技术创新可降25%,塔式太阳能热发电全寿命周期度电成本分析

时间:2019-09-26 18:23来源:国家光热联盟
  产业的发展受到“质”“量”“价”等因素的影响,太阳能光热发电是电力输出稳定可靠、调节性能优越的可再生能源发电方式,是高品质的能源,但其大规模发展仍受成本制约。长期以来,太阳能热发电从业者积极致力于从多个方面降低发电成本,以实现平价上网推动产业发展为目标。浙江中光新能源科技有限公司作为青海中控德令哈50MW塔式熔盐储能光热电站的联合投资方,在太阳能热发电成本下降方向具有一定的实战经验,近日,在2019第五届中国太阳能热发电大会上,浙江中光新能源科技有限公司总裁助理、副总工程师李心作了“塔式太阳能热发电全寿命周期成本电价分析”的主题报告,他对塔式光热电站成本构成、光热度电成本敏感性分析,从而对度电成本下降做一个预测。以下是其报告内容,以供参考。
图:李心作主题演讲
  一、光热电站经济评价的相关概念
  1、成本、收入、收益概念解析
  光热电站经济性相关的概念可以分成三个类别:成本、收入、收益。
  成本方面,其初始投资包括静态投资和动态投资,在财务分析上最后在逐年分析中都会转化成固定资产折旧的形式,所以投资是成本的一个组成部分。总成本费用包括生产成本和财务成本,生产成本则是由经营成本、固定资产折旧和摊销费构成。
  收入方面主要就是上网发电收入的概念,等于上网发电量与电价的乘积,需要注意电价是否含税。
  收益方面一般关心项目收益和资本金收益两个指标。项目收益率是项目不采用银行贷款等财务杠杆情况下的收益率;资本金收益率是考虑项目投资采用银行贷款后,所投入资本金的收益率。当资本金比例为100%时,项目收益率与资本金收益率相等,但当采用银行贷款后,将产生财务成本,资本金收益率和项目收益率则不同。
  资本金收益率是指项目全寿命周期内净现值为0时的资本金的贴现率。在评价光热项目财务指标时,一般有一个资本金收益率或项目收益率的标准,以首批示范项目为例,要求资本金收益率为10%。而经济性评价中的另外一个指标净利润率则是一个与时间无关的静态值,可以通过年均净利润除以资本金这个公式直接计算。
  2、值得注意的几个光热电站经济性指标
  (1)描述光热电站的投资不宜采用单位千瓦投资,宜采用单位发电量(单位千瓦时)投资:
  ◎  火电、水电、光伏、风电等习惯采用单位千瓦投资,原因是他们的年利用小时数(也就是单位装机量的发电量)是基本固定的,在这个条件下,单位千瓦投资即可反映电站的经济性;
  ◎  光热电站的单位千瓦投资和年利用小时数均随着储能时长增加而增大,单位千瓦投资增加但由于年利用小时数也增加,电站的度电成本可能降低,因此单位千瓦投资无法反映光热电站的经济性。
  (2)从系统容量配置角度,光热电站的经济性与下列因素均有关:
  ◎  装机容量
  ◎ 储能时长
  ◎ 集热场规模
  3、光热电站全寿命周期LCOE的定
  ◎ LCOE(LevelizedCost of Electricity)是国际上通用的评价度电成本的指标。 
  ◎ LCOE有多种翻译说法:发电成本、度电成本、成本电价。
  ◎ LCOE的核心在于全寿命周期中的“时间”概念,将时间因素平准化处理。
  ◎ 折现率(贴现率)是反映时间因素的关键参数,实际上代表了资金的收益率。
  ◎ LCOE是包含了资金收益率的发电成本。
  二、塔式光热电站成本构成
  塔式光热电站成本构成主要由生产成本(80%)和财务费用(20%)构成。
  其中,80%的生产成本中,经营成本占30%,主要包括:燃料、外购电、水费、材料费等约占4%,员工工资及福利约占9%,电站维修费约占13%,其他费用(如土地税等)约占5%,而固定资产折旧则占50%。
  1、塔式光热电站投资构成
  按照功能系统划分:集热系统(包括聚光系统、吸热系统)、蒸汽发生系统、储热系统、热力系统、供水系统、水处理系统、热工控制系统、电气系统、附属生产工程、厂址相关工程及其他费用。
  上图中是国际上电站投资构成,图上左边是槽式的,右边是塔式的,可以对比一下看,我们实际的情况,比例也是差不多的;集热系统包括聚光系统和吸热系统,初始投资时占到50%以上;储换热系统占15%-20%,最后是常规系统和其他费用,这是按系统的常规分析方式。
  2、子系统成本构成
  第二种分析方式,通过制造成本进行划分,这种方式更有助于分析光热系统的成本下降路径。从上图中可以看出,光热电站的制造成本构成方面:材料成本占比<30%,制造加工成本占比>50%,包装运输、安装等成本<20%;20%供应商占比超过90%的投资金额。
  以上这些数据对于未来成本下降趋势更具有指导意义,比如说,目前总共供应商数量有100到200个,这其中20%的供应商占了整个初始投资90%的比例,说明目前供应商的资金集中性还是比较高的,这可能也会是未来成本下降的方向点。
  三、塔式光热度电成本的敏感性分析
  1、发电量变化(电站效率、光资源、自用厂用电率)
  10%发电量变化,9.5%度电成本变化。
  示例:汽轮机效率上升10%,发电量上升10%,则度电成本下降9.5%。
  2、初始投资(建设成本)变化(影响折旧、财务费用及维修费用,占总成本>80%)
  10%投资变化,9%度电成本变化。
  示例:为了实现度电成本(1.2->1.15)下降4.17%,则投资应下降4.5%。
  3、贷款利息变化
  10%利息变化,2.2%电价变化:利息变化2个点,度电成本变化0.1元。
  示例:利息(4.9%->3%)下降40%(下降2个点),度电成本下降0.1元/kWh
  4、贷款比例变化
  贷款比率80%->70%,则度电成本增加3%。
  5、增值税
  增值税减半,度电成本下降3%;增值税取消,度电成本下降6%。
  6、所得税
  所得税率25%->15%,度电成本下降1.6%。
  7、逐年投资比
  4:5:1->3:5:2(10%的投资款晚支付2年),度电成本下降1.4%。
  8、还贷方式
  等额本息->等额本金,度电成本增高2%,但利润率提高。
  9、折旧年限
  折旧年限变短,度电成本下降;折旧年限变长,度电成本增高。
  四、塔式光热度电成本与储能时长的关系
  从上图可以看出,以度电成本最低为目标,定日镜场采光面积、吸热器额定功率、储能时长与装机容量间的关系存在最优配比值(即太阳倍数与储能时长的最优对应关系)。因此,度电成本与储能时长的敏感性关系实际是与定日镜场采光面积的关系。定日镜采光面积越大,储换热和常规岛设备的利用率就越高,度电成本越低。
 
