近日，内蒙古自治区能源局发布《内蒙古自治区工业园区绿色供电项目实施细则2023年修订版（试行）》等六个市场化实施细则的通知。
《内蒙古自治区工业园区绿色供电项目实施细则2023年修订版（试行）》指出，工业园区绿色供电项目原则上应配置不低于新能源规模15%（4小时）的储能装置，或具备同等水平的调峰能力。若新增负荷具备调节能力，可适当优化储能方案，保证从公用电网受电电力峰谷差率不高于新增负荷自然峰谷差率。新能源及接入工程需取得相关限制性排查文件；项目投资主体要出具园区内新增负荷企业的消纳承诺（需包含电量和电价区间），并签定长期供电协议；项目投资主体应出具正式承诺，在项目运行期内，因负荷停运（检修）或调峰能力不足造成弃风弃光，自行承担风险。
《内蒙古自治区源网荷储一体化项目实施细则2023年修订版（试行）》指出，源网荷储一体化项目原则上应配置不低于新能源规模15%（4小时）的储能装置，或具备同等水平的调峰能
《内蒙古自治区风光制氢一体化项目实施细则2023年修订版（试行）》指出，风光制氢一体化项目分为并网型和离网型，一经确定不能调整。并网型项目按照不超过制氢所需电量的1.2倍确定新能源规模。项目作为一个整体接入公用电网，与公用电网形成清晰的物理分界面，需要公用电网提供备用容量的，要同电网企业初步达成一致意见。离网型项目按照制氢所需电量确定新能源规模，新能源综合利用率不低于90%。
风光制氢一体化项目需配置电储能，调峰能力原则上不低于新能源规模的15%，时长不低于4小时。储氢设施容量大于4小时制氢能力的，可根据需要相应降低电储能配置要求。
《内蒙古自治区关于全额自发自用新能源项目实施细则2023年修订版（试行）》指出，利用新增负荷或厂用电负荷配建的全额自发自用新能源项目，适用于以下场景：1.在自有建设用地或周边符合新能源建设要求地块，建设全额自发自用分散式风电项目，容量不超过5万千瓦。2.在自有建设用地或周边符合新能源建设要求地块（含建筑屋顶、墙体），建设全额自发自用分布式光伏项目，容量不超过0.6万千瓦。3.利用高速公路、省道、县道等两侧边坡，建设全额自发自用光伏项目，用于服务区充电基础设施等新增负荷。4.利用露天排土场等生态治理区域及周边物流集中区域，用于矿用重卡等新增矿区用电（矿区开采剩余年限不少于10年）的全额自发自用光伏项目。5.利用燃煤电厂自有建设用地或周边符合新能源建设要求地块，用于厂用电负荷建设新能源项目，不超过机组容量8%。
《内蒙古自治区燃煤自备电厂可再生能源替代工程实施细则2023年修订版（试行）》指出，新能源建设企业和燃煤自备电厂须是同一法人或同一集团控股法人；配置新能源规模不高于自备电厂调峰能力，新能源与自备电厂的合计出力不大于原自备电厂最大出力，不得占用公网调峰资源。新能源项目及接入工程需取得相关限制性排查文件；燃煤自备电厂应出具正式承诺，在项目运行期内，因负荷停运（检修）或调峰能力不足造成弃风弃光，自行承担风险。
《内蒙古自治区火电灵活性改造消纳新能源实施细则2023年修订版（试行）》指出，自治区内发电集团统筹本区域内火电灵活性制造改造，整合新增调节空间，按照新增调节空间1:1确定新能源规模。配建的新能源要与相应的灵活性制造改造的燃煤电厂实现实质性联营，新能源具体运行模式由发电企业与电网企业协商确定。发电集团按照自治区规划的新能源区域，确定新能源场址。新能源规模在50万千瓦以内的，按1个场址规划建设；规模在50-100万千瓦之间的，规划建设场址不超过2个；规模在100万千瓦以上的，规划建设场址不超过3个。
