宁夏自治区是我国新能源的富集区，拥有丰富的风电资源和充足的光照环境。近年来,宁夏新能源发展迅速,对保护生态环境、推动能源转型发展发挥了重要作用，但在运营和消纳方面也不同程度的出现了一些问题。为了解和掌握宁夏新能源运营情况，梳理新能源消纳存在问题，提出针对性的监管意见及政策建议，从而促进宁夏新能源健康有序发展，西北能源监管局近期对宁夏电网新能源运营情况开展了专项现场调研工作，现将有关情况报告如下。

一、新能源发展现状

（一）新能源装机快速增长

宁夏新能源在国家宏观政策引导下发展较早，2003年首座风电场投运，2008年首座光伏电站投运。进入“十二五”，宁夏新能源发展迅猛，装机年均增长率为67.4%，增速远大于宁夏电网用电负荷增速，新能源装机容量占比也由2011年的10.4%上升至2016年的42.8%，详见图1。截止2017年底，宁夏新能源总装机容量1529.501万千瓦，占统调总装机容量的39.10%。其中：风电总装机容量941.618万千瓦，与上年底持平，占统调总装机容量的24.07%；光伏总装机容量587.883万千瓦，同比增长16.32%，占统调总装机容量的15.03%。宁夏新能源总装机容量在西北五省排名第三（新疆2714万千瓦、甘肃2068万千瓦），占比在西北五省排名第二（第一甘肃42.1%）。

图1.宁夏电网新能源装机及占比情况

（二）新能源发电量逐年增加

“十二五”期间，宁夏电网新能源发电量逐年增加，年均增长率为57.6%，与装机增速基本相当。

2017年，宁夏电网统调发电量1296.88亿千瓦时，同比增加18.47%。新能源总发电量223.41亿千瓦时，同比增长23.38%，占统调总发电量的17.23%。其中：风电发电量153.05亿千瓦时，同比增长18.93%，占统调总发电量的11.8%；光伏发电量70.35亿千瓦时，同比增长34.3%，占统调总发电量的5.43%。

（三）新能源消纳形势依旧严峻

2014年5月宁夏电网首次出现电网断面引起的新能源弃风，全年弃风电量0.32亿千瓦时，弃电率0.49%。进入2015年后，因新能源装机超过了电网的全额接纳能力，3月份首次出现因调峰能力不足的弃风，9月份首次出现弃光，调峰和断面弃电问题交织，全年弃电15.56亿千瓦时，弃电率11.84%。2016年弃风弃光成为电网运行新常态，全年弃风弃光23.78亿千瓦时，弃电率11.61%。

2017年宁夏电网新能源限电情况依然存在，截止年底，新能源弃电量12.5亿千瓦时，弃电率5.3%，同比下降6.31个百分点。其中，风电弃电量7.66亿千瓦时，弃风率4.77%，同比下降8.54个百分比，光伏弃电量4.84亿千瓦时，弃光率6.44%，同比下降0.72个百分比。

（四）“十三五”期间新能源及电网规划情况

1、新能源发电规划

根据宁夏能源发展“十三五”规划，宁夏科学规划风电场布局和规模，依据风能资源条件和市场消纳能力，有序开发六盘山、月亮山等地区风电资源。预计到2020年，宁夏风电装机1100万千瓦。按照集约化、园区化、规模化发展的原则，统筹土地资源和市场消纳，重点规划建设盐池、海原等10大光伏园区，预计到2020年，光伏发电装机将达到1000万千瓦。

2、电网发展规划情况

“十三五”期间，宁夏电网充分考虑新能源发展需求，加快上海庙直流750千伏接入工程建设，扩大宁夏新能源电力外送规模。一是继续加快750千伏沙坡头、杞乡输变电工程建设，2017年内投运330千伏永丰、原州等工程，同步加强下级配网及新能源送出工程建设。二是加快推进750千伏妙岭、330千伏宋堡主变扩建等规划项目前期工作，适时启动解决新能源输电断面受阻线路扩容项目可行性研究，提升电网新能源接纳、输送能力。

