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為充分發揮我區資源優勢，促進太陽能發電產業健康有序發展，我局依據國家發展改革委員會《可再生能源發展“十二五”規劃》、《太陽能發電發展“十二五”規劃》、《可再生能源配額管理辦法》和《內蒙古自治區“十二五”電力工業發展規劃》等有關成果，特制定《內蒙古自治區2013~2020年太陽能發電發展規劃》（以下簡稱《規劃》）。《規劃》闡述了我區太陽能發電發展的指導思想和基本原則，明確了太陽能發電的發展目標、開發利用布局和建設重點，是我區“十二五”后期及“十三五”太陽能發電發展的基本依據。
一、規劃基礎和背景
（一）發展基礎
1、太陽能發電發展背景
隨著全球性傳統能源短缺、氣候變暖和環境污染等問題日益突出，各國政府加大了對包括太陽能在內的各種新能源政策扶持力度。近年來，全球太陽能行業呈現出高速發展的勢頭，根據歐洲光伏產業協會（EPIA）公布的統計分析數據，到2013年底，全球太陽能光伏發電容量已累計突破120GW大關。
我國太陽能光伏制造產業也隨之快速成長，已經建立了較好的太陽能光伏電池制造產業基礎，我國大陸地區光伏電池產量達1000萬千瓦，占全球市場份額50%以上，其中5家企業光伏電池產量居全球前10位，形成了國際競爭優勢。
我國太陽能發電隨著投資成本的降低，進入了規模應用階段，截止2013年底，我國太陽能發電裝機規模預計超過1800萬千瓦，遍布20多個省區。
2、我區太陽能產業發展現狀
（1）我區太陽能發電發展現狀
隨著國家太陽能補貼電價等配套扶持政策的出臺，太陽能電池組件價格的不斷下跌，太陽能發電項目的經濟性有了顯著的提高，我區太陽能電站開發企業呈現出積極地開發建設意愿。根據內蒙古電力行業協會公布的統計數據，截止2013年底，我區太陽能發電裝機規模累計達到114萬千瓦。
（2）我區太陽能制造業現狀
內蒙古擁有豐富的優質硅礦資源，已發現礦產地40余處，僅巴彥淖爾市硅石資源儲量就達3.37億噸，大部分礦床硅礦石品位達到97%以上，符合生產工業硅指標要求。截止2012年底，入駐我區具備生產能力的太陽能光伏制造企業11家、項目15個。其中硅材料制造項目8個，設計年產能24400噸；硅片生產項目3個，設計年產能95萬千瓦；電池片制造項目1個，年產能5.5萬千瓦；電池組件制造項目3個，年產能20.5萬千瓦。為扶持我區光伏制造業，將我區打造成為西部重要的光伏產業制造中心，我區出臺了《關于支持光伏產業發展有關事宜的通知》（內政發[2013]29號）等配套政策。
3、我區太陽能資源狀況
根據美國宇航局NASA 數據庫氣象資料統計，我區太陽能資源較豐富，太陽能總輻射為1331~1722 千瓦時/（平方米？年），僅次于西藏，居全國第二位。全區太陽能資源分布特點是自東向西南遞增，阿拉善盟、鄂爾多斯市和巴彥淖爾市等地區太陽能資源較好，尤其是阿拉善盟額濟納旗太陽能資源最為豐富。根據資源數據，暫將內蒙古自治區太陽能資源劃分為6個區：較豐富區Ⅰ、較豐富區Ⅱ、較豐富區Ⅲ、較豐富區Ⅳ、較豐富區Ⅴ和較貧乏區Ⅵ。
（1）較豐富區Ⅰ
太陽能總輻射1700~1740（千瓦時/（平方米？年）），主要分布在阿拉善盟阿右旗、額濟納旗；鄂爾多斯市杭錦旗、鄂托克旗。
（2）較豐富區Ⅱ
太陽能總輻射1650~1700（千瓦時/（平方米？年）），主要分布在呼和浩特市新城區、回民區、玉泉區、賽罕區、土默特左旗、托克托縣、和林格爾縣、清水河縣；包頭市東河區、昆都侖區、青山區、九原區、石拐區、白云礦區、土默特右旗、固陽縣、達茂旗；錫林郭勒盟二連浩特市、蘇尼特右旗、鑲黃旗；烏蘭察布市集寧區、豐鎮市、察右前旗、察右后旗、涼城縣、卓資縣、興和縣、商都縣；鄂爾多斯市東勝區、達拉特旗、準格爾旗、伊金霍洛旗、烏審旗、鄂托克前旗；巴彥淖爾市五原縣、烏拉特中旗、烏拉特前旗；烏海市海勃灣區、烏達區、海南區；阿拉善盟阿左旗。
（3）較豐富區Ⅲ
太陽能總輻射1600~1650（千瓦時/（平方米？年）），主要分布在呼和浩特市武川縣；赤峰市喀喇沁旗、寧城縣；錫林郭勒盟蘇尼特左旗、太仆寺旗、正鑲白旗、正藍旗、多倫縣；烏蘭察布市四子王旗、察右中旗；巴彥淖爾市臨河區、磴口縣、杭錦后旗、烏拉特后旗。
（4）較豐富區Ⅳ
太陽能總輻射1500~1600（千瓦時/（平方米？年）），主要分布在興安盟科右中旗、突泉縣；通遼市科爾沁區、霍林郭勒市、科左中旗、科左后旗、開魯縣、庫倫旗、奈曼旗、扎魯特旗；赤峰市紅山區、元寶山區、松山區、阿魯科爾沁旗、巴林左旗、巴林右旗、林西縣、克什克騰旗、翁牛特旗、敖漢旗；錫林郭勒盟錫林浩特市、阿巴嘎旗、東烏旗、西烏旗。
（5）較豐富區Ⅴ
太陽能總輻射1400~1500（千瓦時/（平方米？年）），主要分布在呼倫貝爾市海拉爾區、滿洲里市、莫力達瓦達斡爾族自治旗、鄂溫克族自治旗、新左旗、新右旗、陳巴爾虎旗；興安盟烏蘭浩特市、阿爾山市、科右前旗、扎賚特旗；烏蘭察布市化德縣。
（6）較貧乏區Ⅵ
太陽能總輻射≤1400（千瓦時/（平方米？年）），主要分布在呼倫貝爾市扎蘭屯市、牙克石市、額爾古納市、根河市、阿榮旗、鄂倫春自治旗。
4、內蒙古電網現狀
內蒙古自治區電網包括蒙西電網和蒙東電網兩部分。蒙西電網供電區域為自治區六市二盟，涵蓋了內蒙古自治區大部分地區，包括呼和浩特市、包頭市、烏海市、鄂爾多斯市、巴彥淖爾市、烏蘭察布市、阿拉善盟、錫林郭勒盟。蒙東電網供電區域為東四盟市，包括呼倫貝爾市、興安盟、通遼市、赤峰市。
截止2011年底，蒙西電網覆蓋范圍內共有500kV變電站16座，主變28臺，總變電容量2100萬kVA;220kV公用變電站97座，主變182臺，總變電容量2625.90萬kVA。110kV變電站199座，主變311臺，總變電容量1172.53萬kVA。35kV變電站410座，主變656臺，總變電容量536.28萬kVA。500kV線路46回，總長4191.04km;220kV線路405回，線路總長12805.69km;110kV線路總長7854km;35kV線路總長10235km。
“十一五”期間內蒙古電網電源建設力度較大，因此電力盈余較多，該情況一直延續到“十二五”初期，2012年內蒙古電網電力盈余裝機851MW，因此本次規劃太陽能發電考慮以低電壓等級接入，主要用于滿足電網末端電力需求。
截止2012年底，蒙東電網500kV電網從無到有，逐步從赤峰通遼延伸到呼興地區，呼興電網并入東北電網，解決了長期孤立運行的問題。東北電網已經覆蓋了東北地區的黑龍江、吉林、遼寧三省和蒙東的赤峰市、通遼市、興安盟。
