探索滇阈风光水火储一体化的盈利模式

（刊登于《云南水力发电》2022（4）：13-18）/《水利电力职业教育》2022年（1）：44-50）

邹仕华

 

摘　要：在“碳达峰、碳中和”背景下提出的“风光水火储一体化”概念和运营模式，属于国家能源安全和能源战略的重要组成部分。“一体化”盈利模式已得到国家政策和地方政策支持，并拥有广博的市场空间，技术上是成熟的，经济上需要进一步优选和优化。通过行业比选和数据归纳，推演在滇阈的氢能和抽水蓄能作为储能增效的方向之一，大力发展储能型的风电和光电，助力国有资产保值增值，也为区域行业发展思路提供参考和借鉴。

关键词：滇阈；风光水火储；一体化；盈利模式

中图分类号：F407.2   文献标识码：A   文章编号：1006-3951（2022）04-0013-06    DOI:10.3969/j.issn.1006-3951.2022.04.002

 

ToExploretheProfitModelofIntegrationofWindpower,Photovoltaic,Hydropower,Thermal power and Energy storage in Yunnan

Zou Shihua

（YunNan Provincial Energy Investment Group Co.LTD. Yunnan  Kunming  650228）

Summary：Under the background of “carbon peaking and carbon neutralization”, the concept and operation mode of “integration of wind power, photoelectricity, hydropower, thermal power and energy storage”is an important part of national energy security and energy strategy.The“integration” profit model has been supported by national and local policies, and has broad market space. It is mature in technology, and needs further optimization and Optimization in economy. Through industry comparison and data induction, it is deduced that hydrogen energy and pumped storage in Yunnan Province are one of the directions of energy storage and efficiency enhancement, vigorously develop energy storage wind power and photovoltaic, help maintain and increase the value of state-owned assets, and also provide reference for the development of regional industries.

 

Key words:Yunnan threshold; Wind power, photovoltaic, hydropower, thermal power, energy storage;Integrated; Profit model

【收稿日期】2021-11-

【作者简介】邹仕华（1970-），男，湖北潜江人，工程测量学士，水利水电工程硕士，经济学（经济管理）硕士，正高级工程师，省级电力市场监管咨询专家，研究方向是水能动力工程、传统能源经济。

相关文献综述和理论阐述:通过知网和百度，浏览了上百种关于风光水火储一体化的文章，为实现实体盈利之目的，最终采集了22篇相对集中的参考文献的观点，并在参考文献观点基础之上进一步提升，更加有利于指导“风光水火储一体化盈利模式”的实践。

参考文献以文章论述的先后顺序而采集呈现，大致囊括国家能源政策、“碳达峰、碳中和”的电力发展方向、国内外水电、国内火电、太阳能、风电、抽水蓄能、氢能、化学储能、单晶硅材料、厂网各自的成本与电价现状及其发展趋势等方面，以支撑“技术经济和经济技术”的有机融合。

采集文献的初衷是获得有效的政策支持、理论支持和现实的实例（各类电站）支撑。采集到的文献观点是科学的、先进的和实时的，对现实中的行业工作具有很好的参考价值。但也有其局限性，比如水电、火电、太阳能、风电、抽水蓄能、氢能、化学储能等，在行业内的单体发展都很好，参考文献更多论述了实时的优越性，但对“储能型的风电、光伏、氢能”论述不多或不深。这就是本文探索的重要内容之一，促进增强“风电、光伏、氢能、抽水蓄能等与传统的火电、水电”契合之后的储能功效，调整能源结构，兑现我国作为发展中大国在国际舞台上“降低化石能源比重和提高非化石能源指标”的郑重承诺。面向西南，面对云南，将云南本土能源作为观念可控的研究范围，也促进能源行业的有效改革和高质量绿色发展。

1.风光水火储一体化的时代背景和紧迫性

我国是世界上最大的石油进口国和天然气进口国。石油进口量保持10%左右的速度增长，对外依存度约70%；天然气进口量同比增长30%，对外依存度至45.3%。在这种背景下，我国石油进口的渠道有中东航线、非洲航线、拉丁美洲航线和东南亚航线，都要经过马六甲海峡到我国沿海港口。一旦发生战事或被经济封锁，我国能源安全^[1]将遇到重大挑战。

