2025年建成储能600万千瓦！内蒙古鄂尔多斯市新能源发展行动方案印发

日前，鄂尔多斯市人民政府发布关于印发《鄂尔多斯市新能源发展行动方案（2024—2025年）》（以下简称《方案》）的通知。

《方案》明确，全市新能源项目并网规模逐年倍增，2024年并网总规模超2400万千瓦，建成储能200万千瓦、绿氢产能规模11.8万吨。2025年并网总规模超过5000万千瓦，建成储能600万千瓦、绿氢产能规模20万吨。

详情如下：

鄂尔多斯市人民政府关于印发新能源发展行动方案（2024—2025年）的通知

各旗区人民政府，市人民政府各部门，各直属单位，各大企事业单位：

《鄂尔多斯市新能源发展行动方案（2024—2025年）》已经市人民政府2023年第26次常务会议审议通过，现印发给你们，请结合实际，认真组织实施。

鄂尔多斯市人民政府

2024年2月1日

鄂尔多斯市新能源发展行动方案

（2024—2025年）

为深入贯彻落实习近平总书记关于内蒙古重要讲话和重要指示批示精神，鄂尔多斯市依托丰富的新能源资源、沙漠治理的成功经验和良好的产业基础，统筹能源资源开发和生态保护，以生态治理、防沙治沙为切入点，以构建世界级能源产业为目标，实现全市新能源并网规模逐年倍增。根据实际，制定本方案。

一、发展基础

（一）新能源可开发潜力巨大。

我市拥有超4.33万平方千米荒漠化土地，涵盖库布齐沙漠和毛乌素沙地大部，建设新能源基地潜力巨大。经测算，除已建、在建和已规划新能源基地外，全市还有新能源开发潜力超2.4亿千瓦，其中光伏可开发规模约2亿千瓦、世纪新能源网可开发规模约4000万千瓦。若考虑光伏治沙助力生态治理修复的效果，在生态红线内探索开展新能源+生态治理试点示范，库布齐沙漠地区还具备开发1.4亿千瓦新能源的潜力。

（二）水资源能够满足生态治理需求。

我市地处西北缺水地区，全市水资源总量28.6亿立方米，可利用量22.5亿立方米，用水量16.9亿立方米。全市剩余水资源可利用量能够满足新能源基地开发建设、生态治理及新能源制氢用水需求。

（三）具备丰富的防沙治沙经验。

全市积极探索新能源产业与沙漠生态治理、现代农牧业有机结合，创造形成了具有库布齐特色的光伏治沙模式。蒙西基地库布齐200万千瓦光伏治沙项目已并网发电，是全国单体规模最大的光伏治沙基地项目。

（四）火电支撑电源充足、新能源装机快速增加。

截至2023年底，全市电力总装机4599万千瓦。其中火电装机3559万千瓦、占总装机的77.4%，可再生能源装机1040万千瓦、占总装机的22.6%。近年来，全市加快推动新能源产业发展，正逐步成为国家千万千瓦级大型世纪新能源网光伏基地之一，先后有5个项目纳入国家“沙戈荒”大基地清单，总规模达3400万千瓦，均规划在“十四五”期间投产。

（五）已形成较为坚强的外送和本地电网。

我市已建成较为坚强的骨干电网和输配网络，形成以500千伏变电站为中心，以220千伏为主的辐射状供电网架结构，具备支撑较大规模新能源接入的基础条件；已建成上海庙至山东特高压直流、蒙西至天津南（及蒙西至晋中）特高压交流2回“点对网”特高压外送通道，合计设计输电能力1800万千瓦；推动蒙西至京津冀直流输电通道和库布齐至上海直流输电通道建设。

（六）产业基础雄厚，消纳条件良好。

我市作为国家4个现代煤化工产业示范区之一，是国内门类最全、规模最大的现代煤化工试验示范项目集中区，已形成煤制油气、煤制甲醇烯烃、煤制乙二醇、煤基新材料等多条产业链，年产能近2000万吨。近年来，全市不断聚焦新能源装备制造产业，着力推动“风光氢储车”五大产业全产业链发展。截至2023年底，已形成世纪新能源网装备5GW、单晶拉棒25GW、硅片23GW、光伏组件11.5GW、动力及储能电池10.5GWh、氢燃料电池系统超万套、新能源汽车4万辆的生产能力。

