新疆甘肅吉林三地風電并網成本分析
袁家海 席星璇
（華北電力大學）
可再生能源的大規(guī)模接入電網，對整個電力系統(tǒng)都產生了一定影響。由于可再生能源的間歇性和不可預測性，系統(tǒng)中的電源需要根據可再生的出力頻繁改變自身的出力方式，這給電力系統(tǒng)增加了很大的系統(tǒng)成本。德國學者提出了可再生能源系統(tǒng)化發(fā)電成本System LCOE的概念，并定義該成本包含平準化發(fā)電成本和系統(tǒng)并網成本，系統(tǒng)并網成本包括平衡成本、資源配置成本和電網成本，并從成本和市場價值的角度對其進行了核算，可以預估可再生能源的并網成本隨著可再生能源滲透率的提高而上升1,2。在此概念下，現有的可再生能源平準化發(fā)電成本并不能作為單一考量可再生能源經濟性的唯一標準，需要綜合考慮其對電力系統(tǒng)其他電源造成的影響以及產生的成本。研究使用的方法主要是剩余負荷曲線和電力系統(tǒng)優(yōu)化調度模型。同時，這些研究僅僅針對相應國家自身的電力系統(tǒng)現狀展開。
作為優(yōu)先發(fā)展的可再生能源，風電在我國本應享受法律賦予的全額保障性上網和扶持階段的有補貼標桿上網電價，而在現實中卻承擔了沉重的并網成本。現階段我國的電力系統(tǒng)和電力市場的運作及管理方式與美國、歐洲的電力系統(tǒng)均不相同，有關可再生能源發(fā)展的政策也不同，各個省份電力市場的交易運行規(guī)則不相同，因此有必要從市場價值的角度對我國的風電在電力交易中實際承擔的并網成本進行核算。
目前，我國的可再生能源大規(guī)模并入電網，平準化發(fā)電成本也在逐漸下降，預估在2020～2025年將實現平價上網。我國可再生能源電價當前還處于固定電價加政府補貼狀態(tài)，雖然風電的發(fā)電成本隨著設備成本的降低逐漸下降，但并不能真正意義上實現平價上網。截至2018年年底，我國的可再生能源裝機已經達到7.29億千瓦，占全部電力裝機的38.4%，可再生能源發(fā)電量也占全部發(fā)電量的26.7%，可再生能源的清潔能源替代作用日益突顯3。這其中，受地區(qū)風力資源分布不均衡的影響，我國“三北”地區(qū)的風電裝機已占全國的72.1%，而有些省份的棄風率卻依然高達22.9%，棄風損失也成為阻礙可再生能源發(fā)展的一大難關。我國的電力系統(tǒng)是以“火電+風電+光伏”為主要電源結構，缺少靈活性調節(jié)資源。2018年火電發(fā)電量占全部發(fā)電量的70.92%，而我國煤電裝機總量已占全球的48.05%，因此我國的輔助服務市場中火電廠需要提供靈活的深度調峰服務。我國的輔助服務市場目前通過增加偏差懲罰來量化風電自身出力的不確定性給電力系統(tǒng)帶來的不平衡成本，而風電往往無法達到考核標準只是被動地分攤考核和調峰費用，在電力市場交易中也由于交易價格低于上網電價的價格落差損失了很大一部分。政府給予的補貼不能及時到位也在一定程度上影響了可再生能源的發(fā)展。這些成本也可以視為可再生能源并網的一部分成本。
我國已有的研究只從輔助服務市場的角度分析了風電承擔的調峰輔助服務費用，并不夠全面，需要對我國風電在實際市場交易中的成本進行研究。本文定義并核算了四種實際的并網成本，并以風電發(fā)展好、棄風率也高的新疆、甘肅和吉林三地的詳實數據為基礎，旨在核算風電在現有的電力市場制度結構下實際承擔的成本，分析如何優(yōu)化現有的電力市場輔助服務機制和調度機制，為電力市場化環(huán)境下風電并網成本的改革提供數據基礎，促進風電的消納及平價上網。
一、并網成本的定義及計算方法
