風電平價上網(wǎng)：路在何方？

我國“十三五”電力發(fā)展規(guī)劃中明確提出2020年實現(xiàn)風電平價上網(wǎng)的目標。今年5月,國家能源局下發(fā)了《關(guān)于開展風電平價上網(wǎng)示范工作的通知》要求，“各省遴選1～2個項目，今年6月30日前上報;示范項目的上網(wǎng)電價按當?shù)孛弘姌藯U上網(wǎng)電價執(zhí)行，相關(guān)發(fā)電量不核發(fā)綠色電力證書;項目建成后電網(wǎng)要及時與風電開發(fā)企業(yè)簽訂購售電合同，確保風電平價上網(wǎng)示范項目不限電;利用已有跨省跨區(qū)輸電通道外送的示范項目須由項目投資方落實好消納市場，并簽署購電協(xié)議后方可開工建設(shè)”。示范工作看上去更像是對2020年風電平價上網(wǎng)可行性和可能性進行的一次摸底。

降低棄風率、融資成本和運作成本是平價上網(wǎng)的關(guān)鍵

基于項目層面的分析，我們選擇了內(nèi)蒙古、甘肅、吉林、廣東四個典型省份的風電項目進行經(jīng)濟性測算，試圖回答這些問題。結(jié)果表明，在2016年單位投資造價水平和各省份實際棄風水平下，四省份風電的度電平準化發(fā)電成本分別為0.5元、0.85元、0.72元和0.55元。與煤電標桿上網(wǎng)電價相比，即便在煤電價格最高的廣東(0.45元/千瓦時)尚有0.1元的差距，而內(nèi)蒙古、甘肅、吉林的價差則分別達到了0.21元、0.55元和0.35元。高棄風率顯然是風電成本高企的主要原因。除廣東無棄風外，內(nèi)蒙古、甘肅和吉林三個省份2016年的棄風率分別是21%、43%和30%。即便完全無棄風，內(nèi)蒙古、甘肅和吉林三省份風電的度電平準化成本分別是0.375元、0.416元和0.47元，與當?shù)孛弘姌藯U上網(wǎng)電價尚有較大差距。需要指出的是，此測算對應(yīng)的風電單位投資成本分別是每千瓦6400元、6600元、6900元和7300元，比國家可再生能源中心披露的2014年全國風電平均造價水平(8600元/千瓦)要低得多。此處我們假設(shè)像光伏領(lǐng)跑者這樣的競爭性項目配置方式，可有效發(fā)現(xiàn)真實單位投資成本。當然，這是一個很強而未必有可行性的假設(shè)。

展望2020年，在最樂觀的情景下，即棄風率按5%計算融資成本則由6%降至4%，內(nèi)蒙古、甘肅、吉林和廣東四省份風電度電平準化成本將分別降低到0.36元、0.40元、0.45元和0.52元。與2016年情況相比，兩個點融資成本的降低可為風電帶來約3分錢 的成本降幅，而棄風率的大幅降低導致內(nèi)蒙古、甘肅和吉林風電成本每千瓦時分別降低0.11元、0.41元和0.23元。從分析結(jié)果來看，即使是在理想情境下，測算出的樣本地區(qū)2020年的風電度電平準化成本依然比2016年這些地區(qū)的實際火電標桿電價高出約0.1元。但如果進一步考慮當前煤電過剩下利用小時的進一步惡化，超低排放改造以及碳市場運行帶來的成本上升壓力，四省份基本可實現(xiàn)風電平價上網(wǎng)。