二、行动目标

全市新能源项目并网规模逐年倍增，2024年并网总规模超2400万千瓦，建成储能200万千瓦、绿氢产能规模11.8万吨。2025年并网总规模超过5000万千瓦，建成储能600万千瓦、绿氢产能规模20万吨。

（一）建成外送与自用并举的新能源大基地。

建成新能源项目5000万千瓦以上，其中外送新能源基地3430万千瓦、就地消纳新能源基地1500万千瓦。

（二）建成坚强灵活可靠的电力支撑体系。

新增1条鄂尔多斯市至中东部负荷中心的外送通道。实施本地电网补强工程，建成田字形500千伏主干网络。加快新型储能建设，装机规模达到600万千瓦（储能时长4小时及以上）。

（三）实现绿色能源替代和绿色产业转型“双升级”。

建成零碳示范园区1至2个，低碳示范园区2至4个。建成20万吨/年化工绿氢替代工程、520公里级纯氢输送管网工程。

（四）实现库布齐沙漠和毛乌素沙地治理效果“双提升”。

库布齐沙漠新能源治沙面积达150万亩以上，完成毛乌素沙地治理，全市风沙危害与水土流失基本得到控制。

三、主要任务

（一）稳步提升新能源自用规模

1.推动跨地区合作新能源消纳项目建设。

对新能源、用电负荷涉及其它省、直辖市和盟市的项目，由合作地所在旗区与涉及的省、直辖市和盟市制定长期合作方案，并在方案签订前报市人民政府审定。加快制定鄂尔多斯市新能源项目建设跨区域合作实施意见，针对我市境内新能源、用电负荷分属不同旗区的市场化新能源项目，提出“园中园”“共管”“托管”“孵化”4种合作模式，同时在用地、用能、资金、机制方面给予政策保障，实现生态价值、税收、能耗指标、科技成果和产业价值分享。（责任单位：各旗区人民政府，市能源局、市发展和改革委员会）

2.开展存量用电负荷绿电替代示范工程。

加快编制《鄂尔多斯市绿电替代实施方案》。针对主要集中在鄂托克经济开发区、达拉特经济开发区、准格尔经济开发区、蒙苏经济开发区、鄂尔多斯高新技术产业开发区、苏里格经济开发区和杭锦经济开发区的23户84亿千瓦时绿电替代需求的高载能存量企业，以整个园区或片区形式统一申报存量负荷绿电替代示范项目，集中建设储能电站，探索负荷侧灵活响应机制和绿电认证体系，提高新能源消纳潜力。对于高载能企业所在旗区不具备建设集中式大型风光电站的情况，可采用跨区域合作的方式，由2个以上旗区共同申报。初期以高载能较集中的鄂托克经济开发区、达拉特经济开发区、杭锦经济开发区、准格尔经济开发区、苏里格经济开发区和绿电需求旺盛的蒙苏经济开发区、鄂尔多斯高新技术产业开发区开展示范项目的申报。到2025年末，实现4至5个工业园区或片区存量高耗能企业的绿电替代，规划建设新能源项目220万千瓦，替代存量项目用电量50亿千瓦时。（责任单位：各旗区人民政府，市能源局、市发展和改革委员会、市工业和信息化局）

3.开展新增大负荷绿电应用试点。

对于年用电量达到50亿千瓦时且符合国家、自治区产业发展方向的单体项目，按照用电负荷的建设时序，以一次性申报一次性实施或一次性申报分期实施的方式，编制绿电供应方案；对于单体用电负荷达不到50亿千瓦时的重大项目，由各旗区打捆整合（整合成年用电量超50亿千瓦时），以园区绿电替代的方式编制绿电供应方案，并集中配置共享储能电站。按照自治区“一事一议”原则高比例解决绿电供应，同时争取绿电中长期交易合约、分布式交易示范、负荷灵活响应补偿机制等更多促进消纳政策。（责任单位：各旗区人民政府，市能源局、市发展和改革委员会、市工业和信息化局）

