內蒙古自治區人民政府辦公廳關于印發自治區能源發展“十三五”規劃的通知

內蒙古自治區人民政府辦公廳關于
印發自治區能源發展“十三五”規劃的通知

內政辦發〔2017〕115號

各盟行政公署、市人民政府，自治區各委、辦、廳、局，各大企業、事業單位：

經自治區人民政府同意，現將《內蒙古自治區能源發展“十三五”規劃》印發給你們，請結合實際，認真貫徹落實。

　　2017年6月30日

（此件公開發布）

內蒙古自治區能源發展“十三五”規劃

2017年6月

前言

能源是經濟可持續發展的基本保障，關系國計民生和社會安全。內蒙古自治區位于祖國北部邊疆，煤炭、風能、太陽能、天然氣等能源資源富集，發展潛力巨大。《國務院關于進一步促進內蒙古經濟社會又好又快發展的若干意見》（國發〔2011〕21號），明確定位內蒙古為國家重要的能源基地和戰略資源支撐基地。“十三五”時期是全面建成小康社會的決勝階段，也是全面深化改革的攻堅期，要貫徹落實“四個革命、一個合作”的能源工作總要求和“節約、清潔、安全”的能源發展戰略方針，堅持創新、協調、綠色、開放、共享的發展理念，加快構建清潔低碳、安全高效的現代能源體系，有效保障國家能源安全，促進自治區經濟社會可持續發展。

本規劃根據《能源發展“十三五”規劃》、《內蒙古自治區國民經濟和社會發展第十三個五年規劃綱要》編制，綜合煤炭、電力、可再生能源、煤制燃料等各行業專項規劃，主要闡明全區能源發展的指導思想、基本原則、發展目標、重點任務和政策措施，是“十三五”時期自治區能源發展的總體藍圖和行動綱領。 

第一章   發展基礎

第一節   發展回顧

“十二五”時期，自治區能源保持快速發展，供應保障能力進一步增強，能源結構持續優化，技術裝備水平不斷提高，能源基礎設施支撐能力更加堅實，作為國家重要能源基地的戰略地位更加突出，對保障國家能源安全、促進自治區經濟社會持續健康發展作出了重要貢獻。

能源戰略地位更加突出。“十二五”期間，全區累計生產煤炭49.2億噸，居全國第一位。累計外運煤炭突破30億噸，占全國跨省煤炭凈調出量的40%以上，為我國調出煤炭第一大省區。已建成11條500千伏外送電通道，外送電能力2600萬千瓦。2015年外送電量1396億千瓦時，位居全國第一，占全國跨省送電量的17%。累計外送天然氣1100億立方米以上，占“十二五”期間全國天然氣消費總量的13%。

能源生產消費平穩增長。“十二五”期間，全區一次能源生產總量由2010年4.97億噸標準煤增加到2015年5.63億噸標準煤，年均增長2.5%。原煤產量由2010年7.87億噸增加到2015年9.1億噸，年均增長2.9%，居全國第二位。發電量由2010年2600億千瓦時增長到2015年3920億千瓦時，年均增長8.6%，躍居全國第二位。能源消費總量由2010年1.68億噸標準煤增加到2015年1.89億噸標準煤，年均增長2.4%。煤炭消費量由2010年2.7億噸增加到2015年3.65億噸，年均增長6.2%。全社會用電量由2010年1537億千瓦時增長到2015年2543億千瓦時，年均增長10.6%，居全國第七位。

能源供應能力大幅提升。截至2015年底，全區煤炭總產能11.5億噸，已建成蒙東、神東（東勝）兩個國家大型煤炭基地，千萬噸級以上礦區產能達到6.3億噸。電力裝機總容量10391萬千瓦，占全國的6.9%，居全國首位。其中，火電裝機7260萬千瓦，居全國第四；風電并網規模2425萬千瓦，居全國第一，約占全國的20%；太陽能發電裝機469萬千瓦，居全國第四，約占全國的10.9%。建成煤制油產能124萬噸、煤制氣產能17.3億立方米，分別占全國的52%和56%。

能源結構不斷優化。“十二五”期間，全區能源結構由傳統化石能源為主逐步向化石能源和非化石能源并重轉變，能源發展呈現出多元化、低碳化的特征。天然氣和非化石能源在一次能源生產總量中的比重分別提高至2015年的6.9%和2.9%，較2010年分別提高1.5個和1.2個百分點；煤炭在一次能源生產總量中的比重降低至2015年的90%以下，較2010年下降2.6個百分點；非化石能源裝機比重由2010年的16.4%提高至30.1%；非化石能源消費比重提高至8.5%，“十二五”期間累計提高3.6個百分點。

能源基礎設施持續完善。截至2015年底，蒙西地區初步形成“三橫四縱”500千伏主干網架結構，蒙東地區500千伏電網初步建設。已建成500千伏變電站28座，500千伏變電容量4830萬千伏安，500千伏線路7576公里。油氣管網建設加快推進，已建成油氣長輸管道29條，管道總里程7936公里，區內里程5089公里。其中，輸氣管道23條，區內管道里程3514公里，年輸氣能力387億立方米；原油管道4條，區內管道里程1094公里，年輸油能力2205萬噸；成品油管道2條，區內管道里程481公里，年輸油能力391萬噸。

能源裝備水平不斷提升。截至2015年底，全區已建成2個億噸級、5個五千萬噸級現代化煤炭礦區，30萬噸以下礦井全部淘汰退出市場。煤礦平均單井產能196萬噸、采煤機械化程度95%以上、資源回采率65%以上，均高于全國平均水平。2015年煤礦百萬噸死亡率0.013，為全國最低。火電單機30萬千瓦以上機組占火電裝機容量的76%，單機60萬千瓦以上機組占40%，新增煤電機組均為30萬千瓦及以上超臨界、超超臨界發電機組。率先開展國家新型煤化工五大示范項目建設，能源裝備技術水平處于同行領先。

