2020年各类风资源区实现平价上网情景分析

文 | 覃欣，扶柠柠，仲苏亮

我国风电“十三五”规划提出降低新能源发电成本、实现平价上网的目标，到2020年风电项目电价可与当地燃煤发电同平台竞争。2017年9月，国家能源局公布首批13个风电平价上网示范项目，涉及河北、黑龙江、甘肃、宁夏、新疆等省份共计70.7万千瓦的风电项目，这些项目处于I～Ш资源区且主要是平原项目，上网电价按当地煤电标杆上网电价执行，所发电量通过创新调度运行机制优先确保全额消纳。随着平价上网时点日益临近，加上“518”风电新政提出的竞价上网配置模式，整个风电行业降本压力巨大，且仍面临全额保障性收购和可再生能源优先调度政策执行不到位、部分地区限电严重和补贴发放迟迟不到位等种种发展阵痛。据行业统计，2017年，我国风电新增并网装机1503万千瓦，与2015年的3297万千瓦和2016年的1930万千瓦相比，已连续两年下滑，究其原因主要是转战中东部工程建设难度加大、非技术成本不降反升、林地审批、环保要求日益严格等。

目前，风电作为我国第三大主力电源，在推进我国能源转型、节能减排方面发挥了重要作用，也是当前经济性较好的可再生能源，但在降本压力依然很大的情况下，实现平价上网仍需时日。为更好地发挥风电产业在国家能源转型中的作用，有必要对风电平价上网的可行性及合理的推进节奏进行研究，以期为保障风电行业平稳有序发展提供参考，避免断崖式发展。本文通过对造价、利用小时数和电价三者内在关系的分析，研究提出我国各类风资源区有望实现平价上网的先后顺序，并在此基础上提出确保行业健康发展的相关政策建议。

平价上网的目标电价水平分析

至2020年风电要实现发电侧平价上网，主要是与当地燃煤发电同平台竞争，据此风电平价上网的电价水平目标可参照当地燃煤标杆电价。然而，全国各省份现行燃煤标杆电价不一、差异大，且未来受煤电联动机制和市场化交易等因素影响，会存在波动性，这些无疑给投资商进行风电项目投资决策带来巨大挑战。同时，其变化趋势也影响风电平价上网预期的实现。

本文选取2017年7月1日后调整的燃煤标杆电价作为风电平价上网的目标水平进行研究。全国各省份燃煤标杆电价在0.25～0.45元/千瓦时，超过0.4元/千瓦时的省份有四川、江西、浙江、湖北、广西、湖南、广东等7省，均处于IV类风资源区域；低于0.3元/千瓦时有新疆、宁夏和甘肃等省和地区，处于I～III类风资源区域；其余省份介于0.3～0.4元/千瓦时。

图1 全国各省及地区燃煤脱硫标杆电价

结合表1的统计结果，从区域分布来看，华中、南方、华东区域相对较高，这些区域集中了高于0.4元/千瓦时的全部省份以及0.35～0.4元/千瓦时区间省份的绝大部分；东北区域相对也较高，其中辽宁、吉林和黑龙江均高于0.37元/千瓦时；西北区域最低。

表1 全国各区燃煤标杆电价情况

风电行业成本变化趋势

由于规模扩张和制造技术改进，2016年，我国陆上风电度电成本约0.43元/千瓦时，已经非常接近燃煤标杆电价。在风电平价上网形势的倒逼下，补贴进入加速退坡的阶段，整个产业链承受了巨大的降本压力。风电成本构成中，建设成本约占40%，机组成本约占40%，维护成本约占10%，其他成本约占10%。显然，机组成本对风电整体成本下降发挥着举足轻重的作用。近年来，虽然风电机组成本下降了10%以上，但也不能一味压低设备价格，否则会给质量和后期运维留下隐患，进而影响整个产业良性发展。中东部的风电开发以山地项目居多，土地、环保和工程建设难度大等导致非技术成本呈增加趋势，因此，转战中东部的风电建设成本呈现不降反升的态势。在这样的背景下，中东部投资成本降幅空间相对有限，三年后的造价预计在7200元/千瓦左右；而“三北”平原地区投资成本或有望下降到6000元/千瓦以下。

有望实现平价上网的区域范围分析

鉴于各区域资源禀赋、平价上网的电价水平、市场消纳等情况不一，各区域实现平价上网的进程有先后之分，全国一步到位的可能性较低。因此，参照最新燃煤标杆电价水平，基于风电造价变化趋势进行保守、中性和乐观三种情景假设，分析各情景有望实现平价上网的区域范围。

一、基本思路

造价假设：考虑到造价降幅的不确定性，以2020年为研究水平年，按保守、中性、乐观三种情景分别提出了2020年单位造价预测值。其中，中性情景下的造价设定是依据行业造价历史水平回归分析预测及考虑技术进步带来的成本变化趋势得到的。考虑造价变化的不确定性，保守和乐观情景的造价取值以中性情景造价为基准上下浮动得到，保守情景下造价降幅最小，乐观情景反之（表2）。

研究方法：按照长期贷款利率6%、资本金内部收益率8%的基本假设，测算各省份在不同电价和造价情景下所需要达到的利用小时数水平，并与当地历年平均利用小时数水平（限电区域折算成不限电的水平）相比，低于或相当的即认为该区域有望实现平价上网。基于上述分析，可以认为保守情景下识别出的区域将最先实现平价上网。

