（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(guān)停替代協(xié)議，2017年共促成11家自備電廠關(guān)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(nèi)交易電量69．79億千瓦時。有效拉動區(qū)內(nèi)用電負荷，調(diào)動火電調(diào)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(nèi)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(diào)度等政策法規(guī)，加強風(fēng)電、光伏可再生能源預(yù)測，進一步優(yōu)化電網(wǎng)結(jié)構(gòu)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(shè)不匹配

由于電網(wǎng)建設(shè)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(diào)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(dǎo)致局部斷面、局部時段棄風(fēng)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(shè)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(diào)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(diào)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(diào)峰能力在500萬千瓦左右，調(diào)峰能力不足新能源調(diào)峰需求的50％，電網(wǎng)調(diào)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(dāng)前電力供應(yīng)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(quán)，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(shè)，促進網(wǎng)源協(xié)調(diào)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(diào)。電網(wǎng)結(jié)構(gòu)、通道規(guī)劃與新能源布局協(xié)調(diào)，常規(guī)能源與新能源規(guī)劃相協(xié)調(diào)，新能源消納與負荷增長區(qū)域相協(xié)調(diào)。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(yīng)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(jié)構(gòu)。

（二）優(yōu)化調(diào)度管理，深挖新能源消納空間。

一是調(diào)度機構(gòu)應(yīng)加強新能源調(diào)度管理，以精細化管理促進新能源場站發(fā)電能力預(yù)測水平提升，科學(xué)編制調(diào)度計劃，合理安排運行方式，綜合考慮水、火、風(fēng)、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(wù)市場，完善電力調(diào)峰市場機制，鼓勵公網(wǎng)電廠參與深度調(diào)峰，挖掘?qū)幭碾娏ο到y(tǒng)調(diào)峰潛力；三是做好寧夏電網(wǎng)熱電聯(lián)產(chǎn)機組發(fā)電調(diào)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(diào)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(quán)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(nèi)就地消納。二是降低行政干預(yù)，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(diào)度運行，各�。▍^(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(zhuǎn)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。