热电厂造价 100万千瓦火电机组造价

【能人正在看,点击右上角添加‘关注’】

北极星风力发电网讯:新能源发电即将进入廉价上网时代,近中期将继续快速发展,在全网总装机容量中的比重将继续增加。它的发展应该放在整个能源和电力工业发展的框架中考虑。在分析我国电力系统接入导致新能源发电成本和利用成本变化趋势的基础上,分析了未来平价接入和利用,研究了“十五”期间我国新能源发展的总体情况和需要注意的四个关键问题,提出了实现高比例新能源与电力系统协调发展的政策建议。

本文来源:微信微信官方账号“CAA发电自动化”

0简介

新能源的快速发展为推动中国能源改革和履行应对气候变化的承诺发挥了重要作用。截至2019年9月底,全国光伏发电和风电累计装机容量分别为1.9亿千瓦和1.98亿千瓦。新能源装机已超过20%,在电力系统中的地位悄然发生变化,正在向电能增量的主要提供者过渡。展望未来,从履行国际义务的角度,中国市政府承诺,到2030年,非化石能源占终端能源消费比重达到20%;从自身竞争力来看,风力发电成本将继续下降,即将进入廉价上网时代。因此,“十五”期间,新能源将继续快速发展,装机容量和发电量的比重将继续提高。新能源的发展要放在整个能源电力行业发展的框架下考虑。分析了我国新能源发电经济变化的历程和趋势,研究了“十四五”新能源发展,研究了新能源科学发展需要关注的关键问题,提出了相关政策建议。

1新能源发电的经济分析

1.1近年来新能源成本的变化

1.1.1全球新能源成本的变化

近10年来,全球新能源发电成本不断下降,陆上风电成本最低,光伏发电下降最快,主要是关键设备价格下降,如图1所示。

热电厂造价 100万千瓦火电机组造价插图2018年下半年,全球陆上风电平准化能源成本(LCOE)约为0.052美元/(kW·h)(折合0.340元人民币/(kW·h)),较2010年下降44%。海上风电的平均千瓦时成本为0。115美元/(千瓦·小时)(折合人民币0.759元/(千瓦·小时)),比2010年下降了32%。光伏发电的全球平均千瓦时成本为0。06美元/(千瓦·小时)(相当于0。396元/(千瓦·小时),比2010年下降了80%。

竞争机制的引入有效促进了新能源发电价格的下降。目前,世界上至少有100个国家采用招标方式确定上网电价。2018年光伏发电和风电招标项目装机容量分别为3200万千瓦和1500万千瓦。2019年6月,全球光伏发电项目招标价格创历史新低。巴西202 MW Milagres项目电价为1.6975美分/(kW·h),折合人民币0.12元/(kW·h)。

1.1.2中国新能源成本的变化

随着光伏发电的技术进步和产业升级,以及市场更加成熟,我国光伏发电成本持续下降,如图2所示。

2018年全国光伏组件平均1.8元/W,光伏电站成本约4.2元/W,比10年前下降90%。与集中式光伏电站相比,虽然分布式光伏发电组件和逆变器的单位容量成本较高,但由于前期立项、土地成本等非技术成本较低,整体成本略低于集中式光伏电站。

随着我国风电全产业链的逐步国产化,风机设计制造技术的不断提高,发电效率的不断提高,风电场和千瓦时的综合成本呈逐年下降趋势,如图3所示。

近年来,中国东部和中部地区新增风电比例增加,提高了土地和建设成本。但得益于风电机组价格的持续下降,2018年陆上风电成本约为7500元/kW,同比下降6%,千瓦时成本为0.38元/(kW·h),略高于全球平均千瓦时成本。与大型风电场相比,分散式风电的单机容量相对较小,单位容量价格较高,前期和配套成本并没有明显下降,使得分散式风电的单位容量成本比大型风电场高出10%以上。近年来,海上风机设计、运输和安装的创新以及大规模集群的建设,推动了海上风电成本的快速下降。与陆上风电相比,海上风电具有平均风速大、利用小时数高、市场消耗量大空等优点,适合大规模开发。目前,我国在建海上风电项目单位容量成本为14000 ~ 19000元/kW,约为陆上风电的两倍。

