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​风电利用率96.5%!2020年全国弃风电量166.1亿千瓦时

日期:2021-02-10    来源:全国新能源消纳监测预警中心

能源资讯中心

2021
02/10
09:52
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关键词: 弃风电量 新能源利用率 光伏发电利用率

2020年全国弃风电量166.1亿千瓦时,风电利用率96.5%,同比提升0.5个百分点;弃光电量52.6亿千瓦时,光伏发电利用率98.0%,与去年基本持平。《清洁能源消纳行动计划(2018-2020年)》提出的全国及重点省份2020年新能源利用率目标全面完成。

四季度全国新能源消纳利用水平整体较高,但新能源利用率同比有所降低。四季度,全国弃风电量49.7亿千瓦时,同比上升23.3%,风电利用率96.3%,同比下降0.3个百分点;弃光电量18.3亿千瓦时,同比上升38.6%,光伏发电利用率97.0%,同比下降0.6个百分点,新能源消纳利用水平整体较高。

2020年各区域消纳情况

四季度三北部分地区由于新能源新增装机较多,弃电率有所上升;中东部和南方地区总体消纳情况较好。

1、华北地区

四季度弃风率同比下降0.9个百分点至5.6%,弃光率同比上升1.3个百分点至2.9%。四季度,华北地区合计弃风电量22.8亿千瓦时,区内平均弃风率5.6%,同比下降0.9个百分点;区内合计弃光5.1亿千瓦时,区内平均弃光率2.9%,同比上升1.3个百分点,消纳情况整体较好。

2020年,华北地区平均弃风率4.8%、弃光率2.0%,与去年基本持平。其中,北京、天津四季度基本无弃电问题。

河北、山西、山东四季度新能源新增装机较多,弃电率有所上升。其中,三省风电新增装机分别为524、545、261万千瓦,弃风率分别为7.2%、3.5%、7.1%,分别同比上升0.3、1.7、7.0个百分点;

光伏新增装机分别为491、73、320万千瓦,弃光率分别为1.8%、5.3%、1.1%,分别同比上升0.8、5.0、1.1个百分点。

2、蒙西

新能源消纳情况有所好转,四季度弃风、弃光率分别为4.9%、4.8%,分别同比降低6.7、1.9个百分点。

3、西北地区

四季度弃风率和弃光率分别同比上升3.3和0.5个百分点,至8.4%和7.9%。四季度,西北地区合计弃风电量19.5亿千瓦时,区内平均弃风率8.4%,同比上升3.3个百分点;

弃光电量13.0亿千瓦时,区内平均弃光率7.9%,同比上升0.5个百分点。2020年,西北地区平均弃风率6.9%、平均弃光率4.8%,同比分别下降1.5、1.1个百分点,新能源消纳情况进一步好转。

风电方面,陕西、青海、宁夏、新疆由于四季度风电新增装机较多,分别为301、321、201、351万千瓦,导致四季度弃风率分别同比上升了10.4、2.9、1.6、2.1个百分点至10.4%、8.6%、3.8%、11.2%。

甘肃由于今年四季度来风偏大,弃风率同比上升3.2个百分点至6.7%。光伏方面,青海得益于青豫直流建成投运,在四季度光伏新增装机410万千瓦的情况下,弃光率同比下降0.4个百分点至12.6%。

新疆由于四季度光伏新增装机较多,为180万千瓦,导致四季度弃光率同比上升了3.5个百分点至5.1%。

4、东北地区

四季度弃风率同比上升0.7个百分点至2.2%,基本无弃光。四季度,东北地区合计弃风电量5.2亿千瓦时,平均弃风率同比上升0.7个百分点至2.2%,保持在较低水平。2020年,区内弃风率同比降低0.5个百分点至1.6%。东北地区基本无弃光,新能源消纳利用持续保持较好水平。

5、中东部和南方地区

总体消纳情况较好。四季度,中东部和南方地区弃风2.1亿千瓦时,弃光0.1亿千瓦时。河南、湖南四季度风电新增装机分别为658、145万千瓦,由于新增装机较多,出现少量弃风。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。

2020年消纳情况改善原因分析

1、四季度全社会用电量增速较快,为新能源消纳创造有利条件。

2020年全国全社会用电量75110亿千瓦时,同比上升3.1%。其中,四季度全国全社会用电量为20976亿千瓦时,同比增长8.1%,较三季度提高2.3个百分点。第二产业用电仍是拉动电力消费增长的主力,10月、11月增速较快,分别为7.7%、9.9%,12月增速有所放缓,为5.9%。分地区来看,四季度华中、华东、南方地区用电增速高于全国平均水平。2020年,除北京、天津、湖北、宁夏外,各省区用电量均实现正增长,其中云南(11.8%)、四川(8.7%)、甘肃(6.8%)、内蒙古(6.8%)、西藏(6.3%)、广西(6.2%)、江西(5.9%)、安徽(5.5%)8个省区的用电量增速超过5%。