原文如下：
内蒙古自治区能源局关于印发《内蒙古自治区工业园区绿色供电项目实施细则2023年修订版（试行）》等六个市场化实施细则的通知
各盟市能源局、有关盟市发展改革委（工信局），满洲里市、二连浩特市发展改革委，内蒙古电力（集团）有限责任公司、国网内蒙古东部电力有限公司：
按照《内蒙古自治区人民政府办公厅关于推动全区风电光伏新能源产业高质量发展的意见》（内政办发〔2022〕19号）有关要求，为高质量有序推进自治区市场化并网消纳新能源项目建设，进一步完善市场化新能源项实施细则，保障项目的顺利推进，经自治区人民政府同意，自治区能源局在2022年版六类市场化实施细则的基础上修订形成了《内蒙古自治区工业园区绿色供电项目实施细则2023年修订版（试行）》《内蒙古自治区源网荷储一体化项目实施细则2023年修订版（试行）》、《内蒙古自治区风光制氢一体化项目实施细则2023年修订版（试行）》《内蒙古自治区关于全额自发自用新能源项目实施细则2023年修订版（试行）》《内蒙古自治区燃煤自备电厂可再生能源替代工程实施细则2023年修订版（试行）》《内蒙古自治区火电灵活性改造消纳新能源实施细则2023年修订版（试行）》。现印发你们，请遵照执行。
内蒙古自治区能源局
2023年11月10日
附件：
1.内蒙古自治区工业园区绿色供电项目实施细则2023年修订版（试行）
2.内蒙古自治区源网荷储一体化项目实施细则2023年修订版（试行）
3.内蒙古自治区风光制氢一体化项目实施细则2023年修订版（试行）
4.内蒙古自治区关于全额自发自用新能源项目实施细则2023年修订版（试行）
5.内蒙古自治区燃煤自备电厂可再生能源替代工程实施细则2023年修订版（试行）
6.内蒙古自治区火电灵活性改造消纳新能源实施细则2023年修订版（试行）
内蒙古自治区工业园区绿色供电项目实施细则2023年修订版（试行）
第一章 总 则
第一条为落实《内蒙古自治区人民政府关于推动全区风电光伏新能源产业高质量发展的意见》（内政办发〔2022〕19号），推进工业园区绿色供电项目建设，制定本细则。
第二条工业园区绿色供电项目是基于同一工业园区或同一增量配电网区域内新增负荷用能需求，配置相应新能源规模的市场化消纳新能源项目。工业园区绿色供电项目坚持自我消纳原则，新能源所发电量全部由工业园区内新增负荷消纳，提高终端用能的绿色电力比重。
第三条 未向电网企业报装的用电项目、已报装但供电工程尚未开工的用电项目、国家鼓励绿色替代、与电网企业协商一致可替代的存量用电项目，均视为新增负荷。
第二章 申报条件
第四条工业园区应在内蒙古自治区工业园区审核公告目录内，增量配电网须已取得电力业务许可证；新增负荷应取得相关主管部门的核准（备案）文件，原则上年总用电量不少于5亿千瓦时。
第五条工业园区绿色供电项目原则上应配置不低于新能源规模15%（4小时）的储能装置，或具备同等水平的调峰能力。若新增负荷具备调节能力，可适当优化储能方案，保证从公用电网受电电力峰谷差率不高于新增负荷自然峰谷差率。
第六条新能源及接入工程需取得相关限制性排查文件；项目投资主体要出具园区内新增负荷企业的消纳承诺（需包含电量和电价区间），并签定长期供电协议；项目投资主体应出具正式承诺，在项目运行期内，因负荷停运（检修）或调峰能力不足造成弃风弃光，自行承担风险。
第三章 建设管理
第七条新能源项目不得早于新增负荷、储能设施投产，且与新增负荷项目运行周期匹配。
