登录注册
请使用微信扫一扫
关注公众号完成登录
我要投稿
为鼓励火电机组参与区域深度调峰,不少地区对参与调峰的机组给予一定电价补偿。但在多数补偿测算中,降低了机组容量和利用小时数对度电成本分摊费用增加较大的影响,一些调峰补偿费用远不足以弥补深度调峰给企业带来的经济损失,建议相关部门根据实际情况进一步核算调峰补偿费用,适当提高补偿电价。
近年来,风电、光伏等清洁能源发电比例逐年增加、装机容量增加较快,但此类电源点具有间歇性、波动性、反调峰特性以及预测精度和容量可信度低等特点,大幅增加了电力系统的等效负荷峰谷差,增大了系统调峰和调频的难度。如何减少弃风弃光率,提高可再生能源利用率成为能源行业关注的重点。
在增加清洁能源装机量、减少弃风弃光限电的背景下,社会、电网和风电光伏发电企业等要求火电机组深度调峰的呼声越来越高。众多火电机组通过电网调度参与到频繁、深度的调峰中。燃煤机组在参与分级深度调峰过程中,运行参数偏离设计值,导致供电煤耗上升,成本增加。特别是深度调峰在30%及以下负荷时,燃煤机组设备磨损和寿命损耗较大,度电成本增加较大,运行的安全性和稳定性较差,部分机组通过设备和系统改造才能实现不投油稳燃运行。
为了鼓励火电机组参与区域深度调峰,不少地区也积极征求意见并逐步试行电力辅助服务市场运营规则,对参与调峰的机组给予一定补偿。东北区域最早开展火电机组调峰补偿,国家能源局东北监管局先后于2012年12月到2016年11月间三次印发《东北电力调峰辅助服务市场运营规则(试行)》,国家能源局西北监管局于2015年9月印发《西北区域发电厂并网运行管理实施细则》及《西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》,山东、福建、新疆、甘肃等地也出台了相应的文件和激励制度。
为了让清洁能源更多地发电,燃煤机组参与调峰并深度调峰实现30%负荷率(指发电机组在额定负荷时)运行已势在必行。如何改造机组部分设备及系统满足深度调峰的要求,已经成为燃煤电厂面临的重要挑战和战略方向。电厂参与深度调峰后,如何测算电厂的收益也成为大多数学者、技经人员和管理者需深入研究的课题。
众所周知,发电企业的发电成本主要由折旧摊销、财务费用、税金及附加、职工薪酬福利、修理费用、燃料费用、环保费用、购水购电费及其他费用等组成。其中,折旧摊销、财务费用、职工薪酬福利、修理费用等费用称为固定成本;燃料费、购水购电费、环境保护费用等为可变成本。发电度电成本为度电固定成本与度电可变成本之和。
在以往大多数研究和改造项目投资测算中,通过设备和系统改造所需的投资金额、调峰补偿费和燃料费的增加来进行相应的收益测算,但降低了机组容量和利用小时数对度电成本分摊费用增加较大的影响,一些调峰补偿费用远不足以弥补深度调峰给企业带来的经济损失,即同一装机容量、全年利用小时数相同时,100%负荷下运行下每年分摊的度电成本较30%负荷下分摊的成本小得多。随着负荷降低、年利用小时数减少,度电成本分摊的费用随之增加。
笔者以350MW和600MW燃煤纯凝机组为例进行了测算,分析了度电成本随容量和利用小时数变化特点,及深度调峰时其分摊费用对收益的影响。测算时需假定一些边界条件:假定机组参与深度调峰后,改造设备和系统的成本暂不计入;假定30%负荷时不投油能够稳燃;假定投资测算财务模型中固定成本不变化(特别运行维护费用暂不增加),可变成本中忽略工业耗水、液氨耗量、石灰石耗量等成本的变化,只考虑燃煤或燃油成本的变化;全年发电利用小时采用2018年全国平均利用小时数,即4361小时,燃煤标煤价格700元/吨,上网电价取0.34元/千瓦时;假定每年30%负荷时调峰500小时(为了便于测算,350MW和600MW燃煤纯凝机组各深度调峰500小时,则年平均利用小时分别为167小时和150小时)。
