新疆甘肅吉林三地風(fēng)電并網(wǎng)成本分析
袁家海 席星璇
（華北電力大學(xué)）
可再生能源的大規(guī)模接入電網(wǎng)，對整個電力系統(tǒng)都產(chǎn)生了一定影響。由于可再生能源的間歇性和不可預(yù)測性，系統(tǒng)中的電源需要根據(jù)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(xué)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(zhǔn)化發(fā)電成本和系統(tǒng)并網(wǎng)成本，系統(tǒng)并網(wǎng)成本包括平衡成本、資源配置成本和電網(wǎng)成本，并從成本和市場價值的角度對其進(jìn)行了核算，可以預(yù)估可再生能源的并網(wǎng)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(xiàn)有的可再生能源平準(zhǔn)化發(fā)電成本并不能作為單一考量可再生能源經(jīng)濟(jì)性的唯一標(biāo)準(zhǔn)，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(chǎn)生的成本。研究使用的方法主要是剩余負(fù)荷曲線和電力系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)度模型。同時，這些研究僅僅針對相應(yīng)國家自身的電力系統(tǒng)現(xiàn)狀展開。
作為優(yōu)先發(fā)展的可再生能源，風(fēng)電在我國本應(yīng)享受法律賦予的全額保障性上網(wǎng)和扶持階段的有補貼標(biāo)桿上網(wǎng)電價，而在現(xiàn)實中卻承擔(dān)了沉重的并網(wǎng)成本?，F(xiàn)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(guān)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(fēng)電在電力交易中實際承擔(dān)的并網(wǎng)成本進(jìn)行核算。
目前，我國的可再生能源大規(guī)模并入電網(wǎng)，平準(zhǔn)化發(fā)電成本也在逐漸下降，預(yù)估在2020～2025年將實現(xiàn)平價上網(wǎng)。我國可再生能源電價當(dāng)前還處于固定電價加政府補貼狀態(tài)，雖然風(fēng)電的發(fā)電成本隨著設(shè)備成本的降低逐漸下降，但并不能真正意義上實現(xiàn)平價上網(wǎng)。截至2018年年底，我國的可再生能源裝機已經(jīng)達(dá)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(fēng)力資源分布不均衡的影響，我國“三北”地區(qū)的風(fēng)電裝機已占全國的72.1%，而有些省份的棄風(fēng)率卻依然高達(dá)22.9%，棄風(fēng)損失也成為阻礙可再生能源發(fā)展的一大難關(guān)。我國的電力系統(tǒng)是以“火電+風(fēng)電+光伏”為主要電源結(jié)構(gòu)，缺少靈活性調(diào)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(wù)市場中火電廠需要提供靈活的深度調(diào)峰服務(wù)。我國的輔助服務(wù)市場目前通過增加偏差懲罰來量化風(fēng)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(fēng)電往往無法達(dá)到考核標(biāo)準(zhǔn)只是被動地分?jǐn)偪己撕驼{(diào)峰費用，在電力市場交易中也由于交易價格低于上網(wǎng)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(wǎng)的一部分成本。
我國已有的研究只從輔助服務(wù)市場的角度分析了風(fēng)電承擔(dān)的調(diào)峰輔助服務(wù)費用，并不夠全面，需要對我國風(fēng)電在實際市場交易中的成本進(jìn)行研究。本文定義并核算了四種實際的并網(wǎng)成本，并以風(fēng)電發(fā)展好、棄風(fēng)率也高的新疆、甘肅和吉林三地的詳實數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，旨在核算風(fēng)電在現(xiàn)有的電力市場制度結(jié)構(gòu)下實際承擔(dān)的成本，分析如何優(yōu)化現(xiàn)有的電力市場輔助服務(wù)機制和調(diào)度機制，為電力市場化環(huán)境下風(fēng)電并網(wǎng)成本的改革提供數(shù)據(jù)基礎(chǔ)，促進(jìn)風(fēng)電的消納及平價上網(wǎng)。
一、并網(wǎng)成本的定義及計算方法
