基于双重差分模型的分时电价机制对用电成本的影响分析

建立合理的分时电价机制是以度电价格信号激励用户提供负荷灵活性的重要手段,也是直接影响用户电力成本的关键政策。近年来,随着新型电力系统加快建设,中国各地区相继优化调整了分时电价政策。在梳理分时电价政策最新调整情况的基础上,构建了基于双重差分法计算分时电价对用户度电成本净影响的模型,并对双重差分法得到的政策效果系数进行解耦,通过多元回归模型得到分时电价机制对度电成本的作用机理。基于2022年与2023年7月多地区已执行和未执行分时电价的不同电力用户的真实度电成本数据,分析了分时电价对各地区、各类别、各电压等级用户的政策效果与基本规律,验证了系数解耦回归模型的准确性。最后,基于该系数解耦回归模型,分析了不同价比关系下分时电价政策对商业用户度电成本的影响,并发现适当的尖峰、峰段电价的价比关系可以实现度电成本的最小化。

核电与其他发电形式经济性对比研究

基于单位千瓦造价和成本电价两大经济指标,从实证角度深入对比分析了国内外核电与其他发电形式的经济性,全面了解当前各类发电形式的建造成本、平准化电价或实际上网电价,直观反映各类发电形式在经济性上的优劣,指出核电当前面临的市场形势,从技术经济角度对核电建设提出建议。

能源转型条件下煤电机组延寿经济性及环保性分析

燃煤发电在相当长时期内占据我国电力能源结构的主导地位。我国目前的电力供应存在短时缺口问题,部分地区迎峰度夏尖峰资源不足,但是总体供应相对富足。相比新建大型煤电机组,对现役煤电机组的延寿和升级改造是一个更加经济友好和环境友好的选择。我国现役燃煤机组在设计过程、选用材料、加工制造、安装检修等方面与国外水平相当,延续运行的技术空间很大,可以通过机组延寿改造,让现役机组继续承担调峰调频功能。这样,既能平衡局部短期负荷激增的供需,又能为新能源腾出一席之地,同时还避免了新建煤电机组大量投资导致的资本和能源浪费。

多能互补系统中光热电站调峰储热时长优化配置研究

在国家“双碳”战略背景下,中国风能、光能将迎来更大规模开发,对电力系统调节能力需求日益增加,光热电站凭借其可储热、可调峰、可连续发电的优点,逐渐成为可再生能源领域研究的热点。针对含光热电站的多能互补基地,提出一种衡量光热电站参与调峰对度电成本影响的分析方法,在此基础上以光热电站参与调峰后度电成本最低来优化储热时长配置。通过西北某多能互补运行发电基地的实际算例,分析了光热电站参与调峰后新能源弃电减少量,并按上网电价折算成光热等效上网电量,计算了光热电站参与调峰的度电成本,同时对光热电站调峰前后度电成本曲线进行了对比,提出设计阶段储热时长选择的建议。

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。

燃煤机组负荷变化对碳交易的影响初探

随着我国新能源发电的快速发展,燃煤机组承担灵活性调节的任务艰巨,长时间变负荷运行将成为常态。本研究以宁夏区域不同类型机组为例,分析了燃煤机组负荷变化下的碳排放强度和碳排放量的特点,探讨了《2019-2020年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案(发电行业)》(以下简称“2019-2020年配额分配方案”)对机组变负荷运行碳排放的适用性,以及碳价对机组不同负荷下度电成本的影响。结果表明:2019-2020年配额分配方案中负荷(出力)系数修正系数设置基本合理。但当负荷率低于60%时,与实际排放量相比,负荷系数修正系数明显偏低,需要调整;随着碳价的提高和未来拍卖机制的引入,发电企业买碳成本或卖碳收益都将提高,当全部有偿分配拍卖碳价200元/t时,度电成本增加可高达46.09%~70.99%。可通过优化配额分配方案、调整发电策略来激励煤电机组的灵活性运行,降低电力系统整体碳排放水平。研究结果对于优化完善碳市场关键机制设计和燃煤机组运行策略具有重要参考意义。

在新形势下我国光伏产业持续发展的思考

经过10多年的发展,我国光伏产业形成了包括硅料、晶体、切片、电池、组件及系统等产品生产的完整产业链,光伏组件出货量、光伏发电累计装机量和制造成本等均全球领先。针对我国对生态文明建设更加重视和互联网技术高速发展的全新形势,文章提出了促进我国光伏产业持续发展的建议:利用"互联网+光伏",打造共享光伏平台,让产业链上的各光伏企业优势互补、资源共享、协同发展;进一步拓展光伏发电在建筑、渔业、农业及交通等领域的跨界应用;将自身先进的生产制造、管理等优势与"一带一路"国家战略相结合,在沿线国家构建包含光伏发电等的绿色能源体系,布局多元化新兴市场;通过持续创新驱动降低光伏发电度电成本,加速我国光伏发电平价上网的进程。

