CCUS应用下660MW燃煤电站度电成本与电力供应成本分析

为研究燃煤机组进行碳的捕获、利用与封存(CCUS)改造后度电成本与电力供应成本的变化情况,综合当前电-碳双市场发展趋势总结分析出燃煤机组CCUS应用的成本、收益情况并建立仿真模型,同时对配备CCUS的660 MW燃煤电站进行度电成本与电力供应成本的折算分析,最后以碳捕集成本、碳交易价格为变量进行敏感性分析。结果表明:火电机组经CCUS改造后,预测度电成本将于2034—2035年下降至电网区域煤电交易基准价向上浮动20%的范畴,于2039年后实现改造前后度电成本变化率为负数,即改造后度电成本低于改造前度电成本的目标,此外尽管碳捕集成本、碳交易价格将对度电成本和电力供应成本产生不同程度的影响,但在两者的耦合作用下,火电机组CCUS改造项目仍具有良好的经济性效果。

基于平准化度电成本的海上风电分频输电系统经济性分析

在海上风电大规模、中远化的新发展趋势下,对分频输电系统与其他输电系统的经济性进行了对比分析。基于分频输电系统全生命周期,建立了综合考虑初始资源投入、运行损耗、日常维护、废置处理和应缴税金的分频输电系统平准化度电成本经济性评估模型。以某海上风电场为例,分析了分频输电的经济区间和多场景下经济性变化趋势,结果表明:对于500 MW海上风电场,其经济区间在80~250 km,经济区间较为稳定且在多场景下经济性均优于传统输电系统。

光伏电站降低度电成本措施

文章总结了降低光伏电站度电成本的措施,主要包括以下几方面:修改逆变器定值,延长并网时间;进行“五点四段”PR评估,分析各段损耗;采取措施消除PID效应,提高发电量;改变逆变器散热风扇启停方式,调整主变分接开关档位,加强日常用电管理,降低综合厂用电率。

新能源项目LCOE度电成本与IRR内部收益率的等效性分析

[目的]随着国内新能源发电行业的发展,补贴退坡和资源竞争配置等政策的实施,全生命周期平准化发电成本(LCOE)越来越被大家关注和使用,但行业内对LCOE的计算标准不一,文章主要为了解析其与内部收益率(IRR)的关系,来提高大家对LCOE度电的认识以及规范LCOE度电成本的使用。[方法]文章先对两者的特点和应用场景做了分析,然后通过两者计算公式的简化和转换,分析固定IRR反算电价和LCOE度电成本在模型上的差异和联系。最后通过某海上风电的实例分析,计算两者结果的实际差距,并分析造成这些差异的因素及敏感性。[结果]从结果来看,简化条件后两者的计算模型十分接近,两者差异仅为所得税。通过实例分析,造成IRR反算电价和LCOE度电成本差异的因素有建设期增值税抵扣、增值税和所得税的税后优惠、附加税、融资情况,且这些因素的影响方向和程度都不同。可以认为,IRR内部收益率反算电价与LCOE度电成本在原理上是近似的,但受到国内财税制度的影响,输入参数、边界条件的增加使得两者出现了差异。[结论]建议通过主管部门、行业协会等对LCOE进行适当的本地化修正,并结合环境影响成本和电力系统影响成本,使其可以横向比较不同发电形式的经济性,也可以在特定工程中,实现不同方案的经济性快速比较。

低风速风机叶片结构对平准化度电成本的影响

平准化度电成本(LCOE)作为评估风电项目综合竞争力的重要经济性指标,其受到风机叶片性能的影响。本篇论文以低风速风机叶片作为研究对象,结合特定风场条件,基于修正叶素动量理论(BEM)分析叶片的结构参数与气动性能,研究低风速风机叶片结构对风电机组全生命周期LCOE的影响,通过模式搜索算法(PS)优化低风速风机叶片结构参数,计算并对比优化前后的风电机组全生命周期LCOE。结果表明,在特定低风速风场条件下,通过优化叶片结构参数可以有效降低风电机组全生命周期的LCOE,优化叶片后风电机组的LCOE降低了6.9%,达到了预期的效果。

基于调频需求的光伏电站改扩建及度电成本评估

“双碳”背景下新能源装机大幅增长,新能源发电受环境影响波动大,容易影响电网稳定性。本文结合新能源电站调频改造需求,对调整装机、增配储能两种一次调频改造方案开展度电成本评估,分析不同电池配置方案对度电成本的影响。结果表明,如不考虑储能,电站度电成本增量与调频预留功率比例正相关;配置储能后,度电成本当前仍略高于仅调整发电量的改造方案,合理的配置方案可以在成本相近的情况下提供额外储能收益,高倍率电池在循环性能优化的基础上会有更大的发展和应用前景。

