8月26日，內蒙古自治區(qū)能源局印發(fā)《內蒙古自治區(qū)推進火電靈活性改造促進市場化消納新能源實施細則（試行）》的通知，規(guī)范有序推進自治區(qū)燃煤電廠火電靈活性改造及市場化并網新能源建設，提升電力系統(tǒng)整體消納能力。

 內蒙古自治區(qū)推進火電靈活性改造促進市場化消納新能源

第一章 總 則

第一條 為落實《內蒙古自治區(qū)煤電節(jié)能降耗及靈活性改造行動計劃（2021-2023年）》有關要求，積極推進燃煤電廠火電靈活性改造實施，提升電力系統(tǒng)整體消納能力，促進新能源大規(guī)模開發(fā)和高效利用，根據《國家能源局關于2021年風電、光伏發(fā)電開發(fā)建設有關事項的通知》《國家發(fā)展改革委 國家能源局關于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調峰能力增加并網規(guī)模的通知》（發(fā)改運行〔2021〕1138號）等有關規(guī)定，結合內蒙古自治區(qū)實際，制訂本細則。

第二條 本細則適用于內蒙古自治區(qū)行政區(qū)域內自用燃煤電廠火電靈活性改造及市場化并網新能源建設工作方案（以下簡稱“工作方案”）的申報和管理。

第三條 內蒙古自治區(qū)能源局負責工作方案的組織與管理，委托咨詢機構開展全過程技術支持。各盟市電力主管部門負責本地區(qū)工作方案的編制與落實。發(fā)電企業(yè)負責工作方案的實施與運營。電網企業(yè)負責接入與調度。

第二章 建設內容

第四條 推進煤電深度調峰技術應用，實施燃煤電廠火電靈活性改造。燃煤機組改造后應符合以下標準：

1．現役熱電機組供熱期調節(jié)能力超過機組額定容量的60%；現役純凝機組調節(jié)能力超過機組額定容量的70%。

2．核準在建熱電機組供熱期調節(jié)能力超過機組額定容量的65%；核準在建純凝機組調節(jié)能力超過機組額定容量的75%。

3．改造后機組調節(jié)速率、最大可調出力不低于改造前。

4．機組在最小技術出力工況下可以連續(xù)安全穩(wěn)定運行，機組關鍵零部件壽命保持在技術經濟合理范圍內。

第五條 燃煤電廠火電靈活性改造新增調節(jié)能力配套建設市場化并網新能源。

新能源建設規(guī)模應與燃煤電廠新增調節(jié)能力相匹配，原則上不增加系統(tǒng)現有調峰壓力。按照一體化模式建設的，市場化并網新能源可由燃煤電廠全額自行建設。不具備一體化建設條件的，市場化并網新能源由燃煤電

廠自行建設的比例不低于50%，剩余部分可由燃煤電廠所在地盟市電力主管部門組織有關企業(yè)通過合建共享、購買調峰資源等方式建設。

（一）新增調節(jié)能力

1．蒙西電網公用電廠�；痣婌`活性改造后機組調節(jié)能力減去改造前與電網企業(yè)簽訂的并網調度協議中調節(jié)能力（新建機組按50%考慮）。

2．蒙東電網公用電廠�；痣婌`活性改造后機組調節(jié)能力減去當年國家能源局東北監(jiān)管局認定的機組調節(jié)能力（新建機組按50%考慮）。

3．自備電廠。承諾參與電力系統(tǒng)調峰并與電網企業(yè)簽訂的調節(jié)能力減去20%。

（二）市場化并網新能源規(guī)模

新能源規(guī)模=火電靈活性改造新增調節(jié)能力/有效容量系數有效容量系數選取范圍根據國家新能源資源區(qū)設定，對于單一電源類型的新能源規(guī)�？砂匆韵略瓌t選取并匡算新能源建設規(guī)模，編制方案。具體數值根據評估調整確定。

風電：I類資源區(qū)包括自治區(qū)除赤峰市、通遼市、興安盟、呼倫貝爾市以外的其他地區(qū)，風電有效容量系數0.6-0.7；II類資源區(qū)包括赤峰市、通遼市、興安盟、呼倫貝爾市，風電有效容量系數0.55-0.65。

光伏：I類資源區(qū)包括自治區(qū)除赤峰市、通遼市、興安盟、呼倫貝爾市以外的其他地區(qū)，光伏有效容量系數0.7-0.8；II類資源區(qū)包括赤峰市、通遼市、興安盟、呼倫貝爾市，光伏有效容量系數0.65-0.75。

