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。

基于平准化电力成本和现值法的风电系统技术经济分析

针对传统风电成本测算较多使用现值法(PVC)来估算成本收益,存在不能准确反映投资获利能力或相对收益的缺陷,提出了一种结合风力模型的平准化电力成本测算方法.首先分析了选定场址的风能资源状况,提出了风机功率输出模型,采用单位千瓦时发电成本法,对相应场址所选定的风电系统采用平准化(LCOE)和现值法作经济性分析;然后研究了某些输入参数的不确定性对单位发电成本的影响,对所选定的风机进行敏感性分析;最后筛选出最优系统规划方案.结果表明,平准化的电力成本较现值法要高,并且增大容量系数和寿命周期对发电成本产生积极的影响,而其他输入参数的增大会导致LCOE成本增加.

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。

基于平准化电力成本模型的屋顶式并网光伏经济性实证研究

基于平准化电力成本(LCOE)计量模型,以屋顶式并网光伏为研究对象,综合考虑光伏发电的经济成本、环境成本,并定量评估了污染物减排的环境成本以及预期可实现的碳排放收益,将其引入LCOE计量模型。通过优化后的LCOE计量模型进行实证研究,得到了在考虑环境因素、碳交易市场条件下的光伏LCOE。进而进行光伏和火电LCOE的对比分析和影响光伏LCOE的敏感性分析,发现在考虑环境因素、碳交易等因素时光伏发电相比火电具有明显优势,且系统单位造价及太阳辐照量对光伏LCOE的影响程度较大。最后提出了降低光伏发电投资成本、利用数字化技术赋能光伏产业和完善碳排放交易市场的政策建议,实现有效提高光伏发电经济性的目的并为在碳中和背景下发展屋顶式光伏提供参考。

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。

基于平准化电力成本分析的微电网电源优化配置

平准化电力成本是用于评价各种发电技术的主要经济性指标。将平准化电力成本引入微电网的电源优化配置问题中,提出了适用于独立微电网电源的平准化电力成本评价方法,建立了以平准化电力成本最小为目标的独立微电网电源优化配置模型。采用蒙特卡罗方法对微电源出力和系统可靠性进行仿真;采用遗传算法对模型进行求解;算例结果验证了模型的有效性,并评估了初始投资费用、燃料费用以及可靠性对优化配置结果的影响。所建立的模型能够精确评估微电网各电源联合发电的单位成本,合理配置各电源的装机容量,为微电网电源规划提供了一种新方法。

应用无碳氨的氨煤混燃机组平准化电力成本计算

为评估未来使用可再生能源合成的无碳氨的氨煤混燃机组在实际应用中的技术经济性,建立了无碳氨合成成本计算方法以及煤电机组氨煤混燃平准化电力成本(LCOE)经济模型。基于各环节的投资成本与耗能情况,进行了平准化无碳氨成本的计算。结果表明:在当前可再生发电成本及技术投资情况下,无碳氨成本高于煤化工合成氨成本,且可再生发电成本为无碳氨成本的主要影响因素;考虑碳税情况下,在制氨成本以及碳排放成本不会产生较大改变的近未来范围内,氨煤混燃相较于传统煤电不具备经济优势;无碳氨价格是影响LCOE的主要因素。

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。

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。

海上风电项目平准化度电成本敏感性分析——基于蒙特卡洛方法

首先针对平准化度电成本(LCOE)计算模型,初步选择主要影响因素,确定变量的概率分布;然后引入水晶球软件对LCOE进行模拟分布计算;最后生成敏感度条状图等敏感性分析图,真实准确反映因素间连带作用对LCOE计算指标的影响程度。以某海上风电场工程为例,分析得出容量系数、单位千瓦建设投资动态成本敏感性较高,与实际情况较为吻合。

基于平准化度电成本模型下核电竞争力比较研究

中核核电运行管理有限公司LCOE(平准化度电成本)在国外被广泛应用评价各种发电技术经济竞争力。但是随着这一轮电力市场改革的深入,未来将有序放开输配以外的竞争性环节电价,电力定价将会部分或全部由市场定价。这就要求核电企业树立前瞻性的电力市场竞争意识,做好建设期造价控制和运营期成本优化,建立度电成本领先优势,提高参与电力市场的竞争力。