表2 不同情景下风电项目单位造价

二、有望实现平价上网的区域识别

根据风电区域布局及建设条件，当前大多为山地项目，平原项目较少。其中，西北和华北平原项目居多，而华中、南方、华东和东北山地项目居多。结合各省份风资源、历年风电平均利用小时数和当地燃煤标杆电价水平等因素，分析不同造价情景下有望实现风电发电侧平价上网的区域范围。

（一）山地类项目中，东北区域有望率先实现平价上网

表3 不同电价和造价情景下山地风电项目的年利用小时数要求

根据历年各省平均利用小时数情况，华中、南方、华东和东北平均年利用小时数在1700～2200小时。不限电情况下，东北平均利用小时数最高。不同情景、不同燃煤标杆电价下所需要达到的年利用小时数如表3所示。在南方地区，以广东为例，其燃煤脱硫电价是0.45元/千瓦时，为全国最高，在IRR=8%、P=6800元/千瓦的前提下，项目利用小时数要达到2000小时才能满足投资要求，也就是在乐观情景下才有实现平价上网的可能性，而在保守和中性情景下实现可能性较小。华中、南方和华东三区域其他省份的燃煤脱硫电价均低于广东，利用小时数平均水平也与广东相当，因此，在这些区域实现平价上网的省份范围更少。而在东北区域，不限电情况下，资源较好区域的利用小时数可达到2500小时以上，黑龙江、吉林和辽宁三省的燃煤脱硫电价大于0.35元/千瓦时，在中性情景下即存在平价上网的可能。

综上，山地类项目中，东北区域有望率先实现平价上网，也不排除在其他区域资源特别好的局部地区也有实现平价上网的可能，但这种情况不具有普遍性特点。

（二）平原类项目中，华北区域有望率先实现平价上网

风电平原项目主要分布在西北和华北两个区域，且这两个区域的风资源较好，但目前限电制约了新增装机的发展规模。若不限电，这两个区域个别省份的利用小时数有望达到2500小时及以上。不同情景、不同电价下的年利用小时数要求如表4所示。在西北地区，以新疆为例，其燃煤脱硫电价是0.25元/千瓦时，几乎为全国最低。在IRR=8%、P=5500元/千瓦的乐观情景下，利用小时数达到2700小时就有望实现平价上网。在华北地区，以冀北为例，该区燃煤脱硫电价是0.36元/千瓦时，在IRR=8%、P=6200元/千瓦的中性情景下，利用小时数达到2300小时左右就有望实现平价上网。

综上，华北区域的电价水平总体比西北区域高，华北的造价水平在中性情景下即有可能实现平价上网；而西北的电价水平偏低，在乐观情景下才有望实现平价上网，对平价上网的利用小时数水平要求更高。以上主要从普遍性角度开展分析，不排除部分资源特别好、接入条件优越且建设条件较好的区域在保守情景下即有望实现平价上网。

表4 不同电价和造价情景下平原风电项目的年利用小时数要求

结语

综上分析，全国各省份实现平价上网的前提条件不一，但风资源好且建设条件较好区域有望最先实现平价上网，而其他区域需要解决消纳市场、进一步下降造价水平后才能逐步实现平价上网。依照目前的造价变化趋势和行业技术发展水平，在风电利用小时数达到一定水平的条件下，华北等风资源较好的平原区域实现平价上网的可能性较大，但“518”风电新政或将加速风电行业实现平价上网进程。

随着平价上网进程的逐步深化，脱离补贴依赖，实现从补贴驱动到市场驱动的发展之路是必然的，也利于整个新能源行业的长远发展。但为了避免风电行业出现断崖式发展，建议相关政策制定应保持连续性，以实现平稳过渡到平价上网阶段。此外，从更长远战略发展角度和更有利于风电发展的角度考虑，相关政策建议如下：

一是风电平价上网进程需循序渐进。在有望率先实现平价上网的区域先行先试，其他区域建议继续在政策缓冲期给予一定的电价补贴支持，分区域、分阶段逐步实现平价上网。尤其是在过渡期，对中东部等较难实现的区域给予一定的电价支持，以防断崖式发展。同时，在国家能源转型的大背景下，要考虑到风电的正外部性和火电的负外部性成本的差异。

摄影：肖红波

二是平价上网的主要前提是不限电。真正大范围推行平价上网时机应该是风电消纳市场良性发展的时候，若在限电问题未得到有效解决的区域继续推广，无疑会挤压存量项目消纳空间，有失公平。

三是保障收购等政策应保持连续性和稳定性。可再生能源保障收购办法和优先发电调度政策极大地促进了风电等新能源发展。建议继续维持政策的连续性和稳定性，为促进平价上网可考虑调高保障收购小时数水平，并在优先发电计划中重点保障该部分电量上网。

四是电力市场规则制定应统筹兼顾新能源的长远发展。随着电力市场化改革的深入，新能源将被逐步推向市场化交易。应综合考虑国家能源转型的要求，从有利于新能源可持续健康发展的角度设计新能源参与电力市场的交易机制和电价机制，以满足我国清洁低碳、高效安全的能源供应体系构建的需要。