秸秆直燃供热发电项目电价研究

秸秆直燃供热发电项目电价研究

1通过计算，直接燃烧和互联网能源的电费为1.1秸秆直燃供热发电上网电价的测算1）在政府的政治支持下，公司的原则是基于商业原则的。(2）充分考虑新生行业的特点，有利于可再生能源发展的原则。(3）谷草比等均采用现场实测值计算的原则。(4）本报告所采用的秸秆直燃供热发电工艺技术的具体参数，主要参考丹麦BWE公司提供的资料与数据。(5）考虑到秸秆直燃发电项目在中国尚处于示范阶段，存在许多不可测因素，因此，本报告在对未来状况预测时，采取保守的原则。(6）在编写初步可行性研究报告时，假设引进的秸秆直燃供热发电技术与设备，已经能够适应中国多种秸秆资源的现状，即燃烧多品种秸秆时锅炉的热效率与燃烧单一秸秆锅炉的热效率一致。(7）以25MW为基本建设规模，分别按照秸秆直接燃烧热电联产和秸秆直接燃烧发电两种类型，设计编制秸秆直燃供热发电项目初步可行性研究报告，对上网电价等进行测算。(8）编写初步可行性研究报告，测算电价的具体财务指标如下。(1)注册资本金内部收益率（FIRR)10%；(2)执行正常长期贷款利率6.12%；(3)资本金20%；(4)固定资产折旧15a（行业规定）；(5)发电设备年利用5500h，实际上网电量约5000kWh。(9）秸秆直燃发电上网电价测算参照2001年1月国家计委、国家经贸委、建设部和国家环保局颁发的《热电联产项目可行性研究技术规定》，按照国家现行的方针、政策、设计标准、规程及财税规定，通过编制工程可行性研究报告初步完成的。1.2秸秆直燃供热发电系统方案研究综合全国6个地区（东北地区：黑龙江省绥化市北林区；华北地区：河北省三河市；华东地区：江苏省宿迁市宿豫区和句容市；华中地区：河南省武陟县和湖北宜城市；西北地区：甘肃金塔县和新疆生产建设兵团喀什市农垦3师小海子垦区；西南地区：四川省成都市大邑县）调查结果，确定测算的秸秆到厂价格为300元/t、供热含税价格38.15元/GJ以及建设秸秆直燃发电项目有关的技术经济参数。A为热电联产方案（分为A1,A2两个方案）；B为纯发电方案（分为B1,B2两个方案）通过对A,B两套方案的分析对比可以测算秸秆直燃上网发电的经济效益指标。(1）煤粉锅炉与秸秆锅炉s1热电联产发电工程的经济效益指标见表1、表2。在热电联产方案A1方案中，机组配置：2台65t/h秸秆锅炉和1台C25MW汽轮发电机；建设规模：2.50万kW；工程静态投资：29085.45万元（11634.18元/kW）；工程动态投资：29813.97万元（11925.40元/kW）；生产流动资金：558.78万元；铺底生产流动资金：167.64万元。A1方案增值税17%，所得税33%，其他杂项税率按照国家规定实际值计算；厂综合用电9.68%。在A2方案中，机组配置：2台65t/h秸秆锅炉和1台C25MW汽轮发电机；建设规模：2.50万kW；工程静态投资：29085.45万元（11634.18元/kW）；工程动态投资：29813.97万元（11925.40元/kW）；生产流动资金：558.78万元；铺底生产流动资金：167.64万元。A2方案增值税降为6%，所得税0%，其余与A1方案相同。(2）发电系统及投资来源纯发电工程经济效益指标见表3和表4。在纯发电B1方案中，机组配置：2台55t/h秸秆锅炉和1台N25MW汽轮发电机；建设规模：2.50万kW；工程静态投资：26176.90万元（10470.76元/kW）；工程动态投资：26832.57万元（10733.03元/kW）；生产流动资金：458.77万元；铺底生产流动资金：137.63万元。纯发电方案中B1方案增值税17%，所得税33%，其他杂项税率按照国家规定实际值计算；厂综合用电8.0%。B2方案中，机组配置：2台55t/h秸秆锅炉和1台N25MW汽轮发电机；建设规模：2.50万kW；工程静态投资：26176.90万元（10470.76元/kW）；工程动态投资：26832.57万元（10733.03元/kW）；生产流动资金：458.77万元；铺底生产流动资金：137.63万元。B2方案增值税降为6%，所得税为0%，其余与B1方案相同。2粮食网络消费的组成、影响因素和趋势2.1b2b方案上网电价的构成在20a计算期内，B2方案的上网电价构成如下。(1)燃料费用约占44%；(2)折旧费和大修约占26%；(3)财务费用（贷款本息支出）占5.5%。