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黎明前的黑暗?光伏发电将开启十年高速成长期!

:1.光伏平价接入时代正式开启了

平价接入三部曲,其定义明确:工商-居民-发电侧

光伏发电项目一般可根据项目规模分为集中式和分布式电站。前者通常连接到高压等级的输电网,而后者通常连接到配电网或直接连接到用户。其“平价”标准分别指传统能源的发电成本和用户的购电成本,即发电侧平价和用户侧平价。

我们将发电侧平价定义为:光伏发电即使是根据传统能源的上网电价购买(无补贴),也能获得合理的利润。目前,中国成本最低、使用最广泛的电源是煤电,因此中国光伏发电平价的条件可以理解为光伏发电成本达到煤电水平。

实现用户端平价要求光伏发电成本低于售电价格。根据用户类型和购电成本,可分为工业、商业和住宅用户侧平价。

2018年,应用领先项目的中标价格开始达到发电侧的平价。青海省两个基地的最低中标价格低于当地火电基准价格,完全低于当地风电上网价格。

在光伏平价的三个可比指标中,工商销售电价、居民销售电价、脱硫煤基准价格。因此,光伏发电将经历三个阶段实现在线平价:工商用户平价(分布式)、住宅用户平价(分布式)和发电平价(集中式电站)。

奇偶校验时代开始:发电奇偶校验将于2019年左右实现

New VS New:奇偶校验在线。我们估计,从2019年开始,中国部分地区的光伏发电成本将逐渐低于火电。在那之后,新的光伏发电厂将比新的燃煤发电厂有更多的经济效益。光伏发电将成为满足电力需求增长的首选。装机容量的年度增长也将迎来新一轮快速增长。

千瓦时电费(LCOE)计算方法:分级电费/千瓦时电费(LCOE)是用于分析和比较不同发电技术成本的常用指标。计算公式是光伏电站整个生命周期的成本净现值除以整个生命周期的发电净现值。

公式中的指数含义:一是贴现率;n是系统的运行寿命(n=1,2,n);N是光伏系统的运行周期,一般取N=25I0是初始投资;虚拟现实是系统剩余价值;An是n年的运营成本,Tn是其他费用;Yn是第n年的发电量。

假设煤电和光伏电的单位投资分别为3.55元/瓦和5.5元/瓦,使用时间分别为4100小时和1200小时,新建煤电和新建光伏电的平均电力成本(财务利润表角度)分别为0.386元/千瓦时和0.397元/千瓦时。相应的LCOE煤和光伏分别为0.376元/千瓦时和0.515元/千瓦时(差异主要由折旧和不同的运营年限造成)。

用户端奇偶校验已基本实现。在用户方面,除蒙古、新疆、云南、宁夏等地外,全国其他省份销售的电价一直低于光伏LCOE的计算结果。考虑到这些地区日照时间长、照明资源丰富、土地成本低、实际光伏LCOE较低,光伏在用户方面基本实现了均等。

光伏LCOE下降,煤电LCOE上升,发电侧平价接近。对LCOE的敏感性分析表明,光伏LCOE随着发电利用小时的增加和每瓦投资成本的降低而降低,而煤电LCOE随着煤炭价格的提高和电力的降低而增加

光伏利用小时:未来,双面模块和太阳能跟踪系统的叠加可以增加发电量10%-50%,保守估计平均利用小时将逐渐增加约25%至1450小时。随着优质土地和屋顶资源的逐步开发利用,后续新建光伏电站的地理位置和照明资源将不如前期。据估计,后期的发电利用小时将逐渐回落到1200小时左右。

煤炭成本和煤炭用电小时数:假设煤炭价格在2017年将保持在平均水平,煤炭用电小时数假设每年减少50小时,在以后的时期下降将会减缓。

计算结果显示,煤电LCOE将缓慢上升,而光伏LCOE将在前期利用时数增加和成本降低的双重影响下快速下降,后期利用时数下降将放缓,发电侧将在2019年左右实现上网均等。

后平价时代:2026年更换煤电设备

新VS库存:煤电替代、基准煤电运营成本。在发电方面实现平等意味着光伏发电已经在新的电力市场占据主导地位。然而,到2017年底,中国仍有约1020兆瓦的燃煤电厂,占中国6.3万亿千瓦时的存量电力需求(燃煤发电的67%)。如果光伏LCOE低于在用电厂的运营成本,理论上燃煤发电的存量将面临利用率的大幅下降,甚至提前退役,这意味着光伏将为存量电力开辟广阔的市场空间,并迎来新一轮需求增长。

