2019年第三季度全国新能源电力消纳评估分析

截至9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

02、本季度消纳利用评估

全国新能源消纳利用情况持续好转。三季度，全国弃风电量23.7亿千瓦时，同比下降41.7%，风电利用率97.0%，同比提升2.0个百分点；弃光电量6.4亿千瓦时，同比下降33.4%，光伏发电利用率99.0%，同比提升0.9个百分点，新能源消纳情况持续好转。1—9月，全国弃风电量128.3亿千瓦时，同比减少93.7亿千瓦时，风电利用率95.8%，同比提升3.5个百分点；弃光电量32.5亿千瓦时，同比减少7.5亿千瓦时，光伏发电利用率98.1%，同比提升1.0个百分点。新能源发电利用率继续保持国际先进水平。

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

三季度逐月用电增速呈回升态势，新能源消纳空间整体保持充裕。前三季度，全国全社会用电量53442亿千瓦时，同比增长4.4%。其中，三季度逐月用电增速呈回升态势，7月全社会用电量同比增长2.7%，8月同比增长3.6%，9月同比增长4.4%，对促进新能源消纳起到有利作用。前三季度，除青海、上海、甘肃、河南外，各省区用电量均实现正增长，其中西藏（14.4%）、广西（12.1%）、内蒙古（10.6%）、海南（10.1%）4个省区用电量增速超过10%。

截至9月底各区域全社会用电量同比增速情况

电力系统调节能力持续增强。气电装机有所增长，三季度全国新增气电装机80万千瓦，新增装机主要集中在广东、北京、上海等地区。今年以来河北抚宁、吉林蛟河、浙江衢江、山东潍坊、新疆哈密、河南五岳等一批抽水蓄能电站陆续开工。南方、华东累计投运抽水蓄能装机占全国并网抽水蓄能装机比例分别为31.1%和25.5%。火电灵活性改造持续推进，截止三季度末全国累计改造规模超过4000万千瓦。

电网工程建设有序推进，新能源送出受阻情况不断减少。前三季度，全国电网基本建设工程投资完成1797亿元，同比增长6%。三季度，准东-皖南±1100千伏特高压直流输电工程投运，甘肃河西走廊750千伏第三回线加强工程西段竣工，南疆750千伏电网延伸补强工程全部竣工，张北柔性直流电网试验示范工程张北-康保-丰宁段全线贯通，河北承德御道口输变电扩建工程、张北-雄安1000kV特高压线路工程建设工作稳步推进，扎鲁特特高压站近区风电涉网性能改造后直流送出能力持续提升，相关地区新能源送出受限情况持续好转。

市场机制在促进新能源消纳方面发挥重要作用。截至三季度，蒙西、甘肃等全国首批8个电力现货市场试点均已开展结算试运行，其中甘肃电力现货市场于9月底完成连续7天168小时结算试运行，在此期间实现4.02亿千瓦时新能源发电量全额消纳；东北、甘肃、宁夏、山西、福建等地区已开展了电力辅助服务市场，在提升系统调峰能力方面取得了良好效果。蒙西、甘肃等新能源消纳困难地区通过市场化手段促进消纳的作用逐步增强。

西北地区弃风弃光进一步好转。三季度，西北地区合计弃风电量19.7亿千瓦时，同比下降40.9%，平均弃风率7.5%，同比下降5.1个百分点；弃光电量5.4亿千瓦时，同比下降41.3%，平均弃光率3.0%，同比下降3.1个百分点，新能源消纳情况持续好转。前三季度，西北地区合计弃风电量78.6亿千瓦时，同比减少58.9亿千瓦时，平均弃风率9.7%，同比下降7.2个百分点；弃光电量26.5亿千瓦时，同比减少8.7亿千瓦时，平均弃光率5.2%，同比下降3.0个百分点。

新疆前三季度弃风率15.4%、弃光率8.9%，同比分别下降9.8和6.9个百分点。弃风主要集中在北部的阿勒泰、昌吉等地区，弃光主要发生在南部的喀什、克州、阿克苏等地区。准皖直流输电工程投运、疆内电网补强工程投产将有利于促进上述地区新能源消纳。同时，新疆正在开展的阿勒泰地区多能互补联合调度增加可再生能源消纳交易机制、发电侧储能电站建设试点等工作也将为增加就地消纳创造条件。

