第三节 大力发展可再生能源
加强可再生能源就地消纳利用。综合考虑网源协调、市场消纳等条件，深入实施光伏扶贫工程，大力推进光伏治沙、沉陷区光伏治理“领跑者”基地建设，积极推动可再生能源供暖、风电制氢等示范工程建设。积极发展分布式可再生能源，鼓励和支持利用固定建筑物房顶、墙面及附属场所、蔬菜大棚建设光伏发电项目，因地制宜推动可再生能源集中式与分布式并举的发展格局。积极落实可再生能源保障性收购机制，引导可再生能源优先发电。有序推进可再生能源交易工作，扩大参与直接交易和多边交易的市场规模。推进完善可再生能源消纳市场机制，通过市场化手段促进可再生能源消纳。“十三五”期间，力争新增新能源本地消纳装机850万千瓦左右，其中风电300万千瓦，太阳能发电550万千瓦左右。
加快新能源外送基地建设。优化配电网、汇集站规划和建设，加强风能、太阳能等新能源汇集能力和效率，着力打造阿拉善（乌海、巴彦淖尔）、包头北（巴彦淖尔）、鄂尔多斯（巴彦淖尔、乌海、阿拉善）、乌兰察布（呼和浩特）、锡林郭勒、赤峰、通辽、呼伦贝尔（兴安）等8个新能源基地。重点依托锡盟-山东、锡盟-江苏、上海庙-山东、蒙西-天津南、扎鲁特-山东青州等电力外送通道，加快推进通道配套外送新能源项目建设，积极推动赤峰、蒙西（乌兰察布、包头、阿拉善等）清洁能源外送基地开展前期工作。“十三五”期间，力争新增新能源外送装机2300万千瓦左右，其中风电1800万千瓦，太阳能发电500万千瓦左右。
第四节 稳步发展煤制燃料
推进煤制燃料升级示范。在现有煤制燃料示范项目的基础上，按照节水、环保、高效的原则，重点在水煤组合条件较好的地区，根据煤炭资源赋存、水资源和生态环境承载能力，按照项目前期工作和建设条件成熟程度，逐步推进煤制油、煤制气等煤制燃料产业高标准、高水平升级示范。“十三五”期间，力争新开工煤制油规模300万吨左右、煤制气规模120亿立方米左右。
积极发展煤基多联产。鼓励煤-化-电-热一体化发展，推进煤制燃料与发电、其他煤炭深加工等产业集成耦合发展，促进生产柔性化、产品多元化，提升煤炭深加工产业抵御市场风险能力。推进煤炭分质分级梯级利用，鼓励开展百万吨级原料煤中低温干馏制气、制油为主要产品路线的大规模煤炭分质利用，提升煤炭深加工技术水平和能源转化效率，逐步实现“分质分级、能化结合、集成联产”的新型煤炭深加工方式。
第五节 加大油气资源勘探开发
稳步推进油气开发基地建设。加快重点区域油气勘探开发进度，稳步提高油气产能和综合开发水平。重点加大鄂尔多斯地区苏里格气田、大牛地气田、东胜气田天然气勘探开发力度，加强巴彦浩特盆地、乌拉特中旗川井盆地、鄂尔多斯盆地等油田和页岩油的勘探开发，稳定海拉尔油田、二连油田、科尔沁油田产能，不断夯实资源基础，保障石油天然气实现稳产增产。
加强煤层气、页岩气勘探开发利用。加大非常规油气资源的勘探开发，重点在鄂尔多斯、乌海和阿拉善地区推进煤层气勘探开发试验示范，到2020年完成主要矿区煤层气地面勘探工作，新增煤层气勘探量250-300亿立方米，选择3-4个重点地区实现煤层气商业化，力争煤层气（含煤矿瓦斯）产量达到4亿立方米，瓦斯气发电装机达到3万千瓦。以鄂尔多斯盆地、二连盆地及其周缘为有利目标区，积极探索页岩气规模化商业生产模式。
第四章 绿色低碳推进清洁高效能源系统建设
第一节 推进能源清洁高效综合利用
提高资源综合利用水平。加强煤炭高效转化和清洁利用，提高煤炭分质分级利用水平，力争到2020年煤炭就地转化率提高至45%以上。加大低热值煤、煤矿瓦斯、矿井水等资源化利用力度，力争到2020年煤矸石、煤泥基本实现综合利用，煤矿瓦斯抽采利用率达到60%以上，矿井水综合利用率达到90%以上。推进煤电用循环经济示范园区建设，促进煤电与化工、有色等特色优势产业融合循环发展，构建循环经济产业链。加强余热、余压以及工业副产品、生活垃圾等能源资源回收和综合利用。
