1月11日，陕西电网风电、光伏发电双双发力，新能源总体出力创历史新高，达790万千瓦，占到当时用电电力的31.9%，较上次最高水平增加110万千瓦；新能源单日发电量首次突破1亿千瓦时，达1.24亿千瓦时，占到当日用电量的21.6%，较上次最高水平增加了3101万千瓦时。

        进入2021年之后，冬日大风、暖阳天气带动陕西风电、光伏发电出力连连走高，电网清洁低碳运行实现良好开局。从年初至1月11日，仅11天时间，风电出力三创新高，1月11日达到450万千瓦，占到当时用电电力的17.7%，风电最大日用电量达到9697万千瓦时，占当日用电量的16.8%；光伏出力两创新高，1月8日达到543万千瓦，占到当时用电电力的20%。

        近年来，为适应新能源快速发展态势，陕西电网建设明显提速，为新能源快速发展奠定物质基础。2019年建成陕西至关中750千伏第二通道、陕北送出能力提升至610万千瓦，到2020年陕北750千伏洛川变2号变、750千伏朔方变及其配套330千伏送出工程先后投运，再到陕北电磁环网解环和陕北稳控系统改造工作的顺利完成，主网架不断升级延伸，陕北新能源富集地区电力送出能力持续提升，电网资源配置能力不断增强。此外，为保证迅猛发展的新能源能发得出、送得出，积极建设稳控系统有效提升通道输送能力，目前电网内新能源配套陕北稳控、铜川渭北地区稳控系统，涉及57 座场站，116套装置，提升送出能力超过300万千瓦。

        克服重重压力、连续高强度作战，2020年年底新能源集中并网工作硕果累累。2020年受新能源补贴政策和疫情影响，大量新能源项目集中在11至12月投运，对电网安全运行和新能源并网工作有序开展形成巨大压力。经过公司各部门通力协作，2020年陕西电网新能源场站集中并网工作全部顺利完成，全年并网新能源项目82个，总装机524万千瓦，增长46.2%，为陕西能源低碳转型注入新的力量。为妥善应对年底新能源项目集中并网的严峻形势，调控中心未雨绸缪、提前开展工作。一是制定专项工作计划，做到心中有数；二是按照国家能源局和国网公司要求的“能并尽并”原则，严把并网安全标准、适度放宽精益化管理标准，提高并网工作效率；三是形成多部门联动机制，加快并网进度；四是优化内部人员配置，新能源项目启动调试涉及专业开展7×24小时连续无休工作模式，最大限度保证新能源项目的高效接入。

        风电、光伏电源大规模接入电网，新能源发电的间歇性、波动性特点给电网运行带来挑战，调控中心不断优化调度运行管理机制，提升电网运行消纳水平。一是实现陕北外送断面分级自适应控制，通过加强运行建设、细化控制颗粒度提高了陕北送出能力的线性化控制水平，进一步挖掘陕北外送通道的送电潜力。二是建立新能源多级调度协同快速响应，通过省间互济高频开展短期交易，促进清洁能源在西北全网消纳。三是优化跨区跨省旋转备用共享机制，降低常规电源开机方式，为新能源消纳的腾出空间。

        一是优化跨省区中长期交易电力曲线，匹配陕西负荷和新能源发电特性，扩大外送规模和清洁能源消纳空间。二是科学运营调峰辅助服务市场，促进行业健康持续发展。2020年通过调峰辅助服务市场累计减弃新能源6.41亿千瓦时，提高新能源利用率3.58个百分点，火电企业通过调峰获取补偿2.23亿元，实现了绿色、高效、协调发展的新格局，保障了国家能源安全。三是开展新能源与火电打捆外送试点工作，通过新、火打捆不断扩大陕电外送规模，持续扩展省内新能源的消纳范围。四是建立旋转备用辅助服务市场，以市场化手段提升火电顶峰发电能力和新能源预测准确率，促进新能源消纳空间最大化。

        一是在陕西调峰辅助服务市场有偿调峰、启停调峰的基础上，创新开展了自备电厂、用户侧有偿调峰等交易品种，引入电动汽车负荷参与系统调峰机制，向大电网源网荷储的协同互动体系迈进。二是加强分布式电源数据管理，结合电量、气象等数据，精准预测分布式电源出力，提升分布式电源状态感知即时性和调控准确性。三是开展高比例新能源电力系统优化运行及安全消纳关键技术研究，针对新能源发展和消纳重点问题，提出系统性解决方案，推动建立有利于清洁能源高质量发展的政策和市场机制，科学引导新能源和电网协调发展。