业面临的供需不平衡问题及对策建议

（一）发展成效

1.电力装机规模持续增长

2016—2020年内蒙古自治区电力供应能力快速提升，年均增长4.8%。火电装机从7601万千瓦增加到9071万千瓦，居全国第三位，占全国火电总装机7.5%（见图2-14）。

图2-14　2016—2020年全区火电装机容量（单位：万千瓦）

风电和光伏装机容量分别从2016年2556万千瓦、636万千瓦增加到2020年的3068万千瓦和1104万千瓦，占全国风电和光伏总装机的10.8%（见图2-15）。

图2-15　2016—2020年全区风电和光伏装机容量（单位：万千瓦）

2.发电量稳步增长

2016—2020年内蒙古自治区全口径发电量不断增加，从3949亿千瓦时增加到5700亿千瓦时，增长37.93%。其中，火电增长44.34%，非水可再生能源发电增长65.63%。但火电仍占绝对主导地位，非水可再生能源发电量比重仅从2016年的13.86%增长到2020年的15.92%。2016—2020年全区发电设备平均利用小时呈持续上升，从3656小时上升到4143小时。其中，火电是拉升全区电力设备利用小时数的关键因素，随着全区电力需求的增长和电力外送规模的快速增加，全区火电设备利用小时从2016年最低的4532小时快速增加到2020年的5058小时（见图2-16）。

图2-16　2016—2020年全区电厂发电设备和火电设备平均利用小时数（单位：小时/年）

3.电力外送能力显著提升

在“十二五”末全区已投运11条500千伏外送电通道的基础上，2016—2020年有锡林郭勒盟至山东、蒙西至天津南、锡林郭勒盟至江苏、上海庙至山东、扎鲁特至山东青州5条特高压输电通道全部竣工，新增外送电能力4400万千瓦。内蒙古自治区外送电量从2016年的1357亿千瓦时增加到2020年的2070亿千瓦时。内蒙古自治区电力主要送往华北和东北地区，随着特高压输电通道的建成投产，内蒙古自治区清洁能源输出规模也在增加，外送电量约占全国跨区输电比重从2016年的13.5%增加到2019年的14.5%。跨国送电实现突破，初步形成了2回220千伏输电线路向蒙古国送电，外送电能力超过25万千瓦。

4.电力绿色发展稳步推进

煤电装机比例逐步降低，非化石能源装机比例逐渐提高；大机组装机比例不断提高，2019年单机30万千瓦及以上、60万千瓦及以上机组占比分别达到76.4%和40.5%，较2018年分别提高0.2%和0.4%；大力推进现役煤电机组超低排放和节能改造，降低污染物排放，降低平均供电煤耗；通过优化电网调度、推进电力市场化交易等方式积极开展可再生能源电力消纳，2020年全区弃风弃光率分别为6%和2.7%，分别比2015年下降12%和7.3%。

5.新业态、新模式不断涌现

“十三五”期间，全区电力业务智能化水平快速提高；装备制造产业逐步向高端化转型发展，已形成较为完备的产业链；通过示范推广普及等措施，电动汽车及充电桩进一步发展；火电储能联合调频领域已建成小规模储能项目；大数据基础设施建设步伐加快，产业体系逐渐形成，产业集聚效应开始显现。

（二）主要问题

1.电力供需不平衡(www.xing528.com)

内蒙古自治区作为电力生产和输出大省，出现电力供应紧张，主要有两个方面原因：一方面，近年来，内蒙古自治区积极承接国内产业转移，用电增速位居全国前列。2018年蒙西地区用电量增长15.9%，增速高于全国平均水平7.4%，2019年同比增长11.2%；另一方面，2018年以来，伴随国民经济社会发展，全国及部分省市区出现电力供应紧张，内蒙古自治区电力外送赶不上电力需求增加，安徽省、河南省、天津市等多个省市主动与内蒙古自治区衔接电力供应。而且内蒙古自治区多年来盈余的电力装机容量已得到消化，目前出现装机缺额；电力供需整体偏紧，局部电力供应能力不足，2019年蒙西电网限电次数接近百次。