甘肃前三季度弃风率8.9%、弃光率4.8%，同比分别下降10.1和5.1个百分点。甘肃新能源消纳改善主要得益于电力辅助服务市场、酒湖直流输电能力提升。随着河西走廊750千伏第三回线建设投运，省内和跨省配置新能源能力也将进一步提高。

青海前三季度新增风光装机325万千瓦，位居全国首位，在本地负荷增长放缓和局部送出受限的情况下，限电有所增加，1-9月弃光率5.8%，同比增长1.8个百分点。

华北地区消纳情况整体向好。三季度，华北地区合计弃风电量3.1亿千瓦时，同比下降40.1%，区内平均弃风率1.5%，同比下降0.8个百分点；区内合计弃光0.5亿千瓦时，同比略增0.3亿千瓦时，区内平均弃光率0.3%，同比上升0.1个百分点。前三季度，华北地区合计弃风电量35.5亿千瓦时，同比减少27.9亿千瓦时，平均弃风率4.1%，同比下降3.0个百分点；弃光电量2.8亿千瓦时，同比减少1.3亿千瓦时，平均弃光率0.6%，同比下降0.6个百分点。

蒙西地区受益于负荷增长、来风低于去年同期、辅助服务市场启动试运行等因素，今年1-9月弃风率同比大幅下降10.2个百分点至8.1%，弃光率下降2.0个百分点至0.6%。包头市可再生能源综合应用示范区首期风电项目稳步推进，将充分发挥自备电厂调峰作用促进新能源就地利用。

河北前三季度弃风率、弃光率分别为4.0%和1.4%，与去年同期基本持平。受局部网架输送能力限制，弃风弃光主要发生在张家口、承德等冀北地区。河北省正在开展冀北虚拟电厂示范工程、清洁能源供暖等工程有利于促进新能源消纳。乌兰察布风电基地一期600万千瓦示范项目开工建设，主要向京津冀输送可再生能源，京津冀及周边地区新能源消纳需要进一步加强统筹。

东北地区新能源消纳持续保持较好水平。三季度，得益于扎鲁特特高压站近区风电涉网性能改造后直流外送能力加大、负荷增速持续回暖、电网企业采取有效措施，东北地区基本无弃光，弃风电量合计0.6亿千瓦时，同比下降59.4%，平均弃风率同比降低0.7个百分点至0.6%。前三季度，东北地区弃风电量合计11.9亿千瓦时，同比减少7.9亿千瓦时，平均弃风率同比降低2.1个百分点至2.4%，基本无弃光，新能源消纳利用持续保持较好水平。

华中、华东和南方地区消纳情况整体较好。前三季度，中东部和南方地区弃风2.3亿千瓦时，弃光2.7亿千瓦时。三季度，湖南进入汛期后出现一定弃电，西藏受电网送出限制造成弃光率较高但总量不大，南方个别地区受局部网架结构影响出现了微量的弃风弃光，其余地区无新能源消纳问题。

03、下季度消纳形势研判

风电新增并网装机规模相对平稳。按照《国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号），2018年底之前核准的陆上风电项目须在2020年底前完成并网方可获得补贴。预计四季度风电项目集中投产规模相对较大，但受设备供应、施工安装能力、电网接入等方面限制，预计风电新增并网装机规模相对平稳，预计全年新增并网装机约2000-2500万千瓦左右。

光伏全年新增并网装机规模预计低于去年。随着补贴竞价项目、户用光伏、平价上网项目、光伏扶贫、光伏领跑基地和特高压配套外送和示范类光伏项目持续推进，预计四季度光伏发电项目新增速度会在前三季度水平上有所回升，预计全年新增光伏发电装机约3000万千瓦。

全国大部地区风速逐月增加，光照条件呈减弱趋势。四季度，根据中国气象局预测，风能资源方面，受西伯利亚和蒙古冷高压影响，全国大部地区风速在3.2m/s～6.5m/s之间，且随着月份递增，风速呈现增加趋势，其中10月、11月全国大多数地区与常年平均相比风速有所减小或接近常年，12月大部分省份的平均风速与多年平均相比略有增加或持平；太阳能资源方面，随着太阳的逐渐南移，全国各地的水平面总辐射月总量随着月份的增加均呈减小趋势，其中10月全国出现正距平和负距平的地区各占一半左右，11月、12月大部分省份水平面总辐照量与多年平均相比有所下降。