（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。