PG电子,PG电子官方网站,PG电子试玩,PG电子APP下载经自治区党委批准，自治区政协将“加快建设新型电力系统、新型能源体系，推动产业绿色低碳耦合协同发展”列为今年专题议政性常委会会议协商议题。今年6月，自治区政协组成4个调研组分赴五市和宁东能源化工基地，重点调研了解我区“风光水火储一体化”多能互补、“源网荷储一体化”供需协同情况，能源供应体系、电力系统建设、要素保障及产业绿色低碳耦合协同发展等情况。经过充分协商，形成协商报告，为推动我区产业绿色低碳耦合协同发展建言献策。

　　9月17日，自治区政协十二届常委会第十六次会议在银川市召开，围绕“加快建设新型电力系统、新型能源体系，推动产业绿色低碳耦合协同发展”协商议政。会上，自治区政协常委毛明杰、刘金星、茹小侠、康俊杰、徐永豪、郑清源、黄金耀、李立，自治区政协委员高建博围绕主题作大会发言。

　　储能作为新能源消纳的“稳定器”、电力系统的“充电宝”，在新型能源体系构建和新型电力系统建设中占据着举足轻重的地位。对我区而言，新型储能建设是国家新能源综合示范区的“关键棋子”。截至今年6月，我区新型储能装机达583万千瓦/1231万千瓦时，位居全国第六，已进入规模化升级发展关键阶段，但仍存在一些问题亟待破解。

　　具体表现为，源网荷侧储能发展协同性不足，由于未对储能需求进行精准测算，新型储能建设在顶层设计上缺乏差异化，在不同应用场景的经济特性未能很好发挥。储能配套与收益机制双重受限，我区4小时以上的长时储能发展相对滞后，无法有效平抑新能源的波动性。部分早期建设的储能电站因多种因素陷入持续亏损；独立储能受峰谷电价差小、调度优先级冲突等影响，套利空间有限。政策与市场体系不完善，我区尚未制定储能容量补偿相关政策，储能电站收益模式也不明确。构网型储能电站建设成本高于跟网型，但暂无专项支持；新型储能参与电力市场交易的准入条件、交易模式和交易规则尚不健全。储能产业链有待优化完善，我区围绕用户侧的新型储能设施建设布局还不足。现有储能产业链涉及领域，头部企业数量较少、联动程度不高，还存在行业竞争不规范等问题。

　　建议制定全区储能产业发展规划，将新型储能产业纳入自治区“十五五”电网总体规划。开展源网荷储、发输配用一体化协同研究，统筹制定配套新型储能的标准规范。推动已批复的储能项目加快建设，切实发挥储能保供顶峰的作用。全面摸底统计全区新型储能实际运行情况，对电源侧、电网侧及用户侧储能中长期需求进行测算，进一步优化规划布局与科学配储。

　　创新新型储能市场化运营模式拓宽储能交易方式，允许储能参与省间外送交易，形成“区内调节+跨省消纳”双渠道；推动爬坡、备用等多元化辅助服务市场建设，拓展储能盈利模式；出台租赁管理规则，确定储能租赁指导价及波动区间，引导新能源企业与储能电站签订长期租赁协议。

　　增强政策保障力度，推动出台储能电站容量补偿政策，对建设较早的储能电站给予容量补贴费用倾斜支持，稳定储能电站基本收入预期。完善储能收益分配政策，明确峰谷套利和容量租赁收益分配原则和比例。立足长效机制，明确储能市场地位，促进储能参与“辅助服务+中长期+现货+容量租赁+容量电价”等市场，激发市场活力，促进新能源消纳。研究制定鼓励长时储能和构网型储能电站建设的相关政策，支持大容量、安全、高效储能建设，提高构网型储能电站收益。

　　促进新型储能产业发展“示范引领”，坚持需求导向，实施新型储能产业示范项目，形成一批可复制、可推广的典型经验，以点带面推动新型储能产业高质量发展。结合新能源汽车大规模应用的形势，扩大“能源+电动汽车”“云储能”等应用模式示范，重点在宁东等工业园区，聚合可调节工业负荷、电动汽车、用户侧储能等资源参与系统调节。鼓励用户侧分散式储能设施实现“一储多用”，逐步引导其向下游储能产业应用高附加值及储能商业化运营方向发展，带动新型储能健康可持续发展。