截止2011年底，220kV變電站84座，主變139臺，總變電容量1693萬kVA。110kV變電站45座，主變89臺，總變電容量291.78萬kVA。66kV變電站400座，主變795臺，總變電容量781.23萬kVA。35kV變電站71座，主變105臺，總變電容量50.69萬kVA。20kV變電站2座，主變10臺，總變電容量57.4萬kVA。
（二）困難和問題
與常規電力相比，太陽能發電無論在技術經濟性方面，還是在與電力系統適應性方面，還存在許多亟待解決的問題。
1、經濟性仍是制約太陽能發電發展的主要因素
目前光伏發電的成本仍然很高，是常規能源發電成本的3倍左右，太陽能發電主要依靠國家的高額補貼實現發展，經濟性仍然是制約著太陽能發電發展的主要因素。
2、光伏制造業亟待轉型升級
光伏制造關鍵技術研發滯后，主要生產設備依賴進口，缺乏核心競爭力，許多企業生產規模小，技術水平不高，低劣產品擾亂市場和無序競爭現象時有發生，產業亟待整合和轉型升級，行業管理需要加強。
3、促進太陽能發電發展的政策體系還不完善
目前，促進太陽能發電發展的土地、價格、財稅等方面的經濟政策和電網接入等技術的支持推廣政策還不夠完善，適用于分布式光伏發電的電力管理體制還不成熟，完善太陽能發電政策體系、促進電力體制改革的任務十分迫切。
4、我區新能源電力消納水平有待提高
我區電力供需現狀處于“供大于求”的局面，不僅要促進新能源電力本地消納，還要加強電力外送通道建設，提高電網調峰能力，進行電力外送任務艱巨。
5、太陽能發電布局合理性需加強
我區太陽能資源富集地區主要分布在遠離電力負荷中心的偏遠地帶，大規模建設太陽能發電項目，通過遠距離送電，存在不合理性。需進一步合理布局太陽能發電，大力發展分布式發電。
二、電力需求預測
隨著國家實施擴大內需、促進經濟增長的一系列政策和措施的實施，我區提出了“國民經濟和社會發展第十二個五年規劃綱要”和“8337”的發展思路，要把我區規劃建設成為清潔能源輸出基地、現代煤化工生產示范基地、有色金屬生產加工和現代裝備制造等新型產業基地、綠色農畜產品生產加工輸出基地和體現草原文化獨具北疆特色的旅游觀光休閑度假基地。其中保障北京、服務華北、面向全國的清潔能源輸出基地尤為重要。根據我區蒙西、蒙東電網規劃全社會用電量和電力負荷預測成果，預計我區“十二五”和“十三五”期間電力需求將顯著增長。
（一）全社會用電量增長預測
1、蒙西地區
根據內蒙古自治區國民經濟和社會發展目標、蒙西地區“九五”至今用電增長情況，采用電耗法、分產業預測法、時間序列預測法（趨勢預測法）和一元回歸預測法對蒙西電網全社會用電量進行預測，采用彈性系數法進行校核，最后確定地區全社會用電量的高、低兩個預測方案。
對比用各種預測方法預測的結果，使用時間序列法得出的預測值最高，使用非線性回歸法預測出結果最低。
2、蒙東地區
2012~2017年，蒙東地區面臨較好的國內外發展環境，經濟將持續快速增長，全社會用電量也將明顯上升。近期蒙東地區定位為：國家新型能源重化工業、有色金屬開采冶煉加工業和綠色農畜產品生產加工業基地；東北亞地區重要的交通樞紐和物流集散地。蒙東地區將依據其戰略定位、自然資源、區位條件和優惠政策，規劃建設一批具有地區特色的大型工業項目，如呼倫貝爾的煤化工和礦產產業、通遼的霍林河鋁廠礦區和奈曼工業園區、興安盟的經濟技術開發區和哈日諾爾煤化工園區、赤峰的經濟技術開發區和工業園區。
綜合彈性系數法、產值單耗法、人均用電法、部門分析法、回歸分析法與重點項目法的預測結果，推薦2012~2017 年蒙東地區全社會用電量的預測結果為：368億千瓦時、398億千瓦時、435億千瓦時、478億千瓦時、524億千瓦時和568億千瓦時。根據蒙東地區25年歷年供電量與全社會用電量的比重，推算蒙東2012~2017年的供電量分別為264億千瓦時、286億千瓦時、312億千瓦時、344億千瓦時、377億千瓦時和410億千瓦時。
（二）電力負荷增長預測
1、蒙西地區
“十二五”期間，根據內蒙古“8337”發展思路，未來蒙西地區負荷結構將仍以工業負荷為主。沿黃河沿交通干線重點工業集中區和重點工業園區進行規劃，也重點推動建設多個工業集中區和重點工業園區。煤化工重點布局在大路、獨貴塔拉、上海廟等工業園區，鹽堿化工重點布局在“小三角”工業集中區，稀土產業重點布局在包頭高新技術開發區，裝備制造業重點在包頭青山、東勝等園區，有色、樹脂延伸加工及模具重點布局在包頭鋁業、金山（金川）工業園區，農畜產品加工重點在和林格爾盛樂、巴彥淖爾、烏蘭察布等經濟技術開發區。
根據蒙西地區歷年供電負荷特點及蒙西地區國民經濟和電力工業發展情況，綜合考慮地區國民經濟發展規劃、產業政策和大中型工業項目建設情況，對以上各地區按供電區進行了負荷預測。
2、蒙東地區
推薦2012年-2017年蒙東地區全社會最大負荷的預測結果為553萬千瓦、600萬千瓦、657萬千瓦、725萬千瓦、793 萬千瓦和859萬千瓦。預測蒙東2012-2017年的供電最大負荷分別為403萬千瓦、437萬千瓦、480萬千瓦、531萬千瓦、584萬千瓦和635萬千瓦。
（三）電力負荷特性預測
1、蒙西地區
（1）年負荷特性。2005年～2012年蒙西電網年最大供電負荷年均增速超過了15%，且最大值多出現于冬季（2008特殊情況除外）。
到2015年，年負荷特性仍然保持歷年趨勢，預計年最大負荷仍發生于冬季，供電負荷峰谷差預計為460萬千瓦。主要原因仍是冬季供暖負荷較大，且工業用電比重大，峰谷電價未執行，用戶利用低谷時段生產的現象少。
（2）日負荷特性。根據2008～2012年夏季、冬季典型日負荷曲線變化來看，夏季午高峰出現在中午11時～12時，晚高峰出現在19時～21時，最小值出現在凌晨3時～4時；冬季典型日負荷曲線變化率也基本相同，午高峰出現在中午11時～12時，與夏季基本一至，晚高峰出現在18時～20時，較夏季出現時間早1小時左右，最小值出現在凌晨4～5時。
到2015年蒙西電網負荷結構基本沒有變化，因此夏、冬季典型日負荷曲線與歷年基本相同，典型日負荷率γ、日最小負荷率β見2015年典型日負荷特性表，日負荷特性曲線見下圖。2020年負荷結構有一定調整，但日負荷曲線趨勢無太大變化。
2、蒙東地區
（1）年負荷特性。蒙東電網上半年負荷較小，下半年負荷較大，最大負荷出現在年中或年末，最小負荷出現在年初。
2005-2011年蒙東地區年負荷特性
（2）日負荷特性。蒙東電網冬季典型日負荷曲線有一個早峰、一個午峰和一個晚峰。0點～3點左右，負荷下降，3點左右達到全天最低點，早峰出現在早8點左右，隨后增長至12點左右達到午峰。12點后用電負荷下降，達到曲線變化的拐點15 點附近后逐漸上升，至19 點附近達到晚峰。晚峰持續時間較長，此后負荷開始急劇下降，直至次日凌晨3點左右達到最低值。
三、指導思想、基本原則和規劃目標
（一）指導思想
