福建省陆上风电项目投资经济效益分析

福建省陆上风电项目进行投资经济效益分析,目的是从项目的投入成本与产出效益的角度,分析投资项目各项经济效益指标.结合福建省陆上风电项目的实际情况,以50 MW风电项目为例,分析风能资源、项目总投资、运营成本和上网电价等风电项目投资经济效益的影响;并设定10％、8％的资本金内部收益率,对陆上风电项目投资和发电量双因素进行敏...     

基于碳减排收入的风电成本电价研究

结合清洁能源发展机制(CDM)建立了净现值财务评价模型,以2010年注册为CDM项目的内蒙古风电场财务数据作为研究样本计算成本电价,并运用敏感性分析探究影响我国风电成本电价的因素。根据模型比较含碳减排收入和不含碳减排收入下的风电成本电价,分析两种情况下静态投资额、上网发电量、运营维护费用和贷款利率等因素对我国风电成本电价的影响程度,认为CDM是促进我国风电产业发展的重要因素,并与静态投资额、年上网发电量共同构成影响我国风电成本电价的主要因素。随着未来各敏感性因素的变化,我国风电成本价格将具备与火电成本价格竞争的可能性。     

海上风电上网电价政策出台

<正>日前,国家发展改革委公布《关于海上风电上网电价政策的通知》(以下简称《通知》)。《通知》规定,为促进海上风电产业健康发展,鼓励优先开发优质资源,对非招标的海上风电项目,区分潮间带风电和近海风电两种类型确定上网电价。2017年以前(不含2017年)投运的近海风电项目上网电价为0.85元/kW·h(含税,下同),潮间带风电项目上网电价为0.75元/kW·h。2017年及以后投运的海上风电项目上网电价,发改委将根据海上风电技术进步和项目建设成本变化,结合特许权招投标情况研究制定。     

我国近海风电场电价水平分析和建议

近年来,我国海上风电发展较为缓慢,除海上风电技术及规划等因素影响以外,上网电价问题是制约我国海上风电发展的主要因素之一。本文结合我国海上风电场建设的实际案例,从风资源情况、风电场总投资水平以及经营成本等三方面阐述了海上风电电价影响因素,测算我国海上风电上网电价合理水平,同时进行多因素敏感性分析。考虑我国海上风电处于起步阶段,呼吁国家制定合理的电价政策,以推动我国海上风电产业的健康快速发展。     

基于协整分析法的我国风电电价形成机制有效性检验

由于可再生能源发电技术要求和并网发电成本较高,导致其与传统的煤电相比竞争力较弱。我国通过一系列政策措施的推动,特别是补贴政策的扶持,使可再生能源发电在技术、应用等方面取得了一些成绩。可再生能源电价形成机制中不仅包含上网电价部分,电价补贴也是相当重要的一部分。文章选取风电作为研究对象,从风电电价补贴的角度,对风电电价与所选变量之间进行协整关系检验,利用Eviews建立长期均衡模型,得出各变量之间影响作用的机理和程度。结果表明,基于补贴而形成的风电电价对增加风电发电量、提高风电发电量在总电量中的份额是有效的。     

资讯

正发改价格[2014]1216号:国家发改委确定海上风电上网电价6月5日,国家发改委下发《关于海上风电上网电价政策的通知》(简称《通知》)对非招标的海上风电项目,区分潮间带风电和近海风电两种类型确定上网电价。2017年以前(不含2017年)投运的近海风电项目上网电价为每千瓦时0.85元(含税,下同),潮间带风电项目上网电价为每千瓦时0.75元。此外,《通知》还鼓励通过特许权招标等市场竞争     

海上风电项目全寿命周期的成本构成及其敏感性分析

海上风电是各国能源结构调整的重要发展方向,随着我国海上风电补贴的退坡,如何在平价上网时代提高海上风电项目的投资收益率已成为行业研究重点.通过对海上风电项目全寿命周期的成本构成进行分析,采用单因素敏感分析法和双因素敏感分析法,明确了各敏感源对海上风电项目投资收益的影响程度,并针对关键影响因素提出了改进意见.     

