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  • 360°解析光伏度电成本 平价上网有多远

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      360°解析光伏度电成本 平价上网有多远前言

      我们首先要确定,平价上网中的价是多少。不同的电,价是不一样的。

      

    图1:电价的分类

      目前光伏的标杆电价在0.8~0.98元/kWh之间,上表中,

      工商业电价:一般在1元/kWh左右,如果在工商业侧并网,则光伏已经实现了平价上网;

      大工业电价:一般在0.6~0.9元/kWh之间,如果在大工业侧并网,则光伏已经接近实现了平价上网;

      居民和农业售电电价:由于享受国家的交叉补贴,价格较低,距离光伏电价还比较远。

      光伏实现平价上网的终极目标,是能在发电侧跟火电的上网电价PK。目前,火电的脱硫标杆电价在0.25~0.5元/kWh之间,光伏标杆电价距离其还有很远的距离。

      光伏要实现平价上网,最快的途径就是以分布式的形式在用户侧并网,这是煤电、水电、核电等形式所不具备的特长。因此,扫清分布式光伏发展的障碍,是光伏实现平价上网最有效的途径。

      一、度电成本的定义

      如前言中所述,光伏电力的价格与火电相去甚远,只有降低度电成本才能实现平价上网的终极目标。那什么是度电成本。我查阅了资料,找到两种度电成本的定义。

      定义一:国内财务软件常用的测算公式

      

      上述公式中,将总投资除以总发电量,非常简单明了、易于理解。因此,在国内的财务评价中被广泛使用。但其缺点是没有考虑资金的时间成本。

      定义二:国际上的测算公式

      陈荣荣、孙韵琳等人在《并网光伏发电项目的LCOE分析》中,介绍了国际上的测算度电成本的计算公式。

      

      在公式2中,充分考虑了资金的时间价值,用折现率i将不同时间的成本都折成现值;同时,也考虑不同时间的发电量会带来不同的现金流,因此也对发电量进行折现。这种计算方法的缺点是讲解、计算都比较复杂。

      个人认为,由于所有的资金都有使用成本,公式2更能体现电量真正的成本。由于国内的财务分析均以公式1为基础,为便于理解,本文也以公式1进行计算和分析。

      然而,必须强调的是:由于未考虑资金的时间价值,

      度电成本≠光伏电力成本≠合理利润下的售电电价

      因此,度电成本达到0.3元/kWh时,并不意味着可以实现平价上网。

      虽然度电成本不能等同于光伏电力成本,但其变化的趋势可以反映光伏电力成本的变化趋势。因为,下文通过对度电成本影响因素、程度的分析,来找出实现平价上网的途径。

      二、度电成本的影响因素

      1、前期条件

      从公式1中可以看出,计算度电成本主要涉及的因素有6个。其中,固定资产残值VR、第n年的折旧Dn基本是按比例取,第n年的运营成本An变化也相对较少。因此,式中变化最大的是三个量:I0、Pn、Yn。

      为了探讨上述三个变量对度电成本的影响,建立一个典型电站模型,主要前提条件为:

      规模:50MWp 初始投资:8000元/kW

      贷款比例:80% 利 率:5%

      峰值小时数:1700h 系统效率:80%

      组件衰减:10年10%、25年20%

      2、峰值小时数范围

      根据中国气象局发布的《2015年中国风能太阳能资源年景公报》,我国2015年,全国平均的固定式最佳倾角峰值小时数概况:

      1)全国平均值为1710.2h。

      2)东北、华北、西北及西南大部地区超过1400h,首年年利用小时数在1100h以上,其中新疆大部、青藏高原、甘肃西部、内蒙古、四川西部及云南部分地区,超过1800h,首年的年利用小时数在1500h以上,局部超过1800h;

      3)四川东部、重庆、贵州中东部、湖南中西部及湖北西部地区,小于1000h,年利用小时数不足800h;

      4)陕西南部、河南、安徽、江苏、四川东部、湖北大部、江西、湖南东部、浙江、福建、台湾、广州、关系中南、贵州西南部的在1000~1400h之间,年利用小时数在800~1100h之间。

      可见,我国不同地区的峰值小时数跨度大,本文在计算时采用1100~2300h区间。

      3、各变量对度电成本的影响

      1)发电量的影响

      下图为初始全投资为8000元/kW时,不同峰值小时数对度电成本的影响。

      

    图2:不同峰值小时数下的度电成本

      从上图中可以看出,由于我国不同地区的峰值小时数跨度大,度电成本差异也非常大,1100h时为2300h时的2.4倍!

      经计算,当发电量

      减少10%,度电成本增加11.2%;

      减少20%,度电成本增加25.4%;

      减少30%,度电成本增加49.9%。

      2)初始投资的影响

      下图为不同初始投资时,不同峰值小时数的度电成本。

      

    图3:不同初始投资对度电成本的影响

      从上图可以看出:

      资源越差地区,度电成本对初始投资的变化越敏感。

      以峰值小时数1700h为例,初始投资

      下降10%,度电成本下降8%;

      下降20%,度电成本下降17%;

      下降30%,度电成本下降25%。

      3)贷款利率的影响

      下图为初始全投资为8000元/kW时,不同资源条件下,贷款利率对度电成本的影响。

      

    图4:不同贷款利率对度电成本的影响

      从上图可以看出:

      1)资源越差地区,度电成本对利率变化越敏感。

      2)贷款利率增加1个百分点,度电成本将升高3.6~10%。

      贷款利率成本从5%~10%,

      格尔木:度电成本增加了20.5%;

      吴忠:度电成本增加了20.5%;

      辽阳:度电成本增加了21.4%;

      淮北:度电成本增加了40.9%;

      长沙:度电成本增加了52.2%。

      4)系统效率的影响

      随着技术的进步,光伏电站的系统效率一直在增加,如下图所示。

      

    表1:不同年代项目的PR值

      2011年检测德国100个电站,平均PR=84%,技术进步有望达到90%。国内电站PR约在75~85%左右,虽然有气象因素的影响,但仍有较大的提升空间。

      

      下图为不同系统效率时的度电成本如下图所示。

      

    图5:不同系统效率对度电成本的影响

      从上图可以看出:

      资源越差地区,度电成本对系统效率变化越敏感。

      系统效率由90%变到75%时,

      峰值小时为1700h,度电成本增加了22%;

      峰值小时为1100h,度电成本增加了38%!

      5)组件衰减率的影响

      根据组件衰减率的统计数据,计算了平均年衰减0.4%~0.8%时,对度电成本的影响。

      

    图6:不同组件衰减率对度电成本的影响

      从上图可以看出,衰减率的变化对度电成本影响较少。

      组件效率年衰减由0.4%变到0.8%时,

      峰值小时为1700h,度电成本增加了5.4%;

      峰值小时为1100h,度电成本增加了8.2%。

      三、小结

      不同因素对度电成本的影响如下图所示。

      

      通过对比发现:

      发电量的变化对度电成本影响最大,之后以此为初始投资、贷款利率、系统效率,组件衰减效率影响最小。

      采用提高发电量的技术,如跟踪技术等,是降低度电成本的最有效措施;

      获得较低的贷款利率,是降低度电成本最直接的措施;

      降低初始投资、提高系统效率、降低组件衰减相对比较困难,但是会带来根本性的变化。