第八条新能源项目应直接接入园区公网变电站或增量配电网，接入线路由电网企业建设，也可由新能源投资主体建设，经新能源投资主体与电网企业协商一致后，接入线路可适时由电网企业依法依规回购。
第四章 申报审批
第九条项目投资主体自行编制工业园区绿色供电项目申报方案，报送项目所在盟市能源主管部门。
第十条盟市能源主管部门对项目审核把关后报送自治区能源局，跨盟市项目由相关盟市能源主管部门联合报送。
第十一条自治区能源局按照“成熟一个、审批一个”原则，会同相关部门组织项目评审，对符合条件的项目印发批复文件，并上报自治区人民政府。
第五章 组织实施
第十二条盟市能源主管部门应按批复要求及时核准（备案）新能源、储能和线路工程。新增负荷项目要及时办理前期和审批手续。项目投资主体严格按批复方案进行项目建设，不得擅自变更建设内容、股权结构。
第十三条盟市能源主管部门要加强项目建设监管，定期向自治区能源局报送建设情况。
第十四条盟市能源主管部门负责组织有关单位，根据批复方案和相关规定进行验收，验收通过后方可并网，并报自治区能源局备案。
第十五条项目投资主体须提前制定处置预案，在项目负荷不足、调峰能力降低或停运时，应引进新的负荷、新建调峰能力，确保实施效果不低于项目申报水平。
第十六条投资主体无力实施的，可向盟市能源主管部门申请终止项目，自治区能源局收回相应的新能源规模。
第六章 附 则
第十七条本细则自公布之日起施行。已批复实施的项目，原则上仍执行原批复要求，以前细则和批复要求中未予明确，但本细则中有明确要求的，可参照本细则执行，已批复项目如需调整可按此细则重新履行申报手续。
第十八条 本细则由内蒙古自治区能源局负责解释。如遇国家政策调整，与国家政策不一致的，按照国家政策执行。
内蒙古自治区源网荷储一体化项目实施细则2023年修订版（试行）
第一章 总 则
第一条为落实《内蒙古自治区人民政府办公厅关于推动全区风电光伏新能源产业高质量发展的意见》（内政办发〔2022〕19号），推进源网荷储一体化项目建设，制定本细则。
第二条源网荷储一体化项目应自我消纳、自主调峰，电源、电网、负荷、储能应为同一投资主体控股，作为一个市场主体运营，建设运行期内须按照同一法人统一经营管理。
第三条未向电网企业报装的用电项目、已报装但供电工程尚未开工的用电项目、国家鼓励绿色替代、与电网企业协商一致可替代的存量用电项目，均视为新增负荷。
第二章 申报条件
第四条新增负荷应取得相关主管部门的核准（备案）文件，原则上年总用电量不少于3亿千瓦时，可分期分批投产，须在申报方案中明确分期分批投产方案。
第五条源网荷储一体化项目原则上应配置不低于新能源规模15%（4小时）的储能装置，或具备同等水平的调峰能力。若新增负荷具备调节能力，可适当优化储能方案，保证从公用电网受电电力峰谷差率不高于新增负荷自然峰谷差率。
第六条新能源规模原则上应根据新增负荷规模、用电特性、储能容量等因素确定，新能源综合利用率不低于90%。
第七条源网荷储一体化项目作为一个整体接入公用电网，与公用电网形成清晰的物理分界面，不得向公用电网反送电，需要公用电网提供备用容量的，要同电网企业初步达成一致意见。
第八条新能源部分及接入工程需取得相关限制性排查文件，在项目运行期内，因负荷停运（检修）或调峰能力不足造成弃风弃光，项目投资主体自行承担风险。
第三章 建设管理
第九条新能源部分不得早于新增负荷、储能设施投产，且与新增负荷项目运行周期匹配。
第十条新能源应直接接入用户变电站。源网荷储一体化项目与公用电网的联络线路，由电网企业建设，也可由项目投资主体建设，经电网企业和项目投资主体双方协商同意，可适时由电网企业依法依规回购。
