新疆甘肃吉林三地风电并网成本分析

可再生能源的大规模接入电网，对整个电力系统都产生了一定影响。由于可再生能源的间歇性和不可预测性，系统中的电源需要根据可再生的出力频繁改变自身的出力方式，这给电力系统增加了很大的系统成本。德国学者提出了可再生能源系统化发电成本System LCOE的概念，并定义该成本包含平准化发电成本和系统并网成本，系统并网成本包括平衡成本、资源配置成本和电网成本，并从成本和市场价值的角度对其进行了核算，可以预估可再生能源的并网成本随着可再生能源渗透率的提高而上升1,2。在此概念下，现有的可再生能源平准化发电成本并不能作为单一考量可再生能源经济性的唯一标准，需要综合考虑其对电力系统其他电源造成的影响以及产生的成本。研究使用的方法主要是剩余负荷曲线和电力系统优化调度模型。同时，这些研究仅仅针对相应国家自身的电力系统现状展开。

作为优先发展的可再生能源，风电在我国本应享受法律赋予的全额保障性上网和扶持阶段的有补贴标杆上网电价，而在现实中却承担了沉重的并网成本。现阶段我国的电力系统和电力市场的运作及管理方式与美国、欧洲的电力系统均不相同，有关可再生能源发展的政策也不同，各个省份电力市场的交易运行规则不相同，因此有必要从市场价值的角度对我国的风电在电力交易中实际承担的并网成本进行核算。

目前，我国的可再生能源大规模并入电网，平准化发电成本也在逐渐下降，预估在2020～2025年将实现平价上网。我国可再生能源电价当前还处于固定电价加政府补贴状态，虽然风电的发电成本随着设备成本的降低逐渐下降，但并不能真正意义上实现平价上网。截至2018年年底，我国的可再生能源装机已经达到7.29亿千瓦，占全部电力装机的38.4%，可再生能源发电量也占全部发电量的26.7%，可再生能源的清洁能源替代作用日益突显3。这其中，受地区风力资源分布不均衡的影响，我国“三北”地区的风电装机已占全国的72.1%，而有些省份的弃风率却依然高达22.9%，弃风损失也成为阻碍可再生能源发展的一大难关。我国的电力系统是以“火电+风电+光伏”为主要电源结构，缺少灵活性调节资源。2018年火电发电量占全部发电量的70.92%，而我国煤电装机总量已占全球的48.05%，因此我国的辅助服务市场中火电厂需要提供灵活的深度调峰服务。我国的辅助服务市场目前通过增加偏差惩罚来量化风电自身出力的不确定性给电力系统带来的不平衡成本，而风电往往无法达到考核标准只是被动地分摊考核和调峰费用，在电力市场交易中也由于交易价格低于上网电价的价格落差损失了很大一部分。政府给予的补贴不能及时到位也在一定程度上影响了可再生能源的发展。这些成本也可以视为可再生能源并网的一部分成本。

我国已有的研究只从辅助服务市场的角度分析了风电承担的调峰辅助服务费用，并不够全面，需要对我国风电在实际市场交易中的成本进行研究。本文定义并核算了四种实际的并网成本，并以风电发展好、弃风率也高的新疆、甘肃和吉林三地的详实数据为基础，旨在核算风电在现有的电力市场制度结构下实际承担的成本，分析如何优化现有的电力市场辅助服务机制和调度机制，为电力市场化环境下风电并网成本的改革提供数据基础，促进风电的消纳及平价上网。

一、并网成本的定义及计算方法

本文所讨论的风电并网成本是从市场价值角度出发，计算现有的风电在电力辅助服务市场和电力中长期交易中所产生的损失。本文进行了重新定义，风电的并网成本主要是四方面，分别为辅助服务成本（风电在各种名目的辅助服务市场中被动分摊的费用）、市场化交易成本（在电力市场中长期和现货交易中产生的价差损失）、弃风成本（弃风电量的损失）以及风电补贴拖欠的时间价值。

