2020年三季度全国新能源电力消纳评估分析

02本季度消纳利用评估

全国新能源总体消纳利用水平持续提升。三季度，全国弃风电量21.2亿千瓦时，同比下降10.6%，风电利用率97.8%，同比提升0.8个百分点；弃光电量6.5亿千瓦时，同比上升1.6%，光伏发电利用率99.1%，同比提升0.1个百分点，新能源消纳情况持续好转。1—9月，全国弃风电量116.4亿千瓦时，风电利用率96.6%，同比提升0.8个百分点；弃光电量34.3亿千瓦时，光伏发电利用率98.3%，同比提升0.2个百分点。

截至9月底全国弃风率月度变化情况

截至9月底各地区累计弃风电量（亿千瓦时）及弃风率

截至9月底全国弃光率月度变化情况

截至9月底各地区累计弃光电量（亿千瓦时）及弃光率

三季度全社会用电量增速较快，为新能源消纳创造有利条件。1—9月，全国全社会用电量54134亿千瓦时，同比上升1.3%，与今年上半年相比增速由负转正，提升2.6个百分点。其中，三季度全国全社会用电量为20587亿千瓦时，同比增长5.8%。第二产业用电8月、9月增速较快，分别为9.9%、8.6%，成为拉动电力消费增长的主力。第三产业用电中，信息传输、软件和信息技术服务业用电持续保持接近30%的高速增长。分地区来看，南方、华东地区用电增速高于全国平均水平。

三季度各区域全社会用电量同比增速情况

多地探索储能等灵活调节资源促进新能源消纳的新机制。国家能源局山西监管办公室发布《山西独立储能和用户可控负荷参与电力调峰市场交易实施细则（试行）》，探索独立储能和用户可控负荷参与调峰。国家能源局东北监管局印发《东北电力辅助服务市场运营规则》，规则鼓励发电企业、售电企业、电力用户、独立辅助服务提供商投资建设电储能设施，10MW/40MWh以上的电储能设施可参加发电侧调峰辅助服务市场。国家能源局华东监管局发布《关于公开征求电化学储能电站参与华东区域“两个细则”规则条款意见的公告》指出，电源侧、负荷侧电储能经法人授权并具备相关条件，可以从电源侧、负荷侧独立出来，按照独立电储能方式参与辅助服务补偿。推进海南全面深化改革开放领导小组办公室印发《海南能源综合改革方案》，支持用户侧储能、虚拟电厂等资源参与市场化交易，享有与一般发电企业同等收益权。

促进清洁能源消纳的大型输电工程取得重大进展。准东-皖南±1100千伏特高压直流工程输电功率由600万千瓦提升到800万千瓦，张北—雄安1000千伏特高压交流工程正式投运，蒙西—晋中1000千伏特高压交流工程启动送电，青海—河南±800千伏特高压直流工程一期配套的500万千瓦新能源全面并网，将为促进新能源大规模外送消纳创造有利条件。

华北地区三季度弃风率同比下降0.2个百分点至1.3%，弃光率与去年同期持平，为0.3%。三季度，华北地区合计弃风电量3.0亿千瓦时，区内平均弃风率1.3%，同比下降0.2个百分点；区内合计弃光0.6亿千瓦时，区内平均弃光率0.3%，与去年同期持平，消纳情况整体向好。前三季度，华北地区平均弃风率4.6%、弃光率1.7%，同比分别上升0.6、1.1个百分点。其中，北京、天津、山东三季度无弃电问题，山西三季度仅有极少量的弃电。河北在新能源装机较快增长的同时，弃电率仍有所下降，三季度新增风电光伏装机214万千瓦，弃风、弃光率分别为1.1%、0.3%，分别同比降低2.5、0.4个百分点。蒙西由于今年来风偏大，三季度弃风、弃光率分别为2.8%、1.0%，分别同比增加1.1、0.4个百分点，但仍处于较低水平。