积极推进节能减排降耗。实施能效“领跑者”制度，通过树立标杆、政策激励、提高标准，不断提升全区高耗能行业、公共机构、终端用能产品能效水平。推行能效标识和节能低碳产品认证，扩大实施能效标识和节能认证产品范围。推进煤电行业节能减排升级改造，力争到2020年新建机组和具备改造条件的机组实现超低排放，煤电平均供电标准煤耗降低到325克/千瓦时，其中现役机组改造后供电标准煤耗低于332克/千瓦时，新建机组供电标准煤耗低于315克/千瓦时。加强工业、建筑、交通等重点领域节能减排，倡导形成绿色低碳生活方式和社会风尚，推动绿色能源和清洁能源示范区建设。积极推行合同能源管理、综合节能服务等新型商业模式，建立碳排放权、节能量和排污权交易制度，通过市场化机制促进节能降耗。
第二节 推进智慧能源建设
推动能源互联网发展。加强互联网与能源产业深度融合，推动能源互联网基础设施建设，建设能源生产消费智能化体系。积极推进智能电站、矿山、油气田建设，支持开展智能家居、智能小区、智能工厂、智能城市建设。鼓励开展基于电动汽车、灵活性资源、智慧用能、绿色能源灵活交易、行业融合等能源互联网试点示范，在以含电、气、冷、热等多种能源需求的经济开发区或工业园区、城市等建设能源互联网综合示范区。
加强多能互补集成优化。加强终端供能系统统筹规划和一体化建设，因地制宜实施传统能源与新能源的协同开发利用，优化布局电力、燃气、热力、供冷等基础设施，积极推广天然气热电冷三联供、分布式可再生能源发电、地热能供暖制冷等供能模式，推进热、电、冷、气等多种能源生产耦合集成和互补利用。充分利用大型综合能源基地风能、太阳能、煤炭、天然气等资源组合优势，推进风光火储多能互补系统一体化运行示范。
提升电力系统运行效率。科学实施煤电灵活性提升工程，优先提升30万千瓦级煤电机组深度调峰能力，通过实施热电机组“热电解耦”运行、提高纯凝机组调峰能力等，提升部分机组运行灵活性。积极发展智能电网，推进微电网、大容量储能等工程示范应用，适度发展抽水蓄能电站，提高风电、光伏发电等间歇性可再生能源的消纳能力。加强电力需求侧管理，适应分布式能源、电动汽车等多元化接入需求，推动电力供需互动用电系统建设。
第三节合理优化用能方式
提高清洁低碳能源消费比重。合理控制能源消费总量和煤炭消费，实施煤炭消费替代工程，有序推进煤改气、煤改电等，进一步降低煤炭消费比重。加快气化内蒙古步伐，优化天然气使用方式，新增天然气消费优先用于居民生活、天然气汽车和替代燃煤。积极发展分布式可再生能源，加强非化石能源就地消纳利用，进一步提高非化石能源消费比重。
实施电能替代工程。重点在居民采暖、生产制造、交通运输、电力供应与消费等领域，以分布式应用为主，大力推广热泵、电采暖、电锅炉（窑炉）、电驱动皮带传输、电动汽车、油机改电等电能替代。支持电能替代用户与各类发电企业开展电力直接交易，降低电能替代用电成本。
推进成品油质量升级。加快清洁油品生产供应，2017年1月1日起，全区全面供应符合国五标准的车用汽油（含E10乙醇汽油）、车用柴油（含B5生物柴油），同时停止销售低于国五标准车用汽、柴油；2017年7月1日起，全区全面供应国四标准普通柴油，同时停止销售低于国四标准普通柴油；2018年1月1日起，全区供应与国五标准车用柴油相同硫含量的普通柴油，停止销售低于国五标准普通柴油。加强炼厂成品油质量升级改造，深入开展成品油质量升级专项监管。
科学引导能源消费。完善能源价格形成机制，推进电、气等能源价格联动，推进实施分时电价政策和差别化电（气）价政策。鼓励电力、天然气用户错峰、避峰用能，引导供应侧和需求侧积极参与电力、天然气调峰，提升需求侧节能和用户响应能力。推进输配电价改革，扩大自治区电力资源和电价成本优势。
第五章 明确定位加强能源基础设施建设
第一节推进电力外送通道建设
结合全国电力供需整体形势、电源基地开发进度等因素，坚持适度超前的原则，采用大容量、远距离、高效率的特高压先进输电技术，加快电力外送通道及配套接网工程建设，进一步提高电力外送规模。“十三五”期间，建成锡盟-山东、锡盟-江苏、上海庙-山东、蒙西-天津南、扎鲁特-山东青州等特高压外送电通道。争取开工建设蒙西-晋中、胜利-锡盟、赤峰（元宝山）等外送输电工程。结合受端市场情况，积极推进呼伦贝尔、蒙西（乌兰察布、包头、阿拉善等）、赤峰-京津冀等电力外送通道论证。力争到2020年电力外送形成“两交三直”特高压、多条超高压外送通道格局。
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