　　（毛明杰 民革宁夏区委会副主委 宁夏大学土木与水利工程学院院长 民革界别）

　　新型电力系统是实现“双碳”目标的关键载体，是推动区域经济发展的核心引擎。借助政策东风，宁夏构建新型电力系统正当其时。

　　为什么非干不可？目前，宁夏新能源发电量占全网42%，但工业电价仍比全国低0.2元，是以往招商引资的“王牌”。然而由于电价被长期锁定在低价区间，绿电通过宁电入湘等通道销往湖南、山东的溢价仅0.18元左右，宁夏反而享受不到，只能“守着低价”观望利润外流。湖南、山东等省份公开承诺：优先把高耗能、高附加值的新项目布局到与其签订长期绿电协议的省份。如此看来，绿电不仅是能源，更是“招商令”。如果宁夏不能尽快把绿电价格机制理顺、把长期协议签下来，这些产业项目就可能花落别家。

　　机不可失、时不我待。宁夏的风和光，正在从“自然资源”变成“产业资本”。谁能率先把电的“绿色属性”变成“价格属性”，谁就能在新一轮区域竞赛中领跑。错过这两年到三年窗口期，我们将永远只是“送电工”，而不是“受益人”，将再一次重复“输出资源、留下污染和沉重社会负担”的故事。

　　宁夏凭什么能干成？因为有三个“硬”优势：一是资源硬。1.1亿千瓦时的可开发量，相当于再造一个宁夏电网。二是通道硬。“三直两环”已成形，宁电入湘再添“能源高速”。三是场景硬。电解铝、单晶硅、数据中心等“用电大户”就在家门口，绿电可就地“变现”。同时手握这三张牌的省份屈指可数，底牌不错，关键在怎么打。

　　宁夏应该怎么干？一是让绿电有溢价，建议自治区政府尽快出台《促进新型电力系统的意见》，建立区内能源电力与产业布局规划动态协调机制，推动高载能产业绿电消纳。完善碳预算分配、绿电价格机制，落实碳排放“双控”。新增高载能项目须签订10年以上绿电直购协议，否则不予核准。绿电消纳超80%的企业，电价再降3分，财政以“绿电券”补贴，借新能源优势引导高耗能产业转移。二是让储能能赚钱，建议启动“宁夏储能容量交易所”建设，将4小时以上的长时储能变为可交易、可质押、可资产证券化。新能源企业可买“容量份额”，降低30%初始投资。储能电站凭“容量凭证”，可向银行申请基准利率下浮20%的绿色贷款。据专家分析，交易所建成后一年内，可实现首批上线亿元社会资本。三是让产业零碳化，按照国家零碳园区指标（绿电直供比例≥50%）提前实现“双80”标准。新建园区须执行“双80”标准——新入园企业绿电占比超80%、园区考核度电碳排低于80克。推动银川经济技术开发区、吴忠金积工业园区率先试点，实现屋顶光伏、储能、微电网全覆盖；2026年，将灵武绿电园区模式推广复制到五地市，形成千亿级“零碳产业走廊”。

　　如今宁夏正站在从“能源输出地”到“绿色产业高地”的临界点。抓住窗口期，就能让风、光、储成为高质量发展的“新三驾马车”。让我们用西北的风光点亮东部的灯光，把宁夏的绿电写进世界的工厂。

　　宁夏作为我国西北重要的能源基地，绿电发展潜力巨大。全区新能源装机容量已突破5000万千瓦，占比达60％，为绿电园区建设奠定了坚实基础。绿电园区既是企业降低用能成本的“减负器”，更是高耗能产业绿色转型的“助推器”，但在发展过程中仍面临多种挑战。

　　具体表现为：绿电供应稳定性不足，2024年11月全区弃光率达10%，部分园区因电力输出不稳定，导致企业不敢全量使用绿电，需保留火电备用容量，增加综合用能成本。储能设施配套滞后，储能、智能电网等关键设施建设跟不上新能源发展速度，截至今年5月，我区新型储能装机541万千瓦，占新能源装机的12.1%，绿电消纳能力受限，影响企业入驻信心。市场化机制不完善，绿电交易仍以中长期合同为主，现货交易占比不足，宁夏绿电园区8月初才达成首笔绿电交易，绿电溢价机制尚未完全建立，购买绿电的额外成本缺乏补贴或激励，企业主动选择绿电的动力不足。产业协同程度不高，今年自治区对高耗能行业规定绿电消费占比下限为34.2%，距离2027年60%的目标尚有较大空间，“绿电—产业”融合度低，部分企业因绿电供应不稳定、认证体系不健全，难以将绿电使用转化为产品附加值。

