我國風電的消納問題及發電側定價機制研究

趙建華，張 典，夏懷民，張海明

(1.三峽大學經濟與管理學院，湖北宜昌443002;2.國網湖北省電力公司，湖北武漢430077)

0 引 言

風能作為重要的可再生能源之一，具有清潔無污染、開發潛力巨大等特點，是世界各國爭先發展的戰略能源。風電在我國發展迅速，隨著全社會用電需求的日益增長，風電等可再生能源更多地參與到電力市場中，但由于我國風電發展缺乏統一規劃和風電具有間歇性、波動性和隨機性的特點[1]，從2010年開始，我國“棄風限電”、風電消納難題突顯。

目前，有關風電消納和涉及風電的可再生能源電價已有一些研究。朱凌志[2]和劉新東[3]等根據中國風電發展的特點，提出從加強調峰電源和跨區電網建設、突破風電并網運行關鍵技術，以及當風電產量過剩時，允許合理棄風等方面來促進中國風電的消納；Lund H[4]通過統計每小時關系法和基于市場理解的因果關系法，將丹麥風電放到北歐電力市場的大環境中，利用市場機制，促進丹麥風電的內需和出口。史丹[5]認為我國可再生能源的標桿電價是以“項目成本法”來制定的，未考慮環境、通脹等因素；王正明[6]認為風電價格實質上更具有市場化的基礎，但現實中又不具備完全市場化的條件，所以需要進行管制，應把握常規電力的隱性成本內部化來形成更合理的風電價格。本文將在已有研究的基礎上，重點探討我國風電發電側上網電價的形成機制問題，并對我國有關棄風率的影響因素進行實證分析，提出緩解我國風電消納難題的具體措施。

1 我國風電發展現狀

我國風電發展始于20世紀80年代，起步較晚但發展迅速。我國風能資源主要分布在我國“三北”地區(包括東北、西北和華北地區)以及部分沿海地區，占全國風電總容量的83.4%[7]，整體呈現集中式開發的特點。2016年，我國風電發電量為2 410億kW·h，占全部發電量的4%，風電整體發展迅速。據中國風能協會統計[8]，我國歷年風電裝機容量發展情況見圖1。

圖1 2006年～2016年我國風電裝機容量情況統計

從2010年開始我國“棄風限電”現象開始突顯，風電產業重點關注的問題逐步從原有不斷地爭取大規模和高速度的風電裝機量，轉向如何解決風電生產與風電消納之間的矛盾。2016年，我國“棄風限電”形勢繼續加劇，全年棄風電量高達497億kW·h。其中，甘肅、新疆、吉林和內蒙古的棄風率分別高達43%、38%、30%和21%。據相關文獻統計[9]，我國歷年風電棄電情況見圖2。

圖2 2011年～2016年我國風電棄電情況統計

2 “棄風限電”原因分析

2.1 能源統籌規劃不足

國家能源管理部門和國家電網公司在規劃風電的發展時，只注重風電的生產規劃，忽略了電網建設規劃，導致電網建設難以跟進，風電對外輸送能力不足，風電“窩電”現象嚴重。另外，由于煤炭價格便宜、冬季供暖便利以及火電對經濟的拉動作用顯著，在沒有完全考慮火電環境成本的情況下，快速舍棄傳統能源發電難以實現。火電與風電的發展矛盾加劇，進一步擠壓了風電的發展空間。

2.2 電源結構性矛盾突出

風電具有間歇性、波動性和隨機性的特點[1]，而電力需求的可持續性要求可再生能源發電缺口需要常規性能源對作補充。我國“三北”地區火電裝機比重均高達70%以上，水電等快速調峰電源比重不足2%，系統本身的調峰能力較弱[7]，電源結構性矛盾突出。此外，和其他國家相比，我國風電儲存能力較弱，而風電自身的反調峰性需要研發風電制熱、風電制氫等技術來儲存風電。

2.3 負荷與消納能力不均

我國風電的能源生產中心和能源負荷中心呈逆向分布。風力資源集中于我國的“三北”地區和部分沿海地區，但東北地區和西北地區都遠離負荷中心。東北地區屬于我國的老工業基地，由于其產業結構不優、人才流失嚴重等問題，“東北三省”經濟近幾年“集體衰落”，其電力市場容量有限，風電消納能力較弱。而西北地區屬于經濟欠發達地區，盡管風力資源豐富、風電建設地理條件優越，但當地用電需求增長相對較慢，就地消納能力弱。