用能水平持續改善。2015年全區單位GDP能耗下降4%，“十二五”期間累計下降18.8%；居民生活人均用電量約為510千瓦時，是2010年的1.6倍。煤電供電標準煤耗由2010年的345克/千瓦時下降到2015年的337克/千瓦時。“十二五”期間新增脫硫脫硝機組容量3100萬千瓦，電廠綜合脫硫效率由78%提高到85%，在5年凈增煤電裝機1979萬千瓦的情況下，電力行業二氧化硫排放量累計削減2.67萬噸。深入推進天然氣惠民工程，全區使用天然氣人口達到655萬人，占全區城鎮人口的43%。扎實開展農網改造升級和無電地區電力建設電網延伸工程，“十二五”期間累積投入資金8.6億元，基本解決無電人口用電問題。

能源體制改革扎實推進。蒙西電網在全國率先建立電力多邊交易市場，截止2015年底用戶成員已達393家，累計完成交易電量1333億千瓦時。蒙東地區大用戶直供電交易有序開展，截止2015年底28家電力用戶和21家發電企業參與交易，累計完成交易電量117億千瓦時。霍林河循環經濟微電網示范工程穩定運行，初步形成集煤（風、光）-電-鋁-鋁產品一體化產業鏈，棋盤井混合所有制局域電網改革試點積極推進。蒙西電網輸配電價改革試點啟動實施，已完成城鄉用電“同網同價”；包頭國家級生態鋁業園配售電改革試點積極推進。組建了內蒙古油氣投資股份有限公司，搭建了自治區政府在油氣領域投融資的主要平臺。

能源對外合作不斷加深。甘其毛都、策克、滿洲里、二連浩特等口岸的貿易量持續增加，煤炭進口量達到2000萬噸左右。跨國送電電壓等級實現重大突破，已形成2回220千伏輸電線路向蒙古國送電，供電能力超過25萬千瓦，年送電量達到11億千瓦時。

近年來，國際國內能源結構調整步伐加快，應對氣候變化行動不斷加速，能源生產總體過剩，能源結構低碳化、生產智能化、消費信息化、供需多極化特征較為明顯。

從國際看，世界經濟增長乏力，全球應對氣候變化行動加速，國家間技術競爭日益激烈，世界能源格局深度調整，能源發展主要呈現四個特征：一是能源供需持續寬松，能源需求增長減速。二是能源結構低碳化，可再生能源迅速增長。三是能源生產利用智能化，互聯網、大數據、云計算等信息技術與能源產業深度融合，分布式能源、智能電網、新能源汽車步入產業化發展階段，“人人消費能源、人人生產能源”的新態勢逐步形成。四是能源供需格局多極化，正在形成中東、中亞-俄羅斯、非洲、美洲多極發展的新格局。

從國內看，全國經濟進入新常態、資源環境制約不斷強化，能源發展新常態特征較為明顯：一是能源消費增長減速換檔。2001-2010年我國能源消費年均增長9.4%，2011-2014年平均增長4.3%，2015年僅增長0.9%，“十三五”預計年均增長3%左右。特別是電力消費增速明顯放緩，2011-2014年平均增長7.7%，2015年僅增長0.5%，預計“十三五”期間華北、華東、華中等重點負荷地區用電需求仍將保持低速增長。二是能源結構優化步伐加快。當前，全國煤炭產能達60億噸左右，煤炭產能過剩矛盾加劇，煉油產能過剩1億噸以上，棄風、棄水、棄光問題凸顯，電力過剩逐步顯現。“十三五”期間，國家將加大供給側結構性改革力度，改造提升傳統動能，加快培育新動能，油氣替代煤炭、非化石能源替代化石能源步伐加快，煤炭消費比重將進一步下降，天然氣和可再生能源消費將加快增長。三是能源發展動力開始轉換。綠色生產生活方式加快推進，將大幅度提高能源資源開發利用效率，正在從高耗能產業向新興產業、服務業和生活用能轉變，分布式能源、智能電網、新能源汽車等新業態、新產業加快發展。

從區內看，受國際國內發展形勢影響，全區能源發展的不確定因素和挑戰增多，同時全區能源發展仍然存在自主創新能力不足、資源綜合利用水平不高、煤炭就地轉化率較低、新能源消納困難等問題，需要在未來一個時期認真研究加以解決。但隨著國家“一帶一路”建設、京津冀協同發展、長江經濟帶建設和西部大開發、新一輪東北等戰略的深入實施，自治區得天獨厚的資源稟賦、區位優勢將得以更加凸顯，能源發展的利好因素也在不斷增多。全區電力體制改革將推向深入，電力市場活力將有效釋放；錫盟-山東、錫盟-江蘇、蒙西-天津南、上海廟-山東、扎魯特-山東青州等5條特高壓電力外送通道陸續建成投運并發揮效用。一批煤制燃料項目列入國家規劃并將陸續核準開工建設，一批煤炭先進產能將得到有序釋放，光伏“領跑者”基地、光伏扶貧項目“十三五”期間將陸續投產發揮效用，這些都將帶動全區能源持續健康發展。

第二章   總體要求

全面貫徹習近平總書記系列重要講話和考察內蒙古重要講話精神，按照“五位一體”總體布局和“四個全面”戰略布局，堅持創新、協調、綠色、開放、共享五大發展理念，以供給側結構性改革為主線，深入推進能源“四個革命、一個合作”戰略思想，認真落實自治區第十次黨代會精神，協同推進新型工業化、信息化、城鎮化、農牧業現代化和綠色化，嚴守發展、生態、民生三條底線，著力調結構、補短板、提品質、增效益，建立安全穩定能源供應體系，加快能源網絡體系建設，培育能源生產消費模式新業態，提升能源普遍服務水平，全面構建清潔低碳、安全高效現代能源體系，增強能源對全區經濟社會發展的支撐和引領作用，努力建設國家重要能源基地和國家能源革命示范區。