以消納為導向，以保障電網安全運行為前提，以提高太陽能發電和電網運行效率為基準，依托電網條件，科學、有序、合理布局太陽能發電，本著“就近上網、就地消納”的原則，強化和擴大太陽能清潔能源的利用。將我區打造成為國家重點的太陽能發電利用基地。
（二）基本原則
1、低電壓等級就近接入當地配電網，實現本地消納。蒙西地區太陽能項目的建設應考慮以110kV及以下電壓等級接入配電網，蒙東地區應考慮以66kV及以下電壓等級接入配電網，所發電力就地消納。110kV及66kV輸電線路經濟輸電距離為5~10km之間，35kV輸電線路經濟輸電距離為5km以內。
2、太陽能發電多元化發展。鼓勵在有條件的城鎮公共設施、商業建筑及產業園區的建筑屋頂安裝分布式光伏發電系統，支持以綠色能源示范縣、新能源示范城市、分布式光伏發電規模化應用示范區等模式進行太陽能項目建設，推進太陽能多元化利用，實現多種經營模式共同發展。
3、利用太陽能資源優勢打造光伏產業鏈。在光伏電站的建設與發展中，以光伏的發展帶動當地制造業的發展，以光伏建設為中心，發展光伏研發、制造、安裝等產業，從而在當地形成光伏產業鏈，在更好發展新能源光伏產業的同時，也帶動當地經濟的發展，取得雙贏的效果。
（三）規劃目標
本太陽能發電發展規劃水平年為2015年、2017年和2020年。規劃到2015年，內蒙古太陽能發電裝機規模達到2600兆瓦；到2017年，內蒙古太陽能發電裝機規模達到4000兆瓦；到2020年，內蒙古太陽能發電裝機規模達到6000兆瓦。
四、重點發展領域
（一）有序推進光伏電站建設
按照“合理布局、就近上網、當地消納、有序推進”的總體思路，根據當地電力市場發展和能源結構調整需求，在落實市場消納條件的前提下，結合當地太陽能資源、土地資源以及水資源等建設條件，適當發展大型地面光伏電站和太陽能熱發電站，有序推進各種類型的太陽能發電項目的建設。協調太陽能電站與配套電網規劃和建設，保證太陽能電站發電及時并網和高效利用。
（二）大力推廣分布式光伏發電應用
鼓勵各類電力用戶按照“自發自用、余量上網，電網調節”的方式建設分布式光伏發電系統。優先支持用電價格較高的工商業企業、工業園區建設規模化的分布式光伏發電系統。重點支持在學校、醫院、黨政機關、事業單位、居民社區建筑和構筑物等推廣小型分布式光伏發電系統；在城鎮化發展過程中充分利用分布式太陽能，結合建筑節能加強光伏發電應用，推進光電建筑一體化建設；鼓勵在城市路燈照明、城市景觀以及通訊基站、交通信號等領域推廣分布式光伏發電；利用分布式光伏發電系統解決無電地區缺電問題。
（三）鼓勵太陽能發電與新農村建設發展相結合
在新農村建設中支持光伏發電應用。到2020年，我區規劃建成30個以上光伏示范村鎮，積極推廣光伏科技大棚的開發建設，利用太陽能發電的同時，高效綜合利用土地進行規模化種植和示范養殖。鼓勵新農村新建社區建筑充分與太陽能發電相結合，保障新農村群眾生活、生產用能，改善村民生活環境。
（四）拓展智能微網的建設開發
按照“因地制宜、多能互補、靈活配置、經濟高效”的思路，開展適合分布式光伏發電運行特點和規模化應用的新能源智能微網試點、以自主運行為主的方式解決特定區域的用電問題，建立充分利用新能源發電和電網提供系統支持的新型供用電模式。
五、太陽能發電規劃發展布局
根據我區由西南向東遞減的太陽能資源分布特性，以及我區電網建設情況和接入條件，結合各地區的建設條件和電力消納能力，本規劃初步確定我區太陽能發電發展重點布局在資源豐富的蒙西地區。分布式太陽能發電規劃目標僅作為指導建議，供各地區參考。各地區分布式太陽能發電發展不受規劃目標限制，不納入補貼計劃管理范疇。
（一）蒙西地區重點發展區域
1、阿拉善盟
阿拉善盟地區太陽能資源豐富，是我區太陽能資源最豐富地區，年總輻射量在1699.33～1721.55kWh/m2之間。阿拉善盟位于蒙西電網末端，存在電網網架薄弱、供電區域大、輸電線路長、供電不穩定等問題。本次規劃考慮利用當地豐富的太陽能資源，建設太陽能電站，作為電網末端的電源支撐，增強供電能力。規劃到2015年阿拉善盟太陽能發電裝機250兆瓦，到2017年發電裝機達到350兆瓦，到2020年發電裝機達到550兆瓦。
2、巴彥淖爾市
巴彥淖爾市太陽能資源豐富，年總輻射量在1636.99～1685.14kWh/m2之間，且水資源較充足。巴彥淖爾市地區受益于黃河水域流經，形成了以河套平原為核心區域的農業產業基地。本次規劃巴彥淖爾市地區太陽能電站建設，主要以結合設施農業為主，集中于河套地區；同時充分利用烏拉特中旗和烏拉特后旗廣袤的荒漠化土地資源，以及已建成的風電場，形成風光同場模式。此外，結合當地充足的水資源條件，建設部分光熱電站。規劃到2015年巴彥淖爾市太陽能發電裝機400兆瓦，到2017年發電裝機達到500兆瓦，到2020年發電裝機達到650兆瓦。
3、鄂爾多斯市
鄂爾多斯市是我區僅次于阿拉善盟的太陽能資源豐富地區，年總輻射量在1675.14～1705.77kWh/m2之間。鄂爾多斯市地區是呼包鄂經濟帶的重點區域，而且規劃建設有多個沿黃沿線工業園區，近幾年經濟發展以工業為主，用電負荷需求增長較快。本次規劃鄂爾多斯市主要考慮建設分布式太陽能電站，就近解決電網末端用電需求；同時考慮就近接入當地工業園區，解決園區工業用電需求。此外，結合當地充足的水資源條件，建設部分光熱電站。規劃到2015年鄂爾多斯市太陽能發電裝機200兆瓦，到2017年發電裝機達到350兆瓦，到2020年發電裝機達到550兆瓦。
4、包頭市
包頭市太陽能年總輻射量在1658.05～1675.14kWh/m2之間，是我區經濟發展中心和用電負荷中心，電力需求大，負荷增長較快。本次規劃包頭市太陽能電站主要以解決用電需求為主；同時結合達茂旗已建成的風電場及農業設施，建設部分風光同場和光伏農業項目。規劃到2015年包頭市太陽能發電裝機200兆瓦，到2017年發電裝機達到350兆瓦，到2020年發電裝機達到550兆瓦。
5、呼和浩特市
呼和浩特市年總輻射量在1646.24～1676.14kWh/m2之間，太陽能資源較豐富。呼和浩特市作為我區的首府，也是我區政治和文化中心。本次規劃呼和浩特市太陽能電站建設，考慮結合城鎮公共設施、商業建筑等屋頂建設光電建筑一體化系統，亮化城市環境，提升首府形象；同時結合呼和浩特市的設施農業建設光伏電站。規劃到2015年呼和浩特市太陽能發電裝機250兆瓦，到2017年發電裝機達到400兆瓦，到2020年發電裝機達到650兆瓦。
6、烏蘭察布市
烏蘭察布市是我區太陽能較豐富地區，年總輻射量在1400.09～1666.32kWh/m2之間，而且近幾年工業發展主要以高載能產業為主，用電負荷需求增長快。本次規劃烏蘭察布市太陽能電站建設，主要以解決新增工業用電負荷需求為主。規劃到2015年烏蘭察布市太陽能發電裝機450兆瓦，到2017年發電裝機達到580兆瓦，到2020年發電裝機達到750兆瓦。