3 特許權招標電價定價機制

我國風電特許權招標涉及政府、開發商和電網公司三個主體，政府通過特許權合同將風電開發項目委托給中標的開發商，開發商負責開發風能資源并在一定期限內享有風電項目的經營權和使用權。而電網公司負責與中標的開發商簽訂風電購銷合同，保證全額收購風電。從2003年開始，我國共歷經了5期陸上風電特許權招標，總計15個風電場招投標項目。

評價標準方面，2003年和2004年實行的評標原則是“以承諾上網電價最低和設備本地化率最高的投標人為中標人”，2005年調整為“綜合評價分數最高者為中標人”，其中上網電價的權重為40%[10]。從第3期開始，評價標準開始從根據單一的投標電價最低者中標轉為綜合型的評價體系。第4期上網電價的權重為30%，第5期上網電價的權重為25%且采取越接近平均投標電價，得分越高的評價方式。5期特許權招標的中標價格范圍分別為0.436 5～0.501 3元/kW·h、0.382 0～0.519 0元/kW·h、0.461 6～0.6元/kW·h、0.42～0.500 6元/kW·h和0.468 0～0.551 0元/kW·h。經過5期特許權招標，我國風電招標價格日趨合理，低價惡性競爭的情況有所好轉。

風電設備國產化率方面，前3期招標提出了設備本地化率最高的投標人為中標人，但沒有對“設備本地化率最高”這個數據做出具體的要求和限定。從第4期開始，招標對風電設備國產化率提出具體要求。風電設備制造商可以作為投標人單獨投標或和一個投資人聯合投標，其要求是制造商必須提出實現70%國產化率風電機組的具體方案和措施。在第5期，為了提高國產風電機組的使用率和市場份額，招標提出了風電機組制造商可以在同一項目上與不超過3家的投標人簽訂供貨協議，取消了供貨協議的一對一和排他性。

風電特許權招標制引入了市場化競爭，使風電價格整體降低，且特許權招標制對風電設備國產化率提出的具體要求為國內風電設備制造企業提供了廣闊的市場，培育了國內新興的風電設備制造產業。風電特許權招標制促進了我國風電的發展，但其自身還有一些缺陷。第一，競標者們為了取得項目、搶占資源，忽略了自身的投資收益率而不斷壓低投標價格，這種惡性競爭導致了風電中標價格過低，超出正常范圍；第二，特許權中標公司多為國企能源公司，國企占據了大部分的風電市場份額，打壓了民營企業的積極性，不利于我國可再生能源電力市場中的競爭多元化。

4 分區域固定電價定價機制

我國風電分區域標桿上網電價屬于固定電價，它是指在某一資源區內，風電發電企業將所發電量賣給電網企業時收取的售電價格。我國按風能資源狀況和工程建設條件將全國分為4類資源區，風能資源豐富程度按Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ類資源區依次遞減，且對陸上風電標桿上網電價不斷進行調整[11]，見表1。

表1 我國新建陸上風電標桿上網電價統計

風電標桿上網電價定價機制是對風電特許權招標制的再一次完善和創新。一是按資源區劃分的標桿價格明確、清晰，在電價管理和電力交易中可操作性強、方便管理；二是政府強制要求電網企業以固定電價全額收購風電，保證了風電發電企業的利益，也有利于提高風電在電力消費中的占比。但由于我國風電發展現實情況復雜，我國風電標桿上網電價仍有不足。第一，標桿上網電價在某種程度上擯棄了市場機制，固定電價無法在短期內對電力市場供需變化做出快速反應，定價機制缺乏靈活性；第二，有學者通過分析比較[12]，發現我國風電存在補貼發放不規范的現象；第三，我國可再生能源電價附加征收標準不斷提高，從最初的2厘/kW·h提高到2016年的1.9分/kW·h，電力用戶負擔不斷加重。

5 有關棄風率的影響因素實證分析

由于我國風電數據的有限性，省級風電數據從2011年開始統計，主要統計了13個重點“棄風”省份(直轄市、自治區)的相關數據。13個省(直轄市、自治區)分別為天津、河北、山西、內蒙古、遼寧、吉林、黑龍江、山東、云南、陜西、甘肅、寧夏、新疆。本文采用2011年～2015年全國13個省(直轄市、自治區)的棄風率(%)、風電新增并網容量(萬kW)、地區生產總值(億元)和電力消費量(億kW·h)構成面板數據，使用的數據主要來源于國家能源局網站、國家統計局網站、可再生能源信息網、CREIA歷年《中國風電發展報告》以及部分省份的《2015年電力運行年報》。

