中國儲能網(wǎng)訊：寧夏自治區(qū)是我國新能源的富集區(qū)，擁有豐富的風電資源和充足的光照環(huán)境。近年來，寧夏新能源發(fā)展迅速，對保護生態(tài)環(huán)境、推動能源轉型發(fā)展發(fā)揮了重要作用，但在運營和消納方面也不同程度的出現(xiàn)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(jiān)管意見及政策建議，從而促進寧夏新能源健康有序發(fā)展，西北能源監(jiān)管局近期對寧夏電網(wǎng)新能源運營情況開展了專項現(xiàn)場調研工作，現(xiàn)將有關情況報告如下。
一、新能源發(fā)展現(xiàn)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(fā)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(fā)展迅猛，裝機年均增長率為67.4%，增速遠大于寧夏電網(wǎng)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(tǒng)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(tǒng)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(tǒng)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%）。
寧夏電網(wǎng)新能源裝機及占比情況
（二）新能源發(fā)電量逐年增加
“十二五”期間，寧夏電網(wǎng)新能源發(fā)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(wǎng)統(tǒng)調發(fā)電量1296.88億千瓦時，同比增加18.47%。新能源總發(fā)電量223.41億千瓦時，同比增長23.38%，占統(tǒng)調總發(fā)電量的17.23%。其中：風電發(fā)電量153.05億千瓦時，同比增長18.93%，占統(tǒng)調總發(fā)電量的11.8%；光伏發(fā)電量70.35億千瓦時，同比增長34.3%，占統(tǒng)調總發(fā)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(wǎng)首次出現(xiàn)電網(wǎng)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(wǎng)的全額接納能力，3月份首次出現(xiàn)因調峰能力不足的棄風，9月份首次出現(xiàn)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(wǎng)運行新常態(tài)，全年棄風棄光23.78億千瓦時，棄電率11.61%。
2017年寧夏電網(wǎng)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(wǎng)規(guī)劃情況
1、新能源發(fā)電規(guī)劃
根據(jù)寧夏能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃，寧夏科學規(guī)劃風電場布局和規(guī)模，依據(jù)風能資源條件和市場消納能力，有序開發(fā)六盤山、月亮山等地區(qū)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(qū)化、規(guī)模化發(fā)展的原則，統(tǒng)籌土地資源和市場消納，重點規(guī)劃建設鹽池、海原等10大光伏園區(qū)，預計到2020年，光伏發(fā)電裝機將達到1000萬千瓦。
2、電網(wǎng)發(fā)展規(guī)劃情況
“十三五”期間，寧夏電網(wǎng)充分考慮新能源發(fā)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(guī)模。一是繼續(xù)加快750千伏沙坡頭、杞鄉(xiāng)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(wǎng)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(guī)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(wǎng)新能源接納、輸送能力。
（五）新能源并網(wǎng)接入情況
電網(wǎng)企業(yè)能夠認真貫徹國家新能源發(fā)展戰(zhàn)略，積極為新能源項目并網(wǎng)創(chuàng)造條件，結合當?shù)貙嶋H制定了相關規(guī)章制度，明確牽頭部門，優(yōu)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(wǎng)發(fā)電提供保障和特色服務。國網(wǎng)寧夏電力公司從并網(wǎng)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(fā)電企業(yè)提交的接入系統(tǒng)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(wǎng)手續(xù)，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(fā)展。
近年來，寧夏新能源并網(wǎng)接入流程逐步規(guī)范，與之相關的發(fā)電與電網(wǎng)規(guī)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(wǎng)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(fā)改委、國家能源局出臺的關于促進新能源持續(xù)健康發(fā)展的一系列文件精神，與寧夏經(jīng)信委、電網(wǎng)企業(yè)積極探索、多措并舉，積極做好新能源消納各項工作。
（一）優(yōu)化電網(wǎng)結構，解決網(wǎng)架約束提升新能源消納能力。
全力推進區(qū)內電網(wǎng)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(wǎng)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(wǎng)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(lián)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(yōu)化機組開機方式，深挖火電調峰能力。
2017年3月起寧夏電網(wǎng)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(fā)電企業(yè)進行考核管理，督促發(fā)電企業(yè)加強機組運行管理，網(wǎng)內機組調峰能力均可達到50%。
