大規模風電并網成本上升不容忽視

　　近來年，隨著大規模風電并網發電，風電對電力系統經濟性的影響日益引起業界高度關注。截至2015年底，全國風電并網容量預計將達到1.2億千瓦左右，其中“三北”大型風電基地并網容量超過9000萬千瓦，占全國風電并網容量比例80%左右。風電開發利用繼續保持“大規模開發、高集中接入、遠距離外送”的基本格局。“十三五”期間，我國風電還將加快發展，2020年全國風電裝機容量有望達到2.5億千瓦，大型風電基地裝機將超過1.5億千瓦，未來需要關注我國大規模風電并網發電引起并網成本大幅上升的問題。
　　大規模風電并網不僅提高輸電成本，并且為保障電網安全而額外增加的平衡成本和容量充裕性成本同樣占到相當比例。
　　高比例風電接入的單位輸電成本呈上升趨勢，超高壓電網輸送風電更加經濟。近來，美國國家可再生能源室根據美國各地區未來考慮大規模風電接入的輸電擴展規劃方案，分析不同地區接入風電引起的輸電成本。報告研究指出，大部分地區風電接入比例在5%-30%之間，風電單位平均輸電成本達到300美元/千瓦，已超過風電單位造價成本的25%。換算為度電輸電成本為15美元/兆瓦，折合人民幣0.099元/千瓦。與此相比，我國現行規定的100公里以上補貼價格為3分/千瓦的接網補貼標準偏低。采用特高壓電網輸送風電，可降低風電單位輸電成本。在接入20%風電情景下，美國西南部電網輸電規劃研究表明，采用765/800千伏特高壓輸電，風電單位輸電成本為7美元/兆瓦；IEA研究同樣指出，采用超高壓電網輸送風電的單位成本將下降一半左右。
　　為應對大規模風電的出力波動而額外增加的平衡成本同樣呈上升趨勢。當風電比例達到20%時，平衡成本增加大約在1美元/兆瓦-7美元/兆瓦。風電引起的平衡成本與電源結構密切相關。例如，美國和芬蘭電源結構以燃煤、燃氣為主，隨著風電比例提高，平衡成本呈明顯上升趨勢；而瑞典和挪威以水電為主，平衡成本上升相對不明顯。
　　風電容量的替代效益有限，隨著大規模風電并網，風電可信度呈下降趨勢，而引起的容量充裕性成本呈上升趨勢。當風電比例達到30%之前，風電容量可信度僅在6%-25%。德國風電的容量可信度最低，20%風電接入情景下僅為6%，接入30%風電則降到5%。研究表明，當風電比例超過20%，引起的容量充裕性成本在4-5美元/兆瓦。
　　我國需要建立大規模風電并網成本的疏導機制，促進風電與電力系統協調發展。
　　風電等變動性新能源的高開發成本得到了廣泛認識，現有政策也較好解決了該問題。但對于由風電出力特性導致的輸電成本、調峰調頻輔助服務成本、容量充裕性成本等并網成本上升的認識不足，同時缺乏量化分析，沒有很好的疏導途徑，不利于促進大規模風電并網消納。
　　目前，我國大部分地區風電接入比例已經達到較高水平。2015年底，冀北、蒙東風電裝機占全部電源裝機的比例已經超過30%，甘肅、新疆、寧夏、蒙西、黑龍江風電占比超過20%，吉林、遼寧占比超過15%。為促進風電與電力系統各成員協調發展，需要深化研究我國大規模風電引起的并網成本趨勢，建立風電并網成本疏導機制，需要完善現有經濟激勵政策。
　　一是建立和完善新能源的接網補貼標準，適當提高大型風電、光伏電站基地配套送出電網工程補貼標準。二是將風電等新能源納入到現行輔助服務補償機制中，完善現行輔助服務管理辦法，疏導風電等新能源接入增加的平衡成本。三是完善低谷電價機制，開拓低谷用電市場，鼓勵電力用戶購買風電。四是建立適應大規模新能源發展的電力系統規劃新機制，解決系統容量充裕性成本不足問題。