新能源发电的经济效益分析

新能源发电的经济效益分析

1非石化燃料消费是中国能源战略的主流能源供应和技术支持对于发展能源行业是不可或缺的。2012年我国原煤和原油占能源生产总量的比重达到85.4%,在进口能源中同样以煤炭和石油为主。据统计,2012年全球能源消费总量增速从前一年的2.4%降至1.8%。中国大陆能源消费总量占到当年全球新增能源消费总量的21.9%,增速达7.4%;煤炭占当年全球煤炭消费总量的份额达到50.2%,首次成为消费世界煤炭半数以上的国家,石油净进口量也占据了全球增量的86%。目前,这些传统能源日益枯竭,国内环境问题日益严重,发展新能源已成为我国乃至世界能源战略的主流。新能源不仅包括风能、太阳能和生物质能等传统可再生能源,还包括页岩气和小堆核电等新型能源或资源。虽然在今后一段时期,煤炭仍将是发电燃料消费增长的主力军,但非化石燃料将奋起直追。因此,有必要为风能、太阳能、页岩气和小堆核电等新能源发电营造适宜的政策环境,并进行技术和经济现状分析。2风力发电钻机发展现状在过去5年(2009~2013),全球风电市场规模几乎扩大了200GW,风力发电装机规模不断扩大。据全球风能理事会(GWEC)统计,2013年全球风电累计装机容量达到318.137GW,年递增12.5%;中国大陆风电累计装机容量已达91.424GW,本年度增加16.1GW,年递增21.4%。2.1风力发电系统目前,我国风力发电的单机容量在不断增大,海上风电场的发展正在逐步商业化,但存在以下相关技术问题亟待解决:(1)大功率中压变流器。为了能更好地提高风能的转换效率并降低成本,需要研发大功率中压变流器以提高风力发电机的标称容量。(2)用于风电场的储能技术。风电场储能技术可以在经济和技术两方面显著增加风力发电的吸引力,储能系统在维持电压、频率稳定方面作用十分明显。蓄电池储能系统应用最为广泛,尤其是锂电池、镍电池和铅酸蓄电池三种储能系统。另外,提高蓄电池的使用寿命、降低维护成本和采用抽水蓄能、飞轮及超导储能,也是储能技术发展的主题。(3)海上风力发电。离岸安装海上风力发电设备将是风力发电机技术的主要发展趋势。海上具备足够的风能资源,可以在海水较浅的区域安装风力发电机,离岸风力发电机与安装在附近岸上的风力发电机相比,前者所产生的电能会多出近1倍。2.2风电设备规范建设制约了调峰能力的提高火力发电机组的初期成本远大于风电场,使得风电场在经济上更具竞争力。但由于风力发电的间歇性、随机性和可调度性低等特点,大规模风电场接入后对电力系统运行会产生较大影响,需加大调峰电源建设。调峰能力不足是我国电网长期存在的问题,风电场大规模接入则进一步增加了调峰难度。此外,我国各地区风能资源分布不均衡,主要集中于西北地区,与集中在东部的电力负荷中心逆向分布,需要解决远距离、大规模输送问题。目前,不少地区大规模风电送出、消纳的矛盾日益突出,导致风电利用效率并不高,“弃风”现象凸显,风电设备利用小时数低,严重制约了风电的发展和效益。为了促进风电的大规模发展,我国对风力发电实行上网电价政策,要求电网公司按照国家规定的上网电价进行收购。风电的经济性主要体现在经济效益和环境效益上。2.2.1风电机组造价对风电场润率的影响风电机组造价和风资源区等效年利用小时数对风电场的利润率有显著影响,随着风电机组造价的逐步降低,风电场的利润率亦逐步提高。不同的风资源区,风电机组的等效年利用小时数不同,则风电场的经济性也不同。2.2.2风电要4国不被火力发电随着石油、煤炭等矿物燃料资源日趋枯竭,风电作为清洁能源中最具竞争力、最具发展潜力的能源逐步受到重视。风电的节能减排效果非常突出,每千瓦时风电上网可以节省大约340g标准煤,同时减少0.983kg二氧化碳、0.698g二氧化硫、0.65g氮氧化物以及0.355g固体颗粒物的排放。目前,一些地区受传统火力发电项目背后利益链的驱使,风电不但没有享受到全额保障性收购的权利,甚至还要为火力发电的计划电量“调峰”、“让路”,从而导致“弃风”现象。作为一项基本国策,节能减排是必须恪守的原则,国家应进一步鼓励并扶持风力发电。3发展优势分析太阳能发电技术可以分为两大类:一类是太阳能光伏发电,另一类是太阳能热发电,其中太阳能光伏发电技术已比较成熟,且发展迅速,具有良好的前景。