占比超過35%，可再生能源區內消費量超過6000萬噸標準煤，占一次能源消費總量18%，為完成2030年新能源電量占比超過50%奠定基礎。

2.新能源發展主要任務。堅持就地消納與跨區外送并舉。一方面提升跨省跨區新能源外送規模，發揮能源基地在全國低碳轉型中的作用。另一方面提升區內新能源消納規模，完成可再生能源消納責任權重，推動內蒙古綠色轉型發展。

（二）新能源跨越式發展受到多方面限制

1.新能源開發受到生態環境等多方面限制。內蒙古風能和太陽能資源豐富，實際可開發規模受多方面因素限制，生態紅線和基本草原等因素尤為突出。內蒙古生態保護紅線呈現“一帶三屏兩區”的空間分布格局，到2021年生態紅線面積約60.8萬平方公里，占國土面積的51.4%。天然草原面積11.4億畝，其中基本草原面積8.8億畝，占天然草原面積的78%，占全區國土面積的50%，錫林郭勒、巴彥淖爾、鄂爾多斯、阿拉善等資源豐富地區基本草原占國土面積比例均在50%以上。

2.消納問題已成為新能源發展的主要挑戰。隨著新能源裝機比重的提高，新能源發展瓶頸逐步由開發側制約轉向系統消納能力制約，當前面臨系統調峰能力不足、部分輸電通道受阻的問題。2022年第一季度蒙西地區風電利用率89.2%，光伏利用率94.8%，新能源綜合利用率全國倒數第一。未來隨著大規模新能源的并網，區內新能源消納壓力將進一步增大。

三、內蒙古新能源發展路徑

“十四五”期間，內蒙古將重點在調整開發布局、落實消納能力、完善市場機制等三個方面推動新能源高質量發展。

（一）開發布局調整

在沙戈荒建設大型風電光伏基地。重點在內蒙古、青海、甘肅等西部北部沙漠、戈壁、荒漠地區，建設一批大型風電光伏基地。內蒙古境內分布有庫布齊（全境）、烏蘭布和（全境）、騰格里（70%以上）、巴丹吉林（97%以上）四大沙漠，是大型風電光伏基地建設的重點區域，“十四五”預計在沙漠、戈壁、荒漠地區規劃建設新能源裝機容量1億千瓦左右。

優化調整生態紅線。全面摸排自治區可開發新能源資源，與國土空間規劃充分銜接，優化調整生態紅線，完善新能源開發布局方案，因地制宜建設風電光伏基地和分布式新能源。

（二）落實消納能力

2022年3月，內蒙古印發《關于推動全區風電光伏新能源產業高質量發展的意見》，優先支持市場化并網新能源項目，包括源網荷儲一體化、工業園區可再生能源替代、火電靈活性改造促進新能源消納利用、風光制氫一體化示范等6類項目，均以落實消納能力作為新能源項目的申報條件。

（三）完善市場機制

加快市場化、多元化轉型，建立完善電力市場體系，建立充分市場化的資源配置機制，創新價格機制和商業模式。通過電力市場化改革，以市場作為主要衡量標準，實現三個目標：發現各類資源真正價值、實現資源最優化配置、促進電力綠色低碳發展和能源轉型。

四、內蒙古新能源開發模式分析

（一）源網荷儲協同發展

結合應用場景開發新能源，推動新能源多形態發展，包括源網荷儲一體化、工業園區可再生能源替代、風光制氫一體化等多場景發展，重點考慮在鄂爾多斯、包頭、烏蘭察布、呼和浩特、烏海、通遼等工業負荷較重盟市建設一批新能源新場景利用項目。按照循序漸進、有利實施的原則，挖掘負荷側消納能力，推動增量負荷綠色供電，開展自備電廠清潔替代，挖掘工業負荷調節能力，推動工業園區源網荷儲協同發展，預計到“十四五”末可支撐千萬千瓦以上規模的新能源開發。

1.挖掘新增負荷消納能力。可利用新增負荷消納能力配置一定新能源，開發消納新能源。當前，全區盟市級以上工業園區共112個，依托工業園區獲批增量配電業務改革試點19項，全區主要工業企業都集中于各大工業園區。2021年內蒙古工業用電占全區全社會用電9成左右。“十四五”期間，內蒙古將積極發展戰略新興產業、現代服務業，大力推進交通、居民、工業、建筑領域電能替代，加速再電氣化進程。預測“十四五”末新增1千億千瓦時以上工業用電，新增工業負荷近兩千萬千瓦，其中有大量可調節負荷可以利用。