2.生态环境制约显著加大

内蒙古自治区是我国北方地区生态屏障，约60%的国土面积划入生态红线区，能源开发空间明显受限。随着内蒙古自治区能源“双控”目标落实，以及对化学需氧量、氨氮、二氧化硫和氮氧化物等主要污染物实行排放总量控制管理，污染防治仍然压力很大，煤电环保边际成本逐年上升，节能减排目标任务艰巨。而且，内蒙古自治区煤炭、风光资源富集，为建设大型综合能源基地提供有力支撑，但环境承载能力，尤其水资源短缺，已成为煤电基地开发的主要制约因素。内蒙古自治区水资源相对短缺，时空分布不均衡，地表径流量的90%集中在东部地区，而且可利用水资源有45%用于农业灌溉，工业用水有限。火电行业作为二氧化碳排放量最大的行业，将被纳入碳交易市场，内蒙古自治区煤电比重大，燃煤电厂供电煤耗偏高，企业实现二氧化碳减排成本会增加，对煤电企业生产经营形成极大挑战。

3.电源结构不合理，燃煤电厂供电煤耗偏高

内蒙古自治区煤电机组供电煤耗较全国平均水平高21克标煤/千瓦时，导致燃煤电厂超低排放改造、节能改造和灵活性改造任务较重，主要原因为电源结构不合理。一方面，供热机组比重高，蒙西电网供热机组占网内火电机组56%，蒙东电网供热机组占网内火电机组33%，进入冬季供热期后，供热机组基本不参与调峰，电网调峰能力大幅下降，严重制约了新能源电力的消纳。另一方面，约占20%的30万千瓦以下煤电机组，虽然供电煤耗高，但出于保障民生供热需要，不能直接淘汰。

4.煤电基地与通道建设时序不匹配

到2017年底，全区列入国家规划的5条特高压输电通道全部投产，由于国家批复配套电源建设规划时间较晚，而电源项目从列入规划到核准后具备开工建成条件需要较长时间，致使输电通道配套的电源项目进展普遍较慢，特别是锡林郭勒盟至江苏通道配套煤电建设规划尚未得到国家批复，考虑煤电项目正常的建设周期，电源项目投产时间滞后通道3年左右，造成通道资源的闲置。国家针对防范化解煤电产能过剩风险出台了一系列政策，停、缓建了一批已核准煤电项目，金融机构对列入停、缓建的项目停止放贷，设备供货商暂停或放缓供货，一批即将投运的项目陷入停滞，部分已核准项目暂缓开工。

（三）对策建议

随着现代能源产业发展，内蒙古自治区电力行业要坚持“清洁低碳、安全高效”发展，科学合理调整煤电与可再生能源发电组合，明晰煤电功能定位由传统提供电力、电量的主体性电源，向提供可靠电力、调峰调频能力的基础性电源转变，大力探索煤电、风、光储一体化，通过优化电力开发布局、加快电源建设、加快电力行业绿色发展、优化煤电生产结构和有序推进煤电项目建设，加快电力生产集约化、组织管理专业化发展，健全以现代电力行业为核心的现代电力经济体系，促进电力行业高质量发展。