4.促进新能源产业链集群消纳新能源。

不断引进高精尖装备制造企业，开展延链补链行动。新能源发电企业编制与高精尖装备制造企业深度合作方案，满足高精尖装备制造企业的绿电需求。对于绿电需求50%以下的装备制造企业，采用绿电直供模式解决绿电供应；对于绿电需求在50%至70%以上的装备制造企业，采用绿电直供和绿电交易的模式解决供应；对于绿电需求在70%以上的企业，协调自治区工业和信息化厅，采取“一事一议”方式，增加绿电交易比例。（责任单位：市工业和信息化局、市发展和改革委员会、市能源局）

5.实施增量配电网消纳新能源试点。

依托已列入国家增量配电业务改革试点的园区，按照国家和自治区有关政策要求，从推动配建市场化新能源项目、鼓励电网企业参与建设、打造高比例消纳新能源试点、探索发挥更大新能源消纳作用等方面开展增量配电网消纳新能源试点工作，提升区域新能源消纳能力。（责任单位：各旗区人民政府，市能源局、各增量配电网实施主体、鄂尔多斯供电公司、薛家湾供电公司）

（1）推动配建市场化新能源项目，提高增量配电区域新能源供电占比。

充分利用自治区6类市场化新能源项目实施细则的政策优势，鼓励增量配电网试点项目配套建设规模合理的新能源项目，提高区域绿电供给水平。加快推动配套新能源项目建设落地，鼓励试点项目通过建设厂房屋顶光伏、光储充一体化等方式，进一步提高试点区域新能源消纳水平。重点推动达拉特经济开发区试点项目加快建设已批复的50万千瓦新能源项目，并进一步挖掘绿电供给空间，到2025年，力争实现试点项目区域绿色供电超过45%。

（2）鼓励电网企业参与建设，加快推动已批复增量配电网落地。

积极推进电网企业与市、旗区两级国投公司以合资共建、股权交易、利益共享等方式参与增量配电网建设。重点加快推进达拉特经济开发区配套新能源建设，积极推动鄂托克经济开发区试点项目申报，加快编制苏里格产业园绿电替代实施方案。到2025年，力争实现达拉特经济开发区、鄂托克经济开发区绿电占比分别超过45%和50%。

（3）打造高比例消纳新能源增量配电网项目，在全国范围内发挥示范作用。

依托我市丰富的新能源资源，在绿电需求迫切、消纳空间潜力巨大的工业园区，以高比例消纳新能源为目标，以建设零碳园区为手段，打造自治区首批零碳供能增量配电网试点。到2025年，力争在鄂尔多斯零碳产业园等区域，实现增量配电区域消纳新能源比例达到80%，为自治区乃至全国增量配电网高比例消纳新能源提供鄂尔多斯方案。

（4）探索发挥更大新能源消纳作用，在多元化参与市场交易上先行先试。

鼓励试点项目充分挖掘配建新能源、储能及区域内灵活负荷资源，积极探索建立健全绿电交易、辅助服务、需求侧响应、虚拟电厂等交易，提高试点项目对提升区域新能源消纳能力的贡献度。进一步明确网对网关系，落实增量配电网企业的基本电费缴纳政策，制定出台增量配电网电价结算规则。

（5）探索以行政区域方式，将开发区或工业园区行政管理区域整体纳入改革试点区域，协调电网企业制定可操作的存量资产、存量用户处置细则，鼓励通过无偿移交地方人民政府、产权置换等方式处置配电区域内存量资产。

6.实施充电基础设施消纳新能源试点。

全面推进“充换电站基础设施+新能源+储能”项目规划布局，根据全市道路交通充换电基础设施布局和项目建设情况，支持利用高速公路、省道、县道等两侧边坡，建设全额自发自用光伏项目，用于服务区充电基础设施等新增负荷。加快推进煤炭矿区充换电站基础设施规划布局，支持符合条件的煤炭矿区利用露天排土场等生态治理区域及周边物流集中区域，建设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）的全额自发自用光伏项目。支持利用城市公共充换电站基础设施场地条件，开发分布式光伏项目，用于充换电站绿电供应。加快推进全市煤炭绿色智能陆港项目建设，鼓励依托煤炭公路运输集散地等场景，布局建设绿色智能陆港项目，支持利用陆港自有建设用地或周边符合新能源建设要求地块建设全额自发自用新能源项目。鼓励根据充换电基础设施用电负荷情况，配建新能源及储能设施，建设“风光储充”示范项目。（责任单位：各旗区人民政府，市能源局、市交通运输局、市文化和旅游局）