7、錫林郭勒盟
錫林郭勒盟年總輻射量在1536.31～1667.32kWh/m2之間。由于其位于蒙西電網末端，存在電網網架薄弱，本地負荷需求小的問題。規劃到2015年錫林郭勒盟太陽能發電裝機200兆瓦，到2017年發電裝機達到400兆瓦，到2020年發電裝機達到550兆瓦（不包括二連浩特市）。
錫林郭勒盟二連浩特市是我區計劃單列市，地處我國北部邊疆，與蒙古國接壤，屬于電網末端，適合結合風電場建設風光互補城市供電系統。規劃到2015年太陽能發電裝機100兆瓦，到2017年發電裝機達到200兆瓦，到2020年發電裝機達到250兆瓦。
8、烏海市
烏海市太陽能資源豐富，是我區太陽能資源最豐富地區之一，年總輻射量為1685.4kWh/m2。但由于烏海市礦產資源豐富，可利用土地面積較小，而且當地發展以工業為主，環境污染相對嚴重，影響光伏電站建設和運行，因此本次規劃烏海市僅少量建設部分項目。規劃到2015年烏海市太陽能發電裝機30兆瓦，到2017年發電裝機達到50兆瓦，到2020年發電裝機達到80兆瓦。
（二）蒙東地區重點發展區域
1、赤峰市
赤峰市太陽能年總輻射量在1530.96～1633.46kWh/m2之間，資源較豐富，水資源也較為充足。赤峰市太陽能電站主要以并網光伏項目建設為主；同時利用當地的水資源條件，建設部分光熱電站。規劃到2015年赤峰市太陽能發電裝機150兆瓦，到2017年發電裝機達到250兆瓦，到2020年發電裝機達到470兆瓦。
2、通遼市
通遼市太陽能年總輻射量在1508.05~1580.41kWh/m2之間。通遼市太陽能電站建設主要以光伏并網項目為主，用于解決當地工業用電；同時建設部分光熱電站。規劃到2015年，通遼市太陽能發電裝機200兆瓦，到2017年發電裝機達到300兆瓦，到2020年發電裝機達到500兆瓦。
3、其他地區
興安盟和呼倫貝爾市屬于我區太陽能資源一般地區，年總輻射量在1331~1510kWh/m2之間。當地網架結構薄弱，部分地區存在供電能力不足的問題。規劃到2015年興安盟太陽能發電裝機100兆瓦，到2017年發電裝機達到140兆瓦，到2020年發電裝機到200兆瓦。
呼倫貝爾市規劃到2015年，太陽能發電裝機50兆瓦，到2017年發電裝機達到80兆瓦，到2020年發電裝機達到150兆瓦。
滿洲里市規劃到2015年，太陽能發電裝機20兆瓦，到2017年發電裝機達到50兆瓦，到2020年發電裝機達到100兆瓦。
六、促進太陽能發電發展的主要政策措施
（一）國家支持光伏產業健康發展
2013年7月國務院下發了《關于促進光伏產業健康發展的若干意見》（國發[2013]24號），文件指出光伏產業是全球能源科技和產業的重要發展方向，是具有巨大發展潛力的朝陽產業，也是我國具有國際競爭優勢的戰略性新興產業。要求完善光伏產業支持政策，通過市場機制激發國內市場有效需求，擴大光伏發電的應用。2013~2015年，全國年均新增光伏發電裝機容量1000萬千瓦左右，到2015年總裝機容量達到3500萬千瓦以上。
（二）電價和補貼政策
根據國家發展改革委《關于完善太陽能光伏發電上網電價政策的通知》（發改價格[2011]1594號）規定，明確了非招標太陽能光伏發電項目實行全國統一的標桿上網電價；已享受中央財政補貼的光伏發電項目執行當地脫硫燃煤機組標桿上網電價執行。根據光伏發電成本變化等因素，合理調減光伏電站上網電價和分布式光伏發電補貼標準。太陽能光伏發電項目上網電價高于當地脫硫燃煤機組標桿上網電價的部分，仍按照《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法》（發改價格[2006]7號）有關規定，通過全國征收的可再生能源電價附加解決。根據光伏發電發展的需要，調整可再生能源電價附加征收標準，擴大可再生能源發展基金規模光伏發電規模。光伏發電規模與國家可再生能源發展基金規模相協調。上網電價及補貼的執行期限原則上為20年。
（三）太陽能發電補貼資金撥付管理政策
國家財政部出臺的《可再生能源補貼資金撥付管理辦法》明確了資金撥付的程序、時限和結算方式等，有效改進了補貼資金撥付管理。對光伏電站，要求電網公司與發電企業按月全額結算；對分布式光伏發電，建立有電網企業按月轉付補貼資金的制度。中央財政按季度向電網企業預撥補貼資金，確保補貼資金及時足額到位。鼓勵地方財政建立補貼配套資金支持太陽能發電項目的發展。
（四）分布式太陽能發電扶持政策
國家發展改革委2013年7月出臺的《分布式發電管理暫行辦法》（發改能源[2013]1381號），加大了財稅方面對分布式光伏發電的支持，加大了農村和牧區光伏發電應用以及無電地區光伏發電項目建設的支持。對分布式光伏發電自發自用電量免收可再生能源電價附加等針對電量征收的各類政府性基金，以及系統備用容量費和其他相關并網服務費。
（五）太陽能發電土地使用管理政策
國家要求對利用戈壁荒灘等未利用土地建設光伏發電項目的在土地規劃、計劃安排時予以適度傾斜，不涉及轉用的，可不占用土地年度計劃指標。可探索采用租賃國有未利用土地的供地方式，降低工程的前期投入成本。光伏發電項目使用未利用土地的，依法辦理用地審批手續后，可采用劃撥方式供地。
（六）我區支持光伏產業發展政策
自治區人民政府于2013年3月出臺了《關于支持光伏產業發展有關事宜的通知》（內政發[2013]29號），利用我區優勢創造條件，吸引國內光伏制造產業加快向我區轉移，通過擴大太陽能電站的建設，帶動我區太陽能制造業的發展。鼓勵區內建設的光伏發電項目在同質同價條件下優先采購本土生產的多晶硅（單晶硅）原料、組件。
七、環境及節能效益分析
（一）環境效益分析
由于太陽能資源是一種不消耗礦物燃料的可再生能源，太陽能發電的使用，相當于節省相同數量電能所需的礦物燃料，這樣可以減少開發一次能源如煤、石油、天然氣的數量，同時節約大量的水資源。此外，太陽能電站的生產過程是將當地的太陽能轉變為電能的過程，在整個工藝流程中，不產生大氣、水體、固體廢棄物等方面的污染物，也不會產生大的噪聲污染。因此，光伏發電項目不僅可以帶來較好的經濟效益，其社會和環境效益更為顯著。
（二）節能效益分析
到2020年，規劃太陽能發電裝機達到6000兆瓦，年發電量約為780000萬kWh。按火電每kW?h電量消耗330g標準煤計算，規劃項目全部實施后，每年可節約2574000t標準煤。除了可以減少煤耗，還可減少因開發一次能源所造成的諸多環境問題。按照火電站各項廢氣、廢渣的排放標準：煙塵為0.4g/千瓦時、二氧化硫2.3g/千瓦時、二氧化碳822g/千瓦時、灰渣119.45g/千瓦時，每年可減少排放煙塵約3120t、二氧化硫約17940t、二氧化碳約6411600t，灰渣約931710t。
