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我国现存的新能源发电技术包括风电、光伏、生物质能等,核电也被归类于新能源,目前风电、光伏和核电的发展规模较大。
新能源发电位于电力系统发电、输电、配电、售(送)电四个环节中的发电侧,其产品同火电、水电等传统电力具备极高的同质性,仅在电压、频率等方面有少许区别。
对于绝大多数用户而言,不同电力产品仅存在价格区分,这意味着在不考虑其他因素的条件下,成本领先战略是发电企业必然也是唯一可行的竞争战略。
新能源发电行业由于产业发展初期成本较高,必须依赖政策补贴才能维持一定的发展规模,此时新能源在能源结构中作为补充性能源,而补贴规模的大小决定了新能源空间的上限。
只有当新能源发电成本与传统能源(主要为火电)具备可比性,也就是实现并网侧的平价上网,才能在市场竞争中扩大份额,并逐渐在能源结构中由补充性能源变为替代性能源。
市场竞争力取代产业政策成为行业发展的核心驱动力,其发展上限也由补贴规模变为能源总需求。
新能源在能源结构中的份额提升意味着能源结构的优化。
我国已经充分意识到推动新能源发电并网侧平价上网的重要性:国家“十三五”规划明确提出光伏并网侧、用户侧平价上网的目标,并要求发电侧成本进一步下降30%、40%;同时要求到2020年风电实现并网侧平价上网。
平价上网含义及标准设定
通常所说的电价是指销售价格,其成本组成包括发电厂的发电成本、输配电成本等。
我国的销售电价分为三类:工商业电价,一般在1元/kWh左右;大工业电价,一般在0.6~0.9元/kWh之间;居民和农业售电电价,由于享受国家的交叉补贴,价格较低。
主要的几种新能源技术,风电目前的标杆电价为0.40~0.57元/kWh,集中式光伏为0.65~0.85元/kWh,分布式光伏0.7~0.9元/kWh左右,核电约为0.43元/kWh,低于大多数电力售价,初步具备用户侧平价上网的条件。
判断新能源能否在发电侧与火电上网电价相竞争的方法:是比较新能源发电度电成本与火电成本,衡量度电成本最为常用的指标是平准化电力成本(levelizedcostofenergy,LCOE),LCOE=电站生命周期内的成本现值/电站生命周期内发电量贴现。
目前的新能源应用中,除分布式光伏之外,风电、集中式光伏及核电设备距离负荷中心距离较远,实现用户侧平价上网意义不大,真正能够促进产业发展的是实现发电侧平价上网,即在发电侧能够与火电的上网电价相竞争。
目前国内不同地区脱硫煤电价格在0.26~0.5元/kWh,由于不同地区脱硫煤电价格差距较大,新能源不要任何补贴、实现全面的平价上网并不现实。
我们认为在高电价地区,平价上网标准可以设置为脱硫煤电价格,而在低电价地区,考虑到新能源发电的正向外部性和煤电的负外部性,将平价标准设定为0.43元/kWh较为合理(2016年煤电的加权平均价格约为0.40元/kWh,加上碳交易3分/kWh的成本)。
内化外部成本,新能源已初具竞争力
新能源从起步到如今已经历了几十年,如果仅考虑发电的商业成本,新能源发展还需要政策扶植。
对不同能源项目的商业成本核算一般包含其建设成本及运营成本。
就当前情况而言,如果仅考虑新能源发电的商业成本,在短时间内实现全面的并网侧平价上网并不现实,在新能源发电技术商业成本优势欠缺的情况下,国家适当对新能源电价采取补贴政策相当必要。
而如果将外部成本内化,新能源发电成本已初具竞争力。我国的电力结构以火电(主要是燃煤)为主,火电具有商业成本低、能量密度高等优点,但也是造成大气污染的罪魁,并且排放大量的温室气体,目前的火电价格中并未考虑上述负外部作用。
新能源的清洁特性使其具有较好的环境正外部性,同时,如果内化火电的环境负外部性,其成本优势将被削弱。
煤电企业要想达到国家规定超低排放标准,脱硫脱硝效率需从80%上升至95%和90%,火电度电成本约增加0.4分/kWh。
同时,2017年我国计划全面推行碳交易机制,为碳排放定价。2011年10月,国家发改委决定在北京、天津、上海、重庆、湖北、广东及深圳市设立7个线上碳交易试点,并于2014年全部启动。
截止2017年5月,碳交易市场共纳入排放企业超过1900家,累计成交碳配额接近1.6亿吨,交易额37亿元,预计2017年我国有望全面推行碳交易市场。
如果将2017年启动的碳交易因素纳入考虑范围,火电度电成本将继续增加约4分/kWh。未来伴随着超低排放标准及碳交易等政策的限制,火电成本竞争优势将显著下降。
同时,“绿证”等新政策的开展将有效引入市场机制,补偿新能源的正外部性,加之新能源成本的逐渐下降,新能源发电将逐渐实现平价上网。
补贴压力日增,平价上网助力新能源二次腾飞