7.实施新能源供暖试点示范。

利用我市风光资源优势，逐步扩大世纪新能源网、光伏供电供暖范围，继续对全市符合条件的苏木乡镇进行清洁取暖供电设施改造，到2024年，完成鄂托克旗、乌审旗、鄂托克前旗11个苏木乡镇的改造工作，同步开展偏远农村牧区新能源供电系统建设工程，完成全市4个旗区1219户升级改造工作。推动《内蒙古自治区分散式世纪新能源网、分布式光伏发电项目三年行动计划（2021—2023）》（内能新能字〔2021〕338号）、整县屋顶光伏项目的实施，完成分散式世纪新能源网37.5万千瓦、分布式光伏59.7万千瓦、整县屋顶24.3万千瓦建设任务。到2025年，实现全市符合条件的苏木乡镇完成改造，全市分布式和分散式新能源供电、供暖规模达到150万千瓦以上。（责任单位：各旗区人民政府，市能源局、市住房和城乡建设局、鄂尔多斯供电公司）

8.推动新能源制氢及下游产业链延伸。

充分发挥绿氢的原料和能源属性，重点在化工、交通等领域开展绿氢产业化应用，实现新能源电量高比例就地消纳。（责任单位：各旗区人民政府，市能源局、市国有资产监督管理委员会、市工业和信息化局、市交通运输局、市住房和城乡建设局、市发展和改革委员会、鄂尔多斯供电公司）

（1）新能源制氢方面。

全力推进准格尔旗纳日松光伏制氢产业示范、鄂托克前旗上海庙经济开发区光伏制氢等项目建设进度，并继续向自治区能源局组织申报绿氢项目。到2025年，力争实现绿氢产能突破20万吨/年。

（2）氢化工方面。

依托我市现有煤化工项目，开展煤化工与绿氢耦合应用，扩大绿氢替代比例，重点推动已批复的乌审旗风光融合绿氢化工示范、宝丰风光制氢等项目建设；依托已批复的鄂托克旗风光制氢合成绿氨、中煤10万吨液态阳光等项目，推进我市绿氢制绿氨、绿醇产业化发展。储备一批示范性强、效益好的氢化工项目，适时向自治区能源局组织申报，实现我市煤化工向低碳、零碳化工转型。到2025年，氢化工方面力争实现绿氢产能17万吨/年，就地消纳风光电量85亿千瓦时。

（3）氢交通方面。

以伊金霍洛旗为先行试点，加快推进已批复的伊金霍洛旗圣圆能源风光制氢加氢一体化项目建设，依托上海城市群燃料电池汽车示范应用项目，推动“制储运加”一体化发展。逐步推动伊金霍洛旗氢交通发展模式在东胜区、达拉特旗、准格尔旗等地推广应用，并将氢能重卡示范向工程机械、市政车辆等领域拓展，建设全国氢交通产业示范区。到2025年，氢交通方面力争实现绿氢替代能力达3万吨，建成加氢站60座，推广氢燃料电池汽车3000辆，就地消纳新能源电量15亿千瓦时。

（4）氢储能方面。

以保障大比例消纳新能源和保障绿氢稳定供应为目标，结合交通、化工等绿氢应用场景，推动气态、固态、液态储氢项目的试验示范，在现有风光制氢一体化项目中配建氢储能规模12.24万吨，探索建设独立氢储能的试验示范项目及氢储能投资回收模式，打造独具特色的氢储能保障体系。

（5）氢管道运输方面。

加快编制鄂尔多斯市氢能管网发展规划，统筹布局建设各化工园区内的氢气输送管道，将园区内氢气输送管道建设作为园区基础设施建设的重点，实现制氢、储氢、用氢、加氢及输氢的低成本、快速一体化发展。到2025年，实现氢能管道里程90公里，输氢能力达30万吨/年。

9.完善产业、新能源、电网一体化布局。（责任单位：各旗区人民政府，市能源局、市发展和改革委员会、市工业和信息化局、市林业和草原局、市自然资源局、鄂尔多斯供电公司）

