2023年初，市委、市政府印发了《关于实施创新驱动发展战略大力发展战略性新兴产业的意见》，明确提出打造晶硅光伏旗帜型产业集群的目标任务。新能源光伏发电产业作为重要的下游应用之一，是“晶硅产业”就地消纳应用及产业链延伸中非常重要的一环，大力拓宽新能源光伏应用开发场景，是高质量推进建设“世界绿色硅都”进程的重要抓手。

一、我市“晶硅产业”及新能源光伏应用产业基本情况

晶硅光伏产业规模进一步扩大，已形成多晶硅47万吨、单晶硅188.8GW、切片25GW、组件12GW的产能，多晶硅产能和产量规模全国第一，产量占全球三分之一。至2023年底，约形成多晶硅87万吨、单晶硅263.8GW、切片78GW、电池片24GW、组件32GW的产能，构建了工业硅—多晶硅料—单晶拉棒—切片—电池片—组件完整的产业链。坩埚、支架等其他配套产业也在不断集聚。

光伏行业产业链上游为硅片加工，中游为电池片及组件合成，下游为光伏电站运营。据调研，1GW光伏电站需要消耗工业硅约0.4-0.6万吨，多晶硅料约0.25-0.3万吨，硅片约1.1-1.3GW，组件约1-1.2GW。光伏电站就地消纳应用场景市场的开发，不仅有利于推动上游硅产业的招商引资，也能满足当地工业企业持续高涨的新能源绿电供应及碳指标需求，为当地产业链延伸、提升经济产值、税收等提供新的增长点。我市并网装机容量1826.4万千瓦，其中火电装机1087.32万千瓦、新能源装机739.08万千瓦、涉及风电508.95万千瓦、光伏230.13万千瓦、储能电站装机9.8万千瓦。

我市共有12个涉及光伏的在建集中式新能源项目，建设规模共计404.5万千瓦，涉及光伏163万千瓦。其中保障性新能源项目1个，涉及光伏20万千瓦，共配建储能4万千瓦/2小时；风光制氢项目3个，涉及光伏38万千瓦，共配建储能4.95千瓦/2小时；火电灵改消纳新能源项目4个，涉及光伏19万千瓦。工业园区绿色供电项目3个，涉及光伏56万千瓦，共配建储能25.75万千瓦/4小时；源网荷储一体化项目1个，涉及光伏30万千瓦，共配建储能27.5万千瓦/4小时。2023年9月底发布的分布式光伏发电项目规划容量为68MW。

二、我市新能源光伏应用产业存在的问题

（一）电力基础设施建设进度不能满足产业项目用电及光伏发电投产并网需求。一是电力供需紧张。我市电网以高新、包北、威俊、春坤山、梅力更、百灵、英华7座500千伏变电站，形成500千伏相互网络，3个相互独立220千伏供电区域。2023年前三季度网供电量512.43亿千瓦时，同比增长40.4%，其中约100亿千瓦时为市外电能输入，市内现有发电容量难以满足日益增长的用电需求。2023年下半年累计新增负荷160万千瓦，2024年将新增负荷679万千瓦，2025年将新增负荷470万千瓦，三年将累计新增负荷约1300万千瓦，相当于在当前用电负荷基础上翻一番，地区新增负荷远超预期规划。二是电力输送通道建设尚不能适应需求。包风2、3、4输变电工程及包头纵向通道加强等500千伏电网工程未建成投运，造成我市山北地区新能源项目建设进度无法匹配，即使建设完成目前也无法实现并网。

（二）分布式光伏电站的规划容量小，应用受限。2023年9月底公布的分布式光伏发电项目规划容量仅为68MW，据调研，市场需求容量在120MW以上，远超规划容量。各企事业单位为了满足企业自身用绿电需求，2023年上半年就开始编制各项申报文件，投入了大量的人力、物力，积极申报屋顶分布式光伏项目，一方面降低电力成本，另一方面满足碳指标、产品绿证的政策、市场要求。因受容量太少的限制，一半以上的企业需求无法满足。

（三）光伏用地、用林、用草保障力度不足，影响光伏项目落地。随着光伏可利用地资源的紧缺，土地问题正成为制约光伏发展的关键因素之一，自然资源部印发的《关于支持光伏发电产业发展规范用地管理有关工作的通知》（自然资办发〔2023〕12号），其中第一条提到“新建、扩建光伏发电项目，一律不得占用永久基本农田、基本草原”。随着新文件的陆续出台以及国土“三调”数据的融合，无论是之前存量项目还是新增项目，光伏用地的合规性已经成为显著问题。我市光伏可开发地区主要分布在达茂旗、固阳县、土右旗，但以上地区均存在光伏开发地区占用基本草原问题，新申报的集中式光伏项目占用基本草原的概率较大，办理林草、土地等手续较为困难。