近几年,随着新能源扶植政策的紧密出台和大力推进,中国可再生能源发电产业取得快速发展,在一次能源结构中的比重不断增长,从2011年的8%上升至2016年的13%。
根据《能源发展“十三五”规划》要求,到2020年可再生能源占整体能源消费比重将不低于15%。
2016年可再生能源总装机容量达到584GW(含水电,其中风电、光伏及核电合计装机量252GW),2005至2016年可再生能源总装机量CAGR达到15%(其中风电、光伏及核电等新能源装机容量CAGR为34%)。
根据《中国能源展望2030》,到2030年,可再生能源发电总装机规模有望达到1440GW。
新能源大肆扩张之后,日益增长的电价补贴缺口表明新能源当前依赖政策扶植的发展模式不具有可持续性。
我国实行新能源固定上网电价制度,对风电及光伏发电的补贴来自可再生能源补贴附加费。从2006年至今,可再生能源电价附加征收标准从1厘/kWh提高到1分9厘/kWh。
2016年预计征收额可达到1100亿元,但实际征收额不足700亿元。随着风电及光伏发电行业上网电量不断扩大,补贴基金面临巨大的资金缺口。2016年全年可再生能源电价补贴缺口超过100亿元,累计缺口超过600亿元。
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在中国光伏行业协会主办的2023光伏发电项目经济性分析论坛上,中国电力工程顾问集团西北电力设计院设计总工程师李娜作“西北地区不同场景下光伏项目的经济性策略分享”的报告。以沙戈荒为代表的大基地场景,具备三方面优势:资源条件好、地势海拔高、辐射强度高;土地条件好,有利于提高项目的容配比;
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新冠疫情肆虐过后,目前中国的电力短缺形势提高了太阳能制造商的成本,同时对印度开发商也产生了连锁效应,这再次凸显了依赖单一太阳能供应链的危险性。
制造材料和运输成本的飙升可能影响到2022年全球公用事业光伏发展计划中的50GW。
一项最新国际研究表明,印度(66美元/MWh)和中国(68美元/MWh)的屋顶太阳能平准化度电成本(LCOE)最低,而美国(238美元/MWh)和英国(251美元/MWh)等国家的成本最昂贵。
光伏发电的核心竞争力是便宜而不是绿色,只有便宜才能大规模推广,只有便宜才能成为主力电源。
9月1日,国务院新闻办公室举行政策例行吹风会,财政部经济建设司司长符金陵介绍了财政部在支持长江经济带绿色发展和产业转型升级方面的支持和引导措施,他指出近十年来陆上风电和光伏发电成本分别下降30%和75%左右。
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大电站最高5.43元/W、BIPV最高7.3元/W,超8GW光伏EPC项目中标结果出炉!
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2021年是新能源发展的重要节点:光伏风电装机量持续领跑全球,发电消纳实现双提升,度电成本持续降低;储能氢能炙手可热,备受资本市场青睐;新能源创新层出不穷,关键技术国产化不断取得突破,在实现碳达峰、碳中和目标的进程中,在构建以新能源为主体的新型电力系统的进程中,新能源正不断革新,迈向
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三峡新能源康保100MW平价上网示范项目工程EPC总承包招标公告
摘要:新能源可持续发展需要依托自身技术进步和成本下降,降低补贴依赖,国家也提出了到2020年风电在发电侧平价上网,光伏发电在用户侧平价上网的目标。基于中国新能源发电成本历史变动情况分析和未来成本趋势研判,预测了2020年和2030年中国新能源发电成本,分析了未来平价上网情况,结果显示,2020年
三峡新能源康保100MW平价上网示范项目风力发电机组设备及塔筒采购招标公告(招标编号:TGT-XNYFD-SB202103D)项目所在地区:河北省一、招标条件本三峡新能源康保100MW平价上网示范项目风力发电机组设备及塔筒采购已由项目审批/核准/备案机关批准,项目资金来源为其他资金/,招标人为三峡新能源康保发电
拥有“世界风口”“世界风库”等资源优势的甘肃酒泉市,系官方规划建设的中国首个千万千瓦级风电基地和百万千瓦级光电基地。甘肃酒泉市委宣传部8日发布消息称,截至今年12月,位于当地的全国首个并网发电风电平价示范项目—中核玉门黑崖子5万千瓦风电平价上网示范项目,已累计完成发电5010万千瓦时,提
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