（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。