2020年10月30日，国家能源局举办四季度网上新闻发布会，发布全国能源生产消费有关情况、可再生能源并网运行有关情况以及全国50个主要城市用户供电可靠性指标等。

一、全国能源生产消费逐步回升

1.从消费侧看，进入三季度，国内消费需求继续恢复，带动能源消费全面回升。用电量较快增长，年累计用电量已超过去年同期。“迎峰度夏”期间，多个省（区、市）用电负荷创新高，全国统调用电最高负荷比去年增加约2400万千瓦。前三季度累计用电量同比增长约1.3%，增速较上半年提高2.6个百分点。分产业看，二产用电自4月份以来增速稳步提高，8月、9月用电增速达到9.9%、8.6%，对当月用电增长的贡献率达到83%、75%，是拉动电力消费增长的主要力量；一产用电在各项强农惠农政策的推动下，增速保持在较高水平，前三季度同比增长9.6%；居民生活用电持续较快增长，前三季度同比增长6%；三产用电自5月份起连续正增长，8月份增速达到7.5%，创今年新高，前三季度累计同比下降0.2%，降幅较上半年收窄3.8个百分点。天然气消费稳步增长。自3月份起，月度消费量保持正增长，且增速逐季提高。成品油消费逐步回升。居民出行增多，交通运输及基建用油延续稳步回升态势，汽油、柴油消费持续向好，三季度成品油消费同比增速比二季度提高约12个百分点。

2.从生产侧看，国家能源局积极组织能源企业统筹推进疫情防控和安全生产，确保能源保供有力有效。油气生产持续增长。前三季度，原油产量1.46亿吨，同比增长1.7%；天然气产量1371亿立方米，同比增长8.7%。煤炭生产平稳有序。自3月下旬以来，日产量保持在1000万吨左右。前三季度，煤炭产量27.9亿吨，同比小幅下降0.1%。电力供应安全稳定。发电和电网企业积极履行社会责任，采取有力有效措施，确保“迎峰度夏”期间生产生活用电安全稳定供应。前三季度，6000千瓦及以上发电装机规模同比增长5.6%。其中，风电和太阳能发电装机规模同比分别增长13.1%和15.0%；清洁能源消纳持续好转，风电、光伏发电利用率分别达到96.6%、98.3%，同比上升0.8、0.2个百分点。

二、可再生能源整体发展平稳，清洁能源消纳持续好转

可再生能源装机规模稳步扩大。截至2020年9月底，我国可再生能源发电装机达到8.37亿千瓦，同比增长9.6%；其中，水电装机3.65亿千瓦（其中抽水蓄能3089万千瓦）、风电装机2.23亿千瓦、光伏发电装机2.23亿千瓦、生物质发电装机2616万千瓦。可再生能源利用水平持续提高。2020年1-9月，可再生能源发电量达15305亿千瓦时，同比增长约6.5%。其中，水电9025亿千瓦时，同比增长1.0%；风电3317亿千瓦时，同比增长13.8%；光伏发电2005亿千瓦时，同比增长16.9%；生物质发电958亿千瓦时，同比增长19.2%。

1.水电建设和运行情况

前三季度，全国新增水电并网容量827万千瓦，新增装机较多的省份为四川227万千瓦，云南170万千瓦和安徽76万千瓦，占全部新增装机的57.2%。截至2020年9月底，全国水电装机容量约3.65亿千瓦（其中抽水蓄能3089万千瓦）。

前三季度，全国水电发电量9025亿千瓦时，同比增长1.0%。分省份看，水电发电量排名前五位的省（区）依次为四川2476亿千瓦时、云南1932亿千瓦时、湖北1213亿千瓦时、贵州546亿千瓦时和湖南430亿千瓦时，其合计水电发电量占全国水电发电量的73.1%。前三季度，全国水电平均利用小时数为2894小时，同比减少9小时。

