北京京能电力股份有限公司内蒙古分公司蒙西区域火电机组灵活性改造消纳1018MW风电项目

完成单位：内蒙古电力勘测设计院有限责任公司

1建设意义和必要性

1.1项目背景情况

随着我国经济高速发展以及城镇化、工业化进程的不断加快，对资源环境的约束进一步加剧，应对气候变化的形势更加严峻。党中央、国务院高度重视应对气候变化工作，采取了一系列政策措施，包括通过节能提高能效，优化产业结构，大力发展清洁能源，提高非石化能源应用占比。区域能源消耗和污染指数成为了考核地方政府的重要指标之一。

习近平总书记在第七十五届联合国大会一般性辩论上宣布：“中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”。在气候雄心峰会上进一步宣布：“到2030年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上”。为贯彻“四个革命，一个合作”能源安全新战略，深入落实习近平总书记构建现代能源经济体系战略。

中央经济工作会议2020年12月16日至18日在北京举行，习近平总书记在会上发表重要讲话，会议明确要求：明年要做好碳达峰、碳中和工作。我国二氧化碳排放力争2030年前达到峰值，力争2060年前实现碳中和。要抓紧制定2030年前碳排放达峰行动方案，支持有条件的地方率先达峰。要加快调整优化产业结构、能源结构，推动煤炭消费尽早达峰，大力发展新能源，加快建设全国用能权、碳排放权交易市场，完善能源消费双控制度。

2021年2月25日，国家发展改革委与国家能源局联合发文发改能源规〔2021〕280号《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，文中提到：推进多能互补，提升可再生能源消纳水平；风光火（储）一体化。对于存量煤电项目，优先通过灵活性改造提升调节能力，结合送端近区新能源开发条件和出力特性、受端系统消纳空间，努力扩大就近打捆新能源电力规模；对于增量基地化开发外送项目，基于电网输送能力，合理发挥新能源地域互补优势，优先汇集近区新能源电力，优化配套储能规模；在不影响电力（热力）供应前提下，充分利用近区现役及已纳入国家电力发展规划煤电项目，严控新增煤电需求；外送输电通道可再生能源电量比例原则上不低于50%，优先规划建设比例更高的通道；落实国家及地方相关环保政策、生态红线、水资源利用等政策要求，按规定取得规划环评和规划水资源论证审查意见。对于增量就地开发消纳项目，在充分评估当地资源条件和消纳能力的基础上，优先利用新能源电力。

2021年4月14日，内蒙古自治区能源局文件内能电力字〔2021〕225号《内蒙古自治区能源局关于组织申报首批重点推进电力源网荷储一体化和多能互补项目的预通知》，文中提到：多能互补风光火（储）项目。对于存量煤电项目（含公用、外送、自备），鼓励通过开展火电灵活性改造，合理配置储能、储热等装备，增加系统调峰能力。对于新增的调峰能力，结合新能源开发条件、汇集条件、送出能力等，优化确定新能源配置规模。项目实施后原则上不占用大电网公共调峰资源。鼓励煤电与新能源厂内联合调度运行。

2021年4月25日，国家能源局综合司向各省市发改委及能源局印发《关于报送“十四五”电力源网荷储一体化和多能互补工作方案的通知》，就“碳达峰”、“碳中和”目标下推动电力源网荷储一体化和多能互补发布给出指导意见。文中提到：稳妥实施“风光火（储）一体化”。优先依托存量煤电项目推动风光火（储）一体化发展，扩大新能源电力打捆规模。允许利用近区已纳入国家电力发展规划煤电项目推动增量风光火（储）一体化发展，从严控制新增煤电需求。

2021年11月27日，石泰峰在内蒙古自治区第十一次党代会上所作的报告中指出：内蒙古将深入推进能源革命，建设国家现代能源经济示范区，推动内蒙古由化石能源大区向清洁能源大区转变。石泰峰在报告中讲，“两个转型”加快经济转型发展，建设现代化经济体系，要推动能源和战略资源基地绿色低碳转型，推动农畜产品生产基地优质高效转型。“两个率先”内蒙古将全力推进风电、光伏等新能源大规模高比例开发利用，建设一批千万千瓦级新能源基地，在全国率先建成以新能源为主体的能源供给体系、率先构建以新能源为主体的新型电力系统。“两个超过”到二〇二六年新能源装机规模超过火电装机规模、二〇三〇年新能源发电总量超过火电发电总量，把内蒙古打造成为全国乃至国际新能源产业高地。