对于燃煤电厂来说,初始投资或折旧以及投资的贷款利息都是沉没成本,无论它们是否继续运营都无法避免。但是,如果你选择提前退休,燃料成本、营运资本成本以及运营和维护成本(员工薪酬、设备维修、维护、检查等)。)可以避免。因此,我们将上述三种可避免的成本定义为燃煤电厂的运营成本。

与LCOE的煤电相同,煤电的运营成本也会随着发电时间的减少而增加。光伏LCOE从2022年到2025年的缓慢下降主要是由于在优质土地和屋顶资源被以前的项目占用后,由于地理位置不佳,新建项目的小时数减少,抵消了单瓦投资下降的成本降低效果。计算显示,到2026年左右,光伏LCOE将低于现有燃煤电厂的运营成本。此后,光伏发电将有能力取代现有的燃煤发电,开放现有的电力市场,为装机容量的增加提供新的电力。

Coal放弃了其发电份额,股票市场有想象的空间

Coal,装机容量:2016年中国装机容量为946千兆瓦,2017年同比增长74千兆瓦至1020千兆瓦。2017年,大量新的燃煤电厂项目被取消。假设2018年煤电装机在平价前将稳定增长30GW,平价后2019-2025年煤电装机将不再增加净额(天然气发电将在某些地区取代煤电,这不会影响总计算)。利用小时:煤电平均利用小时为4128小时。由于中国计划降低化石能源在发电中的比例,因此预计未来燃煤发电的利用小时将缓慢减少。

2026年光伏取代煤电运输条件后,煤电的主要任务将逐渐转向调峰。假设煤和发电的比例每年下降1%-3%,直到大约30%稳定(通过停止使用已安装的电力和减少使用时间来实现)。此后,随着全社会用电量的增加,调峰需求也将增加,煤电的利用时间和装机容量也将增加

(1)陆上风电:首先,进入平价网络,但平价后,降低成本的潜力不足。2017年5月,能源局发布《关于开展风电平价上网示范工作的通知》,正式提出风电平价在线示范项目,并规定示范项目不予补贴,但保证全额报销。完全沉降的意义在于从根本上解决弃风问题。据此,我们认为,在我国资源条件良好的地区,风电在解决消费问题后,有能力以负担得起的价格接入互联网。

然而,风电后续发展与光伏相比的劣势在于,与光伏高效电池和组件技术蓬勃发展、有足够的成本降低空间的情况不同,作为风电安装主要成本来源的风力发电机(约占50%)的价格自2011年以来基本保持在4元/瓦左右,目前没有大幅下降的趋势。通用电气2016年底发布的《2025中国风电度电成本》白皮书预计2025年将达到0.34-0.46元/千瓦时(平坦地形)和0.34-0.5元/千瓦时(复杂地形)。降低成本的潜力来自于在项目评估和批准系统、风资源选择和选址、风机选择、技术进步和突破、电网调度优化、精益运行和维护、数字工业和商业模式创新等方面采取更好的战略。

根据通用电气的预测,在风电全面提高、利用小时达到2300小时的情况下,2025年的LCOE下限为0.34元/千瓦时,这表明风电平价后的成本下降较弱。此外,由于分布式光伏在分布式风力发电中的广泛应用,风力发电领域中可能制约光伏发展的安装资源问题将更加严重。提高电网外部输电能力和加强解决当地电力消耗的政策将有利于风力发电和光伏发电。因此,我们认为,尽管风力发电可能比光伏发电更便宜,但光伏发电在平价后持续发展的潜力和竞争力比风力发电更强。

(2)海上风电:小规模仍处于起步阶段,成本仍较高,技术有待提高。《风电发展“十三五”规划》显示,2020年海上风电建设规模将达到1000万千瓦,累计并网容量将达到500万千瓦以上。截至2017年底,全国已安装279万千瓦海上风力发电,规模较小。2015年至2015年,将分别新增1736万千瓦、59万千瓦和116万千瓦,并按照规划目标稳步发展。

