新能源发电风险分析

新能源发电风险分析（精选9篇）

新能源发电风险分析 篇1

一、引言

可再生能源发电是指风力发电、太阳能发电、生物质能发电、地热能发电和海洋能发电。我国的风力发电始于20世纪50年代后期,2008年后进入大规模发展阶段;太阳能发电(以下简称光伏发电)始于1998年,2013年国家将全国分为三类太阳能资源区,制定了相应光伏电站标杆上网电价;生物质能发电起步较晚,2006年以后我国的生物质能发电行业才开始壮大。由于可再生能源发电成本较高,国家对可再生能源发电项目实行补贴政策。

二、国家可再生能源电价补贴(以下简称“电价补贴”)资金与银行可再生能源发电项目贷款安全性的关系

近几年来,银行在可再生能源发电行业贷款规模原来越大。比如某银行省分行,2014年可再生能源发电项目新增贷款占当年公司类年度新增贷款的19.2%,2015年则占36.4%,再生能源发电项目贷款余额占到全部贷款余额的9.3%。

(一)需要电价补贴的原因及情况分析

与西方国家相比,我国可再生能源发电行业设备制造技术水平低、价格高,造成可再生能源发电项目投资大、需要银行贷款量大、电力成本高。例如,一个5万千瓦的发电厂,风电需投资4亿元,银行贷款3亿元,经营期前三年平均成本0.60元/kwh;光伏发电需投资4.8亿元,银行贷款3.6亿元,经营期前三年平均成本0.71元/k w h。发电成本不仅远高于目前燃煤发电平均标杆上网电价(0.3614元/千瓦时),甚至高于同区域内居民生活用电价格。与燃煤发电相比,可再生能源发电在成本上没有竞争优势。从经济性上讲,没有必要发展可再生能源发电。

但是,能源安全问题和气候变化问题是当今世界经济发展面临两大难题,也是中国面临的重大问题。大力发展可再生能源,将是解决上述两大难题的必要措施,这也正是我国积极开发可再生能源的重要原因。

面对这种事关能源战略全局、必须发展且前景很好,成本较高但逐步降低的行业,国家实行财政补贴政策予以扶持,建立了“可再生能源发电上网定价及补偿机制”。其主要内容:一是制定可再生能源发电上网定价机制。陆上风电实行分资源区标杆上网电价,海上风电实行招标电价,太阳能光伏发电实行分区域标杆上网电价(其中分布式光伏发电实行全电量补贴政策),生物质能发电实行标杆上网电价和招标电价并存;二是可再生能源发电价格高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的差额部分,通过向电力用户征收“可再生能源电价附加”(以下简称“电价附加”)加以解决;三是可再生能源发电上网补偿政策,包括税收政策和全额保障性收购政策等。其中税收政策主要有“增值税即征即退50%的税收优惠政策”,所得税“三免三减半”政策。

可再生能源发电项目的补贴资金来源是可再生能源发展基金,可再生能源发展基金的来源则是电价附加。

《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》规定“电价补贴”包括:可再生能源发电项目上网电价高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分、国家投资或补贴建设的公共可再生能源独立电力系统运行维护费用高于当地省级电网平均销售电价的部分,以及可再生能源发电项目接网费用等。并规定可再生能源电价补贴计入电网企业销售电价,由电网企业收取,单独记账,专款专用。

根据《可再生能源电价附加补贴资金管理暂行办法》,补贴项目需要申请纳入补贴目录。纳入补贴目录需具备以下条件:1)按照国家有关规定已完成核准,且已经过国家能源局审核确认;2)符合国家可再生能源价格政策,上网电价已经价格主管部门审核批复;3)按属地原则向项目所在地省级财政、价格、能源主管部门提出补贴申请,省级财政、价格、能源主管部门初审后联合上报财政部、国家发展改革委、国家能源局。

可再生能源发电项目的收入来源分两部分:一是按照燃煤发电标杆上网电价(0.3614元/千瓦时)从电网企业取得的收入;二是国家财政提供的电价补贴。

(二)电价补贴对银行信贷决策带来的影响

银行经营的原则是安全性,流动性和和效益性。银行信贷管理的原则是安全性,即按照贷款合同规定的时间收回贷款本金和利息。

从银行信贷投向的选择方法来看,一看行业发展方向,二看国家政策是否支持,三看企业经营状况。从行业看,2015年风电、光伏和生物质能发电装机规模仅占全部并网装机的13%,与《中国风电发展路线图2050(2014版)》确定的2030年达到17%的目标相比还有不小的差距,因此可再生能源发电行业还有很大的发展空间;从政策看,可再生能源发电行业是国家能源结构调整、解决能源安全的重要途径,也是经济新常态下国家支持的重点发展领域,受到国家政策的大力支持。

补贴资金的变化对银行信贷决策的影响主要表现在两个方面:一是银行从补贴资金量的多少判断国家对可再生能源发电行业的支持力度,从而决定银行贷款策略;二是补贴资金到位的及时性决定了银行对该行业贷款的管理方式。

三、可再生能源电价补贴对银行贷款风险的影响

(一)目前可再生能源发电行业存在的问题

目前可再生能源发电行业除了存在弃风、弃光现象之外,存在的主要问题:一是这几年来可再生能源发电行业发展过快、建设项目过多;二是可再生能源发电投资大、发电成本高,需要国家财政提供的电价补贴资金量大;三是电价补贴由于部分资金不能及时到位,在某些省份已经造成了一些不良贷款,降低了银行支持可再生能源发电行业的积极性。

(二)可再生能源电价补贴资金量和补贴时间对银行贷款质量带来的影响

一是对银行贷款质量的影响。发电项目收入中25%~40%来自于电价补贴。如果电价补贴资金充足,补贴资金能及时到位,企业就能按时归还银行贷款本息;如果没有电价补贴或电价补贴资金长期有缺口,企业仅仅能支付人员工资和银行贷款利息,归还本金的可能很小,此时银行将会出现大量的不良贷款,这样银行将不会向可再生能源发电项目贷款,反过来又会影响国家调整能源结构的战略构想。

二是对银行贷款期限的影响。企业要想获得电价补贴,必须先进入《可再生能源电价附加资金补贴名录》,但是国家发布电价附加资金补贴名录的时间是不确定的,它视电价附加资金量而定。如果资金充足,资金补贴名录发布就很及时,否则就滞后,现在最新的资金补贴名录还是2014年8月2日发布的第五批,第六批尚在征集过程当中。目前从项目建成到拿到财政补贴要2年以上,对银行来说,企业建成后前两年无法还款,原定的贷款期限无法执行。

(三)电价附加收入资金预测

1. 电价附加征收范围。

根据财综(2011)15号《可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法》,电价附加在除西藏自治区以外的全国范围内,对各省、自治区、直辖市扣除农业生产用电后的销售电量征收,征收范围的销售电量包括:1)省级电网企业(含各级子公司)销售给电力用户的电量;2)省级电网企业扣除合理线损后的趸售电量;3)省级电网企业对境外销售电量;4)企业自备电厂自发自用电量;5)地方独立电网销售电量(不含省级电网企业销售给地方独立电网的电量);6)大用户与发电企业直接交易的电量。即:除农业用电和居民用电以外,其他用电都需征收可再生能源电价附加。

2. 电价附加征收标准。

发改价格[2015]3105号《国家发展改革委关于降低燃煤发电上网电价和一般工商业用电价格的通知》将可再生能源电价附加征收标准提高到0.019元/千瓦时。

3. 预测依据。

2015年我国全社会用电量55500亿kwh,征收电价附加的电量(即第二产业用电量+第三产业用电量)为47204亿k w h,同比下降0.2%。电力消费增速下降的主要原因是经济增长方式转变,这种变化是经济新常态的基本特征,本文预计这种趋势将会持续。因此,电量增长率按年下降0.2%计算。预计2016年~2020年,电价附加收入分别为895亿元,893亿元,892亿元,890亿元和888亿元。

(四)电价补贴资金支出预测

按照《可再生能源电价附加补贴资金管理暂行办法》,可再生能源补贴对象包括:可再生能源发电项目(主要包含风电、光伏发电、生物质能项目)、可再生能源发电接网工程和公共可再生能源独立电力系统。

1. 补贴标准。

第一,发电项目。2015年全国燃煤发电标杆上网电价平均为0.3614元/千瓦时,根据发改价格(2015)3044号《国家发展改革委关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》和国家能源局对2016年-2020年可再生能源发电上网价格的预测,以此计算出风电、光伏、生物质能发电补贴最新标准。

(1)风力发电:2016年~2020年,风电平均补贴标准分别为0.16元/kwh,0.16元/kwh,0.13元/kwh,0.10元/kwh和0.08元/k w h;

