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新能源发电量增加对缓解迎峰度夏期间用电压力起到积极作用。 今年迎峰度夏期间，光伏发电午高峰全国出力超过1.5亿千瓦，为午间负荷高峰时段提供有效电力支撑。
大型风光基地项目建设并网工作稳步推进。 第一批大型风光基地项目已全部开工建设，预计在2022和2023年陆续并网；部分第二批大基地项目已开工； 第三批大基地项目正式启动申报，预计不晚于明年上半年开工建设，2024年底前并网。源网荷储、离网制氢及100%消纳项目成为部分省份第三批风光基地的优先申报项目。 第三批风光基地同样以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点，部分省份延伸至石油气田、采煤沉陷区、石漠化、盐碱地等， 第三批大基地开发的参与主体更为集中。
清洁能源跨区配置能力不断提升。 “三交九直”特高压输电工程正加紧开展前期工作。其中宁夏-湖南、陇东-山东、金上-湖北、哈密南-郑州特高压工程已进入可行性研究阶段，其余8项特高压工程处于预可研阶段。昌吉—古泉±1100千伏特高压直流输电工程输送功率创世界直流输电工程输送功率之最。
电力现货市场运行推动新能源消纳水平提升。 蒙西地区电力现货市场于2022年6月1日正式启动试运行，作为国内第一批电力现货试点地区， 蒙西地区在国内首次实现新能源无差别参与现货市场， 电力现货市场对于促进新能源消纳的积极作用初步显现。
新能源配置储能利用率偏低等问题引起行业关注。 能源配套储能在弃电期间大多一天一充一放运行， 个别项目存在仅调用部分储能单元、甚至基本不调用的情况。 根据中电联统计，新能源配套储能的等效利用系数仅为6.1%。同时，新型储能在发挥新能源电站安全可靠替代方面的作用尚未充分发挥。建议进一步建立健全新型储能调度规则，明确新能源配套新型储能的调度方式。
新型电力系统中新能源装机电量占比不断创历史新高。 甘肃省新能源单日发电量首次突破3亿千瓦时，超过当日全网总发电量的53%，创历史新高
1.1 三季度光伏装机保持大幅增长，新增装机以分布式光伏为主。
截至9月底，全国光伏累计装机3.58亿千瓦，同比增加28.9%。三季度，全国光伏新增装机2175万千瓦，同比增加101.5%。 新增装机规模较大的省区主要有河北337万千瓦、山东244万千瓦、河南230万千瓦、浙江215万千瓦。 新增装机以分布式光伏为主，分布式光伏新增装机1567.5万千瓦，占全国光伏新增装机比重达到72.1%。
截至9月底各地区光伏累计装机（万千瓦）及占本地区总装机比重
1.2 光伏开发主要集中在华北、华东地区，与分布式光伏开发布局一致。
三季度，华北、华东地区光伏新增装机1237万千瓦，占全国光伏新增装机比重为56.9%。其中，华北、华东地区分布式光伏新增装机1027万千瓦，占全国分布式光伏新增装机比重为65.5%。
三季度各区域光伏新增（左）、累计（右）装机（万千瓦）
1.3 三季度风电装机保持稳步增长，新增装机主要为陆上风电。
截至9月底，全国风电累计装机3.48亿千瓦，同比增加17%。三季度，全国风电新增装机533.9万千瓦，同比增加0.72%。新增装机规模较大的省区主要有河北137万千瓦、蒙西60万千瓦、陕西49万千瓦、广东49万千瓦。风电新增装机以陆上风电为主，陆上风电新增装机477.4万千瓦，占全国风电新增装机比重达到89.4%。海上风电新增装机56.5万千瓦，主要布局在广东、浙江地区。
截至9月底各地区风电累计装机（万千瓦）及占本地区总装机比重
1.4 风电开发持续向北方地区转移。
三季度，北方地区风电新增装机413万千瓦，同比增长65.3%，占全国风电新增装机比重达到77.3%，同比提升30个百分点。
三季度各区域风电新增（左）、累计（右）装机（万千瓦）
1.5 风电、光伏发电量占比稳步提升。
三季度，全国风电发电量达到1581亿千瓦时，同比增长26.5%；光伏发电量达到1238亿千瓦时，同比增长40.6%。今年以来，全国风电、光伏发电量达到8727亿千瓦时，同比增长21.5%；占全部发电量比重达到13.9%，同比提升2.2个百分点。
截至9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9月底累计光伏发电量（亿千瓦时）及占本地区总发电量比重
