高比例非水可再生能源會帶來什么?

劉斌

今年4月，廣東省印發《海上風電發展規劃( 2017-2030年)(修編)》，明確了海上風電發展原則，并希望借助海上風電資源規模化開發，帶動風電產業和裝備制造骨干企業發展。

廣東省豐富的海上風電資源吸引了大批發電企業前來布局，中廣核、三峽、國家電投、粵電已經取得部分海上風電項目的開發權。

海上風電項目屬于資金密集型項目，投資成本高，對開發企業資金要求較高。根據粵電官網消息，粵電已經與金磚國家新開發銀行(簡稱“金磚銀行”)在海上風電領域展開業務合作，金磚銀行由中國、巴西、俄羅斯、印度、南非共同建立，旨在資助金磚國家以及其他發展中國家的基礎沒施建設。金磚銀行于2016年為福建平海灣海上風電項目提供20億人民幣的主權貸款。

高成本之憂

根據投資估算，200萬千瓦海上風電總投資在360億元以上;350萬千瓦陸上風電總投資約300億，但大規模非水可再生能源的成本不止于此。隨著非水可再生能源規模的擴大，電價或將水漲船高。

根據《2017年度全國可再生能源電力發展監測評價報告》，2017年全國非水電可再生能源電力(風電、光伏、生物質能)裝機容量為3.1億千瓦，占全國電力裝機的17.5%，但發電量只有5034_憶千瓦時，僅占全國總發電量的7.9%。

非水電可再生能源發電量的裝機容量與發電量并不匹配，部分原因在于棄風、棄光損失一部分發電量，但更根本的原因在于其可利用小時數相對偏低，若要提高非水電可再生能源電力消納量，勢必要不斷增加投資提高裝機容量，這將推高電價成本。

目前海上風電單位千瓦投資在2萬元左右，陸上風電單位千瓦投資也在8000元左右，遠高于同時期的煤電、水電和氣電投資成本。風電上網電價也相對較高，廣東省內陸上風電標桿上網電價為0.57元，千瓦時，海上風電標桿電價為0,85元，千瓦時。盡管國家能源局近期發文，要求從2019年起以競爭方式配置風電項目，這將會在一定程度降低風電成本。但可以參考的是，2010年，首輪四個海上風電特許項目以0,62-0.74元/千瓦時的價格中標，但因招標價格過低，偏離開發成本，四個項目至今擱淺。

原能源部政策法規司副司長朱成章撰文指出，新能源發電過快增加肯定會推高電價，電力工業不僅要承擔可再生能源附加，還要以較高的上網電價收購新能源電力，同時還承擔建設長距離輸電線路和輔助服務的成本。保持電力的低電價和快速發展新能源發電是有矛盾的。

但僅依靠省內的風電和光伏，廣東要想達到2020年消納7%的非水可再生能源電量的目標也十分困難。根據 《廣東省“十三五”能源結構淵整實施方案》，預計廣東省2020年全社會用電量在6700億千瓦時，按此測算，廣東省需要消納469億千瓦時非水可再生能源電量。

《廣東省太陽能光伏發電發展規劃(2014-2020年)》中提到，光伏發電環境效益是按照省內2015年裝機容量100萬千瓦、年發電量10億千瓦時計算。據此可推算出，到2020年廣東省光伏裝機600萬千瓦，年發電量則在60億千瓦時。

根據《廣東省陸上風電發展規劃(2016-2030年)》測算， “2020年全省陸上風電裝機容量達600萬千瓦，按各風電場址平均年發電1900小時計，年總發電量約為114億千瓦時。”

海上風電以年平均滿負荷小時數3000計算，600萬千瓦裝機的年發電量在180億千瓦時左右。由此可推算出，

到2020年，廣東省內非水可再生能源發電量在354億千瓦時，距離469億千瓦時的消納目標仍有一定距離。