在政府、电网等多方的努力下，伴随新能源快速发展过程中持续存在的严重弃风、弃光问题得到有效改善。但新能源产业也还面临着一些深层次矛盾与挑战，对促进产业健康发展与解决新能源消纳形成一定制约。那么，最近两年，风电和光伏的发展与消纳情况到底如何？全国新能源消纳监测预警中心在其官方微信公布了相关的监测和研究成果。本文分为三大部分：

　　一、2020年风电和光伏发电新增消纳能力公告

　　二、2020年前三季风电和光伏消纳现状和预期

　　三、2019年全国风电和光伏消纳状况复盘

　　按照《国家能源局关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》（国能发新能〔2020〕17号）要求，国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司开展了经营区域内各省级区域2020年风电、光伏发电新增消纳能力测算工作，全国新能源消纳监测预警中心开展了测算评估工作，经国家能源局复核，现公布如下：

　　为深入贯彻落实中央关于统筹推进疫情防控和经济社会发展的决策部署，推动风电、光伏发电产业持续健康发展，国家能源局明确2020年一季度风电、光伏发电限发电量不纳入清洁能源消纳统计考核，在完成《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》确定的全国及重点地区风电、光伏发电利用率目标前提下，充分释放新能源消纳能力。按剔除一季度限发电量情形测算，2020年全国风电、光伏发电合计新增消纳能力8510万千瓦，其中风电3665万千瓦、光伏4845万千瓦。

　　其中，国家电网公司经营区2020年风电、光伏发电合计新增消纳能力6850万千瓦，其中风电2945万千瓦、光伏3905万千瓦；南方电网公司经营区2020年风电、光伏发电合计新增消纳能力1360万千瓦，其中风电620万千瓦、光伏740万千瓦；内蒙古电力公司经营区2020年风电、光伏发电合计新增消纳能力300万千瓦，其中风电100万千瓦、光伏200万千瓦。2020年全国各省（区、市）风电、光伏发电新增消纳能力情况详见附件。

　　如重大边界条件变化，将及时测算调整风电、光伏发电新增消纳能力，并按程序再次向社会公开发布。——（全国新能源消纳监测预警中心 2020年5月25日 ）

　　2020年全国风电、光伏发电新增消纳能力情况（单位：万千瓦 ）

　　注：1. 2020年新能源新增消纳能力是指按照国家消纳目标要求并综合考虑各地区实际情况，各电网企业经营区范围内2020年全年新能源合理新增并网规模。2020年新能源新增建设规模宜结合2020年及“十四五”初期消纳能力统筹安排。

　　2. 新增装机总规模含内蒙古向华北区域点对网特高压直流送电通道配套风电200万千瓦。

　　3. 特高压直流配套新能源项目建议根据直流工程建设情况和省间送电计划落实情况安排新增规模。

　　4. 按照国能发新能〔2020〕24号文件要求，西藏新建光伏发电项目，由自治区按照全部电力电量在区内消纳及监测预警等管理要求自行管理。

　　截至2020年9月底风电、光伏并网装机均达到2.2亿千瓦。三季度风电新增装机700万千瓦，同比增长37.5%，增速较上季度提升25.2个百分点；光伏新增装机720万千瓦，同比增长56.2%，增速较上季度提升43.3个百分点。

　　前三季度新能源发电量比重同比提升1.3个百分点至10.0%。前三季度风电、太阳能累计发电量5322亿千瓦时，同比增长15.0%。

　　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31.2%，同比提升1.7个百分点；全国分布式光伏装机占光伏总装机比重32.0%，同比提升1.2个百分点。

　　2020年第三季度消纳利用评估：风电和光伏发电利用率同比分别提升0.8和0.1个百分点，至97.8%和99.1%。三季度全国弃风、弃光电量分别为21.2和6.5亿千瓦时。

　　全社会用电量增速较快，为新能源消纳创造有利条件。三季度全社会用电量同比增长5.8%。第二产业用电增速较快。第三产业用电中，信息传输、软件和信息技术服务业用电保持高速增长。

　　多地探索储能等灵活调节资源促进新能源消纳的新机制。山西、东北、华东等多地探索储能等灵活调节资源参与辅助服务交易的新机制。

　　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。

　　三北地区三季度新能源消纳情况同比进一步好转；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。

　　下季度消纳形势研判：1.四季度风电和光伏集中并网需求较大，装机增速预计加快。2.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。3.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。4.进入供暖季后“三北”地区风电消纳情况需加以关注。