　　为此建议，筑牢供应根基，提升绿电稳定性与消纳能力，加快储能设施规模化布局，优先在绿电园区配套多元化储能项目，鼓励园区建设共享储能电站；构建园区级智能微电网系统，整合各种电力资源，通过数字化平台实时进行负荷预测与动态调度；试点“绿电+氢能”创新耦合，利用弃风弃光时段的富余绿电制氢，为各领域提供绿氢原料，形成“绿电—绿氢—高耗能产业”闭环。

　　强化产业协同，推动高耗能行业低碳升级，实施“绿电替代专项计划”，对重点行业设定绿电使用比例阶梯目标，对达标企业给予碳排放权配额奖励或税收减免，将绿电使用与企业环保评级、产能审批挂钩；打造“零碳产业园”示范标杆，在宁东能源化工基地等重点园区试点“全绿电供能+碳捕集”模式，集中建设绿电直供专线，吸引低碳制造企业入驻；建立绿电溯源与碳足迹认证体系，为企业提供绿电使用量实时监测、碳减排量核算等服务，助力企业产品获得欧盟CBAM豁免、国际绿色产品认证。

　　完善市场机制，激发企业购电与绿电发展活力，深化绿电交易改革，扩大现货交易规模，提升绿电现货交易占比；对年度绿电采购占比超过50%的企业，按实际消费量给予财政补贴；依托“西电东送”骨干通道，推动宁夏绿电参与东部负荷中心的绿电交易，建立“本地消纳+跨省外送”双循环模式。

　　升级基础设施，增强园区产业承载与服务能力，在绿电园区全面部署“5G+工业互联网+智能电网”系统，实现用电负荷、绿电供应、储能状态的实时监测与智能调控；为重点企业配套绿电直供专线亿千瓦时的高耗能企业，由园区统一规划建设专属输电通道，保障绿电“点对点”高效供应。

　　在“双碳”目标与能源转型的双重推动下，虚拟电厂已从早期理论探讨演变为全球能源革命的核心载体。虚拟电厂是基于电力系统架构，运用现代信息通信、系统集成控制等技术，聚合分布式电源、可调节负荷、储能等各类分散资源，作为新型经营主体协同参与电力系统优化和电力市场交易的电力运行组织模式，对增强电力保供能力、促进新能源消纳、完善电力市场体系具有重要作用。

　　近年来，按照国家关于推进虚拟电厂发展的有关部署，我区先后出台了《虚拟电厂建设工作方案（试行）》《宁夏电网虚拟电厂并网运行技术规范（试行）》《宁夏回族自治区虚拟电厂运营管理细则》《自治区电力需求响应优化实施方案》等多项支持政策，全面规范了虚拟电厂建设、接入、交易、运行、结算、评价、退出、信息披露等全生命周期管理流程和要求，初步构建起虚拟电厂建设的政策保障体系。

　　2024年，我区虚拟电厂已实用化运营，入选国家电网公司“源网荷储互动”百佳示范工程，项目成果经中国电机工程学会鉴定，达到国际领先水平。依托新型电力负荷管理系统，建成宁夏虚拟电厂聚合运营管理平台，累计接入虚拟电厂12家，聚合容量388万千瓦，虚拟电厂建设呈现出良好的发展态势。

　　随着国家新型电力系统建设和电力市场建设的加快推进，虚拟电厂的发展条件日益成熟。为加快推进我区虚拟电厂发展，建议进一步加强对我区虚拟电厂政策的细化研究。虚拟电厂建设涉及政府、电网企业、交易机构、虚拟电厂运营商及电力用户等多种影响因素，随着区内新能源装机占比不断提高，灵活高效的源荷互动需求日益迫切。加强对各行业领域政策的细化研究。健全虚拟电厂参与现货市场机制研究，优化完善参与需求响应、辅助服务等市场规则，推动虚拟电厂相关技术标准纳入地方标准体系，助力虚拟电厂规范有序建设运营。

