2020年四季度全国新能源电力消纳评估分析

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• 风电、光伏发电年度新增装机实现历史性突破，截至12月底风电、光伏并网装机分别达到2.8、2.5亿千瓦。四季度风电新增装机5625万千瓦，同比增长360.3%；光伏新增装机3010万千瓦，同比增长113.2%。2020年风电新增装机7167万千瓦，同比增长178.4%；光伏新增装机4820万千瓦，同比增长60.1%。

• 全年风电、太阳能累计发电量占比同比提升0.9个百分点至9.5%。2020年风电、太阳能累计发电量7270亿千瓦时，同比增长15.1%。
  

• 风电和光伏开发布局持续优化。中东部及南方地区风电装机占比32.6%，同比提升2.5个百分点；全国分布式光伏装机占比30.9%，同比提升0.2个百分点。

• 四季度风电、光伏发电利用率同比分别下降0.3和0.6个百分点，至96.3%和97.0%。四季度全国弃风、弃光电量分别为49.7和18.3亿千瓦时。《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》提出的全国及重点省份2020年新能源利用率目标全面完成。
  

• 全社会用电量增速较快，为新能源消纳创造有利条件。四季度全社会用电量同比增长8.1%。第二产业用电增速较快，仍是拉动电力消费增长的主力。

• 多地积极探索储能等灵活调节资源促进新能源消纳的新机制。青海、宁夏、山东、江苏、湖南等多地探索储能、可调节负荷等灵活调节资源参与辅助服务交易的新机制。

• 多地试点开展虚拟电厂调峰等促进新能源消纳的新模式。浙江、江苏、山西等多地试点开展虚拟电厂、需求侧响应、新能源+电动汽车等促进新能源消纳的新模式。

• 促进清洁能源消纳的重大工程取得新进展。内蒙古锡林郭勒盟特高压外送清洁能源汇集工程全面投产并网。青海—河南±800千伏特高压直流工程正式投运。安徽绩溪抽水蓄能电站6台机组全部并网。

• 三北部分地区由于新能源新增装机较多，弃电率有所上升；中东部和南方地区总体消纳情况较好。

• 2021年风电和光伏仍有较大的集中并网需求。

• 全国大部分地区风速和太阳能辐照量呈增大趋势。

• 2020年四季度新能源并网规模较大，预计2021年一季度弃电率有所上升。

• 部分地区需重点关注消纳问题，合理安排并网投产时序，充分挖掘源网荷储调节潜力。

风电新增装机实现历史性突破，海上风电装机增速较快。四季度，全国风电新增装机5625万千瓦，同比增长360.3%，增速较去年同期提升313.8个百分点，四季度新增装机占全年新增并网容量的80.6%。新增装机规模超过300万千瓦的省区包括蒙东677万千瓦、河南658万千瓦、山西545万千瓦、河北524万千瓦、江苏398万千瓦、新疆351万千瓦、青海321万千瓦、陕西309万千瓦。2020年，风电新增装机7167万千瓦，同比增长178.4%。截至12月底，全国并网风电装机2.81亿千瓦，同比增长33.1%。四季度海上风电新增并网149万千瓦，同比增长50.5%，截至12月底全国海上风电累计并网装机达到899万千瓦，同比增长51.6%。

截至12月底各地区累计风电装机（万千瓦）及占本地区总装机比重

风电开发持续向消纳条件较好的中东部和南方地区转移。四季度，中东部和南方地区新增风电并网2145万千瓦，占全国的38.1%。截至12月底，中东部和南方地区风电装机9103万千瓦，占全国的比重与上季度相比提升1.4个百分点至32.6%，同比提高2.5个百分点，中东部和南方地区风电装机比重持续提升。

四季度各区域新增（左）、累计（右）并网风电装机（万千瓦）

光伏四季度新增装机远高于去年同期。四季度，全国光伏新增并网装机3010万千瓦，同比增长113.2%，增速较去年同期提升67.9个百分点，较今年三季度提升57.0个百分点。新增装机规模较大的省份包括贵州522万千瓦、河北491万千瓦、青海410万千瓦、山东320万千瓦、宁夏214万千瓦、新疆180万千瓦。2020年，光伏新增装机4820万千瓦，同比增长60.1%。截至12月底，全国光伏并网装机2.53亿千瓦，同比增长23.9%。

截至12月底各地区累计光伏发电装机（万千瓦）及占本地区总装机比重

分布式光伏增长较快。四季度，全国新增并网分布式光伏装机701万千瓦，同比增长78.4%，新增分布式光伏占全国新增光伏装机总量的23.3%，同比减少29.3个百分点。截至12月底，全国分布式光伏装机7831万千瓦，占光伏总装机比重30.9%，与上季度相比降低1.1个百分点，同比提升0.2个百分点。