基于平准化度电成本的风光火储一体化项目成本分析及比较

新能源装机规模的持续增长加快推动电力系统向绿色低碳转型,风光火储一体化项目避免了单一新能源发电的间歇性、随机性和波动性等弊端,能够发挥不同类型电源之间协调互济能力,是实现新能源平稳入网的重要方式。为研究不同电源配置的策略选择,对风光储、风光火、风光火储一体化项目的成本及收益进行经济性测算并进行对比分析。研究表明,风光储、风光火与风光火储项目的度电成本及内部收益率相近。研究建议新能源项目可根据项目地资源情况,合理配置调节电源,进行风光火储一体化项目的开发建设。

基于度电成本的海外单轴跟踪光伏项目选型优化研究

建立多种方案比选项目,考虑项目方案调整对于工程量、系统效率、发电量等影响对各方案分别进行系统仿真,结合LOCE动态成本测算方法,为项目的设备选型寻求更优方案。该分析模型考虑项目单设备调整对项目整体工程量、系统效率、发电量等的影响,结合时间成本,动态考虑方案对项目整体造成的影响,分析方法更为科学。

税收政策对海上风电平准化度电成本的影响

对海上风电场项目进行经济竞争力分析,可以提高电力企业资源获取、电能销等方面的经济效益。首先从项目全生命周期的视角,对海上风电运维阶段平准化度电成本(LCOE)构成比例进行探讨;在此基础上,进一步研究了不同税收优惠政策对LCOE的影响,并分析了不同税收优惠政策之间产生差异的原因。研究结果表明:税费在LCOE中的占比较低、影响较小;“进项增值税抵扣”及“销项增值税50%即征即退”政策对降低LCOE有一定促进作用,有利于为新能源发电企业“减负”;而企业所得税“三免三减半”政策对降低LCOE作用较小。

基于度电成本最低的光伏电站倾角最优化设计

光伏安装倾角常常按照最佳辐照倾斜面进行安装,但随着土地成本越来越高,光伏电站倾角不能简单考虑单一因素,本文分析不同倾角下占地面积、电气、土建工程量的变化投资的变化,计算每个安装倾角下的度电成本,以度电成本最低为衡量标准,确定项目的最佳安装倾角,重点研究了土地成本对度电成本和最佳安装倾角的影响,得出了最低度电成本对应安装倾角小于最大辐照对应的安装倾角,土地租金越低,最低度电成本对应安装倾角更接近最大辐照值对应安装倾角,为地面集中式电站的安装倾角优化提供一种系统解决思路。

基于度电成本与开发潜能的风电项目投资经济性研究——以福建罗源湾风电场为例

在“双碳”背景下,优化一次能源结构,大力发展清洁能源势在必行。近年来中国的风电发展迅速,装机容量不断递增。由于风电本身具有的清洁,碳排放低及可再生的特性,使其成为未来我国重点发展的新能源之一,因此针对风电项目投资经济性研究至关重要。本文以福建罗源湾风电场项目测试风速及项目投资成本数据为输入,通过WERA模型开展风电场的风能潜能研究,以此为前提,计算该风电场风机年产能、度电成本,为风电项目产能及度电成本计算提供方法,以支撑风电项目的可行性与经济性研究。通过实证研究发现:一台额定功率为20KW风机年产能约为4.68万KWh,度电成本为0.4601元/KWh。

储能的度电成本和里程成本分析

储能是促进可再生能源消纳和提升电网韧性的重要手段,而储能成本是决定储能技术应用和产业发展规模的重要参数。本文针对典型的容量型和功率型储能应用场景,结合产业调研数据和储能全生命周期技术分析,对储能度电成本和里程成本进行测算。结果表明,电化学储能目前的度电成本大致在0.6~0.9元/(kW h),距离规模应用的目标成本0.3~0.4元/(kW h)还有相当的差距。因此,储能技术的发展需要围绕“低成本、长寿命、高安全和易回收”的目标,在综合考虑系统制造、系统寿命、系统安全和回收再生的基础上,开发变革性的储能技术和产品。本文工作对于构建市场导向的绿色储能技术创新体系具有重要参考意义。

基于NSGA-Ⅱ算法的太阳能热发电站平准化度电成本优化（英文）

针对目前中国太阳能热发电成本高,难以实现工程化和产业化大规模生产的问题,提出了应用NSGA-Ⅱ遗传算法对太阳能热发电系统的平准化度电成本的优化研究。首先,根据国外已经投入生产的多组太阳能热发电站数据对太阳能热发电系统的容量和发电成本进行建模;其次,将NSGA-Ⅱ遗传算法与粒子群算法分别应用到太阳能热发电系统的平准化度电成本进行优化分析;最后,针对线性菲涅尔热发电系统,在分别考虑不同的太阳能发电容量、不同的导热介质以及贷款利率对发电价格影响的情况下,进行了仿真实验分析。结果表明,由于规模效应的存在,电站容量越大,其平准化度电成本越低,并且储热介质类型与贷款情况对平准化度电成本的影响较大。

基于LCOE原理家庭式光伏度电成本分析

针对家庭式光伏在不同运营模式下成本不同的问题,基于经典的平准化度电成本LCOE分析模型,创建了家庭式光伏用电度电成本分析模型;该模型精确的衡量了家庭式光伏在运营周期内单位用电量的成本,并能够量化出各个因素对各个运营模式的经济性驱动强度,从而挖掘各个运营模式下影响其经济性的关键因素.以某地区家庭式光伏为例,计算和分析了不同运营模式下的经济性和特点,验证了该模型的正确性和有效性.

