关键词：风电供热运营政策 建议
引言
风力发电在我国的发展已经有三十多年的历史，从上世纪八十年代初期引进、示范性开发到本世纪第一个十年中期，风电机组实现国产后，风电发展得到了快速发展，风电新增装机容量连年翻番，近五年来，逐步进入稳定增长期。随着我国风电技术发展的不断进步，风机单机容量进一步增大，设备可靠性稳定提高，风电场发电量得到保障，特别是大叶片技术、低风速技术的发展，风电度电成本进一步下降。目前在一、二、三类风资源区风电度电成本经低于或接近当地煤电度电成本，提高了风电在现有电源种类中的经济性竞争优势。截止到2019年底，我国风电累计总装机容量约2.13亿千瓦，2019年风电发电量预计约4000亿千瓦时，平均利用小时数预计2100小时，发挥了较大的社会经济效益。同时，随着风电的快速发展，从2010年起，我国“三北”地区开始出现较为严重的弃风限电问题，截止目前，最严重的年份，有的省区平均弃风限电率高达40%以上，造成严重的资源浪费。
1、 风电供热产生的背景和意义
在风电主要分布区出现了弃风限电现象后，国家能源局和各级政府有关部门采取多种措施并连年敦促电网公司加大力度着力解决，弃风限电得到较大改善，但由于新能源不稳定的缺陷以及电网结构性局限、供需不平衡等原因，弃风限电仍客观存在。以2018年为例，全年发电量3660亿千瓦时，虽然弃风率同比下降5%，仍然有7%的弃风率，弃风电量高达277亿千瓦时，平均弃风小时数150小时。弃风率超过10%的地区有新疆（弃风率23%、弃风电量107亿千瓦时）、甘肃（弃风率19%、弃风电量54亿千瓦时），内蒙古（蒙西弃风率12.6%、弃风电量60亿千瓦时）。究其原因，主要有以下几方面：1）风电自身间歇性、波动性的缺陷；2）电网结构不平衡；3）风电资源和消纳负荷区域性不平衡；4）北方进入冬季供暖期，煤电机组保证供热的需求，风火之间的矛盾更为突出。
针对冬季供暖需求，风火矛盾突出的问题，从2011年起，就提出了“风电供热”的概念。风电供热在特定的区域因地制宜地开展电供热项目建设，有利于充分利用风能可再生资源，变弃为宝，节约煤炭，减少二氧化碳排放，改善大气环境，同时又可以就地消纳，提高能源利用效率。所以，风电供热项目的实施对于科学利用风能和地方国民经济都具有积极的现实意义，是践行新时代科学发展观的具体体现。
2、风电供热项目有关政策
1）2013年3月15日，国家能源局印发了《关于做好风电清洁供暖工作的通知》（国能综新能【2013】63号文），明确了风电清洁供暖的目的和重要意义：为提高北方风能资源丰富地区消纳风电能力，缓解北方地区冬季供暖期电力负荷低谷时段风电并网运行困难，促进城镇能源利用清洁化，减少化石能源低效燃烧带来的环境污染，改善北方地区冬季大气环境质量，在北方具备条件的地区推广应用风电清洁供暖技术。鼓励新建建筑优先使用风电清洁供暖技术，支持利用风电清洁供暖技术替代已有的燃煤锅炉供热。
2）2015年6月5日，国家能源局印发了《关于开展风电清洁供暖工作的通知》（国能综新能【2015】306号文），提出了通过风电清洁供暖示范项目的建设，已经具备了推广应用的技术条件，因地制宜开展风电清洁供暖工作。风电清洁供暖项目以替代现有的燃煤小锅炉或解决分散建筑区域以及热力管网或天然气管网难以到达的区域的供热需求为主要方向，按照每1万千瓦风电配套制热量满足2万平米建筑供暖需求的标准确定参与供暖的装机规模，鼓励新建建筑优先使用风电清洁供暖技术，鼓励风电场与电力用户采取直接交易的模式供电。
3）2016年12月国家能源局关于某省区风电清洁供暖有关事项的复函中，要求在进一步深化电力市场化改革的基础上，探索建立符合市场化原则的风电清洁供暖商业模式，参与风电清洁供暖的项目由电网企业按照有关规定确保最低保障小时数以内的电量按分区域的标杆电价全额上网，保障小时数以外的电量通过与电制热用户自主协商或者竞价的方式确定交易价格，同时由电网企业合理收取输配电费用，鼓励风电场自建配电网和供热站，严禁采取奖励发电量的方式开展清洁供暖工作。
