风电项目17GW，风电整机及其零部件产能达5GW！内蒙古鄂尔多斯发布“十四五”能源综合发展规划

国际能源网/风电头条（微信号：wind-2005s）获悉，近日，鄂尔多斯市人民政府发布《关于“十四五”能源综合发展规划的通知》。

《通知》指出，到2025年，可再生能源装机力争达到5000万千瓦，可再生能源装机占电力总装机比重超过50%，其中，风电装机达到约1000万千瓦，光伏发电装机达到约4000万千瓦；争取新增外送风电装机580万千瓦、光伏装机2300万千瓦，新建外送通道可再生能源电量占比达到50%以上；新增就地消纳风电装机规模400万千瓦、光伏装机规模1500万千瓦。

根据规划，鄂尔多斯“十四五”能源发展重大工程项目库，含1655万千瓦风电项目，3748.74万千瓦光伏项目。

《通知》还指出，加快风光外送基地建设。积极响应国家大力推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设，加快库布齐大型风电光伏基地开发规划布局。到2025年，争取新增外送风电装机580万千瓦、光伏装机2300万千瓦，新建外送通道可再生能源电量占比达到50%以上。

加快现有外送通道配套可再生能源项目建设。已建成的上海庙至山东±800千伏、蒙西至天津南1000千伏2条特高压外送通道按多能互补理念，在配套煤电机组提升调峰能力基础上，尽量增配风电、光伏电源点。围绕上海庙至山东通道，加快建设已配套60万千瓦风电、20万千瓦光伏，“十四五”期间积极争取增加400万千瓦光伏；围绕蒙西至天津南通道，“十四五”期间争取建设280万千瓦光伏、120万千瓦风电。

积极推进新规划外送通道配套可再生能源项目建设。重点布局以鄂尔多斯为起点，面向京津冀、华中、华东等地区的绿色电力外送通道，以多能互补开发模式，在“十四五”期间建成面向京津冀的直流外送通道，结合储能、光热等技术发展，推进库布齐大型风电光伏基地建设。新建外送配套集中式风电、光伏发电项目原则上布局在沙漠、荒漠半荒漠、采煤沉陷区、复垦区、露天矿排土场等区域，充分发掘风光资源潜力，优先安排配套煤电附近可再生能源电源项目接入。“十四五”期间，外送风电项目重点布局在杭锦旗、伊金霍洛旗、乌审旗；外送光伏项目重点布局在杭锦旗、准格尔旗、伊金霍洛旗、鄂托克旗、乌审旗。

提升风光自用装机规模。结合能源绿色转型、产业融合发展需求，优先在新能源资源优越、靠近负荷中心地区，大力推进新能源就地开发消纳。到2025年，新增就地消纳风电装机规模400万千瓦、光伏装机规模1500万千瓦。

快速推进产业融合风光开发。结合矿区、沙漠生态治理，重点在沙漠、荒漠半荒漠、采煤沉陷区、复垦区、露天矿排土场等地区，布局大型风电、光伏发电项目。结合风光氢储一体化、火电灵活性改造，布局就近消纳新能源发电项目。结合农牧业、林业、建筑、交通、生态环境、乡村振兴等产业融合发展需求，布局产业融合新能源发电项目。优先在工业负荷大、新能源条件好的达拉特、鄂托克等工业园区，实施工业园区可再生能源替代、源网荷储“一体化”等绿色供电工业园区建设，布局可再生能源就近接入、就地消纳示范项目。

深入推进分布式风光发电。充分利用各工业园区内企业现有和规划的厂房、办公楼等建筑物闲置瓦面或屋顶，尽可能安装光伏发电装置。实施驭风行动、沐光计划，在农村牧区、电网薄弱地区等，结合生态旅游、美丽乡村、特色小镇、棚圈庭院、农光互补等形式合理规划建设分布式光伏和分散式风电。强化推进力度，加快整旗区屋顶分布式光伏开发试点建设。

推动新能源产业链发展。在“十四五”新能源大规模发展的窗口期，以新能源发电带动新能源装备制造发展，打造集能源生产、研发设计、装备制造、应用示范于一体的“风光氢储车”全产业链发展集群，服务全区、辐射西北。

实施产业集群培育行动，持续引进一批基地型、规模型绿色产业链项目。结合大型风电光伏基地、源网荷储一体化、火电灵活性改造、园区绿电替代、整县屋顶光伏、高比例微电网和外送通道等项目，配套做好项目产业链谋划工作。

以高端制造为主攻方向，打造集设计、研发、制造、培训、服务为一体的新能源装备产业体系。力争形成储能电池、光伏、风机三个100吉瓦产业规模。推动风场开发、风电装备研发安装维护一体化发展，风电整机及其零部件产能达到500万千瓦。推进大规模光伏基地和整旗分布式光伏建设，促进光伏晶硅材料生产向产业链下游延伸拓展，太阳能电池及组件产能达到2000万千瓦。

加快推进智慧风电场技术应用。通过智能风机、智能变电站、智能管控系统等，构建具备精准化、数字化、信息化、集成化等特征的智慧风电场，实现多种类数据的融合，多资源、跨网域、多业务的集成与信息化管控，开展全生命周期精细化生产运行与维护、协调控制、运营决策、电网友好等智慧能源技术应用示范，利用智能算法实现风电设备故障预警与健康评估、精准预测与协调控制、资产与备品备件优化配置，推动电力生产组织形态与管理模式的创新，促进“源网荷储”协调互动。

建立健全价格动态调整机制。推动分步实现公益性以外发售电价格由市场形成，电力用户或售电主体可与发电企业通过市场化方式确定交易价格。进一步深化燃煤发电上网电价机制改革，实行“基准价+上下浮动”市场化价格机制。稳步推进以竞争性招标方式确定新建风电、光伏发电项目上网电价。加快建立电力辅助服务市场，助力高比例外送和消纳可再生能源。