一、基本情況

　　

　　(一)新能源裝機快速增長

　　

　　近年來，陜、寧、青三省(區)新能源裝機持續增長，截至2017年6月30日，陜西、寧夏、青海三省(區)累計新能源裝機3110.11萬千瓦，同比增長29.91%，其中風電1326.21萬千瓦，光伏發電1783.9萬千瓦。陜西省新能源裝機774.51萬千瓦，同比增長58.12%，其中風電293.75萬千瓦，同比增長31.34%，光伏480.76萬千瓦，同比增長93.64%;寧夏自治區新能源1552.6萬千瓦，同比增長21.52%，其中風電941.6萬千瓦，同比增長13.16%，光伏611萬千瓦，同比增長21.23%;青海省新能源874.4萬千瓦，同比增長18.64%，其中風電91.4萬千瓦，同比增長55.97%，光伏783萬千瓦，同比增長15.42%。總體看，陜西省新能源裝機增長較快，尤其是光伏發電項目集中并網較多;寧夏自治區在國家能源局發布風電紅色預警后，沒有新并網風電接入項目，光伏項目保持穩定有序增長;隨著低風速風機技術逐步成熟，青海省風電項目增長較快，光伏項目增速較為穩定。

　　

　　(二)新能源并網接入工作整體有序

　　

　　電網企業普遍能認真貫徹國家新能源發展戰略，積極為新能源項目并網創造條件，結合當地實際制定了相關規章制度，明確牽頭部門，優化工作流程，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發電提供保障和特色服務。國網陜西省電力公司對同一區域有接入需求的項目，在對其中一個項目進行初審時，也邀請其他業主參加，確定接入系統方案，安排送出工程可研工作，努力提高工作效率。國網寧夏電力公司從并網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電企業提交的接入系統報告進行審核批復。國網青海省電力公司組織工作組深入光伏項目較為集中但地理位置較為偏遠的海西州和海南州現場辦理并網接入手續,并構建智能化網源協調交互的集中管控平臺，提高了并網發電廠涉網相關業務的流程化、標準化、精細化水平。陜西省地方電力集團公司制定了按不同電壓等級辦理并網接入業務的制度，簡化了接入流程，為新能源項目及時接入做了大量工作。

　　

　　(三)分布式光伏并網接入基本規范

　　

　　截至2017年6月30日，三省(區)累計并網分布式光伏48萬千瓦，其中陜西23萬千瓦、寧夏23萬千瓦、青海2萬千瓦。三省(區)電網企業總體上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，精簡并網手續，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展。

　　

　　(四)棄風棄光明顯改善

　　

　　2016年三省(區)新能源消納問題突出，陜西省全年風電棄風率6.53%，光伏棄光率6.59%;寧夏自治區風電棄風率13.30%，光伏棄光率7.15%;青海省棄光率8.33%。2017年以來，在各級電網企業的努力下，棄風棄光問題得到有效緩解。一是改變過去分省備用模式，西北全網統一安排備用，盡可能壓減火電開機，增加新能源消納空間;二是通過開展跨區交易，促成華中抽蓄電站低谷時購買西北風電，增加新能源交易電量;三是實施新能源在全網范圍強制消納，將新能源外送優先級提到跨區直流配套火電之前，發生棄風棄光時，強制壓減配套火電出力，優先輸送新能源。2017年上半年，寧、青兩省(區)棄風棄光率都有明顯的下降，寧夏棄風率下降8.7個百分點，棄光率下降1.55個百分點，青海棄光率下降3.03個百分點。

　　

　　二、存在問題

　　

　　(一)信息報送、信息公開不符合監管要求

　　

　　陜西省電力公司、青海省電力公司未按照要求向能源監管機構報備接入電網相關工作制度、新建電源項目接入電網書面答復意見及新能源項目并網情況。

　　

　　寧夏電力公司、陜西地方電力集團公司未按照要求通過門戶網站公開新建電源接入電網工作制度。

　　

　　(二)新能源項目并網接入服務不符合監管要求

　　

　　陜西省電力公司在辦理新能源項目并網手續時存在答復時間不滿足規定要求等問題。如：榆林油坊莊330千伏匯集站自2016年10月建成后，電網企業迫于并網后棄風率上升的壓力，直到2017年8月才同意其并網;華能沈口子風電場、關村光伏電站、神木晶登分布式光伏等部分新能源項目并網接入書面答復期超出規定時限要求。

　　

　　(三)電源、電網規劃建設不匹配

　　

　　1.電網建設滯后，部分區域受網架約束影響送出。陜北-關中二通道建設嚴重滯后，送出斷面出現頻繁超限，影響了陜北新能源送出;寧夏自治區寧東地區受川水斷面輸送能力制約，在新能源大發期間，限制部分新能源出力;青海省新能源項目主要集中在海西、海南地區，受海西、寧月送出斷面頻繁超限影響，棄風棄光情況嚴重。

　　

　　2.電源規劃建設不合理，局部地區新能源裝機容量過大。特別是在電價調整截止期前存在大范圍搶裝現象，造成電源配套送出工程難以在建設時序上進行妥善安排，接入系統工程不能及時建設。如陜北地區風電及光伏發電總裝機容量為593萬千瓦，占到全省新能源裝機總量的89.2%，由于陜北地區就地消納能力不足，加之2016年6月30日光伏項目集中并網之后，致使棄風棄光率大幅上升，上半年個別場站甚至超過50%。

　　

　　(四)新能源項目外送線路回購政策落實不到位

　　

　　陜西省內由各新能源企業代建的送出線路體量較大，陜西省電力公司、陜西地方電力集團公司開展回購工作進展緩慢。同時還存在未支付新能源企業代建線路補貼的問題。從兩家電網企業上報數據上看，共有23個代建送出工程未完成回購，其中陜西省電力公司20個，陜西省地方電力公司3個。