本文所討論的風(fēng)電并網(wǎng)成本是從市場價值角度出發(fā)，計算現(xiàn)有的風(fēng)電在電力輔助服務(wù)市場和電力中長期交易中所產(chǎn)生的損失。本文進(jìn)行了重新定義，風(fēng)電的并網(wǎng)成本主要是四方面，分別為輔助服務(wù)成本（風(fēng)電在各種名目的輔助服務(wù)市場中被動分?jǐn)偟馁M用）、市場化交易成本（在電力市場中長期和現(xiàn)貨交易中產(chǎn)生的價差損失）、棄風(fēng)成本（棄風(fēng)電量的損失）以及風(fēng)電補貼拖欠的時間價值。
1.深度調(diào)峰和“兩個細(xì)則”考核分?jǐn)偟妮o助服務(wù)費用
在“兩個細(xì)則”以及新的電力輔助服務(wù)市場化的利益分配體系下，風(fēng)電和光伏需要共同承擔(dān)輔助服務(wù)的分?jǐn)偛糠?，這部分的系統(tǒng)安全成本不再由火電企業(yè)獨立承擔(dān)或承擔(dān)絕大部分，電力系統(tǒng)內(nèi)所有的電源需要共同公平分擔(dān)，新能源電力也不再只享受發(fā)電權(quán)利而不承擔(dān)安全義務(wù)。根據(jù)西北區(qū)域和東北區(qū)域“兩個細(xì)則”的規(guī)定，輔助服務(wù)補償所需總費用與并網(wǎng)運行管理考核總費用依照并網(wǎng)發(fā)電企業(yè)并網(wǎng)考核與輔助服務(wù)補償分值計算，每分對應(yīng)金額均為1000元4,5。
參與深度調(diào)峰的機組平均負(fù)荷率小于或等于有償調(diào)峰補償基準(zhǔn)時獲得補償，而實時深度調(diào)峰有償服務(wù)補償費用由省內(nèi)負(fù)荷率大于等于深度調(diào)峰基準(zhǔn)的公用火電廠、風(fēng)電場、光伏電站按照調(diào)用時段共同分?jǐn)?。參與分?jǐn)偟娘L(fēng)電場根據(jù)實際發(fā)電量比例進(jìn)行分?jǐn)?，并根?jù)風(fēng)電場上一年度利用小時數(shù)與保障性收購小時數(shù)之差進(jìn)行階梯式修正。具體計算公式如下所示：
因此，風(fēng)電企業(yè)被動分?jǐn)偭松疃日{(diào)峰的費用，風(fēng)電出力的不穩(wěn)定性導(dǎo)致在考核中往往拿到不少的懲罰分，也產(chǎn)生了一定的費用。
2.電力市場中長期交易產(chǎn)生的價差損失
電力市場中長期交易所產(chǎn)生的價差損失是由于風(fēng)電交易價格低于其上網(wǎng)電價產(chǎn)生的。目前，風(fēng)電參與的交易有電力直接交易、合同電量轉(zhuǎn)讓交易、跨省跨區(qū)交易、自備電廠向新能源發(fā)電權(quán)轉(zhuǎn)讓交易等，雖然政府也給予上網(wǎng)同樣的補貼，但電力企業(yè)也產(chǎn)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(quán)轉(zhuǎn)讓交易產(chǎn)生的發(fā)電權(quán)置換交易產(chǎn)生的價差成本、風(fēng)電企業(yè)與大用戶簽訂購電合同的大用戶直接交易產(chǎn)生的價差成本以及風(fēng)電跨省跨區(qū)交易產(chǎn)生的價差成本6,7，三種交易所產(chǎn)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(fēng)電上網(wǎng)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(shè)立了可再生能源發(fā)展基金，在全國范圍內(nèi)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(wǎng)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(jīng)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(xiàn)在，3批可再生能源項目已經(jīng)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(wǎng)企業(yè)收購價格，Pcoal為燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價，VAT為適用增值稅率。FVElectricity subsidies為終值，PVElectricity subsidies為現(xiàn)值，r為利率，t為期數(shù)。
4.棄風(fēng)電量損失
雖然保障性收購制度對我國棄風(fēng)問題的改善有所幫助，但部分地區(qū)仍然由于電源結(jié)構(gòu)不合理、省間輸電設(shè)施不完善、電力市場不健全等原因不能將風(fēng)電所發(fā)電量全部上網(wǎng)，以行政命令要求所有地區(qū)實現(xiàn)全額收購難以實現(xiàn)。許多省份的可再生能源利用小時數(shù)均低于保障性收購利用小時數(shù)，棄風(fēng)率居高不下，本文對棄風(fēng)電量市場價值的核算公式如下：
