寧夏電網新能源運營情況是怎樣的?寧夏自治區是我國新能源的富集區，擁有豐富的風電資源和充足的光照環境。近年來,寧夏新能源發展迅速,對保護生態環境、推動能源轉型發展發揮了重要作用，但在運營和消納方面也不同程度的出現了一些問題。為了解和掌握寧夏新能源運營情況，梳理新能源消納存在問題，提出針對性的監管意見及政策建議，從而促進寧夏新能源健康有序發展，西北能源監管局近期對寧夏電網新能源運營情況開展了專項現場調研工作，現將有關情況報告如下。

一、新能源發展現狀

(一)新能源裝機快速增長

寧夏新能源在國家宏觀政策引導下發展較早，2003年首座風電場投運，2008年首座光伏電站投運。進入“十二五”，寧夏新能源發展迅猛，裝機年均增長率為67.4%，增速遠大于寧夏電網用電負荷增速，新能源裝機容量占比也由2011年的10.4%上升至2016年的42.8%，詳見圖1。截止2017年底，寧夏新能源總裝機容量1529.501萬千瓦，占統調總裝機容量的39.10%。其中：風電總裝機容量941.618萬千瓦，與上年底持平，占統調總裝機容量的24.07%;光伏總裝機容量587.883萬千瓦，同比增長16.32%，占統調總裝機容量的15.03%。寧夏新能源總裝機容量在西北五省排名第三(新疆2714萬千瓦、甘肅2068萬千瓦)，占比在西北五省排名第二(第一甘肅42.1%)。

(二)新能源發電量逐年增加

“十二五”期間，寧夏電網新能源發電量逐年增加，年均增長率為57.6%，與裝機增速基本相當。

2017年，寧夏電網統調發電量1296.88億千瓦時，同比增加18.47%。新能源總發電量223.41億千瓦時，同比增長23.38%，占統調總發電量的17.23%。其中：風電發電量153.05億千瓦時，同比增長18.93%，占統調總發電量的11.8%;光伏發電量70.35億千瓦時，同比增長34.3%，占統調總發電量的5.43%。

(三)新能源消納形勢依舊嚴峻

2014年5月寧夏電網首次出現電網斷面引起的新能源棄風，全年棄風電量0.32億千瓦時，棄電率0.49%。進入2015年后，因新能源裝機超過了電網的全額接納能力，3月份首次出現因調峰能力不足的棄風，9月份首次出現棄光，調峰和斷面棄電問題交織，全年棄電15.56億千瓦時，棄電率11.84%。2016年棄風棄光成為電網運行新常態，全年棄風棄光23.78億千瓦時，棄電率11.61%。

2017年寧夏電網新能源限電情況依然存在，截止年底，新能源棄電量12.5億千瓦時，棄電率5.3%，同比下降6.31個百分點。其中，風電棄電量7.66億千瓦時，棄風率4.77%，同比下降8.54個百分比，光伏棄電量4.84億千瓦時，棄光率6.44%，同比下降0.72個百分比。

(四)“十三五”期間新能源及電網規劃情況

1、新能源發電規劃

根據寧夏能源發展“十三五”規劃，寧夏科學規劃風電場布局和規模，依據風能資源條件和市場消納能力，有序開發六盤山、月亮山等地區風電資源。預計到2020年，寧夏風電裝機1100萬千瓦。按照集約化、園區化、規模化發展的原則，統籌土地資源和市場消納，重點規劃建設鹽池、海原等10大光伏園區，預計到2020年，光伏發電裝機將達到1000萬千瓦。

2、電網發展規劃情況

“十三五”期間，寧夏電網充分考慮新能源發展需求，加快上海廟直流750千伏接入工程建設，擴大寧夏新能源電力外送規模。一是繼續加快750千伏沙坡頭、杞鄉輸變電工程建設，2017年內投運330千伏永豐、原州等工程，同步加強下級配網及新能源送出工程建設。二是加快推進750千伏妙嶺、330千伏宋堡主變擴建等規劃項目前期工作，適時啟動解決新能源輸電斷面受阻線路擴容項目可行性研究，提升電網新能源接納、輸送能力。