燃煤电厂碳捕集、利用与封存技术和可再生能源储能技术的平准化度电成本比较

作为同样可调可控的稳定低碳电源,燃煤电厂碳捕集、利用与封存(CCUS)与可再生能源储能技术的成本竞争性值得进一步探究。本文利用学习曲线模型比较了二者平准化度电成本(CLCOE)在2020—2030年间的竞争性变化,也进一步厘清了弃风弃光省份中二者的CLCOE水平。结果表明:目前,燃煤电厂CCUS较可再生能源储能系统具有竞争优势,如果燃煤电厂CCUS难以得到快速发展,到2028年,将丧失与可再生能源储能竞争的可能;到2030年,燃煤电厂CCUS平价上网的碳价需求水平为136~189元/t,但就目前的碳价发展趋势而言,通过碳收益实现平价上网存在难度;在弃光省份,燃煤电厂CCUS可通过调整发电小时数扩大与光伏储能技术的竞争优势;在绝大多数弃风省份,如河北、山西、内蒙、辽宁、吉林、黑龙江、贵州、陕西、宁夏、甘肃和新疆,其燃煤电厂CCUS在现有条件下较风电储能具有绝对的CLCOE优势。

储能技术全生命周期度电成本分析

储能技术的复杂性和不同的应用场景,对储能方案成本评估造成巨大的挑战。因此,储能方案成本评估需要基于平准化电力成本,即对储能技术每单位放电电量的成本进行量化。本文针对抽水蓄能、压缩空气储能和磷酸铁锂电池储能3种大规模储能应用系统,结合储能系统全生命周期分析,计算储能系统全生命周期成本,为不同储电方案的成本评估提供了客观统一的标准,可以帮助指导储能系统的发展和革新,确保储能系统在全生命周期具备最佳的经济效益。

电化学储能及抽水蓄能全生命周期度电成本分析

储能技术能提高电能品质并促进新能源的消纳,推广储能技术对加快我国新能源产业的发展具有重要的意义,而储能系统的成本则是决定储能技术大规模应用和推广的重要指标。本文通过分析储能系统的投资成本、维护成本、替换成本、充电成本以及回收成本计算全生命周期度电成本,为储能系统的成本评估提供参考。以电化学储能和抽水蓄能为例,分析了影响储能系统全生命周期度电成本的关键因素,并提出有效降低度电成本的措施和对策。综合考虑储能技术在应用方面的实际情况,展望储能技术在未来能源领域中的发展前景。

基于度电成本的绝缘栅双极型晶体管模块的冗余设计

在海上风电变流器中,IGBT模块等功率器件是容易失效的部件之一。海上风电场的恶劣环境对风电变流器的可靠性提出了更高的要求。为了提高风电变流器整体的可靠性,提出了风电变流器IGBT模块的3种冗余设计方案和相应的控制策略;并对3种冗余设计方案的可靠性进行比较,得出了3种冗余设计方案均可提高风电变流器的运行可靠性的结论;最后使用度电成本的概念,分别计算了应用3种冗余设计方案的海上风电场20 a全寿命周期内的度电成本,得出了第一种冗余设计方案;即冗余一支桥臂,可以使整个海上风电场的度电成本最低的结论。这为以后风电变流器IGBT模块的冗余设计提供了参考。

西部集中式与东部分布式光伏平准化度电成本研究

为比较分析西部集中式与东部分布式光伏经济性,本文在分析研究光伏发电成本构成的基础上,基于平准化成本法构建了光伏平准化度电成本模型,包括发电成本模型和综合成本模型。发电成本模型考虑了光伏系统成本、运营维护成本、财务成本、折旧成本、税收成本等,综合成本模型在发电成本模型基础上考虑了简化的输电成本。本文定量分析比较了两种光伏的经济性。基于本文的模型和参数条件测算2025年光伏成本,当不考虑输电成本时,西部集中式光伏的发电成本要低于东部分布式光伏;当考虑输电成本时,西部集中式光伏的综合成本与东部分布式光伏相当。

基于度电成本指标的光伏电站装机规模优化设计

通过研究光伏电站度电成本的基本概念,分析了其主要影响因素;并对度电成本计算方法进行了工程化近似,以便更加直观地将装机规模设计与度电成本紧密关联;对可能出现的各类约束条件进行研究和分析,提出了基于度电成本优化装机规模设计的一般思路,为类似工程的经济性分析和设计提供参考。