2022年3月7日，内蒙古自治区人民政府办公厅印发《关于推动全区风电光伏新能源产业高质量发展的意见》，文件指出“火电灵活性改造促进新能源消纳利用项目。支持燃煤机组实施灵活性制造改造，提高电力系统调节能力，提升自治区新能源消纳水平。创新煤电机组灵活性改造激励机制，拥有燃煤机组的发电企业在实施火电灵活性改造后，按照增加的调峰空间配置新能源项目”。

2022年4月24日，内蒙古自治区能源局关于征求《内蒙古自治区电力源网荷储一体化和多能互补发展管理办法》（试行）（征求意见稿）》意见的函中提到：多能互补结合火电灵活性改造等手段，创新多能互补发展场景，开展试点项目，减少煤炭消耗量。基于燃煤公用电厂的风光火多能互补试点，推进燃煤电厂实施灵活性改造新增调节能力，促进新能源开发与利用。

《内蒙古自治区火电灵活性改造消纳新能源实施细则（2022年版）》中指出，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。

1.2宏观政策和地方政策

我国将全面贯彻党的十九大和十九届一中、二中、三中、四中、五中全会精神，坚持创新、协调、绿色、开放、共享的发展理念，遵循习近平生态文明思想和国家能源安全发展战略思想，坚持清洁低碳、安全高效的发展方针，顺应全球能源转型大趋势。响应总书记在联合国大会上提出的“中国二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，争取2060年前实现碳中和”的目标承诺。近期国家及自治区出台一系列相关政策：

（1）《中共中央、国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）。

（2）国家发展改革委国家能源局关于印发《电力体制改革配套文件》的通知（发改经体〔2015〕2752号）。

《关于推进输配电价改革的实施意见》

《关于推进电力市场建设的实施意见》

《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》

《关于有序放开发用电计划的实施意见》

《关于推进售电侧改革的实施意见》

《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》

（3）《国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司关于请报送第五批增量配电业务改革试点项目的通知》（发改办运行〔2019〕1004号）文件。

（4）国家发展改革委国家能源局关于印发《增量配电业务配电区域划分实施办法（试行）》（发改能源规〔2018〕424号）。

（5）《关于进一步推进增量配电业务改革的通知》（发改经体〔2019〕27号）。

（6）《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》（发改运行〔2018〕1027号）。

（7）国家发展改革委《关于推进电力交易机构规范化建设的通知》（发改经体〔2018〕1246号）。

（8）《国家发展和改革委员会关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（发改价格规〔2019〕1658号）。

（9）《国务院关于加快建立健全绿色低碳循环发展经济体系的指导意见》国发〔2021〕4号。

（10）《内蒙古自治区能源局关于报送2021年工业园区可再生能源替代行动示范工程的通知》内能新能字〔2021〕265号。

（11）《内蒙古自治区工业园区可再生能源替代行动示范工程实施管理办法

（试行）》。

（12）《内蒙古自治区关于工业园区可再生能源替代工程实施细则〔2022修订版〕》

（13）中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2030年远景目标纲要。

（14）《内蒙古自治区能源局关于开展2022年工业园区可再生能源替代、火电灵活性改造及源网荷储一体化新能源市场化并网项目申报的预通知》（内能新能字〔2022〕428号）。

（15）《内蒙古自治区能源局关于征求工业园区可再生能源替代、全额自发自用两类市场化并网新能源项目实施细则意见的函》（内能新能函〔2022〕366号）。

（16）关于《包头市人民政府关于申报绿色零碳产业园、绿色低碳园区的函》相关意见的复函，内蒙古自治区工业和信息化厅文件、内蒙古自治区能源局内工信经运函（2022）63号文。

（17）《内蒙古自治区火电灵活性改造消纳新能源实施细则（2022年版）》《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（2022年版）》《内蒙古自治区风光制氢一体化示范项目实施细则（2022年版）》的通知（内能新能字（2022）831号）。