(2)光伏发电

A、光伏并网发电补贴标准:2016年~2020年补贴标准分别为0.55元/k w h,0.53元/k w h,0.51元/k w h,0.49元/k w h和0.47元/k w h;

B、分布式光伏发电补贴标准:0.42元/k w h;

(3)生物质能:平均补贴0.1元/k Wh;

第二,接网工程。补贴标准为50公里以内0.01元/kwh,50~100公里0.02元/k w h,100公里及以上0.03元/k w h,全国平均补贴资金约为0.01元/千瓦时。

第三,独立电力系统。补贴标准平均为4000元/kw年。

2.2016~2020年各年度可再生能源发电或建设规模预测。第一,风电:2015年末我国风电项目累计核准容量21600万千瓦,累计并网容量12900万千瓦,全国风电平均利用小时数1728小时。风电项目的建设周期大约为1年,因此,2016年底的累计并网容量将达到17250万千瓦,2017年将达到21600万千瓦,超过了《中国风电发展路线图2050(2014版)》所预测的基本情景(最低目标),极有可能在2020年达到积极情景的预测目标,即风电装机容量达到30000万千瓦。以此估算,2018~2020年风电年增长率11.57%。全国风电发电小时按1700小时计算。

第二,光伏。2015年末光伏发电累计装机4318万千瓦,其中光伏电站3712万千瓦,分布式光伏606万千瓦,全国平均利用小时数为1133小时。依据《能源发展战略行动计划(2014~2020)》,光伏装机在2020年将达到10000万千瓦(其中光伏电站8335万千瓦,分布式光伏1665万千瓦),预计2016~2020年光伏电站装机规模年均增长17.56%,分布式光伏年均增长22.40%。全国年均利用小时数按1130小时计算。

第三,生物质能。2015年末生物质能装机规模1300万千瓦,年均发电小时3000小时。根据《可再生能源中长期发展规划》,2020年生物质能装机达到3000万千瓦,2016~2020年年均增长18.21%。

第四,接网工程和电力系统。假设建设电接网工程的上网电量占可再生能源发电量合计(风电+光伏+生物质能)的50%,补贴价格0.01元/kwh;2015年独立电力系统装机0.53万千瓦,年均增长20%,补贴标准4000元/千瓦。

经计算,2016~2020年,电价补贴支出合计分别为848亿元,1024亿元,1032亿元,1028亿元和1061亿元;2015年~2020年,(电价附加收入-电价补贴支出)累计分别为-330亿元,-282亿元,-413亿元,-554亿元,-692亿元和-865亿元。

计算结果说明:可再生能源电价补贴资金存在缺口将是长期的,而且资金缺口是在逐年加大的,这对可再生能源发电项目和银行都有潜在的风险。对可再生能源发电项目来说,拿到补贴资金的时间将会推迟,至于要推迟多久还难以预料;对银行贷款来说,建成后2~3年出现不良的可能性急剧提高。

四、银行对可再生能源发电行业的信贷风险防范措施

(一)客户选择方面

选择母公司实力强或股东实力强的客户,要求母公司或股东有代偿能力。主要原因是补贴资金到位有可能滞后2~3年,这期间企业将无法按时归还银行贷款,需要母公司或股东代为偿还。

(二)贷款期限安排方面

如果母公司或股东拒绝代偿,就需要提前做好贷款期限的安排。在贷款项目评估阶段,不考虑项目经营期前2~3年应该偿还的贷款额,这实际是预先设计了2~3年的宽限期,在宽限期内,企业只付息不还本。此后有两个选择:一是在贷款合同中约定,收到前2~3年电价补贴后,一次归还前几年应偿还贷款,这样原贷款偿还期不变;二是从第3~4年开始,按照贷款评估的还款金额还款,实际是将项目的贷款期限延长了2~3年。

(三)担保方式方面

一是对于五大电力集团下属的可再生能源发电项目可采用信用担保方式或电力收费权质押方式;二是对其他集团成立的可再生能源发电项目,优先选择母公司或股东作为保证人,承担连带责任保证。三是在母公司或股东保证能力不足的情况下,可以选择政府成立的担保公司提供一部分补充担保;四是在以上方案都无法实施时,可以选择抵押担保方式。在抵押物选择上,优先选择商业用地,不足时再增加部分建筑物或其他资产。

参考文献

[1]《可再生能源法》.

[2]《国家能源发展战略行动计划》(2014-2020年).

[3]发改价格(2013)1638号《国家发展改革委关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》.

[4]财综(2011)15号《可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法》.

[5]《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》.

[6]财建[2012]102号《可再生能源电价附加补贴资金管理暂行办法》.

[7]《中国风电发展路线图2050(2014版)》.

[8]发改价格(2015)3044号《国家发展改革委关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》.

[9]国能新能(2016)54号《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》.

[10]发改能源[2016]625号《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》.

新能源发电风险分析 篇2

内容提示：随着落后水泥生产能力的逐步退出，市场留下来的企业都是规模较大的企业，在区域市场中价格话语权较高，经济效益得到提升。

余热发电行业合同能源管理业务的上游主要为工程服务提供商、主机设备提供商。工程服务提供商为合同能源管理模式提供工程设计建设服务；主机设备提供商进行余热锅炉、汽轮机、发电机等三大主机设备制造。下游行业为水泥、玻璃、钢铁、冶金、化工等用能行业。目前水泥行业余热发电市场开发的最为充分，玻璃行业其次，钢铁、冶金、化工等行业市场潜力巨大。

1、上游行业发展概况

（1）余热发电工程服务业简况

余热发电工程服务业是专业建设余热电站的一种特殊工程行业，进入该行业需要获得相关资质许可，虽然该行业竞争已相对较为激烈，但仍具有一定进入壁垒，从事余热发电工程服务的企业数量还不多。鉴于国家严峻的节能减排形势和对余热发电行业的大力政策支持，余热发电工程服务业规模将不断扩大，市场参与主体将不断增加，行业将进一步发展。如天壕节能科技股份有限公司控股子公司天壕电建具有电力行业（新能源发电）专业乙级资质和机电设备安装工程专业承包二级资质，承建天壕节能科技股份有限公司投资的大多数余热发电项目，有效的保障了余热电站的整体质量、建设工期及施工安全，也有利于控制和优化成本，提高整体效率。

（2）主机设备制造业简况

上游主要为余热锅炉、汽轮机、发电机三大主机设备制造行业。总体而言，国内上述三大主机装备制造业发展较为成熟，行业内生产企业较多，技术水平和产品质量能满足本行业需求。

2、下游行业发展概况

合同能源管理业务的下游行业为水泥、玻璃和钢铁等耗能较大的行业。近年来，为了调整产业结构、促进节能减排，国务院及相关部门陆续采取多项措施，要求

淘汰落后产能，防止重复建设，对水泥、玻璃和钢铁等高耗能企业的调控政策不断趋严，但调控主要限于落后和低水平重复建设的项目，国家对于工艺设备先进、产能大的优势大集团持支持态度。

国家对上述行业的调控政策对余热发电合同能源管理的不利影响很小，反而一定程度有利于余热发电合同能源管理业务的发展，主要原因为：

第一，国家调控要求淘汰的都是水泥、玻璃等耗能行业的落后产能或者小型产能，同时支持工艺设备先进、产能规模大的项目；余热发电行业属于新兴行业，众多不属于国家调控范围的耗能行业生产线尚未配建余热电站，市场空间广阔，国家对耗能行业的调控对余热发电行业的影响较小。

第二，国家淘汰落后产能目的是防止重复建设、发展循环经济、引导市场有序竞争和行业健康发展，结果是“扶优扶强”、市场集中度不断提高、行业发展更加规范、健康、有序，市场供求趋向平衡。随着落后水泥生产能力的逐步退出，市场留下来的企业都是规模较大的企业，在区域市场中价格话语权较高，经济效益得到提升。出于投资经济性等原因考虑，余热发电合同能源管理服务的合作企业一般都是区域或行业龙头企业，合作企业经济效益提升更有利于余热发电项目的安全、稳定。

第三，国家调控耗能行业，淘汰落后产能，基本实行“等量淘汰”方式，即淘汰的落后产能基本要新建工艺先进、能效比高的产能进行替代，而新建的替代产能都是适合装配余热电站的，有利于余热发电行业的发展。

新能源发电风险分析 篇3

关键词：能源投资；投资风险；法律建议

广西是我国的重点有色金属产区之一，广西有色金属集团是广西有色金属工业的航母企业。柬埔寨是东盟成员国之一，其地广人稀，矿产资源丰富。由于历史上长期战乱等原因，柬埔寨的基础设施薄弱，工业发展缓慢，矿产勘查程度低，绝大部分资源处于未开发状态。[1]中柬双方的优势互补性，加上彼此邻近的地理优势为能源合作带来了可能。