近日,全国首个海上风电招标项目(奉贤海上风电项目)相关数据显示,单位容量投资15700 ~ 17000元/kW,申报电价0.65~0.76元/(kW·h),明显低于国家指导价0.8元/(kW·h)。非技术成本已经成为影响光伏发电和陆上风电成本的重要因素。非技术费用在光伏发电、陆上风电和海上风电初期投资中的比例分别为18%、9%和2%。新能源发电成本包括风机/光伏组件、电力线路、网络相关装置、设备运维等技术成本,以及前期立项、土地使用费、融资成本、拖欠补贴、弃风弃光等非技术成本。工程造价0.2~0.9元/W,补贴通常逾期3年以上,民营企业长期贷款利率通常为10%~12%。2018年中国新能源废弃比例平均在5%左右。

1.2中国新能源成本未来趋势

自2019年初以来,作者与多家行业协会、研究机构、权威人士和项目业主进行了访谈和调查。结果表明,未来光伏发电和海上风电的建设成本仍将下降空,而陆上风电下降不显著空。预计2020年我国光伏电站、陆上风电、海上风电单位容量成本分别为3800、6900、14000元/kW,2025年有望降至2500、6000、12000元/kW。不同地区光伏发电和陆上风电的成本分别见表1和表2。

(1)分布式光伏发电的成本。根据2018年各省分布式光伏项目平均利用小时数,自用电量占80%,结算价格为销售目录电价的8.5折。2020年分布式光伏用电成本基本在0.38-0.60元/(kW·h)之间,大部分省(区)可以实现用户端平价上网(重庆、山西、贵州等少数省份除外),如图4所示。

图4 中,终端等效电价为分布式光伏的平均收益,绿柱表示平价地区。在图4中,终端等值电价是分布式光伏的平均收益,绿柱代表平价区。

(2)光伏电站的成本。考虑到目前燃煤脱硫标杆电价水平不变等边界条件,未来部分省(区)将弃光并提高光伏发电利用小时数,2025年各省(区)光伏电站用电成本基本在0.23-0.40元/(kW·h)之间,大部分省(区)可实现发电侧上网平价(重庆、贵州除外)

(3)陆上风电的电费。考虑到目前燃煤脱硫标杆电价水平不变、部分省(区)弃风和提高风电利用小时数等边界条件,计算了2025年各省陆上风电用电成本,基本在0.24-0.40元/(kW·h)之间,大部分省(区)可实现发电侧上网平价(重庆、天津、山西等省除外),另外根据计算,2025年江苏、广东海上风电将接近平价。

1.3奇偶在线不代表奇偶利用率。

整体来看,新能源发电即将进入平价上网时代,自身千瓦时成本低于燃煤标杆电价。但从终端用户来说,平价上网向用户输送新能源需要额外的利用成本,平价上网不等于平价利用。换句话说,平价利用率不仅包括自身发电成本,还需要考虑利用成本,包括接入和送出产生的输配电成本,以及为保证系统安全而增加的系统成本(包括平衡成本和容量成本)。

根据IEA的研究,随着风电和其他挥发性电源在电力系统中所占比例的增加,特别是超过一定比例后,额外的利用成本会明显增加。装机容量占比5%~30%,平均输配电成本15美元/(MW·h),折合人民币0.1元/(kW·h);装机容量占比10%~20%,平衡成本和容量充裕成本分别为1~7美元/(MW·h)和4~5美元/(MW·h),折合人民币0.036~0.085元/(kW·h)。