　　01

　　2020第三季度开发运行情况

　　风电三季度装机增速加快，海上风电装机增速放缓。2020年三季度，全国风电新增装机700万千瓦，同比增长37.5%，增速较去年同期提升17.9个百分点，较今年二季度提升25.2个百分点。新增装机规模较大的省份包括山西97万千瓦、河北85万千瓦、山东68万千瓦、广西62万千瓦。截至9月底，全国并网风电装机2.23亿千瓦，同比增长12.9%。三季度海上风电新增并网51万千瓦，同比下降22.7%，截至9月底全国海上风电累计并网装机达到750万千瓦，同比增长47.7%。下图是截至9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。三季度，中东部和南方地区新增风电并网309万千瓦，占全国的44.1%。截至9月底，中东部和南方地区风电装机6972万千瓦，占全国的比重与上季度相比提升0.4个百分点至31.2%，同比提高1.7个百分点，中东部和南方地区风电装机比重持续提升。下图是三季度各区域新增（左）、累计（右）并网风电装机（万千瓦）：

　　光伏三季度新增装机远高于去年同期。三季度，全国光伏新增并网装机720万千瓦，同比增长56.2%，增速较去年同期提升107.9个百分点，较今年二季度提升43.3个百分点。新增装机规模较大的省份包括山东152万千瓦、河北129万千瓦、青海69万千瓦。截至9月底，全国光伏并网装机2.23亿千瓦，同比增长17.3%。

　　截至9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

　　分布式光伏快速增长。三季度，全国新增并网分布式光伏装机423万千瓦，占全国新增光伏装机总量的58.8%，同比增加28.0个百分点。截至9月底，全国分布式光伏装机7129万千瓦，占光伏总装机比重32.0%，与上季度相比提升0.9个百分点，同比提升1.2个百分点。

　　三季度各区域新增（左）、累计（右）并网光伏发电装机（万千瓦）

　　新能源发电量占比稳步提升。2020年三季度，全国风电发电量942亿千瓦时，环比减少23.4%，同比增长22.5%；光伏发电量727亿千瓦时，环比减少3.1%，同比增长12.2%。1—9月，全国风电、太阳能累计发电量5322亿千瓦时，同比增长15.0%。风电、太阳能累计发电量占全部发电量的比重为10.0%，同比提升1.3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

　　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。以下图片数据来源：中国气象局风能太阳能资源中心：

　　2019年底全国风电装机达到2.1亿千瓦，全年新增并网风电装机2574万千瓦，增速有所提升。全国光伏装机达到2亿千瓦，全年新增并网光伏装机3011万千瓦，增速较去年同期放缓。

　　风电、光伏四季度新增并网投产较为集中。风电四季度新增并网装机1222万千瓦，占全年风电新增总量的47.4%。光伏四季度新增并网装机1412万千瓦，占全年光伏新增总量的46.9%。

　　新能源发电量比重稳步提高。全年风电、太阳能累计发电量6295亿千瓦时，占总发电量比重8.6%，同比提升0.8个百分点。

　　风电开发布局持续优化，光伏装机结构不断调整。中东部及南方地区风电装机占全国风电装机比重30.1%，同比提升2.1个百分点；全国分布式光伏装机占光伏总装机比重30.7%，同比提升1.6个百分点。

　　2019年消纳利用评估：2019年新能源消纳水平达到《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》提出的2020年目标。全国全年平均风电利用率和光伏发电利用率分别为96%和98%，同比分别提升3.0和1.0个百分点。

　　西北地区弃风弃光持续改善，全年弃风率、弃光率同比分别下降8.8个百分点、3.8个百分点，新疆、甘肃新能源消纳形势显著好转，青海弃风弃光有所增加；华北地区全年来风总体偏小，客观上减少了消纳压力，全年弃风率6.9%，弃光率1.1%；东北地区新能源消纳继续保持较好态势，全年弃风率3.0%，基本无弃光；华中、华东和南方地区消纳情况整体较好，四季度除西藏、云南存在一定弃风弃光，其余地区无新能源消纳问题。