1.优化电力开发布局

依托国家“西电东送”“北电南送”整体能源发展战略布局，发挥煤炭、风、光资源赋存丰富和横跨三北、毗邻八省的独特地理位置等优势，统筹优化水资源、生态环境资源等综合支撑条件，围绕鄂尔多斯、锡林郭勒等大煤电基地，充分发挥可再生能源资源优势，提升通道利用效率和可再生能源利用比例，开展火、风、光储一体化试点，充分发挥煤电调峰能力，促进清洁能源多发满发。依托鄂尔多斯、锡林郭勒等大型煤电基地以及蒙西新能源基地，围绕已有的蒙西至天津南、上海庙至山东、锡林郭勒盟至山东、锡林郭勒盟至江苏的送电通道，充分发挥蒙西地区煤、风、光资源组合优势，探索开展火、风、光储一体化项目。重点建设局部缺电地区、电网末端地区的支撑电源，因地制宜发展产业、工业园区配套电源项目，积极推进热电联产项目建设，有序建设低热值煤发电项目。

2.加快电源建设

为满足电力需求，应加快电源建设。在蒙西地区，统筹考虑煤炭资源、水资源、生态环境等因素，鉴于煤电可靠电力、调峰调频能力作用，需要安排一定规模的煤电项目，应优先考虑布局在煤炭资源富集的鄂尔多斯地区发展煤电联营项目；同时在兼顾供热需求的呼和浩特、包头等地区布局部分电源项目，并争取蒙西至河北南网、蒙西至安徽、蒙西至河南、蒙西至天津和蒙西至南方电网5条电力输送通道纳入国家电力发展“十四五”规划并开展建设，以满足河北省、安徽省、河南省、天津市和粤港澳大湾区“十四五”期间电力需求。在蒙东地区，为满足扎鲁特直流电力外送需求、增强送端电压支撑能力和电价竞争力，应在扎鲁特周边蒙东地区规划配套煤电项目。

3.加快电力行业绿色发展

面对生态环境制约，煤电行业必须加快行业绿色发展，积极应对参与碳交易。煤电行业要积极推进能源资源节约和循环利用，推广合同能源管理、合同节水管理，开展产品能耗限额标准对标达标活动，实施能效、水效和环保领跑者制度，到2020年，力争全区电力企业全部达到国家能耗限额标准。在水资源利用方面，电厂需强化节水管理，优化用水；环保部门加强企业用水管理，确保用水在许可范围内，废水达标排放。在节能减排方面，加快燃煤电厂超低排放和节能改造，力争2020年符合改造条件的煤电机组全部完成改造。推进碳捕获和封存技术在煤电行业的示范应用，持续降低碳减排成本。参与碳交易，以市场化手段充分挖掘火电行业碳减排潜力，促进电力结构优化，提高发电效率，积极开展清洁发电、输电、配电、用电技术的研发。

4.优化煤电生产结构

提高机组效率和灵活性。鼓励建设大型先进的燃煤电厂，煤电基地规划建设项目均采用60万千瓦或100万千瓦高参数、大容量、国内外先进水平超超临界发电机组。深化供给侧结构性改革。加快淘汰环保、能耗不达标的30万千瓦级以下纯凝燃煤发电机组。除电网末端支撑电源外，淘汰大电网覆盖范围内、单机容量20万千瓦及以下设计寿命期满、不具备实施供热改造条件的纯凝燃煤火电机组。推广应用清洁高效热电联产，加快供热管网建设，淘汰管网覆盖范围内的小型燃煤锅炉，鼓励按照等容量替代原则，建设背压热电联产机组。

5.有序推进煤电项目建设

有序按需核准煤电项目。结合国家已批复锡盟至江苏特高压输电通道配套煤电建设规划，有序按需核准煤电项目并开工建设。全力推进重大项目建设，扎实推进锡盟—山东、蒙西至天津南、上海庙至山东等特高压外送电通道配套煤电项目建设，争取国家安排新增投产规模。推进区内自用火电项目建设，推动已经纳入国家规划尚未投产的项目抓紧建设，加强重大项目调度管理，及时发现项目建设和投产过程中存在的问题，加强煤电规划建设监督管理工作。争取国家安排新增煤电规模，根据内蒙古自身电力需求和电力外输需求，积极争取新增煤电建设规模，同正在开展建设的项目形成有效衔接，持续增加区内自用电力供应能力。