风电平价还未探底 云南风电上网价格扑朔迷离

　　2020年3月10日，云南省能源局刚刚确定十四五期间发展800万千瓦风电的规划，让云南风电人欢欣鼓舞。不到一周，3月16日，云南省发展和改革委员(云南省能源局已经独立于发改委)就印发了一份《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的实施方案》的通知，云南电网统调燃煤发电电量继续按现行市场化方式形成。按照《指导意见》(《国家发展改革委关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》)规定，煤电价格联动机制不再执行，燃煤发电标杆上网电价改为基准价，基准价为云南省电价市场化改革前的燃煤发电标杆上网电价为每千瓦时0.3358元。

　　其中第八条内容引起了笔者的关注：研究建立容量补偿机制：针对我省燃煤机组利用小时严重偏低的实际，以及我省来水不确定性对火电企业发电产生的影响，由省发展和改革委会同省能源局在2020年底前，研究建立容量补偿机制，容量电价和电量电价通过市场化方式形成。也就是说煤电的上网电价2021年开始上网价格机制发生变化，给火电的标杆电价固定带来的极大不确定性，有很大可能给调低火电的最终综合上网电价打一针预防针。

　　信号：风电已经开始尝试平价基础上继续降价

　　其实，关于变相降低风电的平价上网，2017年多省份已经试水。甘肃省2017年就开始开展新能源发电企业与中国铝业兰州分公司自备电厂电量置换交易。其中风电企业18家，成交电价分别为0.228元-0.2978元/度。无独有偶，2020年2月，辽宁省发改委发布一纸《关于拟组织编制2020年低价风电项目竞争建设方案征求意见的函》，通知公布了《全省低价风电项目竞争建设框架性意见(内部征求意见稿)》。

　　其中，意见稿明确企业在承诺整体项目平价上网基础上，拿出一部分运营小时数实行低价结算(初定0.1-0.15元/千瓦时)，以实现整体项目低价上网目标。但无论文字话术如何变化，目标就是一个——平价还不是底线，风电还要继续降价。辽宁省火电标杆电价0.3749元/度(2017年公布，不含脱硫脱硝)，也算是高价平价风电(相对于内蒙，西北)，根据意见，开发企业拿出300小时以上(按最低300)的小时数参与低价竞价上网，按2019年辽宁2200小时的平均小时数测算，相当于下调电价3分/度左右，降价幅度差不多8%。

　　无论是辽宁的平价中部分低价，还是云南将来实施煤电市场化的容量电价和电量电价机制，都透露出一个信号，即继续降低风电的平价上网底线。其实这也是国务院落实给工业企业减负的一个重要措施，工业终端用电价格也陆续开始下降，给用电企业带来了实实在在的好处。

　　现状：云南电改持续推进，风电上网价格探底扑朔迷离

　　云南风电上网电价一直在下降。云南是最早实施电改的省份，风电在2016年11月开始与水电竞价上网，标杆电价部分与水电同价，补贴部分不变。2017年到2019年，云南的风电综合电价从0.52元/度降到2019年的不足0.45元/度，好在云南风电全额收购，不存在保障性收购限制，给到了云南风电投资企业一点安慰。但也因此引发了湖南和四川在2018年水电汛期部分小时数降低标杆降价的做法。

　　十四五期间，云南因为产业转型发展带来电力新增需求，根据云南的规划，水电硅和水电铝产业达产后需求新增1300亿度电，无论怎样，云南省委省政府引进这些企业肯定是要为他们做好电力需求服务，容量必须保证，电价必须有吸引力和竞争力。

　　云南水电硅和水电铝的最终电价在挑战风电。根据笔者初步了解，以魏桥铝业为例，最早办电解铝自备电厂，电价低至0.17元/度，最高0.29元/度。关闭后，行业电解铝的平均用电受电端电价在0.45元/度左右。魏桥跋山涉水几千公里，把山东滨州的设备搬到云南，如果电价没有相当的吸引力，笔者认为企业不会随便过去。云南省定义是水电硅和水电铝，意味着以水电的电价为标杆，2019年，云南枯水期的水电电价也就0.24元/度(供电侧)，均价在0.18元/度左右，如果送到文山红河，落地至少超过0.30元/度以上。我们可以预测，水电铝的终端电价水平大致是多少(这里懂行的就不多解释了，因为没有公开，涉及政府政策)。

　　800万千瓦风电最终平价上网的电价是否保得住，很难说。作为保障性直供电，南方电网作为企业，首先必须保障企业的正常基准利润，在电源购买的时候，尽可能压低供电侧电价，如果按现行煤电标杆电价0.3358元/度，到受电侧，远远超过水电价格水平，显然这个电价对水电铝和水电硅的需求没有任何吸引力。云南风电的平价上网如何上，既要满足用电容量需求，又要满足企业用电电价需求，风电开发企业再一次增加压力。

　　压力：资源是否够用，还需拭目以待

　　虽然说云南省是风电资源大省，但国土、环保、林业、生态保护及电网等因素影响，能否确保800万千瓦可开发资源，还是未知。

　　但可以肯定的是，剩余的风资源不可和已经开发的风电场质量相比(华能大理的风电场最高发到4500小时)。笔者2016年曾经摸底云南省2/3左右的区域，对云南全省测风容量进行了摸排，近4000万千瓦的测风(有开发协议，立测风塔)，经过2018-2019年的生态红线和国家林业草原局禁止开发区域的限制，实际可开发也就不到2000万千瓦(电网消纳的限制)。

　　结果表明，总体大理、楚雄和昆明，风资源相对较好，但水电铝产业大部分在滇东区域，文山，红河和曲靖，风速相对差一点。现在看来这三个州基本风速在6-7m/s，部分7m/s以上，这三个州目前可开发也就在300多万千瓦(最大)，加其他几个地州市，能否开发出来800万千瓦还需要时间来进行论证。

　　挑战：风电度电成本继续下调，风机降本工作任重道远

　　云南是个特殊的省份，风资源好，早期投资风电的开发企业获利颇丰，后来电改，收益持续下降，电价回到标杆火电价格，或继续下调。相对于现有的风资源，继续降低风电度电成本是一项长期的工作，除设计降本外，核心大部件产业链也要紧密团结，共同应对降本挑战。

　　不管怎么样，电力需求在持续上升，在火电限制开发，水电开发受区域影响的环境条件下，风电作为建设速度最快和用地最省的电源，无疑是最受欢迎的电源。只要大家共同努力，无论最终平价达到什么水平，不管建设条件多差，随着技术进步，在风电主机厂、设计院和开发企业的共同努力下，都会圆满解决这些难题。