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图1 中电联公布2019年1季度大型发电集团各类电源市场交易情况
2019年6月,国家发改委发布《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》,对于未来风电、光伏等新能源项目的消纳方式做了更加详细的描述。
虽然政策表示只有清洁能源消纳受限地区优先发电计划会进一步区分为“保量保价”和“保量竞价”两类,但从过往实际执行情况判断,这一分类已经在部分电力供过于求的省份实行。而且政策并未区分标杆项目、竞价项目等的差异,仅将平价和低价项目区别对待。如果限电严重区域的消纳和电力供应没有明显变化,这一电价和电量的计算方式将成为常态,而且参与交易的比例预计将会持续增加、交易电价与月结标杆电价之间的价差存在不确定性且将长期为负。
•结论与建议:
在这样的电价电量分层确定的情况下,LCOE测算出来的平准化度电成本和电价已经没有用武之地,无法给出合理的报价建议。
对于投资人来讲,无论存量还是新增项目,都应在深入了解各地负荷需求、电源结构和电力交易政策的基础上,至少按照保量保价+保量竞价+竞量竞价的三个层面,对风电项目的电价、电量做出长期预测,寻找系统出清价格下的最佳风电投资策略。
•问题2:系统成本挑战发电成本
近年来,风电光伏行业LCOE已经低于传统能源的言论不绝于耳,这也成为了政府去补贴政策的主要依据。但实际上这一判断是片面和错误的。
早在2012年,经合组织核能机构(OECD/NEA)就提出,评价电源技术成本应该考虑三个层次:电厂级、电网级、系统级。
电厂级成本主要指发电成本(如LCOE);电网级成本则在电厂级成本的基础上增加了发电量预测、备用、调峰、输电网络建设、电网性能加强与延伸等成本;系统级成本则在电网级成本的基础上进一步考虑了需求响应成本。
基于当时的技术水平和装机容量,OECD/NEA以2012年的德国电力系统为例,对各项技术在不同渗透率的情况下、电网级别需要额外考虑的成本进行了估计。从分析可知,核、煤、气等具有良好调峰性能和规模效应的电源附加成本较低;而风电光伏等电源由于间歇性特征对调峰、备用和电网建设等的需求较大,在10%渗透率下,需每度电额外考虑0.1-0.2元/kwh的成本,如渗透率为30%,电网侧附加成本还要更高。
表1 OECD/NEA测算2012年德国各类电源不同渗透率下电网级度电成本
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