本文所討論的風電并網成本是從市場價值角度出發(fā)，計算現有的風電在電力輔助服務市場和電力中長期交易中所產生的損失。本文進行了重新定義，風電的并網成本主要是四方面，分別為輔助服務成本（風電在各種名目的輔助服務市場中被動分攤的費用）、市場化交易成本（在電力市場中長期和現貨交易中產生的價差損失）、棄風成本（棄風電量的損失）以及風電補貼拖欠的時間價值。
1.深度調峰和“兩個細則”考核分攤的輔助服務費用
在“兩個細則”以及新的電力輔助服務市場化的利益分配體系下，風電和光伏需要共同承擔輔助服務的分攤部分，這部分的系統(tǒng)安全成本不再由火電企業(yè)獨立承擔或承擔絕大部分，電力系統(tǒng)內所有的電源需要共同公平分擔，新能源電力也不再只享受發(fā)電權利而不承擔安全義務。根據西北區(qū)域和東北區(qū)域“兩個細則”的規(guī)定，輔助服務補償所需總費用與并網運行管理考核總費用依照并網發(fā)電企業(yè)并網考核與輔助服務補償分值計算，每分對應金額均為1000元4,5。
參與深度調峰的機組平均負荷率小于或等于有償調峰補償基準時獲得補償，而實時深度調峰有償服務補償費用由省內負荷率大于等于深度調峰基準的公用火電廠、風電場、光伏電站按照調用時段共同分攤。參與分攤的風電場根據實際發(fā)電量比例進行分攤，并根據風電場上一年度利用小時數與保障性收購小時數之差進行階梯式修正。具體計算公式如下所示：
因此，風電企業(yè)被動分攤了深度調峰的費用，風電出力的不穩(wěn)定性導致在考核中往往拿到不少的懲罰分，也產生了一定的費用。
2.電力市場中長期交易產生的價差損失
電力市場中長期交易所產生的價差損失是由于風電交易價格低于其上網電價產生的。目前，風電參與的交易有電力直接交易、合同電量轉讓交易、跨省跨區(qū)交易、自備電廠向新能源發(fā)電權轉讓交易等，雖然政府也給予上網同樣的補貼，但電力企業(yè)也產生了一定的價差損失。本文研究的價差成本主要是自備電廠向新能源發(fā)電權轉讓交易產生的發(fā)電權置換交易產生的價差成本、風電企業(yè)與大用戶簽訂購電合同的大用戶直接交易產生的價差成本以及風電跨省跨區(qū)交易產生的價差成本6,7，三種交易所產生價差損失的計算如下所示：
Le為電力中長期交易價差損失，Pt為交易價格，Pw為風電上網電價，Se為度電補貼，E為成交電量。
3.拖欠補貼的時間價值
對于可再生能源的補貼主要是直接補貼，包括價格補貼和投資補貼，以價格補貼為主。我國在2011年底設立了可再生能源發(fā)展基金，在全國范圍內征收可再生能源電價附加，用于可再生能源電價補貼和接網費用以及獨立可再生能源運行費用補貼。自2012年實行以來到2018年，已經有7批可再生能源項目納入了可再生能源補貼目錄，但自第5批開始到現在，3批可再生能源項目已經沒有收到補貼。因此，本文所核算的可再生能源補貼的時間價值為2016年至2018年期間的度電補貼時間價值。計算公式如下：
PG為電網企業(yè)收購價格，Pcoal為燃煤標桿上網電價，VAT為適用增值稅率。FVElectricity subsidies為終值，PVElectricity subsidies為現值，r為利率，t為期數。
4.棄風電量損失
雖然保障性收購制度對我國棄風問題的改善有所幫助，但部分地區(qū)仍然由于電源結構不合理、省間輸電設施不完善、電力市場不健全等原因不能將風電所發(fā)電量全部上網，以行政命令要求所有地區(qū)實現全額收購難以實現。許多省份的可再生能源利用小時數均低于保障性收購利用小時數，棄風率居高不下，本文對棄風電量市場價值的核算公式如下：
其中，Lw代表棄風損失，Ec為棄風電量，Pw為風電上網電價。
最終，這四部分損失共同構成了風電當前在市場價值上的損失，計算如下式所示：
Lwind為風電度電損失，Ew為發(fā)電量，Ls為度電補貼的時間價值損失。
二、實例分析