堅持能源發展與環境保護并重。堅守生態底線，遵循主體功能區劃，綜合考慮能源資源稟賦、環境容量、生態安全、經濟性等因素，按照規模化、大型化、一體化、園區化、集約化發展模式，科學安排和優化重大能源生產力布局，在保護中發展、在發展中保護，實現能源發展與生態環境保護雙贏，促進綠色化發展。

堅持調整存量與優化增量并重。堅守發展底線，加快淘汰能源行業落后產能，推進傳統產業升級改造，提高能源開發利用效率。鼓勵煤電、煤電鋁、煤化一體化發展，科學引導煤炭生產企業與轉化企業聯合重組，不斷提高產業集中度和綜合競爭力。調整優化能源結構，大力發展可再生能源，加強能源清潔高效綜合利用，推進傳統能源與可再生能源互補集成優化，形成非化石能源與高效清潔利用化石能源并舉、多能協同供應的發展模式。

堅持技術創新與體制改革并重。依托重大工程推進能源技術創新，積極培育能源發展新動能。加快推進能源重點領域和關鍵環節改革，充分發揮市場配置資源的決定性作用和更好發揮政府作用，創新能源體制改革，推進能源市場化建設，形成有利于能源發展的政策環境和市場環境，激發市場活力，釋放制度紅利。

堅持兩個市場與兩種資源并重。主動融入國家“一帶一路”發展戰略，深化與俄蒙互利務實合作，加強與京津冀、東三省、環渤海、長三角、珠三角等區域合作，推進能源基礎設施互聯互通，積極引進境外資源落地加工和國內大型企業投資興業，積極主動加強能源產品受端市場的落實，不斷拓展能源發展新空間，構建對內對外能源發展新格局。

堅持補齊短板與改善民生并重。堅守民生底線，加強能源網絡體系建設，增強公共服務供給能力。開展配電網和農村電網改造升級，推進能源扶貧工程，加快氣化內蒙古進程，進一步擴大能源產品服務的覆蓋面。推進能源基礎設施和公共服務均等化，始終把服務民生、惠及民眾作為能源發展的重要內容，使各族人民廣泛參與發展過程，共享發展成果，促進社會和諧和民族團結。

綜合分析“十三五”時期能源發展趨勢，按照自治區“十三五”規劃綱要總體要求，統籌考慮安全、資源、環境、技術、經濟等因素，“十三五”自治區能源發展的主要目標是：

——能源生產供應。保持能源生產供應穩步增長，全區一次能源生產總量達到7億噸標準煤左右。原煤產量控制在11.5億噸左右，原油產量達到210萬噸，天然氣（含非常規天然氣）產量達到300億立方米以上，非化石能源生產量達到3300萬噸標準煤。電力裝機容量達到1.65億千瓦左右，其中火電1億千瓦、風電4500萬千瓦、光伏1500萬千瓦左右。

——能源消費。合理控制能源消費總量，全區能源消費總量控制在2.25億噸標準煤左右。煤炭消費量5.5億噸左右，石油消費量1200萬噸左右，天然氣消費量80億立方米左右，非化石能源消費量2500萬噸標準煤左右。全社會用電量達到3480億千瓦時左右。

——能源結構。進一步提高非化石能源裝機和消費比重，非化石能源裝機比重達到38%左右，非化石能源消費比重達到國家要求。天然氣消費比重提高到4%左右，煤炭消費比重降低到79%左右。煤炭終端消費比重下降到16%左右，電煤占煤炭消費比重提高到55%左右。

——能源效率。能源利用效率大幅提高，單位地區生產總值能耗降低率達到國家要求。燃煤電廠煤耗進一步降低，力爭2020年全區平均供電標準煤耗降低到325克/千瓦時。

——能源環境。單位地區生產總值二氧化碳排放降低率達到國家要求。燃煤電廠污染物排放顯著降低，新建機組和具備改造條件的機組實現超低排放。

——用能水平。推進城鄉居民用電和用能服務均等化，促進能源軍民深度融合發展，提高能源普遍服務水平，居民生活人均用電量力爭提高到800千瓦時左右。加快推進氣化內蒙古進程，力爭60%左右的旗縣通管道天然氣（煤制氣）。

第三章   多能并舉 構建安全穩定能源供應體系

第一節   科學開發煤炭資源

穩步推進煤炭生產基地建設。統籌安排煤炭總量和布局，依托勝利、五間房、白音華、準格爾、東勝、上海廟、伊敏、寶日希勒等大型整裝煤田，按照國家總體能源戰略部署，重點圍繞保障煤電、現代煤化工等主要耗煤項目用煤需求，推動鄂爾多斯、錫林郭勒、呼倫貝爾三大煤炭生產基地建設，力爭到2020年原煤產量控制在11.5億噸左右。“十三五”期間，建成投產煤礦項目35項，總規模2.5億噸左右。續建煤礦項目19項，總規模1.4億噸左右，其中鄂爾多斯1.2億噸、呼倫貝爾2000萬噸左右。圍繞煤電和煤化工基地配套用煤項目，擬新開工并建成煤礦項目16項，總規模1.2億噸左右，其中鄂爾多斯新增產能6500萬噸、錫林郭勒新增產能4500萬噸、通遼新增產能600萬噸左右。

積極優化調整煤炭產能結構。充分發揮市場機制作用和政府引導作用，通過減量置換、資源整合、優化升級等法治化和市場化手段，有序引導退出相對落后產能，科學釋放先進產能、增加優質產能，加大優質煤炭資源的高效開發利用，適度控制煤化程度較低煤炭的開發強度和規模。鼓勵煤炭企業兼并重組，培育一批千萬噸級大型煤炭企業，促進組織結構、技術結構、產品結構優化，進一步提高產業集中度和總體生產力水平。