第十一条源网荷储一体化项目须同步建设调控平台，作为整体接受公用电网统一调度。
第十二条源网荷储一体化项目具备独立市场主体地位，按照自治区相关要求参加电力市场交易。鼓励源网荷储一体化项目作为一个整体参与辅助服务，并享受相关支持政策。
第十三条在系统备用资源富余的情况下，电网企业可为源网荷储一体化项目提供适当的备用容量支持，具体事宜由项目主体与电网企业自行协商。源网荷储一体化项目自发自用电量暂不征收系统备用费和政策性交叉补贴。待国家相应政策出台后，按国家政策执行。
第十四条特殊情况下，公用电网有权将源网荷储一体化项目作为地区应急资源，为公用电网提供支撑，源网荷储一体化项目要予以配合。
第四章 申报审批
第十五条项目投资主体自行编制源网荷储一体化项目申报方案，报送项目所在盟市能源主管部门。
第十六条盟市能源主管部门对项目审核把关后报送自治区能源局，跨盟市项目由相关盟市能源主管部门联合报送。
第十七条自治区能源局按照“成熟一个、审批一个”原则，会同相关部门组织项目评审，对符合条件的项目印发批复文件，并上报自治区人民政府。
第五章 组织实施
第十八条盟市能源主管部门应按批复要求及时核准（备案）新能源、储能和线路工程。新增负荷项目要及时办理前期和审批手续。
第十九条盟市能源主管部门要加强项目建设监管，定期向自治区能源局报送建设情况，负责组织有关单位，根据批复方案和相关规定进行验收，验收通过后方可并网，并报自治区能源局备案。
第二十条项目投资主体严格按批复方案进行项目建设，不得擅自变更建设内容、股权结构。新增负荷分期投产的，配套新能源应按对应规模分期并网。
第二十一条电网企业按照国家、自治区相关标准和要求及验收意见并网一体化项目，签订一体化项目调度协议。
第二十二条投资主体要提前制定预案，当源网荷储一体化项目负荷不足、调峰能力降低或停运时，须引进新的负荷、新建调峰能力，确保不低于申报水平。
第二十三条投资主体无力实施的，可向盟市能源主管部门申请终止项目，自治区能源局收回相应的新能源规模。
第六章 附 则
第二十四条本细则自公布之日起施行。已批复实施的项目，原则上仍执行原批复要求，以前细则和批复要求中未予明确，但本细则中有明确要求的，可参照本细则执行，已批复项目如需调整可按此细则重新履行申报手续。
第二十五条本细则由内蒙古自治区能源局负责解释。如遇国家政策调整，与国家政策不一致的，按照国家政策执行。
内蒙古自治区风光制氢一体化项目实施细则2023年修订版（试行）
第一章 总 则
第一条为落实《内蒙古自治区人民政府办公厅关于推动全区风电光伏新能源产业高质量发展的意见》（内政办发〔2022〕19号）、《内蒙古自治区人民政府办公厅关于促进氢能产业高质量发展的意见》（内政办发〔2022〕15号），推进风光制氢一体化项目建设，制定本细则。
第二条风光制氢一体化项目的电源、电网、制氢、储能等部分应为同一投资主体控股，作为一个市场主体运营，建设运行期内须按照同一法人统一经营管理。
第二章 申报条件
第三条风光制氢一体化项目申报时须落实氢气应用场景，提供氢气消纳协议，鼓励自身具备用氢场景的企业建设风光制氢一体化项目。
第四条鼓励利用非常规水源制氢，禁止采用地下水制氢。
第五条风光制氢一体化项目分为并网型和离网型，一经确定不能调整。
第六条并网型项目按照不超过制氢所需电量的1.2倍确定新能源规模。项目作为一个整体接入公用电网，与公用电网形成清晰的物理分界面，需要公用电网提供备用容量的，要同电网企业初步达成一致意见。