綜上，從風電項目本身而言，實現(xiàn)平價上網(wǎng)的路徑主要有三：一是切實降低棄風率。二是降低融資成本。根據(jù)我們的測算，融資成本下降2個百分點可導致風電度電平準化成本下降約3分錢。因此，更低的融資成本有助于度電成本的降低，針對可再生能源“融資難、融資貴”的痛點，構(gòu)建綠色金融體系，通過綠色產(chǎn)業(yè)基金、再貸款、貼息等方式，大幅降低可再生能源項目的融資成本，可加速風電平價上網(wǎng)之路。三是風電投資中，除去機組成本，土地成本、工程安裝成本、接入成本和財務(wù)費用都占較大比重。風機機組成本在現(xiàn)有技術(shù)路線和技術(shù)水平下，進一步下降的空間已然有限，而進一步降低投資成本需要綜合施策，發(fā)揮聯(lián)動效應(yīng)。例如，地方政府的各種收費與攤派，在正常土地成本上的各種變相收費，已成為推高風電投資成本的重要因素。因此，地方政府的規(guī)范操作是促使風電成本下降、保障平價上網(wǎng)的前提與保障。

解決棄風問題要從系統(tǒng)角度做好頂層設(shè)計

上述分析說明，降低棄風率是實現(xiàn)風電平價上網(wǎng)的關(guān)鍵，國家有關(guān)部門為此做了大量的工作。數(shù)據(jù)顯示，今年一季度風電消納有改善的跡象：全國風電平均利用小時數(shù)468小時，同比增加46小時;風電棄風電量135億千瓦時，比去年同期減少57億千瓦時。但在“三北”地區(qū)整體改善的同時，我國東部地區(qū)部分省份，如江蘇、浙江、安徽等，以及西部地區(qū)部分省份，如青海、陜西等，風電平均利用小時數(shù)卻出現(xiàn)下滑現(xiàn)象。因此，“十三五”期間在電力過剩局面加劇的背景下，能否根本上解決棄風棄光問題，挑戰(zhàn)巨大。

近期西北能監(jiān)局發(fā)布的 《西北區(qū)域新能源發(fā)展規(guī)劃及運行監(jiān)管報告》(以下簡稱《報告》)，深入地研究了西部電網(wǎng)的可再生能源接納能力?？偟慕Y(jié)論是，在當前的負荷水平、電源結(jié)構(gòu)和規(guī)劃的送出通道能力下，西部各省電網(wǎng)能夠接納的可再生能源規(guī)模有限。調(diào)峰能力不足和傳輸容量受限是限制可再生能源接入的兩大主要因素，除甘肅主要受傳輸容量限制外，調(diào)峰能力是最關(guān)鍵的限制因素。

因此，解決棄風問題，必須從系統(tǒng)的角度做好頂層設(shè)計。

靈活性改造是當前保障可再生能源并網(wǎng)的主要手段。特別是在東北地區(qū)，靈活性改造和輔助服務(wù)市場化改革，確實對促進煤電運行方式調(diào)整，促進可再生能源消納，發(fā) 揮了重要貢獻。但是，若一方面繼續(xù)大上煤電推高常規(guī)煤電機組在最小開機方式下的最小出力水平，另一方面僅通過靈活性改造提高調(diào)峰能力、壓低最小出力是無法解決可再生能源高效消納問題的。當煤電機組最小出力時的發(fā)電功率都大于系統(tǒng)最小負荷時，僅通過靈活性改造是無能為力的。這時，需要頻繁地采用煤電啟停調(diào)節(jié)的方式才能進一步提高消納效率。但無論是從運行效率還是經(jīng)濟性角度看，這種運行方式是否合理都有待進一步探究。

西北能監(jiān)局在《報告》中提出的政策建議，可謂切中要害。電力系統(tǒng)靈活性是電源、電網(wǎng)、需求和系統(tǒng)運行綜合集成的結(jié)果，因此可再生能源規(guī)劃應(yīng)當是包括電源、電網(wǎng)、用戶在內(nèi)的電力系統(tǒng)整體規(guī)劃。首先需要其他電源具備和新能源發(fā)展規(guī)模相匹配的靈活調(diào)節(jié)能力。一方面，需要將調(diào)節(jié)靈活性納入電源規(guī)劃的考慮范圍：在大力加強燃氣、抽蓄等靈活性電源和光熱、電池等儲能資源配置的同時，要轉(zhuǎn)變煤電發(fā)展思路，把調(diào)節(jié)能力以及火電與系統(tǒng)負荷的匹配關(guān)系納入規(guī)劃考量范疇。另一方面，需要轉(zhuǎn)變傳統(tǒng)的以電力電量平衡為依據(jù)的電源規(guī)劃方法，加強新能源出力特性分析，采用國際上廣泛使用的基于概率理論的新型電力系統(tǒng)規(guī)劃方法，對新能源的接納能力進行有效評估，避免新能源盲目上馬。