本文所選取的新疆、甘肅和吉林，都位于我國中高緯度地區(qū)，遠離中東部負荷中心。其中，新疆和甘肅都位于西北區(qū)域。新疆屬于Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類風資源區(qū)，2018年風電發(fā)電量占全國的8.93%。甘肅屬于Ⅱ、Ⅲ類風資源區(qū)，2018年風電發(fā)電量占全國的5.91%。然而，由于電源結構不同、遠離負荷中心、輸電線路建設滯后等原因，兩地棄風率排名全國前列。吉林則位于我國的東北地區(qū)，屬于Ⅲ、Ⅳ類風資源區(qū)，2018年風電發(fā)電量占比為2.79%，但2016年的棄風率曾達到30%，2017年東北地區(qū)開始實施輔助服務市場機制，吉林棄風率2018年已下降至6.8%，但由于輔助服務補償費用高，只出不進的風電企業(yè)承受著分攤的巨大壓力。甘肅是本文所選三地中唯一開展電力現貨市場試點建設的省份，跨省區(qū)現貨交易通過雙向報價、集中出清、邊際結算等競價機制，促進了可再生能源消納。
案例中，只有吉林達到了保障性收購利用小時數，而新疆、甘肅均未達到。如表1所示，新疆、甘肅的風電消納情況依然不容樂觀，棄風率仍高達19%。
表1 三地2018年風電運行情況
數據來源：國家能源局
跨省跨區(qū)電量交易可以提高可再生能源的消納量，但近兩年甘肅通過特高壓通道送電降價明顯，可再生能源要大幅降價才能保證打捆電的價格優(yōu)勢。從表2可以看出，甘肅向青海、西藏、江蘇、江西、陜西等地輸送了大量電力，而跨省跨區(qū)電量交易的價格為0.07～0.15元/千瓦時，遠低于本省的煤電脫硫標桿電價。由于甘肅省內的調峰能力有限、自備電廠發(fā)電量占比高擠占可再生能源的消納空間，特高壓輸電能力有限，甘肅省也在積極開展新能源發(fā)電企業(yè)替代自備電廠的發(fā)電交易，如蘭鋁、金川集團、玉門石油等企業(yè)自備電廠與新能源企業(yè)開展發(fā)電權置換交易，2018年共交易1986.69吉瓦時，雖然交易價格僅0.06～0.08元/千瓦時，但也在一定程度上緩解了棄電問題。
表2 三地電力中長期交易情況對比
數據來源：新疆、甘肅和吉林電力交易中心
現階段輔助服務市場建設以深度調峰為主，目的在于平衡新能源出力不均的特性。東北和西北地區(qū)等利用電量修正系數，加大高負荷運行機組分攤比例，負荷率越高，電量修正系數越大，相應的費用分攤越高。風電光伏項目以保障性收購小時數為基準，高于保障小時數的系數為1，每低于保障小時數200小時，系數下降0.1，相應分攤越少，其他地區(qū)則按照實際發(fā)電量占該時段總發(fā)電量比例分攤。同時，東北地區(qū)將風電企業(yè)非供熱期實時深度調峰費用減半處理，同時將供熱期風電、核電電量按照兩倍計算分攤費用，體現了東北供熱期調峰資源稀缺程度。
根據西北能源監(jiān)管局、東北能源監(jiān)管局、三地能源局和電力交易中心發(fā)布的月度輔助服務調峰結算結果，2018年甘肅風電在輔助服務市場參與“兩個細則”考核和調峰結算的損失金額為1.97億元，新疆為2.7億元，吉林為3.8億元，參與調峰費用分攤的風電廠數分別是177、112和43家。吉林的調峰分攤金額大于新疆和甘肅，而吉林的風電發(fā)電量卻遠低于另兩省區(qū)。這說明了一些輔助服務市場存在市場化電價偏低、分攤電價過高的問題。
根據三省區(qū)的風電運行情況可以計算得出新疆的棄風總損失為47.67億元，位居第一，甘肅為25.38億元，吉林為4.08億元。電力中長期交易的損失遠低于棄風損失。新疆的電力中長期交易損失為26.37億，甘肅為19.6億，吉林為1.64億元。其中，甘肅跨省跨區(qū)交易產生的價差損失就達到13.54億元。本文所計算的已知可再生能源拖欠的補貼是從第五批開始的，經計算，新疆拖欠的度電補貼時間價值為0.03元/千瓦時，甘肅為0.027元/千瓦時，吉林為0.024元/千瓦時 ，如果拖欠的時間更久對于可再生能源企業(yè)來說就是更大的損失。