(五)新能源并網接入情況

電網企業能夠認真貫徹國家新能源發展戰略，積極為新能源項目并網創造條件，結合當地實際制定了相關規章制度，明確牽頭部門，優化工作流程，壓縮工作周期，為光伏扶貧開辟“綠色通道”，為新能源項目順利并網發電提供保障和特色服務。國網寧夏電力公司從并網接入工作源頭開始入手，綜合考慮市場消納及送出問題后及時對發電企業提交的接入系統報告進行審核批復。同時，能夠認真落實國家能源局關于分布式光伏電源接入的相關要求，整合服務資源，精簡并網手續，推廣典型設計，開辟“綠色通道”，實行“一站式”服務，促進分布式電源快速發展。

近年來，寧夏新能源并網接入流程逐步規范，與之相關的發電與電網規劃科學有序推進。

二、促進新能源消納采取的措施和取得的成效

2016年以來，寧夏電網新能源消納形勢逐步嚴峻，為有效緩解棄風、棄光限電問題，我局認真落實國家發改委、國家能源局出臺的關于促進新能源持續健康發展的一系列文件精神，與寧夏經信委、電網企業積極探索、多措并舉，積極做好新能源消納各項工作。

(一)優化電網結構，解決網架約束提升新能源消納能力。

全力推進區內電網建設，建成330千伏古峰、同利、永豐等輸變電工程以及中民投集中接入站，有效緩解新能源送出受限問題。加強新能源接網工程建設，開工寧東欣潤光伏110千伏送出等5項新能源并網工程，線路長度218公里，總投資1.4億元。

通過將迎香I線迎水橋側變比由1250/1調整至2500/1，提升新能源消納129兆瓦。增加五里坡、侯橋和迎水橋變主變過載聯切裝置，提升新能源消納能力370兆瓦。將寧東第十六光伏電站由鹽州變改接至中民投變，提升新能源消納能力200兆瓦。

(二)優化機組開機方式，深挖火電調峰能力。

2017年3月起寧夏電網上旋轉備用容量按照負備用留取，通過減小火電開機，提升新能源消納能力約50萬千瓦;開展供熱機組調峰能力核查，供熱期內釋放供熱機組調峰能力近100萬千瓦，全部用于新能源消納;嚴格按照“兩個細則”對發電企業進行考核管理，督促發電企業加強機組運行管理，網內機組調峰能力均可達到50%。

(三)優化直流送電曲線，配套送出電源參與區內調峰。

對銀東直流送電曲線進行調整，將降功率時間前移至17:00，使其高峰送電功率與寧夏用電高峰錯開，減小火電開機容量50萬千瓦，提升新能源消納能力25萬千瓦。在寧夏電網新能源大發，超出電網接納能力時，銀東、靈紹直流配套電源進行功率調整，參與區內調峰，提升寧夏電網新能源接納能力60萬千瓦。

(四)積極開展跨省日前實時交易和富余新能源跨區現貨交易。

充分調用跨省電力支援，在區內消納空間用盡時，開展跨省日前、實時交易和主控區電量置換，實現新能源跨省錯峰消納。2017年1-12月，全年實時雙邊交易售出683筆(含實時雙邊交易售出371筆，與甘肅、陜西、青海主控區電量置換售出312筆)，累計增加新能源消納電量6.57億千瓦時，跨區現貨交易335筆(151筆日前、184筆日內)，送出新能源富裕電量4.67億千瓦時，有效地降低了新能源棄電量。

(五)積極促進“兩個替代”，創新市場交易方式，擴大外送。

一是積極促成自備電廠與新能源發電企業達成關停替代協議，2017年共促成11家自備電廠關停，合計停運機組容量36.85萬千瓦，完成新能源替代燃煤自備電廠電量約12.20億千瓦時。

二是創新交易方式，開展新能源與火電企業打捆配額制交易，2017年，新能源完成區內交易電量69.79億千瓦時。有效拉動區內用電負荷，調動火電調峰積極性，促進新能源消納。同時充分挖掘跨區跨省輸電通道空間，把握各種交易機會，努力擴大交易規模，2017年，寧夏外送新能源電量32.17億千瓦時，占區內新能源上網電量的14.40%。

2017年,寧夏電網認真執行可再生能源全額保障性消納、節能發電調度等政策法規，加強風電、光伏可再生能源預測，進一步優化電網結構和機組開機方式，提升直流輸電能力，采取跨省日前、實時交易、跨區現貨和主控區置換、“兩個替代”等靈活的交易措施，不斷提升新能源消納水平。新能源總發電量223.41億千瓦時，同比增長23.38%;發電量占比為17.23%;新能源棄電量12.5億千瓦時，棄電率5.3%，同比下降6.31個百分點。