经测算,在30%的负荷率下,350MW燃煤纯凝机组在20年运营期内,平均度电成本为0.3910元/千瓦时,600MW燃煤纯凝机组在20年运营期内,平均度电成本为0.3756元/千瓦时。350MW机组的调峰成本高于600MW的主要原因是机组容量越小、煤耗越大,在深度调峰时度电可变成本分担得就越大,350MW燃煤纯凝机组平均度电可变成本为0.2922元/千瓦时,高于600MW的0.0201元/千瓦时;在摊销折旧期内,350MW和600MW机组的度电固定成本差值不大,在0.11-0.12元/千瓦时,600MW机组度电固定成本占度电可变成本占比较大,所占比例逐年从48.06%降到40.91%,350MW机组度电固定成本占度电可变成本比例较600MW的低,约为38.94%(占比低的主要原因是350MW机组度电可变成本增加较大)。
一般情况下,机组容量越小,深度调峰时度电成本越高,即350MW的燃煤机组调峰度电成本高于600MW的。经笔者测算,350MW的燃煤机组在折旧摊销期内,负荷率为30%时平均度电成本为0.4059元/千瓦时,600MW燃煤机组度电成本为0.3927元//千瓦时。各省为了激励燃煤机组参与深度调峰,大多分梯度制定补偿电价政策,一般以40%负荷率为分界线,给出了相应的报价下限或上限。如,陕西省、东北地区最低报价下限分别为0.32元/千瓦时、0.40元/千瓦时,报价上限均为1.00元/千瓦时;新疆、福建省、甘肃省负荷率低于40%时,没有规定报价下限,报价上限分别为0.50元/千瓦时、0.60元/千瓦时、1.00元/千瓦时。经笔者测算,350MW发电企业运营的摊销折旧期内,30%负荷深度调峰时,平均度电成本高于陕西省0.0859元/千瓦时的报价下限,高于东北地区0.0059元/千瓦时的报价下限;600MW发电企业运营的摊销折旧期内,30%负荷深度调峰时,平均度电成本高于陕西省0.0727元/千瓦时的报价下限,略低于东北地区0.0073元/千瓦时的报价下限。
在设定边界条件下,350MW和600MW燃煤纯凝机组在运营20年期内,内部收益率均不足3%,而建设期贷款利率为4.9%,企业已处于亏损状态。其主要原因是利用小时数低于设计值300小时以上,燃煤电价高于设计值35元/吨以上。
本次测算没有涉及调峰改造成本(机组容量越小、运行时间越长,改造成本越大,改造费用可能在0.2-1.5亿元或者更高),没有涉及负荷降低时可能投油助燃等成本,未考虑因机组较低负荷运行时带来的设备磨损和寿命损耗等因素增加的运营检修维护费用;且运营过程中,若有煤价高于测算值,利用小时数降低和电价低于测算值时,燃煤发电企业深度调峰后,在现有的调峰激励制度下,一些机组容量较低、运行年限较长的发电企业亏损额会不断增加。
因此,当调峰补偿电价下限低于企业30%负荷率下的度电成本值时,企业深度调峰亏损较大,调峰时间越长亏损越大。即使调峰补偿电价下限略高于企业30%负荷率下的度电成本值,考虑到技改费用、运营维护等费用的增加,企业处于亏损状态的风险也会进一步加大。
综上分析,燃煤发电企业在机组调峰改造及效益测算中,要全面考虑发电成本,切实向有关部门提供因深度调峰造成度电成本提高和企业因此承担较高经济损失的事实,给出合理的度电成本变化,为有关部门制定政策提供支撑依据;建议有关部门根据不同机组运行特性、不同容量、不同电价和不同深度调峰利用小时等因素进一步核算调峰补偿费用,合理调高报价下限值(特别是30%负荷率时的报价下限值),考虑不同容量和机组类型深度调峰的补偿差异,建议补偿阶梯电价中给出负荷率为30%时的可行的补偿电价范围,适当提高补偿电价,尽量减少发电企业因承担维护电网安全、稳定和经济运行所付出的成本。
(作者供职于陕西中河电力工程有限公司,本文仅代表作者个人观点)
特别声明:北极星转载其他网站内容,出于传递更多信息而非盈利之目的,同时并不代表赞成其观点或证实其描述,内容仅供参考。版权归原作者所有,若有侵权,请联系我们删除。
凡来源注明北极星*网的内容为北极星原创,转载需获授权。
