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中国新能源发电度电成本未来趋势

时间:2020-02-14 16:41      来源:未知   浏览量:

中国新能源发电度电成本未来趋势

新能源发电即将步入平价上网时代,近中期仍将快速发展,在全网总装机中的占比将继续提高,其发展应放到整个能源电力行业发展的框架内进行统筹考虑。结合中国新能源发电成本和接入电力系统引起的利用成本趋势研判,分析未来平价上网和平价利用情况,研究“十四五”中国新能源发展总体情况以及需要关注的4 个关键问题,提出实现高比例新能源与电力系统协调发展的政策建议。

本文来源:微信公众号“CAA发电自动化

0 引言

新能源的快速发展对推动中国能源变革、践行应对气候变化承诺发挥了重要作用。截至2019 年9 月底,中国光伏发电累计装机1.9 亿kW,风电累计装机1.98 亿kW,新能源装机占比已超过20%,在电力系统中的地位悄然变化,正在向电能增量主力供应者过渡。着眼未来,从履行国际义务看,中国政府承诺到2030 年非化石能源占终端能源消费比重达20%;从自身竞争力来看,风光发电成本仍将持续下降,即将步入平价上网时代。因此,“十四五”期间新能源仍将继续快速发展, 装机和发电量占比仍将持续提高,新能源发展应放到整个能源电力行业发展的框架内进行统筹考虑。本文分析中国新能源发电经济性变化历程及趋势,对“十四五”新能源发展情况进行研判,对新能源科学发展需要关注的关键问题进行研究,并提出有关政策建议。

1 新能源发电经济性分析

1.1 近年来新能源成本变化情况

1.1.1 全球新能源成本变化情况

近10 年来,主要受关键设备价格下降影响,全球新能源发电成本持续下降,陆上风电成本最低,光伏发电下降最快,如图1 所示。

中国新能源发电度电成本未来趋势预估

2018 年下半年,全球陆上风电平均度电成本(levelized costof energy,LCOE)约为0.052 美元/(kW·h)(折合人民币0.340 元/(kW·h)),比2010 年下降44 % ;海上风电平均度电成本0 . 115 美元/(kW·h)(折合人民币0.759 元/(kW·h)),比2010 年下降32%;全球光伏发电平均度电成本为0 . 06 美元/( k W · h) ( 折合人民币0 . 396元/(kW·h)),比2010 年下降80%。

引入竞争机制有效促进了新能源发电价格的下降。目前全球至少已有100 个国家采用竞价方式确定上网电价,2018 年光伏发电和风电竞价项目装机容量分别为3 200 万kW 和1 500 万kW。2019 年6 月,全球光伏发电项目中标电价创历史新低,巴西202 MW Milagres 项目电价为1.6975 美分/(kW·h),折合人民币0.12 元/(kW·h)。

1.1.2 中国新能源成本变化情况

随着光伏发电的技术进步和产业升级,以及市场更趋成熟,中国光伏发电成本持续下降,如图2 所示。

中国新能源发电度电成本未来趋势预估

2018 年中国光伏组件平均为1.8 元/W,光伏电站造价约为4.2 元/W,相较10 年前下降了90%。相较集中式光伏电站,虽然分布式光伏发电组件和逆变器的单位容量成本更高,但是由于前期立项、土地费用等非技术成本较低,总体造价反而略低于集中式光伏电站。

中国新能源发电度电成本未来趋势预估

随着中国风电全产业链逐步实现国产化,风电机组设计和制造技术的不断改进,发电效率持续提升,风电场造价和度电成本总体呈现逐年下降趋势,如图3 所示。

近年来中国东中部地区新增风电规模占比上升,抬高了土地和建设成本,但得益于风电机组价格的继续下降,2018 年陆上风电造价约为7500 元/kW,同比下降6%,度电成本为0.38 元/(kW·h),略高于全球平均度电成本。相较大型风电场,分散式风电单机容量相对小、机组单位容量价格高,前期和配套费用没有明显下降,使得分散式风电单位容量造价要比大型风电场高10% 以上。近年来,海上风电机组设计、运输和安装的创新以及集群规模化的建设,推动海上风电造价快速下降。与陆上风电相比,海上风电具有平均风速大、利用小时数高、市场消纳空间大、适合大规模开发等优点。目前中国在建海上风电项目单位容量造价14000~19000 元/kW,约为陆上风电的2 倍。

近期国内第一个海上风电竞价项目(奉贤海上风电项目)有关数据显示,单位容量投资15700~17000 元/kW, 申报电价0.65~0.76 元/( kW·h) , 明显低于国家给定的指导价0.8 元/(kW·h)。非技术成本已成为影响光伏发电和陆上风电度电成本的重要因素,光伏发电、陆上风电和海上风电初投资中非技术成本占比分别为18%、9% 和2%。新能源发电成本包括风电机组/光伏组件、电力线路、涉网装置、设备运维等技术成本,以及前期立项、土地使用费、融资成本、补贴拖欠、弃风弃光等非技术成本。立项成本为0.2~0.9 元/W,补贴拖欠通常在3 年以上,民企长期贷款利率通常在10%~12%,2018 年全国新能源平均弃电比例约为5%。

1.2 中国新能源成本未来趋势

2019 年初以来,作者对多家行业协会、研究机构、权威人士和项目业主开展访谈调研,结果表明,未来一段时期光伏发电和海上风电的建设成本仍有一定下降空间, 陆上风电下降空间不大,预计2020 年中国光伏电站、陆上风电和海上风电的单位容量造价分别为3800、6900 和14000 元/kW,2025 年有望降到2500、6000 和12000 元/ kW,不同地区光伏发电和陆上风电造价分别如表1 和表2 所示。