福建省风电场的经济特性分析及应用探讨

探讨风电-抽蓄联合运营的经济效益,对风电场运行经济特性进行研究,得到现阶段政策环境下福建省风电场竞价上网电价的典型数值。通过定量分析各项因素对风电场运行的经济性影响,得出风电-抽蓄联合运营中风电场运行范围。     

风电电价政策落地

<正>2019年5月26日,发改委下发《关于完善风电上网电价政策的通知》。海上风电方面,将海上风电标杆上网电价改为指导价,新核准海上风电项目全部通过竞争方式确定上网电价;2019年符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准近海风电指导价调整为每千瓦时0.8元,2020年调整为每千瓦时0.75元。新核准近海风电项目通过竞争方式确定的上网电     

云南风电项目枯平期发电量占比计算方法探讨

2020年9月30日,云南“8 + 3”风光项目落地,并出台配套的结构电价政策,即风电项目枯平期2 000 h以内采用燃煤发电上网基准电价,丰水期500 h以内采用集中交易撮合下限价格,超额部分执行竞争性电价,因此对云南结构电价下风电项目发电量评估方法提出了新的要求。基于该电价规则,以云南某个拟建设的风电项目为例,分析实测数据、中尺度数据的每年枯平期风速以及风功率密度、发电量占全年比值,对比采用不同机型计算枯平期发电量占比的变化;并采用长时间序列数据计算风电场枯平期发电量占比,与周边已建成风电场进行对比分析;提出云南结构电价下风电项目的枯平期发电量占比计算方法及项目评估建议。研究结果可为类似云南结构电价下的风电项目发电量评估提供依据。     

我国海上风电发展形势和电价政策研究

我国于2009年启动了海上风电建设项目并取得了一定的进展,但在实施过程中也暴露了规划协调、电价缺失、实施管理等问题。本文在总结我国海上风电建设的进展情况的基础上,分析了海上风电发展面临的主要问题,考虑海上风电经济性方面的特殊性,进行了电价测算,并根据当前海上风电发展需要,提出近期内实施临时标杆电价、在进一步招标项目基础上制定标杆电价、制定综合考虑水深等级和离岸距离等因素在内的阶梯式海上风电电价等政策建议。     

风力发电的成本效益分析——以张家口为例

中国风能资源十分丰富,推行风力发电在我国具有普遍适用性和可行性。成本收益是影响可再生能源推广应用的重要因素,因此采用全生命周期法将风力发电项目划分为融资建设期、运营维护期、回收报废期三个阶段,再通过动态平直供电成本法对风电项目的成本效益进行分析。如果不考虑政府干预因素,风力发电效益根本上取决于风电上网电量的多少和上网电价的高低。风力发电成本由非系统成本和系统成本构成,同时也会产生增值税、企业所得税和教育费附加等税费,因此,项目的经济效益=售电收益+补贴-系统成本-非系统成本-应纳税总额。风电项目不能单纯考虑经济收益,要更加注重环境收益,由于风电机组在运行期内基本不排放污染物,为环境治理节约了成本,所以环境效益也要考虑在内。以张家口为例,Ⅱ类风资源区风电的度电成本在0.4264～0.4294元/(kW·h)之间,风电上网电价为0.45元/(kW·h),风电大规模上网具有经济性。整个寿命周期内,度电环境收益约为1.571元/(kW·h)。通过敏感性分析,得出对成本效益影响最大的是上网电价,设备成本和风能资源量的影响次之。投资者应综合考虑经济收益和环境收益,努力降低投资成本,延长设备使用寿命;政府应保持上网电价的稳定性。     

生物质气化发电项目经济性分析

对2MW和6MW生物质气化发电站项目的经济性进行了分析和比较.在目前的经济环境下,生物质气化发电的设备成本为5000～6500$/kW,上网电价在0.60～0.65$/kWh的条件下,项目投资回收期在6～8a之间.6MW规模电站的投资成本虽然比2MW的高,但采用了更先进的技术,系统效率提高、技术经济性较优.生物质单价和税率是影响生物质气化发电经济性的两个重要因素,发电成本、投资回收期和内部收益率等对这些因素非常敏感.生物质单价或税率提高,都会导致项目经济性降低,表现为发电成本增加、投资回收期增长和内部收益率下降.     