第七条离网型项目按照制氢所需电量确定新能源规模，新能源综合利用率不低于90%。
第八条风光制氢一体化项目需配置电储能，调峰能力原则上不低于新能源规模的15%，时长不低于4小时。储氢设施容量大于4小时制氢能力的，可根据需要相应降低电储能配置要求。
第九条新能源部分及接入工程需取得相关限制性排查文件，在项目运行期内，因负荷停运（检修）或调峰能力不足造成弃风弃光，项目投资主体自行承担风险。
第三章 建设管理
第十条 新能源部分不得早于制氢负荷、储能设施投产，且与制氢负荷项目运行周期匹配。
第十一条风光制氢一体化项目配套建设的新能源直接接入制氢变电站，与公用电网的联络线路原则上由电网企业建设，也可由项目投资主体建设，经电网企业和项目投资主体双方协商同意，可适时由电网企业依法依规回购。
第十二条鼓励风光制氢一体化项目和氢能应用项目由盟市能源主管部门实施一体化备案，不具备一体化备案条件的，新能源、接入线路、制氢项目、氢能应用项目可分别备案（核准），氢能应用项目备案时间不晚于其他项目备案（核准）时间。项目作为整体接受电网统一调度。
第十三条并网型风光制氢一体化项目具备独立市场主体地位，可向电网送电，年上网电量不超过年总发电量的20%，年下网电量不超过项目年总用电量的10%，上、下网电费按照自治区电力市场相关要求执行。
第十四条在系统备用资源富余的情况下，电网企业可为并网型风光制氢一体化项目提供适当的备用容量支持，具体事宜由项目主体与电网企业自行协商。并网型风光制氢一体化项目自发自用电量暂不征收系统备用费和政策性交叉补贴。待国家相应政策出台后，按国家政策执行。
第四章 申报审批
第十五条项目投资主体自行编制风光制氢一体化项目申报方案，报送项目所在盟市能源主管部门。分期投产项目，最多分两期，须在申报方案中明确具体分期投产方案。
第十六条盟市能源主管部门对项目审核把关后报送自治区能源局，跨盟市项目由相关盟市能源主管部门联合报送。
第十七条自治区能源局按照“成熟一个、审批一个”原则，会同相关部门组织项目评审，对符合条件的项目印发批复文件，并上报自治区人民政府。
第五章 组织实施
第十八条盟市能源主管部门应按批复要求及时核准（备案）新能源、制氢、储能和线路工程。
第十九条盟市能源主管部门要加强项目建设监管，定期向自治区能源局报送建设情况，负责组织有关单位，根据批复方案和相关规定进行验收，验收通过后报自治区能源局备案。
第二十条项目投资主体严格按批复方案进行项目建设，不得擅自变更建设内容、股权结构。制氢负荷分期投产的，配套新能源应按对应规模分期并网。
第二十一条投资主体无力实施的，可向盟市能源主管部门申请终止项目，自治区能源局收回相应的新能源规模。
第六章 附 则
第二十二条本细则自公布之日起施行。已批复实施的项目，原则上仍执行原批复要求，以前细则和批复要求中未予明确，但本细则中有明确要求的，可参照本细则执行，已批复项目如需调整可按此细则重新履行申报手续。
第二十三条本细则由内蒙古自治区能源局负责解释。如遇国家政策调整，与国家政策不一致的，按照国家政策执行。
内蒙古自治区关于全额自发自用新能源项目实施细则2023年修订版（试行）
第一章 总 则
第一条为落实《内蒙古自治区人民政府关于推动全区风电光伏新能源产业高质量发展的意见》（内政办发〔2022〕19号），推进全额自发自用新能源项目建设，制定本细则。
第二条利用新增负荷或厂用电负荷配建的全额自发自用新能源项目，适用于以下场景：