一、广西有色金属集团对柬埔寨的矿业投资概况

2010年，广西有色金属集团正式进入柬埔寨开展工作，目前已在柬埔寨拥有5个矿权，矿权总面积超过600平方公里。[2]2012年3月，广西有色金属集团柬埔寨公司钢铁项目一期工程正式开工。[3]柬埔寨是广西有色金属集团走进东盟的第一站，也是第一个海外投资项目。

二、广西有色金属集团对柬埔寨矿业投资的法律环境

（一）国际法环境

1996年7月，中国与柬埔寨签署了《关于促进和保护投资协定》。2004年柬埔寨成为WTO成员国。2010年1月1日，中国-东盟自由贸易区全面建成，中国与柬埔寨共同参与了CAFTA框架下的《中国与东盟全面经济合作框架协议》、《投资协议》和《争端解决机制协议》。2010年，吴邦国委员长访柬期间，与柬签署16项协议，内容涉及能源开发领域。这些协议为中国企业在柬埔寨的能源投资提供了良好的国际法环境。

（二）中国国内法律环境

广西区政府出台的《广西与东盟全面开放合作行动计划》和《广西有色金属工业调整和振兴规划》中均表示，广西将积极与东盟国家开展合作，积极建设东盟铁、锰、钛、铜、铝等矿产品和有色金属进口基地。

（三）柬埔寨投资法律环境

柬埔寨实行开放的经济政策，鼓励外国投资，对外资给予与内资基本相同的待遇。与投资相关的法律主要有：1994年8月4日通过的《柬埔寨王国投资法》、2003年3月24日颁布的《柬埔寨王国投资法修正法》以及2005年9月27日颁布的《柬埔寨王国修正法实施细则》。[4]这些法律对投资程序、投资保障、投资项目购进与合并、鼓励政策、劳动力使用及投资纠纷解决等内容做出了规定。

三、广西有色金属集团投资过程中面临的问题与挑战

（一）基础设施差，企业成本高

由于历史原因，柬埔寨长年战乱、政局动荡，经济遭受严重破坏，基础设施落后。广西有色金属集团开发的矿区，在道路交通、水电、通讯等方面的基础设施建设几乎为零，发电需要租用村民的柴油机，发1度电需要1美元，这大大增加了生产经营成本。

（二）法制不健全，投资者利益难保障

矿业项目投资周期长，法律或政策的不稳定造成的如征收或国有化、政府违约是重要投资风险之一。柬埔寨长期贫困落后，法制不健全。其至今未颁布《公司法》及相关商业法律，亦未设立解决商业纠纷的专门机构或经济法庭，不利于外资企业的法律保护。此外，外援和外资在柬埔寨经济发展中占有重要地位，但政府在二者发生冲突时常常是重外援而轻外资，造成许多投资政策在执行过程中受外援的左右。[5]

（三）政府贪腐严重，加重了企业负担

柬埔寨政府机构审批程序复杂，办事效率低，更重要的是，其国内公务员工资长期偏低，政府机构贪污腐败严重，违规收费现象普遍。[6]虽然2013年新一届柬埔寨政府成立后大力实施《反腐败法》，严厉打击腐败行为[7]并取得了一定效果，但腐败问题依然给外资企业带来了风险和负担。

（四）劳工保护法律风险

柬埔寨十分重视劳工问题，其《劳工法》规定，工人可以自由成立工会、工会可以举行罢工活动。柬埔寨的工会，多数与政府或反对派有联系，有的甚至得到西方发达国家或非政府组织如人权组织、国际劳工组织等的支持，其组织的罢工、示威等活动较为频繁。加之柬埔寨保护当地就业的政策使得投资者本国劳工输出极其困难，这些都在一定程度上给外资企业带来了压力。

（五）环境保护法律风险

矿产资源项目的开发可能会破坏耕地和建设用地，破坏矿区水均衡和自然地貌景观，甚至诱发地质灾害。矿山开采中废气、粉尘、废渣的排放易产生空气污染和酸雨现象。[8]矿业投资本身就面临一定的环境保护法律风险。

值得注意的是，柬埔寨对环境保护的门槛较高，任何私人或公共项目均需要进行环境影响评估。其全国有2000多个规模大小不一的非政府组织，其在公众利益和自然环境的诉求方面十分活跃。[9]加之这些环保问题中掺杂了部分文化传统与民族感情因素，解决起来难度更大。

（六）安全风险

矿产资源开发是高危行业，易发生坍塌、爆破等事故。柬埔寨的每年5月到11月是雨季，全国普降暴雨，个别地区曾出现过当地居民和外国游客被洪水冲走的情况，这种气候也给矿业投资增加了一定的安全风险。

四、解决上述问题之法律建议

（一）国际层面

1. 充分利用CAFTA，在政策和法律上给予保证

中柬均是WTO和CAFTA的正式成员。GATT1994和CAFTA促进了能源产品在中柬双方的自由流通；GATS和CAFTA服务贸易协议推动了中柬双方能源服务市场的逐步开放；CAFTA投资协议为广西企业在柬埔寨的能源投资提供了有效保护；CAFTA争端解决机制协议为广西企业在柬埔寨的能源投资争端提供了有效的解决机制。[10]此外，东盟“10 +3 能源部长会议”加强了中国与柬埔寨的能源对话与协作。广西企业在对东盟国家进行能源投资的过程中，应当充分利用这些法律和机制，保障自身的合法权益。

2.完善中国与柬埔寨的双边投资保护协定

中柬两国政府应进一步磋商研究两国能源政策，根据实践中产生的新问题，对原有的双边投资保护协定进行修改，对战乱、国有化及征收、政府违约、争端解决的途径、方式、时间、规则等内容进行完善和细化。[11]

3.建立有效的专门性能源合作协调机制

目前中柬之间的专门性能源安全合作机制法律层次较低，作用有限，尚不足以解决复杂的能源问题。建议两国借鉴《能源宪章条约》（ECT）的相关规定，建立有效的专门性能源合作协调机制，在能源投资方面，设置高标准的投资者权利保护，降低能源投资的政治风险；在能源争端解决方面，引入投资者和东道国之间的争端解决机制。

（二）国内层面

1.完善海外投资保险制度

目前，中柬双方均无专门的海外投资保险法，对政治风险发生后所采取的措施及争议的解决不明。因此，中柬双方应当建立完整的海外投资保险制度，对保险人、保险对象、投保人、投保程序、索赔和救济、保险费和保险期限等问题作出相应规定。[12]

2.充分了解柬埔寨法律

中国企业应当在投资前做好柬埔寨法律的尽职调查，充分了解柬埔寨的《劳工法》，熟悉当地工会组织的发展、制度规章和运行模式，严格遵守柬埔寨关于在雇佣、解聘、工资、休假等方面的规定。[13]了解柬埔寨《环境保护法》及其他相关政策法规，事先进行充分、科学的环境影响评估。了解柬埔寨的安全生产责任制度，建立有效的安全管理机制。

3.充分行使外交保护权力

中国企业在柬埔寨进行能源投资的过程中，合法权益受到不法侵害时，应当充分利用柬埔寨的国内法律法规，寻求当地司法或行政救济。若无法通过当地司法渠道获得救济，应及时行使外交保护权，请求我国政府代表本国能源企业向柬埔寨政府提出国际请求来加强对自身的保护。[14]

五、结语

广西是中国的有色金属之乡，在有色金属工业的发展上，形成了完整的产业链，建立了具有相当技术水平的产业体系。在地域上，广西与柬埔寨等东盟国家邻近，这些国家拥有的丰富矿产资源，但开发技术力量薄弱。广西企业对东盟国家进行能源投资，实现优势互补，对双方的发展均具有积极意义。在投资过程中，广西企业应充分了解柬埔寨的法律法规，注意对劳工、环保和安全等法律风险的防范，充分利用国际和国内法律维护自身利益。

参考文献：

[1]武晗,常兴国,李光伟,史军,张一凡.浅析我国赴中南亚矿业投资形势[J],资源与产业,2013,15(4).

[2]广西借力东盟致力打造亚洲有色金属产业基.广西经济新闻网.2010.8.23.

[3]广西有色集团柬埔寨公司钢铁项目一期工程开工.中国选矿技术网.http://info.1688.com/detail/1026201185.html

[4]北京市律师协会编.律师业务新领域：环境资源、文化创意与国际贸易卷[M].北京:北京大学出版社,2010.

