为更好地了解双碳目标下的兴安盟风光电发展情况，兴安盟统计局近期组织开展了“双碳目标下风光电发展问题研究”重点调研。兴安盟统计局对重点风光发电企业进行了走访调研，同时与电业部门和发改部门采取电话和微信沟通的方式，了解我盟风光电发展情况，现将调研情况汇报如下：

一、兴安盟风、光电发展及电网建设现状

截至2021年底，全盟电力并网装机容量349.5万千瓦，其中，风电154.19万千瓦、光伏发电76.09万千瓦。现有金风风电、东方电气等风电装备制造企业6家，年生产风电发电机组能力180万千瓦，风机叶片575套、风机塔筒15万吨，当年实现产值46亿元，利税1亿元。

兴安电网拥有500千伏变电站2座（含开关站1座）、总容量1500兆伏安。220千伏变电站12座（其中2座为开关站）、总容量2040兆伏安。66千伏变电站92座、总容量1877兆伏安。所辖±500千伏直流输电线路2条、总长638公里。500千伏线路15条、总长1640公里。220千伏输电线路33条、总长1752公里。66千伏线路142条、总长2727公里。2021年兴安电网可再生能源消纳量23.95亿千瓦时，其中市场化用户4.51亿千瓦时，电网统筹19.44亿千瓦时。可再生能源消纳权重完成46.96％。

二、“十四五”时期新能源体系方面情况

在风电方面谋划了风电项目总装机容量800MW至1000MW，其中500MW风电制氢项目正在积极推进中，还有300MW-500MW集中和分散式风电空间有待开发，正在积极推动招商引资。推进中广核300万千瓦革命老区扶贫风电项目，500万千瓦风力发电、光伏发电新能源基地建设等项目，打通能源外送通道，形成清洁能源产业集群。实施秸秆气化清洁能源利用，推动建设中广核生物制气项目。

在光伏方面，发展方向以屋顶分布式光伏为主，一方面围绕乡村公共机构和农户的屋顶谋划分布式光伏发电项目，用以解决清洁取暖问题；另一方面配合园区循环化改造，重点实施园区厂房分布式光伏项目，以上两个方面合计约有700MW的开发空间。

在电储能方面，一是计划在乌兰哈达变电站配套建设100MW/400MW小时电储能项目，用于城区电力调峰；二是结合园区循环化改造，为兴安盟经济开发区和乌市经济开发区配套建设电储能项目，提高清洁能源消纳能力，实现园区低碳改造。

三、发展面临的问题

（一）新能源开发用地受限

近年来，风光电发展迅速，但电源配套线路工程由于涉及基本农田、保护区、林地、基本草原审批问题，直接导致项目进展缓慢，甚至面临核销风险。其中，兴安中广核风电二期500千伏送出等27项工程因占用审批难、进展慢、周期长，不能及时投运，就地电网接入及外送通道建设滞后，直接限制新能源发展。

（二）电网抗冲击能力不强

在新能源占比较低的时候，其并网性能对电网影响有限，高比例新能源发电接入系统会替代部分常规机组，导致输出功率不稳定，电网调节能力削弱，直接影响到电网的安全运行。同时由于储能技术与设施不完善，全盟抽水蓄能、光热储能等项目建设不足，我盟新能源资源丰富优势发挥受限。

（三）消纳能力有限外送通道饱和

我盟仅有一项500千伏变电站，地区负荷小、装机大，是典型的送出型电网，本地市场化消纳极为有限，同时兴安电网最大需外送电力140万千瓦，外送限额为92万千瓦，中广核二期投入并网后，外送通道几乎饱和，新增电源接入困难，制约我盟新能源持续性发展。

四、下一步工作计划

（一）合理布局建设可再生能源发电项目

建议充分利用荒漠半荒漠化土地、盐碱地、边境沿线、废弃矿山、露天矿排土场等土地，合理布局建设可再生能源发电项目，推动新能源高比例发展。同时建议相关部门专题研究解决电力线性工程用地制约问题，将电力工程纳入民生工程，以正式文件印发简化审批流程。

（二）大力推进储能设施建设

重点建设索伦120万千瓦抽蓄项目等抽水蓄能、光热储能等项目建设，支持可再生能源结合储能系统建设“光伏+储能”“风电+储能”等新能源电站，谋划储能产业基地建设，增加调峰能力。通过发展新能源制氢将新能源消纳从过去依赖单一的外送通道送出，开拓出新能源制氢、储能等新的消纳途径，推进源网荷储一体化、风光火储一体化能源产业发展，促进新能源就地消纳。

（三）打通外送通道增加本地消纳

现有扎鲁特-青州直流外送通道将无法满足送出要求。建议新建一条特高压通道至北京，实现“绿电进京”的目标。并进一步加大对平川500千伏输变电工程及其220千伏配出工程建设的支持力度。同时积极发展清洁供暖、绿色交通、再电气化等清洁能源消纳示范模式，实施一批就地消纳示范项目，倡导“以电代煤、以电代油、电从远方来”的能源消费新模式，最大限度挖掘电能替代市场潜力，重点打造阿尔山零碳小镇和盟开发区绿电微网示范项目，不断提升绿色能源消费比重，构建清洁、安全、高效的能源消费体系。