大力推進煤炭高效安全綠色開采。以建設大型現代化煤礦為重點，全面提升生產技術水平和安全保障能力，到2020年煤礦基本實現機械化采煤，大型井工煤礦數字化礦山達標率不低于60%，千萬噸級以上露天煤礦全部達到數字化礦山標準。進一步提高原煤洗選率，力爭原煤入選率達到80%以上。進一步完善安全生產常態化監管機制，加強違法違規生產建設煤礦治理，強化煤礦重大災害和職業病防治，實施瓦斯治理、水害防治、應急避難援助等重大安全工程，煤礦百萬噸死亡率低于0.01。加強礦區生態環境治理與恢復，積極開展煤炭綠色開采與生態礦山建設試點示范，促進資源開發與環境保護協調發展。

穩步推進煤電基地建設。綜合考慮國家能源發展戰略、受端電力市場需求等因素，合理安排煤電基地建設時序。重點圍繞鄂爾多斯、錫林郭勒、呼倫貝爾三個以電力外送為主的大型煤電基地，積極推進高參數、大容量先進燃煤發電機組建設，新建燃煤發電項目原則上采用60萬千瓦及以上超超臨界機組。鄂爾多斯煤電基地重點推進上海廟-山東、蒙西-天津南等輸電通道配套煤電建設；錫林郭勒煤電基地重點推進錫盟-山東、錫盟-江蘇等輸電通道配套煤電建設；呼倫貝爾煤電基地積極啟動呼倫貝爾外送輸電通道配套煤電建設。

科學布局自用煤電項目。統籌考慮區內電力電量平衡，結合煤電規劃建設風險預警、資源和環境支撐條件等因素，有序推進自用煤電項目建設。重點規劃建設符合國家產業政策、發揮自治區產業優勢、推動地方經濟增長的能源資源密集型產業配套電源項目。積極推進背壓式機組等熱電聯產項目建設，滿足北方寒冷地區不斷增加的集中供熱需求。推進準格爾等地區高鋁煤炭資源實現就地綜合利用，構建煤-電-灰-鋁-深加工及相關副產品一體化產業鏈。

積極推進煤電升級改造。推進現役煤電機組超低排放和節能改造，積極采用先進成熟適用節能改造技術，力爭全區有條件的現役30萬千瓦及以上燃煤發電機組實施超低排放改造。落實國家煤電行業淘汰落后產能、“上大壓小”等政策，加大電力行業淘汰落后產能力度，逐步淘汰服役年限長，不符合能效、環保、安全、質量等要求的火電機組。優先淘汰30萬千瓦以下運行滿20年的純凝機組和運行滿25年的抽凝熱電機組；對有供熱需求的單機容量20萬千瓦及以下純凝機組重點實施供熱改造，除電網末端支撐電源外，逐步淘汰大電網覆蓋范圍內單機容量20萬千瓦及以下設計壽命期滿和不具備實施供熱改造的常規燃煤火電機組；逐步淘汰大電網覆蓋范圍內單機容量5萬千瓦及以下的純凝火電機組。

加強可再生能源就地消納利用。綜合考慮網源協調、市場消納等條件，深入實施光伏扶貧工程，大力推進光伏治沙、沉陷區光伏治理“領跑者”基地建設，積極推動可再生能源供暖、風電制氫等示范工程建設。積極發展分布式可再生能源，鼓勵和支持利用固定建筑物房頂、墻面及附屬場所、蔬菜大棚建設光伏發電項目，因地制宜推動可再生能源集中式與分布式并舉的發展格局。積極落實可再生能源保障性收購機制，引導可再生能源優先發電。有序推進可再生能源交易工作，擴大參與直接交易和多邊交易的市場規模。推進完善可再生能源消納市場機制，通過市場化手段促進可再生能源消納。 “十三五”期間，力爭新增新能源本地消納裝機850萬千瓦左右，其中風電300萬千瓦，太陽能發電550萬千瓦左右。

加快新能源外送基地建設。優化配電網、匯集站規劃和建設，加強風能、太陽能等新能源匯集能力和效率，著力打造阿拉善（烏海、巴彥淖爾）、包頭北（巴彥淖爾）、鄂爾多斯（巴彥淖爾、烏海、阿拉善）、烏蘭察布（呼和浩特）、錫林郭勒、赤峰、通遼、呼倫貝爾（興安）等8個新能源基地。重點依托錫盟-山東、錫盟-江蘇、上海廟-山東、蒙西-天津南、扎魯特-山東青州等電力外送通道，加快推進通道配套外送新能源項目建設，積極推動赤峰、蒙西（烏蘭察布、包頭、阿拉善等）清潔能源外送基地開展前期工作。“十三五”期間，力爭新增新能源外送裝機2300萬千瓦左右，其中風電1800萬千瓦，太陽能發電500萬千瓦左右。

推進煤制燃料升級示范。在現有煤制燃料示范項目的基礎上，按照節水、環保、高效的原則，重點在水煤組合條件較好的地區，根據煤炭資源賦存、水資源和生態環境承載能力，按照項目前期工作和建設條件成熟程度，逐步推進煤制油、煤制氣等煤制燃料產業高標準、高水平升級示范。“十三五”期間，力爭新開工煤制油規模300萬噸左右、煤制氣規模120億立方米左右。

積極發展煤基多聯產。鼓勵煤-化-電-熱一體化發展，推進煤制燃料與發電、其他煤炭深加工等產業集成耦合發展，促進生產柔性化、產品多元化，提升煤炭深加工產業抵御市場風險能力。推進煤炭分質分級梯級利用，鼓勵開展百萬噸級原料煤中低溫干餾制氣、制油為主要產品路線的大規模煤炭分質利用，提升煤炭深加工技術水平和能源轉化效率，逐步實現“分質分級、能化結合、集成聯產”的新型煤炭深加工方式。