海南省燃煤标杆电价为0.4298元/度。代理购电价格:代理购电价格方面,2023年6月至2023年12月,代购价格由平均上网电价和各类损益折价组成。期间平均上网电价一直为0.51576元/度,即标杆电价的1.2倍,也是市场化交易允许的价格上限。2024年起,煤电容量电价开始执行,平均上网电价有所下降,不再是固定
根据《省发展改革委关于进一步完善分时电价政策的通知》(苏发改价格发〔2023〕555号)文件要求,自2023年7月1日起,对315千伏安及以上的工业用电试行重大节日深谷电价,每年春节、“五一”国际劳动节、国庆节期间,11:00-15:00,在平段电价基础上,以峰段电价为计算基础,下浮20%。前述三个节假日具体
日前,江西发改委下发《关于适当调整分时电价机制的通知》,通知提出,适当调整峰谷时段划分。为契合用电负荷特性变化,适当调整峰谷时段划分,冬季(1月、12月)每日18:00~20:00为尖峰时段,8:30~11:30、20:00~21:00为高峰时段,0:00~6:00为低谷时段,其余为平段;夏季(7~9月)每日20:30~22:30
北极星售电网获悉,河北省发展和改革委员会华北电网有限公司国网冀北电力有限公司发布关于印发2024年冀北地区统调电厂优先发电量计划的通知。优先发电用于保障清洁能源资源利用、保障电网安全和民生、保障跨省跨区资源利用及保障可再生能源调峰机组等政策奖励。京津唐电网统调燃煤电厂优先发电量由电厂
能源保障和安全事关国计民生,是须臾不可忽视的“国之大者”。党的十八大以来,我国新型能源体系加快构建,能源保障基础不断夯实,为经济社会发展提供了有力支撑。同时也要看到,我国能源发展仍面临需求压力巨大、供给制约较多、绿色低碳转型任务艰巨等一系列挑战。习近平总书记在主持二十届中共中央政
北极星储能网获悉,4月25日,江西省发展改革委发布关于适当调整分时电价机制的通知。文件提出,试行重大节假日深谷电价。春节、“五一”国际劳动节、国庆节(具体时间以国家公布为准)12:00~14:00设置为深谷时段,电价在平段电价基础上下浮60%。原文如下:江西省发展改革委关于适当调整分时电价机制的
近日,欧洲议会通过欧盟电力市场改革法案,瞄准稳电价。4月11日,欧洲议会以433票赞成、140票反对、15票弃权的结果,通过了欧盟电力市场改革法案。该法案将稳定电力市场和保护普通消费者置于首要位置,并在此基础之上推动可再生能源快速、大规模部署,同时建立了新的市场机制以缓解能源危机。稳定电力
自2021年《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(1439号文)文件发布以来已经过了2年多,于2021年12月份开始执行的电网代理购电机制也完整地运行了两年。一方面是售电市场的活跃,一方面是用户的茫然,突然从目录电价直接到市场化交易,让很多用户不知所以,时有被“忽悠
笔者前一段时间有幸手写了一遍SCUC和SCED算法,以及节点电价的计算模型;虽然总体还算顺利,但对其中的一些细节机制仍有不解,下文特别描述其中一个技术问题,笔者认为这个问题是模型需要解释清楚的。(来源:微信公众号“兰木达电力现货”作者:王超一)众所周知,现货出清大致分为三个部分,第一部分
天津市燃煤标杆电价为0.3655元/度。代理购电价格:代理购电价格由当月平均上网电价和历史偏差电费折价构成。(来源:微信公众号“黄师傅说电”)23年6月份至24年4月,天津代理购电价格统计如图:输配电价:天津市输配电价如图:上网线损费:天津电网第三监管周期综合线损率为4.09%,23年6月份至24年4月
PART.01本周市场综述市场供需趋势市场供需趋势,本周网供电量环比上周上涨5.7%;水电上网电量环比上周上涨25.2%;火电上网电量环比上涨0.2%;新能源上网电量环比上周下降3.4%;外购电量环比上周下降3.91%;留川电量环比上周下降1.2%;外送电量环比上周上升130.5%。综合来看,本周各项指标的趋势表现为