据欧洲光伏行业协会(EPIA)统计,2013年全球光伏发电系统新增装机容量超过37GW,远远超过了2012年29.9GW的新增装机容量,截至2013年底累计装机容量为136.7GW;中国年度新增装机容量11.3GW,居全球各国家和地区之首,年增长136.1%。3.1发展照明技术的方向3.1.1光伏电池的选择随着光伏电池相关技术的发展,光伏电池种类也不断更新。在各种光伏电池中,应用较多的仍是晶硅电池,市场份额在80%以上;非晶硅也占有一定的市场比率;大部分多元化合物半导体技术仍处于实验室阶段,离大规模市场应用还有一定距离。3.1.2光伏发电最大功率点跟踪技术光伏发电最大的特点就是光伏输出电压与环境温度、光照强度呈非线性关系,因此,光伏发电最大功率点跟踪技术的研究得到广泛重视。常用的几种最大功率点跟随技术包括:定电压跟踪法、扰动观测法和电导增量法以及它们的改进算法。随着智能控制理论的发展,模糊控制理论、人工神经网络等理论也在这种技术中得以应用。3.1.3变压器控制在光伏发电并网系统中,并网逆变器的设计是核心内容和关键技术。随着并网逆变器由单级向多级发展,电能转换级数随之增加,逆变器也发展出集中型、串级型、模块集成型等结构。为了提高整个系统的效率,就需要多台逆变器的统一控制。此外,针对大容量光伏并网系统,迫切需要解决的技术问题还有如何更好地抑制低功率时的电流谐波,多台逆变器同时并网时电流谐波的叠加等。3.2光伏发电并网瓶颈技术。在光伏近年来,光伏发电已成为世界各国普遍关注和重点发展的新兴产业,产业规模不断扩大,产品成本持续下降,作为主要原料的太阳能级硅甚至出现了供过于求的现象。国家电网公司2012年10月发布分布式光伏发电项目并网相关方案,对单个并网总装机容量不超过6MW等条件的分布式光伏发电项目免费提供接入服务,并且全额收购这些项目富余的电量,标志着困扰产业发展的光伏发电并网瓶颈获得突破。在“国家863项目”中,光伏电池转换效率达到了20.44%,但光电转换效率低仍然是制约光伏发电发展的主要瓶颈。为了增强光伏发电产业的经济效益,可以采取下列措施:(1)政府优惠补贴。当前世界各国主要依靠政府的政策支持,实施税收优惠补贴、退税补贴和担保补贴等措施来缓解光伏产业发展的成本压力。(2)增加发电容量。光伏产业属于规模性经济,光伏发电站必须建造得相当大,发电容量要不断增加,才能发挥较大生产效力,降低发电成本。(3)采用高新技术。可以采用高塔发电、卫星发电和月球电站等太阳能发电高新技术,尽管这些技术尚不成熟,有的甚至还停留在理论阶段,但随着科技的发展,相信这些技术将大大提高太阳能发电的效率,提高经济效益。(4)开发最新材料。用于光伏阵列的原材料主要是结晶硅和非晶硅,此外还有化合物光伏阵列。采用非晶硅薄膜电池与多晶硅电池发电成本相近,而多晶硅电池比薄膜电池转换效率高出5%~10%。有机太阳能电池具有成本低、重量轻、可折叠、半透明等优点,中科院福建物构所研究开发的有机太阳能电池材料效率可达8.31%。随着电池转换效率的不断提高,有机太阳能电池已经显现出广阔的应用前景。4非常常见的天然气资源：岩浆岩4.1页岩气开发的前景展望截至2013年,拥有可开发页岩气资源的国家达到41个,技术可采资源量达到7299×1012ft3(1ft3=0.0283m3)。美国走在了页岩(油)气开发的前列,取得了巨大的成功,并颠覆了美国的能源市场,提高了能源自给水平。美国在2009年已超越俄罗斯成为最大的天然气生产国,能源对外依存度降至20世纪80年代以来的最低水平,石油进口从2005年占石油消费总量的60%降至2012年的42%,净进口量从超过1300×104bbl/d降至800×104bbl/d,60年来首次成为炼油产品出口国。鉴于页岩(油)气的开发情况,国际能源署(IEA)在2012年11月预测,美国在2017年将超过沙特和俄罗斯成为世界最大的石油生产国;到2035年,将主要依靠包括页岩气在内的廉价天然气,实现能源自给自足,满足产业和发电的能源需求。美国能源情报信息署(EIA)称,中国拥有世界上最大的页岩气储备,达32×1012m3,超出美国68%。我国国土资源部的预测虽然较为保守,估计为25×1012m3,但依然较美国储量高出32%。就页岩气产量而言,中国有望成为下一个美国。我国政府也正在着手页岩气的技术开发和商业发展。