穩步推進油氣開發基地建設。加快重點區域油氣勘探開發進度，穩步提高油氣產能和綜合開發水平。重點加大鄂爾多斯地區蘇里格氣田、大牛地氣田、東勝氣田天然氣勘探開發力度，加強巴彥浩特盆地、烏拉特中旗川井盆地、鄂爾多斯盆地等油田和頁巖油的勘探開發，穩定海拉爾油田、二連油田、科爾沁油田產能，不斷夯實資源基礎，保障石油天然氣實現穩產增產。

加強煤層氣、頁巖氣勘探開發利用。加大非常規油氣資源的勘探開發，重點在鄂爾多斯、烏海和阿拉善地區推進煤層氣勘探開發試驗示范，到2020年完成主要礦區煤層氣地面勘探工作，新增煤層氣勘探量250-300億立方米，選擇3-4個重點地區實現煤層氣商業化，力爭煤層氣（含煤礦瓦斯）產量達到4億立方米，瓦斯氣發電裝機達到3萬千瓦。以鄂爾多斯盆地、二連盆地及其周緣為有利目標區，積極探索頁巖氣規模化商業生產模式。

第四章  綠色低碳 推進清潔高效能源系統建設

提高資源綜合利用水平。加強煤炭高效轉化和清潔利用，提高煤炭分質分級利用水平，力爭到2020年煤炭就地轉化率提高至45%以上。加大低熱值煤、煤礦瓦斯、礦井水等資源化利用力度，力爭到2020年煤矸石、煤泥基本實現綜合利用，煤礦瓦斯抽采利用率達到60%以上，礦井水綜合利用率達到90%以上。推進煤電用循環經濟示范園區建設，促進煤電與化工、有色等特色優勢產業融合循環發展，構建循環經濟產業鏈。加強余熱、余壓以及工業副產品、生活垃圾等能源資源回收和綜合利用。

積極推進節能減排降耗。實施能效“領跑者”制度，通過樹立標桿、政策激勵、提高標準，不斷提升全區高耗能行業、公共機構、終端用能產品能效水平。推行能效標識和節能低碳產品認證，擴大實施能效標識和節能認證產品范圍。推進煤電行業節能減排升級改造，力爭到2020年新建機組和具備改造條件的機組實現超低排放，煤電平均供電標準煤耗降低到325克/千瓦時，其中現役機組改造后供電標準煤耗低于332克/千瓦時，新建機組供電標準煤耗低于315克/千瓦時。加強工業、建筑、交通等重點領域節能減排，倡導形成綠色低碳生活方式和社會風尚，推動綠色能源和清潔能源示范區建設。積極推行合同能源管理、綜合節能服務等新型商業模式，建立碳排放權、節能量和排污權交易制度，通過市場化機制促進節能降耗。

推動能源互聯網發展。加強互聯網與能源產業深度融合，推動能源互聯網基礎設施建設，建設能源生產消費智能化體系。積極推進智能電站、礦山、油氣田建設，支持開展智能家居、智能小區、智能工廠、智能城市建設。鼓勵開展基于電動汽車、靈活性資源、智慧用能、綠色能源靈活交易、行業融合等能源互聯網試點示范，在以含電、氣、冷、熱等多種能源需求的經濟開發區或工業園區、城市等建設能源互聯網綜合示范區。

加強多能互補集成優化。加強終端供能系統統籌規劃和一體化建設，因地制宜實施傳統能源與新能源的協同開發利用，優化布局電力、燃氣、熱力、供冷等基礎設施，積極推廣天然氣熱電冷三聯供、分布式可再生能源發電、地熱能供暖制冷等供能模式，推進熱、電、冷、氣等多種能源生產耦合集成和互補利用。充分利用大型綜合能源基地風能、太陽能、煤炭、天然氣等資源組合優勢，推進風光火儲多能互補系統一體化運行示范。

提升電力系統運行效率。科學實施煤電靈活性提升工程，優先提升30萬千瓦級煤電機組深度調峰能力，通過實施熱電機組“熱電解耦”運行、提高純凝機組調峰能力等，提升部分機組運行靈活性。積極發展智能電網，推進微電網、大容量儲能等工程示范應用，適度發展抽水蓄能電站，提高風電、光伏發電等間歇性可再生能源的消納能力。加強電力需求側管理，適應分布式能源、電動汽車等多元化接入需求，推動電力供需互動用電系統建設。

提高清潔低碳能源消費比重。合理控制能源消費總量和煤炭消費，實施煤炭消費替代工程，有序推進煤改氣、煤改電等，進一步降低煤炭消費比重。加快氣化內蒙古步伐，優化天然氣使用方式，新增天然氣消費優先用于居民生活、天然氣汽車和替代燃煤。積極發展分布式可再生能源，加強非化石能源就地消納利用，進一步提高非化石能源消費比重。

實施電能替代工程。重點在居民采暖、生產制造、交通運輸、電力供應與消費等領域，以分布式應用為主，大力推廣熱泵、電采暖、電鍋爐（窯爐）、電驅動皮帶傳輸、電動汽車、油機改電等電能替代。支持電能替代用戶與各類發電企業開展電力直接交易，降低電能替代用電成本。

推進成品油質量升級。加快清潔油品生產供應，2017年1月1日起，全區全面供應符合國五標準的車用汽油（含E10乙醇汽油）、車用柴油（含B5生物柴油），同時停止銷售低于國五標準車用汽、柴油；2017年7月1日起，全區全面供應國四標準普通柴油，同時停止銷售低于國四標準普通柴油；2018年1月1日起，全區供應與國五標準車用柴油相同硫含量的普通柴油，停止銷售低于國五標準普通柴油。加強煉廠成品油質量升級改造，深入開展成品油質量升級專項監管。

科學引導能源消費。完善能源價格形成機制，推進電、氣等能源價格聯動，推進實施分時電價政策和差別化電（氣）價政策。鼓勵電力、天然氣用戶錯峰、避峰用能，引導供應側和需求側積極參與電力、天然氣調峰，提升需求側節能和用戶響應能力。推進輸配電價改革，擴大自治區電力資源和電價成本優勢。