根据IEA研究提出的系统成本,取0.061元/(kW·h)的折中值,东部省份不考虑输电成本,对比各省光伏发电和陆上风电成本与燃煤标杆电价的差异,2025年广东、福建、辽宁等少数省份可实现平价利用,如图7所示。但考虑到中国对大陆性季风气候和风电的贡献低于欧美,新能源发电量预测精度仍有差距,煤电占比高,中国新能源并网带来的系统成本高于欧美,实现平价利用的省份实际较少。

2 .“十四五”新能源发展研究

“十四五”期间,风电、光伏将进入廉价上网时代,不再依赖补贴,中国将安装新能源发电。

规模将继续快速扩大。考虑到电力系统的整体安全性和经济性,发展新能源应遵循以下原则:

(1)在保证系统安全的前提下。深化对高比例新能源接入对电力系统运行影响机理的认识,通过技术和管理手段多措并举保障电力系统安全。(2)注重就地就近利用。优先发展电力负荷附近的新能源,减少长途运输的消耗。(3)充分发挥市场配置资源的作用。统筹中长期和现货市场、省际和省内市场,通过市场手段促进新能源的开发和消费。(4)与其他电源的友好连接和协调。提高新能源并网友好度,统筹抽水蓄能、火电机组柔性改造、需求侧响应、电化学储能等柔性资源。,保证足够的电网调节能力和系统备用。(五)继续完善年度预警机制。加强新能源项目新增规模管理,深化年度投资预警监管制度。(6)多能互补,多网合作。电源侧起到风、光、水输出互补的作用,负载侧高效利用电采暖和空调的协同特性。综合分析国家能源转型要求、清洁能源消费目标和新能源成本快速下降等因素,预计“十五”期间,我国光伏年装机容量有望超过4000万k W,风电年装机容量有望达到2500万kW。到2025年,我国新能源总装机容量为7.5亿-8亿千瓦,占全国电源总装机容量的26%-28%,发电量约占。2025年全国电源装机结构如图8所示。

根据“十五”期间风电和光伏在不同地区的千瓦时成本,并考虑到2020年后西北地区用电将大幅缓解,初步判断:(1)东部和中部地区集中式新能源装机规模将继续增加,以东南地区陆上风电和东部海上风电为主。(2)光伏发电项目将延续集中式和分布式光伏相结合的发展模式。随着启动基地,一些配套电源的输送渠道,一些现有的电站和廉价的示范项目,集中式光伏电站可能会有新一轮的发展热潮。(3)陆上风电向“三北”地区和东南地区发展,分散型风电快速增长。“三北”地区消纳条件的进一步改善将吸引陆上风电的开发建设,制约分散型风电发展的设备技术、成本、管理机制等问题有望逐步得到解决,从而推动分散型风电的发展。(4)海上风电发展将进一步加快,主要集中在东南沿海地区。根据江苏、广东、浙江、福建、上海等国家或地方政府批准的海上风电发展规划,预计到2025年,我国海上风电累计装机容量将达到3000万千瓦左右,80%的装机容量将集中在江苏、广东、福建等省份。江苏和广东有望建设1000万千瓦海上风电基地。

3新能源科学发展需要关注和建议

“十五”期间,新能源将继续快速发展,无论是集中式发展还是分布式发展,都将对电力系统产生巨大影响。

应更加重视安全运行的挑战,解决新能源发电项目的规模控制和新能源用电保障机制的落实。

3.1新能源并网发电系统安全问题比例高。

随着新能源的快速发展,大量常规机组被替代,导致系统抗干扰能力下降,电网调节能力不足,给电网安全运行带来挑战。同时,还需要注意的是,随着大量电力电子设备接入电网,电力系统中电力电子化的特征越来越明显,容易造成大规模连锁故障,给电网运行机制带来新的系统稳定性问题和深刻变化。近年来国内外的一些电网事故都与此有关。

3.1.1系统异常响应能力低,容易大规模脱网。

新能源发电包含大量电力电子设备,其频率和电压耐受标准较低。当系统发生事故时,频率

当机组大面积故障、大容量线路跳闸、DC换相失败或闭锁等率、电压发生较大变化时,新能源机组容易大面积脱网,引发连锁故障。随着新能源规模的快速增长,这一问题日益突出。