因此，联系到这风光水火储一体化（简称“一体化”）方案提出的时代背景和紧迫性，在中美关系处于一个关键节点时提出这个方案，其战略意义清晰，就是要保证国家能源安全。比如，我国国家电投在缅甸有一个巨型水电站项目^[2]，已经拖了10年，仍处于停滞状态。透过现象看本质，其背后就是美国出于遏制我国能源咽喉的目的，新加坡维持其在马六甲海峡利益，日本、印度出于战略目的，不遗余力地阻止我国通过水电项目扩大在缅甸的经济政治影响力。看懂这类国际关系，也就看懂了背后的这些逻辑。

如果美国对我国的打压持续加大，能源供给难以保证的时候，是很难保障国民经济和国际地位的。有幸的是，大自然馈赠给了我国几乎取之不尽的太阳能，这是我国地大物博的优势。习近平总书记曾在西藏工作第六次会议时提出，西藏太阳能好得很。

要实现能源安全，就是通过能源革命来实现。一切技术问题，都会在“一体化”细则中得到体现。因为能源革命已不仅仅是行业问题，而是关系到国家安全的大事，谁也不能、也不敢成为改革的阻碍者。

2.能源的分布和现状

截至2020年底，全国全口径发电装机容量220058万千瓦，其中，火电124517万千瓦，水电37016万千瓦，风电28153万千瓦，太阳能25343万千瓦，核电4989万千瓦，其他40万千瓦（如表1、图1所示）。

表1.截至2020年底中国全口径发电装机容量一览表
序号	能源类别	装机容量（万千瓦）	发电量（万千瓦时）	年利用小时（h)	装机容量占比（%）	备注
1	火电	124517	43116.50		56.58%
2	水电	37016	12817.53		16.82%
3	风电	28153	9748.54		12.79%
4	太阳能	25343	8775.52		11.52%
5	核电	4989	1727.54		2.27%
6	其他	40	13.85		0.02%
		220058	76199.48	3462.7	100%

其中，云南省全口径发电装机容量10340万千瓦，排名全国省份第7位；云南水电7556万千瓦（如表2、图2所示），排名全国省份第2位；云南火电1397万千瓦，云南风电970万千瓦，云南太阳能417万千瓦，均排名全国省份10名之后，也体现云南在风电和光电方面的发展空间比较大，要抓住国家能源政策的有利契机，大力发展云南风电和光电，特别是具备储能的风电和光电。

2020年，全国全口径发电量为7.62万亿千瓦时，年发电利用小时3462.7h。其中，云南省发电量^[3]为3961.01亿千瓦时，年发电利用小时3830.8h，高于全国各省能源行业平均水平。

3.能源形势和相关政策

国家能源局负责人于2020年12月10日在光伏行业年度大会上表示，2021年我国光伏新增装机为3500万千瓦，将持续八年保持全球第一。到2021年底，光伏发电累计装机规模将超过风电成为全国第三大电源。

按此趋势，遵循市场化规律，一些光伏制造企业、光伏发电企业等主体的积极性将被调动起来，更大力度推动光伏技术进步和产业升级，再生能源消纳权重考核制度和绿证制度将得到继续完善。光伏大有可为。

国家主席习近平于2020年12月12日在气候雄心峰会上发表“我国自主贡献一系列新举措”的重要讲话，提振国人信心。到2030年，我国单位国内生产总值二氧化碳排放量相对于2005年下降65％以上，非化石能源占一次能源消费比重为25％左右，森林蓄积量相对于2005年增加60亿立方米，风电、太阳能发电总装机容量为12亿千瓦以上。

继碳达峰、碳中和^[4]之后，我国高瞻远瞩且切合实际地承担着大国责任，2060年碳中和的宏伟构想现在在逐步传导至具体领域的具体指标和不同的时间节点上。

“碳达峰”是指在某一个时点，二氧化碳的排放不再增长达到峰值，之后逐步回落。我国承诺在2030年前，二氧化碳的排放量不再增长，达到峰值之后再慢慢减下去。与此相关的碳中和则是指企业、团体或个人测算在一定时间内，直接或间接产生的温室气体排放总量，通过植树造林、节能减排等形式，抵消自身产生的二氧化碳排放量，实现二氧化碳“零排放”。

火电厂度电煤耗^[5]实际标煤为270-307克/千瓦时，以此衡量新能源利用对节能减排的量化贡献指标。顺便比较度电煤耗的理论值123克/千瓦时（按照能量守恒原理，1度=3.6兆焦，1千克标煤=29270千焦（相当于标煤热值7000千卡），1焦耳=3.4165E（-5）克标煤，1卡=4.1814焦耳,1焦耳=0.2392卡；吨煤耗氧2.67吨，排放二氧化碳3.67吨），度电煤耗的实际值相当于度电煤耗的理论值的2.35倍，说明火电的煤耗利用率还有比较大的潜力空间。