第五章  明確定位  加強能源基礎設施建設

結合全國電力供需整體形勢、電源基地開發進度等因素，堅持適度超前的原則，采用大容量、遠距離、高效率的特高壓先進輸電技術，加快電力外送通道及配套接網工程建設，進一步提高電力外送規模。“十三五”期間，建成錫盟-山東、錫盟-江蘇、上海廟-山東、蒙西-天津南、扎魯特-山東青州等特高壓外送電通道。爭取開工建設蒙西-晉中、勝利-錫盟、赤峰（元寶山）等外送輸電工程。結合受端市場情況，積極推進呼倫貝爾、蒙西（烏蘭察布、包頭、阿拉善等）、赤峰-京津冀等電力外送通道論證。力爭到2020年電力外送形成“兩交三直”特高壓、多條超高壓外送通道格局。

蒙西地區盡快形成完整堅強的“四橫五縱” 500千伏主網架，500千伏變電站布點覆蓋大中城市和重點工業園區，各供電區之間形成東西、南北方向多回路強聯系。結合外送和本地負荷發展需要，充分發揮蒙西電網500千伏網架的輸電能力，積極推進蒙西電網與華北主網異步聯網。計劃新建500千伏變電站23座，新增變電容量5115萬千伏安，新增500千伏線路3340公里。

蒙東地區盡快通過一個貫穿南北的交流輸電通道，將呼倫貝爾、興安、通遼和赤峰主網架連成一體。圍繞扎魯特換流站建設，逐步形成覆蓋蒙東4盟市較為堅強可靠500千伏主網架。計劃新建500千伏變電站9座，新增變電容量1305萬千伏安，新增500千伏線路8960公里。

全區220千伏電網實現合理分區，逐步解開電磁環網，按照雙環網、雙鏈式等簡單、標準的接線方式對分區內網架結構進行優化。重點城市形成220千伏環網供電，重要變電站滿足“N-1-1”要求，工業園區基本實現由220千伏變電站供電，邊遠地區逐步由220千伏電網覆蓋，實現自治區全部旗縣均由220千伏變電站供電。全區計劃新建220千伏變電站127座，新增變電容量5079萬千伏安，新增220千伏線路17526公里。

統籌考慮自治區石油天然氣資源以及煤制燃料項目建設情況，進一步完善油氣管網，提高油氣供應保障能力。“十三五”期間，建成陜京四線、中俄東線、建平-赤峰、呼和浩特-張家口-延慶輸氣管道（內蒙古段）、包頭-臨河、大路-和林格爾、察右前旗-豐鎮輸氣管道和中俄原油管道二線等項目。根據市場發展及油氣源項目建設情況，適時推進訥河-阿榮旗、張家口至錫林浩特、烏蘭察布-二連浩特、烏蘭察布-桑根達來-錫林浩特、桑根達來-克什克騰旗、中俄西線、杭錦旗-銀川天然氣管道、呼倫貝爾-齊齊哈爾-哈爾濱煤制氣、西氣東輸五線輸氣管道和蒙西、蒙東煤制油外輸管道等項目的前期工作。“十三五”期間，力爭新增輸油能力1500萬噸、輸氣能力657億立方米左右。加大油氣長輸管道安全隱患排查和整改力度，持續開展油氣長輸管道安全大排查、大整治專項行動。加強儲氣設施建設，進一步提高天然氣調峰和應急儲氣能力。

不斷完善鐵路公路運輸網絡，全面提升煤炭物流服務能力和現代化水平，有效保障全區2020年6億噸優質潔凈煤炭外運需要。重點推進蒙西-華中煤運通道、多倫-豐寧復線、赤峰-葉柏壽鐵路電氣化、北京-通遼鐵路電氣化等出區鐵路以及哈爾濱-滿洲里鐵路電氣化、集寧-二連浩特鐵路擴能、巴音花-滿都拉、海拉爾-黑山頭等口岸鐵路建設，加強鐵路專用線、集裝站的規劃與建設。積極推動大飯鋪至龍口、敖勒召其至東道梁等公路建設，充分利用現有的G6、G7等國家高速公路網通道，不斷加快運煤公路通道建設。進一步完善鄂爾多斯、錫林郭勒、呼倫貝爾三大煤炭生產基地集疏運系統，提高重點煤電煤化項目能源運輸保障能力。

第六章  創新驅動  增強能源技術和裝備制造能力

依托大型骨干能源企業、高校、科研院所等，支持建立重點實驗室、工程中心等能源技術創新平臺，加強能源技術創新基礎研究和重大戰略研究，推進能源領域專利創新、技術創新、標準創新。加大對能源技術創新的支持力度，研究設立能源科技創新投資基金支持能源科技示范工程建設。鼓勵企業自主投入開展能源重大關鍵技術、裝備和標準的研發攻關，構建以企業為主導、產學研合作的產業技術創新聯盟。加強能源技術人才引進和培養，建立從研發、轉化、生產到管理的人才培養體系。完善能源技術創新環境，建立健全能源技術創新成果轉化、知識產權保護、標準化等機制。

加強煤炭安全綠色開采，重點研發井下采選充一體化、綠色高效充填開采、保水開采、煤與瓦斯共采技術，推進智能化工作面、煤炭地下氣化、煤系共伴生資源綜合開發利用等技術研發應用。加強煤炭分級分質轉化技術創新，重點研究先進煤氣化、大型煤炭熱解、氣化熱解一體化、氣化燃燒一體化等技術。開發清潔燃氣、超清潔油品、重要化學品等煤基產品生產新工藝技術，研究高效催化劑體系和先進反應器。研究應用燃煤與生物質耦合發電關鍵技術，推進新型高效太陽能電池和高參數太陽能熱發電技術、大型風電系統成套技術、先進儲能技術、現代電網、能源互聯網等技術研究和示范應用。推進高度節能節水技術應用研究，重點推動高效工業鍋（窯）爐、煙氣預降溫、褐煤提水發電、煤化工廢水“零排放”等技術研發應用。