中国海上风电没有大规模发展的原因有两个方面:成本和技术:海上风能资源探测不足导致很大的不确定性;国内海上风机技术的不成熟与国外风机技术存在明显差距。海上风力发电的安装、操作和维护既困难又昂贵。据估计,在2030年之前,海上风力发电将很难与光伏发电在经济上竞争。

(3)水电:短期内成本会上升,长期内资源禀赋会受到限制。目前,我国河流中下游和地理位置便利的水电项目正在接近尾声。该产业的发展重点已转移到西南地区的河流中上游。地处偏远地区,制约因素多,交通条件差,传输距离长,建设和传输成本高,移民安置和生态环境保护投资大。结果,水电开发经济恶化,市场竞争力明显下降。据数据显示,中国水电在2000年至2010年间高速发展。电站开发平均成本约为6-7元/瓦,十二五期间跃升至10元/瓦,十三五期间超过15元/瓦,增长近300%。此外,水电站一次性投资成本较大,企业在结算困难的情况下可能会打破资金链,进一步降低投资热情。

能源局《水电发展”十三五“规划》要求安装380千兆瓦和125米

天然气发电缺乏经济性的主要原因是天然气价格和天然气发电设备价格都非常昂贵。同样热值的天然气价格几乎是煤炭价格的4倍。然而,发电效率比天然气高15%左右并不能抵消燃料价格的差异。实际燃气发电的燃料成本远远高于煤炭发电。天然气价格高主要是由于中国缺乏天然气资源和依赖进口。

燃气轮机的本地化程度很低。通用电气、西门子和三菱以先进的技术和设备几乎垄断了中国燃气轮机市场。维护成本高也是天然气成本高的原因之一。近年来,虽然国内主机制造商在政策的大力支持下,在自主研发方面取得了一些进展,如开始国内生产AE94.3A燃气轮机叶片,成功测试5万千瓦重型燃气轮机1-17级压缩机,但这些企业主要拥有组装和制造能力。核心设计技术和测试技术仍需从国外引进。然而,他们不知道为什么。目前,还没有国内品牌的燃气轮机进入市场。

(5)核电:第三代机组推高LCOE。目前,中国核电上网电价为0.37-0.43元/千瓦时,与煤电上网电价基本相同,主要是由于运行中的第二代机组折旧后成本较低。第三代核电机组的AP1000即将投入运行,国务院发展研究中心表示:最新估算的用电成本高达约0.65元,相当于天然气电。为了确保安全,核电近年来不断提高核电机组的建设和运行标准。成本的增加抵消了效率提高所产生的红利,因此发电成本没有降低。虽然在第三代机组扩大规模并在国内生产后,成本仍有降低的空间,但LCOE要达到第二代机组的水平还需要时间。目前,降低核能发电成本的空间很小。

288千兆瓦和339千兆瓦的两个新安装峰值将分别出现在2024年和2028年。

未来光伏装机需求:未来需要满足的电力需求将主要由光伏和其他可再生能源补充。光伏平价后,其经济和投资价值显着,将成为主要的电源来源。在平价之前,假设2018年光伏装机容量稳步增加60GW,每年平均利用小时数稳步增加,该年光伏发电将占25%左右,即约25%的(新增)电力需求将由光伏发电满足。平价后,低发电成本推动光伏发电的比重逐渐上升到70%左右。此后,由于优质土地和屋顶资源的缺乏影响了回报率,投资热下降,填充比例逐渐下降。平均年利用小时数逐渐增加并保持稳定。

计算结果显示,2019年平价后,新光伏设施的需求将迅速上升,2024年和2028年将达到两个峰值,届时新光伏设施将分别达到288千兆瓦和339千兆瓦。

2019年至2024年新装机容量快速增长的原因是传统和新能源汽车的电力需求增加,以及光伏经济改善后渗透率的快速增加。2024年至2026年间的相对稳定主要是由于优质土地、屋顶等资源的减少,减少了新建项目的投资收入,因此光伏在新建电源中的渗透率开始下降。2027-2028年再次增长的原因是,在替代煤和电的条件得到满足后,煤和电的发电量减少,形成了供电缺口,电力需求继续高速增长,抵消了渗透率下降的影响。2028年后,尽管渗透率下降,燃煤发电恢复,新安装的光伏电站仍将保持在较高水平

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