2022年一季度风电、光伏装机、发电量占比、消纳水平一览

: 中国电力网; 2022-05-18; 来源：全国新能源消纳监测预警中心

　　本季度开发运行情况

　　一季度风电装机稳步增长、光伏装机大幅增长，累计并网装机分别达到3.37、3.18亿千瓦。一季度风电新增装机790万千瓦，同比增长16.7%;光伏新增装机1321万千瓦，同比增长138%。

　　一季度风电、光伏发电量占比达到13.4%，同比提升0.8个百分点。一季度，全国风电、光伏累计发电量2675亿千瓦时，同比增长10.8%。

　　风电开发呈现向北方地区转移的趋势，分布式光伏装机保持快速增长。一季度，北方地区风电新增装机占全国70.2%，同比增加23.8个百分点。分布式光伏新增装机同比增长192%，占新增光伏装机总量的67.1%。

　　本季度消纳利用评估

　　一季度全国风电利用率96.8%，同比提升0.8个百分点;光伏发电利用率97.2%，同比下降0.3个百分点。一季度全国弃风电量60亿千瓦时，弃光电量24亿千瓦时。

　　一季度全国全社会用电量达到2.04万亿千瓦时，同比增长5.0%。受疫情影响，3月用电量增速有所放缓，部分省份3月用电量增速为负，对新能源消纳造成一定影响。

　　一季度有6个省级电网风电利用率低于95%，分别为新疆(94.8%)、甘肃(94.5%)、青海(94.1%)、吉林(93.8%)、陕西(93.5%)、蒙西(89.2%);3个省(区)光伏利用率低于95%，分别为蒙西(94.8%)、青海(92.1%)、西藏(75.8%)。

　　二季度消纳形势研判

　　二季度全国大部地区平均风速随月份增加呈减小趋势，平均水平面总辐照量随月份增加呈增加趋势。

　　随着国家风电光伏发电大基地项目陆续并网投产，二季度新增风光装机在北方地区的投产比重较大，部分区域消纳压力进一步加大。

　　受疫情因素影响，二季度用电量增速存在较大不确定性，部分省份用电需求预计保持在较低水平，新能源消纳压力进一步增大。

　　受国内外疫情和国际局势影响，近期光伏、储能上游原材料价格上涨，光伏行业供应成本增加，对光伏、储能开发需求起到抑制作用，需重点关注新能源开发消纳的保供稳价工作。

　　分布式光伏是国家鼓励新能源发展的重要方向，装机将继续快速增长。目前，部分地区出现地区输变电容量不足、节假日调峰消纳困难等苗头性问题，需持续关注分布式光伏并网消纳情况。

　　1. 本季度开发运行情况

　　1.1风电装机保持稳步增长，新增装机主要为陆上风电。

　　一季度，全国风电新增并网790万千瓦，同比增加16.7%。新增并网规模较大的省区主要有吉林163万千瓦、甘肃90万千瓦、山西68万千瓦。截至3月底，全国风电累计并网3.37亿千瓦，同比增加17.6%。一季度海上风电新增并网36万千瓦，受2021年底海上风电国家补贴到期影响，海上风电新增装机规模放缓，同比下降79%。

　　截至3月底各地区累计风电装机(万千瓦)及占本地区总装机比重

　　1.2风电开发呈现向北方资源富集地区转移的趋势。

　　一季度，北方地区新增风电并网555万千瓦，占全国的70.2%，同比提升23.8个百分点。随着国家大型风电光伏发电基地项目陆续建成投产，全国风电开发呈现向北方资源富集地区转移的趋势。

　　一季度各区域新增(左)、累计(右)并网风电装机(万千瓦)

　　1.3光伏一季度新增装机较去年同期大幅提高。

　　一季度，全国光伏新增并网装机1321万千瓦，同比提高138%。新增装机规模较大的省份包括河北180万千瓦、浙江164万千瓦、山东150万千瓦。截至3月底，全国光伏累计并网装机3.18亿千瓦，同比增长22.7%。

　　截至3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

　　1.4分布式光伏装机保持快速增长。

　　一季度，全国新增分布式光伏装机887万千瓦，同比增长192%，新增分布式光伏占全国新增光伏装机总量的67.1%，同比提升12.5个百分点。受地方政策引导和补贴激励等因素影响，一季度新增工商业分布式光伏装机容量为632.3万千瓦，主要分布在浙江、山东、江苏地区。截至3月底，全国累计分布式光伏装机11561万千瓦，占光伏总装机比重36.4%，与上季度相比提升1.2个百分点。

　　一季度各区域新增(左)、累计(右)并网光伏发电装机(万千瓦)

　　1.5风电、光伏发电量占比持续提升。

　　一季度，全国风电发电量1833.4亿千瓦时，同比增长6.2%;光伏发电量841.3亿千瓦时，同比增长22.2%。风电、光伏发电量占全部发电量的比重达到13.4%，同比提升0.8个百分点。

