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10kW以上发电设备验证系统费用
此外,还公开了10kW以下发电设备的剩余电力售电比率。从年报数据确认的设备利用率的中值达到了13.7%(平均值:13.8%),超过了原来设想的12%。剩余电力售电比率的中值为70%(平均值:69%),大大高于设想值的60%。发电输出与剩余售电比率方面,在平均输出功率为4.7kW的情况下,剩余电力的售电比率为71%,接近中值。
FIT实施之初由于没有准确的数据,与剩余电力收购制度一样,将设备利用率12%、剩余售电比率60%作为了设想值。之后,因PCS转换效率的提高和太阳能电池板的大规模化等,设备运转率和剩余售电比率也都上升了。
因住宅用光伏发电的收购期限为10年,第11~第20年的剩余电力收购价格尚未确定。以前将家用电费单价(24日元/kWh)设定为第11~第20年的自家消费和售电单价。但2016年4月,日本电力零售市场将全面自由化,原来的普通电力运营商要在低压电力的零售领域与其他公司竞争,设定高收购单价变得不现实。
因此,收购开始第11年以后的剩余售电部分的收购价格,就以批发市场价格为大致目标。因2015年白天的平均成交价格为11.95日元,而最近特定规模电力企业的可规避费用为10.72日元,因此公布了设想剩余电力收购价格为11日元左右的方案。由于第11年以后的收入将大幅减少,估计要向提高第1~10年的收购价格的方向努力。
输出功率10kW以上的光伏发电方面,委员会认为,系统费用的计算是否沿用一直以来取输出功率1000kW(1MW)以上光伏发电系统中值的方法,尚需验证。1000kW以上和10kW以上的整体系统价格差由原来的5.2万日元/kW缩小至3.6万日元/kW。
作为“有效的费用水平”,委员会提示了有可能会采用比1000kW以上发电设备中值要低的值。
另外,10kW以上发电设备的设备利用率为14%,土地平整费为0.4%,并网费为1.35万日元/kW,运转维护费为0.6万日元/kW,这些均打算保持不变。
关于住宅用光伏发电,公布了收购价格上升和下降的因素,而10kW以上只提示了系统费用降低的方向。
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据国外媒体pv-magazine报道,日本经济产业省(METI)公布了适用于容量在10到250千瓦之间的太阳能装置的上网电价(FIT)以及其希望分配给2022年通过该国拍卖计划选定的超过250千瓦的太阳能项目的上网电价(FIP)。METI为功率容量在10~50kW的光伏系统设定了11日元(0.096美元)/kWh的固定FIT,为容量为50
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降幅超30%!越南计划4月份起下调屋顶光伏FIT至5.2-5.8美分/千瓦时。
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2021年对整个太阳能市场来说可谓是颇有意义,要说为什么的话,固定价格买电制度将在2021年迎来彻底的结束。2021年将是可以申请FIT制度的最后一年,同时变动价格买电制度(FIP)也将从2021年开始正式迎接市场化。(来源:微信公众号“PVJAPANBRIDGE”ID:PVJapanBridge)我们都知道从去年开始参与FIT制
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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。
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