电力系统发生着变化，从以煤电为主逐步转化为以风电和太阳能为主，风电可分布于海上、高山峰巅，光电可分布在干热河谷地带、工业园区密集的建筑物上，包括房屋、桥梁的阳面等，打造光伏走廊。在建筑物上建造分布式光伏，既消耗能量，又生产能量。

风与光将成为能源主力，在我国境内，至少有57亿千瓦的风能和太阳能的可开发量，但现已开发利用的风能和太阳能只不过5亿千瓦，占比不到10%，还有比较大的发展空间。在云南境内，十四五期间，规划、开发和投产800万千瓦的风电和300万千瓦的光电，风、光装机容量将超过火电成为云南第二大支柱性清洁能源。

光电的转化率逐步提高，从过去的30%提高到现在的70-80%，随着技术的革新，转化率还可以进一步提升。

太阳能电池^[6]国产化产量逐年增加，可以减少进口，降低设备材料成本。还可以制造薄膜电池，市场推广更宽阔，带动全产业链发展。在太阳能电池的寿期内，充分考虑续航能力、替代产品和持续发展。

不过，风与光有其固有的缺陷，间隙性。这就需要进行适度的能源储存，不需要电能时进行能源储存，需要电能时再补充空缺能源。进行智能电网，发挥其柔性功能；可以化学储能，蓄电池续航；电量闲置时可以制氢，电量短缺时释放氢能。

火电和水电具有较强的灵活性，可以填充、补足原本不稳定的锯齿型风电和光伏电源，调整为均衡、优质、安全的平滑稳定电源^[7]，为风光水储一体化、风光火储一体化提供保障。

4.新增高能耗企业落户云南，为本土更多电力消纳提供便利

云南成为全球最大的绿色单晶硅光伏材料^[8]生产基地。近年来，云南着力推动产业结构优化调整，产业集聚态势逐步显现。目前，云南省形成30万吨单晶硅拉制（单晶硅拉制的原理是通过籽晶的有序引导,使晶体方向有序结晶,结晶速度受温度和拉速控制；2020年已生产单晶硅12万吨）和41吉瓦切片生产能力，成为全球最大的绿色单晶硅光伏材料生产基地，并正在成为全球最大的绿色硅材加工一体化制造基地。

41吉瓦切片生产能力体现着高能耗的特点，年耗电量约2000亿千瓦时，为滇阈电源点的电力消纳提供更多机会，也更好地解决本省内消纳更多电力的综合问题。同时，最大绿色单晶硅光伏材料生产基地，为清洁能源提供充裕的主材和设备。

多年来，云南本土年消纳电量没有哪年超过2000亿千瓦时，年发电量（2020年全年发电量为3961.01亿千瓦时）的约50%需要送出省外或国外。现在新增41吉瓦切片生产能力的30万吨单晶硅厂，加上固有形成的工业能耗体系，可以基本消纳完每年的本省全年发电量，必要时，还需要进行一定量的“电力进口”。这也促进本省的风电、光电和抽水蓄能电源点快速发展。

5.风光水火储一体化盈利模式的实施路径

到2025年，云南将全面建成国家清洁能源基地，全省电力装机容量为1.3亿千瓦左右，绿色电源装机比重为86%以上，风电和光电发展潜力巨大。“十四五”期间，在文山、红河、曲靖3州(市)布局800万千瓦风电开发项目，在昆明、楚雄、昭通3州(市)布局300万千瓦集中式地面光伏电站项目，加快推进，尽快建成。

水电和火电具备相对的富裕性，进行适度的技术嫁接，可以弥补风电和光电的间隙性的不足。利用水电和火电优越的调峰性能^[9]，通过水电厂和火电厂补偿调节后，滤掉单纯风电和光伏电站随机性、间歇性和周期性特点，减少电网为吸纳新能源电量所需的旋转备用容量，能够提高电网消纳及送出能力，能够提高电网电能质量，将原本不稳定的锯齿型风电和光伏电源调整为安全、均衡、优质的平滑稳定电源，实现电力并网互补和电力适度储能。

抽水蓄能^[10]在山东、河北、北京、山西、吉林、福建、广东、浙江、江苏、安徽等省（市），相对普遍，但在云南至今还没有过。按照云南“十四五”规划，已经涉入抽水蓄能的内容，开展云南抽水蓄能电站选点规划，增强“储能”的功能，对现有水电进行技术提升。

