分散式風電的經濟性分析

文 | 李宜真

不同模式的分散式風電項目，在收益率上有著巨大的差異。

2011年，國家能源局發布的《關于分散式接入風電開發的通知》象征著分散式風電的起步，首次明確了我國分散式風電開發的主要思路與邊界條件。

經過多年的政策準備，由起步到完善，分散式風電逐步踏上正軌，國家及地方層面紛紛出臺政策、規劃推動分散式風電的發展。

近年來，行業對于分散式風電在支撐中國能源轉型，推動地方經濟、社會發展，催動前沿技術等方面的重大意義已經達成共識，但我國分散式風電發展仍是低于預期，一方面目前集中式風電尚未開發建設完畢，另一方面分散式風電還面臨手續繁瑣、成本高、融資難等諸多挑戰。尤其是商業模式創新方面，不同的模式經濟性差異巨大，成為分散式風電項目開發的關注重點。

分散式風電相關政策

表1：分散式風電的四種商業模式匯總表

圖1：分散式風電不同商業模式方案測算邏輯圖

不同商業模式測算方案及邊界條件

通過對分散式風電相關政策的梳理，可以清晰把握住分散式風電的發展脈絡，進而總結出分散式風電的四種商業模式。

（一）.測算方案

根據上述不同商業模式，共考慮四個場景測算，即全額上網（平價）、自發自用余電上網、隔墻售電、競價反算。同時選取我國代表區域，結合不同發電小時、開發容量等進行測算方案設置，以期涵蓋目前市場上主要的商業方案。如全額上網平價場景下，以10MW容量為例，計算蒙東、青海、山西、河南及廣東五個區域的最小發電小時和最大發電小時的收益情況，其中河南按照山地和平地兩種分別地形計算了100m和140m兩種塔高的方案。

表2：測算邊界條件匯總表

（二）.測算邊界條件

本文測算邊界條件按行業常規取值進行考慮。

不同商業模式方案測算結果及分析

按照如上方案及邊界條件，對不同場景下的各個方案展開測算。

（一）場景測算1：全額上網平價模式下，發電量按照最小小時數，假設項目為10MW容量，各地區收益情況如下：

由表3及圖2可知，全額上網平價模式下，按10MW容量最小小時數情況，蒙東、河南（山地）及廣東方案全投資內部收益率能夠超過5.5%。青海及山西方案因發電小時數低、上網電價低，導致收益率較低。

（二）場景測算1：全額上網平價模式下，發電量按照最大小時數，假設項目為10MW容量，各地區收益情況如下：

由圖3可知，全額上網平價模式下，按10MW容量最大小時數情況，僅青海方案全投資內部收益率未能夠超過5.5%，其他地區都能獲得較好的收益。

（三）場景測算1：全額上網平價模式，最大小時，10MW容量，反算各地區在全投資內部收益率8%時應達到的發電小時。

由圖4可知，按全投資內部收益率8%進行反算，大部分測算方案最大小時大于反算小時，具有平價可能性，而青海、山西仍較困難。

圖2：全額上網平價模式，最小小時數，10MW容量測算結果

表3：全額上網平價模式，最小小時數，10MW容量測算結果

圖3：全額上網平價模式，最大小時數，10MW容量測算結果

（四）場景測算1：全額上網平價模式，規模變化帶來的收益和LCOE變化情況，以河南省平原低塔方案為例：

由表4及圖5可知，30MW及50MW容量方案收益率較10MW方案有較大提升，顯現出了一定的規模效應，但50MW較30MW容量方案收益率卻有小幅下降。主要原因是50MW項目升壓站相關投資較30MW項目有較大提升，抵消了一部分規模效應。

（五）場景測算2：自發自用，余電上網模式，以10MW河南省平原低塔方案為例，按照80%自用以及50%自用測算收益情況。

自發自用比例的變化引起了項目綜合上網電價的變化，進而引起了項目收益情況的變化。由表5及圖6可知，自發自用余電上網模式綜合電價要高于平價上網電價，收益也較平價上網更加理想。

