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。