　　

　　(五)電費結算不及時、不到位

　　

　　陜西省地方電力集團公司在辦理支付新能源上網電費及補貼業務中，內部電費結算工作流程復雜，流轉周期長，不能夠嚴格按照相關規定及時結算新能源項目的脫硫標桿電費，在收到財政撥付的可再生能源補貼后，也不能及時結算補貼。

　　

　　(六)相關配套政策不利于新能源行業的發展

　　

　　現行的補貼目錄申報政策為每年集中申報一次，周期過長，導致部分新能源項目在建成后一兩年還不能進入補貼目錄，致使新能源企業無法及時獲得相應的補貼，企業現金流出現嚴重問題。個別地方政府制定的新能源開發配套政策上要求光伏企業在獲取資源開發權限的同時必須對當地配套產業項目進行其他投資，不符合國家相關政策的要求。另如在年度開發規模管控方面，部分省(區)存在在新能源項目備案文件中，沒有注明備案項目是否納入年度開發規模，并且制定了光伏項目“先建先得”競價上網的開發模式，目前開工建設容量已經超過國家下達的開發規模。

　　

　　(七)分布式光伏發展緩慢

　　

　　三省(區)屬于經濟相對不發達地區，發展分布式光伏的硬件設施較為薄弱。一方面農網變壓器和線路配置薄弱，接納新能源能力不足，導致分布式光伏建設積極性受到極大影響，也使得更多扶貧項目無法實施;另一方面大量農村房屋為泥磚結構，屋頂承載能力差，導致小型村級電站在農村屋頂載荷能力有限的情況下只能利用村集體土地建設，需要占用年度開發規模，致使部分項目無法實施。

　　

　　三、監管意見

　　

　　(一)各電網企業要按照國家有關要求及時向能源監管機構報送新建電源項目并網情況及接入電網書面答復意見。

　　

　　(二)各電網企業要嚴格執行國家相關規定，通過門戶網站公開新建電源并網工作制度和程序，公開電網有關信息，方便新能源企業辦理并網手續。

　　

　　(三)陜西省電力公司要進一步簡化并網服務程序，縮短并網周期，及時出具并網接入意見，確保新能源場站建成后及時并網發電，不斷提升新能源并網服務質量。

　　

　　(四)陜西省電力公司、陜西地方電力集團公司要嚴格執行國家政策，加快新能源企業代建線路回購工作，對于項目核準文件中明確要求電網公司建設并經廠網協商先由新能源企業企業墊資建設的項目，最遲應于2018年年底前完成回購工作。同時，對于還未完成回購的項目要及時支付新能源企業代建線路補貼。

　　

　　(五)陜西省電力公司要加快陜北-關中二通道建設進度，盡快緩解陜北地區新能源窩電情況;陜西省地方電力集團公司要進一步改善陜北地區電網結構，加大輸變電設施建設改造力度，不斷提高新能源接入和消納能力;寧夏電力公司要加快建設宋堡330千伏等輸變電工程，確保2018年建成投運，以有效解決川水斷面新能源消納問題;青海省電力公司要盡快啟動海西與青海主網通道加裝串補工程和柴達木換流站改造工程，確保新能源項目建成后及時送出。

　　

　　(六)各級調度機構應加強新能源調度管理，提升新能源預測水平，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，提高電網接納新能源能力。深入研究跨省跨區交易機制，通過市場化手段合理開展跨區跨省發電權交易，不斷擴大新能源消納范圍。

　　

　　(七)各電網企業應嚴格按照國家發展改革委、國家能源局關于做好風電、光伏發電全額保障性收購管理工作的相關要求，優化電網結構，挖掘電網調峰能力，確保新能源全額保障性收購工作執行到位。

　　

　　(八)陜西省地方電力集團公司要及時優化各級分公司內部電費結算工作流程，進一步縮短電費支付時間，及時足額結算新能源企業上網電費。

　　

　　四、監管建議

　　

　　(一)加強宏觀調控，進一步規范新能源開發秩序。建議在安排各省(區)新增建設規模時，應充分考慮新能源消納和棄風棄光情況，對于達不到保障性收購小時數的地區，或違反國家相關規定額外增加新能源企業負擔的地區原則上不安排新的開發項目。

　　

　　(二)完善新能源及可再生能源申報政策。建議充分利用可再生能源發電項目信息管理平臺，在新能源項目并網運行后，可及時通過平臺申請進入補貼目錄并納入補貼范圍。

　　

　　(三)調整光伏開發指標分配限制，促進分布式光伏項目發展。建議對于地面建設的村級電站，應從單體規模上加以限制，從指標上給予松綁。綜合考慮土地林業等部門政策因素，對于農光、漁光互補分布式項目從農業方面的建設模式予以規范，指標上予以傾斜。拓寬分布式光伏在農村地區的建設模式，更加有效的形成資源的綜合利用。

　　

　　(四)加強新能源科學規劃，規范項目備案管理。建議各地方能源主管部門進一步加強新能源項目備案管理工作，在安排新能源裝機規模、建設時序、建設區域時，充分考慮消納市場、棄電率指標等關鍵問題，嚴格落實國家相關光伏發電規模管理和實行競爭性方式配置項目的政策要求，促進新能源行業健康有序發展。

　　

　　下一步，西北能源監管局一方面將就專項監管發現的問題，督促陜、寧、青三省(區)四家電網企業加緊整改，切實維護新能源并網接入秩序規范;另一方面將加大常態化監管工作力度，密切跟蹤有關工作動態，及時發現新情況、及時糾正新問題，為促進新能源產業健康有序發展保駕護航。