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一、2020年前三季度全国风光消纳情况
1~9月，风电、太阳能累计发电量5322亿千瓦时，累计弃风、弃光量为150.7亿千瓦时。风电、光伏消纳情况同比均有所改善。
1、全国风电消纳整体情况
全国风电项目累计发电量为3317亿千瓦时，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；
2018~2020年，三年各月的弃风情况对比如下图所示。
图1：近三年1~9月，全国弃风率月度变化情况
2020年1~9月，全国各省的弃风量与弃风率如下图所示。其中， 弃风率超过5% 的省份包括：
新疆 （10.3% ） 、 蒙 西 （8% ） 、 甘肃 （6.4% ） 、湖南 （5.7% ）。
图2：2020年1~9月，各地区累计弃风电量（亿千瓦时）及弃风率
2、全国光伏消纳整体情况
全国光伏项目累计发电量为2005亿千瓦时，全国弃光电量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。
2018~2020年，三年各月的弃光情况对比如下图所示。
图3：近三年1~9月，全国弃光率月度变化情况
2020年1~9月，全国各省的弃风量与弃风率如下图所示。其中， 弃光率较高的 省份包括：
西藏（8.7%）、青海 （7% ） 、 新疆 （4.5% ） 、 蒙西 （3.2% ）。
图4：2020年1~9月，各地区累计弃光 电量 （亿千瓦时）及弃光率
3、全国各电网区域消纳情况
1）华北地区
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。
2、西北地区
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。
3、东北地区
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。
4、中东部和南方地区
总体消纳情况较好，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：局部地区汛期消纳矛盾突出。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。
二、2020年消纳改进措施
1、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。
1）山西
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。
2）东北
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。
3）华东
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。
4）海南
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。
2、多条特高压线路投产，为促进新能源大规模外送消纳创造有利条件
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、2020年四季度消纳情况预期
1、中东部和南方地区水风光消纳矛盾有望得到缓解
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。
2、三北地区进入供暖季，风电消纳压力大
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。