（三）優(yōu)化直流送電曲線，配套送出電源參與區(qū)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(wǎng)新能源大發(fā)，超出電網(wǎng)接納能力時，銀東、靈紹直流配套電源進行功率調整，參與區(qū)內調峰，提升寧夏電網(wǎng)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(qū)現(xiàn)貨交易。
充分調用跨省電力支援，在區(qū)內消納空間用盡時，開展跨省日前、實時交易和主控區(qū)電量置換，實現(xiàn)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(qū)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(qū)現(xiàn)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(chuàng)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(fā)電企業(yè)達成關停替代協(xié)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(chuàng)新交易方式，開展新能源與火電企業(yè)打捆配額制交易，2017年，新能源完成區(qū)內交易電量69.79億千瓦時。有效拉動區(qū)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(qū)跨省輸電通道空間，把握各種交易機會，努力擴大交易規(guī)模，2017年，寧夏外送新能源電量32.17億千瓦時，占區(qū)內新能源上網(wǎng)電量的14.40%。
2017年，寧夏電網(wǎng)認真執(zhí)行可再生能源全額保障性消納、節(jié)能發(fā)電調度等政策法規(guī)，加強風電、光伏可再生能源預測，進一步優(yōu)化電網(wǎng)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(qū)現(xiàn)貨和主控區(qū)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(fā)電量223.41億千瓦時，同比增長23.38%；發(fā)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(wǎng)規(guī)劃建設不匹配
由于電網(wǎng)建設滯后，部分區(qū)域受網(wǎng)架約束影響新能源送出。2017年以來，通過省間互濟、跨區(qū)現(xiàn)貨等工作，極大的緩解了寧夏電網(wǎng)調峰問題，但新能源大發(fā)時，局部網(wǎng)架約束矛盾開始顯現(xiàn)，部分地區(qū)送出斷面出現(xiàn)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(fā)生斷面棄電6.67億千瓦時。同時新能源電源規(guī)劃建設不合理，局部地區(qū)新能源裝機容量過大，新能源消納矛盾突出。
（二）電網(wǎng)調峰能力嚴重不足
寧夏新能源裝機已達到電網(wǎng)平均負荷的1.5倍，全額消納新能源電力需要的電網(wǎng)調峰能力在1150萬千瓦左右，而寧夏電網(wǎng)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(wǎng)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(qū)新能源消納機制的情況下，新能源發(fā)電企業(yè)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(qū)新能源發(fā)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(qū)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(yè)經(jīng)營舉步維艱。
四、意見和建議
（一）加強規(guī)劃建設，促進網(wǎng)源協(xié)調發(fā)展。
一是加強新能源“十三五”規(guī)劃與電網(wǎng)規(guī)劃、火電等常規(guī)電源規(guī)劃的協(xié)調。電網(wǎng)結構、通道規(guī)劃與新能源布局協(xié)調，常規(guī)能源與新能源規(guī)劃相協(xié)調，新能源消納與負荷增長區(qū)域相協(xié)調。二是在新能源集中地區(qū)，建立和完善電網(wǎng)網(wǎng)架補強機制，針對新能源網(wǎng)架受限問題，及時從規(guī)劃角度提出補強措施，增強規(guī)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(fā)展和網(wǎng)架優(yōu)化功能，不斷完善電力送出通道網(wǎng)架結構。
（二）優(yōu)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(fā)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(wǎng)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(wǎng)電廠參與深度調峰，挖掘寧夏電力系統(tǒng)調峰潛力；三是做好寧夏電網(wǎng)熱電聯(lián)產(chǎn)機組發(fā)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(wǎng)調峰能力，拓展新能源消納空間。
（三）健全電能交易模式，創(chuàng)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(yè)進行發(fā)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(qū)交易機制。充分發(fā)揮西北電網(wǎng)長期以來統(tǒng)一調度運行，各省（區(qū)）裝機特性和資源、負荷分布互補互濟作用突出的優(yōu)勢，實現(xiàn)地區(qū)能源和電力資源的優(yōu)化配置，降低旋轉備用容量，優(yōu)化電網(wǎng)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(yè)健康發(fā)展。
研究增加可再生能源電價補貼集中申報次數(shù)，縮短申報審批時限，動態(tài)更新可再生能源補貼目錄；進一步優(yōu)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(fā)放進度，緩解企業(yè)資金壓力，促進新能源行業(yè)健康發(fā)展。
來源：國家能源局西北監(jiān)管局官網(wǎng)