其中，Lw代表棄風(fēng)損失，Ec為棄風(fēng)電量，Pw為風(fēng)電上網(wǎng)電價。
最終，這四部分損失共同構(gòu)成了風(fēng)電當(dāng)前在市場價值上的損失，計算如下式所示：
Lwind為風(fēng)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(yuǎn)離中東部負(fù)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(fēng)資源區(qū)，2018年風(fēng)電發(fā)電量占全國的8.93%。甘肅屬于Ⅱ、Ⅲ類風(fēng)資源區(qū)，2018年風(fēng)電發(fā)電量占全國的5.91%。然而，由于電源結(jié)構(gòu)不同、遠(yuǎn)離負(fù)荷中心、輸電線路建設(shè)滯后等原因，兩地棄風(fēng)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(fēng)資源區(qū)，2018年風(fēng)電發(fā)電量占比為2.79%，但2016年的棄風(fēng)率曾達(dá)到30%，2017年東北地區(qū)開始實施輔助服務(wù)市場機制，吉林棄風(fēng)率2018年已下降至6.8%，但由于輔助服務(wù)補償費用高，只出不進(jìn)的風(fēng)電企業(yè)承受著分?jǐn)偟木薮髩毫?。甘肅是本文所選三地中唯一開展電力現(xiàn)貨市場試點建設(shè)的省份，跨省區(qū)現(xiàn)貨交易通過雙向報價、集中出清、邊際結(jié)算等競價機制，促進(jìn)了可再生能源消納。
案例中，只有吉林達(dá)到了保障性收購利用小時數(shù)，而新疆、甘肅均未達(dá)到。如表1所示，新疆、甘肅的風(fēng)電消納情況依然不容樂觀，棄風(fēng)率仍高達(dá)19%。
表1 三地2018年風(fēng)電運行情況
數(shù)據(jù)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(yuǎn)低于本省的煤電脫硫標(biāo)桿電價。由于甘肅省內(nèi)的調(diào)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(tuán)、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(quán)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(shù)據(jù)來源：新疆、甘肅和吉林電力交易中心
現(xiàn)階段輔助服務(wù)市場建設(shè)以深度調(diào)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(shù)，加大高負(fù)荷運行機組分?jǐn)偙壤?，?fù)荷率越高，電量修正系數(shù)越大，相應(yīng)的費用分?jǐn)傇礁摺ｏL(fēng)電光伏項目以保障性收購小時數(shù)為基準(zhǔn)，高于保障小時數(shù)的系數(shù)為1，每低于保障小時數(shù)200小時，系數(shù)下降0.1，相應(yīng)分?jǐn)傇缴?，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?jǐn)?。同時，東北地區(qū)將風(fēng)電企業(yè)非供熱期實時深度調(diào)峰費用減半處理，同時將供熱期風(fēng)電、核電電量按照兩倍計算分?jǐn)傎M用，體現(xiàn)了東北供熱期調(diào)峰資源稀缺程度。
根據(jù)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(wù)調(diào)峰結(jié)算結(jié)果，2018年甘肅風(fēng)電在輔助服務(wù)市場參與“兩個細(xì)則”考核和調(diào)峰結(jié)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(diào)峰費用分?jǐn)偟娘L(fēng)電廠數(shù)分別是177、112和43家。吉林的調(diào)峰分?jǐn)偨痤~大于新疆和甘肅，而吉林的風(fēng)電發(fā)電量卻遠(yuǎn)低于另兩省區(qū)。這說明了一些輔助服務(wù)市場存在市場化電價偏低、分?jǐn)傠妰r過高的問題。