2011年,国家电网公司运行区域发生大规模风电离网事故8起,离网风机5447台。最

风电出力损失153.5万千瓦,导致电网频率降至49.76赫兹,严重影响电网安全稳定运行。事故原因是电缆头故障导致系统电压下降。但由于风电缺乏低/高电压穿越能力,在系统电压变化时大规模脱网,引发连锁问题。

2016年9月28日,澳大利亚南澳大利亚州全州停电,是自1998年以来停电时间最长、受灾面积最大的一次。事故主要原因是新能源异常应对能力较弱,系统电压异常导致大面积脱网,导致洲际接触线跳闸。2019年8月9日,英格兰和威尔士发生大停电,这是10多年来影响最大的一次停电。事故的主要原因是系统受扰时新能源大规模脱网,使得新能源占比高的电网出现严重缺电。针对该问题,提出以下建议:(1)尽快完善新能源并网标准,提高新能源机组并网性能要求,挖掘新能源站动态有功无功调节能力,要求新能源参与系统调频调压,防止新能源大规模脱网引发连锁故障。(2)在新能源接入比例高、极端天气频发的背景下,气象条件对电网安全运行的影响越来越大。电网企业需要结合电网运行特点,加强灾害气象预警等级,加强风险分析和防范。

3.1.2带来新的稳定性问题。

电力电子器件的快速响应特性,除了传统的基于工频的同步电网的稳定性问题外,还有一个新的宽带(5~300 Hz)振荡的稳定性问题。新能源发电机组产生的次同步谐波容易引起次同步振荡,危及火电机组和主电网的安全。目前,在新疆、甘肃、宁夏、河北等风电富集地区,已经发生多起风电机组引起的次同步振荡。2015年7月1日,新疆哈密风电机组产生次同步谐波,经五级改造传至300公里外的火电厂,造成华源电厂3台66万千瓦机组扭振保护动作,机组相继跳闸,电厂全面停机。针对该问题,提出以下建议:各方高度重视新能源次同步振荡等新的稳定性问题,加强新能源次同步谐波管理,深化机理研究,出台相关规定。

3.2新能源电力消费保障机制的政策实施

实施可再生能源消费保障机制,可以激发市场主体购买可再生能源的积极性,也有利于打破省际壁垒,促进可再生能源消费。在三次公开征求意见的基础上,2019年5月15日,国家发改委、国家能源局发布《关于建立健全可再生能源消纳保障机制的通知》(以下简称《通知》),提出建立可再生能源消纳保障机制,2019年模拟运行,2020年全面监测评估并正式考核。本文研究政策执行中可能出现的问题。

3.2.1合理设置各省的责任权重。

国家能源主管部门对各省消费的责任权重设定是否合理,将直接影响对各省消费责任权重完成情况的考核。跨省输电通道可再生能源输电比例的确定、可再生能源年度新增装机容量和发电量预测、全社会用电量预测是制定各省责任权重的重要边界条件,也是决定各省能否完成权重的重要因素。特别是UHV渠道新能源消耗比重、水电利用小时数等关键指标。为解决这一问题,建议对于影响各省消纳责任完成情况的重要指标,如各省之间可再生能源交易比例等,根据模拟运行情况,在年度消纳责任权重下达前,各方应充分沟通,使各省的责任权重相对合理。

3.2.2省际电力市场易受干预。

地方政府干预电力市场的意愿可能增加,增加了电力交易组织和实施的复杂性。省级政府承担落实本地区消纳责任权重的责任,可能会对可再生能源省内和跨省电力交易的优先性、可再生能源在电力交易中的比重、过度消纳的跨省和省内交易的优先性提出要求,增加电力交易组织实施的复杂性。比如,送出省份可优先保证可再生能源发电用于完成责任权重的本地消纳,限制可再生能源送出规模;受电省份可能会对可再生能源在受电中的比例提出更高的要求。为解决这一问题,建议电网企业在省级政府的组织下,提前测算各省责任权重的预期完成情况,统筹各省间协调,制定消纳保障机制实施方案。