　　截至3月底累计风电发电量(亿千瓦时)及占本地区总发电量比重

　　截至3月底累计光伏发电量(亿千瓦时)及占本地区总发电量比重

　　2.本季度全国总体消纳情况

　　2.1 全国新能源消纳利用水平整体较高，风电利用率有所提升。

　　一季度，全国弃风电量60亿千瓦时，风电利用率96.8%，同比提升0.8个百分点;全国弃光电量24亿千瓦时，光伏发电利用率97.2%，同比下降0.3个百分点。

　　截至3月底全国弃风率逐月变化情况

　　截至3月底累计弃风电量(亿千瓦时)及弃风率

　　截至3月底全国弃光率逐月变化情况

　　截至3月底累计弃光电量(亿千瓦时)及弃光率

　　2.2一季度全社会用电量同比增长5.0%，3月受疫情影响用电量增速有所放缓。

　　一季度全社会用电量2.04万亿千瓦时，同比增长5.0%。其中，二产用电仍是全社会用电量的主要来源。分月份看，1-2月，全社会用电量同比增长5.8%，逆周期调节措施下宏观经济延续恢复发展态势，以及2月气温偏冷拉动电力消费增速提高;3月，受多地疫情散发影响，当月全国全社会用电量增速回落至3.5%，部分省份用电量增速为负。分地区来看，中部地区用电量同比增长9.1%，增速领先于其他地区;西藏、江西、安徽、湖北、海南5个省份全社会用电量增速超过10%。

　　一季度各区域全社会用电量同比增速情况

　　2.3促进清洁能源消纳的重大工程取得新进展。

　　一季度，雅砻江两河口300万千瓦水电站6台机组实现全部投产发电。两河口水电站年发电量约110亿千瓦时，通过科学调度、补偿调节，可增加平枯期年发电量约342亿千瓦时，超过2021年四川省全社会用电量的十分之一。山东沂蒙抽水蓄能120万千瓦电站全面投产发电。截至目前，电站全部4台机组启停共计1000余次，发电电量约3.8亿千瓦时、抽水电量约4.75亿千瓦时，运行强度较高，有力促进了山东电网清洁能源消纳。

　　3. 分区域消纳情况

　　3.1华北地区

　　一季度弃风率5.6%，同比下降1.6个百分点;弃光率3.8%，同比上升0.7个百分点。

　　一季度，华北地区合计弃风电量29.9亿千瓦时，弃光电量10.6亿千瓦时。其中，北京、天津基本无弃电问题;河北、山西、蒙西新能源弃电率有所下降，分别为3.4%、3.3%、9.5%，同比分别下降1.0、1.3、2.4个百分点;山东新能源弃电率为4.3%，同比上升1.3个百分点。

　　3.2 西北地区

　　一季度弃风率5.1%，同比下降0.6个百分点;弃光率4.6%，同比下降0.5个百分点。

　　一季度，西北地区合计弃风电量17.3亿千瓦时，弃光电量11.3亿千瓦时。其中，青海、新疆的弃电问题有明显好转，新能源弃电率分别为7.2%、4.3%，同比下降3.7、1.0个百分点;陕西、甘肃新能源弃电率分别为4.9%和4.2%，同比分别提高1.6和0.6个百分点;宁夏、西藏新能源弃电率与去年同期基本持平。

　　3.3 东北地区

　　一季度弃风率3%，同比上升0.1个百分点;弃光率1.8%，同比下降1个百分点。

　　一季度，东北地区合计弃风电量为9.2亿千瓦时，弃光电量为1.1亿千瓦时。其中，蒙东、辽宁新能源弃风率有所好转，分别为2.5%和1.5%，同比下降0.5、0.9个百分点;吉林、黑龙江新能源弃风率分别为5.2%和3.0%，同比升高2.0、1.5个百分点。

　　3.4 中东部和南方地区

　　一季度新能源总体消纳情况较好。

　　除河南和贵州以外，其他地区不存在弃风和弃光问题。河南、贵州新能源弃电率分别为3.2%、1.0%，同比提升2.6、0.6个百分点。

　　4.重点省份消纳情况分析

　　4.1 消纳情况显著好转的省份

　　青海。一季度青海风电利用率为94.1%，同比提升6.2个百分点;光伏发电利用率为92.1%，同比提升2.2个百分点。新能源利用率为92.8%，同比提升3.7个百分点，增幅居全国首位。主要是由于拉西瓦水电站420万千瓦全容量投产，为青豫直流特高压外送通道提供了重要支撑电源，青豫直流外送绿电能力大幅提升，跨省区消纳能力也明显提高。

　　蒙西。一季度蒙西风电利用率为89.2%，同比提升2.5个百分点;光伏发电利用率为94.8%，同比下降0.7个百分点。新能源利用率为90.5%，同比提升2.4个百分点。这主要是由于一季度三北地区来风情况相比往年偏小，新能源利用小时数偏低，间接缓解了蒙西地区新能源消纳压力。

　　4.2消纳情况需重点关注的省份

　　河南。一季度河南风电利用率为96.1%，同比下降3.1个百分点;光伏发电利用率为98.7%，同比下降1.3个百分点。新能源利用率为96.8%，同比下降2.6个百分点。一方面，2021年四季度新能源集中并网规模较大，导致一季度新能源利用率下降。另一方面，一季度青豫直流送电能力提升，对本地新能源消纳空间有所影响。