（1）统筹全市风光、煤炭、水、土地、交通等资源，原则上新上本地消纳项目向“沙戈荒”周边工业园区等适宜地区布局，外送项目向沙漠腹地布局。

市能源局牵头完成全市新型电力系统布局方案、矿区土地综合利用及新能源开发布局方案、风光资源开发潜力和开发利用研究及方案、鄂尔多斯市黄河“几字弯”新能源大基地中长期发展规划方案的编制。市工业和信息化局牵头调整全市工业园区产业定位。到2025年，实现产业和可用资源的更有效结合，推动建设“十大外送基地”“十大自用基地”。外送方面，已建成蒙西至天津南、上海庙至山东2条外送通道，已批复库布齐中北部、库布齐南部2个千万千瓦级大基地，再争取2条新能源外送通道，同步再谋划2条外送通道，形成“2+2+4”的电力外送格局，远期具备再新增2个新能源外送基地条件。自用方面，组织谋划“十大本地自用新能源基地”，总规模约5000万千瓦，到“十四五”末，预计新增3个本地自用新能源基地，总规模约1500万千瓦；“十五五”到“十六五”期间，再新增7个本地自用新能源基地。

（2）统筹新能源开发与生态保护，全力打造黄河流域光伏治沙样板工程，建立祖国北疆重要绿色生态屏障。

目前，已建成光伏治沙项目542万千瓦，治沙面积约20万亩，在库布齐沙漠全域开展“两百万亩光伏治沙”行动，并将光伏治沙工程与沙漠有机农业、沙漠风情旅游与乡村振兴有机结合起来，实现沙漠生态效益、社会效益与新能源经济效益协同发展。到2025年，实施光伏治沙项目约5000万千瓦。

10.加大招商引资力度，扩大新能源消纳“基本面”。（责任单位：各旗区人民政府，市工业和信息化局、市能源局、市商务局）

（1）充分发挥我市在化工、新能源装备等高载能产业的良好基础，紧盯“世界500强”、“中国500强”、“中国民营500强”、行业领先企业、大型央企和“专精特新”企业，开展以商招商。

（2）发挥远景、华景、隆基、晶澳、国鸿氢能、中车、天合光能等已落地我市龙头企业的带动作用，推动产业延链补链强链，促进优势产业集群集聚发展。加快推进隆基二期、玉晶二期、远景二期、中信博光伏支架等项目的签约落地。

（3）充分利用承接产业转移等平台，加大项目招商力度。积极对接山东宏桥电解铝项目、以利奥林硅钢项目，以及汐盛电子拉晶切棒、信义光伏、英诺赛科氮化镓芯片等高载能项目，争取项目早签约、早落地。

（4）继续开展“我为企业找订单”活动。组织线上、线下新能源与装备企业召开供需对接会，搭建产需对接平台，引导装备制造企业主动为需求侧提供高品质产品和服务。盯紧在建新能源项目，“一对一”引导新能源开发企业主动采购本地装备制造产品，推动新能源开发项目实现本地消纳最大化。

（二）有效扩大新能源外送规模

1.提升存量外送通道输送新能源规模。

依托已建成的蒙西至天津南、上海庙至山东2条特高压外送通道，进一步挖掘煤电调峰潜力，通过增配储能等调节手段，进一步增加新能源装机配比。提升通道利用率，优化网络结构，增强电力系统可靠性。加强输电线路的维护管理，确保电力输送质量。加强电源侧管理和监控，改善电源质量和稳定性。到2025年，力争将外送通道年利用小时数提升至5000小时。优化送电曲线，根据送端新能源出力特性并结合受端需求，优化通道送电曲线。在全市新能源大发时段增加通道送电量，提升外送通道绿电输送比例。在已建成两条外送通道的基础上配套建设多技术路线的新型储能，提高通道利用率，提升绿电上网比例。到2025年，通道配套煤电全部完成煤电灵活性改造。根据煤电、气电等各类电源类型特点，研究与光伏、世纪新能源网协同运营模式。（责任单位：市能源局、鄂尔多斯供电公司、薛家湾供电公司）