B2方案上网电价的详细构成，见表5。初步分析秸秆直燃发电上网电价的构成，可以清晰地了解燃料费用（秸秆到厂价格）、折旧费、大修费用和财务费用（3项费用均与工程静态总投资或工程静态单位投资相关）约占76%,说明燃料费用、工程静态单位投资是影响上网电价的主要因素。当然，如果是秸秆热电联产项目，还必须考虑热价变化对上网电价的影响。2.2秸秆直燃供热发电上网电价的变化趋势用简单的数学语言表达，秸秆直燃发电项目的上网电价主要随着秸秆到厂价格和工程静态单位投资的变化而变化，即秸秆直燃发电上网电价是秸秆到厂价格和工程静态单位投资的函数：y（秸秆直燃发电上网电价）=f邀x研究秸秆到厂价格和工程静态单位投资变化的规律，就可以掌握秸秆直燃发电项目上网电价变化的趋势。(1）农民劳动力资源收储存成本下降空间较大秸秆到厂价格是由秸秆的价值、农民劳动力机会成本和收储运成本构成的。在一段时间内，秸秆的价值会随着秸秆使用价值的凸现而上升；农民劳动力机会成本也会随着经济的发展和社会水平的提高而上升；收储运成本有一定的下降空间。通过资源可供性调研了解到，收储运成本一般只占秸秆到厂价格30%，下降空间有限；而其他两个因素有上升趋势，因此，在预测秸秆到厂价格时，应留出一定的涨价空间。(2）实现关键设备的国产化一旦示范项目成功，中国有足够的技术研发能力，可以在不长时间内，实现关键设备的国产化。因此，保守地预测，2020年秸秆直燃发电项目的工程静态单位投资将降到目前全部采用国内设备的燃煤电厂的水平。(3）直接燃烧稻草项目的成本也会影响电费的水平如果是秸秆直燃热电项目，在上网电价的自变量中还必须增加x(4）为了使预测更加可执行，建议采用b2纯能源方案，并对2005-20年甘蔗直接燃烧的互联网电价进行预测影响秸秆直燃发电项目上网电价的主要因素只有秸秆到厂价格和工程静态单位投资。分析这两个因素的变化趋势，就可以预测未来电价变化走向。2.32电价在未来的变化趋势在上述基本方案的基础上，按照秸秆直燃发电项目影响上网电价的2个主要因素变化的基本规律，测算了电价在未来的变化趋势，见表6。两个方案的工程静态单位投资和变化趋势是一样的，主要区别在于秸秆到厂价格。低电价方案秸秆到厂价格起始为250元/t，高电价方案秸秆到厂价格从350元/t开始。3中国直接燃料发电项目、网络设备和当前价格预测3.1中国稻草直接燃烧和发电资源的产量和发展趋势(1）中国适宜稻草直接燃烧发电区的确定(1)农作物秸秆干燥条件积极改善秸秆含水量应当小于25%，超过此值,会降低锅炉的燃烧效率。中国地域辽阔，各地区自然地理气候差异很大。甘肃金塔县的年平均降雨量仅60mm，年平均相对湿度仅40%～50%，在当地实测露天存放的棉花秸秆，2003年的含水量8.90%，2004年9.45%。地处长江北岸的湖北省宜城夏季多雨，年平均降雨量961.7mm，年平均相对湿度59.6%，气候比中国北方大部分地区要潮湿。通过对存放在露天数月之久的4种农作物秸秆的实地测量，麦秆、稻秆、油菜秆和棉秆的含水量分别为16.6%、17.5%、9.2%和20.6%，均低于25%。2005年6月，在四川省成都市大邑县调研，当地44年平均降水量1041mm，年平均相对湿度82%。本次实地检测露天存放一年的稻秆含水量12.03%，玉米秸秆含水量8.56%；当年的麦秆含水量为16.04%，均小于25%。实地调查说明：长江以北广大地区，年平均降雨量在1000mm以下，年平均相对湿度在70%左右的地区，包括成都平原，在露天条件下（有简易防雨条件）也可以解决秸秆的晾晒收储问题。西北、华北及东北三省具有较良好的秸秆自然干燥条件，有利于发展直燃发电项目。长江以南地区为热带及亚热带气候，夏秋季节阴湿多雨，不利于农作物秸秆的自然晾晒、收储，发展直燃发电项目有一定困难。因此，根据中国6个典型地区秸秆资源调查的结果，按照有利于秸秆自然干燥的原则，初步认定黑龙江、吉林、辽宁、河北、北京、天津、河南、山东、山西、陕西、内蒙、甘肃、宁夏、新疆、青海、西藏16个省市以及四川、湖北、安徽、江苏、云南等5个省市的部分地区，是适宜和比较适宜发展秸秆直燃发电项目的地区。(2)．秸秆直燃发电在不同地区的分布情况秸秆直燃发电项目对于秸秆的需求量相当大，一般25MW秸秆直燃发电项目需要秸秆16万t左右。因此，发展秸秆直燃发电项目的地区，应当是粮棉等的主产区或者种植相对比较集中的地区，以保证电厂对秸秆资源总量的要求。