作为系关光伏项目收益的关键因素,上网电价受到业内外的高度关注。纵观我国光伏上网电价政策,自2008年商业化电站启幕,历经核准电价、特许权竞价、标杆电价、指导电价+竞争电价多个阶段(十五年光伏电价变迁),最终在2021年大规模迈向平价上网。2021年6月,发改价格〔2021〕833号文正式官宣,自2021
煤电上网电价是指燃煤发电上网的交易价格,主要执行单一电量电价。煤电上网电价先后经历了还本付息电价、经营期电价、标杆电价、市场化定价四个阶段。2020年1月1日起,煤电上网电价按照“基准价+上下浮动”的市场化价格机制执行。其中,基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定,包含了脱硫、脱硝、
3月20日,上海市发展改革委公布《上海市2024年度海上风电项目竞争配置工作方案》(以下简称“方案”)。方案表示,竞争配置范围为国家能源局批复上海市海上风电规划场址中的市管海域横沙东部场址、崇明东部场址,以及国管深远海I场址、II场址,总装机容量580万千瓦,共6个标段。配储不低于20%、2h,预
近日,广西壮族自治区发展和改革委员会发布关于罗城仫佬族自治县耕尧水电站上网电价的函。详情如下:广西壮族自治区发展和改革委员会关于罗城仫佬族自治县耕尧水电站上网电价的函罗城仫佬族自治县耕尧水电站有限公司:报来《关于申请核定罗城仫佬族自治县耕尧水电站有限公司上网电价的请示》收悉。根据
山东燃煤标杆电价为0.3949元/度。代理购电价格代理购电价格方面山东省的表述为“代理购电工商业用户上网电价”,而且执行的是两部制定价方式,分为电能量定价的“代理购电价格”和以容量定价的“容量补偿电价”。容量补偿电价以度电形式呈现,2023年为0.0991元/度。2024年受煤电容量电价新政影响,容量
针对东北地区能源电力高质量发展,2023年9月,习近平总书记在主持召开新时代推动东北全面振兴座谈会时强调,“加快发展风电、光电、核电等清洁能源,建设风光火核储一体化能源基地”“要系统布局建设东北现代基础设施体系,加快论证和建设油气管道、高铁网和铁路网、新型电网和电力外送通道、新一代移
北极星垃圾发电网获悉,江西省发展改革委发布关于龙南市(三南)生活垃圾焚烧发电上网电价的函,龙南市(三南)生活垃圾焚烧发电项目上网电价可通过市场竞争配置确定。江西省发展改革委关于龙南市(三南)生活垃圾焚烧发电上网电价的函赣州市发展改革委:你委《关于核定龙南市(三南)生活垃圾焚烧发电
2月4日,四川省发展和改革委员会发布关于新投产发电机组调试运行期上网电价有关事项的通知,通知指出,发电机组和独立新型储能调试运行期上网电量,按照我省同类型机组当月代理购电市场化采购平均价执行。同类型机组当月未形成代理购电市场化采购电量的,按照最近一次同类型机组月度代理购电市场化采购
为推动我市可再生能源高质量发展,加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统,市发展改革委研究制定了《上海市可再生能源项目竞争配置管理办法》(以下简称《办法》)。现就有关内容解读如下:相关链接:市场化并网光伏项目不实施竞争配置!上海可再生能源项目竞配管理
北极星售电网获悉,2月8日国家发改委、国家能源局发布关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知,自2024年3月1日起执行。其中提出,电力现货市场连续运行的地区,完善现货市场规则,适当放宽市场限价。总体思路方面,通知明确,适应新型电力系统发展需要,持续推进电力辅助服务市场建设。加强电力辅
北极星售电网获悉,四川省发改委发布关于新投产发电机组调试运行期上网电价有关事项的通知(川发改价格〔2024〕45号),详情如下:关于新投产发电机组调试运行期上网电价有关事项的通知(川发改价格〔2024〕45号)国网西南分部,国网四川省电力公司,四川电力交易中心有限公司,各有关发电企业:为进一