　　优化虚拟电厂运营管理。持续扩大虚拟电厂聚合规模，丰富聚合资源类型，优化完善平台功能。建立“一口对外”服务体系，引导社会资本参与虚拟电厂建设，常态化组织虚拟电厂参与宁夏电力中长期交易、现货交易、调频辅助服务等全品类市场。探索多种能源集群或源网荷储多环节主体集群，采用虚拟电厂等模式开展智慧联合调度，满足高比例新能源接入的电网多元互动需求。

　　完善我区虚拟电厂建设的政策体系。2023年12月，我区印发《宁夏回族自治区虚拟电厂运营管理细则》（宁发改规发〔2023〕16号）（以下简称《细则》），对保障全区虚拟电厂规范建设、运营，培育健康可持续发展的虚拟电厂生态圈，保障宁夏电网安全、稳定、经济运行起到了重要作用。随着我区虚拟电厂的快速发展，个别内容与现实情况已不相适应，建议有关部门启动对《细则》修订内容的研究，统一区内虚拟电厂建设运行管理规范，提升虚拟电厂项目实施和运行效率，动态监测评估虚拟电厂的运行效果、发展趋势等，不断完善虚拟电厂管理体系，构建起完善合理的行业政策和制度体系。

　　宁夏作为全国首个新能源综合示范区，依托风光资源富集禀赋与“源网荷储一体化”创新实践，已形成绿电直连的先发优势。上半年，全区新能源装机容量突破5000万千瓦，占电力总装机比重达60%，新能源发电量达367.59亿千瓦时，日发电量已超越区内全社会用电量，成为全国首个实现“绿电自足”的省区。然而，伴随新能源跃升式发展，消纳压力持续增大。去年，全区新能源发电量1200亿千瓦时，本地消纳占比仅65%，剩余35%依赖外送消纳。当前全国各地均大力发展新能源，跨区外送消纳空间受限、难度加大。

　　加快绿电直连发展，深挖就近就地消纳潜力成为关键课题，当前主要面临四大核心挑战：一是初始投资高昂，回报周期过长。绿电直连需配套建设专用输电线路、变电站及储能设施，高昂的前期投入与较长的投资回收期，严重制约企业投资意愿。如100公里110千伏含储能专线亿元，显著高于传统线亿元。二是源荷规划脱节，匹配精度不足。部分项目存在“电源建设超前、负荷发展滞后”现象，导致新能源消纳困难，资源利用率低下，项目经济性受损，甚至面临弃风弃光风险。三是权责界面模糊，调度协调困难。绿电直连项目需与公共电网明确物理与运营责任边界。实际操作中，产权分界点争议、调度运行协调不畅等问题频发，增加了项目运营的复杂性与风险。四是储能配置薄弱，系统支撑乏力。截至6月底全区储能装机占比不足新能源装机的10%，规模相对较小，难以有效支撑大规模绿电消纳。新能源发电固有的间歇性与波动性对电网稳定性构成挑战，限制了绿电直连规模的进一步扩张。

　　为此建议，创新绿色金融支持，拓宽融资渠道。设立绿电直连专项发展基金，对分布式光伏、储能、智能微网等关键环节实施精准补贴，有效降低企业初期投资压力。引导金融机构创新推出“绿电贷”“碳减排贷”等专属绿色金融产品，提供优惠利率与长期贷款支持。允许项目以未来电费收益权作为质押物，降低融资门槛与风险。

　　强化规划统筹协调，精准匹配源荷需求。坚持“以荷定源”，深入分析全区经济发展趋势、产业结构调整及用电习惯变化等，构建科学负荷预测模型，合理规划新能源装机时序与规模，确保发电能力与负荷需求动态平衡。紧盯2030年新能源项目配套负荷占比不低于35%的硬性约束，推动电源与负荷深度融合，规避资源错配。建立负荷预测与电源建设季度联动调整机制，利用实时数据监测预判需求波动，及时优化发电计划与建设进度，保障时空维度供需协调。

　　明晰权责运营边界，优化调度管理体系。制定并网型绿电直连项目产权分界点强制性技术规范，清晰界定电源方、用户方、电网企业三方安全责任与经济权责，杜绝责任推诿。规定调度机构原则上依据项目自主申报的发用电曲线下达计划，保障项目运营自主权，促进电力高效就地消纳。