  1、光热电站成本下降可能性
  (1)目前我国各类电源的发电成本如下所示:
  ◎ 火电:0.3-0.35元/kWh
  ◎ 光伏:0.25-0.35元/kWh(I类地区)
  ◎ 陆上风电:0.35-0.4元/kWh,海上风电:0.7-0.8元/kWh
  ◎ 天然气/煤电调峰:0.8-0.9元/kWh
  ◎ 光热:1.0-1.1元/kWh
  (2)相比光伏,光热产业标准化和规模化发展的空间更大:
  ◎ 光伏:电子部件占比高,因此标准化程度高;光热:机械部件占比高,目前需要大量设备定制化。
  ◎ 光热的原材料构成虽然较光伏更常规,但如此多零部件的加工生产和组装仍占了其成本构成的大部分,随着产能规模化下降空间大。
  2、光伏的度电成本下降历史回顾
  从上图可以看出,光伏发电成本的下降经历了8年;其成本下降与产业规模(产能)快速扩大、技术进步密切相关。
  3、影响光热电站度电成本的要素
  (1)技术因素:
  ◎ 单机规模:50MW->100MW->150MW
  ◎ 储能时长:7小时->12小时->16小时
  ◎ 发电效率:14%->18%
  (2)产能因素:
  目前国内光热电站总装机容量不到0.3GW,而光伏仅2018年新增装机44GW,是光热的150倍
  (3)政策性因素(非技术成本):
  ◎ 贷款利息:贷款利息每下降2个百分点,发电成本下降约0.05元/kWh
  ◎ 土地相关费用:完全没有任何土地费用,发电成本下降约5.5%
  4、光热电站度电成本下降路径
  首先分析影响光热度电成本最重要的因素,发电量和发电效率。整个光热电站效率是有约20项组成的,这里做了合并项,列了七八项。各项效率相乘,电站年均效率约14%-15%。其实目前光热电站实际能到15%已经是相当不错的水平。我认为不同系统环节未来效率的可提升率是不一样的,比如镜场效率部分,有的项目大气透射率比较低,这只有在选址时考虑到,从技术角度难以改善;阴影遮挡效率,可优化镜场布置的空间不多,效率大约只能提升1.5%;反射率方面也可以提升,比如说镜子可以再薄一点,它的反射率还是可以增加2-3个百分点的。对于清洁度,金建祥老师和高峰总经理也都在报告中重点提到,业内普遍认为有比较大的提升空间。此外,截断效率、吸热器效率也都有一定的提升空间。很重要的一点是弃光率,现在光热电站实际的弃光率都比较高,故障等是主要因素。预测未来通过更优化的策略和自动化运行等技术可以把弃光率降低10个百分点。综合以上所有因素,电站年均效率可以提高30%,从14%达到18.5%。发电量如果提升10%,度电成本下降9.5%,发电量提升了30%,度电成本可以降到25%左右,这是技术进步提升发电效率对度电成本的影响。
  上图分析了在光热产能增加的情况下,度电成本以及定日镜加工成本的变化趋势。这个图引用自本人的一篇论文。基于论文里对于加工成本的分析,在产能很小的情况下定日镜等加工成本很高,随着产能扩大,它会迅速的下降。总之,光热度电成本下降主要依靠开源和节能两个途径。开源的方法包括提升发电量(发电效率)、降低厂用电、延长电站寿命、减少故障维修时间等。节流则主要通过降低初始投资、降低经营成本(自动化程度提升、人员数量减少)、降低财务费用等方法实现。
图:光热电站度电成本下降预测
  综上所述,对于未来光热度电成本的预期,我们认为,通过技术创新可以下降25%,以1.15元为基准,达到约0.8元/kWh的水平。考虑产能的扩大,及贷款利息、土地、税费等非技术成本有一定下降空间,预计光热度电成本将低于0.5元/kWh,我们有信心光热度电成本能够降到比较低的水平。当然每一个效率的提升、每个成本的下降,都要做大量的工作。我们希望在座的各位一起努力、加快努力,迅速把光热发电成本降下来!

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