　　01

　　2019年开发运行情况

　　截止2019年底，全国截至12月底，全国并网风电装机2.1亿千瓦，同比增长14%，风电装机稳步增长。海上风电方面，全国累计并网装机达到593万千瓦，2019年新增并网198万千瓦，其中四季度新增装机99万千瓦，装机增速有所提升。

　　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

　　风电开发布局持续优化。2019年四季度，中东部和南方地区新增风电并网487万千瓦，占全国的39.7%。截至12月底，中东部和南方地区风电装机6313万千瓦，占全国的比重与上季度相比提升0.6个百分点至30.1%，同比提高2.1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。

　　四季度各区域新增（左）、累计（右）并网风电装机（万千瓦）

　　光伏在2019年四季度装机增速明显增加，全年增速较去年同期放缓。四季度，全国光伏新增并网装机1412万千瓦，同比增长45.3%，四季度新增装机占全年新增并网容量的46.9%。新增装机规模较大的省份包括贵州332万千瓦、河北111万千瓦、陕西100万千瓦、内蒙古91万千瓦、山西87万千瓦。2019年全国光伏累计新增并网装机3011万千瓦，与去年同比下降31.6%，光伏装机增速较去年同期放缓。截至12月底，全国光伏并网装机2亿千瓦，同比增长17.1%。下图是截至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：

　　光伏装机结构不断调整，分布式光伏保持平稳增长。四季度，中东部和南方地区新增光伏装机742万千瓦，占全国的52.6%。截至12月底，中东部和南方地区光伏装机9137万千瓦，占全国的比重与上季度相比提升0.6个百分点至44.7%，光伏开发布局持续优化。四季度，全国新增并网分布式光伏装机393万千瓦，较上季度增长8.9%，分布式光伏保持平稳增长。截至12月底，全国分布式光伏装机6263万千瓦，占光伏总装机比重30.7%，与上季度相比下降0.2个百分点，同比提升1.6个百分点。

　　四季度新增（左）、累计（右）并网光伏发电装机（万千瓦）

　　新能源电量占比稳步提高。2019年四季度，全国风电发电量1143亿千瓦时，环比增长48.6%，同比增长16.2%；光伏发电量528亿千瓦时，环比减少18.5%，同比增长20.9%。2019年全国风电、太阳能累计发电量6295亿千瓦时，占全部发电量的比重为8.6%，同比提升0.8个百分点，新能源绿色电能替代作用不断增强。

　　截至2019年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

　　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。2019年四季度，全国弃风电量40.3亿千瓦时，同比下降26.4%，风电利用率96.6%，同比提升1.9个百分点；弃光电量13.2亿千瓦时，同比下降11.2%，光伏发电利用率97.6%，同比提升0.9个百分点，新能源消纳情况持续好转。2019年全国弃风电量168.6亿千瓦时，同比减少108.2亿千瓦时，风电利用率96.0%，同比提升3.0个百分点；弃光电量45.7亿千瓦时，同比减少9.2亿千瓦时，光伏发电利用率98.0%，同比提升1.0个百分点。2019年新能源消纳水平达到《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》提出的2020年目标。

　　截至12月底全国弃风率月度变化情况

　　截至2019年12月底各地区累计弃风电量（亿千瓦时）及弃风率

　　截至2019年12月底全国弃光率月度变化情况

　　截至2019年12月底各地区累计弃光电量（亿千瓦时）及弃光率

　　四季度全社会用电增速回升至4.7%，为新能源消纳创造良好条件。2019年全国全社会用电量7.2万亿千瓦时，同比增长4.5%。其中，四季度全社会用电量18813亿千瓦时，同比增长4.7%，较三季度提高1.3个百分点，对促进新能源消纳起到有利作用。2019年，除青海、河南、甘肃外，各省区用电量均实现正增长，其中西藏（12.4%）和广西（12.0%）的用电量增速超过10%。

　　截至2019年12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。截止12月底，火电灵活性改造持续推进，全国累计改造规模超过5700万千瓦。全国并网抽水蓄能装机容量累计超过3000万千瓦。全国气电累计装机容量超过9000万千瓦，同比增长7.7%。

　　电网工程建设有序推进，相关新能源送出受阻情况逐步好转。甘肃河西走廊750千伏第三回线加强工程正式投运，有助于提升甘肃新能源汇集外送能力。张北柔性直流电网试验示范工程全线架通，进入带电调试阶段，正式运行后将助力化解张北地区新能源并网消纳难题。新疆哈密三塘湖-淖毛湖220千伏输电工程全线贯通，有效提升了哈密地区新能源电力外送能力。新疆阿勒泰750千伏输变电工程、张北-雄安1000千伏特高压交流工程、青海-河南±800千伏特高压直流工程等一批有促进新能源消纳的电网工程正在稳步推进。