其中，《内蒙古自治区火电灵活性改造消纳新能源实施细则（2022年版）》提出：

（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）现役热电机组调节能力改造后超过机组额定容量的60%，纯凝机组调节能力改造后超过机组额定容量的70%；

（5）核准在建热电机组调节能力超过机组额定容量的65%，纯凝机组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；

（9）国家及自治区能源主管部门规定的其他要求。

1.3项目整体突出优势

加快发展可再生能源是国际社会应对能源资源紧张、环境恶化、气候变暖的重要手段。近年来，在国家政策的大力引导下，我国可再生能源保持持续快速发展态势。

与此同时，由于火电灵活性改造等一列措施的推动，我国可再生能源消纳情况实现了逐步改善。为实现能源生产与消费革命的目标，“十四五”期间，可再生能源将继续维持高速发展态势，风电和光伏发电装机容量将有望达到“双4亿”的目标。

因此，电力系统调峰问题、平衡调节能力提升问题将贯穿“十四五”期间。我国电源结构性矛盾突出，系统调峰能力严重不足是影响我国可再生能源消纳的核心问题。我国电源结构以火电为主，占全国电源装机比重达到67%，但调峰能力普遍只有50%左右。其中，“三北”地区供热机组占有很大比重，10个省区超过40%，供热期调峰能力仅为20%左右。相比之下，西班牙、丹麦等国家火电机组都具备深度调峰能力，调峰能力高达80%。我国以火电为主的电源结构决定了未来电源灵活性的主体仍然需要从火电入手。与此同时，由于环保压力的加大，部分地区已出现短时缺电的情况，“十四五”期间，电源充裕性与灵活性问题将在局部地区同时存在。

因此，火电灵活性已被各国认为是高比例可再生能源电力系统的关键，也是我国实现中国特色电力系统转型之路的必然途径。十四五期间，火电灵活性改造仍是电力系统调节能力提升的关键手段和最主要调节能力增量来源。

北京京能电力股份有限公司内蒙古分公司蒙西区域火电机组灵活性改造消纳1080MW风电项目为北京京能电力股份有限公司在蒙西地区投产建设的6项火电项目灵活性改造配套新能源项目，合计新增调峰空间1080MW，配置相应的1080MW风电项目。随着本项目的投产可极大的缓解当地的调峰压力，助力碳达峰、碳中和调节电力平衡。

2燃煤电厂概况

2.1内蒙古京能盛乐热电有限公司

内蒙古京能盛乐热电有限公司，成立于2012年10月，是北京京能电力股份有限公司的全资子公司，总投资31.25亿元。项目规划二期，一期工程2×35万千瓦间接空冷超临界燃煤冷热电联供机组分别于2015年12月、2016年1月投产。年发电量约39亿千瓦时，承担呼市东南部及和林格尔新区供热，供热能力2740万平米。二期规划建设2×1000MW间接空冷超超临界燃煤供热机组。是首府呼和浩特市发展云计算产业的重点配套项目，区域能源中心。截至2022年7月底，公司向和林县累计纳税1.36亿元。

2.2内蒙古京能康巴什热电有限公司

内蒙古京能康巴什热电有限公司（以下简称“康巴什热电”）成立于2008年10月16日，隶属于北京能源集团有限责任公司。公司2×350MW空冷供热机组分别于2013年12月17日、2014年1月27日投产发电，承担着康巴什区的全部供热任务。康巴什热电充分发挥地区资源优势，着力构建“发电+供热+新能源+煤炭”四位一体的发展模式，努力把公司建设成具有可持续发展能力的区域综合能源公司。公司2021年完成发电量37.36亿千瓦时，实现全年无非停。2022年7月底，投产以来累计完成发电量298.16亿千瓦时、供热量3076.5万吉焦。

2.3内蒙古京海煤矸石发电有限责任公司

内蒙古京海煤矸石发电有限责任公司成立于2006年9月，由北京京能电力股份有限公司和内蒙古广纳煤业（集团）有限责任公司按51%、49%的比例合资建设，总投资29.91亿元。一期工程2×33万千瓦循环流化床空冷机组于2010年8、10月相继投产，电力以500kV枢纽变电站送至蒙西电网，是华北地区重要枢纽变电站和蒙西主电网西端环网点。公司是乌海市主城区主要热源点，承担着海勃湾区60%的居民供热面积（约1100万平方米）。截至2022年7月底，公司向海勃湾区累计纳税6.19亿元。