　　提升系统灵性活和韧性，强化储能配置应用。新建绿电直连项目按新能源装机容量的15%至20%配套建设储能设施，且储能时长不低于4小时。建立需求侧灵活响应机制，鼓励用户在高新能源出力时段增加负荷。对采用长时储能、固态电池等新型储能技术的项目，给予设备投资额10%的补贴，加速技术迭代升级。

　　去年6月，习在宁夏考察时指出：“宁夏的现代煤化工和新型材料产业，风电、光伏、氢能等清洁能源产业，葡萄酒、枸杞等特色产业，要精耕细作、持续发展。”近年来，我区光伏电站建设面积飞速增长，从2010年的2.7平方公里增至2025年的477.17平方公里。因风能、太阳能资源分布区与荒漠草原生态脆弱区高度重叠，探索构建了“光伏+”产业融合模式，在荒漠化防治和“三北”工程中发挥重要作用，实现了荒漠化治理与绿色能源发展协同共进。

　　但在发展进程中，光伏产业与生态保护协调发展仍然存在一些问题：我区确定的8个光伏产业主要发展县区，兼具风光资源优势与荒漠草原生态脆弱性，如何依据地域特点发展光伏产业，尚缺乏系统分类规划和科学布局。按政策企业需修复建设中破坏的生态环境，但部分企业重经济效益、轻生态修复，缺乏长期专项草原生态保护修复规划。荒漠区植被群落结构单一、稳定性低，建设光伏电站的相关研究还在探索阶段，未形成系统有效的环境管理措施和生态修复技术标准体系。现有光伏基地普遍缺乏运营期生态环境质量监测评估及长效保护机制。

　　建议形成“空间管控一张图”。以自治区“十五五”规划编制为契机，围绕我区光伏产业发展需求，将光伏电站建设纳入山水林田湖草沙一体化系统治理体系，重点做好区域布局规划，促进生态保护修复与光伏电站建设融合发展。刚性约束光伏企业建设主体的生态保护责任，明确光伏电站建设投资中生态修复资金比例，确保项目建设与生态修复同步进行。构建监测评估机制和长期有效的生态保护修复制度体系，定期评估光伏电站运营期间对生态系统的影响。

　　形成“技术集成一条线”。组建“光伏+生态”技术创新联合体，针对不同区域生态类型，加快“草光互补”“沙光互补”等模式研究，完善相关政策和技术标准。按照“低耗水、易推广、可持续、有效益”的目标，集成水利、农业等领域先进技术，在盐池、灵武等典型区域先行先试，构建以节水高效、有机循环为核心的光伏生态治理科技高地，为“三北”工程提供“宁夏模式”。

　　形成“绿富共赢一条链”。积极探索“光伏+生态+畜牧”新业态，对具备条件的光伏电站，在科学评估生态环境质量和草原生态功能的基础上，由林草部门依据生态承载力科学核定放牧强度，划定适宜放牧区，探索季节性适度放牧机制，实现“草畜平衡、以草定畜”，有效提高土地利用效率，把光伏板下的绿色空间变成群众的可持续增收。

　　形成“监测评估一张网”。构建自治区级“光伏+生态”野外观测站，建立“事前生态风险地图—事中环境监理—事后绩效评估”闭环制度，进行生态效益定位监测评估。立项阶段由生态环境部门牵头，绘制土壤盐渍化、珍稀物种分布等因素空间叠加图；建设阶段推行“环境监理+生态工程”双合同管理，实时回传关键数据；运行阶段定期开展第三方后评估，对发现的问题及时整改或退出，做到项目生命周期结束、生态系统功能回归甚至超越原有水平。

　　天然气是新型能源体系中不可或缺的“过渡能源”和“调峰能源”。我区天然气资源禀赋优越，但存在价格震荡、保供承压等问题，正制约着“风光气”协同发展的潜力。

　　“供需失衡”加剧发展制约。本地产能与产业需求的矛盾日益凸显。以盐池县为例，现有3家天然气加工企业日处理能力达700万立方米，在建的中氦、氦能、汇盐3个项目投产后，总设计日处理能力将增至1250万立方米，年需气量约40亿立方米。但去年盐池县天然气产量仅6亿立方米，缺口高达34亿立方米，原料气供应不足直接导致企业“吃不饱”，制约了下游天然气深加工产业的发展。

