11月26日，全国新能源消纳监测预警中心发布了2022年三季度全国新能源电力消纳评估分析，同时总结
截至9月底的
全国风电累计装机及各省情况：
截至9月底，全国风电累计装机3.48亿千瓦，同比增加17%。
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
截至9月底，全国光伏累计装机3.58亿千瓦，同比增加28.9%。
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
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
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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