總體估算發(fā)現，風電并網成本在115元/兆瓦時～244元/兆瓦時，為標桿上網電價的21%～50%；其中棄風損失占并網成本的比例高達33%～54%；另一方面，輔助服務和市場化交易也對風電造成了很高的并網成本。
表3 風電度電損失
最終計算得出的2018年三省區(qū)風電度電損失如表3所示，度電損失中占比最高的是棄風損失，達33.91%～54.51%。度電“兩個細則”及輔助服務調峰分攤的損失占比為3.28%～31.3%，省間差異較大的原因是省內輔助服務調峰分攤細則不一致，東北的機組因為要參與供暖季調峰，所以分攤的費用更高。度電中長期交易損失占比13.91%～34.53%，拖欠補貼的度電時間價值損失約占總損失的16%?？偟膩砜矗L電目前的總損失約占當地風電標桿上網電價的38.2%，占比很高，直接影響了風電的經濟性。風電大發(fā)地區(qū)遠離負荷中心，輸電通道有限以及我國目前的電力系統(tǒng)缺乏靈活性資源，不能根據出力的變化及時反映電力供需關系以及電力系統(tǒng)調峰成本，不利于風電消納和競價上網。本文定義的風電在電力市場中長期交易中損失是基于我國當前的電力市場獨特的交易品種核算的，風電在電力中長期交易中的價格目前低于標桿上網電價，很多省份還沒有開展現貨交易試點，風電仍無法在市場中獲得最大利益?，F有的電力市場，特別是現貨市場將帶來電價、運行方式等的更大波動，給風電發(fā)電商帶來較大的風險。未來，可以參考英國的差價合約機制（contract for difference, CfD）設計不同生效方式的市場化差價合約，基于市場交易保障結算價格，可以作為電力市場主體風險規(guī)避的工具。
三、結論和政策建議
平價上網時代，風電全面參與電力市場是必然趨勢。但是，高并網成本與高非技術成本一起，成為阻礙風電全面實現平價上網的主要障礙。有必要明確風電參與電力市場的權利義務，合理框定其并網成本。
未來，優(yōu)化系統(tǒng)運行，降低系統(tǒng)運行成本，完善電力輔助服務機制是促進可再生能源消納和降低風電并網成本的關鍵。
在發(fā)電環(huán)節(jié)要建立完善的輔助服務補償機制，調動發(fā)電企業(yè)提供靈活性服務的積極性。輸電環(huán)節(jié)完善新能源跨省跨區(qū)消納和交易機制，升級并利用好省間輸電通道。用電環(huán)節(jié)出臺促進可中斷負荷、電供熱發(fā)展的配套激勵政策，制定合理電價機制，引導用戶參與需求側響應。
輔助服務費用應由電源側分攤向用戶側分攤轉變。建議過渡階段的輔助服務成本由電源、用戶共同分攤，火電深度調峰的成本由火電廠和用戶按一定比例分攤，其中用戶承擔的部分通過輸配電價進行分攤。市場化階段可以按照電能量和輔助服務市場聯合出清的邊際價格結算輔助服務費用，以市場的力量驅動各主體主動提供輔助服務。用戶側也可以提供可中斷負荷和需求響應參與電力市場的競價獲取收益。電力市場環(huán)境下，需要明確界定風電全面參與電力市場的權利和義務，合理框定其并網成本水平。
總之，只有在厘清各類價格機制的適用范圍和前提的基礎上，結合可再生能源技術水平、發(fā)電成本、產業(yè)狀況、市場環(huán)境等，建設合理有效的電力市場機制并根據實際情況進行相應調整，才能有效降低風電的并網成本，推動我國可再生能源的良好發(fā)展。
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原文首發(fā)于《電力決策與輿情參考》2020年5月22日第20期