（五）新能源并网接入情况

电网企业能够认真贯彻国家新能源发展战略，积极为新能源项目并网创造条件，结合当地实际制定了相关规章制度，明确牵头部门，优化工作流程，压缩工作周期，为光伏扶贫开辟“绿色通道”，为新能源项目顺利并网发电提供保障和特色服务。国网宁夏电力公司从并网接入工作源头开始入手，综合考虑市场消纳及送出问题后及时对发电企业提交的接入系统报告进行审核批复。同时，能够认真落实国家能源局关于分布式光伏电源接入的相关要求，整合服务资源，精简并网手续，推广典型设计，开辟“绿色通道”，实行“一站式”服务，促进分布式电源快速发展。

近年来，宁夏新能源并网接入流程逐步规范，与之相关的发电与电网规划科学有序推进。  

二、促进新能源消纳采取的措施和取得的成效

2016年以来，宁夏电网新能源消纳形势逐步严峻，为有效缓解弃风、弃光限电问题，我局认真落实国家发改委、国家能源局出台的关于促进新能源持续健康发展的一系列文件精神，与宁夏经信委、电网企业积极探索、多措并举，积极做好新能源消纳各项工作。

（一）优化电网结构，解决网架约束提升新能源消纳能力。

全力推进区内电网建设，建成330千伏古峰、同利、永丰等输变电工程以及中民投集中接入站，有效缓解新能源送出受限问题。加强新能源接网工程建设，开工宁东欣润光伏110千伏送出等5项新能源并网工程，线路长度218公里，总投资1.4亿元。

通过将迎香I线迎水桥侧变比由1250/1调整至2500/1，提升新能源消纳129兆瓦。增加五里坡、侯桥和迎水桥变主变过载联切装置，提升新能源消纳能力370兆瓦。将宁东第十六光伏电站由盐州变改接至中民投变，提升新能源消纳能力200兆瓦。

（二）优化机组开机方式，深挖火电调峰能力。

2017年3月起宁夏电网上旋转备用容量按照负备用留取，通过减小火电开机，提升新能源消纳能力约50万千瓦；开展供热机组调峰能力核查，供热期内释放供热机组调峰能力近100万千瓦，全部用于新能源消纳；严格按照“两个细则”对发电企业进行考核管理，督促发电企业加强机组运行管理，网内机组调峰能力均可达到50%。

（三）优化直流送电曲线，配套送出电源参与区内调峰。

对银东直流送电曲线进行调整，将降功率时间前移至17:00，使其高峰送电功率与宁夏用电高峰错开，减小火电开机容量50万千瓦，提升新能源消纳能力25万千瓦。在宁夏电网新能源大发，超出电网接纳能力时，银东、灵绍直流配套电源进行功率调整，参与区内调峰，提升宁夏电网新能源接纳能力60万千瓦。

（四）积极开展跨省日前实时交易和富余新能源跨区现货交易。

充分调用跨省电力支援，在区内消纳空间用尽时，开展跨省日前、实时交易和主控区电量置换，实现新能源跨省错峰消纳。2017年1-12月，全年实时双边交易售出683笔（含实时双边交易售出371笔，与甘肃、陕西、青海主控区电量置换售出312笔），累计增加新能源消纳电量6.57亿千瓦时，跨区现货交易335笔（151笔日前、184笔日内），送出新能源富裕电量4.67亿千瓦时，有效地降低了新能源弃电量。

（五）积极促进“两个替代”，创新市场交易方式，扩大外送。

一是积极促成自备电厂与新能源发电企业达成关停替代协议，2017年共促成11家自备电厂关停，合计停运机组容量36.85万千瓦，完成新能源替代燃煤自备电厂电量约12.20亿千瓦时。

二是创新交易方式，开展新能源与火电企业打捆配额制交易，2017年，新能源完成区内交易电量69.79亿千瓦时。有效拉动区内用电负荷，调动火电调峰积极性，促进新能源消纳。同时充分挖掘跨区跨省输电通道空间，把握各种交易机会，努力扩大交易规模，2017年，宁夏外送新能源电量32.17亿千瓦时，占区内新能源上网电量的14.40%。

2017年,宁夏电网认真执行可再生能源全额保障性消纳、节能发电调度等政策法规，加强风电、光伏可再生能源预测，进一步优化电网结构和机组开机方式，提升直流输电能力，采取跨省日前、实时交易、跨区现货和主控区置换、“两个替代”等灵活的交易措施，不断提升新能源消纳水平。新能源总发电量223.41亿千瓦时，同比增长23.38%；发电量占比为17.23%；新能源弃电量12.5亿千瓦时，弃电率5.3%，同比下降6.31个百分点。