由此可見，太陽能項目的開發建設符合國家可持續發展的原則和能源政策，并具有顯著的節能減排效果，對環境保護意義重大。
一、規劃基礎和背景
（一）發展基礎
1、太陽能發電發展背景
隨著全球性傳統能源短缺、氣候變暖和環境污染等問題日益突出，各國政府加大了對包括太陽能在內的各種新能源政策扶持力度。近年來，全球太陽能行業呈現出高速發展的勢頭，根據歐洲光伏產業協會（EPIA）公布的統計分析數據，到2013年底，全球太陽能光伏發電容量已累計突破120GW大關。
我國太陽能光伏制造產業也隨之快速成長，已經建立了較好的太陽能光伏電池制造產業基礎，我國大陸地區光伏電池產量達1000萬千瓦，占全球市場份額50%以上，其中5家企業光伏電池產量居全球前10位，形成了國際競爭優勢。
我國太陽能發電隨著投資成本的降低，進入了規模應用階段，截止2013年底，我國太陽能發電裝機規模預計超過1800萬千瓦，遍布20多個省區。
2、我區太陽能產業發展現狀
（1）我區太陽能發電發展現狀
隨著國家太陽能補貼電價等配套扶持政策的出臺，太陽能電池組件價格的不斷下跌，太陽能發電項目的經濟性有了顯著的提高，我區太陽能電站開發企業呈現出積極地開發建設意愿。根據內蒙古電力行業協會公布的統計數據，截止2013年底，我區太陽能發電裝機規模累計達到114萬千瓦。
（2）我區太陽能制造業現狀
內蒙古擁有豐富的優質硅礦資源，已發現礦產地40余處，僅巴彥淖爾市硅石資源儲量就達3.37億噸，大部分礦床硅礦石品位達到97%以上，符合生產工業硅指標要求。截止2012年底，入駐我區具備生產能力的太陽能光伏制造企業11家、項目15個。其中硅材料制造項目8個，設計年產能24400噸；硅片生產項目3個，設計年產能95萬千瓦；電池片制造項目1個，年產能5.5萬千瓦；電池組件制造項目3個，年產能20.5萬千瓦。為扶持我區光伏制造業，將我區打造成為西部重要的光伏產業制造中心，我區出臺了《關于支持光伏產業發展有關事宜的通知》（內政發[2013]29號）等配套政策。
3、我區太陽能資源狀況
根據美國宇航局NASA 數據庫氣象資料統計，我區太陽能資源較豐富，太陽能總輻射為1331~1722 千瓦時/（平方米？年），僅次于西藏，居全國第二位。全區太陽能資源分布特點是自東向西南遞增，阿拉善盟、鄂爾多斯市和巴彥淖爾市等地區太陽能資源較好，尤其是阿拉善盟額濟納旗太陽能資源最為豐富。根據資源數據，暫將內蒙古自治區太陽能資源劃分為6個區：較豐富區Ⅰ、較豐富區Ⅱ、較豐富區Ⅲ、較豐富區Ⅳ、較豐富區Ⅴ和較貧乏區Ⅵ。
（1）較豐富區Ⅰ
太陽能總輻射1700~1740（千瓦時/（平方米？年）），主要分布在阿拉善盟阿右旗、額濟納旗；鄂爾多斯市杭錦旗、鄂托克旗。
（2）較豐富區Ⅱ
太陽能總輻射1650~1700（千瓦時/（平方米？年）），主要分布在呼和浩特市新城區、回民區、玉泉區、賽罕區、土默特左旗、托克托縣、和林格爾縣、清水河縣；包頭市東河區、昆都侖區、青山區、九原區、石拐區、白云礦區、土默特右旗、固陽縣、達茂旗；錫林郭勒盟二連浩特市、蘇尼特右旗、鑲黃旗；烏蘭察布市集寧區、豐鎮市、察右前旗、察右后旗、涼城縣、卓資縣、興和縣、商都縣；鄂爾多斯市東勝區、達拉特旗、準格爾旗、伊金霍洛旗、烏審旗、鄂托克前旗；巴彥淖爾市五原縣、烏拉特中旗、烏拉特前旗；烏海市海勃灣區、烏達區、海南區；阿拉善盟阿左旗。
（3）較豐富區Ⅲ
太陽能總輻射1600~1650（千瓦時/（平方米？年）），主要分布在呼和浩特市武川縣；赤峰市喀喇沁旗、寧城縣；錫林郭勒盟蘇尼特左旗、太仆寺旗、正鑲白旗、正藍旗、多倫縣；烏蘭察布市四子王旗、察右中旗；巴彥淖爾市臨河區、磴口縣、杭錦后旗、烏拉特后旗。
（4）較豐富區Ⅳ
太陽能總輻射1500~1600（千瓦時/（平方米？年）），主要分布在興安盟科右中旗、突泉縣；通遼市科爾沁區、霍林郭勒市、科左中旗、科左后旗、開魯縣、庫倫旗、奈曼旗、扎魯特旗；赤峰市紅山區、元寶山區、松山區、阿魯科爾沁旗、巴林左旗、巴林右旗、林西縣、克什克騰旗、翁牛特旗、敖漢旗；錫林郭勒盟錫林浩特市、阿巴嘎旗、東烏旗、西烏旗。
（5）較豐富區Ⅴ
太陽能總輻射1400~1500（千瓦時/（平方米？年）），主要分布在呼倫貝爾市海拉爾區、滿洲里市、莫力達瓦達斡爾族自治旗、鄂溫克族自治旗、新左旗、新右旗、陳巴爾虎旗；興安盟烏蘭浩特市、阿爾山市、科右前旗、扎賚特旗；烏蘭察布市化德縣。
（6）較貧乏區Ⅵ
太陽能總輻射≤1400（千瓦時/（平方米？年）），主要分布在呼倫貝爾市扎蘭屯市、牙克石市、額爾古納市、根河市、阿榮旗、鄂倫春自治旗。
4、內蒙古電網現狀
內蒙古自治區電網包括蒙西電網和蒙東電網兩部分。蒙西電網供電區域為自治區六市二盟，涵蓋了內蒙古自治區大部分地區，包括呼和浩特市、包頭市、烏海市、鄂爾多斯市、巴彥淖爾市、烏蘭察布市、阿拉善盟、錫林郭勒盟。蒙東電網供電區域為東四盟市，包括呼倫貝爾市、興安盟、通遼市、赤峰市。
截止2011年底，蒙西電網覆蓋范圍內共有500kV變電站16座，主變28臺，總變電容量2100萬kVA;220kV公用變電站97座，主變182臺，總變電容量2625.90萬kVA。110kV變電站199座，主變311臺，總變電容量1172.53萬kVA。35kV變電站410座，主變656臺，總變電容量536.28萬kVA。500kV線路46回，總長4191.04km;220kV線路405回，線路總長12805.69km;110kV線路總長7854km;35kV線路總長10235km。
“十一五”期間內蒙古電網電源建設力度較大，因此電力盈余較多，該情況一直延續到“十二五”初期，2012年內蒙古電網電力盈余裝機851MW，因此本次規劃太陽能發電考慮以低電壓等級接入，主要用于滿足電網末端電力需求。
截止2012年底，蒙東電網500kV電網從無到有，逐步從赤峰通遼延伸到呼興地區，呼興電網并入東北電網，解決了長期孤立運行的問題。東北電網已經覆蓋了東北地區的黑龍江、吉林、遼寧三省和蒙東的赤峰市、通遼市、興安盟。
截止2011年底，220kV變電站84座，主變139臺，總變電容量1693萬kVA。110kV變電站45座，主變89臺，總變電容量291.78萬kVA。66kV變電站400座，主變795臺，總變電容量781.23萬kVA。35kV變電站71座，主變105臺，總變電容量50.69萬kVA。20kV變電站2座，主變10臺，總變電容量57.4萬kVA。
（二）困難和問題
與常規電力相比，太陽能發電無論在技術經濟性方面，還是在與電力系統適應性方面，還存在許多亟待解決的問題。