3.2.3一些地区可能会大规模开发新能源。

消纳责任的权重主要反映新能源利用水平,而不是弃电控制水平。地方政府可能会鼓励新能源的超规模发展,造成“多弃”的局面,增加新能源弃电的压力。消纳保障机制实施后,部分省份可能在完成消纳责任权重的压力下,通过新增新能源装机达到消纳责任权重。如果消纳条件不落实,会增加新能源弃用的调控压力。针对这一问题,建议国家继续实施风光投资监测预警、新能源年度规模管理等机制,协调平价上网、竞争性分配、扶贫等各类新能源项目的规模。,在持续改善输用电的前提下有序并网,弃风弃光,确保新能源弃风总体控制目标不超过5%。

3.2.4政策执行在解决补贴缺口中的作用

可再生能源的电力保障机制是强制性的。实施后,消费者在电力市场购买可再生能源的积极性将提高,有利于解决补贴资金缺口。新能源的快速发展使得补贴资金缺口逐年加大。相关数据显示,纳入前七批补贴目录的新能源项目年补贴需求超过1500亿元,装机容量较大的项目未纳入补贴目录,预计2019年可再生能源新增征收额仅为830亿元左右。截至2018年底,补贴资金缺口已超过1400亿元。《通知》明确,消费核算除可再生能源电力实际消费外,还可以购买其他市场主体超额消费和自愿认购绿色证书对应的可再生能源电力。针对这一问题,建议充分发挥消费责任权重和绿色证书在解决补贴资金缺口中的作用,进一步优化可再生能源补贴机制。

3.3新能源平价上网带来的规模控制问题

项目管理问题

预计2025年我国新能源总装机容量将超过7.5亿千瓦,难以通过补贴资金总量控制年度发展规模。如果规划没有约束力,年度调控总规模不到位,很可能重现十二五期间弃风弃光的严重问题,不利于新能源的持续健康发展。在新能源大规模发展初期(2011-2015年),由于缺乏对新能源总规模的有效管理,部分地区新能源规模远超预期。如新疆、甘肃、内蒙古等地区新能源年规模高位增长,导致新能源利用小时数持续减少。2016年以来,政府开始调整完善新能源项目管理政策,建立风电、光伏投资监测预警机制,出台“5·18”、“5·31”风电、光伏发电项目开发管理新政策,要求将所有补贴风电、光伏发电项目纳入规模管理,项目通过竞争配置,取得了一定成效。针对这一问题,提出以下建议:(1)吸取以往经验教训,坚持政府宏观调控与市场配置资源相结合的原则,进一步加强新能源项目规模管理,引入将非补贴新能源项目纳入计划管理的方法,深化年度投资预警和监管制度。(2)以电力系统经济可接受性为基础,综合考虑电源、电网、负荷、市场建设等因素,合理确定新能源发展规模、布局和时机,并适时滚动修正。

3.3.2新能源利用率

将弃风弃光控制在合理指标内,有利于提高电力系统运行的整体经济性。如果追求100%消纳,系统成本会明显抬高,电力系统所能承载的新能源规模会受到限制,但新能源的发展会受到制约。新能源发展规模比较大的国家,都有不同程度的主动或被动弃风/光。针对这一问题,建议研究确定合理的新能源利用率评价方法和弃电率统计原则。一是以全社会供电总成本最低为原则,确定不同省份或区域电网不同等级的合理新能源利用率;第二,新能源积极参与系统调控应视为合理的“弃电”,不应纳入弃电统计。