2.4内蒙古京泰发电有限责任公司

内蒙古京泰发电有限责任公司成立于2007年11月29日。由北京京能电力股份有限公司、内蒙古伊泰煤炭股份有限公司、山西粤电能源有限公司共按51%、29%、20%的比例合资建设。共建设四台机组，分两期建设，总投资80.62亿元。一期项目总投资30.22亿元，为2×330MW直接空冷机组，于2010年3月投产发电。二期项目总投资50.4亿元，建设两台660MW国产高效超超临界、空冷、直接空冷汽轮发电机组。二期投产后，四台机组年发电量可达100亿千瓦时，截至2022年7月底，公司向准格旗累计纳税8.66亿元。

2.5内蒙古京宁热电有限责任公司

内蒙古京宁热电有限责任公司，成立于2012年10月，是北京京能电力股份有限公司全资子公司，共建设四台热电联产机组，分两期建设，总投资84.88亿元。一期项目总投资33.08亿元，建设2×35万千瓦间接空冷热电联产机组，1、2号机组分别于2016年1月10日和4月9日投产运营，为集宁区供热，面积为1200万平米，目前正在进行汽轮机乏汽利用节能改造，改造后增加供热面积300万平米；二期项目总投资51.8亿元，建设2×66万千瓦高效超超临界间接空冷热电联产机组，3、4号机组计划分别于2022年年底和2023年年初投产运营，二期投产后，四台机组年发电量超过100亿千瓦时，供热能力可达3400万平米，将成为乌兰察布地区可靠的电源支撑点和乌兰察布中心城区的主力热源。截至2022年7月底，公司向集宁区累计纳税1.21亿元。

内蒙古华宁热电有限公司成立于2004年5月，是国家首批循环经济试点单位。2011年9月，北京能源集团有限责任公司收购重组，持股96.4%，内蒙古电力（集团）有限责任公司持股3.6%。华宁热电装机容量为2×15万千瓦循环流化床发电供热机组，项目总投资近13亿元人民币。两台机组分别于2006年10月、2007年2月投入商业运营，现有供热面积（目前两台机平均供热面积）为1100万平米。截至2022年7月底，公司向集宁区累计纳税2.9亿元。

3新能源项目总体概况

3.1新能源项目概况

本工程为火电灵活性配套新能源项目，配套建设1080MW风电项目，拟建场址位于内蒙古自治区乌兰察布市察哈尔右翼后旗乌兰哈达苏木、当郎忽洞苏木和红格尔图镇，地块中有省道S105、二广高速G55、G208贯通。本次规划总占地面积约470.1km2。本项目1080MW容量分为2个系列，每个系列分别建设一座220kV升压站，升压站通过单回220kV线路接入苏敦500kV变，送出线路导线截面按不低于JL/G1A-2×630考虑。

3.2新能源项目建设时序

根据本项目建设条件，结合火电灵活性改造进度安排，安排本项目实施进度，本工程风电场计划于2022年11月1日开工建设，于2023年12月30日建设完成投产发电，施工总工期14个月。

根据工程建设管理和施工组织要求，本工程筹建期及准备期为1个月，主要完成临时建筑设施，主要道路的施工、施工用水、用电和对外通信的准备。

3.3新能源项目建设投资概况

工程静态投资为618198.15万元，单位投资：5067.2元/kW；工程动态投资为628049.91万元，单位投资为5147.95元/kW；建设期贷款利息：9851.76万元。本项目全部投资所得税前财务内部收益率为7.19%，投资回收期为11.29年；全部投资所得税后财务内部收益率为6.16%，投资回收期为12.15年，第13年即可收回全部投资。资本金净利润率为11.6%，资本金财务内部收益率为10.39%。

4煤电与新能源联营概况

根据北京京能电力股份有限公司内蒙古分公司目前在运营的火电厂、风电场、光伏电站的实际情况。本项目拟提出四种实质性联营方案：分别为煤电与新能源一体化运行模式、煤电企业参股新能源企业模式、新能源企业参股煤电企业模式以及煤电企业和新能源企业互相参股模式。