1、經濟性仍是制約太陽能發電發展的主要因素
目前光伏發電的成本仍然很高，是常規能源發電成本的3倍左右，太陽能發電主要依靠國家的高額補貼實現發展，經濟性仍然是制約著太陽能發電發展的主要因素。
2、光伏制造業亟待轉型升級
光伏制造關鍵技術研發滯后，主要生產設備依賴進口，缺乏核心競爭力，許多企業生產規模小，技術水平不高，低劣產品擾亂市場和無序競爭現象時有發生，產業亟待整合和轉型升級，行業管理需要加強。
3、促進太陽能發電發展的政策體系還不完善
目前，促進太陽能發電發展的土地、價格、財稅等方面的經濟政策和電網接入等技術的支持推廣政策還不夠完善，適用于分布式光伏發電的電力管理體制還不成熟，完善太陽能發電政策體系、促進電力體制改革的任務十分迫切。
4、我區新能源電力消納水平有待提高
我區電力供需現狀處于“供大于求”的局面，不僅要促進新能源電力本地消納，還要加強電力外送通道建設，提高電網調峰能力，進行電力外送任務艱巨。
5、太陽能發電布局合理性需加強
我區太陽能資源富集地區主要分布在遠離電力負荷中心的偏遠地帶，大規模建設太陽能發電項目，通過遠距離送電，存在不合理性。需進一步合理布局太陽能發電，大力發展分布式發電。
二、電力需求預測
隨著國家實施擴大內需、促進經濟增長的一系列政策和措施的實施，我區提出了“國民經濟和社會發展第十二個五年規劃綱要”和“8337”的發展思路，要把我區規劃建設成為清潔能源輸出基地、現代煤化工生產示范基地、有色金屬生產加工和現代裝備制造等新型產業基地、綠色農畜產品生產加工輸出基地和體現草原文化獨具北疆特色的旅游觀光休閑度假基地。其中保障北京、服務華北、面向全國的清潔能源輸出基地尤為重要。根據我區蒙西、蒙東電網規劃全社會用電量和電力負荷預測成果，預計我區“十二五”和“十三五”期間電力需求將顯著增長。
（一）全社會用電量增長預測
1、蒙西地區
根據內蒙古自治區國民經濟和社會發展目標、蒙西地區“九五”至今用電增長情況，采用電耗法、分產業預測法、時間序列預測法（趨勢預測法）和一元回歸預測法對蒙西電網全社會用電量進行預測，采用彈性系數法進行校核，最后確定地區全社會用電量的高、低兩個預測方案。
對比用各種預測方法預測的結果，使用時間序列法得出的預測值最高，使用非線性回歸法預測出結果最低。
2、蒙東地區
2012~2017年，蒙東地區面臨較好的國內外發展環境，經濟將持續快速增長，全社會用電量也將明顯上升。近期蒙東地區定位為：國家新型能源重化工業、有色金屬開采冶煉加工業和綠色農畜產品生產加工業基地；東北亞地區重要的交通樞紐和物流集散地。蒙東地區將依據其戰略定位、自然資源、區位條件和優惠政策，規劃建設一批具有地區特色的大型工業項目，如呼倫貝爾的煤化工和礦產產業、通遼的霍林河鋁廠礦區和奈曼工業園區、興安盟的經濟技術開發區和哈日諾爾煤化工園區、赤峰的經濟技術開發區和工業園區。
綜合彈性系數法、產值單耗法、人均用電法、部門分析法、回歸分析法與重點項目法的預測結果，推薦2012~2017 年蒙東地區全社會用電量的預測結果為：368億千瓦時、398億千瓦時、435億千瓦時、478億千瓦時、524億千瓦時和568億千瓦時。根據蒙東地區25年歷年供電量與全社會用電量的比重，推算蒙東2012~2017年的供電量分別為264億千瓦時、286億千瓦時、312億千瓦時、344億千瓦時、377億千瓦時和410億千瓦時。
（二）電力負荷增長預測
1、蒙西地區
“十二五”期間，根據內蒙古“8337”發展思路，未來蒙西地區負荷結構將仍以工業負荷為主。沿黃河沿交通干線重點工業集中區和重點工業園區進行規劃，也重點推動建設多個工業集中區和重點工業園區。煤化工重點布局在大路、獨貴塔拉、上海廟等工業園區，鹽堿化工重點布局在“小三角”工業集中區，稀土產業重點布局在包頭高新技術開發區，裝備制造業重點在包頭青山、東勝等園區，有色、樹脂延伸加工及模具重點布局在包頭鋁業、金山（金川）工業園區，農畜產品加工重點在和林格爾盛樂、巴彥淖爾、烏蘭察布等經濟技術開發區。
根據蒙西地區歷年供電負荷特點及蒙西地區國民經濟和電力工業發展情況，綜合考慮地區國民經濟發展規劃、產業政策和大中型工業項目建設情況，對以上各地區按供電區進行了負荷預測。
2、蒙東地區
推薦2012年-2017年蒙東地區全社會最大負荷的預測結果為553萬千瓦、600萬千瓦、657萬千瓦、725萬千瓦、793 萬千瓦和859萬千瓦。預測蒙東2012-2017年的供電最大負荷分別為403萬千瓦、437萬千瓦、480萬千瓦、531萬千瓦、584萬千瓦和635萬千瓦。
（三）電力負荷特性預測
1、蒙西地區
（1）年負荷特性。2005年～2012年蒙西電網年最大供電負荷年均增速超過了15%，且最大值多出現于冬季（2008特殊情況除外）。
到2015年，年負荷特性仍然保持歷年趨勢，預計年最大負荷仍發生于冬季，供電負荷峰谷差預計為460萬千瓦。主要原因仍是冬季供暖負荷較大，且工業用電比重大，峰谷電價未執行，用戶利用低谷時段生產的現象少。
（2）日負荷特性。根據2008～2012年夏季、冬季典型日負荷曲線變化來看，夏季午高峰出現在中午11時～12時，晚高峰出現在19時～21時，最小值出現在凌晨3時～4時；冬季典型日負荷曲線變化率也基本相同，午高峰出現在中午11時～12時，與夏季基本一至，晚高峰出現在18時～20時，較夏季出現時間早1小時左右，最小值出現在凌晨4～5時。
到2015年蒙西電網負荷結構基本沒有變化，因此夏、冬季典型日負荷曲線與歷年基本相同，典型日負荷率γ、日最小負荷率β見2015年典型日負荷特性表，日負荷特性曲線見下圖。2020年負荷結構有一定調整，但日負荷曲線趨勢無太大變化。
2、蒙東地區
（1）年負荷特性。蒙東電網上半年負荷較小，下半年負荷較大，最大負荷出現在年中或年末，最小負荷出現在年初。
2005-2011年蒙東地區年負荷特性
（2）日負荷特性。蒙東電網冬季典型日負荷曲線有一個早峰、一個午峰和一個晚峰。0點～3點左右，負荷下降，3點左右達到全天最低點，早峰出現在早8點左右，隨后增長至12點左右達到午峰。12點后用電負荷下降，達到曲線變化的拐點15 點附近后逐漸上升，至19 點附近達到晚峰。晚峰持續時間較長，此后負荷開始急劇下降，直至次日凌晨3點左右達到最低值。
三、指導思想、基本原則和規劃目標
（一）指導思想
以消納為導向，以保障電網安全運行為前提，以提高太陽能發電和電網運行效率為基準，依托電網條件，科學、有序、合理布局太陽能發電，本著“就近上網、就地消納”的原則，強化和擴大太陽能清潔能源的利用。將我區打造成為國家重點的太陽能發電利用基地。
（二）基本原則