促進網(wǎng)源規(guī)劃協(xié)調(diào)是另一重要措施。明 確新能源在電力系統(tǒng)中的地位，督促電網(wǎng)企業(yè)在總體規(guī)劃中為近期和遠期新能源發(fā)展創(chuàng)造足夠的發(fā)展空間，變被動調(diào)整為主動適應(yīng)性規(guī)劃，并及時公布電網(wǎng)對新能源的接納能力;督促發(fā)電企業(yè)在電源規(guī)劃中與電網(wǎng)規(guī)劃中長期發(fā)展思路保持一致，引導新能源規(guī)劃理性進行;對于大型新能源發(fā)電基地，提前做好促進新能源消納的電網(wǎng)規(guī)劃和市場消納方案。與此相關(guān)的重點是，要把控好電源和電網(wǎng)建設(shè)的時序配合。“十三五”期間應(yīng)該從監(jiān)督機制、規(guī)劃內(nèi)容上解決新能源發(fā)電和電網(wǎng)建設(shè)時序的銜接問題，切實有效地推進新能源和電網(wǎng)前期工作協(xié)調(diào)一致。

電源結(jié)構(gòu)優(yōu)化、電源規(guī)劃和建設(shè)與電網(wǎng)的協(xié)調(diào)配合，都需要較長的周期才能發(fā)揮作用。而短期內(nèi)就可以發(fā)力的，是改變系統(tǒng)調(diào)度運行的方式。當前，年度計劃和與之配套的“三公”調(diào)度造成了常規(guī)機組運行方式的僵化。相比之下，國際最佳實踐是系統(tǒng)運營結(jié)構(gòu)較為頻繁地根據(jù)系統(tǒng)的實際情況調(diào)整調(diào)度決定。實時調(diào)度以每五分鐘為單位，做出安全約束條件的機組組合和調(diào)度決定。這樣的調(diào)度機制保證了電力系統(tǒng)能夠在預(yù)留足夠的發(fā)電容量以保障系統(tǒng)穩(wěn)定性的同時，提高可再生能源的并網(wǎng)水平。而我國發(fā)電廠的機組組合和調(diào)度是由年度發(fā)電計劃以及中長期的電力雙邊合同決定的，這些調(diào)度決定在日間和實時沒有根據(jù)實際風電出力的變化動態(tài)調(diào)整。

風電普遍實現(xiàn)平價上網(wǎng)才是最終目的

示范工作可以為探索風電平價上網(wǎng)問題提供實證，具有很重要的實踐意義。但通過分析目前的狀況來看，“十三五”期間要根本解決棄風棄光問題，是一個十分艱巨的任務(wù)。在“三北”地區(qū)棄風率居高不下、而東部南方地區(qū)棄風率有升高苗頭的現(xiàn)實背景下，企業(yè)對示范項目可能會左右為難。只有在風電利用效率較高、而所在地區(qū)煤電上網(wǎng)電價水平也較高的地區(qū)，企業(yè)才可能有積極性申報示范項目。但一個不可回避的現(xiàn)實是，一兩個項目無棄風平價上網(wǎng)只是示范，普遍實現(xiàn)平價上網(wǎng)才是終極目標。

有關(guān)部門必須系統(tǒng)剖析風電平價上網(wǎng)背后的驅(qū)動因素，并著力去解決好棄風、運作成本、融資成本等痛點問題，才能為實現(xiàn)風電平價上網(wǎng)創(chuàng)造適宜的環(huán)境和條件。

(作者系華北電力大學經(jīng)濟與管理學院教授)