北极星售电网获悉,湖南能源监管办发布关于进一步压实责任协同高效做好湖南绿证核发相关工作的通知,通知提到,交易中心收到北京电力交易中心下发的湖南发电企业电量校核信息后需进行筛选,将非直购发电企业信息发至省电力公司,省电力公司和交易中心分别完成电量校核并填写校核意见,由交易中心汇总后
4月25日,《华润电力2023年度可持续发展报告》(以下简称“《报告》”)在香港联交所正式发布。这是华润电力独立编制的第14份可持续发展报告,连续第五年获中国企业社会责任报告评级专家委员“五星佳”最高评级,在过程性、实质性、完整性、平衡性、可比性、可读性、可及性7个评级维度均获五星。[$NewP
北极星售电网获悉,河北省发展和改革委员会华北电网有限公司国网冀北电力有限公司发布关于印发2024年冀北地区统调电厂优先发电量计划的通知。优先发电用于保障清洁能源资源利用、保障电网安全和民生、保障跨省跨区资源利用及保障可再生能源调峰机组等政策奖励。京津唐电网统调燃煤电厂优先发电量由电厂
北极星售电网获悉,山东电力交易中心发布关于公示申请注册发电企业信息的公告之五十,山东电力交易中心对国华(乳山)新能源有限公司等6家发电企业及诸城中机恒辉新能源有限公司的配建储能设施注册材料进行了完整性校验,现予以公示。详情如下:山东电力交易中心有限公司关于公示申请注册发电企业信息
北极星售电网获悉,山西能源监管办发布关于印发《2024年山西省电力业务资质许可信用监管实施方案》的通知,方案提到,严格许可制度,强化告知承诺制,融合信用手段开展电力业务资质许可专项监管,促进电力企业依法、规范、诚信经营,组织开展以许可制度执行和告知承诺制履行情况为基础的信用专项监管。
4月23日,内蒙古能源集团公司召开2024年一季度经济活动分析会,总结分析1至3月份集团公司经济运行及安全生产总体情况,盘点梳理了各项工作取得的成绩及存在的问题,安排部署下一步重点工作。集团公司党委书记、董事长张海峰出席会议并讲话,党委副书记、副董事长、总经理李文忠主持会议并提出要求,经
北极星售电网获悉,山东电力交易中心公示申请注册发电企业信息的公告之四十九,山东电力交易中心对华能山东石岛湾核电有限公司等8家发电企业及招远市华达新能源发电有限公司、高唐风旭新能源有限公司、聊城市晶科光伏发电有限公司、山东潍京新能源有限公司的配建储能设施注册材料进行了完整性校验,现
北极星售电网获悉,近日,冀北电力交易中心发布关于发电企业入市公示公告,经审核大唐蔚县西合营农光互补15万光伏发电项目等5个项目符合市场化交易准入条件,现予以公示。详情如下:冀北电力交易有限公司关于发电企业入市的公示公告按照《京津冀绿色电力市场化交易规则(试行)》(华北监能市场[2018]4
4月22日,京能集团召开2024年一季度经济活动分析会。会议系统总结了集团一季度生产经营工作,深入分析了当前面临的形势与挑战,剖析了经济运行中存在的问题,研究制定了针对性举措。集团党委书记、董事长姜帆出席会议并讲话,党委副书记、总经理阚兴作经济活动分析报告,副总经理关天罡主持。会上,北
北极星售电网获悉,河南电力交易中心发布河南集中式新能源发电企业并网结算指南。详情如下:
北极星售电网获悉,近日,河北电力交易中心公示发电企业参与市场化交易的公告,河北电力交易中心受理了大唐保定热电厂#13机、平山县北冀建能新能源开发有限责任公司的入市申请,公示期为2024年4月19日至4月25日。详情如下:河北电力交易中心关于公示发电企业参与市场化交易的公告交易注册〔2024〕060号
请使用微信扫一扫
关注公众号完成登录
姓名: | |
性别: | |
出生日期: | |
邮箱: | |
所在地区: | |
行业类别: | |
工作经验: | |
学历: | |
公司名称: | |
任职岗位: |
我们将会第一时间为您推送相关内容!