　　吉林。一季度吉林风电利用率为93.8%，同比下降2.5个百分点;光伏发电利用率为97.8%，同比下降0.8个百分点。新能源利用率为94.8%，同比下降2.0个百分点。一方面是由于疫情影响，吉林省用电需求明显降低，特别是3月份全社会用电量同比降低1.4%。另一方面，一季度新能源新增并网规模达到163万千瓦，在本地消纳空间受限的情况下，新能源利用率有所下降。

　　5. 2021年消纳责任权重执行情况分析

　　5.1全国情况

　　2021年，全国可再生能源发电量24883亿千瓦时，实际消纳量24438亿千瓦时，占全社会用电量比重29.4%，比2020年同比增长0.6个百分点，与2021年下达的消纳责任权重指标持平。2021年，全国非水电可再生能源电力消纳量11403亿千瓦时，占全社会用电量比重13.7%，同比增长2.3个百分点，超出2021年下达的消纳责任权重指标0.8个百分点。

　　2021年，受国内经济较快增长、外贸出口快速增长等因素拉动，全国全社会用电量达到8.31万亿千瓦时，同比增长10.3%。同时受汛期主要流域降水偏少等因素影响，水电发电量13401亿千瓦时，同比下降1.1%。在两方面因素的影响下，能够如期完成2021年消纳责任权重，主要受益于风电和光伏等非水可再生能源的快速发展，成绩来之不易。

　　5.2分省情况

　　从总量消纳责任权重来看，考虑超额消纳量交易后，除西藏免除考核外，28个省(区、市)完成了704号文明确的最低总量消纳责任权重，其中13个省(区、市)达到了激励值;甘肃、新疆2个省(区)未完成最低总量消纳责任权重，分别相差2.6和1.8个百分点。

　　从非水消纳责任权重来看，考虑超额消纳量交易后，除西藏免除考核外，29个省份完成了704号文明确的最低非水消纳责任权重，其中19个省(区、市)达到了激励值;新疆1个省(区)未完成最低非水消纳责任权重，相差0.6个百分点。

　　甘肃未完成主要是由于本地主要流域来水偏枯，水电发电量减少54亿千瓦时，同比降低10.6%。新疆未完成主要是2021年新疆全社会用电量增速同比达到13.8%，高出预期7个百分点，同时全年外送可再生能源电量332亿千瓦时，比预期高11%。

　　6. 二季度消纳形势研判

　　6.1二季度全国大部地区平均风速随月份增加呈减小趋势，平均水平面总辐照量随月份增加呈增加趋势。

　　4-6月，在风能方面，全国大部分地区平均风速呈减小趋势，风速高值区域较一季度有所减少。特别是对于东北、西北地区，风电利用小时数将进一步下降。在太阳能方面，全国大部分地区水平面总辐射量呈现明显增加趋势，平均水平面总辐射量高值区主要位于新疆、甘肃、内蒙，低值区主要位于上海、浙江。全国大部分地区平均水平面总辐照量与常年同期接近。

　　6.2随着国家风电光伏发电大基地项目并网投产，二季度新增风光装机在北方地区的投产比重较大，部分区域消纳压力进一步加大。

　　特别是新疆、甘肃、青海、内蒙、宁夏、陕西等省份，集中式风电光伏装机将大幅增加，风光发电量占比将进一步提升。但新能源电量以就地消纳和依托存量通道外送为主，消纳压力进一步增大，需重点关注这些省份的新能源利用水平。

　　6.3受新冠疫情因素影响，二季度用电量增速存在不确定性，新能源消纳压力进一步增加。

　　由于新冠疫情在国内呈多地散发趋势，二季度部分省份用电需求预计仍保持较低水平，需重点关注这些地区的新能源消纳水平。

　　6.4受国内外疫情和国际局势影响，近期光伏、储能上游原材料价格上涨，整个光伏行业供应成本增加，对光伏、储能建设开发起到一定抑制作用，需重点关注新能源开发的保供稳价工作。

　　一季度以来，由于硅料等原材料价格上涨，尤其是单晶复投料市场价格3月31日达到24.9万元/吨，同比提升近89%，叠加一季度光伏下游产能扩张过快，导致整个光伏行业供应成本增加。同时，储能行业锂材料需求大增，加之部分原材料价格上升，尤其是碳酸锂价格在3月31日达到50万元/吨，同比提高近465%，进一步拉升储能行业开发成本。建议下一步重点关注新能源开发的保供稳价工作。

　　6.5分布式光伏是国家鼓励新能源发展的重要方向，装机将继续快速增长。目前，部分地区出现地区输变电容量不足、节假日调峰消纳困难等苗头问题，需持续关注分布式光伏并网消纳情况。

　　黑龙江、山东、河北、广东、湖南等部分地区出现了一定的分布式光伏的电网接入和消纳问题，建议下一步从电力系统整体角度出发，统筹谋划，从源网荷储各个环节提出具体提升措施，促进分布式光伏并网消纳。