编者按：三季度逐月用电增速呈回升态势，电力系统调节能力持续增强，新能源送出相关电网工程有序推进，市场机制促消纳作用逐步增强。全国分布式光伏装机占光伏总装机比重30.8%，同比提升2.1个百分点。下一季度全国大部地区风速逐月增加，光照条件呈减弱趋势，新能源消纳压力有所增加。

摘 要

本季度开发运行情况

风电装机稳步增长，前三季度风电新增并网1308万千瓦，海上风电并网容量接近“十三五”目标；光伏装机增速放缓，前三季度光伏新增并网1599万千瓦，分布式光伏新增容量超过一半。

新能源发电量比重稳步提高。前三季度风电、太阳能累计发电量4629亿千瓦时，占总发电量比重8.7%，同比提升0.7个百分点。

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全国风电装机比重29.5%，同比提升2.3个百分点；全国分布式光伏装机占光伏总装机比重30.8%，同比提升2.1个百分点。

本季度消纳利用评估

三季度逐月用电增速呈回升态势，电力系统调节能力持续增强，新能源送出相关电网工程有序推进，市场机制促消纳作用逐步增强。全国新能源消纳利用情况持续好转。三季度全国弃风、弃光电量分别为23.7和6.4亿千瓦时，同比分别下降41.7%和33.4%，平均风电利用率和光伏发电利用率分别为97.0%和99.0%，同比分别提升2.0和0.9个百分点，继续保持国际先进水平。

西北地区弃风弃光进一步好转，三季度弃风、弃光电量同比分别下降40.9%和41.3%，新疆、甘肃新能源消纳显著改善，青海弃光有所增加；东北地区新能源消纳持续保持较好水平，三季度弃风电量同比下降59.4%，基本无弃光；华北地区消纳情况整体向好，三季度弃风电量同比下降40.1%，弃光电量同比略有增加；华中、华东和南方地区消纳情况整体较好，西藏、湖南、云南、贵州存在一定弃风弃光，其余地区无新能源消纳问题。

下季度消纳形势研判

风电继续保持平稳增长，光伏新增装机有望回升。

全国大部地区风速逐月增加，光照条件呈减弱趋势，新能源消纳压力有所增加。

随着北方地区陆续进入冬季供暖期，弃风弃光进入集中时段，北方地区新能源消纳问题需要重点关注。

01、本季度开发运行情况

风电装机稳步增长，海上风电装机增速有所提升。三季度，全国风电新增装机509万千瓦，同比增长19.6%。新增装机规模较大的省份包括青海80万千瓦、河南74万千瓦、山东55万千瓦、江苏52万千瓦、山西43万千瓦。前三季度，全国新增风电并网容量1308万千瓦。截至9月底，全国并网风电装机1.98亿千瓦，同比增长12.5%，风电装机稳步增长。海上风电方面，全国累计并网装机达到494万千瓦，2019年前三季度新增并网装机106万千瓦，其中第三季度新增装机66万千瓦，装机增速有所提升，今年有望提前完成“十三五”规划海上风电并网目标。


风电开发布局持续优化。三季度，中东部和南方地区新增风电并网228万千瓦，占全国的44.7%。截至9月底，中东部和南方地区风电装机5826万千瓦，占全国的比重与上季度相比提升0.4个百分点至29.5%，同比提高2.3个百分点，风电开发重心持续向消纳条件较好的中东部和南方地区转移。


光伏装机增速放缓。三季度，全国光伏新增并网装机461万千瓦，同比下降51.7%。新增装机规模较大的省份包括山东104万千瓦、河北44万千瓦、江苏41万千瓦、浙江39万千瓦、陕西34万千瓦。前三季度，全国光伏累计新增并网装机1599万千瓦，与去年同比下降51.5%。今年首次全面实施光伏补贴竞价政策以及推进光伏发电平价上网项目建设，部分项目建设单位由于在落实项目用地和接网消纳等前期条件方面不充分导致建设周期滞后，前三季度光伏装机增速较去年同期放缓。截至9月底，全国光伏并网装机1.9亿千瓦，同比增长15.4%。


分布式光伏保持平稳增长。三季度，全国新增并网分布式光伏装机361万千瓦，占全国新增光伏装机总量的78.3%。截至9月底，全国分布式光伏装机5870万千瓦，占光伏总装机比重30.8%，与上季度相比提升1.1个百分点，同比提升2.1个百分点，光伏发展布局持续优化。前三季度分布式光伏新增容量超过光伏发电新增并网容量的一半，分布式成为光伏发展的重要方向。


新能源电量占比稳步提高。三季度，全国风电发电量769亿千瓦时，同比增长2.2%，光伏发电量648亿千瓦时，同比增长25.9%。前三季度，全国风电、太阳能累计发电量4629亿千瓦时，占全部发电量的比重为8.7%，同比提升0.7个百分点，新能源绿色电能替代作用不断增强。


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。

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%。

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

下季度消纳形势研判

随着北方地区陆续进入冬季供暖期，弃风弃光进入集中时段，北方地区新能源消纳问题需要重点关注。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。

弃风弃光进入集中时段，新能源消纳问题需要重点关注。

四季度，随着北方地区陆续进入冬季供暖期，受供热机组调峰能力制约，总体会进入年内消纳较为困难的弃风弃光集中时段。

西北地区，随着新疆准皖直流正式投运、甘肃调峰辅助服务机制在提升新能源消纳能力方面的作用逐步显现，且酒湖直流送电能力有望逐步提升，预计新疆、甘肃弃风弃光率同比进一步降低；青海新能源装机增速较快，在局部地区网架受限的情况下，新能源消纳面临一定压力。

东北地区，随着火电灵活性改造和调峰辅助服务市场建设成效显现，扎鲁特特高压通道输电能力逐步提升在新能源外送方面继续发挥积极作用，区内新能源消纳情况同比有望进一步好转。

华北地区，蒙西地区随着新能源就地消纳措施稳步推进以及电网调度运行力度持续加强，预计四季度新能源消纳同比持续好转；河北张家口、承德等局部地区送出受限，需要进一步加强电网和电源工程的协调建设。

中东部和南方地区，预计四季度新能源消纳形势整体持续保持良好状态。其中山东、安徽等地区作为跨区输电受端省份，且本省新能源规模相对较大，在受入外来电规模增加后，新能源消纳压力增加，需要提前采取有效预防措施。



（附图数据来源：中国气象局风能太阳能资源中心）
原标题：光伏发电利用率99.0%丨2019年三季度全国新能源电力消纳评估分析