根据《2004年中国统计年鉴》的资料，上述21个省市中，黑龙江、吉林、辽宁、河北、河南、山东、山西、四川、陕西、江苏、湖北、安徽12个省的农作物种植面积、产量均居全国前列，多以旱地高秆作物为主，秸秆资源丰富，可满足资源的供应要求。除此以外，在部分省市区的局部地区，如中国西北部的新疆、甘肃、宁夏和青海省等，在一些水资源比较丰富的地区，有规模化经营的大型农场和农垦基地，粮棉油种植相对集中，也具有发展秸秆直燃发电的基本条件。北京、天津、西藏由于秸秆资源有限，不作为考虑地区。综上所述，按照秸秆自然干燥和确保秸秆能够持续稳定供给的原则，适宜建设秸秆直燃发电项目的省份和地区，初步可确定为18个，即东北的黑龙江、吉林、辽宁；华北的河北、山西；华东的山东；华中的河南；中国西部的内蒙、宁夏、陕西、甘肃、新疆、青海、云南等省市自治区以及湖北、江苏、四川、安徽等省份长江流域以北的部分地区。(2）．秸秆资源可消耗量测算的保守原则确定(1)中国可用于秸秆直燃供热发电的农作物秸秆资源可供应量，是以上述18个省份2003年农作物播种面积、产量作为预测和测算的基础。(2)本文秸秆是指玉米、稻谷、小麦、棉花、油料、豆类等六类农作物秸秆。(3)预测和测算的保守原则。目前，国内尚没有对秸秆直燃发电用秸秆资源可供应量的系统调查研究，同时由于本次测算依据的样本点有限，为了确保测算结果的合理性，一般采取保守原则进行。(4)考虑6个典型地区实测谷草比和秸秆增减系数测算依据后，经过分析、归纳，确定拟用于测算全国秸秆资源量的实测谷草比、减量系数（0.5）和秸秆供应保证系数（0.3），以此推算出2003年全国可用于秸秆直接燃烧发电用秸秆资源总量、秸秆可获得量和秸秆资源可供应量。(5)以2003年全国秸秆资源可供应量为测算基数，参照国家2010～2020年农业发展规划要求的全国主要粮棉的增长幅度，分别预测2005年、2010年、2015年和2020年全国可用于秸秆直接燃烧发电的秸秆资源可供应量。预测结果见表7、表8。3.222015年至2020年，中国的直接稻草发电项目和互联网流量预测2005～2020年中国秸秆直燃发电项目和上网电量预测见表9。3.32上网电价的测算在预测2005～2020年秸秆直燃项目上网电价时，采用的具体财务指标与第一节测算秸秆直燃项目上网电价相同。秸秆直燃发电项目每千瓦静态投资年下降率为2%；秸秆到厂价格从300元/t开始,年增长1%，见表10。4秸秆直燃供热发电上网电价影响因素的估计(1）秸秆直燃供热发电项目的燃料价格高于当地燃煤的价格。本次6个典型地区调查，秸秆到厂价格在300～350元/t波动，如果再考虑到秸秆的使用价值，秸秆折合标煤的价格应在600～800元/t，比当地标煤到厂价高出60%，约300元/t左右。(2）秸秆直燃供热发电项目单位造价比传统燃煤价格高。目前，秸秆直燃热电项目工程静态单位投资成本高的主要原因是由于从国外引进锅炉及前处理设备，设备价格昂贵。典型秸秆热电联产项目：2台65t/h高温高压秸秆锅炉（国外引进或中外合作制造）和1台C25高压高温抽凝式汽轮发电机组，热电厂工程静态总投资约29085万元，单位投资11634元/kW。国内同样规模燃煤热电厂工程静态单位投资约为8500元/kW左右，单位投资高出35%，约3000元。典型秸秆发电项目：2台55t/h高温高压秸秆锅炉（国外引进或中外合作制造）和1台N25高压高温抽凝式汽轮发电机组，发电厂工程静态总投资为26177万元，静态单位投资10471元/kW，目前，国内同样规模燃煤发电厂的静态单位投资约为8300元/kW左右，高出25%，约2000元。(3）上网电价比燃煤电厂高。在给定热价、正常税率并满足注册资本金内部收益率为10%的前提下，反求上网电价，秸秆直燃热电联产和纯发电项目的含税上网电价都在0.78元/kWh左右波动。当增值税降为6%，所得税为0时，含税上网电价降为0.68元/kWh左右，比燃煤火电厂含税上网电价0.32元/kWh，高出0.36～0.46元/kWh。(4）秸秆发电上网电价在未来不会大幅度下降。秸秆直燃发电项目的上网电价主要随着秸秆到厂价格和工程静态单位投资的变化而变化。随着关键设备国产化，秸秆发电上网电价也有下降趋势。但由于在发电成本构成中，燃料费用的份额比与投资有关的设备折旧、大修及财务三项费用总额大，因此，秸秆直燃上网电价不可能像光伏和风力发电那样