三季度风电装机稳步增长、光伏装机大幅增长，累计装机规模分别达到3.48、3.58亿千瓦。 三季度风电新增装机534万千瓦，同比增长0.72%；光伏新增装机2175万千瓦，同比增长101.5%。
今年前三季度，风电、光伏发电量占比达到13.9%，同比提升2.2个百分点。 全国风电、光伏累计发电量达到8727亿千瓦时，同比增长21.5%。
三季度风电新增并网装机以陆上风电为主，陆上风电新增装机占风电新增装机的89.4%。 陆上风电主要集中分布在北方地区；海上风电新增装机主要在广东、浙江地区。
三季度光伏新增并网装机以分布式光伏为主，分布式光伏新增装机占光伏新增装机的72%。 分布式光伏主要集中在华北、华东地区，华北、华东地区分布式光伏新增装机占全国分布式光伏新增装机比重达到65.5%。
三季度全国新能源消纳利用整体处于合理水平。风电利用率为98%，同比下降0.3个百分点；光伏利用率为99%，同比上升0.8个百分点。今年前三季度，风电累计利用率为96.5%，同比下降0.5个百分点；光伏利用率为98.2%，同比上升0.17个百分点。
今年前三季度，全国全社会用电量达到6.49万亿千瓦时，同比增长4%。三季度在稳经济政策措施逐步落地以及持续大范围极端高温天气等因素拉动下，用电量增速比二季度明显回升，为新能源消纳创造了良好条件。
三季度，20个省区新能源消纳利用率接近100%。2个地区风电利用率低于95%，分别为蒙东（91.3%）、青海（92.1%）；2个地区光伏利用率低于95%，分别为青海（91.4%）、西藏（82.2%）。
四季度北方地区大型风光基地项目陆续并网投产，且北方地区进入大风期与供暖期叠加时期，新能源消纳压力进一步增大。
2.1 全国新能源消纳利用水平整体处于较高水平。
三季度，全国风电利用率为98%，同比下降0.3个百分点；光伏利用率为99%，同比上升0.8个百分点。今年前三季度，全国风电累计利用率为96.5%，同比下降0.5个百分点；光伏利用率为98.2%，同比上升0.17个百分点。
截至9月底全国风电利用率逐月变化情况
截至9月底全国光伏利用率逐月变化情况
2.2 今年以来，全国累计全社会用电量达到6.49万亿千瓦时，同比增长4%。
其中，三季度全国全社会用电量达到2.39万亿千瓦时，同比增长6.1%。三季度在稳经济政策措施逐步落地以及持续大范围极端高温天气等因素拉动下，用电量增速比二季度明显回升，为新能源消纳创造了良好条件。其中，7-8月全社会用电量增速较快，同比分别增长6.25%和10.7%，9月全社会用电量与去年同期持平。分地区来看，华中、华东地区三季度用电增速高于全国平均水平。
三季度各区域全社会用电量同比增速情况
3.1 华北地区
华北地区三季度风电利用率为98.7%，同比下降0.4个百分点；光伏利用率为99.7%，同比提升0.2个百分点。
三季度，北京、天津、山西、山东基本无弃电问题；蒙西地区新能源利用率为98.4%，同比提升了0.6个百分点；河北新能源利用率为98.9%，同比下降0.5个百分点。
3.2 西北地区
3.3 东北地区
东北地区三季度风电利用率为95.6%，同比下降4个百分点；光伏利用率为99.6%，同比下降0.4个百分点。
三季度，蒙东、辽宁、吉林、黑龙江新能源利用率分别为92.3%、99.4%、99.4%、99.7%，同比分别下降7.2、0.5、0.4、0.3个百分点。
3.4 中东部和南方地区
中东部和南方地区三季度新能源消纳情况较好。
除湖南以外，其他地区基本无弃电问题。湖南新能源利用率为99.3%，同比下降0.5个百分点。
4.1 青海
三季度青海风电利用率为92.1%，同比提升1.9个百分点；光伏发电利用率为91.4%，同比提升11.5个百分点。新能源利用率为92.2%，同比提升10.7个百分点。新能源消纳利用水平显著提升，一方面是由于拉西瓦水电站420万千瓦全容量投运，提升了青豫直流特高压外送通道的支撑电源调节能力；另一方面，省际电网互济能力进一步提升，郭隆~武胜第三回750千伏线路工程7月建成投运，西北主网750千伏联络通道增加至7回，送受电能力均显著提升。
4.2 内蒙古