西北地区三季度弃风率和弃光率分别同比下降2.9和0.3个百分点，至5.3%和3.0%。三季度，西北地区合计弃风电量15.6亿千瓦时，区内平均弃风率5.3%，同比下降2.9个百分点；弃光电量5.8亿千瓦时，区内平均弃光率3.0%，同比下降0.3个百分点。前三季度，西北地区平均弃风率6.7%、平均弃光率4.0%，同比分别下降3.0、1.6个百分点，新能源消纳情况大幅好转。其中，宁夏、陕西弃风弃光整体处于合理水平。新疆得益于疆电外送新能源电量持续增长和配套电网基础设施建设和补强等有利因素，三季度弃风率8.4%、弃光率4.7%，同比分别下降5.8和1.4个百分点。甘肃通过持续推进电力辅助服务机制和提升省内消纳及外送新能源能力，三季度弃风率4.6%，同比下降2.1个百分点；弃光率1.6%，同比上升0.8个百分点，但仍处于较低水平。青海得益于青豫直流建成投运，三季度弃风率3.7%、弃光率4.9%，较二季度分别下降0.9和5.8个百分点，弃光问题得到缓解。随着未来青豫直流送电能力的进一步发挥，青海弃电问题有望进一步好转。

东北地区三季度弃风率维持在较低水平，基本无弃光。三季度，东北地区合计弃风电量1.0亿千瓦时，平均弃风率0.9%，同比上升0.3个百分点。前三季度，区内弃风率同比降低1.1个百分点至1.4%。东北地区基本无弃光，新能源消纳利用持续保持较好水平。

中东部和南方地区总体消纳情况较好，湖南等局部地区汛期消纳矛盾突出。三季度，中东部和南方地区弃风1.5亿千瓦时，弃光0.1亿千瓦时。湖南因来水偏丰、水电调节能力下降出现较为严重的弃风现象。6月以来湖南降水较多，考虑防洪因素，电网调度部门优先利用水电发电，对风电消纳产生较大压力，三季度弃风电量1.5亿千瓦时，弃风率7.1%。云南、贵州受局部网架结构影响出现了少量的弃风弃光，西藏受电网送出限制出现少量弃光，其余地区无新能源消纳问题。

03下季度消纳形势研判

四季度风电和光伏集中并网需求较大，装机增速预计加快。风电方面，2020年存在大量已核准的风电项目集中并网的需求。光伏方面，对于2020年纳入国家竞价补贴范围的项目，2020年底前未全容量建成并网的，每逾期一个季度并网电价补贴降低0.01元/千瓦时；逾期两个季度后仍未建成并网的，取消项目补贴资格。随着经济社会发展的平稳有序恢复，四季度风电、光伏装机增速预计加快。

全国大部分地区风速随月份呈增大趋势，水平面总辐照量呈减小趋势。根据中国气象局预测，风能资源方面，四季度随着月份递增风速呈增大趋势，全国大部地区风速在4.0m/s～6.0m/s之间。10月，东北地区西部、华中北部和中部、西南地区东部等地较常年同期偏大，华东东部等地区较常年同期偏小，其他地区接近常年同期；11月，东北地区北部、内蒙古东部局地、华中中部、新疆中部等地较常年同期偏大，华北大部、华东北部等地较常年同期偏小，其他地区接近常年同期；12月，全国大部地区平均风速较常年同期偏小或者接近常年同期。太阳能资源方面，四季度全国大部地区水平面总辐照量呈现逐月逐渐减少的趋势。平均水平面总辐照量与常年同期相比，10月和12月，全国大部地区接近常年同期或比常年同期偏低。11月，华东中部、湖北、西南地区东部等地比常年同期偏高10%左右，华东南部、华南东部、四川、新疆北部等地比常年同期偏低，其余地区与常年同期相当。

随着汛期的结束，中东部和南方地区水、风、光消纳矛盾有望得到缓解。中东部和南方地区部分地区汛期水电调节能力下降，一定程度上导致了新能源消纳困难。四季度随着汛期的结束，来水逐渐减小，水电调节能力回升，水、风、光消纳矛盾有望得到缓解。

进入供暖季后“三北”地区风电消纳情况需加以关注。四季度北方地区即将进入供暖季，部分火电机组同时承担供热任务，系统调峰能力大幅下降。秋冬季节风资源为大风期，风电出力较高，风电消纳问题突出。尤其夜间负荷低、供热需求大，风电消纳空间进一步被压缩，叠加风电出力往往在夜间较大，弃风问题较为集中，需重点予以关注，建议推进辅助服务市场建设，引导供热机组进行灵活性改造提升调峰能力。同时，预计四季度全国风电集中并网规模较大，风电并网消纳压力增大。

附图1 全国2020年10月平均风速分布预报图

附图2 全国2020年10月水平面总辐照量预报图

附图3 全国2020年11月平均风速分布预报图

附图4 全国2020年11月水平面总辐照量预报图

附图5 全国2020年12月平均风速分布预报图

附图6 全国2020年12月水平面总辐照量预报图

（附图数据来源：中国气象局风能太阳能资源中心）