四季度各区域新增（左）、累计（右）并网光伏发电装机（万千瓦）

风电、太阳能累计发电量占比稳步提升。四季度，全国风电发电量1326亿千瓦时，环比增长40.8%，同比增长16.0%；光伏发电量601亿千瓦时，环比减少17.3%，同比增长13.8%。2020年全国风电、太阳能累计发电量7270亿千瓦时，同比增长15.1%。风电、太阳能累计发电量占全部发电量的比重为9.5%，同比提升0.9个百分点，新能源绿色电能替代作用不断增强。

截至12月底各地区累计风电发电量（亿千瓦时）及占本地区总发电量比重

截至12月底各地区累计光伏发电量（亿千瓦时）及占本地区总发电量比重

四季度全国新能源消纳利用水平整体较高，但新能源利用率同比有所降低。四季度，全国弃风电量49.7亿千瓦时，同比上升23.3%，风电利用率96.3%，同比下降0.3个百分点；弃光电量18.3亿千瓦时，同比上升38.6%，光伏发电利用率97.0%，同比下降0.6个百分点，新能源消纳利用水平整体较高。2020年全国弃风电量166.1亿千瓦时，风电利用率96.5%，同比提升0.5个百分点；弃光电量52.6亿千瓦时，光伏发电利用率98.0%，与去年基本持平。《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》提出的全国及重点省份2020年新能源利用率目标全面完成。

截至12月底全国弃风率月度变化情况

截至12月底各地区累计弃风电量（亿千瓦时）及弃风率

截至12月底全国弃光率月度变化情况

截至12月底各地区累计弃光电量（亿千瓦时）及弃光率

四季度全社会用电量增速较快，为新能源消纳创造有利条件。2020年全国全社会用电量75110亿千瓦时，同比上升3.1%。其中，四季度全国全社会用电量为20976亿千瓦时，同比增长8.1%，较三季度提高2.3个百分点。第二产业用电仍是拉动电力消费增长的主力，10月、11月增速较快，分别为7.7%、9.9%，12月增速有所放缓，为5.9%。分地区来看，四季度华中、华东、南方地区用电增速高于全国平均水平。2020年，除北京、天津、湖北、宁夏外，各省区用电量均实现正增长，其中云南（11.8%）、四川（8.7%）、甘肃（6.8%）、内蒙古（6.8%）、西藏（6.3%）、广西（6.2%）、江西（5.9%）、安徽（5.5%）8个省区的用电量增速超过5%。

四季度各区域全社会用电量同比增速情况

多地积极探索储能等灵活调节资源促进新能源消纳的新机制。国家能源局西北监管局发布《青海省电力辅助服务市场运营规则（征求意见稿）》，满足10MW/20MWh以上、具备AGC功能等条件的发电企业、用户侧或电网侧储能电站可以参与辅助服务市场。宁夏发改委印发《关于加快促进自治区储能健康有序发展的指导意见(征求意见稿)》，鼓励储能以独立身份参与市场交易，通过市场发现储能价格。国家能源局山东监管办发布《山东电力辅助服务市场运营规则（试行）（2020年修订版）》，明确5MW/10MWh以上的独立储能设施、集中式新能源场站配套储能设施等可以参与调峰辅助服务，价格上限按照火电机组降出力调峰价格上限执行。国家能源局江苏监管办公室印发《江苏电力市场用户可调负荷参与辅助服务市场交易规则（试行）》，探索用户可调负荷参与辅助服务市场。国家能源局湖南监管办公室印发《湖南省电力辅助服务市场交易规则（征求意见稿）》，明确鼓励符合相关技术标准的储能服务提供商、调相服务提供商和用电企业进入市场交易。

多地试点开展虚拟电厂调峰等促进新能源消纳的新模式。浙江电网实施虚拟电厂辅助电网调峰试点，远程控制丽水绿色能源虚拟电厂辅助电网调峰43万千瓦，有效提升浙江电网调节能力。江苏省国庆假期实施填谷电力需求响应，累计填谷1340万千瓦，促进清洁能源消纳8690万千瓦时，有效缓解假期负荷低谷时段清洁能源消纳压力。山西省正式启动“新能源+电动汽车”智慧能源试点，旨在有效解决弃风弃光问题，降低电动汽车用电成本，促进低碳环保出行。

促进清洁能源消纳的重大工程取得新进展。内蒙古锡林郭勒盟清洁能源特高压外送汇集工程全面投产并网。该工程为当地36个风电场提供稳定的电力外送通道，每年可增加风电清洁能源外送175亿千瓦时。青海—河南±800千伏特高压直流工程正式投运，将为促进新能源大规模外送消纳创造有利条件。安徽绩溪抽水蓄能电站6台机组全部并网，总装机容量180万千瓦。

