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    注意!部分光伏大基地項目存在市場競爭力不強問題
    電聯新媒 | 來源:電聯新媒 瀏覽次數:282 發布時間:2022年5月9日
    摘要:

    2021年10月,習近平總書記出席《生物多樣性公約》第十五次締約方大會領導人峰會時提出,中國將在沙漠、戈壁、荒漠地區加快規劃建設大型風電光伏基地項目。今年年初,習近平總書記在主持中央政治局第三十六次集體學習時再次強調,要加大力度規劃建設以大型風光電基地為基礎、以其周邊清潔高效先進節能的煤電為支撐、以穩定安全可靠的特高壓輸變電線路為載體的新能源供給消納體系。2月,國家發改委、國家能源局印發《以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的大型風電光伏基地規劃布局方案》(以下簡稱《方案》),風光大基地建設迎來明確路線圖。

    2021年10月,習近平總書記出席《生物多樣性公約》第十五次締約方大會領導人峰會時提出,中國將在沙漠、戈壁、荒漠地區加快規劃建設大型風電光伏基地項目。今年年初,習近平總書記在主持中央政治局第三十六次集體學習時再次強調,要加大力度規劃建設以大型風光電基地為基礎、以其周邊清潔高效先進節能的煤電為支撐、以穩定安全可靠的特高壓輸變電線路為載體的新能源供給消納體系。2月,國家發改委、國家能源局印發《以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的大型風電光伏基地規劃布局方案》(以下簡稱《方案》),風光大基地建設迎來明確路線圖。

    (來源:微信公眾號“電聯新媒”作者:盛韻穎 作者單位:中國華能集團能源研究院)

    國家領導人及國務院、國家發改委、國家能源局等相關政府部門多次明確支持大型風電、光伏基地建設。為深入貫徹習近平總書記重要指示精神,落實黨中央、國務院決策部署,扎實推進碳達峰碳中和工作,需要提前考慮風光大基地項目落地過程中可能存在的問題,為解決潛在困難、出臺支持政策、保障大基地項目順利推進提供數據和理論支撐。

    風光大基地規劃建設總體情況

    2021年11月,國家能源局、國家發改委印發《第一批以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的大型風電、光伏基地建設項目清單的通知》,涉及內蒙古、陜西、青海等19省(區)共50個基地,規?傆9705萬千瓦。截至2021年12月底,第一批風光大基地項目已開工約7500萬千瓦,其余項目在今年一季度陸續開工。

    2021年底,國家能源局再次發布通知,啟動第二批以沙漠、戈壁、荒漠地區為重點的風光大基地申報工作,但截至目前尚未對外公開發布第二批風光大基地的具體清單。據《中國能源報》報道,2月份印發的《方案》提出,到2030年,規劃建設風光基地總裝機約4.55億千瓦;其中,庫布齊、烏蘭布和、騰格里、巴丹吉林沙漠基地規劃裝機2.84億千瓦,采煤沉陷區規劃裝機0.37億千瓦,其他沙漠和戈壁地區規劃裝機1.34億千瓦。

    如果4.55億千瓦大基地項目順利投產,就意味著“2030年風電、光伏發電裝機達到12億千瓦以上”的目標基本完成。目前,企業申報積極性非常高,風光大基地成為了各大電力央企爭相搶占的重要資源,新能源頭部民企紛紛啟動相關戰略規劃,風光裝備制造商也全力備戰大基地項目。

    部分光伏大基地項目市場競爭力不足

    按照規劃,第一批基地就地消納和外送分別約占50%;第二批基地主要以外送為主。以外送為主的光伏基地因遠距離輸送將大幅抬升其總成本;由于新能源出力不均勻,不能滿足直流通道輸送的要求,需要送端基地配套火電、儲能等調節電源保障新能源電力的送出,將進一步抬升總成本;在電力市場化改革加速推進背景下,跨省跨區交易承擔受電省省內市場平衡責任是大勢所趨,光伏基地可能面臨實際平均交易價格水平偏低、發(直流落地功率)用(省內簽約負荷)電曲線無法完全匹配等問題,收益難以達到預期。由此造成部分光伏大基地項目在經濟性方面可能處于劣勢地位。