[5]柬埔寨投资与经贸风险分析报告[J].国际融资.2013.03.

[6]曾圣舒.产业新秀与老将的有力握手,中资企业投资柬埔寨渐成趋势[J].产经·国际.

[7]蒋玉山.柬埔寨:2013年发展回顾与2014年展望[J].东南亚纵横.2014.02.

[8]张史册.企业矿产资源项目投资策略研究[D],重庆:西南财经大学.2011.

[9]钱华生.中国对柬埔寨服装业投资的几个问题[J].跨国投资.

[10]谭民.中国-东盟能源安全合作及其国际法律保障[J].云南民族大学学报（哲学社会科学版）,2012.29(2).

[11]杨丽艳,雷晓航.FTA战略下我国海外能源投资的法律问题研究-以我国投资澳洲能源为例[J],政法论丛. 2009.8.4.

[12]丁泓宇,中国对东盟能源投资领域的法律问题解析[J].法制与社会,2013.8.

[13]王华.中国对印尼能源投资的法律问题研究[D],重庆:西南政法大学.2011.

[14]法律视角下,中国矿业海外投资风险[J],中国有色金属报.2010.08.03.

作者简介：

张 霞（1990-），女，湖南衡阳人，广西师范大学2011级国际法硕士研究生；

王 琦（1988-），女，黑龙江牡丹江人，广西师范大学2012级国际法硕士研究生；

李琴倩（1990-），女，广西南宁人，广西师范大学2012级国际法硕士研究生；

邝雯雯（1989-），女，广西柳州人，广西师范大学2011级国际法硕士研究生；

闫星宇（1985-），男，广西贵港人，广西师范大学2011级国际法硕士研究生。

新能源发电风险分析 篇4

电力市场环境下,可用输电能力(available transfer capability,ATC)是重要的调度依据和市场调节信号,用于指导电力系统的正常运行。它不仅可以表明电网运行的安全与稳定裕度,还可以为系统运行人员和电力市场参与者提供电网使用状况的详细信息,以指导其市场行为[1,2,3]。

随着新能源发电的日益广泛应用,它们在电力系统的渗透率也越来越高。世界新能源发电正从补充能源向替代能源过渡,从独立系统向大规模并网方向发展;就中国而言,新能源发电也正在由分散、小规模开发、就地消纳,逐步向大规模、高集中开发及远距离、高电压输送方向发展[4]。新能源发电的规模性接入及其不确定性特点,对电力系统运行各方面将产生一定影响,ATC是其中一个重要方面,是智能电网和电力市场发展的一项重要研究课题。

另外,电力市场环境下的电能交易瞬息万变,系统运行的不确定性大大增加,考虑系统参数不确定性的ATC评估是当前的研究热点。文献[5-6]提出了一种基于序贯蒙特卡洛仿真的ATC计算方法,能综合考虑动态时变性和不确定性的影响,根据元件的运行特性及状态转移特性按时间顺序来仿真系统状态,并定义一系列的概率指标进行ATC评估;文献[7-9]除了考虑负荷波动、设备故障等不确定性因素外,利用蒙特卡洛仿真考虑了风电场风速及输出功率的随机特性,进而对输电能力进行概率评估;文献[10]针对太阳能发电系统的不确定性,提出了基于点估计法和Cornish-Fisher级数的含大型太阳能发电系统的输电能力概率计算方法。上述文献的共同特点是通过各种方法有效描述了影响系统输电能力的各种不确定因素,并最终给出了输电能力的概率区间,以力求为系统工作人员运行调度、电能交易等提供依据。然而,在瞬息万变的电力市场环境下,仅仅通过概率区间来确定ATC并非完善之举,给系统的安全经济运行带来风险。文献[11]针对系统不确定性,首次提出了基于风险和统计指标的ATC评估,通过定义风险模型量度ATC值与风险之间的关系,然而其实质上仍然需要依据系统运行人员的主观判断来确定ATC。

本文在考虑负荷波动、设备状态及典型新能源发电中风电场、太阳能电站输出功率的不确定性的基础上,建立了ATC的风险效益模型,研究了新能源发电场(站)的位置、输出功率不确定性、穿透率等对ATC的影响。

1 基于最优潮流的ATC模型

因为已考虑不确定性因素对输电能力的影响,所以ATC的计算不再单独考虑输电可靠性裕度。本文的ATC计算采用负荷因子λ来反映受电侧负荷的增长程度。受电侧起始时刻的负荷值P0Di,对应现存的输电情况,此时λ=0;当受电侧各节点按现存负荷的有功比例KPi增长,使得λ值达到最大,即PDi(λmax)=P0Di+KPiλmax时,则输电能力也达到最大值。因此,只需要计算负荷因子λ达到最大时的PDi(λmax),即可计算出ATC,其计算公式为:

式中:L为受电侧负荷节点集合;PCBM为容量效益裕度,本文取最大输电能力的5%。

求解负荷因子达到最大的问题是一个优化问题,本文采用最优潮流进行求解,其模型为:

式中:G(x,λ)为等式约束,即系统的潮流方程;H(x,λ)为不等式约束,包括节点电压幅值约束、发电机容量约束、线路热稳定约束。

2 非时序蒙特卡洛仿真

2.1 设备状态不确定性

本文考虑系统中发电机、输电线路的随机故障,假设其服从概率分布的两状态模型,即工作状态和故障停运状态,根据发电机、输电线路的不可用率,利用服从均匀分布U(0,1)的随机数,确定发电机和输电线路的随机状态。

2.2 新能源发电及负荷的不确定性

风电机组的功率输出取决于风速,而风速近似服从双参数Weibull分布;太阳能光伏发电中电池方阵的功率输出取决于太阳光辐照度,而辐照度在一定时间段内可以近似为Beta分布。由风速和太阳光辐照度的概率密度函数可得到风功率输出Pwind和太阳能电池方阵功率输出Psolar的概率密度函数[4]分别为:

式中:λ′和μ为与风电机组的切入风速、额定风速和额定输出功率有关的常系数;K为Weibull分布的形状参数;C为尺度参数;Rsolar为太阳能电池方阵最大输出功率;α和β为Beta分布形状参数;Γ为Gamma函数。

目前对接入电网的风电机组要求具备协调控制机组和无功补偿装置的能力,能够保证无功功率有一定的调节容量,因此,风电机组的无功功率按恒功率因数方式来确定,光伏发电系统一般只向电网提供有功功率,为简化处理,无功功率不予考虑。

对于负荷波动带来的不确定性,采用正态分布近似反映。设μP和σP分别为有功负荷预测的平均值和标准差,则有功负荷Pload的概率密度函数为:

无功负荷按恒功率因数方式确定。

风力发电、太阳能发电及负荷波动的不确定性可分别通过式(3)—式(5)所示概率密度函数展开非时序蒙特卡洛仿真。针对每一次随机抽取,均可确定一个系统可能存在的状态样本。

3 风险效益模型及求解

通过蒙特卡洛模拟确定设备状态进而确定系统结构,再通过抽样确定新能源发电输出功率、负荷功率,然后即可利用式(1)、式(2)求取特定系统状态样本下的ATC。在完成设定的蒙特卡洛模拟次数的计算后,可对相应数量的ATC进行统计。例如,可获得ATC概率密度函数f(PATC)和对应任意大小ATC值PATC,T的风险度Rrisk(PATC,T),可分别表示如下:

式中:NATC为全部蒙特卡洛仿真次数完成后某一ATC值出现的次数;NS为总的仿真次数;Ni为仿真中ATC值不大于PATC,T的次数。

基于式(7),若指定风险水平,则可容易地确定ATC,但这仍然要依赖运行人员的主观判断。更合理的方法是考虑ATC风险损失与效益,从追求综合效益最大化的角度寻求二者的最佳平衡点[12,13]。

3.1 效益模型

增大ATC可使电力企业增加效益,该效益fbf(x)可大致分为4个部分,即传输功率运行效益fwb(x)、延缓电网扩建效益fep(T(x))、发电厂售电效益fgb(x)和配电网售电效益fdb(x)。

式中:a,b,c,d为加权系数;KP为运行费用;PATC,0为某一确定的ATC;Ct为电网扩建成本;r为金融利率;T(x)为电网扩建项目推迟时间;CCL为发电厂的燃料费用函数;λc为合约价格;λs为配电网售电价格。

3.2 风险模型

增加ATC同样会产生资金损失fml(x,PATC,s),本文主要考虑2个方面:其一为增加功率传输而造成的功率损失费用fpl(PATC,s);其二为设备故障退出运行而中断对用户供电进而支付给用户的合约费用[14]foc(x-PATC,s)。由于ATC值x与设备故障直接相关,因此在风险函数中应该考虑ATC的概率性质。具体风险函数为:

式中:m和n为加权系数;PATC,s为设备故障退出运行后剩余ATC;λi为中断传输估价系数;Kloss为功率损失费用系数;q为功率转换系数。

3.3 综合效益模型

最优ATC对应的应该是综合效益最大所对应的系统运行点,综合效益函数fsy(x)可表示为效益函数与风险函数差值,即

使综合效益函数fsy(x)最大,应有:

3.4 综合效益的求解

式(14)是含离散变量f(PATC,s)的函数,很难直接求取,本文采用迭代搜索的方法并结合插值技术进行求解。式(14)可近似转换成下式:

给x设定初值,并给Δx设定迭代步长,然后通过式(15)进行迭代,迭代伊始效益增量(等号前)大于风险费用增量(等号后),随迭代进行,两者增量发生变化,直至效益增量小于或等于风险费用增量:若是等于,可直接确定对应的最优ATC;若是小于,则可通过插值技术确定最优ATC,即

式中:A代表ATC值;dfbf(An+1)=fbf(An+1)-fbf(An);dfrf(An+1)=frf(An+1)-frf(An)。

4 算例分析

利用IEEE 118节点测试系统[15]进行仿真研究。将该系统分成2个区域,如图1所示。

该系统有118个节点,186条支路,54个常规发电机组,总装机容量为9 966.2 MW,系统基态负荷为4 242 MW。实验中蒙特卡洛仿真抽样次数选取为5 000次。风险效益模型参数如表1所示。

注:s为某一特定的ATC值。

为进行对比研究,设定4种新能源发电穿透率水平,具体为:

穿透率1:系统中没有风力发电或太阳能发电。

穿透率2:在受电区域增加2个风电场和1个太阳能发电站。每个风电场包含50台风电机组,每台机组的出力范围为0~1.7 MW,安装在节点13和14;每个太阳能电站包含20台出力范围为0~5 MW的太阳能发电机组,安装在节点22。

穿透率3:在受电区域增加4个风电场和2个太阳能电站。其中风电场安装在节点13,14,16,17;太阳能电站安装在节点22,23。

穿透率4:在受电区域增加6个风电场和4个太阳能电站。其中风电场安装在节点13,14,16,17,20,115;太阳能电站安装在22,23,29,114。

4.1 不同穿透率对ATC的影响

表2为不同穿透率下对应式(7)的不同风险的区域间ATC。

由表2可以看出,随着新能源发电穿透率的提高,对应相应风险水平的ATC不断增加,这实际是由于新能源电源直接为其附近的负荷提供了功率支持,从而使得区域间线路的负荷减少,进而增加了传输容量。

4.2 新能源发电出力不确定性对ATC的影响

为反映新能源发电不确定性对ATC波动程度的影响,基于受、供电区域间ATC计算,对不同穿透率下的ATC方差统计如下:穿透率分别为1,2,3,4时,方差分别为109.1,430.6,735.4,1 034.6。

可以看出,随着穿透率的提高,ATC波动不断增大,这是由于随着穿透率的提高,新能源发电出力不确定性导致系统参数的不确定性增大而造成的。

4.3 新能源发电设备安装位置对ATC的影响

将穿透率2下的风电场和太阳能电站由受电区域转移到供电区域,并计算两区域间的风险效益最优ATC及方差,与转移前进行比较,结果如下:转移前最优ATC为672.5 MW,方差为430.5 MW2;转移后最优ATC为325.0 MW,方差为206.6 MW2。

可以看出,相对转移前,转移后的最优ATC值及其方差均相应小于转移前的值,这说明新能源发电在不同地点并网会给ATC带来不同的影响。在受电区域并网会对ATC影响较大,而在供电区域的影响则相反,因此系统规划时从提高ATC的角度出发,新能源发电应该选择在受电区域并网。

4.4 基于风险效益分析的ATC决策

基于第3节的风险效益模型及求解方法,对不同穿透率下的ATC进行了计算,得到综合效益最大的最优ATC及对应的风险水平,具体见表3。

可以看出,不同穿透率下最优ATC对应的风险水平并不是固定的,若运行人员单凭主观判断则很难确定最优ATC所对应的最合理风险水平。

图2为不同穿透率下效益及风险费用与ATC的关系曲线。由图中曲线可以看出:效益及风险费用均随着ATC的增大而增加;在曲线上升的初始阶段,效益增量大于风险费用增量,综合效益呈增大趋势;当效益增量小于风险费用增量时,综合效益开始减小;当两增量相等时,对应的ATC为综合效益最大的最优ATC。

5 结语

针对新能源发电并网系统的ATC计算要考虑大量不确定性因素的特点,通过建立ATC的风险效益模型,提出了以追求综合效益最大化为目标的ATC决策方法。所得成果可为研究新能源发电并网系统规划和系统运行调度提供依据。

新能源发电特性与经济性分析研究 篇5

一、新型能源的时代背景

众所周知, 我们日常生活所需的能源的主要来源都是煤炭, 随着社会的不断发展, 维持正常生活的能源需求也越来越大, 这也就不可避免的带来了一系列的问题:土地退化、地面沉降以及气候变化等等;相对于资源的需求量, 传统能源的利用率越来越低, 也就意味着经济发展和自然资源的矛盾愈演愈烈, 这不仅仅严重威胁着可持续发展道路方针的执行, 也很大程度上限制了我国经济的发展速度。在这样的基础背景之下, 如何更好地协调经济发展和自然环境的关系、淡化能源开采和有限资源之间的矛盾, 成为我国经济发展道路上的重要课题。近年来, 风力、太阳能资源的研究和开发, 得到了社会相关团体的普遍认可, 新型能源的成功应用案例, 也证实了低碳能源的开发是我国发展的必经之路。

二、新型能源发电技术的发展现状与趋势

新型能源, 顾名思义, 是指区别于传统能源的可再生资源, 较传统能源而言, 我国的新型能源具有种类繁多、范围广泛和具有明显的区域性的特点。与此同时, 新型能源的开发面临着开发价格昂贵、相应支持政策不完善和技术条件有限等现实问题。煤炭资源的日渐匮乏, 成就了新型能源的发展之路。我国传统的电力资源支持都是煤炭, 虽然近年来我国大力发展和利用新型能源产业, 研究新型的发电技术, 但是总体发展状态较欧洲国家还是相对滞后, 因此, 更加完美的协调风力、水力和太阳能等新型能源的均衡利用, 对于我国可持续发展的发展经济方针的实施起到至关重要的作用。

三、新型能源的发电特性与经济性

1、新能源的政策分。

首先, 所有的电网公司都要接受新能源所发出的电资源, 并且为新能源上网提供相应的支持条件。分布式新能源发电系统也得到了各个地方政府的支持, 太阳能热水器、太阳能制冷技术、太阳能发电技术的广泛应用, 都得到了各地区部门的大力推广和人民群众的接受。其次, 新能源的上网电价是国家的主管部门根据不同地区和不同的新能源所规定的, 各电网机构要遵循国家规定的价格全部收购新能源发电量。再次, 国际财政设立了新能源的专项基金, 并且支持一些利用新能源的建设工程设立为标准化模范工程;还有就是国际规定金融信贷机构对于新能源技术的贷款要进行优惠, 并可以根据国家规定的范围对于一些可再生资源项目进行税收减免。最后, 对于新能源相关政策的执行过程中, 对于一些违背政策的行为根据程度不同, 追究责任人的行政甚至是刑事责任。

2、新能源的经济支持。

新型能源的大力开发除了相关政策的支持之外, 也是需要大量的电子设备技术支持的, 这也就意味着新型能源的发电特性会直接影响电网的安全性能, 想要维护这一特性的正常运转, 需要具备相应的经济基础。不论是风力、电力或是太阳能资源, 虽然具备清洁、可再生的可贵特性, 但是其波动性和局限性也是我们在开发新能源的时候不可忽视的一面;正因如此, 对于新能源的开发过程是复杂漫长的, 也就意味着经济投入的数额是非常大的。目前我国已经有很多新能源应用的产业在逐步完善发展, 但是想要加大力度推广实施, 还是需要一个符合实际现状的落实计划。首先, 在新能源的开发过程中, 不能手高眼低, 可以先行应用具有可操作性的小型技术发明, 深入到日常生活中去, 利用产生的效益来支持下一步的投入;其次, 在新能源的应用中, 可以根据政策支持, 优先使用新能源技术设备, 相同市场下, 使得新能源技术优先落实;最后, 虽然新能源应用技术的开发成本较高, 但是能全部依赖政府补贴, 自主开发经济效益, 才是长期发展的重要保障。

结论:

不论是从政策上大力支持新能源发电产业的推广, 还是通过研究分析新能源发电特性, 都具有打破传统能源消耗和资源匮乏、改善人与自然环境关系的重要意义, 这不仅是我国经济发展的要求, 也是国际发展的要求;只有从根本上解决能源需求问题, 大力开发利用清洁、可再生资源, 才能使人与自然的关系保持和谐, 才能从真正意义上实现可持续发展道路。

摘要：化石能源的使用带来了气候变化和资源枯竭等问题, 不利于可持续发展的方针的实施。寻求清洁、可持续的代替资源, 成为新的挑战。风能、太阳能可以再生且清洁无污染的特性受到人们的关注。新能源的发展关键是价格, 只有在价格竞争中, 新型能源和传统能源具有可比性, 才能使新型能源的应用通过市场竞争逐渐完成。本文通过对新型能源发电技术发展过程中遇到的经济、技术、政策问题进行分析, 为新型能源的发展提出一些建议。

关键词：新能源,技术,政策,经济

参考文献

[1]郑晓理, 中国制造业能源需求替代弹性的动态估计[J].能源技术经济, 2012, 24 (4) :33-38.

