秸秆直接燃烧供热发电项目初步可行性研究

秸秆直接燃烧供热发电项目初步可行性研究

三在典型地区，甘蔗直接燃烧加热能源的年平均价值为1秸秆直燃供热发电工艺技术的监测方法1）在政府政治支持的前提下，遵循商业原则。(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、秸秆热值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接燃烧(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)在编写初步可行性研究报告时,假设引进的秸秆直接燃烧(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;(6)以25兆瓦为基本建设规模,分别按照秸秆直燃热电联产和秸秆直燃发电两种类型,设计编制项目初步可行性研究报告,对上网电价等进行测算。(7)在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%;2各方案的工程经济效益指标及上网电价综合全国9个县市调研结果,测算的秸秆到厂价格为300元/吨、供热含税价格38.15元/GJ,以及建设秸秆直燃供热发电项目有关的技术经济参数。A1热电联产方案: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%。A2热电联产方案:除增值税降为6%,所得税0%外,其余与A1方案相同。B1发电方案: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发电方案:除增值税降为6%,所得税0%外,其余与B1方案相同。4个方案的工程经济效益指标和上网电价见表7、表8、表9和表10。秸秆直燃供热发电的投资构成,见表11和表12。四影响因素和作物直接燃烧加热的互联网价格生积1b2b方案的上网电价构成在20年计算期内,B2方案的上网电价构成如下:燃料费用约占44%;折旧费和大修约占26%;财务费用(贷款本息支出)占5.5%。B2方案的上网电价构成见表13。初步分析秸秆直燃供热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、单位造价是影响上网电价的主要因素。当然,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秸秆直燃供热发电上网电价的测算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(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。2.1农民劳动力资源按使用效率的确定来增加了成本,秸秆的费用比仅秸秆比现有秸秆到厂价格是由秸秆的价格(秸秆的价值)、当地农民劳动力的价格(当地农民劳动力的机会成本)和收储运的价格(收储运的机会成本)决定的。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人民社会水平的提高而上升;收储运机会成本随着收储运效率的提高,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,留出一定的涨价空间是必要的。2.2实施项目总成员国引进技术与设备是导致上网电价高的另一个因素。但是,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年秸秆直燃供热发电工程静态单位投资将降到目前全部采用国产设备燃煤电厂的水平。2.3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X2.4秸秆直燃供热发电上网电价的推荐方案为了使预测更具可行性,拟采用B2纯发电方案作为预测2005—2020年秸秆直燃供热发电上网电价的推荐方案。秸秆直燃纯发电项目,影响电价的主要因素只有原料费用(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的走向。320电价在未来的变化趋势在上述B2方案的基础上,按照秸秆直接燃烧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14。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不同。低电价方案秸秆到厂价格起始为250元/吨,高电价方案秸秆到厂价格从350元/吨开始。4基本结论4.1秸秆合成价比当地标煤到厂价更高本次9个县市秸秆资源调研,秸秆到厂价格在200-350元/吨之间波动,如果再考虑到桔秆的使用价值,秸秆折合标煤的到厂价格在500-800元/吨,比当地标煤到厂价高出50%左右。4.2国内外工程静态单位投资情况目前,秸秆直燃热电项目工程静态单位投资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:2×65吨/h高温高压秸秆锅炉(国外引进或利用国外技术中外合作制造)+1×C25抽凝式汽轮发电机组,热电厂工程静态总投资为29085万元,工程静态单位投资11634元/kW,高出目前国内同样规模燃煤热电厂8500元/kW的工程静态单位投资3000多元,约35%。典型秸秆发电项目:2×55吨/h高温高压秸秆锅炉(国外引进或利用国外技术中外合作制造)+1×N25抽凝式汽轮发电机组,发电厂工程静态总投资为26177万元,单位静态投资10471元/kW。目前,国内同样规模燃煤发电厂的静态单位投资为8300元/kW左右,单位投资高出2000元约25%。4.3上网电价比燃煤电厂高基本方案测算结果,在现行税率下,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。两种税率下的含税上网电价,分别比燃煤电厂0.32元/kWh,高出0.46～0.36元/kWh。当秸秆到厂价格由300元/吨上升或下降50元/吨(±16%)时,优惠利率发电方案的上网电价在0.68元/kWh基础上,有上下8%约0.058元/kWh的浮动。尽管秸秆到厂价格有一定的上升趋势,但是,随着关键设备的国产化,秸秆直燃供热发电项目的上网电价仍然呈下降趋势。应当说明的是,在发电成本构成中,秸秆直燃供热发电项目增加了燃料费用,且其在成本中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,在未来有大幅度的下降。4.5秸秆直燃供热发电上网电价的测算秸秆直燃供热发电上网电价的初步测算表明:由于项目工程静态单位投资水平高于同规模燃煤电厂,秸秆折合标煤的到厂价格也比当地标煤到厂价高,且秸秆直燃供热发电项目的运营费用也较燃煤电厂高,这些都增加发电成本。因此,按照《中华人民共和国可再生能源法》的要求,制定有利于生物质发电的上网电价势在必行。(待续)④固定资产折旧15年(行业规定);⑤发电设备年利用55