1.在自有建设用地或周边符合新能源建设要求地块，建设全额自发自用分散式风电项目，容量不超过5万千瓦。
2.在自有建设用地或周边符合新能源建设要求地块（含建筑屋顶、墙体），建设全额自发自用分布式光伏项目，容量不超过0.6万千瓦。
3.利用高速公路、省道、县道等两侧边坡，建设全额自发自用光伏项目，用于服务区充电基础设施等新增负荷。
4.利用露天排土场等生态治理区域及周边物流集中区域，用于矿用重卡等新增矿区用电（矿区开采剩余年限不少于10年）的全额自发自用光伏项目。
5.利用燃煤电厂自有建设用地或周边符合新能源建设要求地块，用于厂用电负荷建设新能源项目，不超过机组容量8%。
第三条未向电网企业报装的用电项目、已报装但供电工程尚未开工的用电项目、国家鼓励绿色替代、与电网企业协商一致可替代的存量用电项目，均视为新增负荷。
第二章 申报条件
第四条新增负荷须符合国家和自治区相关产业政策，并取得相关主管部门的核准（备案）文件；燃煤电厂未列入国家有关部门明确要求关停的范围内，能耗、排放等指标达到国家及自治区相关要求，机组已运行年限原则上不超过20年，剩余寿命应与建设的新能源相适应。
第五条按照全额消纳、不向公共电网反送电的原则，配置适当比例的储能，优先支持具备可调节能力的负荷。
第六条新能源项目及接入工程需取得相关限制性排查文件；项目主体应出具正式承诺，在项目运行期内，因负荷或调峰能力不足造成弃风弃光，自行承担风险。
第三章 建设管理
第七条新能源项目不得早于新增负荷、储能设施投产，且与新增负荷项目运行周期匹配。
第八条新能源接入工程需满足以下要求。
1.厂用电新能源项目应直接接入燃煤电厂变配电设施；
2.与新增负荷匹配的新能源项目应直接接入用电负荷侧配电设施；
3.新能源配套接入工程由企业投资建设，确保接入工程与项目建设进度相匹配。
第九条在系统备用资源富余的情况下，电网企业可为全额自发自用新能源项目提供适当的备用容量支持，具体事宜由项目主体与电网企业自行协商。全额自发自用新能源项目自发自用电量暂不征收系统备用费和政策性交叉补贴。待国家相应政策出台后，按国家政策执行。
第四章 申报审批
第十条项目投资主体自行编制全额自发自用新能源项目申报方案，报送项目所在盟市能源主管部门。
第十一条盟市能源主管部门会同相关部门组织项目评审，对符合条件的项目印发项目批复文件，并上报自治区能源局备案。
第五章 组织实施
第十二条盟市能源主管部门应按批复要求及时核准（备案）项目。新增负荷项目要及时办理前期和审批手续。项目投资主体严格按批复方案进行项目建设，不得擅自变更建设内容、股权结构。
第十三条盟市能源主管部门要加强项目建设监管，定期向自治区能源局报送建设情况。
第十四条盟市能源主管部门负责组织有关单位，根据批复方案和相关规定进行验收，验收通过后方可并网，并报自治区能源局备案。
第十五条项目投资主体须提前制定处置预案，在项目负荷不足、调峰能力降低或停运时，应引进新的负荷、新建调峰能力，确保实施效果不低于项目申报水平。
第十六条投资主体无力实施的，可向盟市能源主管部门申请终止项目，盟市能源主管部门收回相应的新能源规模。
第六章 附 则
第十七条本细则自公布之日起施行。已批复实施的项目，原则上仍执行原批复要求，以前细则和批复要求中未予明确，但本细则中有明确要求的，可参照本细则执行，已批复项目如需调整可按此细则重新履行申报手续。
第十八条本细则由内蒙古自治区能源局负责解释。如遇国家政策调整，与国家政策不一致的，按照国家政策执行。