1.深度调峰和“两个细则”考核分摊的辅助服务费用

在“两个细则”以及新的电力辅助服务市场化的利益分配体系下，风电和光伏需要共同承担辅助服务的分摊部分，这部分的系统安全成本不再由火电企业独立承担或承担绝大部分，电力系统内所有的电源需要共同公平分担，新能源电力也不再只享受发电权利而不承担安全义务。根据西北区域和东北区域“两个细则”的规定，辅助服务补偿所需总费用与并网运行管理考核总费用依照并网发电企业并网考核与辅助服务补偿分值计算，每分对应金额均为1000元4,5。

参与深度调峰的机组平均负荷率小于或等于有偿调峰补偿基准时获得补偿，而实时深度调峰有偿服务补偿费用由省内负荷率大于等于深度调峰基准的公用火电厂、风电场、光伏电站按照调用时段共同分摊。参与分摊的风电场根据实际发电量比例进行分摊，并根据风电场上一年度利用小时数与保障性收购小时数之差进行阶梯式修正。具体计算公式如下所示：

因此，风电企业被动分摊了深度调峰的费用，风电出力的不稳定性导致在考核中往往拿到不少的惩罚分，也产生了一定的费用。

2.电力市场中长期交易产生的价差损失

电力市场中长期交易所产生的价差损失是由于风电交易价格低于其上网电价产生的。目前，风电参与的交易有电力直接交易、合同电量转让交易、跨省跨区交易、自备电厂向新能源发电权转让交易等，虽然政府也给予上网同样的补贴，但电力企业也产生了一定的价差损失。本文研究的价差成本主要是自备电厂向新能源发电权转让交易产生的发电权置换交易产生的价差成本、风电企业与大用户签订购电合同的大用户直接交易产生的价差成本以及风电跨省跨区交易产生的价差成本6,7，三种交易所产生价差损失的计算如下所示：

Le为电力中长期交易价差损失，Pt为交易价格，Pw为风电上网电价，Se为度电补贴，E为成交电量。

3.拖欠补贴的时间价值

对于可再生能源的补贴主要是直接补贴，包括价格补贴和投资补贴，以价格补贴为主。我国在2011年底设立了可再生能源发展基金，在全国范围内征收可再生能源电价附加，用于可再生能源电价补贴和接网费用以及独立可再生能源运行费用补贴。自2012年实行以来到2018年，已经有7批可再生能源项目纳入了可再生能源补贴目录，但自第5批开始到现在，3批可再生能源项目已经没有收到补贴。因此，本文所核算的可再生能源补贴的时间价值为2016年至2018年期间的度电补贴时间价值。计算公式如下：

PG为电网企业收购价格，Pcoal为燃煤标杆上网电价，VAT为适用增值税率。FVElectricity subsidies为终值，PVElectricity subsidies为现值，r为利率，t为期数。

4.弃风电量损失

虽然保障性收购制度对我国弃风问题的改善有所帮助，但部分地区仍然由于电源结构不合理、省间输电设施不完善、电力市场不健全等原因不能将风电所发电量全部上网，以行政命令要求所有地区实现全额收购难以实现。许多省份的可再生能源利用小时数均低于保障性收购利用小时数，弃风率居高不下，本文对弃风电量市场价值的核算公式如下：

其中，Lw代表弃风损失，Ec为弃风电量，Pw为风电上网电价。

最终，这四部分损失共同构成了风电当前在市场价值上的损失，计算如下式所示：

Lwind为风电度电损失，Ew为发电量，Ls为度电补贴的时间价值损失。

二、实例分析

本文所选取的新疆、甘肃和吉林，都位于我国中高纬度地区，远离中东部负荷中心。其中，新疆和甘肃都位于西北区域。新疆属于Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类风资源区，2018年风电发电量占全国的8.93%。甘肃属于Ⅱ、Ⅲ类风资源区，2018年风电发电量占全国的5.91%。然而，由于电源结构不同、远离负荷中心、输电线路建设滞后等原因，两地弃风率排名全国前列。吉林则位于我国的东北地区，属于Ⅲ、Ⅳ类风资源区，2018年风电发电量占比为2.79%，但2016年的弃风率曾达到30%，2017年东北地区开始实施辅助服务市场机制，吉林弃风率2018年已下降至6.8%，但由于辅助服务补偿费用高，只出不进的风电企业承受着分摊的巨大压力。甘肃是本文所选三地中唯一开展电力现货市场试点建设的省份，跨省区现货交易通过双向报价、集中出清、边际结算等竞价机制，促进了可再生能源消纳。

