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国际能源署IEA也曾提出过类似观点,并认为下一代风电光伏的研发重点应该放在降低电网级成本上。IEA认为,如果某类电源/技术在自身发电的同时还需要其他电源或电网协调,这样的成本应该算在该类电源/技术的总成本之中。反之,则应扣减。
结合以上分析和我国实际,其实可以得出如下发电项目系统成本公式:
度电系统成本=度电发电成本+度电电网附加成本+度电环境成本
对于风电项目来说,度电发电成本可以用LCOE代替;电网附加成本目前主要指调峰、调频等辅助服务;环境效应为正,绿证、碳交易属于收入而非成本,暂不考虑,则公式可以进一步修正为:
风电项目度电系统成本=LCOE+度电辅助服务成本
以我国开展调峰服务时间最长、力度最大的东北电网区域为例,相同的风电项目,以度电系统价值和LCOE两个指标来分别评估,可能得出不同的最优方案。这也和目前调峰制度中存在诸多不合理之处有关。
一是调峰费单价过高。根据2018年12月底国家能源局东北能监局发布的《东北电力辅助服务市场运营规则(暂行)》,调峰机组负荷率分为两档进行阶梯式报价,负荷率在40%以上的调峰需求报价区间为0-0.4元/kwh;负荷率低于40%的报价区间为0.4-1元/kwh。实际上,2018年东北全网有偿调峰辅助52.39亿kwh,合计补偿费用27.68亿元,折算调峰费单价0.528元/kwh。
而同期,东北电网黑吉辽三省脱硫标杆火电电价平均为0.37元/kwh,蒙东地区火电标杆电价仅为0.30元/kwh,除了存量含补贴的风电光伏项目外,未来大多数采用平价上网的风电光伏项目电价也将低于0.4元/kwh的调峰单价。可以说通过调峰方式腾出发电空间而增加的发电量和限电缓解,只是虚假的繁荣,实际上“发一度赔一度”。
另一方面,调峰费的分摊机制不尽合理。调峰费的分摊包括三个层面。初次分摊是由参与调峰分摊的各类机组全口径电量分摊,而不是实际调峰产生的增量电量中分摊,并未真正做到“谁调峰谁受益”,对于没有在调峰期间发电的机组有失公允。而再次分摊中在不同电源上设置了承担分摊费用的上限,风电承担的比例(总发电量*月结电价*80%)远高于其他电源(火电、光伏的分摊比例上限为总发电量*月结电价*25%,核电分摊比例上限为分摊电量*月结电价*25%),对行业存在明显歧视。
从供需角度来看,仅将发电侧LCOE拿来与其他电源比较,风电光伏项目仿佛将在A点已经具有竞争力,但实际上,叠加调峰成本后,风电项目真实度电成本在在B点。AB两点之间的差额目前没有得到良好的测算和预期,是投资决策时点的巨大盲点。
•结论与建议:
从电改形势来看,目前全国各地均在开展调峰调频辅助服务工作,相关费用将会成为风电投资必须面对和纳入投资决策考虑的问题。
对于风机厂家来说,风电项目友好易用的目标应该使自身向传统能源看齐,稳定出力,降低调峰需求。
对于投资人来说,从费用分摊方式来看,如未来仍以全口径电量分摊,大多数北方限电地区风电项目每年应多考虑约度电0.05元-0.1元/kwh的当期调峰费用支出。
而如果分摊政策能够有所调整,以调峰电量承担调峰费用,投资人和风机厂家应该在风机发电能力和售电策略上有所调整,寻找综合回报最高的机型和运行策略,即系统成本最低方案而非LCOE最低或发电量最高方案。风电投资商还可以在条件成熟的省份和时间,综合考虑在项目端加装储能设备、寻找自发自用负荷、外购调峰服务三者中的最佳方案。
表2 超额电量分摊模式下风电项目发电收入-调峰费净收入敏感性分析
(假设含税电价0.6元/kwh,1800小时以上超发部分需支付调峰费)
总的来说,“平价+电改”已经向传统的风电投资决策逻辑做出挑战。单方面追求发电量最高、LCOE最低已经无法顺应市场的需求,风电开发商应该更新投资逻辑,走出风场,对电力体制改革和电力供求关系有长期而深入的了解,做出最佳投资决策。
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