[2]赵厚川, 技术进步对川渝地区能源回弹效应的实证研究[J].能源技术经济, 2012, 24 (4) :39-43.

新能源发电风险分析 篇6

1 培养目标

哈尔滨职业技术学院2011年获批增设“新能源应用技术”专业, 学院结合自身实际情况, 依托电气自动化技术、机电一体化技术、电力电子技术等专业, 针对新能源行业对人才的新要求, 开设了“新能源应用技术 (风力发电方向) ”专业, 使培养出来的学生能掌握新能源专业领域中风力发电技术、风电设备控制技术等基本知识和风力发电设备的安装、调试、检测、运行维护、风机维修与风场管理等基本技能, 具备风电场设备电气检修和系统故障诊断及排除职业能力, 面向风力发电和设备制造企业相关岗位, 从事生产、建设和管理工作的高素质技能型专门人才。

2 人才培养模式

实行“企业定制模式”的人才培养和“企业真实模式”教学条件创设。人才培养中学校和企业两主体的有机融合。一是与企事业单位合作进行人才培养, 实行根据企事业用人单位岗位需求进行“订单”教育与培训的新模式。二是优化教学过程, 采用学院、企业共同参与的教学模式, 重视学生职业道德和职业能力的培养, 形成与市场需求紧密结合的人才培养方案。

3 教学模式

在“服务社会, 就业导向”思想的指引下, 将学院的教育教学全过程与企业生产经营过程相互融合, 学生以企业现实的生产运营过程为依托获得岗位所需技能, 直接实现知识与职业能力的交融, 校企资源共享、优势互补、互利共赢。形成校企相融、产学互动的教学模式, 在此教学模式的基础上, 采用行为导向教学、案例教学、任务教学等教学方法。

与风电企业合作, 通过以专业岗位群工作任务分析为基本手段, 以典型产品 (如叶片) 的生产过程为导向, 探索工程实践贯彻始终的工学结合人才培养模式, 形成学校、企业、专业教师、企业专业指导人员及学生共同参与的立体网络。企业首先根据岗位需求, 提出人才培养标准, 然后由学校和企业共同制定培养方案、教学计划, 开发课程, 建立考核标准。在课程设计中, 按照工作过程要求和学生学习认知规律序化课程内容, 专业核心课程教学内容与工作任务相结合, 职业核心能力的学习与工作岗位相结合, 学生掌握基本的专业知识和专业技能后, 根据企业安排和专业学习的要求, 在一定的岗位参与企业的生产劳动, 在学校和企业交替进行有针对性的岗位能力培养, 学习企业管理规范, 培养职业素质。学生在学校和企业学习后, 经企业考核合格, 上岗就业。

4 课程设置

围绕“新能源应用技术 (风力发电方向) ”专业涉及的学科知识领域和知识点, 该专业课程体系由六个模块组成:公共课、专业课、专业拓展课、实训课、顶岗实习、毕业设计。教学活动总学时为2799, 其中理论教学学时为1225, 占43.8%;实践教学学时为1574, 占56.2%。

毕业标准:

1) 所修课程成绩合格, 修满130学分。

2) 参加国家人力资源与劳动部社会保障部职业资格考试, 考取“电气设备安装工”证书。取得的高级职业资格证书每个计3学分, 取得中级职业资格证书每个计2学分。

3) 参加半年以上的顶岗实习并考核合格。

4) 毕业设计答辩合格。

5 教学团队建设

和传统专业学科相比, 新能源专业作为我国一门尚处于起步阶段的新兴学科, 专业的高级人才相对匮乏, 现有的少数高级人才也相对集中在一些科研单位, 高校一时还很难找到所需人才。建立双师素质教师培养机制, 按一定比例选派骨干教师定期到示范性的高职高专院校进行“双师”素质班学进修习;将青年教师选送到国内知名的风电技术设备研发和制造相关企业中挂职锻炼、学习。

6 教学条件保障

新能源专业作为一个工科专业, 具有很强的实践性, 需要有良好的实验环境和实践基地。根据“专业核心技术与课程设置、教学环境及资格认证一体化”的需求相适应原则进行实训场所建设。在校内建有电工技术实训室、电子技术实训室、可编程控制技术实训室、电机与电力拖动实训室、单片机技术实训室、自动检测与转换技术实训室、过程控制实训室、电气控制设备技术实训室、电力电子与自动控制实训室、风力发电实训室等。按照工学结合的教学模式进行配置, 实现“讲”与“练”融合;理论与实训相融合;硬件建设与先进的职教理论和职教方法融合。

7 结语

目前, 我国高等职业技术教育新能源专业不仅规模小、分布较为分散, 而且针对新能源专业的教学体系还不够完善, 师资、实训等教学资源难以符合专业教育要求, 单凭学校一己之力, 很难培养出合格的新能源专业人才, 必须借助企业的专业技术力量和资源优势, 建立“企校联合办学”的教育机制, 有目标地进行新能源专业技术人才的培养。经过调研, 虽然各级教育中存在“企业班”、“订单培养班”等合作形式, 但均以改善学校的实践教学条件、提高就业率为目的, 并没有深入到某一具体学科进行共建, 也没有充分调动起企业的积极性, 没有从根本上解决企业的人才质量和人才储备问题。对于发展迅速的新能源企业, 更应探索切实有效的人才培养体系。

摘要：从新能源特别是风电产业的现状以及未来的发展趋势来看, 其相关技术人才呈现出巨大的需求。根据新能源应用技术 (风力发电方向) 专业特点和培养目标要求, 提出了人才培养目标, 并详细阐明了具体的教学计划实施方案。

关键词：新能源,人才培养

参考文献

[1]姜姝, 李庆四.从光伏拉锯到风能之争——中美新能源合作的博弈解读[J].国际论坛, 2013, 15 (2) :61-66

[2]王伟东, 艾建军, 杨坤.新能源产业人才培养问题与对策[J].中国电力教, 2011 (12)

[3]丁立新.基于风电企业需求的高职风电技术专业及课程设置[J].中国电力教育, 2010 (27)

新能源发电风险分析 篇7

关键词：太阳能,发电,重要性

现代化的逐步落实, 人们的物质生活水平也在不断地上升, 社会整体的经济也处于飞速地向前发展中, 相应地, 人们加大了对能源的需求量, 对于能源的消耗速度也在随之增加, 为此, 人们开始逐步推广新能源的利用。在众多的新能源利用中, 太阳能是一种清洁而无污染的能源, 而且其具有较强的效用便于采取收集。现阶段, 太阳能的主要利用集中体现在发电当中, 依靠高强度的热能为发电提供着质量的保障, 其电流产生的稳定性十分优越, 不容易出现普通发电模式中的各类问题, 但是受天气的影响较大。在现代的发电系统中, 太阳能要属较为优越的一种, 无论在发电效益上, 还是环境保护上, 都有着较为完善且实际的功能。