（四）光伏电站需配建储能，投资回收期长，运行压力大。一是光伏储能成本较高，缺乏疏导渠道。光伏储能目前以锂离子电池为主流，成本高于火电灵活性改造、抽水蓄能等技术。近年来锂离子电池成本上涨，给光伏电站带来了较大的经营压力。二是光伏储能商业模式、电价机制有待进一步完善。我市缺乏独立新型储能电站的调度及电价机制，储能电站投资收益不可控。目前独立新型储能电站的调度机制仍未出台，峰谷电价价差仅适用于清洁取暖，导致这些政策无法落地，投资商也对此持观望态度。

（五）光伏发电应用集中在工业需求端，其他场景待开发。光伏发电兼容性强，能够与建筑、交通、农业、乡村振兴等领域融合发展，实现空间的综合效益与增值利用。目前我市在上述领域无独立的、针对性的光伏发电相关政策、指导性文件，场景开发应用规模较小，光伏发电带来的规模效益未完全体现。

三、对策建议

光伏发电项目不仅要建起来，更重要的是运行起来，多发电、用得上、送出去、见效益。为此，要千方百计扩大电力需求，打通入网通道、合理规划项目、减轻企业负担。

（一）强化用电、输电保障，加快绿色能源通道建设。统筹做好2025年前电力基础设施规划布局，及时动态修订包头电网“十四五”规划，进一步推进包风2输变电工程建设，力争2024年初投入使用。争取自治区乃至国家能源局对我市新增的500千伏包风1扩建工程等输变电工程尽早纳规实施，保障山北新能源光伏项目建起来，发出去，用得上。

（二）调整分布式光伏电站容量限制。根据国家能源局2022年11月30日实施的《光伏电站开发建设管理办法》，确保项目在满足相应并网条件后“能并尽并”。我市电网公司要不断提升电网的承载能力，稳定运行的能力，广泛接纳光伏绿电的并网需求；发改委等部门在满足电网接入条件下，放开或取消分布式光伏电站的容量要求，让各企事业单位申报的分布式光伏电站能批尽批、能建尽建、能发尽发。

（三）强化土地要素保障，推动光伏用地跟着项目走的机制。

一是土地管理部门要主动对接商务、发改、工信、环保、旗县区、园区等行业主管部门，及时掌握光伏发电用地需求及存在问题，推动用地手续调度和办理工作。二是林草局按照《自治区基本草原划定和调整工作方案》，结合现有项目及拟批复的光伏项目，协调自治区林草局尽快调整基本草原范围，执行基本草原占补平衡的政策，支持光伏项目发展。三是加大光伏新能源项目用地政策创新力度，制定出台有效的地方性政策指导文件，推进“上风下光”等新能源项目复合用地方式、推动以租赁或入股方式用地，保障农牧区集体经济组织获得长期可持续土地收益。

（四）完善光伏配储能相关模式、政策及储能调度和交易机制。一是加大储能方面的招商引资力度，进一步鼓励探索独立储能电站等模式，积极发展多元化新能储能模式。依托已成立的浙江大学硅材料联合研究中心，通过组建联合实验室、技术创新中心等切实提升研发能力，推动锂离子电池等相对成熟新型储能技术成本持续下降和商业化规模应用，关注飞轮储能、钠离子电池等技术开展规模化试验示范。二是电网、能源主管部门应加强研究、主动适应，提前应对新挑战，提高光伏参与电力市场的能力，协调自治区能源局能尽快完善储能市场调度方式和交易机制的相关政策，着力解决“建而不调”的问题。三是要按照《支持新型储能发展若干政策》“纳入自治区示范项目的独立新型储能电站享受容量补偿，补偿上限为0.35元/千瓦时”，尽快落实光伏配储的电价政策、价格补偿机制，争取配储能电站的容量补偿政策尽早落地执行，为光伏电站项目上网电价获得更多收益，增加投资者信心。

    （五）坚持融合发展，拓展光伏应用新场景、新模式、新业态。建议商务、发改、工信、住建、交通、乡村振兴等部门研究、发布光伏电站投资引导指南、指导性文件，进一步推动光伏+建筑、光伏+交通、光伏+农业、光伏+乡村振兴产业发展，可借鉴湖南娄底境内的冷水江锡矿山生态治理百万千瓦光伏发电项目,运用“复合型光伏开发+生态治理”模式，将“复合型光伏+协同开展矿山污染治理与生态修复”有机结合，通过“板上发电、板下种植、板间养殖、治沙改土、水资源综合利用”多位一体的循环发展模式，开展光伏区灌溉、种植、养殖、治沙、矿区的生态治理及水土保持，既扩宽了光伏电站的应用场景，又解决我市矿山污染治理和生态修复光投入无经济产出的问题，也带动了当地居民的增收、创收积极性。