风电平价上网：路在何方？

我国“十三五”电力发展规划中明确提出2020年实现风电平价上网的目标。今年5月，国家能源局下发了《关于开展风电平价上网示范工作的通知》要求，“各省遴选1～2个项目，今年6月30日前上报；示范项目的上网电价按当地煤电标杆上网电价执行，相关发电量不核发绿色电力证书；项目建成后电网要及时与风电开发企业签订购售电合同，确保风电平价上网示范项目不限电；利用已有跨省跨区输电通道外送的示范项目须由项目投资方落实好消纳市场，并签署购电协议后方可开工建设”。示范工作看上去更像是对2020年风电平价上网可行性和可能性进行的一次摸底。

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降低弃风率、融资成本和运作成本是平价上网的关键

基于项目层面的分析，我们选择了内蒙古、甘肃、吉林、广东四个典型省份的风电项目进行经济性测算，试图回答这些问题。结果表明，在2016年单位投资造价水平和各省份实际弃风水平下，四省份风电的度电平准化发电成本分别为0.5元、0.85元、0.72元和0.55元。与煤电标杆上网电价相比，即便在煤电价格最高的广东（0.45元/千瓦时）尚有0.1元的差距，而内蒙古、甘肃、吉林的价差则分别达到了0.21元、0.55元和0.35元。高弃风率显然是风电成本高企的主要原因。除广东无弃风外，内蒙古、甘肃和吉林三个省份2016年的弃风率分别是21%、43%和30%。即便完全无弃风，内蒙古、甘肃和吉林三省份风电的度电平准化成本分别是0.375元、0.416元和0.47元，与当地煤电标杆上网电价尚有较大差距。需要指出的是，此测算对应的风电单位投资成本分别是每千瓦6400元、6600元、6900元和7300元，比国家可再生能源中心披露的2014年全国风电平均造价水平（8600元/千瓦）要低得多。此处我们假设像光伏领跑者这样的竞争性项目配置方式，可有效发现真实单位投资成本。当然，这是一个很强而未必有可行性的假设。

展望2020年，在最乐观的情景下，即弃风率按5%计算融资成本则由6%降至4%，内蒙古、甘肃、吉林和广东四省份风电度电平准化成本将分别降低到0.36元、0.40元、0.45元和0.52元。与2016年情况相比，两个点融资成本的降低可为风电带来约3分钱    的成本降幅，而弃风率的大幅降低导致内蒙古、甘肃和吉林风电成本每千瓦时分别降低0.11元、0.41元和0.23元。从分析结果来看，即使是在理想情境下，测算出的样本地区2020年的风电度电平准化成本依然比2016年这些地区的实际火电标杆电价高出约0.1元。但如果进一步考虑当前煤电过剩下利用小时的进一步恶化，超低排放改造以及碳市场运行带来的成本上升压力，四省份基本可实现风电平价上网。

综上，从风电项目本身而言，实现平价上网的路径主要有三：一是切实降低弃风率。二是降低融资成本。根据我们的测算，融资成本下降2个百分点可导致风电度电平准化成本下降约3分钱。因此，更低的融资成本有助于度电成本的降低，针对可再生能源“融资难、融资贵”的痛点，构建绿色金融体系，通过绿色产业基金、再贷款、贴息等方式，大幅降低可再生能源项目的融资成本，可加速风电平价上网之路。三是风电投资中，除去机组成本，土地成本、工程安装成本、接入成本和财务费用都占较大比重。风机机组成本在现有技术路线和技术水平下，进一步下降的空间已然有限，而进一步降低投资成本需要综合施策，发挥联动效应。例如，地方政府的各种收费与摊派，在正常土地成本上的各种变相收费，已成为推高风电投资成本的重要因素。因此，地方政府的规范操作是促使风电成本下降、保障平价上网的前提与保障。

解决弃风问题要从系统角度做好顶层设计

上述分析说明，降低弃风率是实现风电平价上网的关键，国家有关部门为此做了大量的工作。数据显示，今年一季度风电消纳有改善的迹象：全国风电平均利用小时数468小时，同比增加46小时；风电弃风电量135亿千瓦时，比去年同期减少57亿千瓦时。但在“三北”地区整体改善的同时，我国东部地区部分省份，如江苏、浙江、安徽等，以及西部地区部分省份，如青海、陕西等，风电平均利用小时数却出现下滑现象。因此，“十三五”期间在电力过剩局面加剧的背景下，能否根本上解决弃风弃光问题，挑战巨大。