　　西北地区弃风弃光持续改善。2019年西北地区合计弃风电量90.7亿千瓦时，同比减少76.8亿千瓦时，平均弃风率11.0%，同比下降8.8个百分点；弃光电量35.7亿千瓦时，同比减少11.3亿千瓦时，平均弃光率7.0%，同比下降3.8个百分点。四季度，西北地区合计弃风电量12.1亿千瓦时，同比下降59.6%，平均弃风率4.8%，同比下降6.7个百分点；弃光电量9.2亿千瓦时，同比下降22.0%，平均弃光率5.0%，同比下降2.7个百分点，新能源消纳情况持续好转。

　　新疆通过提升跨区特高压外送通道能力、推进疆内网架补强工程、创新直流配套新能源与自备电厂替代交易、市场化推进省间电力外送等措施的有效开展，2019年弃风率14.0%，同比下降8.9个百分点，是目前仅有弃风率高于10%的地区，全年弃光率7.4%，同比下降8.2个百分点。甘肃得益于积极开展电力市场化交易、推进酒湖直流近区新能源涉网性能改造等措施实施，2019年弃风率7.6%、弃光率4.1%，同比分别下降11.4和5.6个百分点。随着河西走廊750千伏第三回线加强工程正式投运，甘肃省内新能源受阻情况也进一步改善。青海2019年弃风率2.5%、弃光率7.2%，同比分别上升0.8和2.5个百分点。青海全年新增风光装机340万千瓦，在本地负荷增长放缓和新能源外送条件尚未改善的情况下，弃风弃光有所增加。

　　华北地区全年来风总体偏小，全年消纳情况整体较好。2019年华北地区合计弃风电量60.7亿千瓦时，同比减少19.3亿千瓦时，平均弃风率6.9%，同比下降2.0个百分点；弃光电量5.0亿千瓦时，同比减少1.9亿千瓦时，平均弃光率1.1%，同比下降0.9个百分点。四季度，华北地区合计弃风电量25.2亿千瓦时，同比上升51.4%，区内平均弃风率11.3%，同比上升4.2个百分点；区内合计弃光2.2亿千瓦时，同比下降21.1%，区内平均弃光率1.3%，同比下降0.8个百分点。

　　蒙西受益于负荷增长、辅助服务市场启动试运行等因素，2019全年弃风率同比下降3.6个百分点至9.0%，弃光率下降0.4个百分点至1.9%。河北2019年弃风率、弃光率分别为4.8%和1.3%，与去年同期分别下降0.4和0.3个百分点。通过开展清洁能源供暖、优化新能源项目并网时序及优化新能源外送通道检修计划等措施，河北新能源消纳形势逐步好转。但河北新能源装机保持较快增长，2019年新增风光装机488万千瓦，跃居全国首位，加之受局部网架输送能力限制，张家口、承德等冀北地区新能源消纳受限问题仍待解决。

　　东北地区新能源消纳利用保持较高水平。2019年东北地区弃风电量合计14.9亿千瓦时，同比减少13.3亿千瓦时，平均弃风率同比降低3.0个百分点至3.0%，基本无弃光，新能源消纳利用持续保持较好水平。四季度，得益于电力调峰辅助服务市场运行、扎鲁特直流外送能力逐步加大、负荷增速持续回暖等方面作用，东北地区弃风电量合计3.0亿千瓦时，同比下降64.3%，平均弃风率同比降低4.1个百分点至2.9%，基本无弃光。

　　华中、华东和南方地区消纳情况整体较好。2019年中东部和南方地区弃风2.3亿千瓦时，弃光4.3亿千瓦时。四季度，西藏受电网送出限制造成弃光率较高但总量不大，云南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

　　风电全年集中并网需求较大，光伏2020年全年新增装机预期有所回升。

　　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，2020年存在大量已核准的风电项目集中并网的需求，对电网接入和消纳造成一定压力。但考虑国家能源局要求风电建设依据“十三五”规划、以落实消纳条件为前提，同时受设备供应能力和施工能力限制，预计2020年全年新增风电装机可能高于2019年新增规模，但仍将控制在合理范围内。