選取棄風率、風電新增并網容量、地區生產總值和電力消費量這四個指標構建計量經濟模型，以對我國13個重點“棄風”省份有關棄風率的影響因素進行分析。影響棄風率的指標有很多，選取以上3個解釋變量是由于我國“棄風限電”可能不僅與風電并網容量有關，還與不同地區的經濟發展水平和電力需求有關。

建立多元回歸模型如下

Y=β0+β1×X1+β2×X2+β3×X3+μ

(1)

式中，Y表示棄風率；X1、X2和X3分別表示風電新增并網容量、地區生產總值和電力消費量；β0、β1、β2和β3為模型的參數；μ為隨機項。通過Eviews軟件對面板數據的解釋變量取對數(被解釋變量的單位為百分比，不需要取對數)后，進行回歸分析，得到以下結果：

結果中，lnX1、lnX2、lnX3的t統計值絕對值大于2，P值小于0.05通過顯著性檢驗。模型最終表示為

Y=23.230 59+7.356 242lnX1+9.176 581lnX2-18.244 66lnX3 (2)

可以看出，風電新增并網容量每提高1%，棄風率增加0.073 6。我國風電并網規模持續上升，但由于我國風電存在局部地區產能過剩的問題，“棄風限電”現象僅在個別地區得到改善，全國范圍內仍有大批風電項目缺乏并網指標，導致棄風率增加；地區生產總值每提高1%，棄風率增加0.091 8。13個重點“棄風”省份(直轄市、自治區)多屬于東北和西北地區，地區本身經濟發展條件和就地消納能力有限，一些省份無法消納多余的電力只好“棄風”；電力消費量每提高1%，棄風率降低0.182 4，電力消費量增多代表地區總體電力需求增多，風電能增加電力供給和實現電力消費的多樣化。

6 建 議

基于上述研究，結合我國風電發展實際情況，從以下幾個方面提出建議。

一是完善風電發電側上網電價的核算方法，考慮其環境外部成本。我國電力價格的制定只考慮了發電的顯性成本，而忽略了需治理火電等傳統能源發電方式對環境造成污染的環境外部成本，因此風電價格略高于傳統能源電價。通過參考火電利潤得到風電合理利潤的思路，在風電上網電價的制定中考慮風電的發電成本、合理利潤、稅金和環境外部成本，將風電與火電進行對比，風電上網電價與火電上網電價相比可能更合理，更利于電力消費者更多地使用清潔能源，保護環境。

二是逐步引入可再生能源配額制，明確能源種類和獎懲措施。我國明確了2020年各省(自治區、直轄市)全社會用電量中非水電可再生能源電力消納量比重為5%～13%之間，可再生能源配額制開始在我國建立。但我國可再生能源配額制還需借鑒美國、澳大利亞等國的成功經驗，結合我國不同省份的資源稟賦和市場環境，提出更為具體的可再生能源種類、激勵和獎懲措施等，加快綠色證書交易市場建設進程。

三是提高風電在電力消費量中的占比，降低棄風率，促進風電消納。通過對有關棄風率的影響因素進行實證分析，發現提高電力消費量，提高風電在電力消費量中的占比可促進風消納。考慮到風電的間歇性、波動性和隨機性的特點[1]，需通過增加風電消納途徑和多進行電力存儲以保證風電的正常供給。比如，在夜間風電過多時，對電動汽車進行充電儲能或開發熱電聯產以利用風電進行供熱。

7 結 語

本文通過對我國風電發展的實際情況和我國風電發電側上網電價的形成機制問題進行研究，發現我國要實現以可再生能源為主的電力行業的清潔發展目標仍然面臨諸多挑戰。且本文計算研究結果表明，電力消費量每提高1%，棄風率降低0.1824，電力消費量的提高會使棄風率有所降低，因此提高電力消費量，特別是提高風電在電力消費中的有效利用是緩解我國消納難題的主要戰略方向。此外，要抓住清潔能源的發電優勢，積極改進我國風電的上網電價核算方法和定價機制，為我國新一輪的電力體制改革提供新思路。

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