一、全球能源的发展现状分析

在时代的发展当中, 传统的能源主要有三种:煤、石油和天然气, 这三种能源即使在现在也是社会经济事业发展的主导能源, 其主要属于化石能源。化石能源是由古代生物的遗骸经历了几千年的演变发展而产生, 它是一次能源, 不可再生, 而随着人们开发力度的加大, 这些能源面临严重枯竭的状况。而且它们的污染程度较大, 能够产生较多的二氧化碳, 污染气候生态不说, 其开发的原产地也会经受毁灭性地破坏。现代的新能源主要包括风能、核能、太阳能等, 相对而言, 核能的能量十分巨大, 主要通过核原子的融合和分裂而产生, 人们对其的利用主要集中在发电站上, 而这种能源的运用, 污染先不说, 其风险性是极其大的, 一旦发生核事故, 会给当地造成严重的损害。因此, 对于核能的利用须十分地谨慎, 而且仅仅局限在发电等部分领域。风能发电也十分常见, 但是是全球对于风力发电的控制系统还处于不断地完善当中, 并未实现直接有效地控制, 整体的发电效率还有待完善, 而且风速变化较快, 想要进行切实地控制实为不易。为此, 人们广泛而集中地选择了太阳能热发电, 依靠其强大的能源特性, 为发电领域提供了新的发展契机, 并为其他领域的发展形成了鲜明的方向。

二、太阳能光热发电的优点

太阳能光热发电具有许多独特的优点。首先, 太阳能发电的污染化程度十分低, 而且太阳能本身是一种洁净的能源, 其具有取之不尽用之不竭的特性, 能够稳定地进行电压输出;其次, 太阳能光热发电可以实现规模化的发电, 这是其他新能源所无法具有的功能, 它可以实际性地将太阳的光能和热能进行转换和收集, 集中化地对太阳能进行采集, 通过适当的劣质实现能量的转换, 进而产生电能, 而且由于太阳能的广泛性, 晴天都可以进行采集, 便于实现高效的规模化发电, 其产生的电能也是最为稳定的;再之, 太阳能的利用转换过程与传统的热力循环方式某些层次上十分吻合, 对于热能的转化技术趋于成熟和稳定, 不像其他新能源的发电利用, 还处于测试和基础运行阶段;最后, 将太阳能用于发电, 可以合理地减缓大气污染程度, 为大气污染的防治提供一定的途径和方法, 而且太阳能发电的各个环节设备及技术都极为先进, 大多实现了高层次的可循环利用, 全面提高了发电的实效性。

三、太阳能发电必须充分充分考虑的各项因素

太阳能光热发电已然到了世界的领先阶段, 人们必须充分加强对整体的发电系统的关注, 综合性地考虑各方面的因素。首先, 太阳能光热发电须选择正确的地理位置, 虽然太阳能随处可见, 但是为了实现规模化的发电效益, 还是需要对地理位置进行合理地选择, 一般要选在地理位置较高、周边十分空旷的地域, 便于光能的大量采集;其次, 要对安装地带的气象条件进行实时地分析检测, 不能选择阴雨连绵的气候带, 否则太阳能发电的实效性会极大地降低;再之, 人们也必须对电网的最大荷载量进行检测, 由于太阳能的光热是连绵不断的, 其电能的产生也具有相对较高的稳定性, 在不断地产生电能的过程中, 如果电能量超出了整体的电网荷载量, 会使得电网受到损坏, 整体的电流质量受到影响;最后, 太阳能发电技术虽然已经趋于成熟, 但是还有切实的进步空间, 人们要对其进行不断地研究和完善, 进一步推动太阳能光热发电的可行性。

四、结束语

总而言之, 在各式各样的新能源利用当中, 太阳能以其污染且十分常见的特性凸显着极为优越的性能, 将其运用到发电系统中, 不仅能够促进整体的发电效益, 改善电能质量, 还能够逐步提升发电系统的稳定性, 便于实现电流传输的切实有效, 使得太阳能发电的功能更为健全, 其在新能源当中的重要性可见一斑。

参考文献

[1]薛颖.太阳能热发电蓄热系统控制策略的研究[D].华北电力大学2012

[2]邹世轩.太阳能热发电储热陶瓷锅炉材料的研究[D].广东工业大学2013

[3]田素乐.槽式太阳能热发电系统性能分析[D].山东大学2012

电力系统中新能源发电的运用分析 篇8

1现阶段常见新能源发电形式分析

严格意义上来说,我们将包括可再生能源以及分布式能源等新型能源形式称为新能源。这也就意味着: 首先, 新能源多以可再生能源为主; 其次,新能源多以分布式能源为主; 最后,水能作为一种常规意义上的能源利用形式,属于可再生能源的研究范畴,同时也可以作为分散式或是集中式能源进行综合应用。在当前技术条件支持下, 各种类型新能源当中应用最为广泛的能源形式当属风力发电形式以及太阳能光伏发电形式这两种类型。首先,从风力发电形式的角度上来说,现阶段全世界范围内有关风力发电的装机总容量已高于1. 2亿千瓦,其中我国有关风力发电的装机总容量已超过1200万千瓦,位居世界第四位。 与此同时,我国对于风力发电这种新型能源的关注及建设力度正呈现出较为显著的发展趋势,有光风力发电这种新能源发电形式的发展目标需要在2020年之前实现装机总容量至亿级单位以上的增长; 其次,从太阳能光伏发电形式的角度上来说,我国在有关这种新能源发电形式的研究与应用正处于初级起步阶段,现阶段有关太阳能光伏发电的装机总容量基本达到100兆瓦单位,距离世界范围部分国家超过百万单位级别的发展水平还存在一定差距。但我国政府已逐步加大对太阳能光伏发电形式的规划与扶植力度,要求在2020年之前,有关太阳能光伏发电的装机总容量达到千万单位以上的增长,可以说新能源发电形式潜在空间巨大。

2电力系统中风力发电技术的运用分析

在当前技术条件支持下,典型意义上的风力发电系统借助于现阶段电力电子背靠背变频技术实现对发电功率参数输出作业的有效调整与控制,并在对电磁转矩控制机组转速频率的有效控制过程当中实现风力发电的目的与意义。一般情况下,整个风力发电机组控制系统由主控制器装置、调向系统装置、变距系统装置以及制动系统装置这几个方面所构成,这也就决定了在风力发电技术作用之下整个控制系统的并网方式同传统意义上的常规电厂差异显著。在借助于双馈方式进行风力发电机组并网控制处理的过程当中,并网频率的控制可以通过对转子交流励磁频率参数的调节方式予以实现。与此同时,并网电压的控制可以通过对转子交流励磁幅值的调节方式予以实现。同时, 在借助于永磁直驱方式进行风力发电机组并网控制处理的过程当中,并网作业下的跟踪控制目的能够在电力电子器件的正常运行作业下予以实现。在实践工作过程当中,其最为显著的优势在于冲击电流参数较小,且能够实现无功与有功的有效控制。更为关键的一点在于: 在有关风力发电接入相对于整个电力系统运行稳定性影响的研究过程中发现: 首先,风力发电接入并不对整个电力系统既有的机电振荡模式产生影响,并且受到风力发电机组自身装机容量较小的因素影响,其相对于整个电力系统自身所存在的弱阻尼或是负阻尼震荡问题并不会产生明显影响; 其次, 风力发电机组的接入并不会造成整个电力系统运行稳定性的受损,但这种接入模式使得整个电力系统当中部分输电线路的潮流方向有明显改变,这需要在线路保护设置中重点考量。

3光伏发电

光伏发电技术不断进步,成本逐渐降低,世界上很多国家都制定了相关的激励政策,大大推动了光伏发电的发展。我国在光伏发电领域起步较早,目前已经在太阳能电池组件的生产能力上走在世界前列,很多科研院所也逐步开展相关技术的研究。

光伏效应是指通过光照使不均匀半导体或半导体与金属结合的不同部位之间产生电位差的现象。

太阳能电池是利用光伏效应将太阳能直接转换为电能的部件。太阳光照射太阳能电池,太阳光的光子在电池里激发出电子空穴对,电子和空穴分别向电池的两端移动, 如果外部构成通路,就形成电流,产生电能。

太阳能电池按照研发时间先后,可以分为三代,第一代晶硅类 ( 单晶硅和多晶硅) 、第二代薄膜类和化合物类 ( 非晶类、铜锢镓硒、砷化镓、碲化镉等) 、第三代新概念类 ( 染料敏化电池等) 。目前比较成熟且广泛应用的是晶硅类太阳能电池。

电池单元是光伏发电的最小单元。将电气性能相近的多个太阳能电池单元并联并进行封装,即组成太阳能电池组件。

4电力系统中太阳能光伏发电技术的运用分析

太阳能源于太阳内部的核聚能产生的巨大的能源,太阳能是这个星系内部的最丰富的可再生能源。太阳能的开发潜力极为巨大,一旦人类在未来能够真正用好太阳能, 就可以获得生产、生活中所需的取之不尽的能源。人类利用太阳能发电目前仍然处于较低的水平。太阳能的99% 还没有被开发出来,所以太阳能发电的未来前景十分广阔,虽然以目前的技术在利润率方面与其他发电技术相比还处于劣势。