增量負荷配建新能源供電經濟性主要考慮大電網購電成本，測算配套新能源（含儲能）綜合電價，與蒙西平均交易電價（含輸配電價）對比，在新能源資源條件較好的地區，配建儲能后新能源綜合電價還有一定空間，即使加上輸配電費，基本達到盈虧平衡點。

2.挖掘自備機組調節能力。可利用自備電廠調節能力配置一定新能源，開發消納新能源。2021年底，全區自備電廠共122個，裝機規模1788萬千瓦。2021年自備電廠發電量1083億千瓦時，占工業用電量的32%，自備火電平均發電小時數約6400，遠高于公用火電。自備火電具有一定的調節能力，現有調節能力約812萬千瓦，通過火電靈活性改造調節能力可以達到1155萬千瓦。

自備電廠電量替代經濟性主要考慮自備火電成本，測算配套新能源綜合電價，通過與自備火電度電成本對比，利用自備電廠調節容量建設新能源（包括火電靈活性改造），具有一定成本優勢，利用小時數低的新能源價格競爭力相對較弱。如果繼續增加新能源裝機規模，需配置化學儲能，新能源成本優勢將快速下降。

（二）分布式建設新能源

目前，內蒙古分布式光伏發電項目以戶用為主，已并網總容量為98萬千瓦，占光伏發電總規模的7.9%；分散式風電項目總裝機規模158.35萬千瓦，占風電總規模的4.2%。總體來看，內蒙古新能源發展迅猛，但分布式新能源發展緩慢。

1.利用建筑屋頂建設新能源。農牧區可利用村集體土地或屋頂建設分布式光伏，工業園區、城鎮可利用固定建筑物屋頂、墻面及附屬場所建設光伏發電項目，按當前電價政策投資回收期一般6-8年。可自行投資，也可以房屋租賃或入股形式參與新能源項目，獲得收益。

2.多場景發展分布式新能源。通過交能融合方式，建設分布式新能源。利用露天排土場等生態治理區域，建設分布式新能源項目，用于礦用重卡等新增礦區用電；在高速公路兩側邊坡，建設分布式新能源項目，用于服務區充換電基礎設施等新增負荷。

（三）試點開展綠電制氫一體化發展

制氫負荷可在20%-100%之間快速調節。優質的調峰資源。開展綠電制氫試點，推動氫-電協調發展，能夠為新能源跨越式發展、并網消納提供有力支撐。《內蒙古自治區人民政府辦公廳關于促進氫能產業高質量發展的意見》提出，“十四五”末內蒙古綠氫生產能力要達到50萬噸以上。

（四）新型儲能發展

新型儲能可發揮頂峰、調節和支撐等作用。為支撐高比例新能源接入，預測內蒙古“十四五” 儲能調節能力達到最大負荷的2%，時長2小時以上。根據《內蒙古自治區人民政府辦公廳關于加快推動新型儲能發展的實施意見》，2025年建成并網新型儲能裝機規模達到500萬千瓦以上。目前內蒙古儲能主要是電源側儲能，大多處于建設和調試階段。電網側新型儲能接受調度機構統一調度，服務電力系統運行，發揮容量支撐、提升系統調節能力、保障系統安全等效益，相比于電源側和用戶側儲能更具備全局性、系統性優勢。

需創新新型儲能盈利模式。新型儲能電站要回收投資需要約0.6-0.7元/千瓦時的補償價格，目前在內蒙古難以通過市場實現盈利。一是峰谷差較小，蒙西峰谷價差約0.2-0.3元/千瓦時（現貨市場約0.3-0.4元/千瓦時），蒙東峰谷價差約0.3元/千瓦時。二是輔助服務收益較少，蒙西現貨市場運行后調峰輔助服務停止，蒙東調峰輔助服務獲利較高，補償費用約0.5-0.6元/千瓦時，但持續面臨下調標準壓力。電網側新型儲能需通過一定的容量補償才能實現成本回收。

五、小結

內蒙古是全國重要能源基地，新能源資源潛力巨大，“十四五”期間新能源建設的主戰場在內蒙古。隨著技術進步和成本降低，新能源應用場景將會不斷涌現。為大力發展新能源，內蒙古提出按照集中式與分布式開發并舉的原則，優化新能源布局，因地制宜建設風電光伏基地和分布式新能源。將從電源側、消費側和網絡側多措并舉，提升系統新能源調節消納能力。并將加快市場化、多元化轉型，建立完善電力市場體系，建立充分市場化的資源配置機制，創新價格機制和商業模式。