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編者按：如何讓風電評價上網(wǎng)？

風電平價是必由之路，需要風機零部件-風機-EPC-運營商-電網(wǎng)等全產(chǎn)業(yè)鏈協(xié)同。

風電標桿電價調(diào)整只是風電行業(yè)進化的開端。國內(nèi)風電自2009年確定標桿電價政策（I/II/III/IV類風區(qū)標桿電價分別為每千瓦時0.51/0.54/0.58/0.61元），十年時間經(jīng)過三次正式調(diào)整，2015年風電標桿電價首次下調(diào)，引發(fā)風電行業(yè)“搶裝”，當年新增裝機30.75GW，創(chuàng)下年度新增規(guī)模之最。

根據(jù)媒體報道，4月16日國家發(fā)改委價格司組織召開了“2019年風電上網(wǎng)電價政策討論會”。報道稱，發(fā)改委討論決定下調(diào)風電標桿電價，I、II、III、IV類資源區(qū)陸上風電度電價格上限分別為0.34元、0.39元、0.43元、0.52元，相比2018年標桿電價分別下降0.06元、0.06元、0.06元、0.05元。

圖表1：國內(nèi)風電標桿電價正在醞釀第四次下調(diào)



數(shù)據(jù)來源：領航智庫

當前，各類資源區(qū)風電標桿電價與燃煤標桿電價相比價差仍較高，財政補貼壓力較大。國家價格及能源管理部門希望產(chǎn)業(yè)鏈上下游共同推進風電實現(xiàn)競價上網(wǎng)---平價上網(wǎng)，推動產(chǎn)業(yè)實現(xiàn)無補貼發(fā)展。

為研究風電平價上網(wǎng)的可行性，我們以蒙東（二類資源區(qū)）地區(qū)為例，對當?shù)仫L電項目平價上網(wǎng)做壓力測試。

發(fā)電利用小時數(shù)是平價項目生命線

蒙東地區(qū)燃煤標桿電價0.3035元/千瓦時，假設風電項目裝機規(guī)模50MW，項目工程造價6500元/千瓦，不考慮資源稅費、路條費等非技術成本減少，不考慮風電參與電力市場交易。根據(jù)領航智庫風電經(jīng)濟測算模型（模型培訓、咨詢請聯(lián)系智庫研究部：王秀強 13401101254），在風電與燃煤發(fā)電平價的情景下，當發(fā)電利用小時數(shù)為3000小時，項目內(nèi)部收益率（稅后）為7.8%，凈現(xiàn)值為負值，不具備開發(fā)的經(jīng)濟條件；當發(fā)電利用小時數(shù)為3100小時，凈現(xiàn)值為正值，項目內(nèi)部收益率（稅后）可以實現(xiàn)8%以上；發(fā)電小時數(shù)為3200-3400小時，內(nèi)部收益水平繼續(xù)抬升。

從經(jīng)濟測算的結果看，內(nèi)蒙古蒙東地區(qū)只當發(fā)電利用小時數(shù)在3100小時以上時，平價上網(wǎng)才具備競爭力。3100小時是蒙東風電項目平價的生命線，但2018年內(nèi)蒙古風電平均利用小時數(shù)為2204小時，與平價上網(wǎng)的基準尚有900小時的缺口。

圖表2：以蒙東地區(qū)為例對風電項目平價上網(wǎng)進行壓力測試



數(shù)據(jù)來源：領航智庫

此外，如果考慮風電項目參與市場化交易（目前主要風電運營商風電市場交易的比重均超過20%），風電項目在全生命周期中的營業(yè)收入響應調(diào)減，那么實現(xiàn)8%的內(nèi)部收益率需要更高的發(fā)電小時數(shù)來補充。或者依靠綠證交易補充現(xiàn)金流，或者匹配儲能實現(xiàn)滿發(fā)，將源網(wǎng)荷儲的鏈條拉長。