不过与北美相比,我国页岩气资源的地理和工业条件并不十分有利,尤其是大多数的页岩盆地都有着复杂、不利于页岩气开发的地理环境,比如位于地震活跃区、页岩层非常厚等;我国页岩盆地的总有机碳含量在0.4%~30%范围内,有机质成熟度在0.4%~5.0%范围内,因不同的地质层和地区而有很大的不同。我国已经着手对页岩气的钻探,目前主要集中在四川盆地和长江平原。近几年,随着国内页岩气开发的快速推进,在借鉴国外先进技术及国内常规油气开采经验的基础上,顺利完成了一批页岩气井的钻井、固井及大型压裂施工作业,为国内页岩气的开发积累了初步经验。例如,在河南油田页岩气井成功实施了压裂施工,并取得了预期效果。截至2013年3月,全国共实施页岩气钻井83口,主要分布在四川、陕西、重庆等地。为加快发展页岩气产业,国家能源局在2013年10月颁布了《页岩气产业政策》。预计到2015年,中国可实现页岩气的规模生产。为节省更多的原油以增加出口利润,沙特阿拉伯即将成为北美国家以外首个使用页岩气发电的国家。目前,国内还没有页岩气发电厂,我国也需要进行页岩气发电的示范工程研发工作。4.2美国页岩气开发现状页岩气单井成本变化很大,与页岩特点、埋藏深度、技术熟练程度、工艺配方、井型、水平段长度、压裂方式等因素有关。表1为ScotiaWaterous公司、WoodMackenzie公司和莱斯大学对美国页岩气开发成本的统计数据,表2为2006~2011年美国国内天然气井口价及进口天然气价格。通过表1和表2可知,如果盈亏平衡按WoodMackenzie公司和莱斯大学的数据计算,美国的页岩气开发将处于亏损状态;即使按照ScotiaWaterous公司的数据计算,也是处于盈亏平衡的边缘,盈利能力并不强。虽然美国页岩气开发技术的进步大大降低了开发成本,但从目前情况来看,页岩气开发形势并不乐观。为了推动页岩气的开发,美国实施了相应的税收激励或补贴政策,以德克萨斯州为例,对页岩气的开发免征生产税,实施3.5美分/m3的政府补贴。由于我国页岩气开发还处于起步阶段,尚不够成熟,对于国内页岩气开采成本的估算并不准确。国内页岩气藏比美国的埋藏更深,参照美国经验可知,国内的页岩气开采成本将远高于现行工业用天然气出厂价,如果引入美国的技术和设备,高额的技术转让费同样会推高页岩气开发成本。2012年11月,财政部和国家能源局联合发布《关于出台页岩气开发利用补贴政策的通知》,2012~2015年中央财政对页岩气开采企业的补贴标准为0.4元/m3,地方财政可根据当地页岩气开发利用情况,对页岩气开发利用给予适当补贴。5小体积压5.1美国多种地方思路竞争之表现我国2011年核能消费总量为1950×104t油当量,较2012年增长16.9%,不到美国当年核能消费总量的1/8。大型核电站需要占用大量的土地,而小堆核电具有小身型、多用途、多选择、高安全等技术上的优势,所以发展小堆核电适合我国电力行业的发展需求。5.1.1取代环路型布置“小身型”体现在设计上,表现为反应堆的一体化系统设计,用一体化布置取代环路型布置,取消了大堆原来的主回路管道。相比于大堆,小堆的设备尺寸和重量都大大缩减。目前,压水堆电站的建设周期需要60个月,而中核集团开发的小堆建设周期预计只需要36个月。5.1.2其他工业用途“多用途”体现在除了单一的发电功能以外,小堆还可以用于许多其他工业用途,如海水淡化、船舶推进、热电站等。小堆核电最大的市场优势是有利于实现高度的安全性和具有高效率的电、热、汽、水联产能力,从而具有较好的经济性,能适应不同用户的需求。5.1.3能力4.0.2w小堆核电是将核蒸汽系统一体化集成为反应堆模块,每个模块的最大发电能力为10×104kW。一个模块式核电厂可以有2~6个模块,模块可以根据厂址的形状和大小自由组合安放,业主可以根据需求,在建厂初期一次性灵活配置装机容量。小堆的选址也具有灵活性,能够因地制宜。5.1.4acp200减少了管道破裂导致的泄漏隐患国产新型模块式小型堆ACP100在安全性方面达到甚至超过了第三代压水堆的水平,具有更高的安全性和抗事故能力,是更为安全的堆型。ACP100采用的是非能动的堆芯冷却系统和余热冷却系统,它不依赖外部电源,不会像日本福岛核事故那样,因地震和海啸失去电源供应导致堆芯无法冷却。ACP100取消了主管道,减少了管道破裂导致的泄漏隐患。同时