三季度蒙东地区风电利用率为91.3%，同比下降8.1个百分点；光伏发电利用率为99.3%，同比下降0.6个百分点。新能源利用率为92.3%，同比下降7.2个百分点。蒙东地区风电利用率下降明显，一方面是因为来风较好，三季度风电利用小时数同比增加111小时；另一方面是由于锡盟外送通道配套新能源弃电量目前计入蒙东地区，导致新能源利用率显著下降。三季度蒙西地区风电利用率为98.1%，同比提升0.3个百分点；光伏发电利用率为99.1%，同比上升1.2个百分点。新能源利用率为98.4%，同比提升0.6个百分点。由于蒙西地区电力现货市场于2022年6月正式运行，电力现货市场对新能源消纳的促进作用初步显现。
5、本季度行业动态
5.1 新能源发电量增加对缓解迎峰度夏期间用电压力起到积极作用。
今年迎峰度夏期间，光伏发电午高峰全国出力超过1.5亿千瓦，为午间负荷高峰时段提供有效电力支撑。特别是山东、浙江、河南等省份光伏发电与用电负荷较为匹配，光伏发电在午高峰时段发挥一定支撑作用。但在晚间时段，光伏发电等新能源出力几乎为零，新能源在晚高峰时电力替代作用有限。
5.2 大型风光基地项目建设并网工作稳步推进。
第一批大型风光基地项目已全部开工建设，预计在2022和2023年陆续并网；部分第二批大基地项目已开工；第三批大基地项目正式启动申报，预计不晚于明年上半年开工建设，2024年底前并网。根据部分省份已下发的项目申报文件，第三批风光基地同样以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点，部分省份延伸至石油气田、采煤沉陷区、石漠化、盐碱地等。第三批大基地开发的参与主体更为集中，前期进展更为有序，项目形式更加多元，将持续推动新能源大规模高比例发展。
5.3 清洁能源跨区配置能力不断提升。“三交九直”特高压工程前期工作正在加紧开展。
宁夏-湖南、陇东-山东、金上-湖北、哈密南-郑州特高压工程已进入可行性研究阶段，其余8项特高压输电工程处于预可研阶段。昌吉—古泉±1100千伏特高压直流输电工程输送功率创世界直流输电工程输送功率之最。今年三季度，华东地区受连续高温影响，用电量大幅增长。为最大程度缓解华东地区电力保供紧张局面，吉泉直流输电工程两次调增外送负荷，日输送电量达2.419亿千瓦时，创世界直流输电工程输送功率之最，充分发挥了大电网对绿色清洁能源的配置作用。
5.4 电力现货市场运行推动新能源消纳水平提升。
2022年6月1日，蒙西地区正式启动电力现货市场长周期试运行。作为国内第一批电力现货试点地区，蒙西地区在国内首次实现新能源无差别参与现货市场，充分发挥新能源边际成本低的优势，实现市场条件下的高效消纳。三季度，蒙西地区新能源消纳利用率98.4%，同比提升0.6个百分点，电力现货市场对于促进新能源消纳的积极作用初步显现。
5.5 新能源配置储能利用率偏低等问题引起行业关注。
新能源配套储能在弃电期间大多一天一充一放运行，个别项目存在仅调用部分储能单元、甚至基本不调用的情况。根据中电联统计，新能源配套储能的等效利用系数仅为6.1%。同时，新型储能在发挥新能源电站安全可靠替代方面的作用尚未充分发挥。需要进一步完善配套储能的新能源项目规划建设、调度运行、参与市场等机制。
5.6 新型电力系统中新能源装机电量占比不断创历史新高。
2022年9月，甘肃省新能源单日发电量创历史新高，首次突破3亿千瓦时，达到3.06亿千瓦时，超过当日全网总发电量的53%，风电、新能源日发电量均创历史新高。新能源目前已经发展成为甘肃省第一大电源。预计2022年西北地区新能源总装机将超火电，成为第一大电源，西北电网也将因此成为全国新能源装机第一的区域电网，建成我国首个区域新型电力系统。
6.1 四季度，全国平均风速随月份增加呈增大趋势，平均水平面总辐照量随月份增加呈减小趋势。
在风资源方面，北方地区普遍进入大风期，风速高值区主要位于东北地区、内蒙古中东部及青藏高原地区，且平均风速较常年偏高。在太阳能方面，全国大部分地区水平面总辐照量随月份增加呈现减小趋势，平均水平面总辐照量低值区主要位于贵州、重庆、黑龙江等地区，高值区主要位于青海、西藏等地区。
6.2 四季度，北方地区大型风光基地项目陆续并网投产，且北方地区普遍进入大风期，风电发电量大幅增加，消纳压力进一步增大。
同时，北方地区逐渐进入供暖季，部分火电机组承担供热任务，系统调节能力下降，为新能源高水平消纳带来挑战。建议进一步优化新能源建设时序，重点关注存量煤电机组灵活性改造和新型储能建设，持续提升电力系统灵活调节能力和新能源利用水平。