5.1.风光水储一体化

滇域已经投产发电的有水电7556万千瓦、风电970万千瓦、光电417万千瓦，2020年全年对应的发电量分别为3190.84亿千瓦时、269.35亿千瓦时、53.91亿千瓦时，对应的利用小时分别为4222.9h、2776.8h、1292.8h。现行条件下，风电和光电会同常规水电互补并网发电^[11]，将原本不稳定的锯齿型风电和光伏电源调整为安全、均衡、优质的平滑稳定电源。也实现一定量的变相电力储能。

（1）针对水电存量，通过龙头电站建设优化出力特性，就近打捆新能源电力的“一体化”方案。

（2）针对风光水储增量，以水电基地为基础，优先汇集就近区域的新能源电力，优化配套储能^[12]规模。

优先布局绿色能源开发，加快建设金沙江、澜沧江等国家水电基地，适度推进怒江干流水电，加强“风光水储”一体化多能互补基地建设，化解电力结构性矛盾。

5.2.抽水蓄能在滇阈的发展

抽水蓄能电站具有调峰、调频、调压、系统备用和黑启动等多种功能，是电力系统的主要调节电源。

在云南，多处高山峡谷，水系也比较发达，金沙江、澜沧江、怒江、红河-元江、南盘江等都经云南境内流过，形成水库的区段也比较普遍，为抽水蓄能的下水库创造了有利条件。水库区域应该具备合适的地形地貌，岩体地质条件满足设计要求，且高出水库上方300米以上形成了天然的山顶平台或山顶库盆。这类地形地貌就是比较理想的适合建造抽水蓄能的地形地貌，这类地形地貌在云南境内不在少数。

利用晚上的低电价的电，或者利用阶段性的、锯齿形的电（风电和光电），抽水从下水库到上水库，蓄满上水库。待白天需要大量用电时，再放水从上水库到下水库发电，卖出相对高价的电。达到蓄能增效的目的。

按照全国已有抽水蓄能省份的装机容量来看，云南境内可以规划单站100万千瓦左右的抽水蓄能电站，仅仅依据云南省“三江并流”和多处高山峡谷的地形地貌特征，规划建设抽水蓄能电站10处以上还是保守数字。将风电和光电的阶段性电量用以抽水蓄能，调峰补能，储能增效。

5.3.风光火储一体化

滇阈现在仍然正常发电的火电有1397万千瓦，2020年发电446.91亿千瓦时，利用小时为3199.1h。将现有具备条件的风电和光电，特别是新增的风电和光电，与现有火电互补并网，将原本不稳定的锯齿型风电和光伏电源调整为安全、均衡、优质的平滑稳定电源。

（1）针对煤电存量，鼓励存量煤电机组通过灵活性改造提升调节能力，就近区域打捆新能源电力的 “一体化”方案。

（2）针对煤电增量外送项目，以大型煤炭（或煤电）基地为基础，优先汇集就近区域的新能源电力，优化配套储能规模。

（3）针对煤电增量就地消纳项目，优先利用就近区域的新能源电力，充分发挥配套煤电和储能设施调节能力。

5.4.风光相对水火进行储能的共性化

（1）优化综合能源基地配套储能规模，发挥流域梯级水电站、具有较强调节性能水电站、火电机组、储能设施的调峰能力。

（2）优化送端配套电源（含储能）规模，结合送受端负荷特性，确定合理的送电曲线，提升通道利用效率。增量基地输电通道配套新能源年输送电量比例不低于40%。

（3）上网电价水平

煤电上网电价，2018年燃煤火电机组分省脱硫标杆^[13]上网电价，云南为0.3385元/千瓦时，比较高的省份有西藏、广西、海南、上海、浙江等，超过了0.4元/千瓦时，最高者为0.4993元/千瓦时，最低者为新疆0.25元/千瓦时。2019年以来，上网电价确立为“基准价+上下浮动”的市场化机制，具体由发电企业、售电公司、电力用户等通过协商或竞价确定，总体电价下降，发电企业向电力用户让利，这也是电力发展趋势。

水电上网电价，电价改革，需要的是找到一个合适的平衡点，“水火同价”^[14]的提法事实上是给水电一个调价的理由。毕竟，同一规模的火电站，建成周期约1-2年，但水电站则需要3-10年。水电机组建设周期要远远长于火电站，这将极大考验电力企业的资金实力，提高行业准入门槛。2018年，云南水电平均上网电价为0.199元/千瓦时。