根據(jù)領航智庫財務模型測算，在平價上網(wǎng)的基準下，風電項目的經(jīng)濟性與發(fā)電利用小時數(shù)正相關。從主要財務指標看，發(fā)電利用小時數(shù)每提高50小時，項目內(nèi)部收益率響應提高0.26%左右；發(fā)電利用小時數(shù)提高100小時，則項目內(nèi)部收益率提高0.6%左右。

圖表3：風電項目內(nèi)部收益水平與發(fā)電利用小時數(shù)正相關



數(shù)據(jù)來源：領航智庫

與此同時，風電項目全生命周期度電成本、凈利潤總額等指標同比發(fā)生重要變化。經(jīng)濟測算顯示，在平價上網(wǎng)的基準下，發(fā)電利用小時數(shù)每提高100小時，相應度電成本下降0.7分左右。在上述假設的情形下，如果風電利用小時數(shù)從3000小時提高到3300小時，項目度電成本將由0.216元/千瓦時下降至0.197元/千瓦時。

而實現(xiàn)度電成本同樣程度下降，如果通過工程造價來實現(xiàn)的話，工程造價需要從6500元/千瓦下降至5850元/千瓦，累計下降650元/千瓦。而實現(xiàn)這一幅度的下降并非易事，當前主流風機制造商毛利已經(jīng)跌破20%以下，凈利率已微乎其微，只能通過EPC、資源費等環(huán)節(jié)調(diào)整實現(xiàn)。相比之下，發(fā)電小時數(shù)提升更容易實現(xiàn)。

圖表4：發(fā)電利用小時數(shù)每提高100小時，度電成本降低0.7分左右



數(shù)據(jù)來源：領航智庫

凈利潤這一絕對指標的變化幅度則更大。領航智庫經(jīng)濟測算顯示，在平價基準下，風電項目發(fā)電利用小時數(shù)每提高100小時，全生命周期凈利潤增加2244萬元。在上述假設的情形下，如果風電利用小時數(shù)從3000小時提高到3300小時，項目度全生命周期凈利潤將從14229萬元增加到20962萬元，同比增加6733萬元，增幅47%。

圖表5：發(fā)電利用小時數(shù)每提高100小時，全生命周期凈利潤增加2244萬元



數(shù)據(jù)來源：領航智庫

由此可見，發(fā)電利用小時數(shù)是新能源項目的生命線，是提高項目內(nèi)部收益、凈利潤總額，以及降低度電成本的主要因素。

在國家能源局2019年風電管理辦法（征求意見稿）中也特別強調(diào)，嚴格落實電力送出和消納條件，做好新建風電、光伏發(fā)電項目電力送出工程的銜接并落實消納方案，優(yōu)先保障平價上網(wǎng)項目的電力送出和消納。

近期根據(jù)國家能源局要求，各省正在上報風電平價項目，新增項目可否具備開發(fā)價值在很大程度上取決于并網(wǎng)消納；存量項目可否轉為平價項目同樣取決于電網(wǎng)的調(diào)度消納條件。可以預見的是，電網(wǎng)接入和消納將是未來風電規(guī)劃、開發(fā)的前置條件，電網(wǎng)公司也將面臨來自新能源越來越大的壓力。

研究結論

1.風電加速平價上網(wǎng)仍有難度，需要從提高發(fā)電利用小時數(shù)、降低工程造價、降低非技術成本等三個方面入手。

2.發(fā)電利用小時數(shù)是風電平價上網(wǎng)的生命線。在相同情境下，發(fā)電小時數(shù)每提高100小時，項目內(nèi)部收益率提高0.6%左右，度電成本下降0.7分左右，全生命周期凈利潤增加2244萬元。

3.若項目實現(xiàn)相同幅度的改善，單位千瓦工程造價需要下降650元，實現(xiàn)難度大于發(fā)電小時數(shù)提升。

4.電網(wǎng)接入和消納將是未來風電規(guī)劃、開發(fā)的前置條件，也是平價項目開發(fā)的前提。

5.新能源平價上網(wǎng)時代，電網(wǎng)公司棄風限電改善面臨的壓力將大幅增加。

6.降低資源費、路條費等非技術成本，是風電平價的最后改善因素。

原標題：風電平價上網(wǎng)壓力測試：底線與生命線