1、低電壓等級就近接入當地配電網，實現本地消納。蒙西地區太陽能項目的建設應考慮以110kV及以下電壓等級接入配電網，蒙東地區應考慮以66kV及以下電壓等級接入配電網，所發電力就地消納。110kV及66kV輸電線路經濟輸電距離為5~10km之間，35kV輸電線路經濟輸電距離為5km以內。
2、太陽能發電多元化發展。鼓勵在有條件的城鎮公共設施、商業建筑及產業園區的建筑屋頂安裝分布式光伏發電系統，支持以綠色能源示范縣、新能源示范城市、分布式光伏發電規模化應用示范區等模式進行太陽能項目建設，推進太陽能多元化利用，實現多種經營模式共同發展。
3、利用太陽能資源優勢打造光伏產業鏈。在光伏電站的建設與發展中，以光伏的發展帶動當地制造業的發展，以光伏建設為中心，發展光伏研發、制造、安裝等產業，從而在當地形成光伏產業鏈，在更好發展新能源光伏產業的同時，也帶動當地經濟的發展，取得雙贏的效果。
（三）規劃目標
本太陽能發電發展規劃水平年為2015年、2017年和2020年。規劃到2015年，內蒙古太陽能發電裝機規模達到2600兆瓦；到2017年，內蒙古太陽能發電裝機規模達到4000兆瓦；到2020年，內蒙古太陽能發電裝機規模達到6000兆瓦。
四、重點發展領域
（一）有序推進光伏電站建設
按照“合理布局、就近上網、當地消納、有序推進”的總體思路，根據當地電力市場發展和能源結構調整需求，在落實市場消納條件的前提下，結合當地太陽能資源、土地資源以及水資源等建設條件，適當發展大型地面光伏電站和太陽能熱發電站，有序推進各種類型的太陽能發電項目的建設。協調太陽能電站與配套電網規劃和建設，保證太陽能電站發電及時并網和高效利用。
（二）大力推廣分布式光伏發電應用
鼓勵各類電力用戶按照“自發自用、余量上網，電網調節”的方式建設分布式光伏發電系統。優先支持用電價格較高的工商業企業、工業園區建設規模化的分布式光伏發電系統。重點支持在學校、醫院、黨政機關、事業單位、居民社區建筑和構筑物等推廣小型分布式光伏發電系統；在城鎮化發展過程中充分利用分布式太陽能，結合建筑節能加強光伏發電應用，推進光電建筑一體化建設；鼓勵在城市路燈照明、城市景觀以及通訊基站、交通信號等領域推廣分布式光伏發電；利用分布式光伏發電系統解決無電地區缺電問題。
（三）鼓勵太陽能發電與新農村建設發展相結合
在新農村建設中支持光伏發電應用。到2020年，我區規劃建成30個以上光伏示范村鎮，積極推廣光伏科技大棚的開發建設，利用太陽能發電的同時，高效綜合利用土地進行規模化種植和示范養殖。鼓勵新農村新建社區建筑充分與太陽能發電相結合，保障新農村群眾生活、生產用能，改善村民生活環境。
（四）拓展智能微網的建設開發
按照“因地制宜、多能互補、靈活配置、經濟高效”的思路，開展適合分布式光伏發電運行特點和規模化應用的新能源智能微網試點、以自主運行為主的方式解決特定區域的用電問題，建立充分利用新能源發電和電網提供系統支持的新型供用電模式。
五、太陽能發電規劃發展布局
根據我區由西南向東遞減的太陽能資源分布特性，以及我區電網建設情況和接入條件，結合各地區的建設條件和電力消納能力，本規劃初步確定我區太陽能發電發展重點布局在資源豐富的蒙西地區。分布式太陽能發電規劃目標僅作為指導建議，供各地區參考。各地區分布式太陽能發電發展不受規劃目標限制，不納入補貼計劃管理范疇。
（一）蒙西地區重點發展區域
1、阿拉善盟
阿拉善盟地區太陽能資源豐富，是我區太陽能資源最豐富地區，年總輻射量在1699.33～1721.55kWh/m2之間。阿拉善盟位于蒙西電網末端，存在電網網架薄弱、供電區域大、輸電線路長、供電不穩定等問題。本次規劃考慮利用當地豐富的太陽能資源，建設太陽能電站，作為電網末端的電源支撐，增強供電能力。規劃到2015年阿拉善盟太陽能發電裝機250兆瓦，到2017年發電裝機達到350兆瓦，到2020年發電裝機達到550兆瓦。
2、巴彥淖爾市
巴彥淖爾市太陽能資源豐富，年總輻射量在1636.99～1685.14kWh/m2之間，且水資源較充足。巴彥淖爾市地區受益于黃河水域流經，形成了以河套平原為核心區域的農業產業基地。本次規劃巴彥淖爾市地區太陽能電站建設，主要以結合設施農業為主，集中于河套地區；同時充分利用烏拉特中旗和烏拉特后旗廣袤的荒漠化土地資源，以及已建成的風電場，形成風光同場模式。此外，結合當地充足的水資源條件，建設部分光熱電站。規劃到2015年巴彥淖爾市太陽能發電裝機400兆瓦，到2017年發電裝機達到500兆瓦，到2020年發電裝機達到650兆瓦。
3、鄂爾多斯市
鄂爾多斯市是我區僅次于阿拉善盟的太陽能資源豐富地區，年總輻射量在1675.14～1705.77kWh/m2之間。鄂爾多斯市地區是呼包鄂經濟帶的重點區域，而且規劃建設有多個沿黃沿線工業園區，近幾年經濟發展以工業為主，用電負荷需求增長較快。本次規劃鄂爾多斯市主要考慮建設分布式太陽能電站，就近解決電網末端用電需求；同時考慮就近接入當地工業園區，解決園區工業用電需求。此外，結合當地充足的水資源條件，建設部分光熱電站。規劃到2015年鄂爾多斯市太陽能發電裝機200兆瓦，到2017年發電裝機達到350兆瓦，到2020年發電裝機達到550兆瓦。
4、包頭市
包頭市太陽能年總輻射量在1658.05～1675.14kWh/m2之間，是我區經濟發展中心和用電負荷中心，電力需求大，負荷增長較快。本次規劃包頭市太陽能電站主要以解決用電需求為主；同時結合達茂旗已建成的風電場及農業設施，建設部分風光同場和光伏農業項目。規劃到2015年包頭市太陽能發電裝機200兆瓦，到2017年發電裝機達到350兆瓦，到2020年發電裝機達到550兆瓦。
5、呼和浩特市
呼和浩特市年總輻射量在1646.24～1676.14kWh/m2之間，太陽能資源較豐富。呼和浩特市作為我區的首府，也是我區政治和文化中心。本次規劃呼和浩特市太陽能電站建設，考慮結合城鎮公共設施、商業建筑等屋頂建設光電建筑一體化系統，亮化城市環境，提升首府形象；同時結合呼和浩特市的設施農業建設光伏電站。規劃到2015年呼和浩特市太陽能發電裝機250兆瓦，到2017年發電裝機達到400兆瓦，到2020年發電裝機達到650兆瓦。
6、烏蘭察布市
烏蘭察布市是我區太陽能較豐富地區，年總輻射量在1400.09～1666.32kWh/m2之間，而且近幾年工業發展主要以高載能產業為主，用電負荷需求增長快。本次規劃烏蘭察布市太陽能電站建設，主要以解決新增工業用電負荷需求為主。規劃到2015年烏蘭察布市太陽能發電裝機450兆瓦，到2017年發電裝機達到580兆瓦，到2020年發電裝機達到750兆瓦。
7、錫林郭勒盟
錫林郭勒盟年總輻射量在1536.31～1667.32kWh/m2之間。由于其位于蒙西電網末端，存在電網網架薄弱，本地負荷需求小的問題。規劃到2015年錫林郭勒盟太陽能發電裝機200兆瓦，到2017年發電裝機達到400兆瓦，到2020年發電裝機達到550兆瓦（不包括二連浩特市）。
