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2020年全年及四季度光伏、風電消納利用評估

2020年全國棄風電量166.1億千瓦時，風電利用率96.5%，同比提升0.5個百分點;棄光電量52.6億千瓦時，光伏發電利用率98.0%，與去年基本持平。《清潔能源消納行動計劃(2018-2020年)》提出的全國及重點省份2020年新能源利用率目標全面完成。

四季度全國新能源消納利用水平整體較高，但新能源利用率同比有所降低。四季度，全國棄風電量49.7億千瓦時，同比上升23.3%，風電利用率96.3%，同比下降0.3個百分點;棄光電量18.3億千瓦時，同比上升38.6%，光伏發電利用率97.0%，同比下降0.6個百分點，新能源消納利用水平整體較高。

截至12月底全國棄風率月度變化情況

截至12月底各地區累計棄風電量(億千瓦時)及棄風率

截至12月底全國棄光率月度變化情況

截至12月底各地區累計棄光電量(億千瓦時)及棄光率

2020年各區域消納情況

四季度三北部分地區由于新能源新增裝機較多，棄電率有所上升;中東部和南方地區總體消納情況較好。

1、華北地區

四季度棄風率同比下降0.9個百分點至5.6%，棄光率同比上升1.3個百分點至2.9%。四季度，華北地區合計棄風電量22.8億千瓦時，區內平均棄風率5.6%，同比下降0.9個百分點;區內合計棄光5.1億千瓦時，區內平均棄光率2.9%，同比上升1.3個百分點，消納情況整體較好。

2020年，華北地區平均棄風率4.8%、棄光率2.0%，與去年基本持平。其中，北京、天津四季度基本無棄電問題。

河北、山西、山東四季度新能源新增裝機較多，棄電率有所上升。其中，三省風電新增裝機分別為524、545、261萬千瓦，棄風率分別為7.2%、3.5%、7.1%，分別同比上升0.3、1.7、7.0個百分點;

光伏新增裝機分別為491、73、320萬千瓦，棄光率分別為1.8%、5.3%、1.1%，分別同比上升0.8、5.0、1.1個百分點。

2、蒙西

新能源消納情況有所好轉，四季度棄風、棄光率分別為4.9%、4.8%，分別同比降低6.7、1.9個百分點。

3、西北地區

四季度棄風率和棄光率分別同比上升3.3和0.5個百分點，至8.4%和7.9%。四季度，西北地區合計棄風電量19.5億千瓦時，區內平均棄風率8.4%，同比上升3.3個百分點;

棄光電量13.0億千瓦時，區內平均棄光率7.9%，同比上升0.5個百分點。2020年，西北地區平均棄風率6.9%、平均棄光率4.8%，同比分別下降1.5、1.1個百分點，新能源消納情況進一步好轉。

風電方面，陜西、青海、寧夏、新疆由于四季度風電新增裝機較多，分別為301、321、201、351萬千瓦，導致四季度棄風率分別同比上升了10.4、2.9、1.6、2.1個百分點至10.4%、8.6%、3.8%、11.2%。

甘肅由于今年四季度來風偏大，棄風率同比上升3.2個百分點至6.7%。光伏方面，青海得益于青豫直流建成投運，在四季度光伏新增裝機410萬千瓦的情況下，棄光率同比下降0.4個百分點至12.6%。

新疆由于四季度光伏新增裝機較多，為180萬千瓦，導致四季度棄光率同比上升了3.5個百分點至5.1%。

4、東北地區

四季度棄風率同比上升0.7個百分點至2.2%，基本無棄光。四季度，東北地區合計棄風電量5.2億千瓦時，平均棄風率同比上升0.7個百分點至2.2%，保持在較低水平。2020年，區內棄風率同比降低0.5個百分點至1.6%。東北地區基本無棄光，新能源消納利用持續保持較好水平。

5、中東部和南方地區

總體消納情況較好。四季度，中東部和南方地區棄風2.1億千瓦時，棄光0.1億千瓦時。河南、湖南四季度風電新增裝機分別為658、145萬千瓦，由于新增裝機較多，出現少量棄風。云南、貴州受局部網架結構影響出現了少量的棄風棄光，西藏受電網送出限制出現少量棄光，其余地區無新能源消納問題。

2020年消納情況改善原因分析

1、四季度全社會用電量增速較快，為新能源消納創造有利條件。

2020年全國全社會用電量75110億千瓦時，同比上升3.1%。其中，四季度全國全社會用電量為20976億千瓦時，同比增長8.1%，較三季度提高2.3個百分點。第二產業用電仍是拉動電力消費增長的主力，10月、11月增速較快，分別為7.7%、9.9%，12月增速有所放緩，為5.9%。分地區來看，四季度華中、華東、南方地區用電增速高于全國平均水平。2020年，除北京、天津、湖北、寧夏外，各省區用電量均實現正增長，其中云南(11.8%)、四川(8.7%)、甘肅(6.8%)、內蒙古(6.8%)、西藏(6.3%)、廣西(6.2%)、江西(5.9%)、安徽(5.5%)8個省區的用電量增速超過5%。

