风电平价上网压力测试：底线与生命线

　　风电平价是必由之路，需要风机零部件-风机-EPC-运营商-电网等全产业链协同。

　　风电标杆电价调整只是风电行业进化的开端。国内风电自2009年确定标杆电价政策（I/II/III/IV类风区标杆电价分别为每千瓦时0.51/0.54/0.58/0.61元），十年时间经过三次正式调整，2015年风电标杆电价首次下调，引发风电行业“抢装”，当年新增装机30.75GW，创下年度新增规模之最。

　　根据媒体报道，4月16日国家发改委价格司组织召开了“2019年风电上网电价政策讨论会”。报道称，发改委讨论决定下调风电标杆电价，I、II、III、IV类资源区陆上风电度电价格上限分别为0.34元、0.39元、0.43元、0.52元，相比2018年标杆电价分别下降0.06元、0.06元、0.06元、0.05元。

图表1：国内风电标杆电价正在酝酿第四次下调

　　数据来源：领航智库

　　当前，各类资源区风电标杆电价与燃煤标杆电价相比价差仍较高，财政补贴压力较大。国家价格及能源管理部门希望产业链上下游共同推进风电实现竞价上网---平价上网，推动产业实现无补贴发展。

　　为研究风电平价上网的可行性，我们以蒙东（二类资源区）地区为例，对当地风电项目平价上网做压力测试。

　　发电利用小时数是平价项目生命线

　　蒙东地区燃煤标杆电价0.3035元/千瓦时，假设风电项目装机规模50MW，项目工程造价6500元/千瓦，不考虑资源税费、路条费等非技术成本减少，不考虑风电参与电力市场交易。根据领航智库风电经济测算模型（模型培训、咨询请联系智库研究部：王秀强 13401101254），在风电与燃煤发电平价的情景下，当发电利用小时数为3000小时，项目内部收益率（税后）为7.8%，净现值为负值，不具备开发的经济条件；当发电利用小时数为3100小时，净现值为正值，项目内部收益率（税后）可以实现8%以上；发电小时数为3200-3400小时，内部收益水平继续抬升。

　　从经济测算的结果看，内蒙古蒙东地区只当发电利用小时数在3100小时以上时，平价上网才具备竞争力。3100小时是蒙东风电项目平价的生命线，但2018年内蒙古风电平均利用小时数为2204小时，与平价上网的基准尚有900小时的缺口。

图表2：以蒙东地区为例对风电项目平价上网进行压力测试

　　数据来源：领航智库

　　此外，如果考虑风电项目参与市场化交易（目前主要风电运营商风电市场交易的比重均超过20%），风电项目在全生命周期中的营业收入响应调减，那么实现8%的内部收益率需要更高的发电小时数来补充。或者依靠绿证交易补充现金流，或者匹配储能实现满发，将源网荷储的链条拉长。

　　根据领航智库财务模型测算，在平价上网的基准下，风电项目的经济性与发电利用小时数正相关。从主要财务指标看，发电利用小时数每提高50小时，项目内部收益率响应提高0.26%左右；发电利用小时数提高100小时，则项目内部收益率提高0.6%左右。

图表3：风电项目内部收益水平与发电利用小时数正相关

　　数据来源：领航智库

　　与此同时，风电项目全生命周期度电成本、净利润总额等指标同比发生重要变化。经济测算显示，在平价上网的基准下，发电利用小时数每提高100小时，相应度电成本下降0.7分左右。在上述假设的情形下，如果风电利用小时数从3000小时提高到3300小时，项目度电成本将由0.216元/千瓦时下降至0.197元/千瓦时。

　　而实现度电成本同样程度下降，如果通过工程造价来实现的话，工程造价需要从6500元/千瓦下降至5850元/千瓦，累计下降650元/千瓦。而实现这一幅度的下降并非易事，当前主流风机制造商毛利已经跌破20%以下，净利率已微乎其微，只能通过EPC、资源费等环节调整实现。相比之下，发电小时数提升更容易实现。

图表4：发电利用小时数每提高100小时，度电成本降低0.7分左右

　　数据来源：领航智库

　　净利润这一绝对指标的变化幅度则更大。领航智库经济测算显示，在平价基准下，风电项目发电利用小时数每提高100小时，全生命周期净利润增加2244万元。在上述假设的情形下，如果风电利用小时数从3000小时提高到3300小时，项目度全生命周期净利润将从14229万元增加到20962万元，同比增加6733万元，增幅47%。

图表5：发电利用小时数每提高100小时，全生命周期净利润增加2244万元

　　数据来源：领航智库

　　由此可见，发电利用小时数是新能源项目的生命线，是提高项目内部收益、净利润总额，以及降低度电成本的主要因素。

　　在国家能源局2019年风电管理办法（征求意见稿）中也特别强调，严格落实电力送出和消纳条件，做好新建风电、光伏发电项目电力送出工程的衔接并落实消纳方案，优先保障平价上网项目的电力送出和消纳。

　　近期根据国家能源局要求，各省正在上报风电平价项目，新增项目可否具备开发价值在很大程度上取决于并网消纳；存量项目可否转为平价项目同样取决于电网的调度消纳条件。可以预见的是，电网接入和消纳将是未来风电规划、开发的前置条件，电网公司也将面临来自新能源越来越大的压力。

　　研究结论

　　1.风电加速平价上网仍有难度，需要从提高发电利用小时数、降低工程造价、降低非技术成本等三个方面入手。

　　2.发电利用小时数是风电平价上网的生命线。在相同情境下，发电小时数每提高100小时，项目内部收益率提高0.6%左右，度电成本下降0.7分左右，全生命周期净利润增加2244万元。

　　3.若项目实现相同幅度的改善，单位千瓦工程造价需要下降650元，实现难度大于发电小时数提升。

　　4.电网接入和消纳将是未来风电规划、开发的前置条件，也是平价项目开发的前提。

　　5.新能源平价上网时代，电网公司弃风限电改善面临的压力将大幅增加。

　　6.降低资源费、路条费等非技术成本，是风电平价的最后改善因素。（文 | 王秀强　《能源》杂志副总编辑/领航智库副总裁）