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光伏大基地项目可能面临的经济性挑战及对策分析,光伏项目

2022-05-13 18:05:30

  在目前已开展连续结算试运行的东部现货试点省份中,山东新能源装机占比高、市场规则较为完善、市场运行较为成熟,具有代表性,因此,假设山东为受端省份考虑光伏基地的受端消纳情况。山东现货市场电价高峰时段一般为16时至22时;而光伏大发时段均为电价低谷时段,甚至有零价的情况。根据我国地理分布情况,送受端省份光伏出力时段基本一致,意味着为匹配用户侧用电曲线,光伏基地直流落点在受端现货市场中极有可能出现“高买低卖”的情况,损失部分收益(即为受端市场中的消纳成本);随着新能源渗透率不断提高,峰谷电价差将继续拉大,进一步压缩盈利空间。2022年2月,山东现货市场平价时段电价基本在0.4元/千瓦时至0.5元/千瓦时,考虑“高买低卖”情况,该光伏基地项目在现货市场中的度电收益可能在0.3元/千瓦时至0.4元/千瓦时,也低于前文所估算成本0.432元/千瓦时。

  2021年10月,习近平总书记出席《生物多样性公约》第十五次缔约方大会领导人峰会时提出,中国将在沙漠、戈壁、荒漠地区加快规划建设大型风电光伏基地项目。今年年初,习近平总书记在主持中央政治局第三十六次集体学习时再次强调,要加大力度规划建设以大型风光电基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系。2月,国家发改委、国家能源局印发《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》(以下简称《方案》),风光大基地建设迎来明确路线图。

  如果4.55亿千瓦大基地项目顺利投产,就意味着“2030年风电、光伏发电装机达到12亿千瓦以上”的目标基本完成。目前,企业申报积极性非常高,风光大基地成为了各大电力央企争相抢占的重要资源,新能源头部民企纷纷启动相关战略规划,风光装备制造商也全力备战大基地项目。

  三是建议合理选择受端地区,选择光伏基地直流电力可被实际有效利用的受端地区。尽量选择日间净需求曲线较高的地区作为光伏基地直流落地点,避免形成典型的“鸭子曲线”,加剧受端地区系统调节负担。

  二是建议合理规划投资时序,率先投资自然资源良好的基地。科技的进步和革新是唯一可能打破“能源不可能三角”的积极因素,考虑到光伏基地各项相关技术都在日新月异地发展,各光伏基地的投产时序应当按照经济性由高到低排序,投产节奏先慢后快,不简单追求“大干快上、齐头并进”。

  四是建议谨慎布局储能,防范消纳成本大幅上涨。从目前各项技术的经济性看,煤电作为调节资源相对于规模化配备储能设施成本优势明显,近期应主要依托煤电协助光伏基地送出和消纳。

  部分光伏大基地项目市场竞争力不足

  固定成本方面,按照造价3100元/千瓦、寿命30年(考虑成本因素延长50%)、年化收益率8%估算,火电机组年均应回收15.5亿元,折合0.034元/千瓦时,其中光伏电站应承担0.017元/千瓦时。变动成本为估算方便仅计算燃料费用。根据《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》,5500千卡动力煤中长期交易价格为每吨570元至770元(含税)。不考虑运费(火电所在地与煤源重合)的情况下,假设5500千卡动力煤价格为700元/吨(随着碳达峰碳中和工作持续推进,供给端收缩的速度将快于需求端,煤炭价格大概率位于限价区间上限波动);折算成标煤为890元/吨。单位耗煤量约280克,但考虑到配套火电需要在光伏出力高时降低出力,在光伏出力低时提高出力,会推高耗煤量,假设平均耗煤量为300克/千瓦时。那么,仅考虑燃料费用情况下,家庭光伏发电,火电度电变动成本约为0.27元。综合看,光伏承担的送端直流消纳成本大约为0.202元/千瓦时。

  考虑市场化情况下受端消纳成本及市场电价

  总成本:加总输电成本、固定投资成本、送端直流消纳成本,度电总成本约为0.448元(含财务费用、折旧等,下同);而西北地区各省区燃煤基准价基本在0.25元/千瓦时至0.35元/千瓦时区间,华北、华东等负荷中心的燃煤基准价也在0.4元/千瓦时左右,远不能达到该光伏基地回收成本所需要的电价水平。

  风光大基地规划建设总体情况

  2021年11月,国家能源局、国家发改委印发《第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电、光伏基地建设项目清单的通知》,涉及内蒙古、陕西、青海等19省(区)共50个基地,规模总计9705万千瓦。截至2021年12月底,第一批风光大基地项目已开工约7500万千瓦,其余项目在今年一季度陆续开工。

  对于以外送为主的光伏基地项目,其发电成本主要包括初始固定投资、变动成本(一般光伏发电近似为0)、输电成本、送端直流消纳成本(即通过配套火电或储能将送出曲线调整为直流技术可接受波形的成本)、受端市场消纳成本(即直流送电曲线与用户曲线不匹配时,在受端市场上购售电产生的损失)。为简化说明,首先在不考虑受端市场消纳成本的情况下,基于统购统销模式评价光伏基地项目的经济性,即先加总初始固定投资成本、变动成本、输电成本、送端直流消纳成本,计算出光伏基地获得合理收益所需的落地电价水平,与当地燃煤基准价水平对比判断经济性;然后再考虑市场化情况下可能产生的受端市场消纳成本以及市场电价水平,评价其收益状况。

  六是建议签订政府授权合约,锁定光伏基地收益,疏导各类消纳成本,盈亏由受端省份工商业用户共同承担,通过政府授权合约疏导光伏基地的各类消纳成本,必须要注意配额制和政府授权合约不能并行。

  五是建议将光伏基地消纳责任明确到具体受端省份用户,规定受端省份用户承担对应的“大基地配额”,并建立清晰的配额罚款收缴制度,促使用户侧主动承担光伏基地的各类消纳成本。

  初始固定投资成本:目前,国内集中式光伏电站造价一般在4000元/千瓦左右,按照1125万千瓦的标准,该电站初始投资成本在450亿元左右。光伏基地项目一般建造在沙漠、荒地等土地价格低廉地区,因此占地成本在计算中暂时忽略不计。按照理想寿命30年(考虑未来技术进步因素)、年化收益率8%估算,每年大约应回收40亿元,折合度电(按光伏基地全部电量折算,下同)成本0.09元。

  根据以上估算,部分光伏基地的发电成本大概率高于当地燃煤基准价及受端市场结算均价,可能导致项目出现亏损。同时,为简化估算过程,上述例子忽略了部分实际存在的成本,估算情况属于较为乐观的情形,比如未考虑储能回收成本、输电网损、除燃料费用外的其他变动成本、燃料成本上涨、受端市场消纳成本上升(未计及受端省新能源快速发展争夺调节能力)等可能引发光伏基地成本上涨的因素,同时也未考虑项目投产初期财务成本最高的不利因素,因此估算的结果光伏基地成本电价偏低。

  一是建议光伏基地项目规划引入基于电力现货市场的连续生产仿真手段。通过仿真计算,准确评估各目标年光伏基地的消纳成本,在受端市场中可能获得的电价水平,以量化比较选择代替定性评估决策,做到心中有数。

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