　　“价格波动”挤压企业盈利空间。市场定价机制不稳定，导致企业经营压力大。以盐池县为例，天然气加工企业原料主要依赖中石油长庆公司供应，产品LNG的销售价格则通过重庆石油天然气交易所拍卖确定。尤其在冬季用气高峰，交易气量少、拍卖周期短，价格变化频繁，且无固定浮动规则。这种“采购价稳、销售价乱”的格局，导致企业频繁出现“生产即亏损”的价格倒挂现象。

　　“民生保供”压力持续加大。民用气保供与企业市场化经营矛盾凸显。比如，某公司被自治区确定为某市冬季储气调峰保供单位，但由于中石油某分公司不予提供民用气指标，致使企业运行成本高，保供压力大。这种“倒挂式保供”不仅压缩了企业盈利空间，更影响了社会资本参与储气调峰设施建设的积极性，削弱了民生保供的长效能力。

　　建议多渠道增供给，筑牢气源保障基石。深挖本地资源潜力，制定天然气勘探开发专项规划，明确“十五五”期间新增探明储量和产能目标；鼓励中石油、中石化等企业加大在宁勘探生产的投入，推动盐池、中卫等地主力气田提产增效；拓展外部气源供应渠道，加强与周边产气大省合作，建立中长期气源互保机制，形成“本地气+外输气+应急气”的多元供应体系。完善储运基础设施，布局区域性储气库，提升冬季调峰能力；同步推进天然气主干管网向风光基地延伸，为“气电调峰”提供硬件支撑。

　　建机制稳价格，激活市场主体活力。完善价格补贴政策，设立天然气价格调节基金，对因保供承担政策性亏损的企业给予适当补贴；对盐池县等深加工园区，探索“原料气+加工费”的阶梯定价模式，降低企业生产成本。协调中石油等企业参照成品油价格，建立合理的天然气价格管控机制，促进下游天然气加工行业的可持续发展。

　　强统筹保民生，构建长效保障体系。优先保障民生用气指标，将民生用气指标纳入年度供应计划优先配置，确保居民用气“量足价稳”。健全储气调峰激励机制，对承担民生保供任务的储气企业，给予容量补贴和市场化运营优先权，鼓励社会资本参与储气设施建设。推动民生领域“风光气”融合，在农村供暖、城镇燃气等领域，推广“光伏+天然气”互补模式，通过光伏发电降低燃气设备运行成本，同时利用天然气保障极端天气下的稳定供应，实现“清洁+可靠”的双重目标。

　　（黄金耀 宁夏总商会副会长、宁夏骏华月牙湖农牧科技股份有限公司董事长 工商联界别）

　　宁夏新能源装机已突破5000万千瓦大关，装机占比达到60%，但随着新能源装机快速增长，消纳压力日益凸显，新能源利用率已连续四年下滑（2022年98.01%、2023年97.11%、2024年96.3%、2025年预计91.1%），主要原因有以下几点。

　　新能源装机规模化增速与消纳空间不匹配。预计今年年底新能源装机规模达到6573万千瓦，新增并网规模约为过去4年的总和。根据《宁夏能源绿色低碳转型三年行动方案（2024-2026年）》，2030年新能源装机有望超1亿千瓦，“十五五”期间，新能源装机年均增速约10%，高于负荷年均增速5个百分点，消纳空间严重不足。

　　区域外送电力曲线同质化加剧竞争。西北地区新能源装机以光伏为主且规模持续增长，消纳高度依赖外送，均面临午间消纳难题，导致各省区午间外送通道竞争激烈。受端电网新能源装机增长使得午间购电需求下降，进一步加大外送难度。

　　源网规划建设时序与布局不协调。宁夏在运及新增新能源项目中，超90%集中于吴忠、中卫等地区，区域电网接入压力持续攀升。新能源项目建设周期较短（通常1年左右），而330千伏及以上电网工程周期较长（一般3年左右），尤其是750千伏电网工程需纳入国家规划后方可核准开工，客观上造成源网建设时序错配，导致电网对新能源的承载力呈现阶段性、区域性不足。

　　源荷逆向分布制约就地消纳。全区约60%用电负荷集中于石嘴山、银川地区，而约85%的火电、90％的新能源布局在吴忠、中卫等中南部地区，源荷逆向分布制约了新能源就地消纳。

