風電平價上網：路在何方？

「十三五」電力發展規劃中明確提出2020年實現風電平價上網的目標。今年5月,國家能源局下發了《關於開展風電平價上網示範工作的通知》要求，「各省遴選1～2個項目，今年6月30日前上報;示範項目的上網電價按當地煤電標杆上網電價執行，相關發電量不核發綠色電力證書;項目建成后電網要及時與風電開發企業簽訂購售電合同，確保風電平價上網示範項目不限電;利用已有跨省跨區輸電通道外送的示範項目須由項目投資方落實好消納市場，並簽署購電協議後方可開工建設」。示範工作看上去更像是對2020年風電平價上網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的關鍵

基於項目層面的分析，我們選擇了內蒙古、甘肅、吉林、廣東四個典型省份的風電項目進行經濟性測算，試圖回答這些問題。結果表明，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電成本分別為0.5元、0.85元、0.72元和0.55元。與煤電標杆上網電價相比，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，與當地煤電標杆上網電價尚有較大差距。需要指出的是，此測算對應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。此處我們假設像光伏領跑者這樣的競爭性項目配置方式，可有效發現真實單位投資成本。當然，這是一個很強而未必有可行性的假設。

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。從分析結果來看，即使是在理想情境下，測算出的樣本地區2020年的風電度電平準化成本依然比2016年這些地區的實際火電標杆電價高出約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，四省份基本可實現風電平價上網。

綜上，從風電項目本身而言，實現平價上網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於度電成本的降低，針對可再生能源「融資難、融資貴」的痛點，構建綠色金融體系，通過綠色產業基金、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、接入成本和財務費用都占較大比重。風機機組成本在現有技術路線和技術水平下，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，發揮聯動效應。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，地方政府的規範操作是促使風電成本下降、保障平價上網的前提與保障。

解決棄風問題要從系統角度做好頂層設計

上述分析說明，降低棄風率是實現風電平價上網的關鍵，國家有關部門為此做了大量的工作。數據顯示，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」地區整體改善的同時，東部地區部分省份，如江蘇、浙江、安徽等，以及西部地區部分省份，如青海、陝西等，風電平均利用小時數卻出現下滑現象。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，挑戰巨大。

近期西北能監局發布的 《西北區域新能源發展規劃及運行監管報告》(以下簡稱《報告》)，深入地研究了西部電網的可再生能源接納能力。總的結論是，在當前的負荷水平、電源結構和規劃的送出通道能力下，西部各省電網能夠接納的可再生能源規模有限。調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，調峰能力是最關鍵的限制因素。

因此，解決棄風問題，必須從系統的角度做好頂層設計。

靈活性改造是當前保障可再生能源併網的主要手段。特別是在東北地區，靈活性改造和輔助服務市場化改革，確實對促進煤電運行方式調整，促進可再生能源消納，發 揮了重要貢獻。但是，若一方面繼續大上煤電推高常規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電功率都大於系統最小負荷時，僅通過靈活性改造是無能為力的。這時，需要頻繁地採用煤電啟停調節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。

西北能監局在《報告》中提出的政策建議，可謂切中要害。電力系統靈活性是電源、電網、需求和系統運行綜合集成的結果，因此可再生能源規劃應當是包括電源、電網、用戶在內的電力系統整體規劃。首先需要其他電源具備和新能源發展規模相匹配的靈活調節能力。一方面，需要將調節靈活性納入電源規劃的考慮範圍：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，要轉變煤電發展思路，把調節能力以及火電與系統負荷的匹配關係納入規劃考量範疇。另一方面，需要轉變傳統的以電力電量平衡為依據的電源規劃方法，加強新能源出力特性分析，採用國際上廣泛使用的基於概率理論的新型電力系統規劃方法，對新能源的接納能力進行有效評估，避免新能源盲目上馬。

促進網源規劃協調是另一重要措施。明 確新能源在電力系統中的地位，督促電網企業在總體規劃中為近期和遠期新能源發展創造足夠的發展空間，變被動調整為主動適應性規劃，並及時公布電網對新能源的接納能力;督促發電企業在電源規劃中與電網規劃中長期發展思路保持一致，引導新能源規劃理性進行;對於大型新能源發電基地，提前做好促進新能源消納的電網規劃和市場消納方案。與此相關的重點是，要把控好電源和電網建設的時序配合。「十三五」期間應該從監督機制、規劃內容上解決新能源發電和電網建設時序的銜接問題，切實有效地推進新能源和電網前期工作協調一致。

電源結構優化、電源規劃和建設與電網的協調配合，都需要較長的周期才能發揮作用。而短期內就可以發力的，是改變系統調度運行的方式。當前，年度計劃和與之配套的「三公」調度造成了常規機組運行方式的僵化。相比之下，國際最佳實踐是系統運營結構較為頻繁地根據系統的實際情況調整調度決定。實時調度以每五分鐘為單位，做出安全約束條件的機組組合和調度決定。這樣的調度機制保證了電力系統能夠在預留足夠的發電容量以保障系統穩定性的同時，提高可再生能源的併網水平。而發電廠的機組組合和調度是由年度發電計劃以及中長期的電力雙邊合同決定的，這些調度決定在日間和實時沒有根據實際風電出力的變化動態調整。

風電普遍實現平價上網才是最終目的

示範工作可以為探索風電平價上網問題提供實證，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。在「三北」地區棄風率居高不下、而東部南方地區棄風率有升高苗頭的現實背景下，企業對示範項目可能會左右為難。只有在風電利用效率較高、而所在地區煤電上網電價水平也較高的地區，企業才可能有積極性申報示範項目。但一個不可迴避的現實是，一兩個項目無棄風平價上網只是示範，普遍實現平價上網才是終極目標。

有關部門必須系統剖析風電平價上網背後的驅動因素，並著力去解決好棄風、運作成本、融資成本等痛點問題，才能為實現風電平價上網創造適宜的環境和條件。