水帆发电装置的基本理论与实验研究

本文阐述了水帆式水电站的基本理论，对水帆式水力发电装置（简称水帆机）的实验研究过程和结果进行了总结。重要研究成果有：水帆机的效率达８０％以上，水力发电系统总效率达６０％，发电质量达国家电网并网标准；每千瓦成本仅为现有水电站的５０％左右．在现今各种发电技术中成本最低。水帆的寿命达３—５年甚至７—８年。以上各项指标均达到或超过省科委立项合同的规定。己进入需要走出实验室的阶段。

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。

钠离子电池储能技术及经济性分析

储能技术是构建能源互联网的关键支撑技术,是保障电网稳定运行、优化能量传输、消纳清洁能源、改善电能质量等的重要手段。电化学储能具备地理位置限制小、建设周期短等优势,是主流储能方式之一。目前,在电化学储能中发展最为成熟的是锂离子电池技术,但随着电动汽车普及和大规模储能应用,锂离子电池或将面临锂资源紧缺的问题。钠离子电池由于资源丰富、成本低廉、能量转换效率高、循环寿命长、维护费用低等优势,已成为目前储能技术的研究热点。本文对钠离子电池储能技术的可行性和经济性进行了分析,与当前主流储能技术进行了对比,从度电成本这一经济性角度分析了钠离子电池在大规模储能领域的优势,简要介绍了钠离子电池的应用场景及1 MW·h钠离子电池储能示范案例,并在此基础上给出了钠离子电池应用于储能电站的一些思考和建议。

风力发电的成本效益分析——以张家口为例

中国风能资源十分丰富,推行风力发电在我国具有普遍适用性和可行性。成本收益是影响可再生能源推广应用的重要因素,因此采用全生命周期法将风力发电项目划分为融资建设期、运营维护期、回收报废期三个阶段,再通过动态平直供电成本法对风电项目的成本效益进行分析。如果不考虑政府干预因素,风力发电效益根本上取决于风电上网电量的多少和上网电价的高低。风力发电成本由非系统成本和系统成本构成,同时也会产生增值税、企业所得税和教育费附加等税费,因此,项目的经济效益=售电收益+补贴-系统成本-非系统成本-应纳税总额。风电项目不能单纯考虑经济收益,要更加注重环境收益,由于风电机组在运行期内基本不排放污染物,为环境治理节约了成本,所以环境效益也要考虑在内。以张家口为例,Ⅱ类风资源区风电的度电成本在0.4264～0.4294元/(kW·h)之间,风电上网电价为0.45元/(kW·h),风电大规模上网具有经济性。整个寿命周期内,度电环境收益约为1.571元/(kW·h)。通过敏感性分析,得出对成本效益影响最大的是上网电价,设备成本和风能资源量的影响次之。投资者应综合考虑经济收益和环境收益,努力降低投资成本,延长设备使用寿命;政府应保持上网电价的稳定性。

风力发电机组轮毂高度的选择研究

根据风速的威布尔函数和风电机组的功率特性曲线函数,建立了年发电量的数学模型,提出了以度电成本作为轮毂高度选取时的经济性评价指标。在工程算例中,对候选机型的不同轮毂高度进行了发电量和度电成本的计算分析,为不同地区风电场风电机组轮毂高度的选择提供了一定的理论依据。

Potential and economic viability of standalone hybrid systems for a rural community of Sokoto, North-west Nigeria

An assessment of the potential and economic viability of standalone hybrid systems for an off-grid rural community of Sokoto, North-west Nigeria was conducted. A specific electric load profile was developed to suite the community consisting 200 homes, a school and a community health center. The data obtained from the Nigeria Meteorological Department, Oshodi, Lagos （daily mean wind speeds, and daily global solar radiation for 24 years from 1987 to 2010） were used. An assessment of the design that will optimally meet the daily load demand with a loss of load probability （LOLP） of 0.01 was performed, considering 3 stand-alone applications of photovoltaic （PV）, wind and diesel, and 3 hybrid designs of wind-PV, wind-diesel, and solar-diesel. The diesel standalone system （DSS） was taken as the basis of comparison as the experimental location has no connection to a distribution network. The HOMER software optimizing tool was engaged following the feasibility analysis with the RETScreen software. The wind standalone system （WSS） was found to be the optimal means of producing renewable electricity in terms of life cycle cost as well as levelised cost of producing energy at $0.15/（kW. h）. This is competitive with grid electricity, which is presently at a cost of approximately $0.09/（kW.h） and 410% better than the conventional DSS at a levelized cost of energy （LCOE） of $0.62/kWh. The WSS is proposed for communities around the study site.