    對于以外送為主的光伏基地項目,其發電成本主要包括初始固定投資、變動成本(一般光伏發電近似為0)、輸電成本、送端直流消納成本(即通過配套火電或儲能將送出曲線調整為直流技術可接受波形的成本)、受端市場消納成本(即直流送電曲線與用戶曲線不匹配時,在受端市場上購售電產生的損失)。為簡化說明,首先在不考慮受端市場消納成本的情況下,基于統購統銷模式評價光伏基地項目的經濟性,即先加總初始固定投資成本、變動成本、輸電成本、送端直流消納成本,計算出光伏基地獲得合理收益所需的落地電價水平,與當地燃煤基準價水平對比判斷經濟性;然后再考慮市場化情況下可能產生的受端市場消納成本以及市場電價水平,評價其收益狀況。

    統購統銷情況下光伏基地項目經濟性估算

    假設某光伏基地(發電量全部外送)外送通道全年平均利用小時數4500小時、通道額定功率1000萬千瓦;按照使用壽命30年、年化收益率8%估算,每年大約應回收22億元。滿送的情況下,通道全年送電量(視作“光伏基地全部電量”)450億千瓦時,度電通道費用0.049元(即為外送電量的輸電成本)。通道輸電量中50%為光伏電量,即225億千瓦時。按照沙漠光伏最高利用小時數2000小時估算,該光伏基地設計最大出力可能達到1125萬千瓦。

    初始固定投資成本:目前,國內集中式光伏電站造價一般在4000元/千瓦左右,按照1125萬千瓦的標準,該電站初始投資成本在450億元左右。光伏基地項目一般建造在沙漠、荒地等土地價格低廉地區,因此占地成本在計算中暫時忽略不計。按照理想壽命30年(考慮未來技術進步因素)、年化收益率8%估算,每年大約應回收40億元,折合度電(按光伏基地全部電量折算,下同)成本0.09元。

    送端直流消納成本:由于該光伏基地項目最大出力1125萬千瓦,超出其外送通道的額定功率125萬千瓦,需要配套儲能在某些時段將其出力進行存儲轉換。儲能電芯的存儲能力至少為600萬千瓦時。按每千瓦時EPC造價1100元的標準,儲能系統初期投資需66億元。儲能使用壽命大約為10年(考慮未來技術進步因素),按年化收益率8%估算,年均回收約9.84億元,折合度電成本0.022元。

    另外,在無光的情況下,需要依靠儲能或者火電出力保證通道正常送電。顯然,火電是現階段更為經濟的技術手段。理論上,在光伏出力為0時,火電出力應與光伏最大出力為替代關系,但考慮到經濟性,假設僅配套一半(562萬千瓦)火電即能滿足絕大多數情形。由于配套火電主要為了支撐光伏項目連續運行,其至少一半的固定成本(考慮火電機組可能為當地提供一定服務)和全部外送電量變動成本應由光伏基地承擔。

    固定成本方面,按照造價3100元/千瓦、壽命30年(考慮成本因素延長50%)、年化收益率8%估算,火電機組年均應回收15.5億元,折合0.034元/千瓦時,其中光伏電站應承擔0.017元/千瓦時。變動成本為估算方便僅計算燃料費用。根據《關于進一步完善煤炭市場價格形成機制的通知》,5500千卡動力煤中長期交易價格為每噸570元至770元(含稅)。不考慮運費(火電所在地與煤源重合)的情況下,假設5500千卡動力煤價格為700元/噸(隨著碳達峰碳中和工作持續推進,供給端收縮的速度將快于需求端,煤炭價格大概率位于限價區間上限波動);折算成標煤為890元/噸。單位耗煤量約280克,但考慮到配套火電需要在光伏出力高時降低出力,在光伏出力低時提高出力,會推高耗煤量,假設平均耗煤量為300克/千瓦時。那么,僅考慮燃料費用情況下,火電度電變動成本約為0.27元。綜合看,光伏承擔的送端直流消納成本大約為0.337元/千瓦時。

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