　　建议培育引进优质用电负荷，拓宽就地消纳渠道。重点引进负荷灵活可调、绿电需求占比高、出口导向型的优质用电企业，落户吴忠、中卫等新能源重点布局区域，构建高效、低碳、灵活、高附加值的用电模式，促进新能源就地消纳。

　　优化输电网架结构，提升电网承载能力。结合新能源布局与规模，加强新能源富集区变电站布点，重点在中南部地区规划新建750千伏王团、长关、盐池等输变电工程，扩建天都山、星塘等变电站，全力保障“十五五”期间新能源接入需求。进一步优化电网结构，构建“环内供需平衡、环间适当联络、直流分散接入”的750千伏立体双环网，推动330千伏、220千伏电网分区运行，持续提升电网承载能力。

　　推进系统友好电站建设，强化电网支撑能力。加快研究布局一批在用电高峰时段具备稳定出力能力的系统友好型新能源电站，推进构网型技术试点示范，提升新能源场站主动支撑电网电压、频率、功角稳定的能力。探索多能源集群或源网荷储多环节主体集群模式，运用虚拟电厂等技术开展智慧联合调度，满足高比例新能源接入电网的高效调配与消纳需求。

　　创新绿电消纳模式，完善消纳保障体系。落实国家绿电直连及新型市场主体培育政策，推动拥有燃煤自备电厂的高载能企业、出口外向型企业自主建设新能源电站，或与新能源企业签订中长期直供协议，拓宽新能源消纳渠道。支持具备条件的工业企业、工业园区建设智能微电网，打造绿电“本地生产、本地存储、本地消纳”的源网荷储一体化模式，推动绿电园区升级发展。

　　在“双碳”战略驱动下，宁夏作为国家新能源综合示范区，新能源装机占比达60%。与此同时，产业快速发展与技能人才供给不足的矛盾日益凸显。2030年宁夏规划新能源装机1.1亿千瓦，预计未来5年，光伏/风电安装调试、储能系统运维等核心岗位人才缺口达1.5万人，中短期面临“等人才”困境。

　　目前，宁夏在新能源产业技能人才培育方面存在一些问题。如，教育体系相对滞后、院校教材更新慢、实训设备落后、智能化运维等前沿知识未纳入教学体系，高校教师缺乏一线实践经验，“双师型”教师短缺，教学与产业需求“两张皮”。企业参与不足，中小企业重使用轻培养，大型企业培训体系前沿技术融入不足。校企合作普遍停留于“订单班”“顶岗实习”等初级形态，缺乏技术共研、人才共育的深度协同。社会培训有短板，专注实操培训的培训机构稀缺，培训质量参差不齐，实操实训设备投入成本高，政府补贴政策落地难，培训补贴标准低，拨付周期长，多数培训机构面临生存问题。人才发展环境有待优化，薪资待遇缺乏竞争力，偏远地区岗位配套不足，本地人才外流严重；职业评价标准滞后，绿色低碳素养等未纳入考核体系；人才信息平台缺失，供需对接效率低下。

　　推动政校企协同育人。优化产教融合型企业认定标准，鼓励企业开放真实生产线、前沿项目、技术专家等资源。支持应用型本科高校、优质高职院校联合区域新能源头部企业，建设和升级“新能源产业学院”。由政府、企业、院校共同投入，建设集教学、实训、科研、竞赛、技术服务于一体的新能源实训基地。重视优质社会培训力量，培育专业化清洁能源职业培训学校（机构），重点面向在职提升、转岗再就业和新职业培训。建立培训认证白名单制度，支持智能化运维、储能安全、氢能技术等紧缺领域培训。

　　创新培养模式。实施“职教教师素质提升计划”，引进企业高技能人才充实师资队伍。推广“线上+线下”研修模式，利用碎片化时间学习，集中突破实操难点。根据实际应用，常态化举办各类、各级清洁能源职业技能竞赛。

　　优化人才生态。设立“新能源技能人才专项基金”，支持实训基地建设和紧缺人才定向培养。落实税收优惠，将合规培训纳入政府购买服务目录。加大优秀技能人才宣传力度，弘扬工匠精神，扭转“重学历轻技能”观念。促进区内外人才协作，对紧缺高技能领军人才及团队实施灵活引进政策（含柔性引进）。与东部等发达地区优质院校、企业跨区域合作建立联合培养机制。