4.1煤电与新能源一体化运行模式

煤电与新能源一体化运行模式主要基于地理位置接近的煤电厂和新能源电站，煤电与新能源一体化运行模式将煤电与新能源项目纳入统一法人实体进行管理和运行，而法人实体可以是新能源企业、煤电企业单独投资建设或新能源和煤电企业联合投资。煤电与新能源一体化运行模式能够降低项目投资成本，减少运行成本，减少资源浪费。

4.2煤电企业参股新能源企业模式

我国力争于2030年前达到碳排放峰值，努力争取2060前实现碳中和的战略性目标，未来非化石清洁能源发电装机继续提高，电源结构持续优化调整。煤电企业参股新能源企业模式有利于自身的长远发展，多样化的电源装机会进一步提高发电效率，增加企业受益。

4.3新能源企业参股煤电企业模式

未来随着新能源发电装机的不断提高，电网的调峰压力会进一步增大，新能源弃电率也会进一步增高，新能源企业参股煤电企业有利于减少由于弃风弃光带来的经济损失，同样随着电源结构持续优化调整，大容量高参数燃煤机组比重会进一步提高，届时，新能源企业参股煤电企业的优势会进一步凸显。

4.4煤电企业和新能源企业互相参股模式

煤电企业和新能源企业互相参股模式未来可能会发展成为比较流行的联营模式。该模式遵循煤电企业负责燃煤电厂运行，新能源企业负责新能源电站运行的原则，以资本为纽带将煤电和新能源企业的利益有机地结合在一起。该模式能充分发挥企业双方优势，实现双方效益的最大化。

4.5方案比选：

对本项目而言，新能源装机容量根据京能集团蒙西电网范围内7个火电厂灵活性改造所释放的调峰空间确定。按照新增调节空间1:1确定新能源规模，总计配置装机1080MW风电项目，新能源项目单独接入电网，不具备一体化运营（方案一）条件。

方案二至方案四对比来看，考虑到本项目中涉及到的改造火电厂大部分为已投运火电，均已成熟运营多年。若采用方案三或方案四，新能源企业参股煤电企业，将改变煤电企业运营方式，不利于企业正常运营。

综合上述情况，推荐本项目采用方案二，即：煤电企业参股新能源企业。依托该新能源项目设置独立的集团二级新能源公司，由各个火电厂根据调峰空间和出资比例参股。

4.6股权分配

考虑煤电企业参股新能源企业，股权比例有以下两种分配方案：方案一：按各电厂让出改造空间分配方案二：按各电厂改造及后续建设过程中出资比例分配方案比选：考虑到本项目所有煤电企业均隶属于京能公司，具体投资决策应服从集团主体利益，以发展为重。方案一，有利于激发煤电企业对现有机组改造的积极性，并有利于优化调整电源结构。方案二，集团公司各企业可能会出现非良性竞争，不利于集团公司长远发展。

综合上述情况，对股权分配方式采用方案一，即：按各电厂让出改造空间分配，分配过程中，可适度兼顾电厂性质及所在地区情况。

4.7收益分配

考虑煤电企业参股新能源企业后，收益有以下两种分配方案：

方案一：按固定股权分配。按固定股权比例进行收益分配，落实到本项目中就是按照各火电厂让出的调峰空间占总调峰空间的比例分配。该分配方式可充分考虑到各电厂在本次调峰改造的参与程度，根据改造的深度、释放调峰空间的大小进行收益分配。有利于提高各电厂参与调峰改造的积极性。

方案二：按各火电厂每年参与调峰的总电量分配。按各火电厂每年参与调峰的总电量分配，实际就是按照各火电厂每年参与电网调峰的次数和深度进行收益分配。该分配方案充分考虑到了各电厂在调峰改造后实际参与电网调峰的程度。积极主动参与电网调峰的企业，参与收益分配的比例越大，有利于提高各电厂实际参与电网调峰的积极性。