三、新能源消納及運營面臨的主要問題

(一)電源與電網規劃建設不匹配

由于電網建設滯后，部分區域受網架約束影響新能源送出。2017年以來，通過省間互濟、跨區現貨等工作，極大的緩解了寧夏電網調峰問題，但新能源大發時，局部網架約束矛盾開始顯現，部分地區送出斷面出現頻繁超限，影響新能源送出，導致局部斷面、局部時段棄風棄光情況嚴重。2017年全年發生斷面棄電6.67億千瓦時。同時新能源電源規劃建設不合理，局部地區新能源裝機容量過大，新能源消納矛盾突出。

(二)電網調峰能力嚴重不足

寧夏新能源裝機已達到電網平均負荷的1.5倍，全額消納新能源電力需要的電網調峰能力在1150萬千瓦左右，而寧夏電網自身正常運行方式下的調峰能力在500萬千瓦左右，調峰能力不足新能源調峰需求的50%，電網調峰與新能源裝機容量嚴重不匹配。

(三)新能源消納機制不健全

當前電力供應富裕，中長期交易談判難度大，購電省外購電量、電價有絕對話語權，送電省在送電價格方面沒有議價能力，在缺少跨省跨區新能源消納機制的情況下，新能源發電企業參與外送交易的積極性普遍不高。

(四)新能源補貼資金滯后

近年來，寧夏地區新能源發電項目增長迅猛，與之相對的是新能源補貼資金到位滯后，補貼資金缺口巨大。截止2017年末，寧夏地區可再生能源補貼資金缺口114.11億元，其中：納入國家前六批補貼目錄項目資金缺口48.49億元，未納入補貼目錄的項目資金缺口65.62億元。因補貼資金滯后，許多新能源企業經營舉步維艱。

四、意見和建議

(一)加強規劃建設，促進網源協調發展。

一是加強新能源“十三五”規劃與電網規劃、火電等常規電源規劃的協調。電網結構、通道規劃與新能源布局協調，常規能源與新能源規劃相協調，新能源消納與負荷增長區域相協調。二是在新能源集中地區，建立和完善電網網架補強機制，針對新能源網架受限問題，及時從規劃角度提出補強措施，增強規劃的適應性和準確性，新建擴建輸變電項目兼顧新能源接入、負荷發展和網架優化功能，不斷完善電力送出通道網架結構。

(二)優化調度管理，深挖新能源消納空間。

一是調度機構應加強新能源調度管理，以精細化管理促進新能源場站發電能力預測水平提升，科學編制調度計劃，合理安排運行方式，綜合考慮水、火、風、光各類型電源特點，提高電網消納新能源能力;二是盡快啟動寧夏輔助服務市場，完善電力調峰市場機制，鼓勵公網電廠參與深度調峰，挖掘寧夏電力系統調峰潛力;三是做好寧夏電網熱電聯產機組發電調峰能力核定管理工作，在保障供熱的同時，用補償價格信號提高電網調峰能力，拓展新能源消納空間。

(三)健全電能交易模式，創新新能源市場化消納機制。

一是積極推進燃煤、自備電廠與新能源企業進行發電權交易，鼓勵新能源積極參與大用戶直接交易，通過市場交易促進新能源在省內就地消納。二是降低行政干預,深入健全跨省跨區交易機制。充分發揮西北電網長期以來統一調度運行，各省(區)裝機特性和資源、負荷分布互補互濟作用突出的優勢，實現地區能源和電力資源的優化配置，降低旋轉備用容量，優化電網運行方式，促進新能源消納;同時對銀東直流、靈紹直流和上海廟直流制定新能源消納政策和配額機制，逐步增加新能源在外送電量中的占比，提升新能源消納空間。

(四)完善新能源補貼機制，促進新能源行業健康發展。

研究增加可再生能源電價補貼集中申報次數，縮短申報審批時限，動態更新可再生能源補貼目錄;進一步優化報送、審批流程，縮短審批周期;完善可再生能源報送補貼支付流程，加快補貼資金發放進度，緩解企業資金壓力，促進新能源行業健康發展。