錫林郭勒盟二連浩特市是我區計劃單列市，地處我國北部邊疆，與蒙古國接壤，屬于電網末端，適合結合風電場建設風光互補城市供電系統。規劃到2015年太陽能發電裝機100兆瓦，到2017年發電裝機達到200兆瓦，到2020年發電裝機達到250兆瓦。
8、烏海市
烏海市太陽能資源豐富，是我區太陽能資源最豐富地區之一，年總輻射量為1685.4kWh/m2。但由于烏海市礦產資源豐富，可利用土地面積較小，而且當地發展以工業為主，環境污染相對嚴重，影響光伏電站建設和運行，因此本次規劃烏海市僅少量建設部分項目。規劃到2015年烏海市太陽能發電裝機30兆瓦，到2017年發電裝機達到50兆瓦，到2020年發電裝機達到80兆瓦。
（二）蒙東地區重點發展區域
1、赤峰市
赤峰市太陽能年總輻射量在1530.96～1633.46kWh/m2之間，資源較豐富，水資源也較為充足。赤峰市太陽能電站主要以并網光伏項目建設為主；同時利用當地的水資源條件，建設部分光熱電站。規劃到2015年赤峰市太陽能發電裝機150兆瓦，到2017年發電裝機達到250兆瓦，到2020年發電裝機達到470兆瓦。
2、通遼市
通遼市太陽能年總輻射量在1508.05~1580.41kWh/m2之間。通遼市太陽能電站建設主要以光伏并網項目為主，用于解決當地工業用電；同時建設部分光熱電站。規劃到2015年，通遼市太陽能發電裝機200兆瓦，到2017年發電裝機達到300兆瓦，到2020年發電裝機達到500兆瓦。
3、其他地區
興安盟和呼倫貝爾市屬于我區太陽能資源一般地區，年總輻射量在1331~1510kWh/m2之間。當地網架結構薄弱，部分地區存在供電能力不足的問題。規劃到2015年興安盟太陽能發電裝機100兆瓦，到2017年發電裝機達到140兆瓦，到2020年發電裝機到200兆瓦。
呼倫貝爾市規劃到2015年，太陽能發電裝機50兆瓦，到2017年發電裝機達到80兆瓦，到2020年發電裝機達到150兆瓦。
滿洲里市規劃到2015年，太陽能發電裝機20兆瓦，到2017年發電裝機達到50兆瓦，到2020年發電裝機達到100兆瓦。
六、促進太陽能發電發展的主要政策措施
（一）國家支持光伏產業健康發展
2013年7月國務院下發了《關于促進光伏產業健康發展的若干意見》（國發[2013]24號），文件指出光伏產業是全球能源科技和產業的重要發展方向，是具有巨大發展潛力的朝陽產業，也是我國具有國際競爭優勢的戰略性新興產業。要求完善光伏產業支持政策，通過市場機制激發國內市場有效需求，擴大光伏發電的應用。2013~2015年，全國年均新增光伏發電裝機容量1000萬千瓦左右，到2015年總裝機容量達到3500萬千瓦以上。
（二）電價和補貼政策
根據國家發展改革委《關于完善太陽能光伏發電上網電價政策的通知》（發改價格[2011]1594號）規定，明確了非招標太陽能光伏發電項目實行全國統一的標桿上網電價；已享受中央財政補貼的光伏發電項目執行當地脫硫燃煤機組標桿上網電價執行。根據光伏發電成本變化等因素，合理調減光伏電站上網電價和分布式光伏發電補貼標準。太陽能光伏發電項目上網電價高于當地脫硫燃煤機組標桿上網電價的部分，仍按照《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法》（發改價格[2006]7號）有關規定，通過全國征收的可再生能源電價附加解決。根據光伏發電發展的需要，調整可再生能源電價附加征收標準，擴大可再生能源發展基金規模光伏發電規模。光伏發電規模與國家可再生能源發展基金規模相協調。上網電價及補貼的執行期限原則上為20年。
（三）太陽能發電補貼資金撥付管理政策
國家財政部出臺的《可再生能源補貼資金撥付管理辦法》明確了資金撥付的程序、時限和結算方式等，有效改進了補貼資金撥付管理。對光伏電站，要求電網公司與發電企業按月全額結算；對分布式光伏發電，建立有電網企業按月轉付補貼資金的制度。中央財政按季度向電網企業預撥補貼資金，確保補貼資金及時足額到位。鼓勵地方財政建立補貼配套資金支持太陽能發電項目的發展。
（四）分布式太陽能發電扶持政策
國家發展改革委2013年7月出臺的《分布式發電管理暫行辦法》（發改能源[2013]1381號），加大了財稅方面對分布式光伏發電的支持，加大了農村和牧區光伏發電應用以及無電地區光伏發電項目建設的支持。對分布式光伏發電自發自用電量免收可再生能源電價附加等針對電量征收的各類政府性基金，以及系統備用容量費和其他相關并網服務費。
（五）太陽能發電土地使用管理政策
國家要求對利用戈壁荒灘等未利用土地建設光伏發電項目的在土地規劃、計劃安排時予以適度傾斜，不涉及轉用的，可不占用土地年度計劃指標。可探索采用租賃國有未利用土地的供地方式，降低工程的前期投入成本。光伏發電項目使用未利用土地的，依法辦理用地審批手續后，可采用劃撥方式供地。
（六）我區支持光伏產業發展政策
自治區人民政府于2013年3月出臺了《關于支持光伏產業發展有關事宜的通知》（內政發[2013]29號），利用我區優勢創造條件，吸引國內光伏制造產業加快向我區轉移，通過擴大太陽能電站的建設，帶動我區太陽能制造業的發展。鼓勵區內建設的光伏發電項目在同質同價條件下優先采購本土生產的多晶硅（單晶硅）原料、組件。
七、環境及節能效益分析
（一）環境效益分析
由于太陽能資源是一種不消耗礦物燃料的可再生能源，太陽能發電的使用，相當于節省相同數量電能所需的礦物燃料，這樣可以減少開發一次能源如煤、石油、天然氣的數量，同時節約大量的水資源。此外，太陽能電站的生產過程是將當地的太陽能轉變為電能的過程，在整個工藝流程中，不產生大氣、水體、固體廢棄物等方面的污染物，也不會產生大的噪聲污染。因此，光伏發電項目不僅可以帶來較好的經濟效益，其社會和環境效益更為顯著。
（二）節能效益分析
到2020年，規劃太陽能發電裝機達到6000兆瓦，年發電量約為780000萬kWh。按火電每kW?h電量消耗330g標準煤計算，規劃項目全部實施后，每年可節約2574000t標準煤。除了可以減少煤耗，還可減少因開發一次能源所造成的諸多環境問題。按照火電站各項廢氣、廢渣的排放標準：煙塵為0.4g/千瓦時、二氧化硫2.3g/千瓦時、二氧化碳822g/千瓦時、灰渣119.45g/千瓦時，每年可減少排放煙塵約3120t、二氧化硫約17940t、二氧化碳約6411600t，灰渣約931710t。
由此可見，太陽能項目的開發建設符合國家可持續發展的原則和能源政策，并具有顯著的節能減排效果，對環境保護意義重大。
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