内蒙古自治区燃煤自备电厂可再生能源替代工程实施细则2023年修订版（试行）
第一章 总 则
第一条为落实《内蒙古自治区人民政府关于推动全区风电光伏新能源产业高质量发展的意见》（内政办发〔2022〕19号），推进保障燃煤自备电厂可再生能源替代工程建设，制定本细则。
第二条燃煤自备电厂可再生能源替代工程是基于自备电厂的调峰空间，配置相匹配的新能源规模，新能源所发电量替代自备电厂原有供电量。新能源与其自备电厂均不得向其他企业供电，不得向公网送电，不占用公网调峰资源及消纳空间。鼓励燃煤自备电厂实施深度灵活性改造以增加电厂调峰空间。
第二章 申报条件
第三条燃煤自备电厂机组在最小技术出力工况下可以连续安全稳定运行6小时以上，改造后机组调节速率不低于改造前。
第四条新能源建设企业和燃煤自备电厂须是同一法人或同一集团控股法人；配置新能源规模不高于自备电厂调峰能力，新能源与自备电厂的合计出力不大于原自备电厂最大出力，不得占用公网调峰资源。
第五条新能源项目及接入工程需取得相关限制性排查文件；燃煤自备电厂应出具正式承诺，在项目运行期内，因负荷停运（检修）或调峰能力不足造成弃风弃光，自行承担风险。
第三章 建设管理
第六条新能源项目不得早于燃煤自备电厂调峰措施、储能设施投产，且与燃煤自备电厂运行周期匹配。
第七条新能源应直接接入该企业用户变电站，接入工程由新能源企业投资建设。
第八条燃煤自备电厂可再生能源替代工程中的自发自用电量暂不征收系统备用费和政策性交叉补贴。待国家相应政策出台后，按国家政策执行。
第四章 申报审批
第九条项目投资主体自行编制燃煤自备电厂可再生能源替代工程申报方案，报送项目所在盟市能源主管部门。
第十条盟市能源主管部门会同相关部门组织项目评审，对符合条件的项目印发项目批复文件，并上报自治区能源局备案。
第五章 组织实施
第十一条盟市能源主管部门应按批复要求及时核准（备案）项目。项目投资主体严格按批复方案进行项目建设，不得变更建设内容、股权结构。
第十二条盟市能源主管部门要加强项目建设监管，定期向自治区能源局报送建设情况。
第十三条盟市能源主管部门负责组织有关单位，根据批复方案和相关规定进行验收，验收通过后方可并网，并报自治区能源局备案。
第十四条投资主体须提前制定处置预案，在项目调峰能力降低或停运时，要新建调峰能力，确保实施效果不低于项目申报水平。
第十五条投资主体无力实施的，可向盟市能源主管部门申请终止项目，盟市能源主管部门收回相应的新能源规模。
第六章 附 则
第十六条本细则自公布之日起施行。已批复实施的项目，原则上仍执行原批复要求，以前细则和批复要求中未予明确，但本细则中有明确要求的，可参照本细则执行，已批复项目如需调整可按此细则重新履行申报手续。
第十七条 本细则由内蒙古自治区能源局负责解释。如遇国家政策调整，与国家政策不一致的，按照国家政策执行。
内蒙古自治区火电灵活性改造消纳新能源实施细则2023年修订版（试行）
第一章 总 则
第一条 为落实《内蒙古自治区人民政府办公厅关于推动全区风电光伏新能源产业高质量发展的意见》（内政办发〔2022〕19号）有关规定，推动燃煤电厂火电灵活性制造改造，增加新能源消纳能力，制定本细则。
第二条 本细则适用于内蒙古自治区内自用燃煤电厂（不含自备电厂）火电灵活性制造改造，促进市场化消纳新能源建设项目。
第三条根据燃煤电厂新增调节能力，按照多能互补、不增加系统调峰压力的原则，在确保电力系统安全稳定运行的前提下，煤电与新能源实质性联营，规模化、集约化开发建设新能源。
第二章 申报条件