三、新能源消纳及运营面临的主要问题

（一）电源与电网规划建设不匹配

由于电网建设滞后，部分区域受网架约束影响新能源送出。2017年以来，通过省间互济、跨区现货等工作，极大的缓解了宁夏电网调峰问题，但新能源大发时，局部网架约束矛盾开始显现，部分地区送出断面出现频繁超限，影响新能源送出，导致局部断面、局部时段弃风弃光情况严重。2017年全年发生断面弃电6.67亿千瓦时。同时新能源电源规划建设不合理，局部地区新能源装机容量过大，新能源消纳矛盾突出。

（二）电网调峰能力严重不足

宁夏新能源装机已达到电网平均负荷的1.5倍，全额消纳新能源电力需要的电网调峰能力在1150万千瓦左右，而宁夏电网自身正常运行方式下的调峰能力在500万千瓦左右，调峰能力不足新能源调峰需求的50%，电网调峰与新能源装机容量严重不匹配。

（三）新能源消纳机制不健全

当前电力供应富裕，中长期交易谈判难度大，购电省外购电量、电价有绝对话语权，送电省在送电价格方面没有议价能力，在缺少跨省跨区新能源消纳机制的情况下，新能源发电企业参与外送交易的积极性普遍不高。

（四）新能源补贴资金滞后

近年来，宁夏地区新能源发电项目增长迅猛，与之相对的是新能源补贴资金到位滞后，补贴资金缺口巨大。截止2017年末，宁夏地区可再生能源补贴资金缺口114.11亿元，其中：纳入国家前六批补贴目录项目资金缺口48.49亿元，未纳入补贴目录的项目资金缺口65.62亿元。因补贴资金滞后，许多新能源企业经营举步维艰。

四、意见和建议

（一）加强规划建设，促进网源协调发展。

一是加强新能源“十三五”规划与电网规划、火电等常规电源规划的协调。电网结构、通道规划与新能源布局协调，常规能源与新能源规划相协调，新能源消纳与负荷增长区域相协调。二是在新能源集中地区，建立和完善电网网架补强机制，针对新能源网架受限问题，及时从规划角度提出补强措施，增强规划的适应性和准确性，新建扩建输变电项目兼顾新能源接入、负荷发展和网架优化功能，不断完善电力送出通道网架结构。

（二）优化调度管理，深挖新能源消纳空间。

一是调度机构应加强新能源调度管理，以精细化管理促进新能源场站发电能力预测水平提升，科学编制调度计划，合理安排运行方式，综合考虑水、火、风、光各类型电源特点，提高电网消纳新能源能力；二是尽快启动宁夏辅助服务市场，完善电力调峰市场机制，鼓励公网电厂参与深度调峰，挖掘宁夏电力系统调峰潜力；三是做好宁夏电网热电联产机组发电调峰能力核定管理工作，在保障供热的同时，用补偿价格信号提高电网调峰能力，拓展新能源消纳空间。

（三）健全电能交易模式，创新新能源市场化消纳机制。

一是积极推进燃煤、自备电厂与新能源企业进行发电权交易，鼓励新能源积极参与大用户直接交易，通过市场交易促进新能源在省内就地消纳。二是降低行政干预,深入健全跨省跨区交易机制。充分发挥西北电网长期以来统一调度运行，各省（区）装机特性和资源、负荷分布互补互济作用突出的优势，实现地区能源和电力资源的优化配置，降低旋转备用容量，优化电网运行方式，促进新能源消纳；同时对银东直流、灵绍直流和上海庙直流制定新能源消纳政策和配额机制，逐步增加新能源在外送电量中的占比，提升新能源消纳空间。

（四）完善新能源补贴机制，促进新能源行业健康发展。

研究增加可再生能源电价补贴集中申报次数，缩短申报审批时限，动态更新可再生能源补贴目录；进一步优化报送、审批流程，缩短审批周期；完善可再生能源报送补贴支付流程，加快补贴资金发放进度，缓解企业资金压力，促进新能源行业健康发展。