追风逐日！探索新能源的时间价值

发布日期：2022/9/26

      风光新能源是波动性电源，典型的“看天吃饭”。我们常说：“你看这风，一阵一阵的，它一会儿有，一会儿没有。你看这云，它刚才还在这里，现在又飘走了。”然而我们如何衡量这“飘忽不定”的风光资源的价值呢？
在固定上网电价时代，我们衡量一个风电场或一个光伏电站的收益，通常是用该新能源电站20年或25年全生命周期的发电量乘以上网电价得到。由于某地的上网电价是恒定的，所以我们只需要“追风逐日”，选择那些年平均风速高或倾斜面总辐射大的地区来布设风光电站。对专业人士而言，这套流程贯穿于新能源前期规划的宏观选址和微观选址。简单地说，这个阶段，我们关注的是新能源的空间属性，即哪个地方的风好，哪个地方的光足。如果我们比别人优先找到这些风光资源禀赋好的地区，就能赚到更多的钱（图1~图4）

图1、年平均风速空间分布（1995-2016）

图2、年水平面总辐射空间分布（2007-2014）

图3、风电平准化度电成本（2020）

图4、光伏平均化度电成本（2020）

      可是时代在变化。2022年4月10日，《中共中央 国务院关于加快建设全国统一大市场的意见》正式发布，提出要健全多层次统一电力市场体系，研究推动适时组建全国电力交易中心。这意味着，新能源全方位“入市”被提上日程。其实，2017年8月28日，国家发展改革委、国家能源局联合发布的《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，明确提出选择南方地区 ( 以广东起步 )、蒙西经济区 ( 下文简称“蒙西”)、浙江省、山西省、山东省、福建省、四川省、甘肃省等 8 个地区作为电力现货市场第 1 批试点市场 。目前，8 个电力现货市场中，山西、甘肃、蒙西、山东 4 个市场允许风电、光伏发电等新能源发电企业参与电力现货交易。在现货市场环境里，电价是“实时”波动的，那么，传统地用20年或25年全生命周期的发电量乘以固定上网电价的模式来计算新能源场站的收益已不再适用。相应地，我们要用实时的发电量乘以实时的电价，然后累加，才能得到新的、符合实际的收益。如果继续沿用之前的经济性评估方法，无异于刻舟求剑，可能面临巨大的风险（图5~图7）。2022年7月25日，微信公众号《光伏们》发表的一篇文章《光伏电价不足0.2元/度，投资考核被判“死刑”：山西电力现货交易一周年考》就曾对这一问题作过论述，并引起行业热议。

图5、山西电网新能源发电日报（2022年6月某日）

图6、山西电网电力现货储氢价格（2022年9月20日）

图7、山东现货市场曾出现光伏负电价

     在现货市场中计算新能源的收益，说起来容易，做起来难。如何知道下一时刻新能源的出力？又如何知道下一时刻电力的价格？这需要高精度的风（光）功率预报技术以及高精度的电力现货市场仿真技术。就后者而言，新能源的电价，不再是固定电价，而是市场实时平衡和博弈后的电价。简单地讲，当电力系统的供大于求时，价格较低；当供小于求时，价格较高。例如，中午11：00至下午3：00点，光伏“大发”，且发电量远超电力负荷时，电力市场价格“触底”，即出现地板价乃至负电价（图7）；傍晚5:00至夜间9:30这段时间，光伏出力很少或接近于0，叠加风电“不给力”，且又遭遇晚间用电高峰，此时的电力市场价格“触顶”（图6）。

     上述变化提醒我们：

   （1）在未来的资源评估中，需从时间和空间两个维度深入分析新能源的价值，既要给出总电量，又要给出分时电量，同时结合已有的电力现货市场的分时电价预估收益（图8~图9）。

图8、中国工商业分时电价（早上5:00-6:00）（图片来源于享能汇）

图9、中国工商业分时电价（早上6:00-7:00）（图片来源于享能汇）

     （2）优化新能源场站的调控策略。例如，我们不应再一味追求光伏电站的”正南”和“最佳”倾角，而应不断调整和优化光伏板的朝向和倾角，以获取全天24小时或全年8760小时的最大收益。值得注意的是，优化后的电价是所有电源（包括风、光、水、火、储等）“多次”博弈的结果。

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