2017河南新能源并网运行问题监管报告：部分项目未批先建、并网滞后

随着国家推动能源转型各项政策的出台和装备技术的发展，河南省新能源开发利用规模不断扩大，风电、光伏发展迅速，有力地促进了能源绿色发展，加快了能源供给侧改革，实现了能源结构优化；同时为能源行业改善生态环境促进节能减排起到了积极作用。但是，由于新能源发展较快，在加速发展过程中，出现新的矛盾和新的问题。为进一步规范河南新能源发电并网运行管理，保障新能源消纳和河南电力系统安全、优质、经济运行，根据《国家能源局关于印发2017年市场监管重点问题监管工作计划表的通知》（国能综通监管〔2017〕20号）等文件要求，结合河南实际，河南能源监管办印发了《关于开展新能源并网运行问题监管的通知》，并于2017年6月至11月开展问题监管。现将现场监管及日常监管有关情况汇报如下。

一、基本情况

（一）河南省新能源发展基本情况

截至2017年7月底，全省已并网新能源装机832.8万千瓦，同比增长127.3%，发电量54.3亿千瓦时，同比增长77%。其中并网风电容量共179.7万千瓦，同比增长87.6%，发电量15.8亿千瓦时，同比增长47.6%；并网光伏发电容量597.5万千瓦，同比增长171.2%，发电量24.1亿千瓦时，同比增长409.9%。

目前河南省新能源处于大发展时期，2016年新能源电站超越水电成为省内第二大能源类型。从监管情况来看，一是地方政府积极推进。截至十二五末，新能源装机达182.3万千瓦。2017年10月发布了《河南省“十三五”可再生能源发展规划》，规划指出，至2020年，风电装机达600万千瓦以上，光伏装机达500万千瓦以上，对新能源发展提出框架要求和行业发展方向，有力促进了河南新能源行业的发展。二是省电网公司加强服务。制定了《国

网河南省电力公司关于进一步优化光伏电站项目接入系统工作流程的通知》、《河南电网新能源电厂并网运行服务指南》等文件，对接入并网实现了全过程管理服务。三是新能源厂站运行管理逐步规范。《河南风电场及光伏电站并网运行管理实施细则》、《河南电网新能源并网运行管理系统建设技术规范》相继发布，河南新能源并网运行管理系统初步建成，有效促进了新能源厂站管理水平提升。四是实现新能源全额消纳和收购。在目前装机条件、

供需水平和网络结构下，河南省未出现弃风弃光现象，做到风电和光伏全额消纳收购。

（二）开展新能源并网运行监管有关情况

本次问题监管按照国家能源局要求，主要依据《可再生能源法》、《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》、《国家能源局关于可再生能源领域简政放权加强同步监管的通知》等文件要求，将监管内容分解制定《新能源并网运行问题监管自查表》，收集印制《新能源监管相关法律法规及文件汇编》，并对现场监管人员进行了培训。

检查组对省电力公司及相关供电公司调度、财务等部门关于新能源发电优先调度、全额收购电量、电费结算等情况进行现场检查；按照双随机原则，从省网统调风电和光伏企业中抽取6家对其并网运行管理等情况进行现场检查。检查过程中得到省电力公司及相关供电公司、新能源电站的积极配合。

通过查阅资料、调阅工作日志、询问现场人员，检查组掌握了我省新能源发电企业项目建设、并网、运行、调度、交易、全额收购电量、电费补贴等情况，发现了其中存在的并网运行、补贴发放、规章制定、文件备案、运行管理等方面问题，提出监管建议。

二、主要问题

（一）可再生能源选址相对集中存在潜在的弃风弃光风险

河南新能源自然禀赋较好地区集中在豫西、豫南等地。由于资源集中，项目规划建设也较为集中。如豫西的三门峡地区，由于风光条件较好，截止2017年7月，三门峡地区新能源装机81.6万千瓦（风电61.6、光伏20），火电装机380万千瓦，水电装机43万千瓦，另外西部电力经灵宝换流站送入111万千瓦。三门峡历史最高负荷为186.4万千瓦，目前由于电解铝企业普遍停产减产，导致负荷停滞下滑。而由500kVII陕嘉线、陕瀛双回线、220kV三高线、I、II陕李线组成的三水东送断面的控制限额仅为240万千瓦，考虑该断面内部火电、水电满发、灵宝换流站送入，以及风电和光伏的有效出力系数，有58.4万千瓦电力盈余，存在电力外送受限的风险。三门峡地区新能源到2020年拟规划有近100多万装机，该地区电力外送问题将更加突出，存在弃风弃光风险。