　　光伏方面，2019年因首次全面实施光伏补贴竞价政策，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，新增装机规模有所下降。考虑《2019年光伏发电建设管理工作方案》明确2019年列入国家补贴范围的光伏发电项目逾期未建成并网将按季度降低补贴，且若超过两个季度仍未建成并网的将取消项目补贴资格，预计2020年上半年光伏新增并网规模将有所增加。同时，2020年是实施需补贴光伏发电项目全国竞争排序第二年，能源主管部门与行业在政策预期、组织实施方面已积累了一定经验，加之考虑光伏扶贫、平价上网等项目的稳步推进，预计2020全年新增光伏装机规模较2019年将有所回升。

　　新冠肺炎疫情预计对2020年一季度风电、光伏新增建设并网规模和进度造成一定影响。受疫情影响，部分地区风机和光伏设备制造、运输、交货延迟，同时项目开复工受到一定程度影响，预计一季度全国新增风电和光伏并网进度延缓，新增装机规模低于去年同期。

　　全国大部分地区风速和光照条件优于常年平均水平。根据中国气象局预测，风能资源方面，一季度由于西伯利亚和蒙古冷高压的逐渐减弱以及我国北方大部气旋活动的逐步增多，全国大部地区风速在3.5m/s～7.2m/s之间，且随着月份递增，风速呈现增加趋势，其中1月全国大多数地区与常年平均相比风速有所增加，2月、3月大部分省份的平均风速接近常年；太阳能资源方面，一季度处于太阳直射点南移和逐渐北抬的交替时期，除1月份个别省份水平面月总辐照量有所降低外，其余地区、其余月份全国各地的水平面月总辐照量均呈增大趋势，其中1月全国大部分地区的月总辐照量小于常年，2月、3月，绝大部分省份水平面月总辐照量与常年相当或有所增加。

　　新冠肺炎疫情对新能源消纳短期不利，2020年一季度弃风弃光率短期有一定上升。春节等节假日用电低谷原本就是新能源消纳困难时期，而今年一季度国务院延长了2020年春节假期，加之各地区企业延迟复工，交通运输、餐饮等第三产业及相关行业用电量下降，低负荷日期增多。加之供暖季系统调峰能力受限、本季度预计风光资源条件较好等因素共同影响，一季度北方地区新能源消纳压力仍将维持高位，弃风弃光率短期有一定上升。

　　预计2020年全国整体新能源消纳有望延续向好态势，重点地区并网消纳问题需要持续关注，合理安排并网投产时序。2020年是全面建成小康社会和“十三五”规划收官之年，按照党中央关于统筹推进新冠肺炎疫情防控和经济社会发展的工作部署，各地区和各大企业正在有序推进复工复产。新冠肺炎疫情主要影响疫情严重地区和部分行业（主要是第三产业）用电量，预计对全年全社会用电总量影响有限。

　　此外，目前疫情严重的湖北及其周边地区新能源消纳空间相对充裕。随着全社会用电负荷稳步增长、跨省跨区电力资源配置能力持续提高、电力系统调节能力稳步提升、新能源市场化交易机制不断完善，预计2020年全国整体新能源消纳情况将延续向好的态势，但重点地区消纳问题需持续关注，建议加强风电、光伏发电、水电等各类清洁能源品种消纳的统筹，做好新增项目并网投产时序的合理安排。

　　目前，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。甘肃并网消纳困难集中在河西地区。随着新能源跨省区外送能力提升、省内电网工程补强、电力辅助服务机制实施，有利于促进新疆和甘肃地区新能源消纳进一步改善。青海2019年新增新能源装机规模较大、考虑青海-河南特高压输电通道预计最早于2020年底投产，且负荷增长不确定性大，弃风弃光率有上升趋势，需要重点关注。内蒙古西部电网外送能力近期无提升，在不采取就地消纳措施情况下新增消纳空间有限。蒙东赤峰地区新能源项目并网消纳存在受限情况。河北北部相关电网送出工程尚未投产或短期内达不到设计外送能力，局部地区新能源送出受限，需要进一步加强网源工程协调建设力度。山西北部地区新能源项目较为分散，网架相对薄弱，且存在一定调峰困难，导致新能源项目并网存在受限。以下附图数据来源：中国气象局风能太阳能资源中心：