方案比选：

本项目涉及多个火电厂，各电厂所在地区、装机容量均不同，每年运行情况也有较大区别。若完全依照固定股权分配，火电厂容量及改造深度将成为决定收益分配的决定性因素，但部分区域火电厂虽因供热或机组规模等原因让出调峰空间较少，但全年参与调峰次数较多，该收益分配方式无法体现出火电参与调峰的程度，不利于各电厂积极参与调峰响应。若完全依照各火电参与调峰电量分配，缺电地区机组或供热机组常年出力水平较高，尽管同样参与调峰改造，为项目容量创造空间，但实际全年调峰电量较少，使部分电厂对调峰改造产生顾虑。综合上述情况，收益分配方式采用方案一与方案二结合的方式。即：全年新能源项目收益，一部分以股权比例分配，剩余则以各电厂调峰电量分配。

5电力系统概况

5.1内蒙古自治区电网现状

内蒙古自治区电网（简称内蒙古电网）位于华北电网的北部，是华北电网的组成内蒙古自治区电网（简称内蒙古电网）位于华北电网的北部，是华北电网的组成部分和主要送电端。内蒙古电网供电区域为自治区西部的六市二盟，包括呼和浩特市、包头市、乌海市、鄂尔多斯市、巴彦淖尔市、乌兰察布市、阿拉善盟、锡林郭勒盟。

目前，内蒙古电网已形成“三横四纵”的500千伏主干网架结构，并与华北电网通过4回500千伏送电通道相连。各盟市供电区域均形成220千伏主供电的网架结构；其中，呼和浩特、包头、鄂尔多斯、薛家湾、巴彦淖尔、乌兰察布、乌海等地区均已形成220千伏城市环网。

截止到2021年底，内蒙古电网发电装机（6MW及以上）容量78994MW。内蒙古电网覆盖范围内共有500千伏变电站34座，变电容量76050兆伏安；220千伏公用变电站174座，总变电容量71046兆伏安。500千伏线路总长度6796km；220千伏线路总长度25688.6km。

2021年内蒙古电网最高用电负荷为35640MW（不含鄂绒、双欣及外送电力）。内蒙古电网向华北电网协议送电容量4200MW。2021年内蒙古电网全社会用电量为2813×108kWh（不包括鄂绒、双欣及外送电量）。内蒙古电网2021年底地理接线示意图见图1.5-1。

5.2乌兰察布市电网现状

乌兰察布市电网位于内蒙古电网的东端，其供电范围包括集宁区、丰镇市、卓资县、化德县、商都县、兴和县、凉城县、察右前旗、察右中旗、察右后旗和锡林郭勒盟的部分地区。

乌兰察布市电网不仅承担着整个乌兰察布市的用户供电和电源送出任务，同时也是内蒙古电网与华北电网的联络点。乌兰察布市电网内部目前形成以汗海、旗下营、察右中、苏敦、庆云、丰泉、巨宝庄七座500kV变为供电电源点，每座500kV变电站通过多回220kV线路向网内220kV变电站供电的双回路环网结构，同时各220kV变电站采用辐射状网络向地区110kV变电站供电。

截至2021年底，乌兰察布市电网拥有500kV变电站7座，总变电容量17850MVA；220kV变电站27座，总变电容量为17766MVA。220kV线路141条，线路总长度为3897.162km。

截止到2021年底，乌兰察布市电网发电装机（6MW及以上）容量11588.615MW。

其中包括：公用火力发电厂5座，总装机容量3500MW；自备发电厂15座，总装机容量740MW；风力发电场51座，总投产容量为5774.45W；光伏电站44座，装机容量1574.165MW。

2021年乌兰察布电网最高用电负荷为7720MW。乌兰察布市电网2021年底地理接线示意图见图1.5-2。

5.3接入系统方案建设

本期1080MW容量分为2个系列，每个系列分别建设一座220kV升压站，升压站通过单回220kV线路接入苏敦500kV变，送出线路导线截面按不低于JL/G1A-2×630考虑。

项目所发电力输送至苏敦变。目前苏敦变暂无直接接入的电源，供电区内新能源装机主要集中在杭宁达莱变220kV侧及汗海变220kV侧，现阶段暂无受限情况。项目所发电力部分可在苏敦变220kV侧就地消纳，少量盈余电力通过苏敦-汗海220kV/500kV电磁环网输送至地区其余负荷中心消纳。