西北区域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，随着国家能源产业结构调整的不断深化及“放、管、服”改革的进一步推进，西北区域新能源迅猛发展，截至2017年6月30日，新能源累计并网容量8451.65万千瓦，占全网总装机的37.77%，风电发电量342.05亿千瓦时，占全网总发电量的10.31%;光伏发电量186.34亿千瓦时，占全网总发电量的5.61%。新能源快速发展对推进西北区域能源生产和消费革命、保护生态环境和培育经济发展新动能、推动能源转型发展发挥了重要作用，但在并网运行方面也出现了诸多问题。为规范新能源并网秩序，促进新能源产业持续健康有序发展，西北能源监管局于2017年4月至8月在陕西、宁夏和青海三省(区)开展了新能源并网接入专项监管，根据现场检查和日常监管情况形成本报告。

一、基本情况

(一)新能源装机快速增长

近年来，陕、宁、青三省(区)新能源装机持续增长，截至2017年6月30日，陕西、宁夏、青海三省(区)累计新能源装机3110.11万千瓦，同比增长29.91%，其中风电1326.21万千瓦，光伏发电1783.9万千瓦。陕西省新能源装机774.51万千瓦，同比增长58.12%，其中风电293.75万千瓦，同比增长31.34%，光伏480.76万千瓦，同比增长93.64%;宁夏自治区新能源1552.6万千瓦，同比增长21.52%，其中风电941.6万千瓦，同比增长13.16%，光伏611万千瓦，同比增长21.23%;青海省新能源874.4万千瓦，同比增长18.64%，其中风电91.4万千瓦，同比增长55.97%，光伏783万千瓦，同比增长15.42%。总体看，陕西省新能源装机增长较快，尤其是光伏发电项目集中并网较多;宁夏自治区在国家能源局发布风电红色预警后，没有新并网风电接入项目，光伏项目保持稳定有序增长;随着低风速风机技术逐步成熟，青海省风电项目增长较快，光伏项目增速较为稳定。

(二)新能源并网接入工作整体有序

电网企业普遍能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。国网陕西省电力公司对同一区域有接入需求的项目，在对其中一个项目进行初审时，也邀请其他业主参加，确定接入系统方案，安排送出工程可研工作，努力提高工作效率。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。国网青海省电力公司组织工作组深入光伏项目较为集中但地理位置较为偏远的海西州和海南州现场办理并网接入手续,并构建智能化网源协调交互的集中管控平台，提高了并网发电厂涉网相关业务的流程化、标准化、精细化水平。陕西省地方电力集团公司制定了按不同电压等级办理并网接入业务的制度，简化了接入流程，为新能源项目及时接入做了大量工作。

(三)分布式光伏并网接入基本规范

截至2017年6月30日，三省(区)累计并网分布式光伏48万千瓦，其中陕西23万千瓦、宁夏23万千瓦、青海2万千瓦。三省(区)电网企业总体上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。

(四)弃风弃光明显改善

2016年三省(区)新能源消纳问题突出，陕西省全年风电弃风率6.53%，光伏弃光率6.59%;宁夏自治区风电弃风率13.30%，光伏弃光率7.15%;青海省弃光率8.33%。2017年以来，在各级电网企业的努力下，弃风弃光问题得到有效缓解。一是改变过去分省备用模式，西北全网统一安排备用，尽可能压减火电开机，增加新能源消纳空间;二是通过开展跨区交易，促成华中抽蓄电站低谷时购买西北风电，增加新能源交易电量;三是实施新能源在全网范围强制消纳，将新能源外送优先级提到跨区直流配套火电之前，发生弃风弃光时，强制压减配套火电出力，优先输送新能源。2017年上半年，宁、青两省(区)弃风弃光率都有明显的下降，宁夏弃风率下降8.7个百分点，弃光率下降1.55个百分点，青海弃光率下降3.03个百分点。

二、存在问题

(一)信息报送、信息公开不符合监管要求

陕西省电力公司、青海省电力公司未按照要求向能源监管机构报备接入电网相关工作制度、新建电源项目接入电网书面答复意见及新能源项目并网情况。

宁夏电力公司、陕西地方电力集团公司未按照要求通过门户网站公开新建电源接入电网工作制度。

(二)新能源项目并网接入服务不符合监管要求

陕西省电力公司在办理新能源项目并网手续时存在答复时间不满足规定要求等问题。如：榆林油坊庄330千伏汇集站自2016年10月建成后，电网企业迫于并网后弃风率上升的压力，直到2017年8月才同意其并网;华能沈口子风电场、关村光伏电站、神木晶登分布式光伏等部分新能源项目并网接入书面答复期超出规定时限要求。

(三)电源、电网规划建设不匹配

1.电网建设滞后，部分区域受网架约束影响送出。陕北-关中二通道建设严重滞后，送出断面出现频繁超限，影响了陕北新能源送出;宁夏自治区宁东地区受川水断面输送能力制约，在新能源大发期间，限制部分新能源出力;青海省新能源项目主要集中在海西、海南地区，受海西、宁月送出断面频繁超限影响，弃风弃光情况严重。

2.电源规划建设不合理，局部地区新能源装机容量过大。特别是在电价调整截止期前存在大范围抢装现象，造成电源配套送出工程难以在建设时序上进行妥善安排，接入系统工程不能及时建设。如陕北地区风电及光伏发电总装机容量为593万千瓦，占到全省新能源装机总量的89.2%，由于陕北地区就地消纳能力不足，加之2016年6月30日光伏项目集中并网之后，致使弃风弃光率大幅上升，上半年个别场站甚至超过50%。