4）2019年4月4日，国家能源局印发《关于完善风电供暖相关电力交易机制扩大风电供暖应用的通知》（国能发新能[2019]35号文），其中明确要求：a、各省(区、市)能源主管部门组织做好风电清洁供暖技术论证工作和选择适宜本地区的技术方案。电网公司积极配合,做好风配套电网建设与改造工作,保障风电供暖项目可靠供电,同时深入研究电力与热力协同调度运行机制以及保障对应风电项目并网消纳的技术措施,并实现风电供暖与风电消纳的相互促进。b、研究完善风电供暖项目投资运营机制,落实好谷段输配电价按平段输配电价减半执行的支持政策。c、在落实可再生能源电力全额保障性收购的基础上,鼓励风电企业与清洁供暖电力用户进行电力直接交易,交易价格由风电企业与用户自主协商或者竞价的方式确定。在2020年前暂时低于保障性收购小时数开展可再生能源电力市场化交易地区,按10%左右的电量优先开展风电供暖交易。
为了贯彻落实国家能源局方针政策，某风电大省区也相继出台了有关风电清洁供暖实时指导意见。
5）2015年3月由省区人民政府办公厅印发了《关于建立可再生能源保障性收购长效机制的指导意见》，提出了可再生能源保障性收购长效机制的指导思想、基本原则、发展目标、政策措施以及风电供热创新机制。确定该区域风电年平均利用小时数不低于2000小时，研究探索可再生能源消纳新途径，鼓励风电等可再生能源开展供热试点项目，推行风电供热市场化和交易改革机制，明确风电供热试点用电电价执行居民用电电价，支持参与风电供热的风电场建设，电网公司对参与供热的风电场原则上不限电，保障参与供热的风电场多发电，通过多发电收入弥补风电供热项目，电网公司负责建设利用风电供热项目配套的线路设施，并研究制定非供热期不收取风电供热项目的容量电费政策。
6）2016年12月省区经信委和发改委联合印发了关于《风电清洁供暖项目实施指导意见》的通知，定义风电清洁供暖项目是指利用该区规定的保障性收购时数以外的富余风电电力为主要能源，以供暖为目的的项目。明确了项目实施管理的主体和责任，风电清洁供暖企业负责电热锅炉、供暖管网等设施的建设与运营，电网企业负责相关配套供电工程，为供暖按期正常运行做好保障服务，具备电力多边交易市场成员资格的风电企业均可参与风电清洁供暖电力交易。风电清洁供暖交易以竞价方式开展，电网公司收取规定的输配电价，风电清洁供暖交易以风电为主，并配比一定量的火电提供支撑，其中风电参与部分遵循新能源保障性收购原则，交易电量原则上不占用年度调控目标计划电量。
3、某风电供热项目运营状况
风电供热项目从2011年起，开始进行试点实施，到2015年，在“三北”地区进行规模化建设。由于各地对风电供热产业认识不一，政策实施不够明朗，风电供热企业盈利模式不确定，所以风电供热项目供热推进缓慢，开发企业积极性不高。下面就以“三北”某省一个投运的风电供热试点项目为例分析其经营状况。
1）项目基本情况
本风电供热项目风电场装机规模10万千瓦，安装有50台2MW风力发电机组，设计年均发电量利用小时数2640小时，热力站安装24MW的电极式锅炉，供热面积20万㎡，一个供暖季用电量平均约2800万千瓦时，折合一个供暖期减排二氧化碳27920t。项目总投资75000万元，其中风电场投资约70400万元，热力站投资约4600万元。风电场发电上网电价0.50元/kwh（含线路补贴）,热力站用电电价约0.42元/kwh，供热热费收入约20元/GJ。
2）项目经济性分析
a、按照实际建设投资结合项目可研相关数据进行测算，风电场经营期按照20年计，该工程建设成本控制较好，项目投资比预算降低约3600万元。如果风电场年均发电小时达到保障2000小时加上300小时交易电量（当地按照多边交易电价收购，协商电价0.05元/kwh,国家可再生能源补贴后电价约0.26元/kwh），本项目年平均收益为2660万元，资本金内部收益率为14.12% （详见附表1《XX风电供热项目经济性分析（一）》），项目收益同预期目标接近。
附表1 XX风电供热项目经济性分析（一） 单位：万元