近期西北能监局发布的 《西北区域新能源发展规划及运行监管报告》（以下简称《报告》），深入地研究了西部电网的可再生能源接纳能力。总的结论是，在当前的负荷水平、电源结构和规划的送出通道能力下，西部各省电网能够接纳的可再生能源规模有限。调峰能力不足和传输容量受限是限制可再生能源接入的两大主要因素，除甘肃主要受传输容量限制外，调峰能力是最关键的限制因素。

因此，解决弃风问题，必须从系统的角度做好顶层设计。

灵活性改造是当前保障可再生能源并网的主要手段。特别是在东北地区，灵活性改造和辅助服务市场化改革，确实对促进煤电运行方式调整，促进可再生能源消纳，发    挥了重要贡献。但是，若一方面继续大上煤电推高常规煤电机组在最小开机方式下的最小出力水平，另一方面仅通过灵活性改造提高调峰能力、压低最小出力是无法解决可再生能源高效消纳问题的。当煤电机组最小出力时的发电功率都大于系统最小负荷时，仅通过灵活性改造是无能为力的。这时，需要频繁地采用煤电启停调节的方式才能进一步提高消纳效率。但无论是从运行效率还是经济性角度看，这种运行方式是否合理都有待进一步探究。

西北能监局在《报告》中提出的政策建议，可谓切中要害。电力系统灵活性是电源、电网、需求和系统运行综合集成的结果，因此可再生能源规划应当是包括电源、电网、用户在内的电力系统整体规划。首先需要其他电源具备和新能源发展规模相匹配的灵活调节能力。一方面，需要将调节灵活性纳入电源规划的考虑范围：在大力加强燃气、抽蓄等灵活性电源和光热、电池等储能资源配置的同时，要转变煤电发展思路，把调节能力以及火电与系统负荷的匹配关系纳入规划考量范畴。另一方面，需要转变传统的以电力电量平衡为依据的电源规划方法，加强新能源出力特性分析，采用国际上广泛使用的基于概率理论的新型电力系统规划方法，对新能源的接纳能力进行有效评估，避免新能源盲目上马。

促进网源规划协调是另一重要措施。明确新能源在电力系统中的地位，督促电网企业在总体规划中为近期和远期新能源发展创造足够的发展空间，变被动调整为主动适应性规划，并及时公布电网对新能源的接纳能力;督促发电企业在电源规划中与电网规划中长期发展思路保持一致，引导新能源规划理性进行;对于大型新能源发电基地，提前做好促进新能源消纳的电网规划和市场消纳方案。与此相关的重点是，要把控好电源和电网建设的时序配合。“十三五”期间应该从监督机制、规划内容上解决新能源发电和电网建设时序的衔接问题，切实有效地推进新能源和电网前期工作协调一致。

电源结构优化、电源规划和建设与电网的协调配合，都需要较长的周期才能发挥作用。而短期内就可以发力的，是改变系统调度运行的方式。当前，年度计划和与之配套的“三公”调度造成了常规机组运行方式的僵化。相比之下，国际最佳实践是系统运营结构较为频繁地根据系统的实际情况调整调度决定。实时调度以每五分钟为单位，做出安全约束条件的机组组合和调度决定。这样的调度机制保证了电力系统能够在预留足够的发电容量以保障系统稳定性的同时，提高可再生能源的并网水平。而我国发电厂的机组组合和调度是由年度发电计划以及中长期的电力双边合同决定的，这些调度决定在日间和实时没有根据实际风电出力的变化动态调整。

风电普遍实现平价上网才是最终目的

示范工作可以为探索风电平价上网问题提供实证，具有很重要的实践意义。但通过分析目前的状况来看，“十三五”期间要根本解决弃风弃光问题，是一个十分艰巨的任务。在“三北”地区弃风率居高不下、而东部南方地区弃风率有升高苗头的现实背景下，企业对示范项目可能会左右为难。只有在风电利用效率较高、而所在地区煤电上网电价水平也较高的地区，企业才可能有积极性申报示范项目。但一个不可回避的现实是，一两个项目无弃风平价上网只是示范，普遍实现平价上网才是终极目标。

有关部门必须系统剖析风电平价上网背后的驱动因素，并着力去解决好弃风、运作成本、融资成本等痛点问题，才能为实现风电平价上网创造适宜的环境和条件。

（作者系华北电力大学经济与管理学院教授）