對于風光兩類電源組合的新能源規(guī)模有效容量系數，具體數據根據風光配比、風光出力互補特性等情況進行優(yōu)化論證，在評估階段評估論證確定。

（三）建設模式

按照一體化模式建設的項目，新能源場址與燃煤電廠應位于同一盟市1個或相鄰的2個旗縣；新能源接入燃煤電廠廠區(qū)變電站，與大電網形成清晰的物理界面，新能源送出配套工程由燃煤電廠建設；具備廠內電源的集中調控能力，在廠內實施可再生能源發(fā)電替代。不具備以上條件的，按照非一體化模式建設。

第六條 按照一體化模式建設的項目作為整體接入電網。按照非一體化模式建設的，新能源可就近接入區(qū)域電網、局域電網或增量配電網，并網接入點原則上不超過2個。

第七條 按照一體化模式建設的燃煤電廠和新能源按照一個電廠由電網整體調度運行。按照非一體化模式建設的，燃煤電廠和新能源由所接入電網分開調度運行，分別參與市場，燃煤電廠按照火電靈活性改造后的調節(jié)能力，重新與電網企業(yè)簽訂并網調度協議。所有建設模式中，燃煤電廠與其

配建的新能源原則上均應按照一個法人統(tǒng)一經營管理。

第三章 申報要求

第八條 申報建設市場化并網新能源的燃煤電廠應滿足以下條件：

（一）未在國家淘汰限制目錄內，不屬于法律、法規(guī)及標準等要求應予關停或國家有關部門明確要求關停范圍內的機組，不含已列為應急備用電源的機組，不含未批先建、批建不符等機組。

（二）供電煤耗、污染物排放、水耗等指標達到國家及自治區(qū)相關要求，機組電網最大可調出力應能達到銘牌值。

（三）為與配建的新能源生命周期相適應，燃煤機組已經運行年限原則上不超過20年；運行年限超過20年但不滿25年的機組，應經壽命評估后具備直接延長或通過延壽改造延長5年以上（不含5年）服役期限條件，并在工作方案中提供相關壽命評估報告；運行年限超過25年的機組，不得申報。

（四）自備電廠與電網企業(yè)簽訂自備機組調峰協議，嚴格執(zhí)行電網調峰指令。按照相關規(guī)定，依法合規(guī)繳納政府性基金等各項費用。

第九條 各盟市電力主管部門按要求編制本地區(qū)工作方案。工作方案應包含火電靈活性改造方案、市場化并網新能源建設規(guī)模分析、新能源建設方案、一體化建設及聯合調度運行（如有）等內容，達到初步可行性研究深度。

第十條 自治區(qū)能源局每年組織一次集中申報。各盟市電力主管部門根據本地區(qū)燃煤電廠及新能源發(fā)展實際編制工作方案，按要求報送自治區(qū)能源局。

第十一條 各盟市電力主管部門應合理規(guī)劃本地區(qū)火電靈活性改造計劃，根據火電靈活性改造成熟度和安全運行約束，統(tǒng)籌制定本地區(qū)各年度火電靈活性改造規(guī)模和改造時序，每年申報改造裝機規(guī)模原則上不超過本盟市自用燃煤電廠總裝機的30%。電網企業(yè)在確保電力供應和電網運行安全的前提下，最大限度做好火電靈活性改造時序安排。

第四章 組織實施

第十二條 自治區(qū)能源局組織專家或委托具有相關資質的咨詢機構，開展工作方案評估，根據評估結論出具審核意見。

第十三條 各盟市電力主管部門按照審核通過后的工作方案組織實施，不得擅自增加或修改方案內容。對于未落實本年度工作方案的盟市，暫不受理下一年度方案申報。新能源開發(fā)前期工作與火電靈活性改造可同步開展�；痣婌`活性改造原則上應于工作方案審核通過后下一年度取暖期開始

前完成，超出完成時限的，方案作廢，需重新申報�；痣婌`活性改造未達到工作方案要求的，配套建設的市場化并網新能源不得并網接入。

第十四條 各盟市電力主管部門組織完成燃煤電廠火電靈活性改造后，將工作方案實施情況報自治區(qū)能源局審核，實施情況應包含由具有相關資質機構出具的深調性能實驗報告等相關材料。自治區(qū)能源局會同電網企業(yè)組織專家或委托具有相關資質的咨詢機構進行審核，根據審核意見出具確

認通知，予以市場化并網新能源并網接入。

第五章 附 則

第十五條 本細則自公布之日起施行。國家出臺相關法律法規(guī)后，按照國家政策執(zhí)行。