家庭式屋顶光伏电站经济可行性分析及政策建议

通过对倾斜面上太阳日辐射量及JIS预测发电量法的理论分析,利用Matlab编写程序计算出不同地区的预测发电量;结合当地的燃煤机组上网标杆电价及电网电价,利用净现值(NPV)动态分析法计算出不同地区的内部收益率;根据计算的内部收益率,进一步计算出将成本回收所需的最少价格补贴;改变投资价格,计算出不同投资成本下的内部收益率;根据市场调研并结合户用光伏发电的优、缺点,提出家庭式屋顶光伏电站的推广意见。     

适用于福建省的大规模海上风电汇集外送输电方式研究

福建省海上风电资源丰富,近海和远海单座海上风电场区规划装机从100 MW到超过7 000 MW。该文综合海上风电规模、输送距离、海缆输送能力、经济性、实际工程经验等因素,分析海上风电的外送输电方式,重点研究柔性直流技术的适用条件;提出海上风电柔性直流换流站的并网方式、电压等级、进出线规模、电气主接线等关键方面,以及直流海缆选型;结合福建省海上风电发展规划,提出适用于福建省的大规模海上风电汇集外送的输电方式。     

荒漠能源植物气化发电的经济可行性分析

利用净现值法对荒漠生物质气化发电进行了经济评价,通过评价可以得出以下结论:生物质气化发电的规模对固定成本和运营成本有重要的影响,装机容量为3000kW的电厂的单位固定成本比200kW的电厂固定成本下降26.67%,运营成本下降52.93%;销售电价是影响财务内部收益率最敏感的因素之一,如提高上网电价可更有效增加项目的经济效益;生物质的收购价格对净现值的影响非常显著,净现值与生物质价格成反比关系;当生物质价格高于200元/t,内部收益率为7%时,净现值小于零,生物质发电将失去其竞争力。在甘肃地区上网电价为0.33元的前提下,建设1000kW以上的生物质气化发电电厂,无需政府补贴,仍具有可行性。     

压缩空气储能电站电价及经济性研究

压缩空气储能电站电价模型由容量电价和电量电价两部分组成,研究表明,当储能电站造价为8500元/kW时,每年的容量电价为1223元/kW;电量电价为0.2166元/kWh,约为当地燃煤标杆上网电价的55%。用本模型确定的电价测算的工程项目内部收益率为7.51%,回收期11.86年。当电站造价分别为8500元/kW、8000元/kW和7500元/kW时,对应的年容量电价分别为1223元/kW、1154元/kW和1085元/kW。储能电站运行小时为0时,项目投资内部收益率为7.1%;随着利用小时的增加,项目投资内部收益率会略有提高。研究结论可为政府主管部门制定压缩空气储能电站相关电价政策提供依据。     

海上风电电价水平初步测算与比较

正我国可供开发的海上风能资源丰富,场址靠近负荷中心,海上风电的开发利用不仅是风电产业向纵深发展的关键一环,也是带动我国相关海洋产业协调发展的有效途径,具有重要的战略意义。近日,国家发改委正式下发关于海上风电电价政策文件,对我国海上风电项目上网电价进行了规定。其中有几点值得关注:首先是时限。国家发改委下发的《关于海上风电电价政策的文件》规定,该文件中所涉及的电价适用于2017年以前投运的海上风     

我国风电的经济性评价及政策建议

近年来,我国风电产业在大基地规模化开发的思路下高速发展,但弃风限电现象也日益严重。本文采用工程项目财务评价模型和情景分析的方法,对"三北"地区和中东部地区典型省份的风电项目经济性进行了不同情景分析。结果表明,在当前高弃风的情况下"三北"地区风电项目的内部收益率低于行业基准收益率(8%),在机组寿命期内无法收回资本;中东部地区风电项目的经济性指标尽管当前均优于"三北"地区,但其收益前景在可再生能源电价下调的情景下也不明朗。本文建议在"十三五"期间应彻底摈弃大基地建设路径,优化区域布局。针对全国风电收益不能保底的共性问题,政府在加快负荷中心风电开发与就近消纳工作的同时应促使煤电为风电发展让道,并制定合理的保障收益机制,逐步在"十三五"期间基本实现风电项目的高效利用。     

海上风电场投资匡算及经济评价

对海上风电场的投资进行匡算,在此基础上对项目进行经济评价,测算对应上网电价及项目经济指标,可以对海上风电项目前期工作提供参考。