依托能源重點工程建設，推動關鍵能源裝備的技術攻關、試驗示范和推廣應用，實現制約性或瓶頸性裝備和零部件批量化生產應用，促進能源裝備自主創新和優化升級，基本形成能源裝備自主設計、制造和成套能力。重點推進煤炭高效綠色開采、煤礦智能開采洗選、煤礦災害防治和應急救援等關鍵裝備技術攻關和試驗示范，推廣應用高效超超臨界、先進循環流化床、整體煤氣化聯合循環發電（IGCC）等清潔高效燃煤發電技術裝備，應用示范煤炭深加工大型煤氣化、空分、合成裝置及通用關鍵設備。推進大功率高溫超導、直驅永磁同步風機、高效光伏電池、光伏逆變器及發電系統、光熱發電設備生產制造，加強膜燃料電池、固體氧化物燃料電池等項目產業化示范，研究應用先進儲能、特高壓輸變電、智能電網、能源互聯網等先進技術。

第七章  激發活力  深化能源體制機制改革

第一節  推進行政管理制度改革

持續推進簡政放權、放管結合、優化服務，進一步加大簡政放權力度，簡化能源項目審批程序，創新能源管理，加強服務能力建設。推進行政審批制度改革，完善自治區、盟市、旗縣三級政務服務平臺，建立行政審批目錄清單制度，推行集中辦理和網上審批，實行“陽光審批”。深化投資體制改革，進一步優化審批流程，實現“橫向聯通”、“縱向貫通”的企業投資項目在線審批監管。創新投資管理方式和投融資機制，鼓勵和引導社會資本投資能源領域，積極推廣政府和社會資本合作模式。

電力體制改革。積極穩妥推進電力體制改革綜合試點工作，制定完善輸配電價改革、電力交易機構組建、電力市場建設、發用電計劃放開、售電側改革等專項試點方案。進一步深化蒙西電網輸配電價改革試點，爭取開展特色工業園區電價改革試點。在蒙西電力多邊交易、蒙東大用戶電力直接交易試點的基礎上，開展蒙西電力市場建設，探索電力現貨市場建設。加快推動跨省跨區電力交易市場建設。穩步開展售電改革和增量配電業務改革試點，售電側改革先行放開售電業務，增量配電業務實行試點先行。進一步發揮自治區煤炭、風、光資源豐富、電力生產成本低的優勢。組建相對獨立的電力交易機構，實現交易業務與電網業務分開，建設公開透明的電力交易平臺。

油氣體制改革。研究開展油氣體制改革綜合試點，有序推進石油勘查、開采、進口、加工準入制度改革。推動油氣管道網運分開，促進油氣管網設施公平開放，推進油氣管道投資主體多元化。積極推進天然氣價格改革，全面理順天然氣價格，合理制定和調整天然氣管道運輸價格和配氣價格，積極推進大工業企業同供氣企業協商實行可中斷氣價，降低企業用氣成本，促進天然氣行業健康發展。

第八章  互利共贏  拓展能源領域合作

深入落實國家“一帶一路”、中蒙俄經濟走廊建設重大戰略決策，充分發揮自治區聯通俄蒙的區位優勢，鞏固并擴大與俄蒙能源領域合作。鼓勵和支持自治區企業走出去，參與俄蒙煤炭、油氣等傳統能源資源勘探開發合作，聯合建設境外能源加工基地，積極探索推廣“境外初加工+境內精深加工”的跨境加工模式。加強能源國際產能合作，推動自治區企業在蒙古國投資建設坑口電廠并參與電廠現代化改造，支持蒙古國發展煤炭深加工，鼓勵有實力的企業赴俄蒙等國投資建設現代化煤礦、風能、光伏發電等項目，從而帶動有競爭優勢的能源技術裝備出口。同時，加強與京津冀、東三省、環渤海、長三角、珠三角等區域能源產業合作，積極融入、借力發展。

跨境輸電線路。繼續加大向奧云陶勒蓋、納林蘇海特和扎門烏德等主要城市、重點礦區和產業園區輸電，啟動建設一批500/220千伏變電站及供電線路，推進與蒙古國南部電網實現多點聯網。完善自治區邊境地區電網，支持參與蒙古國電網建設與改造。

跨境油氣管道。推進中俄油氣管道互聯互通，重點協調加快中俄東線天然氣管道、中俄原油二線等跨境油氣管道建設，充分利用中俄東線天然氣管道向蒙東地區供氣。

第九章  惠民利民  提升能源普遍服務水平

第一節  全面實施配電網建設改造

加快現代配電網建設改造，推進裝備標準化和電網智能化，增強電力安全可靠供應能力和供電優質高效服務水平。全區配電網計劃新建、改造110（含66）千伏變電容量3076萬千伏安，新增110（含66）千伏線路13138公里。到2020年，中心城市智能化建設和應用水平大幅提高，供電可靠率達到99.98%，用戶年均停電時間不超過2小時，綜合電壓合格率達到99.97%，供電質量達到國際先進水平。城鎮地區供電能力及供電安全水平顯著提升，供電可靠率達到99.87%以上，用戶年均停電時間不超過12小時，綜合電壓合格率達到99. 55%。

加大新一輪農村電網改造升級工程實施力度，加快推進城鄉電力服務均等化，提高電力普遍服務水平。積極爭取提高農村電網中央投資補助標準，推進偏遠農牧區風光互補新能源系統升級改造。重點實施小城鎮（中心村）電網改造、機井通電工程、貧困地區農網改造升級、小康電示范縣等建設，到2017年底前實施完成涉及360萬人、3455個小城鎮（中心村）電網改造以及5.35萬眼機井通電工程。“十三五”期間，計劃新增110（66）千伏變電容量2092萬千伏安，線路10994公里；新增35千伏變電容量265萬千伏安，線路7039公里；新增10千伏配變容量583萬千伏安，新建及改造10千伏線路69044公里，0.4千伏線路59784公里，戶表173.2萬只。農村牧區供電可靠率達到99.8%，用戶年均停電時間不超過18小時，綜合電壓合格率達到97.9%，戶均配變容量達到2.41千伏安。

