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论100年新能源周期的正式启动

2020-01-10 09:55来源:SOLARZOOM智库关键词:光伏发电平价上网光伏补贴收藏点赞

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那么,光伏发电的非全天候不可调度性该怎么解决呢?

我们认为有三大方式:

第一,通过电力市场发挥作用,在现货市场、辅助服务市场的联动下,由光伏的装机量推动高辐照强度的中午现货市场价格下跌及调峰服务价格的上涨,最终推动火电企业展开灵活性改造,从而在中午时段通过提供50%以下的深度调峰,甚至推动火电企业在光伏发电高峰时段关停机组,由此保障光伏电力的全部消纳。

第二,电力市场发挥作用,中午时段电力现货价格的走低将导致用户侧储能“两充两放”策略的经济性大幅提升,从而由储能在中午时段消纳光伏电力。与此同时,中午时段调峰服务价格的上涨,将导致作为独立辅助服务提供商的发电侧储能获得经济回报的提升,由此共同参与对午间过剩光伏电力的消纳。

第三,由地方电网或能源主管部门发布行政命令,要求光伏、风电的并网必须配置一定比例的储能,从而解决调度难题。

在上述三种方式中,第一种方式所能消纳的光伏电力仍然是有限的,当风光装机量占比超过40%以后,仍然需要通过储能加以解决;第二种方式和第三种方式由于引入了储能,从而长治久安的解决了电力的低成本存储、消纳难题,这在电力被人类利用250年来的历史上都是从未大规模实现的(注:全球抽水蓄能只占2%,而未来的储能行业规模将远超这个水平,达到与光伏、风电1:1:1的水平)。但无论采用上述三种方式中的哪一种,对于光伏而言,有一个问题是明确的:在过去固定收购电价模式下的行业内所谓的“光伏平价上网”是不够的,只有更低的度电成本,才能在市场化解决方案下让渡出调峰的成本,或者在非市场化的解决方案下满足储能的投资成本。换言之,光伏电力的“非全天候不可调度性”属性所带来的电力约束问题,完全可以用“钱”来解决:只要光伏发电的物理缺陷所导致的外部性成本(原本由电网及参与调峰的发电机组承担)内部化,光伏电力的电力约束就不构成其规模增长的制约。

那么,既然我们可以将光伏电力的物理属性缺陷问题的解决转换成经济性问题,光伏发电的度电成本该降至什么水平,才能实现真正意义上的“经电力约束成本补偿后的平价上网呢”?

我们提出一个实用而简便的操作方法:对于风电、光伏发电功率在最大用电负荷50%以上的部分,按照不超过火电可变成本的价格(在中国,大概是0.15元/kWh)实现上网;风电、光伏发电功率越大的,上网电价越低。

在国内,若用电负荷50%以下部分(全国工作日的最高电力负荷大约在1000GW左右,50%就是500GW,在风光资源较好的时段,分配给光伏和风电大概各250GW)按当前国内0.38元/kWh的上网电价计算、用电负荷50%以上部分若按0.10元/kWh的现货价格计算,则光伏装机量要在当前200GW的水平上再实现爆发式增长至500GW水平,必须达到加权平均0.30元/kWh的发电侧平均电价。

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图 6 如何计算电力约束成本补偿后的平价上网

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图 7 全国中东部主要省份考虑电力约束成本补偿后的光伏平价条件:0.30元/kWh

那么,从目前中国中东部地区的平均辐照强度计算,当前的光伏组件价格、系统成本是否已经达到了上述水平呢?

经SOLARZOOM新能源智库计算,在2020年1月,若按1.70元/W组件价格、3.70元/W系统成本及1200小时的有效发电小时数计算,度电售价为0.38元/kWh。只达到了未支付电力约束成本补偿前的平价上网,尚未达到支付电力约束成本补偿后的平价上网,其发展规模必然受到电力接入问题的困扰!

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图 8 按1.70元/W组件、3.70元/W系统成本反推的度电售价为0.38元/kWh(1200h地区)

那么,光伏度电售价如何在当前0.38元/kWh的全国中东部平均脱硫煤电价水平上进一步下降20%以上呢?

我们认为,必须依靠光伏组件的进一步降本、增效!而且,由于光伏系统成本BOS大部分是与功率相关(逆变器、汇流箱、变压器、外线及上述相关的安装成本,路条费)而非与面积相关(支架及安装、基础及安装、组件的安装),光伏系统BOS能受益于组件效率提升而降本的部分较为有限,光伏度电成本要下降20%以上,必须主要靠组件成本的下降及组件每W发电量贴现值的提升来实现。这就是所谓的光伏平价上网的最后一公里!

原标题:论100年新能源周期的正式启动
投稿与新闻线索:陈女士 微信/手机:13693626116 邮箱:chenchen#bjxmail.com(请将#改成@)

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