抽水蓄能以招标、竞价等方式确立项目业主、电量电价、容量电价^[15]、抽水电价和上网电价，以体现抽水蓄能电站提供调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务价值的容量电价，通过容量电价回收抽发运行成本外的其他成本并获得合理收益。容量电价=容量电费/机组的实际可用容量，其中，容量电费=k×（折旧+财务费用），k为根据各市场供求关系确定的比例系数。

陆上风电上网电价，2019年I～Ⅳ类资源区（新核准陆上风电）分别为0.34元/千瓦时、0.39元/千瓦时、0.43元/千瓦时、0.52元/千瓦时（均为含税价）；2020年指导价分别为0.29元/千瓦时、0.34元/千瓦时、0.38元/千瓦时、0.47元/千瓦时。指导价低于当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱销、除尘电价）的地区，以燃煤机组标杆上网电价作为指导价。

海上风电上网电价，2019年（新核准近海风电）为0.8元/千瓦时，2020年为0.75元/千瓦时。新核准近海风电项目通过竞争方式确定的上网电价，不得高于上述指导价。

光伏上网电价，2020年对纳入国家财政补贴范围的I～III类资源区新增集中式光伏电站指导价分别确定为0.35元/千瓦时、0.4元/千瓦时、0.49元/千瓦时（均为含税价）。若指导价低于项目所在地燃煤发电基准价（含脱硫、脱硝、除尘电价），则指导价按当地燃煤发电基准价执行。新增集中式光伏电站上网电价原则上通过市场竞争方式确定，不得超过所在资源区指导价。

无论哪种电源点发电，政府补贴逐步减少直至退出，鼓励电价市场化。上网电价的改革趋势总体是下降的，具体由发电企业、售电公司、电力用户等通过协商或竞价确定。政府也鼓励电力企业进行技术创新，降低建设期工程投资，降低运营期运营成本，提高精细化管理水平，提升发电效益。

5.5.氢能作为优质储能之一成为发展方向

氢能在世界能源舞台上有可能成为一种举足轻重的能源。氢的制取、储存^[16]、运输、应用技术也成为世人关注的焦点。氢的燃烧热值比较高，是汽油的3倍，是酒精的3.9倍，是焦炭的4.5倍。氢燃烧的唯一产物是水，2H₂+O₂=2H₂O,是最干净的能源。氢能^[17]是一种替代常规能源的优质二次能源，资源丰富，发展可持续。

电解水制氢,2H₂O=2H₂+O₂，用直流电流插上去，水就会分解成氢气和氧气，氢气就是氢能源的载体。用太阳能，聚光的办法、光热的办法、光电化学的办法、光生物的办法，都可以分解水，制取氢气。可以利用太阳能、风能里面的能量体系转换成气态氢、液态氢、固态氢，实施储能。

电解水制氢很直观，原理很简单，但成本较高。还可以通过蒸汽重整制氢^[18]、煤气化制氢^[19]、生物材料制氢^[20]、金属氢化物制氢^[21]等相对低成本、低污染的办法制氢，获得氢能储能。

比如：蒸汽重整制氢,CH₄+2H₂O=CO₂+2H₂

      金属氢化物制氢,NaH+H₂O=NaOH+H₂

      LiH+H₂O=LiOH+H₂

      CaH₂+2H₂O=Ca(OH)₂+2H₂

现实生活中，无论采用哪种方法制氢储氢^[22]，主要从技术、经济、成本、环保、安全等角度进行综合权衡和考量，确立适宜的方法。制氢过程所需要的动力能源可以首选风电和光电，得以综合利用，发展储能型的风电和光电，以此增效储能。

6.结论

（1）风光水火储一体化是新时代下“碳达峰、碳中和”承诺的能源产物，促进绿色能源发展，保障国家能源安全。

（2）在云南境内，抽水蓄能和氢能尤为储能的主要方向之一，且能形成滇阈现有装机容量的10%以上的规模。

（3）风光与水火可以互补并网，将原本不稳定的锯齿型风电和光伏电源调整为安全、均衡、优质的平滑稳定电源。

（4）滇阈现有风能与光能的间隙性电量能为储能提供灵活性电力，一并助力多样化的高能耗产业落户云南。

（5）上网电价的改革激发了发电企业、售电公司和电力用户之间的竞价活力，鼓励技术创新，降低建设投资，降低运营成本，提高精细化管理水平，提升发电效益。

（6）风光水火储一体化盈利的充分条件已经具备，必要条件期待加速营造。

 

 

 

 

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