加大貧困地區能源項目支持和資金投入力度，新建能源開發項目和輸送通道，優先向革命老區、民族地區、邊疆地區和連片特困地區布局。研究建立能源普遍服務補償機制，完善能源資源開發收益分配政策，讓更多的貧困地區和貧困群眾從能源資源開發中收益。深入實施光伏扶貧工程，因地制宜推進規模適度集中式光伏電站建設，鼓勵結合設施農牧業建設光伏扶貧電站，力爭到2020年全區國貧和區貧旗縣建設140萬千瓦光伏扶貧工程，保障5.6萬戶建檔立卡無勞動能力貧困戶（包括殘疾人）每年每戶增收3000元以上，持續扶貧20年。 

圍繞氣化內蒙古戰略目標，完善全區天然氣管網建設，進一步擴大天然氣使用范圍和規模。統籌利用天然氣、煤制氣和進口天然氣等多種氣源，依托已建成和“十三五”期間建設的天然氣干線管道，大力推進旗縣支線管道建設，逐步實現規模較大城鎮和工業園區利用管道供氣，規模較小城鎮和規模較大村莊利用LNG、CNG供氣。力爭到“十三五”末，全區60%左右的旗縣通天然氣（煤制氣）管道。

第十章  保障措施

落實能源法律法規和標準規范。認真貫徹執行《電力法》、《可再生能源法》、《節約能源法》、《煤炭法》、《石油天然氣管道保護法》等能源法律法規，探索建立健全符合自治區發展實際的能源法律法規，推進能源相關產品、技術、裝備制造等標準體系建設。

建立健全能源產業政策。積極鼓勵能源行業發展新技術、新產品、新業態、新商業模式，降低創業門檻，加強制度供給。嚴格技術標準和規范準入，加快退出或淘汰高載能能源產業和落后低端產能及工藝設備。明確市場禁止準入、限制準入的行業、領域、業務，負面清單以外的各類市場主體均可依法平等進入，推進落實市場主體自主權和有效激發市場活力。健全和完善能源行業信用體系，約束各類能源市場主體合法、合規從事生產、投資、流通、消費等經濟活動，建立規范的市場經濟秩序。

加大能源產業投資力度。鼓勵多元化資本參與全區能源建設及發展能源裝備產業。推廣特許經營、投資補助等方式，帶動社會資本參與建設。進一步擴大PPP項目實施規模，積極引進國有大型企業、民間資本參與自治區能源建設，投資能源裝備產業。支持區內能源企業通過證券市場融資籌措能源建設和發展資金。采取投資補助、貸款貼息等多種方式，吸引投資者投資新能源開發項目和能源裝備產業研發。組建融資平臺，開展能源行業銀企戰略合作。

強化要素資源配置。提高水資源配置效率和使用效率，加快水權交易制度建設，有序開展水權轉換，為新增項目提供可靠水源，推動水資源向高效率、高效益行業流轉。利用政府性資金，拓寬市場融資規模，大規模實施節水改造、重點水庫建設。進一步推進水價改革，形成節約用水政策體系。加強土地節約集約利用，積極盤活存量建設用地，加大工礦廢棄地復墾利用和閑置土地的處置力度，鼓勵合理使用未利用土地，嚴格執行項目建設用地標準及政策，實現土地資源的高效配置。

嚴格環境管理制度。嚴格執行固定資產投資項目節能評估和審查制度，遏制高耗能、高排放行業過快增長，從源頭上控制能耗增量。建立完善新建項目能源消費等量或減量置換措施，進一步加大淘汰落后產能力度，著力削減能耗存量。積極探索排污權交易、碳排放權交易。

建立能源發展監測預警機制。運用大數據、網絡信息等技術，建立能源監測預警信息管理平臺，跟蹤監測全區及各盟市能源發展主要目標，及時分析、預警全區能源發展中的重大問題，并提出調控措施和政策建議。

創新能源規劃實施監管方式。堅持放管結合，建立高效透明的規劃實施監管體系，強化事中、事后監管。強化監管重點，加強對規劃指標落實情況的監管，嚴格審核和監審投資項目情況，提高監管效能。

明確規劃實施責任。分解落實目標任務，確定實施主體和責任，保障規劃順利實施。約束性指標是各級政府應當履行的重要職責，必須科學分解落實到各盟市和有關部門。預期性目標主要依靠市場主體的自主行為實現，各級政府通過完善市場機制和利益導向機制，為完成規劃預期性目標營造良好的政策環境、體制環境和法制環境。完善能源規劃體系，強化各類能源專項規劃的有機銜接，加強能源規劃對產業布局和項目的調控和約束。實行規劃與項目的聯動，政府能源主管部門原則上不得核準未納入規劃的能源項目。建立規劃動態滾動調整機制，根據能源發展中的新情況、新問題，適時合理調整規劃重點建設項目或任務，以適應能源發展需求，提高規劃的科學性和可操作性。

建立能源規劃實施評估與考核機制。規劃實施中期，由能源主管部門組織開展規劃實施情況評估工作，必要時可每年或適時開展評估工作。建立評估獎懲機制，將能源規劃實施評估結果納入政府綜合考核和績效評價體系。調整屬于自治區人民政府核準權限的能源項目，必須經過組織論證并經自治區人民政府同意，同時將論證和調整說明材料報國家能源局備案。調整屬于國務院及有關部委核準權限的能源項目，必須經過組織論證，并將申請調整文件報國家能源局審批

（內容來源：自治區政府辦公廳）