OECD核电项目平准化度电成本研究

目前竞标国外核电项目时,存在目标国家或地区与我国采用的经济评价依据不同的问题。研究国际上广泛采用的OECD核电项目经济性评价方法,分析其平准化度电成本(LCOE)的计算方法及主要输入,并与国内能标(NB)的核电项目经济评价方法进行比较,研究二者在计算方法、主要边界条件及输入参数、评价指标等方面的差异,以期为我国核电项目走出去提供参考。

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。

绿色创新技术碳减排成本收益核算研究——以电力行业为例

我国要实现“双碳”目标必须依赖于绿色创新技术,电力行业作为主要的碳排放行业,绿色创新技术在电力行业的碳减排成本决定了其能否被广泛运用,从而实现碳排放的大规模下降。在“双碳”背景下,本文分析了绿色创新技术碳减排的作用方式和减排机制,并以光伏发电为例,评估了绿色创新技术对电力行业发电成本和减排成本的影响。研究发现,随着时间的推移,光伏发电的平准化度电成本及碳减排成本呈现下降趋势,其中碳减排成本由正变负,即实现了碳减排收益。结果表明,绿色创新技术对电力行业的碳减排具有较大潜力。本文的研究为评估电力行业绿色创新技术的发展趋势与“双碳”目标的实现路径提供了一定的参考。

中欧漂浮式海上风电成本比较与变化趋势研究

近年来,全球漂浮式海上风电装机规模增长较快,但项目建设成本高昂,为掌握项目成本水平,摸清成本变化趋势,梳理了中欧地区漂浮式海上风电项目成本数据,解析双方项目建设成本,剖析项目间的成本差异与影响因素,预测其在2022,2030,2040年的建设投资与平准化度电成本与未来双方成本的变化趋势。研究结果表明:2022年中国项目成本高于欧洲,中国为138欧元/(MW·h),欧洲预计为137欧元/(MW·h),但中国成本下降速率快于欧洲。2030年、2040年中国项目成本将显著低于欧洲,2030年中国为64欧元/(MW·h)、欧洲预计为72欧元/(MW·h);2040年中国为50欧元/(MW·h)、欧洲预计为57欧元/(MW·h)。研究成果可为中欧漂浮式海上风电降本增效提供参考。

大型风电项目平准化成本模型研究

平准化成本(LCOE)是国内外学者广泛应用于评估各种发电技术综合竞争力的经济性指标。文章根据LCOE的基本原理及平准化成本分析模型,提出了适用于我国大型风电项目的 LCOE分析模型,并进行了算例分析;结合算例,探讨了影响风电项目LCOE的敏感性因素,对不同情景下的LCOE进行了预测研究。该研究结果对于风电项目的经济性评估及风电产业的发展具有重要的意义。

光伏基地平准化发电成本测算模型及经济性评价

鲁地拉水电厂所在的云南西北部金沙江的河谷地带,河谷局部气候干热少雨、日照十分充足,属于云南省太阳能辐射量最多的地区之一。通过使用平准化度电成本LCOE评估模型,并结合其他投资指标提出适应金沙江河谷地区的光伏发电效益模型。以金沙江河谷区域某集中式光伏电站项目为例进行敏感性分析,进一步探讨未来光伏平价上网的可行性。

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.

燃煤机组度电成本及边际成本的实时获取方法

为及时准确地掌握机组的生产成本,确保电厂在电力市场交易、滚动调频报价中得到可靠的数据支撑,提出一种燃煤机组度电成本及边际成本的实时获取方法。首先基于燃煤机组电力生产工艺原理,从电厂实际成本构成出发,构建度电燃料成本、脱硫剂和脱硝剂耗用成本及其他变动成本的计算模型;继而利用计算机信息处理技术,提出机组度电成本特性曲线的获取方法,并根据边际成本与度电成本的换算关系,推导出边际成本特性曲线。最后利用某600 MW、1 000 MW机组进行实例验证,结果表明:实时计算出的度电成本与财务核算成本之间的最大偏差为-3.9%,在工程允许范围之内;推导出的边际成本在机组稳燃负荷至满负荷的区间之内,随着负荷的增加先降低再升高,验证了所提的燃煤机组度电成本及边际成本实时获取方法的可行性。