华北地区四季度弃风率同比下降0.9个百分点至5.6%，弃光率同比上升1.3个百分点至2.9%。四季度，华北地区合计弃风电量22.8亿千瓦时，区内平均弃风率5.6%，同比下降0.9个百分点；区内合计弃光5.1亿千瓦时，区内平均弃光率2.9%，同比上升1.3个百分点，消纳情况整体较好。2020年，华北地区平均弃风率4.8%、弃光率2.0%，与去年基本持平。其中，北京、天津四季度基本无弃电问题。河北、山西、山东四季度新能源新增装机较多，弃电率有所上升。其中，三省风电新增装机分别为524、545、261万千瓦，弃风率分别为7.2%、3.5%、7.1%，分别同比上升0.3、1.7、7.0个百分点；光伏新增装机分别为491、73、320万千瓦，弃光率分别为1.8%、5.3%、1.1%，分别同比上升0.8、5.0、1.1个百分点。蒙西新能源消纳情况有所好转，四季度弃风、弃光率分别为4.9%、4.8%，分别同比降低6.7、1.9个百分点。

西北地区四季度弃风率和弃光率分别同比上升3.3和0.5个百分点，至8.4%和7.9%。四季度，西北地区合计弃风电量19.5亿千瓦时，区内平均弃风率8.4%，同比上升3.3个百分点；弃光电量13.0亿千瓦时，区内平均弃光率7.9%，同比上升0.5个百分点。2020年，西北地区平均弃风率6.9%、平均弃光率4.8%，同比分别下降1.5、1.1个百分点，新能源消纳情况进一步好转。风电方面，陕西、青海、宁夏、新疆由于四季度风电新增装机较多，分别为301、321、201、351万千瓦，导致四季度弃风率分别同比上升了10.4、2.9、1.6、2.1个百分点至10.4%、8.6%、3.8%、11.2%。甘肃由于今年四季度来风偏大，弃风率同比上升3.2个百分点至6.7%。光伏方面，青海得益于青豫直流建成投运，在四季度光伏新增装机410万千瓦的情况下，弃光率同比下降0.4个百分点至12.6%。新疆由于四季度光伏新增装机较多，为180万千瓦，导致四季度弃光率同比上升了3.5个百分点至5.1%。

东北地区四季度弃风率同比上升0.7个百分点至2.2%，基本无弃光。四季度，东北地区合计弃风电量5.2亿千瓦时，平均弃风率同比上升0.7个百分点至2.2%，保持在较低水平。2020年，区内弃风率同比降低0.5个百分点至1.6%。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。四季度，中东部和南方地区弃风2.1亿千瓦时，弃光0.1亿千瓦时。河南、湖南四季度风电新增装机分别为658、145万千瓦，由于新增装机较多，出现少量弃风。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。

2021年风电和光伏仍有较大的集中并网需求。习近平主席提出“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”的国际承诺，我国能源革命将以低碳为主线提速推进，2021年是实现碳达峰的开局之年，预计我国新能源将开启新一轮开发建设高峰。风电方面，考虑《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号）明确2019年1月1日至2020年底前核准的陆上风电项目，2021年底前仍未完成并网的，国家不再补贴。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。《关于公布2020年风电、光伏发电平价上网项目的通知》（发改办能源〔2020〕588号）明确光伏发电平价项目须于2021年底前并网。因此2021年仍存在大量风电、光伏发电项目集中并网的需求。

全国大部分地区风速和水平面总辐照量随月份呈增大趋势。根据中国气象局预测，风能资源方面，2021年一季度随着月份递增，全国大部地区风速呈增大趋势，风速在3.6m/s～7.2m/s之间。风速低值区一般位于新疆西部和中部、西藏南部、西南地区东北部和南部等地，平均风速一般低于4.0m/s；风速高值区主要位于东北、西北东部的部分地区、青藏高原、川西高原、云贵高原等地，平均风速达到6.0m/s以上。太阳能资源方面，2021年一季度全国大部地区平均水平面总辐照量呈现逐月增加的趋势。平均水平面总辐照量低值区主要位于四川东部、重庆、贵州等地；高值区主要位于西北地区东部（青海、甘肃中北部）、西藏中部、云南西部等地。

2020年四季度新能源并网规模较大，预计2021年一季度弃电率有所上升。2020四季度部分地区新能源新增装机规模较大，考虑到春节等节假日用电低谷原本就是新能源消纳困难时期，加之供暖季系统调峰能力受限，2021年一季度新能源消纳面临较大压力，弃风弃光率预计短期有一定上升。

部分地区需重点关注消纳问题，合理安排并网投产时序，充分挖掘源网荷储调节潜力。2020四季度陕西、山东、山西由于新能源新增装机规模较大，弃电率同比有较大增长，建议2021年一季度做好新增项目并网投产时序的合理安排，充分挖掘源网荷储调节潜力，落实消纳条件。新疆并网消纳困难集中在阿勒泰地区、喀什地区、克州、昌吉州等地区，需进一步提升新能源跨省区外送能力、加强省内网架结构、推动电力辅助服务机制实施，促进新能源消纳。青海需进一步提升青海-河南特高压输电通道送电能力、加强配套新能源并网送出工程建设，缓解弃风弃光问题。河北北部局部地区新能源送出受限，需要进一步加强网源协调工程建设力度。

新能源企业能够通过全国新能源电力消纳监测预警平台数据信息填报系统(tb.cremc.cn)，直接向国家能源局报送数据信息，充分反映项目建设运行情况、相关问题和建议。