( 1 ) 分布式光伏发电度电成本。根据2018 年各省分布式光伏项目平均利用小时数,按照自用电量占比80%、结算价格为销售目录电价85 折进行测算,2020 年分布式光伏度电成本基本在0.38~0.60 元/(kW·h)之间,大部分省份(区域)可实现用户侧平价上网(除重庆、山西、贵州等少数省份外),如图4 所示。

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图4 中,终端等效电价为分布式光伏的平均收益,绿柱表示平价地区。

(2)光伏电站度电成本。在考虑目前燃煤脱硫标杆电价水平不变、未来部分省份(区域)弃光好转、光伏发电利用小时数有所提高等边界条件下,对2025 年各省(区域)光伏电站度电成本进行测算,基本在0.23~0.40 元/(kW·h)之间,绝大部分省份( 区域) 可实现发电侧平价上网(除重庆和贵州之外),如图5所示。

中国新能源发电度电成本未来趋势预估

(3)陆上风电度电成本。在考虑目前燃煤脱硫标杆电价水平不变、未来部分省份(区域)弃风好转、风电利用小时数有所提高等边界条件下,对2025 年各省陆上风电度电成本进行测算,基本在0.24~0.40 元/(kW·h)之间,大部分省份(区域)陆上风电可实现发电侧平价上网(除重庆、天津、山西等省份(区域)之外),如图6所示。另外,根据测算,2025 年江苏、广东的海上风电接近平价上网。

中国新能源发电度电成本未来趋势预估

1.3 平价上网不代表平价利用

新能源发电总体上即将进入平价上网时代,自身度电成本低于燃煤标杆电价,但从终端用户来说,平价上网的新能源传导至用户需额外增加其他利用成本,平价上网不等于平价利用。换言之,平价利用不但包含自身发电成本,还需要考量带来的利用成本,包括接入送出产生的输配电成本,以及为保障系统安全增加的系统成本(又包括平衡成本和容量成本)。

根据IEA 研究,随着风电等波动性电源在电力系统中所占比例的提高,尤其是超过一定比例以后,额外增加的利用成本将呈现明显上升。装机容量占比在5%~30% 之间,平均输配电成本为15美元/(MW·h),折合人民币0.1 元/(kW·h);装机容量占比在10%~20% 之间,平衡成本和容量充裕性成本分别为1~7 美元/(MW·h)和4~5 美元/(MW·h),折合人民币0.036~0.085元/(kW·h)。

根据IEA 研究提出的系统成本, 取折中值0.061元/(kW·h)、东部省份不考虑输电成本进行分析,比对各省光伏发电、陆上风电度电成本与燃煤标杆电价之差,2025 年,广东、福建、辽宁等少数省份可以实现平价利用,如图7 所示。但是,考虑到中国为大陆季风性气候、风电保证出力相比欧美要低、新能源发电预测精度尚有差距、煤电比重高等因素,中国新能源并网带来的系统成本要比欧美更高,达到平价利用的省份实际上还要少一些。

中国新能源发电度电成本未来趋势预估

2 “十四五”新能源发展研判

“十四五”期间风电和光伏将进入平价上网时代,不再依赖补贴支持,中国新能源发电装机

规模将继续快速扩大,基于电力系统整体的安全性和经济性考量,新能源发展应遵循如下原则:

(1)以保障系统安全为前提。深化高比例新能源接入对电力系统运行影响的机理认识,通过技术和管理手段,多措并举,保障电力系统安全。(2)将就地、就近利用作为重点。优先在用电负荷附近开发新能源,减少远距离输送消纳。(3)充分发挥市场配置资源的作用。统筹中长期和现货市场、省间和省内市场,通过市场手段促进新能源发展与消纳。(4)友好接入,与其他电源相协调。提升新能源并网友好性,统筹规划抽蓄、火电机组灵活性改造、需求侧响应、电化学储能等灵活性资源,确保电网调节能力与系统备用充足。(5)持续健全年度预警机制。加强新能源项目新增规模管理,深化年度投资预警和监管制度。(6)多能互补、多网协同。电源侧发挥风光水的出力互补作用,负荷侧高效运用电热冷气的协同特性。综合分析国家能源转型要求、清洁能源消纳目标以及新能源成本快速下降等因素,预计“十四五”期间,全国年度新增光伏装机容量有望超过4000 万k W, 年度新增风电装机有望达到2500 万kW,到2025 年,全国新能源总装机规模在7.5 亿~8.0 亿kW,占全国电源总装机的26%~28%,发电量占比约为12%。2025 年全国电源装机结构如图8 所示。

中国新能源发电度电成本未来趋势预估

根据“十四五”期间不同地区风电、光伏的度电成本,以及考虑到2020 年之后西北部地区电力消纳得到较大缓解,初步判断:(1)东中部地区集中式新能源的装机规模将持续增大,主要是东南部地区陆上风电和东部海上风电。(2)光伏发电项目仍会延续集中式和分布式光伏相结合的开发方式,随着领跑者基地、部分外送通道配套电源、部分存量电站和平价示范项目的陆续投产,集中式光伏电站有可能出现新一轮发展热潮。(3)陆上风电向“三北”地区和东南部地区发展,分散式风电实现较快增长。“三北”地区消纳条件的进一步改善将吸引陆上风电开发建设,制约分散式风电发展的装备技术、成本和管理机制等问题有望逐步解决,推动分散式风电发展。(4)海上风电发展将进一步提速,主要在东南沿海地区。根据江苏、广东、浙江、福建、上海等国家或地方政府已批复的海上风电发展规划进行测算,预计到2025 年中国海上风电累计装机容量将达到3 000 万kW 左右,80% 的装机集中在江苏、广东、福建等省份,江苏、广东有望建成千万千瓦级海上风电基地。

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