（六）場景測算3：隔墻售電

早在2017年，國家發改委和國家能源局就發布了《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》（以下簡稱《通知》）和《關于開展分布式發電市場化交易試點的補充通知》，提到分布式發電項目單位（含個人，以下同）與配電網內就近電力用戶進行電力交易；電網企業（含社會資本投資增量配電網的企業，以下同）承擔分布式發電的電力輸送并配合有關電力交易機構組織分布式發電市場化交易，按政府核定的標準收取“過網費”。

圖4：全額上網平價模式，按全投資內部收益率8%反算應達到的小時數

表4：全額上網平價模式，最小小時數，河南低塔方案不同容量測算

根據上述文件，分散式風電主要分為三種交易模式：

1.直接交易模式：分布式發電項目與電力用戶進行電力直接交易，向電網企業支付“過網費”。

2.代理交易模式：分布式發電項目委托電網企業代售電，電網企業扣除過網費后，將售電剩余收入轉付給分布式發電項目單位。

3.全額收購模式：電網企業根據各類發電的標桿上網電價收購電量，國家對電網企業的度電補貼扣減配電網區域最高電壓等級用戶對應的輸配電價。

其中“過網費”在核定前，暫按價差法計算，即電力用戶接入電壓等級對應的省級電網公共網絡輸配電價（含政策性交叉補貼）扣減分布式發電市場化交易所涉最高電壓等級的輸配電價。

圖5：全額上網平價模式，最小小時數，河南低塔方案不同容量測算

表5：自發自用，余電上網模式，最小小時數，河南低塔方案自發自用比例收益測算

圖6：自發自用，余電上網模式，最小小時數，河南低塔方案自發自用比例收益測算

三種交易模式中，本文針對直接交易模式進行收益測算分析。以山西10MW項目為例：

假設市場交易電價在目錄電價基礎上打九折，則——

市場交易電價=目錄電價＊90%-過網費-政府基金及附加

將山西省相關費用代入，則——

市場交易電價=0.5109＊90%-（0.1663-0.1513）-0.04335=0.40146元/kWh

由上述計算過程可知，考慮了打折、過網費和政府基金及附加的市場交易電價仍大于脫硫燃煤電價0.332元/kWh。因此，若分散式風電項目具備市場化交易條件，可結合項目情況進行測算，進行開發方案的合理制定。

（七）場景測算4：競價反算

2021年初，國家能源局綜合司發布《關于2021年風電、光伏發電開發建設有關事項的通知（征求意見稿）》，提出以項目上網電價或同一業主在運補貼項目減補金額等為標準開展競爭性配置。結合新能源發電項目的發展歷程，上網電價從特許權電價、標桿電價、指導電價、競價到平價，經歷了扶持、鼓勵到競爭的過程。新能源與傳統能源良性競爭發展已成定局，目前的平價也只是行業必經的過渡階段。經過測算，若目前各省脫硫燃煤標桿電價下降15%，則發電小時相應需提高299~838h才能達到下降前的收益率。

分散式風電開發建議

經過上文的分析，在分散式風電項目開發過程中應結合項目實際情況，對不同商業模式下的經濟性進行分析。目前來看，自發自用及參與市場化交易的項目容易獲得較高的電價，但該類項目長期收益的不穩定性也是需要考慮的投資風險。在確定好項目商業模式后，還應對項目進行系統化設計，從資金利用效率的角度，追求大容量不一定能獲得更好的收益效果。不同地區風資源差異也較大，高塔和低塔的經濟性應進行定制化的分析。

總而言之，我國分散式風電市場發展尚不成熟，在體制機制、商業模式、技術標準、項目融資等環節仍存在發展壁壘，若使其真正發揮作用還需要業內人士不斷努力。