案例中，只有吉林达到了保障性收购利用小时数，而新疆、甘肃均未达到。如表1所示，新疆、甘肃的风电消纳情况依然不容乐观，弃风率仍高达19%。

表1  三地2018年风电运行情况

数据来源：国家能源局

跨省跨区电量交易可以提高可再生能源的消纳量，但近两年甘肃通过特高压通道送电降价明显，可再生能源要大幅降价才能保证打捆电的价格优势。从表2可以看出，甘肃向青海、西藏、江苏、江西、陕西等地输送了大量电力，而跨省跨区电量交易的价格为0.07～0.15元/千瓦时，远低于本省的煤电脱硫标杆电价。由于甘肃省内的调峰能力有限、自备电厂发电量占比高挤占可再生能源的消纳空间，特高压输电能力有限，甘肃省也在积极开展新能源发电企业替代自备电厂的发电交易，如兰铝、金川集团、玉门石油等企业自备电厂与新能源企业开展发电权置换交易，2018年共交易1986.69吉瓦时，虽然交易价格仅0.06～0.08元/千瓦时，但也在一定程度上缓解了弃电问题。

表2  三地电力中长期交易情况对比

数据来源：新疆、甘肃和吉林电力交易中心

现阶段辅助服务市场建设以深度调峰为主，目的在于平衡新能源出力不均的特性。东北和西北地区等利用电量修正系数，加大高负荷运行机组分摊比例，负荷率越高，电量修正系数越大，相应的费用分摊越高。风电光伏项目以保障性收购小时数为基准，高于保障小时数的系数为1，每低于保障小时数200小时，系数下降0.1，相应分摊越少，其他地区则按照实际发电量占该时段总发电量比例分摊。同时，东北地区将风电企业非供热期实时深度调峰费用减半处理，同时将供热期风电、核电电量按照两倍计算分摊费用，体现了东北供热期调峰资源稀缺程度。

根据西北能源监管局、东北能源监管局、三地能源局和电力交易中心发布的月度辅助服务调峰结算结果，2018年甘肃风电在辅助服务市场参与“两个细则”考核和调峰结算的损失金额为1.97亿元，新疆为2.7亿元，吉林为3.8亿元，参与调峰费用分摊的风电厂数分别是177、112和43家。吉林的调峰分摊金额大于新疆和甘肃，而吉林的风电发电量却远低于另两省区。这说明了一些辅助服务市场存在市场化电价偏低、分摊电价过高的问题。

根据三省区的风电运行情况可以计算得出新疆的弃风总损失为47.67亿元，位居第一，甘肃为25.38亿元，吉林为4.08亿元。电力中长期交易的损失远低于弃风损失。新疆的电力中长期交易损失为26.37亿，甘肃为19.6亿，吉林为1.64亿元。其中，甘肃跨省跨区交易产生的价差损失就达到13.54亿元。本文所计算的已知可再生能源拖欠的补贴是从第五批开始的，经计算，新疆拖欠的度电补贴时间价值为0.03元/千瓦时，甘肃为0.027元/千瓦时，吉林为0.024元/千瓦时 ，如果拖欠的时间更久对于可再生能源企业来说就是更大的损失。

总体估算发现，风电并网成本在115元/兆瓦时～244元/兆瓦时，为标杆上网电价的21%～50%；其中弃风损失占并网成本的比例高达33%～54%；另一方面，辅助服务和市场化交易也对风电造成了很高的并网成本。

