风电进入全面平价时代需要在四个维度同步发力
——写在风电装机突破3亿千瓦之际
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说到2021年，很多人最深的印象就是风电整机的招标价格一次又一次地突破市场预期的底线，屡创新低。目前2000元的整机单位千瓦价格，以及4000元左右的单位千瓦EPC造价，如果从发电的绝对成本来看，在“三北”绝大多数地区都已经实现了与燃煤标杆电价的平价，貌似风电已经完成了降价的历史使命。
但仅仅只是绝对发电成本的平价，绝不意味着风电全面平价时代的到来，只是财政补贴的退出而已。风电要在未来双碳目标的实践过程中担当大任，还有很长的路要走，需要做很多工作。
那么风电如何才能真正实现全面平价？
首先是要降低系统成本
风电产业发展的早期，在《可再生能源法》的保驾护航下，风电行业整体是不需要考虑系统成本的，一轮又一轮限电在政府的关怀下得到了解决，但实际上整个行业的发展都在吃电力系统原有的灵活性裕度。之前风电长期一年2000-2500万千瓦的增量，靠系统自身的优化挖潜是可以维持的。但双碳目标的提出，使得风电在未来电力系统中的角色发生了很大的变化。在双碳目标提出之前，大家都认为在很长一段时间内风电将一直扮演补充能源的角色，大规模并网的技术问题可以通过一个较长时间段的技术积累以及借鉴德国等转型先锋国家的经验来解决。碳中和目标提出之后，风电规模化发展的时间节点骤然提前，发展目标也大大超出预期，目前多家研究机构的预测，在未来碳中和的场景下，风电和光伏发电的总量将突破50亿千瓦，占到装机总量的80%以上。在这种情况下，再想靠大电网来承担消纳责任绝无可能。从另一个角度来看，既然在新型电力系统中，风电光伏已经是主体电源，那就一定要承担主体电源的责任和义务。除了依赖外部的调峰电源，风电行业自身也要做很多创新和技术研发，不管是单个机组还是作为一个整体的风电场，都要加强功率预测预报、有功无功控制等装置和技术的研发，使得不管是单台风机还是风电场都变得更加灵活可控，最小化对于系统侧灵活性资源的需求。这里有一个逻辑必须说明一下，在市场化交易的大背景下，通过这些软硬件投入，风电项目的业主方可以通过电价回收前期的投入并获得更多的收益，收益是留给自己的。如果不做这些研发投入，系统调节的收益归于外部辅助服务提供方，项目本身不管是现金流还是度电收益都有可能受损。从今年的情况来看，随着极端天气增多，风电等新能源项目的出力波动性远超外界预期，例如今年德国的风电出力同比大幅锐减，导致煤电电量占比大幅提升，这还只是一个开始。未来新能源要真正承担起主体能源的责任，就必须从现在开展创新研究和实践，使得自身的出力特性更好的适应未来新型电力系统的发展需求。
其次是要降低管道成本
最近有风电企业宣称，风力发电成本在部分地区可以低到每千瓦时0.15元甚至更低，但是风机机端出口的成本在很大程度是是没有意义的，0.15元的绝对发电成本层层传递到用户的时候，很可能已经变成了1.5元，用户实际支付的费用并没有降低。我国输配电的成本大约0.3元左右，基本上与目前风电光伏的发电成本相当。
与光伏产业相比，风电产业在贴近用户侧上存在明显劣势。分布式光伏可以无限贴近用户，这也意味着分布式光伏项目在很大程度上可以少交甚至不交输配电费用，风电由于其发电原理以及噪声问题，想和光伏一样无限贴近用户是不可能的，但是这并不意味着风电无法降低管道成本。风电参与低碳或者零碳园区建设，通过与光伏发电、储能设施以及需求侧管理协调运行，实现就近与用户的直供，真正打造源网荷储一体化协同的高比例园区微电网，也将成为风电产业发展的一个重要的方向。金风科技最近开始在一些石化企业的园区树立分散式布局的风机，就是一个很好的尝试，下一步关键是隔墙售电政策要进一步完善，并能够真正落地。分散式风电积极参与县域开发和美丽乡村的供电也是很有前途的领域，但是目前进展比较缓慢，主要的原因是相关的主体特别是农村和农户的利益在分散式风电项目建设中体现的不够。对比户用光伏，为什么这几年来户用光伏发展的如火如荼，甚至占据了光伏年度新增规模的半壁江山，除了光伏组件自身成本的快速下降之外，户用光伏本身已经确立了多方受益的商业模式也是一个重要原因，农户在项目建设的过程中可以获得收益，积极性自然会大增。分散式风电实际上还需要在商业模式上做一些更大的创新，风电本身的障碍在于投资门槛要比光伏高，即使是单台风机，投资也要一千万，跟两三万一套的户用光伏比起来，大了至少三个数量级，对于农户来说是不可承受之重，但是对于村镇集体来说，可能反而是一个可以承受的额度。因此在分散式风电的项目开发过程中，通过商业模式的创新，例如村集体土地入股等方式，有效反映村镇一级政府的利益，以此来反哺农村基础设施建设资金的不足，也许是一条可行的出路。
最后是要降非技术成本
非技术成本长期以来是制约新能源产业成本下降的痼疾。目前，风电光伏的非技术成本大概都在0.1元左右，其中并非都是不合理的损耗，有些费用是产业持续健康发展必须承担的，最主要的问题还是各地收费名目和收费标准不统一。
最简单的一个例子，就是目前各地都把配置储能设施作为风电项目建设的前置条件，但是各地对于配置储能的标准五花八门，储能设施配置后的调度管理以及成本回收机制也不明确，导致很多时候在进行项目成本收益测算时只能将这一部分投入当作沉没成本来处理，最终造成投资浪费，也不利于储能产业的高质量发展。土地征用、环保收费等领域都有较多这类情况，建议相关部门能够通过系统研究提出统一明确的标准，并对外及时公开，相信将会有效减少项目投资的非技术成本。
实际上，用户实际承担的用能成本既包括绝对发电成本，也包括系统成本、管道成本和非技术成本。目前绝大多数整机厂商仍然在孜孜不倦的降低绝对发电成本，但这是在过去标杆电价政策下的路径选择，因为四类风区的电价是确定的，电网企业也在全额保障性收购的要求下承担了全部的消纳责任，所以对于风电来说，尽可能低的发电成本将会创造尽可能多的利润。但是就好像一个已经毕业走上工作岗位的年轻人不能再像在学校一样只是心无旁骛的追求满分一样，在新的形势和发展环境下，风电行业除了追求更高的塔筒、更大的叶轮以及更大的发电功率之外，也必须结合市场的需求，进入到一个多元创新的时代，在四个成本维度同步发力，尽可能降低用户实际使用的电力成本，尽可能为用户创造绿色价值，才应该是整个风电产业协同创新的意义所在，也是风电产业进入全面平价时代必须经受的成人礼。
（作者李鹏中国可再生能源学会风能专委会副主任委员）
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