(四)新能源项目外送线路回购政策落实不到位

陕西省内由各新能源企业代建的送出线路体量较大，陕西省电力公司、陕西地方电力集团公司开展回购工作进展缓慢。同时还存在未支付新能源企业代建线路补贴的问题。从两家电网企业上报数据上看，共有23个代建送出工程未完成回购，其中陕西省电力公司20个，陕西省地方电力公司3个。

(五)电费结算不及时、不到位

陕西省地方电力集团公司在办理支付新能源上网电费及补贴业务中，内部电费结算工作流程复杂，流转周期长，不能够严格按照相关规定及时结算新能源项目的脱硫标杆电费，在收到财政拨付的可再生能源补贴后，也不能及时结算补贴。

(六)相关配套政策不利于新能源行业的发展

现行的补贴目录申报政策为每年集中申报一次，周期过长，导致部分新能源项目在建成后一两年还不能进入补贴目录，致使新能源企业无法及时获得相应的补贴，企业现金流出现严重问题。个别地方政府制定的新能源开发配套政策上要求光伏企业在获取资源开发权限的同时必须对当地配套产业项目进行其他投资，不符合国家相关政策的要求。另如在年度开发规模管控方面，部分省(区)存在在新能源项目备案文件中，没有注明备案项目是否纳入年度开发规模，并且制定了光伏项目“先建先得”竞价上网的开发模式，目前开工建设容量已经超过国家下达的开发规模。

(七)分布式光伏发展缓慢

三省(区)属于经济相对不发达地区，发展分布式光伏的硬件设施较为薄弱。一方面农网变压器和线路配置薄弱，接纳新能源能力不足，导致分布式光伏建设积极性受到极大影响，也使得更多扶贫项目无法实施;另一方面大量农村房屋为泥砖结构，屋顶承载能力差，导致小型村级电站在农村屋顶载荷能力有限的情况下只能利用村集体土地建设，需要占用年度开发规模，致使部分项目无法实施。

三、监管意见

(一)各电网企业要按照国家有关要求及时向能源监管机构报送新建电源项目并网情况及接入电网书面答复意见。

(二)各电网企业要严格执行国家相关规定，通过门户网站公开新建电源并网工作制度和程序，公开电网有关信息，方便新能源企业办理并网手续。

(三)陕西省电力公司要进一步简化并网服务程序，缩短并网周期，及时出具并网接入意见，确保新能源场站建成后及时并网发电，不断提升新能源并网服务质量。

(四)陕西省电力公司、陕西地方电力集团公司要严格执行国家政策，加快新能源企业代建线路回购工作，对于项目核准文件中明确要求电网公司建设并经厂网协商先由新能源企业企业垫资建设的项目，最迟应于2018年年底前完成回购工作。同时，对于还未完成回购的项目要及时支付新能源企业代建线路补贴。

(五)陕西省电力公司要加快陕北-关中二通道建设进度，尽快缓解陕北地区新能源窝电情况;陕西省地方电力集团公司要进一步改善陕北地区电网结构，加大输变电设施建设改造力度，不断提高新能源接入和消纳能力;宁夏电力公司要加快建设宋堡330千伏等输变电工程，确保2018年建成投运，以有效解决川水断面新能源消纳问题;青海省电力公司要尽快启动海西与青海主网通道加装串补工程和柴达木换流站改造工程，确保新能源项目建成后及时送出。

(六)各级调度机构应加强新能源调度管理，提升新能源预测水平，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，提高电网接纳新能源能力。深入研究跨省跨区交易机制，通过市场化手段合理开展跨区跨省发电权交易，不断扩大新能源消纳范围。

(七)各电网企业应严格按照国家发展改革委、国家能源局关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的相关要求，优化电网结构，挖掘电网调峰能力，确保新能源全额保障性收购工作执行到位。

(八)陕西省地方电力集团公司要及时优化各级分公司内部电费结算工作流程，进一步缩短电费支付时间，及时足额结算新能源企业上网电费。

四、监管建议

(一)加强宏观调控，进一步规范新能源开发秩序。建议在安排各省(区)新增建设规模时，应充分考虑新能源消纳和弃风弃光情况，对于达不到保障性收购小时数的地区，或违反国家相关规定额外增加新能源企业负担的地区原则上不安排新的开发项目。

(二)完善新能源及可再生能源申报政策。建议充分利用可再生能源发电项目信息管理平台，在新能源项目并网运行后，可及时通过平台申请进入补贴目录并纳入补贴范围。

(三)调整光伏开发指标分配限制，促进分布式光伏项目发展。建议对于地面建设的村级电站，应从单体规模上加以限制，从指标上给予松绑。综合考虑土地林业等部门政策因素，对于农光、渔光互补分布式项目从农业方面的建设模式予以规范，指标上予以倾斜。拓宽分布式光伏在农村地区的建设模式，更加有效的形成资源的综合利用。

(四)加强新能源科学规划，规范项目备案管理。建议各地方能源主管部门进一步加强新能源项目备案管理工作，在安排新能源装机规模、建设时序、建设区域时，充分考虑消纳市场、弃电率指标等关键问题，严格落实国家相关光伏发电规模管理和实行竞争性方式配置项目的政策要求，促进新能源行业健康有序发展。

下一步，西北能源监管局一方面将就专项监管发现的问题，督促陕、宁、青三省(区)四家电网企业加紧整改，切实维护新能源并网接入秩序规范;另一方面将加大常态化监管工作力度，密切跟踪有关工作动态，及时发现新情况、及时纠正新问题，为促进新能源产业健康有序发展保驾护航。