考虑到三门峡负荷增长缓慢甚至可能出现负增长的情况，随着新能源装机规模的进一步扩大，电网消纳新能源能力问题将更加突出，与传统能源的矛盾也进一步加深。

（二）可再生能源的配套送出工程由项目业主承担

目前，河南可再生能源厂站可选择送出工程自建或电网企业投资建设两种方式，不符合国家关于可再生能源接入公共电网由电网企业负责投资建设原则要求。河南省在《关于进一步规范光伏发电项目建设管理的通知》中规定，“光伏电站项目业主可选择自建或由电网企业投资建设两种形式。投资方按规定享受配套送出工程补贴。”从抽查的6家光伏电站来看，均选择企业自建。

由于可再生能源厂站项目多，建设周期短，补贴政策有时间要求，而电网配套出资的流程较长，建成所用时间较多，因此多数新能源厂站选择自建。

检查发现，选择自建送出工程的项目中，存在将其对端并网变电站的配套间隔需增容扩建费用由发电企业一并承担情况。如河南鼎宏光伏科技有限公司的邱辛店光伏电站，濮阳中建新能源科技发展有限公司的白罡光伏电站。

（三）部分项目送出工程未核先建

检查发现，洛阳洛能光伏电力开发有限公司的牛心山光伏电站于2017年6月投产，未见送出工程核准文件。濮阳中建新能源科技发展有限公司的白罡光伏电站于2016年6月投产，未见送出工程核准文件。河南鼎宏光伏科技有限公司的邱辛店光伏电站于2016年12月投产，未见送出工程核准文件。鲁山县头道庙光伏电力科技开发有限公司的恒泰光伏电站于2017年6月投产，未见送出工程核准文件。济源大峪江山光伏发电有限公司的槐姻光伏电站于2016年8月投产，未见送出工程核准文件。泌阳县中康太阳能电力开发有限公司的富罗纳光伏电站于2017年3月投产，未见送出工程核准文件。送出工程未核准违反了国家和省内有关文件精神。

（四）部分厂站发电业务许可证管理不规范

检查发现，个别项目许可证事项发生变更，但未及时变更许可证。濮阳中建新能源科技发展有限公司的白罡光伏电站发电业务许可证出现了地址变更事项，但未及时变更。

（五）厂站全容量并网时间滞后

部分厂站在前期投产后，不积极推进后续容量的建设和并网运行，导致全容量并网的时间滞后较长。未实现全容量并网导致新能源电站迟迟不能向电力系统调度部门提供有电站运行特性的测试报告，影响调度部门对电网系统安全运行的状况判断。因此，这种行为也占用了通道、间隔和补贴指标资源，不利于新能源的健康发展。

如河南鼎宏光伏科技有限公司的邱辛店光伏电站备案文件上为70MW，接入系统方案按照70MW容量设计评审，接网协议也按70MW容量签订，按照其容量规模，出线接入110千伏电压等级变电站，2016年12月投产20MW，至今规模未变。

（六）部分发电企业保存资料不完整

根据《可再生能源法》规定，电力企业应该真实、完整地记载和保存可再生能源发电的有关资料，并接受电力监管机构的检查和监督。部分厂站保存资料不完整，如牛心山光伏电站和白罡光伏电站、槐姻光伏电站、富罗纳光伏电站仅保存其申请接入系统设计的评审批复文件，未见其评审申请文件。

（七）新能源电站运行管理有待加强

检查发现，新能源厂站普遍存在运行管理的薄弱环节。如安全生产法律法规、标准规范及规章制度的贯彻落实工作不力，管理制度不健全，安全管理不到位，政策法规学习不够；人员没有配齐相关规程；没有提供学习贯彻适用的安全生产法律法规、标准规范及规章制度的培训记录；工作人员着装和安全工具使用不符安全规定；没有进行有效安全规章制度辨识，提供的现行规章制度与国家相关要求不相符；安全工机具没有及时检验；落实《防止电力生产事故的二十五项重点要求》不力；现场管理弱化，生产生活区未隔离；倒闸操作票和巡视管理不规范、设备功能不完善、没有及时消缺；保护定值设置不规范；自动化设备标识不清，布线混乱，功率预测服务器采用非安全操作系统，系统弱口令，未定期开展电力监控系统等保测评和定级备案等问题。

（八）电力企业未严格执行能源监管有关规定

《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》第十三条规定：“省级电网企业和可再生能源发电企业应当于每月20日前向所在地电力监管机构报送上一月度可再生能源发电上网电量、上网电价和电费结算情况，省级电网企业应当同时报送可再生能源电价附加收支情况和配额交易情况”。截止目前，向河南能源监管办报送材料存在不完整情况。