三、主要措施

（一）促进可再生能源有序发展

目前，全区可再生能源装机2894万千瓦，占全部装机的27.85%，其中：蒙西电网可再生能源装机1910万千瓦，占全部装机的32.18%；蒙东电网可再生能源装机939万千瓦，占全部装机的34.28%。“十二五”期间，全区风电装机年均增长19.38%，全区光伏装机实现从无到有的突破，2012-2015年年均增长198.75%；电网供电负荷年均增长3.76%。可再生能源装机增速远远高于电网供电负荷增长，可再生能源与常规电源之间矛盾日益加剧，弃风率达到15.5%。为保障可再生能源有序发展，“十三五”期间应根据全区经济社会发展规划和发展实际，强化规划管理，根据电网实际接纳能力与负荷增长速度确定可再生能源建设规模目标，稳步推进；到“十三五”末期，蒙西电网风电平均利用小时数保持在2000小时，光伏保持在1500小时；蒙东电网风电平均利用小时数保持在1800小时，光伏保持在1400小时；可再生能源项目建设要有明确的消纳方向和空间。结合全区发、用电供需形势，建立政府控制可再生能源过快发展协调机制，抑制风电、光伏发电新建规模、速度，优先解决富裕装机容量，确保可再生能源与常规电源协调，发电与用电协调。

（二）落实可再生能源优先发电制度

保障纳入规划的风能、太阳能、生物质能等可再生能源优先发电，科学制定年度电力电量平衡方案，为可再生能源消纳留足空间，风电、太阳能发电年度保障性计划电量高于同期实际发电量。鼓励保障性计划电量以外的部分参与市场竞争，交易机构和调度机构优先予以执行。

（三）进一步完善可再生能源消纳市场机制

落实《国家发展改革委国家能源局关于改善电力运行促进清洁能源多发满发的指导意见》（发改运行〔2015〕518号）精神，多措并举，完善市场机制，积极促进可再生能源消纳。

一是扩大可再生能源参与市场规模。修订《内蒙古自治区东部地区电力用户与风电企业直接交易试点暂行办法（试行）》，改变基于弃风电量参与直接交易的原则，鼓励清洁能源优先与用户直接交易，使得通辽、赤峰、兴安地区风电企业全部进入市场，充分挖掘本地区用电潜力，最大限度消纳清洁能源。有序推进呼伦贝尔地区风电交易工作，进一步完善呼伦贝尔地区风电参与市场规则。蒙西地区在现有交易品种基础上，及时总结风电参与市场经验，适时扩大风电参与多边交易市场的规模。

二是继续深入推进网内有偿调峰辅助服务管理。落实东北调峰辅助服务市场监管办法，充分运用利益补偿机制为可再生能源开拓市场空间。充分挖掘系统调峰潜力，合理调整旋转备用容量。鼓励火电机组深度调峰，鼓励热电联产、自备电厂参与调峰，为可再生能源腾出更大发电空间。

三是探索深化可再生能源替代火电机组发电机制。利用发电权替代交易，提高可再生能源消纳水平。风电机组替代自备机组发电，交易结算价格由风电企业与被替代方协商确定，根据系统情况酌情考虑进行网损补偿；可再生能源替代常规火电机组计划内发电量，酌情考虑进行网损补偿，三方签订替代合同。

（四）促进开展电能替代

实现清洁能源的大规模开发、配置和高效利用，需尽快实现“两个替代”，即可再生能源替代传统能源和能源消费上实施电能替代。进一步完善电价政策，出台蒙西地区峰谷电价政策，鼓励电能替代传统能源，适时开展电采暖替代燃煤锅炉工作，引导各市县扩大可再生能源利用。加快充电换电设施建设，为可再生能源汽车推广应用创造基本条件。积极推动“以电代煤、以电代油”，提高电能在终端消费中的比重。继续深入推行风电供热项目试点。利用风电参与供热项目来增加风电消纳能力，解决电网低谷时段风电机组弃风问题。

（五）加强电网建设

进一步拓展内蒙古可再生能源消纳渠道，解决制约可再生能源电力送出的通道问题。推进蒙东统一电网建设，提高蒙东、蒙西配电网智能化水平，满足分布式可再生能源接网需求，增强技术和服务支撑，积极接纳可再生能源。

（六）加强交流合作

寻求加强国际间、区域间合作途径，借鉴国内外先进可再生能源就近消纳经验，不断完善我区可再生能源就近消纳试点工作。

四、组织保障

建立由内蒙古自治区经信委、华北、东北能源监管局、发展改革委、能源开发局和蒙西、蒙东电网公司等部门企业组成的协商机制，加强组织协调工作，统筹、有序提高全区可再生能源消纳水平。