根據(jù)三省區(qū)的風(fēng)電運行情況可以計算得出新疆的棄風(fēng)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(yuǎn)低于棄風(fēng)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(chǎn)生的價差損失就達(dá)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(jīng)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(xiàn)，風(fēng)電并網(wǎng)成本在115元/兆瓦時～244元/兆瓦時，為標(biāo)桿上網(wǎng)電價的21%～50%；其中棄風(fēng)損失占并網(wǎng)成本的比例高達(dá)33%～54%；另一方面，輔助服務(wù)和市場化交易也對風(fēng)電造成了很高的并網(wǎng)成本。
表3 風(fēng)電度電損失
最終計算得出的2018年三省區(qū)風(fēng)電度電損失如表3所示，度電損失中占比最高的是棄風(fēng)損失，達(dá)33.91%～54.51%。度電“兩個細(xì)則”及輔助服務(wù)調(diào)峰分?jǐn)偟膿p失占比為3.28%～31.3%，省間差異較大的原因是省內(nèi)輔助服務(wù)調(diào)峰分?jǐn)偧?xì)則不一致，東北的機組因為要參與供暖季調(diào)峰，所以分?jǐn)偟馁M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%。總的來看，風(fēng)電目前的總損失約占當(dāng)?shù)仫L(fēng)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價的38.2%，占比很高，直接影響了風(fēng)電的經(jīng)濟(jì)性。風(fēng)電大發(fā)地區(qū)遠(yuǎn)離負(fù)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(jù)出力的變化及時反映電力供需關(guān)系以及電力系統(tǒng)調(diào)峰成本，不利于風(fēng)電消納和競價上網(wǎng)。本文定義的風(fēng)電在電力市場中長期交易中損失是基于我國當(dāng)前的電力市場獨特的交易品種核算的，風(fēng)電在電力中長期交易中的價格目前低于標(biāo)桿上網(wǎng)電價，很多省份還沒有開展現(xiàn)貨交易試點，風(fēng)電仍無法在市場中獲得最大利益?，F(xiàn)有的電力市場，特別是現(xiàn)貨市場將帶來電價、運行方式等的更大波動，給風(fēng)電發(fā)電商帶來較大的風(fēng)險。未來，可以參考英國的差價合約機制（contract for difference, CfD）設(shè)計不同生效方式的市場化差價合約，基于市場交易保障結(jié)算價格，可以作為電力市場主體風(fēng)險規(guī)避的工具。
三、結(jié)論和政策建議
平價上網(wǎng)時代，風(fēng)電全面參與電力市場是必然趨勢。但是，高并網(wǎng)成本與高非技術(shù)成本一起，成為阻礙風(fēng)電全面實現(xiàn)平價上網(wǎng)的主要障礙。有必要明確風(fēng)電參與電力市場的權(quán)利義務(wù)，合理框定其并網(wǎng)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(wù)機制是促進(jìn)可再生能源消納和降低風(fēng)電并網(wǎng)成本的關(guān)鍵。
在發(fā)電環(huán)節(jié)要建立完善的輔助服務(wù)補償機制，調(diào)動發(fā)電企業(yè)提供靈活性服務(wù)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(jìn)可中斷負(fù)荷、電供熱發(fā)展的配套激勵政策，制定合理電價機制，引導(dǎo)用戶參與需求側(cè)響應(yīng)。
輔助服務(wù)費用應(yīng)由電源側(cè)分?jǐn)傁蛴脩魝?cè)分?jǐn)傓D(zhuǎn)變。建議過渡階段的輔助服務(wù)成本由電源、用戶共同分?jǐn)?，火電深度調(diào)峰的成本由火電廠和用戶按一定比例分?jǐn)?，其中用戶承?dān)的部分通過輸配電價進(jìn)行分?jǐn)偂Ｊ袌龌A段可以按照電能量和輔助服務(wù)市場聯(lián)合出清的邊際價格結(jié)算輔助服務(wù)費用，以市場的力量驅(qū)動各主體主動提供輔助服務(wù)。用戶側(cè)也可以提供可中斷負(fù)荷和需求響應(yīng)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(fēng)電全面參與電力市場的權(quán)利和義務(wù)，合理框定其并網(wǎng)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(chǔ)上，結(jié)合可再生能源技術(shù)水平、發(fā)電成本、產(chǎn)業(yè)狀況、市場環(huán)境等，建設(shè)合理有效的電力市場機制并根據(jù)實際情況進(jìn)行相應(yīng)調(diào)整，才能有效降低風(fēng)電的并網(wǎng)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