四季度各區域全社會用電量同比增速情況

2、多地積極探索儲能等靈活調節資源促進新能源消納的新機制。

國家能源局西北監管局發布《青海省電力輔助服務市場運營規則(征求意見稿)》，滿足10MW/20MWh以上、具備AGC功能等條件的發電企業、用戶側或電網側儲能電站可以參與輔助服務市場。

寧夏發改委印發《關于加快促進自治區儲能健康有序發展的指導意見(征求意見稿)》，鼓勵儲能以獨立身份參與市場交易，通過市場發現儲能價格。

國家能源局山東監管辦發布《山東電力輔助服務市場運營規則(試行)(2020年修訂版)》，明確5MW/10MWh以上的獨立儲能設施、集中式新能源場站配套儲能設施等可以參與調峰輔助服務，價格上限按照火電機組降出力調峰價格上限執行。

國家能源局江蘇監管辦公室印發《江蘇電力市場用戶可調負荷參與輔助服務市場交易規則(試行)》，探索用戶可調負荷參與輔助服務市場。

國家能源局湖南監管辦公室印發《湖南省電力輔助服務市場交易規則(征求意見稿)》，明確鼓勵符合相關技術標準的儲能服務提供商、調相服務提供商和用電企業進入市場交易。

3、多地試點開展虛擬電廠調峰等促進新能源消納的新模式。

浙江電網實施虛擬電廠輔助電網調峰試點，遠程控制麗水綠色能源虛擬電廠輔助電網調峰43萬千瓦，有效提升浙江電網調節能力。

江蘇省國慶假期實施填谷電力需求響應，累計填谷1340萬千瓦，促進清潔能源消納8690萬千瓦時，有效緩解假期負荷低谷時段清潔能源消納壓力。

山西省正式啟動“新能源+電動汽車”智慧能源試點，旨在有效解決棄風棄光問題，降低電動汽車用電成本，促進低碳環保出行。

4、促進清潔能源消納的重大工程取得新進展。

內蒙古錫林郭勒盟清潔能源特高壓外送匯集工程全面投產并網。該工程為當地36個風電場提供穩定的電力外送通道，每年可增加風電清潔能源外送175億千瓦時。

青海—河南±800千伏特高壓直流工程正式投運，將為促進新能源大規模外送消納創造有利條件。安徽績溪抽水蓄能電站6臺機組全部并網，總裝機容量180萬千瓦。

2021年一季度消納形勢研判

1、2021年風電和光伏仍有較大的集中并網需求。

習近平主席提出“二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和”的國際承諾，我國能源革命將以低碳為主線提速推進，2021年是實現碳達峰的開局之年，預計我國新能源將開啟新一輪開發建設高峰。

風電方面，考慮《關于完善風電上網電價政策的通知》(發改價格〔2019〕882號)明確2019年1月1日至2020年底前核準的陸上風電項目，2021年底前仍未完成并網的，國家不再補貼。

光伏方面，對于2020年納入國家競價補貼范圍的項目，2020年底前未全容量建成并網的，每逾期一個季度并網電價補貼降低0.01元/千瓦時;逾期兩個季度后仍未建成并網的，取消項目補貼資格。《關于公布2020年風電、光伏發電平價上網項目的通知》(發改辦能源〔2020〕588號)明確光伏發電平價項目須于2021年底前并網。因此2021年仍存在大量風電、光伏發電項目集中并網的需求。

2、全國大部分地區風速和水平面總輻照量隨月份呈增大趨勢。

根據中國氣象局預測，風能資源方面，2021年一季度隨著月份遞增，全國大部地區風速呈增大趨勢，風速在3.6m/s～7.2m/s之間。風速低值區一般位于新疆西部和中部、西藏南部、西南地區東北部和南部等地，平均風速一般低于4.0m/s;風速高值區主要位于東北、西北東部的部分地區、青藏高原、川西高原、云貴高原等地，平均風速達到6.0m/s以上。

太陽能資源方面，2021年一季度全國大部地區平均水平面總輻照量呈現逐月增加的趨勢。平均水平面總輻照量低值區主要位于四川東部、重慶、貴州等地;高值區主要位于西北地區東部(青海、甘肅中北部)、西藏中部、云南西部等地。

3、2020年四季度新能源并網規模較大，預計2021年一季度棄電率有所上升。

2020四季度部分地區新能源新增裝機規模較大，考慮到春節等節假日用電低谷原本就是新能源消納困難時期，加之供暖季系統調峰能力受限，2021年一季度新能源消納面臨較大壓力，棄風棄光率預計短期有一定上升。

4、部分地區需重點關注消納問題，合理安排并網投產時序，充分挖掘源網荷儲調節潛力。

2020四季度陜西、山東、山西由于新能源新增裝機規模較大，棄電率同比有較大增長，建議2021年一季度做好新增項目并網投產時序的合理安排，充分挖掘源網荷儲調節潛力，落實消納條件。

新疆并網消納困難集中在阿勒泰地區、喀什地區、克州、昌吉州等地區，需進一步提升新能源跨省區外送能力、加強省內網架結構、推動電力輔助服務機制實施，促進新能源消納。

青海需進一步提升青海-河南特高壓輸電通道送電能力、加強配套新能源并網送出工程建設，緩解棄風棄光問題。

河北北部局部地區新能源送出受限，需要進一步加強網源協調工程建設力度。