2.研究规划新增电力外送通道，稳步提升新能源外送能力。

推动已批复电力外送通道加快实施。推动蒙西至中东部电力外送通道及配套煤电、蒙西至京津冀输电通道配套煤电尽快纳入国家“十四五”电力发展规划，加快上述2个新能源基地先导工程建设，推进通道配套电源、送出线路、换流站项目开工手续办理，确保按计划施工建设。积极向国家争取新增电力外送通道。“十四五”期间，依托库布齐沙漠新能源基地建设，积极争取鄂尔多斯至江苏、鄂尔多斯至中东部地区（安徽、浙江）2条输电通道列入国家电力规划，实施跨省消纳新能源项目，每条通道规划电源装机1600万千瓦，新建±800千伏直流输电工程，输电能力1000万千瓦。进一步挖掘库布齐沙漠新能源开发潜力，远期再储备2条特高压电力通道。（责任单位：市能源局）

3.持续实施燃煤机组灵活性改造。

加快推动公用燃煤电厂灵活性改造，增加新能源消纳能力。正在实施的国电东胜热电、国电建投布连电厂灵活性改造项目，2024年完成新能源项目建设。支持具备条件的燃煤机组通过灵活性改造增加调节能力，按照自治区有关要求申报新能源规模。新增煤电机组具备深度调峰能力，调峰能力达到额定功率的70%。对达到国家灵活性调节能力要求的煤电机组，落实国家、自治区煤电容量补偿机制，更好发挥煤电基础性支撑调节作用。积极争取蒙西至天津南、上海庙至山东特高压输电通道配套煤电和新能源发电权交易试点。（责任单位：市能源局、市工业和信息化局）

（三）提升电力系统调节能力

1.完善储能政策体系，规划建设新型独立储能电站。（责任单位：市能源局、市发展和改革委员会、市工业和信息化局、鄂尔多斯供电公司）

（1）加强储能顶层规划。协同发电企业、电网公司、重点高耗能工业园区制定储能产业中长期发展规划，明确发展方向、重点任务和支持政策。设立新型储能发展领导小组，强化储能产业链协同，构建储能产业生态系统，强化产学研用。

（2）制定储能市场机制。明确新型储能独立市场主体地位，推动储能参与辅助服务，合理补偿调峰服务方收益，发挥储能调峰调频、应急备用、容量支撑等多元功能。明确储能市场准入条件、参与方式和技术标准。探索独立储能电站以共享模式向新能源项目提供容量租赁服务。鼓励新能源配建储能在满足要求的前提下转为电源侧独立储能电站。

（3）健全储能价格机制。探索新型储能多元商业模式，制定储能参与调频服务补偿、转动惯量补偿等补偿标准，执行“两部制”上网电价机制，对符合条件的新型储能项目，考虑给予适当财政补贴或税收优惠，促进储能产业快速发展。

（4）完善储能运行机制。研究制定独立储能电站年调用完全充放电保障次数。探索建设储能产业公共服务平台，提高储能产业服务水平。加强储能产业统计监测和评价工作，促进储能产业健康可持续发展。

（5）开展独立储能示范项目。推动建设全国最大新型储能实验实证基地，开展多种储能应用场景实证，推进多种储能技术路线实证，鼓励开展储能国家重大科技战略任务。电源侧储能重点在上海庙至山东通道送端汇集站配建电化学储能电站；电网侧储能重点在500千伏过三梁、220千伏万成功、220千伏库布齐等变电站附近建设电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能等多形式独立储能电站；用户侧储能重点在蒙苏经济开发区、鄂尔多斯高新技术产业开发区、达拉特经济开发区等负荷集中且用电量相对较大的工业园区布局电化学储能电站，针对有用热需求的特殊用户建设熔盐储热电站。到2025年底，电网侧储能规模达200万千瓦以上，电源侧储能规模达400万千瓦以上，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件。

2.规划建设抽水蓄能电站。推动我市四分50万千瓦（4台12.5万千瓦机组）抽水蓄能项目列入国家“十四五”重点实施项目，争取在2025年开工建设。进一步选取优势区域，布局2座60万千瓦（单台30万千瓦机组）抽水蓄能项目，到2030年，全市建成抽水蓄能规模170万千瓦以上。（责任单位：各旗区人民政府，市能源局、市生态环境局、市水利局、鄂尔多斯供电公司、薛家湾供电公司）

3.夯实“智能调度”基础。开展智能调度改造升级相关工作，应用新技术，明确考核机制，确保按期完成升级任务，提高全市新能源利用消纳水平。（责任单位：市能源局、鄂尔多斯供电公司、薛家湾供电公司）