前三季度，全国主要流域弃水电量约242亿千瓦时，较同期减少37亿千瓦时，水能利用率约96.4%，同比提高0.7个百分点。弃水主要发生在四川省，其主要流域弃水电量约163亿千瓦时，较同期减少64亿千瓦时，主要集中在大渡河干流，约占全省弃水电量的57%；青海省弃水较去年有所增加，弃水约34亿千瓦时，比去年同期增加24亿千瓦时；其他省份弃水电量维持较低水平。

2.风电建设和运行情况

前三季度，全国风电新增并网装机1392万千瓦，其中陆上风电新增装机1234万千瓦、海上风电新增装机158万千瓦。从新增装机分布看，中东部和南方地区占比约49%，“三北”地区占51%，风电开发布局进一步优化。到2020年三季度末，全国风电累计装机2.23亿千瓦，其中陆上风电累计装机2.16亿千瓦、海上风电累计装机750万千瓦。

前三季度，全国风电发电量3317亿千瓦时，同比增长13.8%；平均利用小时数1546小时，风电平均利用小时数较高的省区中，云南2193小时、广西1896小时、四川1887小时。

前三季度，全国弃风电量约116亿千瓦时，平均弃风率3.4%，较去年同期有所改善，同比下降0.8个百分点，尤其是新疆和甘肃，弃风率同比显著下降，新疆弃风率10.3%、甘肃弃风率6.4%，同比分别下降5.1、2.5个百分点。

3.光伏发电建设和运行情况

前三季度，全国光伏新增装机1870万千瓦，其中，光伏电站1004万千瓦、分布式光伏866万千瓦。截至2020年9月底，光伏发电累计装机2.23亿千瓦。从新增装机布局看，华北地区新增装机800万千瓦，东北地区新增装机127万千瓦，西北地区新增装机为197万千瓦，华东地区新增装机为350万千瓦，华中地区新增装机为204万千瓦，华南地区新增装机193万千瓦。

前三季度，全国光伏发电量2005亿千瓦时，同比增长16.9%；全国光伏平均利用小时数916小时，同比增加6小时；平均利用小时数较高的地区为东北地区1141小时，华北地区1010小时，其中蒙西1264小时、蒙东1240小时、黑龙江1170小时。

前三季度，全国弃光电量约34.3亿千瓦时，平均弃光率1.7%，同比下降0.2个百分点。弃光主要集中在西藏、青海和新疆，其中，西藏弃光电量1.0亿千瓦时，弃光率8.7%，同比下降11.9个百分点；青海弃光电量9.4亿千瓦时，弃光率7.0%，同比上升1.2个百分点；新疆弃光电量5.6亿千瓦时，弃光率4.5%，同比下降4.4个百分点。

4.生物质发电建设和运行情况

前三季度，生物质发电新增装机247万千瓦，累计装机达到2617万千瓦，同比增长20.3%；2020年前三季度生物质发电量958亿千瓦时，同比增长19.1%，继续保持稳步增长势头。累计装机排名前五位的省份是山东、广东、江苏、浙江和安徽，分别为323万千瓦、276万千瓦、216万千瓦、209万千瓦和204万千瓦；新增装机较多的省份是河南、广东、山东、江西和安徽，分别为43万千瓦、30万千瓦、25万千瓦、19万千瓦和15万千瓦；年发电量排名前五位的省份是广东、山东、江苏、浙江和安徽，分别为120亿千瓦时、115亿千瓦时、92亿千瓦时、82亿千瓦时和82亿千瓦时。

来源：节选自”国家能源局“

2020年三季度全国新能源电力消纳评估分析

来源：微信公众号“全国新能源消纳预警中心”（国家能源局指导）

◆◆摘 要◆◆

本季度开发运行情况

风电、光伏装机增速大幅提升，截至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。

本季度消纳利用评估

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

四季度风电和光伏集中并网需求较大，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。

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。

进入供暖季后“三北”地区风电消纳情况需加以关注。

01本季度开发运行情况

风电三季度装机增速加快，海上风电装机增速放缓。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%。

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。

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。