第四条申报火电灵活性制造改造消纳新能源项目，需同时满足以下条件：
1．燃煤电厂不在国家淘汰限制目录内、不属于国家明确要求关停范围，不含已列为应急备用电源、未批先建等机组；
2．燃煤电厂供电煤耗、污染物排放、水耗等指标达到国家及自治区相关要求，机组最大可调出力达到并网调度协议签订的机组最大出力（新建机组应达到铭牌值）；
3．燃煤电厂机组已运行年限原则上不超过20年；
4．现役机组供热工况调节能力改造后超过机组额定容量的60%，机组纯凝工况调节能力改造后超过机组额定容量的70%；
5．核准在建机组供热工况调节能力超过机组额定容量的65%，机组纯凝工况调节能力超过机组额定容量的75%；
6．机组在最小技术出力工况下可以连续安全稳定运行6小时以上。机组改造后，调节速率、最大可调出力、供热量、热电比不低于改造前；
7．机组新增调节能力应在新能源全寿命周期内有效。公用电厂新增调节能力，等于制造改造后总的调节能力，减去改造前与电网企业签订的调节能力（新建机组按50%考虑）；
8．新能源规划建设场址应取得盟市和电网企业出具的同意意见，新能源项目、拟接入线路工程需取得相关限制性排查文件；
第三章 建设管理
第五条自治区内发电集团统筹本区域内火电灵活性制造改造，整合新增调节空间，按照新增调节空间1:1确定新能源规模。
第六条配建的新能源要与相应的灵活性制造改造的燃煤电厂实现实质性联营，新能源具体运行模式由发电企业与电网企业协商确定。
第七条发电集团按照自治区规划的新能源区域，确定新能源场址。新能源规模在50万千瓦以内的，按1个场址规划建设；规模在50-100万千瓦之间的，规划建设场址不超过2个；规模在100万千瓦以上的，规划建设场址不超过3个。
第八条电网企业按照新能源场址，规划建设汇集变电站和接入线路。接入线路由电网企业建设，也可由新能源项目投资主体建设，经新能源项目投资主体与电网企业协商一致后，接入线路可适时由电网企业依法依规回购。
第四章 申报审批
第九条项目投资主体自行编制火电灵活性改造消纳新能源申报方案，报送项目所在盟市能源主管部门，内容包括火电灵活性制造改造方案、新能源开发建设方案和煤电与新能源实质性联营方案。
第十条盟市能源主管部门会同相关部门组织项目评审，对符合条件的项目印发项目批复文件，并上报自治区能源局备案。
第五章 组织实施
第十一条盟市能源主管部门应按批复要求及时核准（备案）项目。项目投资主体严格按批复方案进行项目建设，不得变更建设内容、股权结构。
第十二条盟市能源主管部门要加强项目建设监管，定期向自治区能源局报送建设情况。
第十三条火电灵活性改造完成后，由电网企业组织验收，重新签订并网调度协议，报自治区能源局备案。
第十四条新能源建成后，盟市能源主管部门负责组织有关单位进行验收。通过后，电网企业按已验收的火电灵活性改造规模，安排对应规模的新能源并网。
第十五条发电集团按印发的年度计划开展机组灵活性改造和新能源建设，新能源建设规模超出灵活性改造规模部分不予并网，造成的损失由发电集团自行承担。
第十六条投资主体无力实施的，可向盟市能源主管部门申请终止项目，盟市能源主管部门收回相应的新能源规模。
第六章 附 则
第十七条本细则自公布之日起施行。已批复实施的项目，原则上仍执行原批复要求，以前细则和批复要求中未予明确，但本细则中有明确要求的，可参照本细则执行，已批复项目如需调整可按此细则重新履行申报手续。
第十八条本细则由内蒙古自治区能源局负责解释。如遇国家政策调整，与国家政策不一致的，按照国家政策执行。