2、多地积极探索储能等灵活调节资源促进新能源消纳的新机制。

国家能源局西北监管局发布《青海省电力辅助服务市场运营规则(征求意见稿)》,满足10MW/20MWh以上、具备AGC功能等条件的发电企业、用户侧或电网侧储能电站可以参与辅助服务市场。

宁夏发改委印发《关于加快促进自治区储能健康有序发展的指导意见(征求意见稿)》,鼓励储能以独立身份参与市场交易,通过市场发现储能价格。

国家能源局山东监管办发布《山东电力辅助服务市场运营规则(试行)(2020年修订版)》,明确5MW/10MWh以上的独立储能设施、集中式新能源场站配套储能设施等可以参与调峰辅助服务,价格上限按照火电机组降出力调峰价格上限执行。

国家能源局江苏监管办公室印发《江苏电力市场用户可调负荷参与辅助服务市场交易规则(试行)》,探索用户可调负荷参与辅助服务市场。

国家能源局湖南监管办公室印发《湖南省电力辅助服务市场交易规则(征求意见稿)》,明确鼓励符合相关技术标准的储能服务提供商、调相服务提供商和用电企业进入市场交易。

3、多地试点开展虚拟电厂调峰等促进新能源消纳的新模式。

浙江电网实施虚拟电厂辅助电网调峰试点,远程控制丽水绿色能源虚拟电厂辅助电网调峰43万千瓦,有效提升浙江电网调节能力。

江苏省国庆假期实施填谷电力需求响应,累计填谷1340万千瓦,促进清洁能源消纳8690万千瓦时,有效缓解假期负荷低谷时段清洁能源消纳压力。

山西省正式启动“新能源+电动汽车”智慧能源试点,旨在有效解决弃风弃光问题,降低电动汽车用电成本,促进低碳环保出行。

4、促进清洁能源消纳的重大工程取得新进展。

内蒙古锡林郭勒盟清洁能源特高压外送汇集工程全面投产并网。该工程为当地36个风电场提供稳定的电力外送通道,每年可增加风电清洁能源外送175亿千瓦时。

青海—河南±800千伏特高压直流工程正式投运,将为促进新能源大规模外送消纳创造有利条件。安徽绩溪抽水蓄能电站6台机组全部并网,总装机容量180万千瓦。

2021年一季度消纳形势研判

1、2021年风电和光伏仍有较大的集中并网需求。

习近平主席提出“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值,努力争取2060年前实现碳中和”的国际承诺,我国能源革命将以低碳为主线提速推进,2021年是实现碳达峰的开局之年,预计我国新能源将开启新一轮开发建设高峰。

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2019年1月1日至2020年底前核准的陆上风电项目,2021年底前仍未完成并网的,国家不再补贴。

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。《关于公布2020年风电、光伏发电平价上网项目的通知》(发改办能源〔2020〕588号)明确光伏发电平价项目须于2021年底前并网。因此2021年仍存在大量风电、光伏发电项目集中并网的需求。

2、全国大部分地区风速和水平面总辐照量随月份呈增大趋势。

根据中国气象局预测,风能资源方面,2021年一季度随着月份递增,全国大部地区风速呈增大趋势,风速在3.6m/s~7.2m/s之间。风速低值区一般位于新疆西部和中部、西藏南部、西南地区东北部和南部等地,平均风速一般低于4.0m/s;风速高值区主要位于东北、西北东部的部分地区、青藏高原、川西高原、云贵高原等地,平均风速达到6.0m/s以上。

太阳能资源方面,2021年一季度全国大部地区平均水平面总辐照量呈现逐月增加的趋势。平均水平面总辐照量低值区主要位于四川东部、重庆、贵州等地;高值区主要位于西北地区东部(青海、甘肃中北部)、西藏中部、云南西部等地。

3、2020年四季度新能源并网规模较大,预计2021年一季度弃电率有所上升。

2020四季度部分地区新能源新增装机规模较大,考虑到春节等节假日用电低谷原本就是新能源消纳困难时期,加之供暖季系统调峰能力受限,2021年一季度新能源消纳面临较大压力,弃风弃光率预计短期有一定上升。

4、部分地区需重点关注消纳问题,合理安排并网投产时序,充分挖掘源网荷储调节潜力。

2020四季度陕西、山东、山西由于新能源新增装机规模较大,弃电率同比有较大增长,建议2021年一季度做好新增项目并网投产时序的合理安排,充分挖掘源网荷储调节潜力,落实消纳条件。

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,需进一步提升新能源跨省区外送能力、加强省内网架结构、推动电力辅助服务机制实施,促进新能源消纳。

青海需进一步提升青海-河南特高压输电通道送电能力、加强配套新能源并网送出工程建设,缓解弃风弃光问题。

河北北部局部地区新能源送出受限,需要进一步加强网源协调工程建设力度。


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