（四）完善新能源价格和市场交易政策

1.保障新能源交易市场价格在合理区间。

引导新能源发电价格在合理区间运行，稳定新能源市场预期。以电力现货市场出清价格为基础，稳步调整电力现货市场新能源结算机制，采取多种举措引导新能源发电价格在合理区间运行。（责任单位：市发展和改革委员会、市工业和信息化局、市能源局、鄂尔多斯供电公司）

2.市场化新能源项目与用电负荷交易。

组织全市现有新能源项目与配套用电负荷签订长期供电协议，并协调自治区能源局对接内蒙古电力交易中心进行代为结算，确保绿电配套项目获得绿电直供认证。组织分散式、分布式发电企业与配套用户签订长期供电协议，实施分布式、分散式绿电供应项目代为结算试点项目。（责任单位：市工业和信息化局、鄂尔多斯供电公司）

3.持续优化电价政策。

认真贯彻《内蒙古自治区新能源倍增行动实施方案》（内政办发〔2023〕69号）和《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）》（内能新能字〔2023〕1071）等六类市场化项目要求，推动源网荷储、并网型风光制氢、全额自发自用、燃煤自备电厂可再生能源替代等项目，自发自用电量暂不征收系统备用费和政策性交叉补贴。待国家出台相应政策后，按国家政策贯彻执行。（责任单位：市发展和改革委员会、市能源局）

（五）全面推进库布齐沙漠光伏+生态修复

在沙漠北缘锁边林草带和腹地风沙路径阻隔带中间打造库布齐沙漠光伏治沙产业带，建设库布齐沙漠“沙戈荒”大型新能源基地，形成集风光氢储、生态旅游、节水农牧产业链于一体的立体生态光伏治沙产业带，推行“百万亩光伏治沙”行动。到2025年，实施光伏治沙项目约5000万千瓦，治沙面积达150万亩。

1.建设沙漠光伏治沙产业带。

在库布齐沙漠北缘锁边林草带和腹地风沙路径阻隔带中间建设“沙戈荒”大型新能源基地项目，结合精准区划沙地类型，按照工程固沙和植物治沙相结合原则开展生态治理，重点打造“沙戈荒”新能源基地三级防护体系。开展库布齐沙漠“光伏长城”建设工程。到2025年，在“光伏长城”内实施新能源项目达5000万千瓦。（责任单位：市林业和草原局、市自然资源局、市能源局）

2.“十大孔兑”全流域治理。

通过采取设置沙障、林草植被综合防治、光伏治沙等措施，打造乔灌草结合的固沙林网，建设光伏新能源项目，开展板上发电、板下种植、治沙固土，提升流域植被覆盖度和生态系统稳定性，实现流动沙丘和半固定沙地全部治理，完成生态修复4.8万亩。（责任单位：市发展和改革委员会、市林业和草原局、市自然资源局、市能源局）

3.建立光伏治沙长效监测评估体系。

基于“天空地”一体化立体监测技术，充分发挥遥感测绘技术、无人机航测技术以及现地调查技术优势，构建精准治沙监测体系。按照光伏治沙工程实施内容和过程，开展光伏治沙全方位监测，依托生态能源大数据平台评估生态治理效果，通过监测植被恢复与重建、土壤改良效果、小气候改善、治理进度及整体趋势等指标对生态效益进行评估。社会经济效益作为监测评估的重要内容，特别需要关注涉及农牧民利益的治理措施，尤其注重分析和评估工程实施对微观农户的社会和经济影响。（责任单位：市生态环境局、市林业和草原局）

（六）打造创新技术试验示范

1.开展多元化绿氢制取技术创新示范。

打造全国最大规模的新能源制氢产业生态圈及多技术路线实证基地，分阶段逐步推进高温固体氧化物电解水、阴离子交换膜电解水、光催化分解制氢等具有颠覆性、创新性的制氢新技术的落地应用，实现绿电制绿氢100%消纳，实现多元化绿电制氢协同控制优化、氢电融合创新等示范应用。（责任单位：市能源局、市工业和信息化局、市科学技术局）

2.建设千公里级管道输氢示范系统。

打造国内首个柔性非金属纯氢输送管道示范项目，建设国内首套融合柔性非金属输氢管道与金属输氢管道技术的新型纯氢输送管网，为规模化布局建设纯氢管道基础设施提供基础，带动氢气压缩机制造、输氢管材生产等氢能管道上下游产业加速发展。（责任单位：市能源局、市工业和信息化局、市科学技术局）