3.4高导分布式电源带来的运行管理问题

分布式发电具有数量大、规模小、分布广的特点。高渗透接入给电网的安全运行和管理带来了一些麻烦。要及时解决前期制定的低标准导致的易脱网、低可观测比导致的调峰难度加大、影响配电网供电可靠性和电能质量等问题。

3.4.1当系统因标准低而受到干扰时,很容易脱网。

随着分布式电源的快速发展,前期制定的技术标准要求相对较低,难以适应部分地区接入比例较高的情况,部分项目未严格执行相关要求。2019年7月,华东能源监管局发布通知,指出华东电网近1200万千瓦分布式光伏执行的并网频率技术标准偏低。在华东电网大容量DC闭锁导致主网频率大幅波动的情况下,可能导致分布式光伏大规模脱网,进一步加剧电网运行风险。因此,需要重点开展分布式光伏并网频率专项核查和整改,提高低电压接入的分布式光伏并网频率要求。2018年以来,欧盟、德国等分布式电源大规模发展的地区或国家也对原有的并网分布式电源技术标准进行了修订,强化了对低/高电压穿越和异常频率响应的要求,如表3所示。为解决这一问题,建议及时修订分布式电源并网标准,完善分布式电源系统异常响应和无功支持要求,严格按照标准要求验收设备,加强核查整改,适应高渗透率配电。

类型电源接入情况。

3.4.2低可观测比增加了调峰难度。

分布式新能源出力不确定,低压分布式电源信息接入率低,影响大规模开发后负荷曲线的预测精度,要求电网预留更多备用容量,增加了安排电网运行方式的难度。同时,大规模分布式新能源和集中式新能源电站叠加,增加了白天低负荷时段部分地区调峰的难度。为解决这一问题,建议在满足信息安全的基础上,加强中低压分布式电源的信息监控,规范信息访问路径和方式,提高分布式电源的信息访问率,实现分布式电源的可观测和部分可控,推广应用分布式电源的“群控群调”。

3.4.3影响供电可靠性和电能质量。

大量分布式电源接入配电网,使得离网潮流变轻甚至倒退,使得系统电压升高甚至越限。线路变压器可能反向过载,特别是节假日期间,可能影响供电可靠性和电能质量,还可能导致分布式电源在过电压发生时脱网。为解决这一问题,建议根据已发布的行业标准DL/T 2041-2019《分布式发电接入电网承载能力评估导则》,各地开展分布式发电承载能力计算,建立基于承载能力的分布式发电规模布局控制机制,引导分布式发电均衡有序发展。

4结论

分析表明,十五前期光伏发电和陆上风电将低价接入电网,但低价接入不等于低价利用,应重视新能源带来的输配电成本和系统成本。考虑到系统成本,估计部分省份可以实现平价利用。近中期,我国新能源将继续快速发展,到2025年底装机容量将达到7.5-8亿千瓦。随着新能源发电对电力系统的影响越来越大,需要重点关注新能源高比例并网带来的电力系统安全性、新能源用电保障机制的政策落实、新能源平价并网带来的规模控制、高渗透分布式发电带来的运行管理。应从机制研究、标准强化、政策落实、规模控制、管理优化等方面入手,推动新能源高比例进入电力系统,实现安全可靠的经济发展。参考文献:(略)

声明:以上内容转载自北极星电力新闻网,发布的内容不代表本平台立场。

国家能源信息平台电话:010-65367702,邮箱:hz@people-energy.com.cn,地址:北京市朝阳区金台西路2号人民日报社。

免责声明:本站所有文章内容,图片,视频等均是来源于用户投稿和互联网及文摘转载整编而成,不代表本站观点,不承担相关法律责任。其著作权各归其原作者或其出版社所有。如发现本站有涉嫌抄袭侵权/违法违规的内容,侵犯到您的权益,请在线联系站长,一经查实,本站将立刻删除。

本文来自网络,若有侵权,请联系删除,作者:青岛热电,如若转载,请注明出处:https://cnautoinfo.com/3783.html

发表回复

登录后才能评论