b、由于当地相关部门尚未出台明确的风电供热政策执行细则，在项目投运后，电网公司对本项目风电场发电调度与常规风电场一样，存在弃风限电。该地区近年来实际上执行的风电电价按照1400小时保障性收购，600小时按照多边交易电价收购。按此测算，本项目年平均收益为860万元，资本金内部收益率约为4.38% （详见附表2《XX风电供热项目经济性分析（二）》）。项目资本金内部收益率低于银行贷款利率，项目达不到预期目标。
附表2 XX风电供热项目经济性分析（二） 单位：万元
C、风电场发电量按照1400保障小时数+600交易小时数+供热多发280小时数（按交易小时计）情况下，按此测算，本项目年平均收益为1540万元，资本金内部收益率约为8.06% （详见附表3《XX风电供热项目经济性分析（三）》），项目达到投资回报最低要求。
附表3 XX风电供热项目预期经济性分析（三）单位：万元
d、以本项目热力站独立经营模式进行经济性测算，按照电供热相关最优惠政策，采取0.26元/kwh交易电价（地方性政策）,一个供暖季收入净亏损约550万元，含折旧、运营费等，项目净利润亏损约1020万元（详见附表4）。由此可见，以目前现有的政策机制下，热力站独立运营，电加热替代燃煤模式项目不可运作。
附表4 XX风电供热项目热力站经营分析 单位：万元
4、热力站运营模式分析
由国家能源局和省区政府有关部门发布的一系列关于风电清洁供暖的政策的先后顺序来看，对于风电清洁供暖项目的运营模式也发生了一些变化，即：从的当初的“风电场+热力站”一体化运营模式向分别独立的“风电场”、“热力站”的市场化模式转变的趋势，这两种运营模式的区别在于：
“风电场+热力站”运营模式：是利用风电场多发电量进行供热替代。在电网合理安排下，通过风电场全年多发电量增加收入来弥补电锅炉供热负担，实现项目财务收支平衡，达到经济可行的目的。
“热力站”独立的市场化模式：在一定的区域内所有符合多边交易的风电场利用保障小时数以外的电量同热力站进行交易，以期降低热力站用电成本，实现热力站独立运营的模式。
由上述风电场以及热力站经营两种模式下的运营经济性分析可见，风电供热项目在现行电价政策下必须采取风电场和电供热一体化运营模式，并且需要安排承担供热的风电场在满足保障小时数的基础上多发电量，多发电量不少于电供热用电量，这种情况下风电供热项目才能达到投资预期回报。如果将风电场多发电量收入计入热力站，热力站用电费在0.26元/kwh的情况下，热力站每年平均亏损约186万元。
5、结论
综上所述，风电供热是充分利用富余的弃风风电进行供热，符合绿色、环保可持续发展理念，是利国利民的好事。从供热用电来源的形式上进行热力站的经济性分析，在现行供暖政策以及市场机制下，电供热锅炉运营只有依靠风电场少弃风多发电才可正常运作。电锅炉供热完全按照市场化规则运营，经济性不可行，项目运营无法持续，除非政策支持持续降低供热用电成本和给予相应的补贴，使其与燃煤成本相当。
6、风电供热项目政策实施建议
风电供热是特殊地区、特定时期的特定项目，因此，对风电供热项目政策应本着“责利互等，兼顾公平”的原则制定。对参与供热的风电场发电和热力站运营应采取相适应的调度安排，真正让弃风电量用于供热，变废为宝，把风电供热政策落到实处。结合近期政府相关部门发布的几个指导性文件的导向，建议如下：
1）在现行电力、供热市场机制下风电供热的运营模式宜采取“风电场+热力站”一体化运营的模式。
2）对风电供热项目的风电场减少弃风限电，使之增加的发电量不少于热力站供热用电量。
3）依据电供热供电的不同方式，最大限度降低供热用电成本，有条件的项目可以实行供热用电量直接在风电场发电量中抵扣，供电企业收取合理的过网费。
4）技术上利用电供热储热功能的有利条件，实行热力站负荷实时调节装置，用电负荷可根据电网状况进行实时调节，协调电网调度，为电网稳定和高效运行起到一定的积极调节作用。
5）继续推动电供热的用电成本的降低，制定电供热市场交易电价政策，平衡各方利益，给予热力站碳减排补贴，提高热力站供热收入，为最终实现电供热的独立运营市场化创造条件。
京公网安备 11011502004515号