3.开展面向电—氢—碳多能流系统全流程智慧管理平台示范。

打造全国首个全流程源网协同电—氢—碳智慧管理平台，全线贯通上游绿氢生产至下游多元利用全产业链，实现“制储输用”全环节模块化碳排放管理及溯源，打造绿电、绿氢、绿网、绿源一体化协同新模式，抢占碳管理、碳市场、碳金融等前沿产业发展先机。（责任单位：市能源局、市工业和信息化局、市科学技术局）

4.开展氢能高端技术装备检测实证平台示范。

打造全国首个国家级氢能全产业链高端技术装备检测实证平台，覆盖电氢融合全产业链技术装备认证，力争获得国家质量监督机构授权认证及国际认证，推动电氢融合领域科技创新、成果转化及标准制定。（责任单位：市科学技术局、市能源局、市工业和信息化局）

5.建设“光伏＋”实证创新示范基地。

打造以清洁能源为引领、能源建设与生态治理相辅相成的“光伏+”综合实验实证。设立各类高效光伏组件、逆变器、光伏支架、储能设施实证试验区，同步建设数字孪生全维度监测评估平台，应用大数据、物联网等新技术分析清洁能源基地全生命周期发电能力、运行效率，研究适宜沙漠环境的光伏发电技术路线。（责任单位：市科学技术局、市能源局、市工业和信息化局）

四、保障措施

（一）加强组织领导。

加强组织实施，市、旗区两级成立工作专班，明确职责分工与工作进度，高效务实推进各项任务落实。分解落实目标任务，明确进度安排，建立目标考核机制，精心组织实施。建立定期会商制度，按期调度任务落实情况，对落实过程中遇到的重大问题和困难，组织有关方面及时会商讨论，推动解决。

（二）强化政策支持。

进一步理顺现有能源管理体制，全面优化营商环境，精简审批流程，畅通管理体制，确保项目审批零障碍、项目建设零阻力、项目服务零距离。加大建设新能源大基地项目用能用水用地等要素保障力度，提升资源节约集约利用水平。在稳慎推进的前提下，积极争取生态红线内开展新能源大基地+生态治理试点示范的政策支撑。落实“标准地”用地机制，推行项目用地“熟地模式”。研究对新能源基地开展生态治理和延伸产业落地的补偿、支持政策，充分调动市场主体积极性。

（三）完善要素保障。

强化资金要素保障，拓宽投融资渠道，鼓励开发性、政策性银行支持重大项目建设，引导社会资本参与项目投资，采取多种手段保障资金需求。强化土地要素保障，对相关部门确定的重点项目、重大工程，在建设用地指标方面给予重点支持。加强生态、交通等有关部门横向协同，为发展先进产能腾出用能指标、市场空间和环境容量，不断提高供给质量和效益，确保重大项目落地落实。

（四）争取生态补偿。

探索出台生态补偿机制，按照“谁受益、谁补偿”原则，由受端地区对送端给予相应生态补偿。探索以外送绿电量为计算基准设立绿电输送生态补偿基金，受端地区按照0.05元/千瓦时标准对送端给予相应生态补偿，用于送端新能源项目所在地的生态环境保护与修复。探索对新能源开发企业征收风光资源税，若采用从量计征，参考水力发电企业水资源税征收办法，根据风光资源发电量按税额0.005元/千瓦时—0.050元/千瓦时征收。若采用从价计征，参考煤炭、油气等资源税管理办法，根据风光资源上网电价按税率2%—10%征收。探索建立绿证分享机制，按照送端60%、受端40%比例分享绿证。

（五）形成督办机制。

加强监督考核，强化专项监管，完善长期监测、滚动调整和动态评估机制。对规划落实情况定期监测分析和评估，适时进行中期调整。创新监管方式，提高监管效能，建立高效透明的规划实施监管体系。重点监管规划发展目标、重点任务和重大工程落实情况，及时协调解决突出问题，实施闭环管理，确保规划落实到位。发挥舆论监督作用，引导公众参与规划贯彻落实的全过程，提高规划推进、闭环监督、科学管理、民主决策等水平。