分散式风电的经济性分析

文 | 李宜真

不同模式的分散式风电项目，在收益率上有着巨大的差异。

2011年，国家能源局发布的《关于分散式接入风电开发的通知》象征着分散式风电的起步，首次明确了我国分散式风电开发的主要思路与边界条件。

经过多年的政策准备，由起步到完善，分散式风电逐步踏上正轨，国家及地方层面纷纷出台政策、规划推动分散式风电的发展。

近年来，行业对于分散式风电在支撑中国能源转型，推动地方经济、社会发展，催动前沿技术等方面的重大意义已经达成共识，但我国分散式风电发展仍是低于预期，一方面目前集中式风电尚未开发建设完毕，另一方面分散式风电还面临手续繁琐、成本高、融资难等诸多挑战。尤其是商业模式创新方面，不同的模式经济性差异巨大，成为分散式风电项目开发的关注重点。

分散式风电相关政策

表1：分散式风电的四种商业模式汇总表

图1：分散式风电不同商业模式方案测算逻辑图

不同商业模式测算方案及边界条件

通过对分散式风电相关政策的梳理，可以清晰把握住分散式风电的发展脉络，进而总结出分散式风电的四种商业模式。

（一）.测算方案

根据上述不同商业模式，共考虑四个场景测算，即全额上网（平价）、自发自用余电上网、隔墙售电、竞价反算。同时选取我国代表区域，结合不同发电小时、开发容量等进行测算方案设置，以期涵盖目前市场上主要的商业方案。如全额上网平价场景下，以10MW容量为例，计算蒙东、青海、山西、河南及广东五个区域的最小发电小时和最大发电小时的收益情况，其中河南按照山地和平地两种分别地形计算了100m和140m两种塔高的方案。

表2：测算边界条件汇总表

（二）.测算边界条件

本文测算边界条件按行业常规取值进行考虑。

不同商业模式方案测算结果及分析

按照如上方案及边界条件，对不同场景下的各个方案展开测算。

（一）场景测算1：全额上网平价模式下，发电量按照最小小时数，假设项目为10MW容量，各地区收益情况如下：

由表3及图2可知，全额上网平价模式下，按10MW容量最小小时数情况，蒙东、河南（山地）及广东方案全投资内部收益率能够超过5.5%。青海及山西方案因发电小时数低、上网电价低，导致收益率较低。

（二）场景测算1：全额上网平价模式下，发电量按照最大小时数，假设项目为10MW容量，各地区收益情况如下：

由图3可知，全额上网平价模式下，按10MW容量最大小时数情况，仅青海方案全投资内部收益率未能够超过5.5%，其他地区都能获得较好的收益。

（三）场景测算1：全额上网平价模式，最大小时，10MW容量，反算各地区在全投资内部收益率8%时应达到的发电小时。

由图4可知，按全投资内部收益率8%进行反算，大部分测算方案最大小时大于反算小时，具有平价可能性，而青海、山西仍较困难。

图2：全额上网平价模式，最小小时数，10MW容量测算结果

表3：全额上网平价模式，最小小时数，10MW容量测算结果

图3：全额上网平价模式，最大小时数，10MW容量测算结果

（四）场景测算1：全额上网平价模式，规模变化带来的收益和LCOE变化情况，以河南省平原低塔方案为例：

由表4及图5可知，30MW及50MW容量方案收益率较10MW方案有较大提升，显现出了一定的规模效应，但50MW较30MW容量方案收益率却有小幅下降。主要原因是50MW项目升压站相关投资较30MW项目有较大提升，抵消了一部分规模效应。

（五）场景测算2：自发自用，余电上网模式，以10MW河南省平原低塔方案为例，按照80%自用以及50%自用测算收益情况。

自发自用比例的变化引起了项目综合上网电价的变化，进而引起了项目收益情况的变化。由表5及图6可知，自发自用余电上网模式综合电价要高于平价上网电价，收益也较平价上网更加理想。

（六）场景测算3：隔墙售电

早在2017年，国家发改委和国家能源局就发布了《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》（以下简称《通知》）和《关于开展分布式发电市场化交易试点的补充通知》，提到分布式发电项目单位（含个人，以下同）与配电网内就近电力用户进行电力交易；电网企业（含社会资本投资增量配电网的企业，以下同）承担分布式发电的电力输送并配合有关电力交易机构组织分布式发电市场化交易，按政府核定的标准收取“过网费”。

图4：全额上网平价模式，按全投资内部收益率8%反算应达到的小时数

表4：全额上网平价模式，最小小时数，河南低塔方案不同容量测算

根据上述文件，分散式风电主要分为三种交易模式：

1.直接交易模式：分布式发电项目与电力用户进行电力直接交易，向电网企业支付“过网费”。

2.代理交易模式：分布式发电项目委托电网企业代售电，电网企业扣除过网费后，将售电剩余收入转付给分布式发电项目单位。

3.全额收购模式：电网企业根据各类发电的标杆上网电价收购电量，国家对电网企业的度电补贴扣减配电网区域最高电压等级用户对应的输配电价。

其中“过网费”在核定前，暂按价差法计算，即电力用户接入电压等级对应的省级电网公共网络输配电价（含政策性交叉补贴）扣减分布式发电市场化交易所涉最高电压等级的输配电价。

图5：全额上网平价模式，最小小时数，河南低塔方案不同容量测算

表5：自发自用，余电上网模式，最小小时数，河南低塔方案自发自用比例收益测算

图6：自发自用，余电上网模式，最小小时数，河南低塔方案自发自用比例收益测算

三种交易模式中，本文针对直接交易模式进行收益测算分析。以山西10MW项目为例：

假设市场交易电价在目录电价基础上打九折，则——

市场交易电价=目录电价＊90%-过网费-政府基金及附加

将山西省相关费用代入，则——

市场交易电价=0.5109＊90%-（0.1663-0.1513）-0.04335=0.40146元/kWh

由上述计算过程可知，考虑了打折、过网费和政府基金及附加的市场交易电价仍大于脱硫燃煤电价0.332元/kWh。因此，若分散式风电项目具备市场化交易条件，可结合项目情况进行测算，进行开发方案的合理制定。

（七）场景测算4：竞价反算

2021年初，国家能源局综合司发布《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知（征求意见稿）》，提出以项目上网电价或同一业主在运补贴项目减补金额等为标准开展竞争性配置。结合新能源发电项目的发展历程，上网电价从特许权电价、标杆电价、指导电价、竞价到平价，经历了扶持、鼓励到竞争的过程。新能源与传统能源良性竞争发展已成定局，目前的平价也只是行业必经的过渡阶段。经过测算，若目前各省脱硫燃煤标杆电价下降15%，则发电小时相应需提高299~838h才能达到下降前的收益率。

分散式风电开发建议

经过上文的分析，在分散式风电项目开发过程中应结合项目实际情况，对不同商业模式下的经济性进行分析。目前来看，自发自用及参与市场化交易的项目容易获得较高的电价，但该类项目长期收益的不稳定性也是需要考虑的投资风险。在确定好项目商业模式后，还应对项目进行系统化设计，从资金利用效率的角度，追求大容量不一定能获得更好的收益效果。不同地区风资源差异也较大，高塔和低塔的经济性应进行定制化的分析。

总而言之，我国分散式风电市场发展尚不成熟，在体制机制、商业模式、技术标准、项目融资等环节仍存在发展壁垒，若使其真正发挥作用还需要业内人士不断努力。