表3  风电度电损失

最终计算得出的2018年三省区风电度电损失如表3所示，度电损失中占比最高的是弃风损失，达33.91%～54.51%。度电“两个细则”及辅助服务调峰分摊的损失占比为3.28%～31.3%，省间差异较大的原因是省内辅助服务调峰分摊细则不一致，东北的机组因为要参与供暖季调峰，所以分摊的费用更高。度电中长期交易损失占比13.91%～34.53%，拖欠补贴的度电时间价值损失约占总损失的16%。总的来看，风电目前的总损失约占当地风电标杆上网电价的38.2%，占比很高，直接影响了风电的经济性。风电大发地区远离负荷中心，输电通道有限以及我国目前的电力系统缺乏灵活性资源，不能根据出力的变化及时反映电力供需关系以及电力系统调峰成本，不利于风电消纳和竞价上网。本文定义的风电在电力市场中长期交易中损失是基于我国当前的电力市场独特的交易品种核算的，风电在电力中长期交易中的价格目前低于标杆上网电价，很多省份还没有开展现货交易试点，风电仍无法在市场中获得最大利益。现有的电力市场，特别是现货市场将带来电价、运行方式等的更大波动，给风电发电商带来较大的风险。未来，可以参考英国的差价合约机制（contract for difference, CfD）设计不同生效方式的市场化差价合约，基于市场交易保障结算价格，可以作为电力市场主体风险规避的工具。

三、结论和政策建议

平价上网时代，风电全面参与电力市场是必然趋势。但是，高并网成本与高非技术成本一起，成为阻碍风电全面实现平价上网的主要障碍。有必要明确风电参与电力市场的权利义务，合理框定其并网成本。

未来，优化系统运行，降低系统运行成本，完善电力辅助服务机制是促进可再生能源消纳和降低风电并网成本的关键。

在发电环节要建立完善的辅助服务补偿机制，调动发电企业提供灵活性服务的积极性。输电环节完善新能源跨省跨区消纳和交易机制，升级并利用好省间输电通道。用电环节出台促进可中断负荷、电供热发展的配套激励政策，制定合理电价机制，引导用户参与需求侧响应。

辅助服务费用应由电源侧分摊向用户侧分摊转变。建议过渡阶段的辅助服务成本由电源、用户共同分摊，火电深度调峰的成本由火电厂和用户按一定比例分摊，其中用户承担的部分通过输配电价进行分摊。市场化阶段可以按照电能量和辅助服务市场联合出清的边际价格结算辅助服务费用，以市场的力量驱动各主体主动提供辅助服务。用户侧也可以提供可中断负荷和需求响应参与电力市场的竞价获取收益。电力市场环境下，需要明确界定风电全面参与电力市场的权利和义务，合理框定其并网成本水平。

总之，只有在厘清各类价格机制的适用范围和前提的基础上，结合可再生能源技术水平、发电成本、产业状况、市场环境等，建设合理有效的电力市场机制并根据实际情况进行相应调整，才能有效降低风电的并网成本，推动我国可再生能源的良好发展。

参考文献：

[1]UECKERDT F, HIRTH L, LUDERER G, et al. System LCOE: What are the costs of variable renewables? [J]. Energy, 2013, 63:61-75.

[2]HIRTH L, UECKERDT F, EDENHOFER O. Integration costs revisited – An economic framework for wind and solar variability [J]. 2015, 74:925-39.

[3] 国家能源局.2018年度全国可再生能源电力发展监测评价报告.2019-06-14.http://zfxxgk.nea.gov.cn/auto87/201906/t20190610_3673.htm.

[4]西北能源监管局.《西北区域发电厂并网运行管理及发电厂辅助服务实施细则》.2015-10.

[5]东北能源监管局.《东北区域发电厂并网运行管理及发电厂辅助服务实施细则》.2019-09-29.

[6]国家能源局.《电力中长期交易基本规则（暂行）》. 2016-12-29.

[7]北京电力交易中心.《跨区域省间富余可再生能源电力现货交易试点规则（试行）》. 2017-08-15.