5新能源发电发展建议

5.1明确各方责任,全方位促进发展

我们在政府部门、监管部门、发电企业、电网企业、 制造企业、行业协会应该履行 《可再生能源法》赋予的责任,进而促进全方位发展。

5.2加强新能源发电科学统一规划

要科学制定规划,明确相对稳定的发展目标。建议能源主管部门按照安全、经济、绿色、和谐原则,根据全国能源需求与可再生能源资源实际状况,对水电、煤电、核电和天然气发电等进行统筹优化,制定可再生能源开发利用中长期总量目标。据此总量目标,制定新能源发电规划,优化提出发展目标、主要任务、区域布局、重点项目、实施进度、配套电网和调峰电源建设、服务体系和保障措施等。这些内容都是 《可再生能源法》 里规定的, 以及发电规划里要包括的内容。同时这个规划要纳入电力工业发展规划,避免出现 “两张皮”现象。要实现中央与地方的新能源发展规划相协调和实现新能源发电规划与其他电源规划相协调。新能源发电装机规模需要与其他电源的调解能力以及系统调峰电源的规模相匹配,要在规划中具体明确。还要实现新能源发电规划与电网规划相协调,两个专项规划的协调和有机衔接,在新能源发电规划中具体明确大型新能源发电基地接入电力系统的电网工程,要实现新能源发电规划与消纳市场相协调。

摘要：本文以新能源发电形式为研究对象,着眼于电力系统运用实际情况,由于我国能源的持续紧张,以煤炭为主力的电力供应连年出现数以千万千瓦计的巨大缺口,因此大力发展新能源发电一方面可以弥补电力系统的巨大的电力需求缺口,另一方面可以以科学的发展观走可持续发展的能源道路。围绕电力系统中的新能源发电的运用这一中心问题展开了较为详细的分析与阐述,并据此论证了新能源发电技术的运用在实现电力系统长期可持续发展的过程中所占据的重要地位及其所发挥的关键意义。

新能源发电风险分析 篇9

关键词：条件风险价值,风电并网容量,经济效益,风险,仿真

0 引言

风能作为一种清洁、可再生能源,在电力系统中的运用越来越广[1]。《可再生能源法》的出台使风电并网收益得到了保障,且风电无废气排放的特点使风电的经济效益日益突出。但风电具有随机性,大规模风电机组并网对系统的稳定运行产生了严重的影响[2,3,4]。因此,计算风电场不同并网容量及风险和经济效益是电网规划设计与投资人员迫切需要解决的问题。

对于并网容量及风险性的问题已有很多学者进行了研究与探讨。文献[5-6]通过PSASP软件对风电场的几个典型例子进行暂态分析,输入初始值,不断进行动态仿真,只能间接求取并网容量,而且计算很繁琐。文献[7]采用线性优化的方法,利用静态安全约束求取并网容量,但是由于没有考虑风电场输出功率的随机因素,因此结果不能真实地反映风电的特点。文献[8-10]采用几种不确定约束规划,满足一定的置信度,利用智能算法求解最大并网容量。这些文献针对风电的随机性,一般均采用了机会约束等不确定规划处理方法,但是其计算量大、未考虑置信度以外的极端情况等对系统的影响,有可能导致结果的不准确。而对于风电的经济效益研究,文献[11]只考虑了环境效益,更多的文献[12,13,14,15]则是考虑了短期经济调度收益问题。而基于大规模风电并网风险,对风电的经济性规划则较少研究。

CVa R理论作为一种风险计量的指标,克服了上述文献所提方法的缺点,不仅考虑了风速的随机性,还考虑一定置信度以外的尾部风险,不用设定初始值,便可更准确、方便地算出系统所能容纳的风电场容量。因此本文运用条件风险价值的方法(CVa R)来求解并网容量。最后通过风电经济效益模型计算不同风险及并网容量下的经济效益。

1 条件风险价值理论

风险价值(Value-at-Risk)作为金融领域广泛应用的一种风险计量工具,是指在正常的市场条件和给定的置信水平下,某一金融资产或证券组合在未来特定的时间段内的最大可能损失。但Va R不满足一致性公理、缺乏次可加性,其计算方面与机会约束有相同的复杂表现,因此不能用于组合优化,限制了Va R的应用范围。另外,Va R尾部损失测量存在非充分性。它没有考虑置信度以外的信息,有可能导致结果不准确。为了克服Va R的不足,Rockefeller和Uryasev提出了条件风险价值CVa R(Condition Value-at-Risk)的风险计量技术,被学术界认为是一种比Va R风险计量技术更为合理有效的现代风险管理方法。

条件风险价值也称为平均超额损失(Mean Excess loss)或尾部Va R(Tail Va R),是指在一定的置信水平上(置信度),损失超过Va R的潜在价值,更精确地讲就是指损失超过Va R的条件均值,反映超额损失的平均水平。

设X为投资组合可行集,f(x,y)表示损失函数,其中决策变量x∈X⊆Rn,y∈Rm表示m维随机变量。设随机变量y有概率密度p(y),则f(x,y)不超过给定限额α的概率为[16]

对于给定的置信度β,Va R、CVa R分别由下式得到[16]

由于CVaRβ(x)中含有VαRβ(x)项,而VαRβ(x)的解析式难以求出,Rockefeller和Uryasev引入一个函数Fβ(x,α)来计算CVa R[16]:

式(4)中,[f(x,y)-α]+=max{f(x,y)-α,0},通常情况下,概率密度函数p(y)的解析表达式难以得到,可以利用随机变量y的蒙特卡罗模拟样本数据给出式(3)中积分的估计。设y1,y2,⋅⋅⋅,yq为y的q个样本,则函数Fβ(x,α)的估计值为[16]

因此在实际计算中,通常基于上式确定资产的最优组合系数向量x及相应的CVa R和Va R的值。

2 风电场功率及容量

2.1 风电场输出功率

风力发电机的输出功率主要取决于风速,两者的关系由式(6)分段函数表示

式中:P为风力发电机的输出功率;vN为额定风速;vci为切入风速;vc o为切出风速:v为风机轮毂高度处的风速;Np为风机额定输出功率(装机容量)。

2.2 风电场装机容量

风电场的并网容量是风机接入系统,向系统输送额定的功率,可以看成是装机容量,即pN。变换式(6)函数为

即PN=f(p,v)。其中,风速v为随机变量,输出功率P满足系统潮流约束,根据风速测量统计表明,风速服从威布尔分布[17],可以通过Matlab随机模拟抽取一组数据得到。为了简化计算,本文采取直流潮流的系统模型。显然各线路的功率约束和发电机的出力约束条件如下

式中:H为节点-支路灵敏度系数;PijL,v为支路有功功率上限;PG为常规机组出力;PD为负荷大小;Pgmax和Pg min分别为常规机组出力的上下限。

3 基于CVa R的并网容量模型

由于存在风电出力等不确定因素,系统并网容量不小于一个阈值α的概率为

于是满足一定概率水平的β-Va R为

则基于CVa R的并网容量为

为了便于计算,用式(13)近似代替式(12)。

其中:vk为随机变量风速;α,zk,PG,P均为决策变量。f(P,vk)为分段连续函数,由于风机出力的特殊性,所以在非光滑点增加罚函数,将其变成线性的函数来表达。

上述模型通过Matlab编程求得的即为单个风电场的并网容量。如果要计算多个风电场并网容量,则利用组合CVa R优化模型。模型中f(P,vk)替换为即可,n为并网风电场个数。

4 风电经济效益

4.1 风电的发电收益与发电成本

我国出台的《可再生能源法》规定:电网要对风电实行保护性电价。则风电并网所带来的发电收益可表示为

式中:C为风电装机容量;γ为风能利用系数;Pearn为风电上网电价。风电的投资、运行、维护的总成本费用表示为

式中,Pcost为风电成本电价。

4.2 风电并网的环保效益

风电减少了煤炭等常规能源,在发电时排放出氮化物、二氧化碳、及粉尘污染物。已知减少的废气排放量m(kg/WM),每千克废气的排污治理平均费用为Pp(元/MW),则风电并网所需要的发电成本可以表示为

式中:pP为废气每千克的排污费用;m为废气质量。

4.3 额外辅助费用成本

在实际运行的风电系统中,为保证系统的安全运行以及供电可靠供应,运行部门要安排足够的旋转备用容量,防止负荷预测偏差造成供不应求状况。旋转备用容量以辅助服务的形式由电网公司向发电公司购买,因此所支付的服务费用可以表示为

式中:λ为旋转备用容量,一般为最高负荷的某一个百分数;Pe为旋转备用价格。

综上所述,风电的效益为

5 算例与分析

5.1 算例简介

本文以IEEE-14节点系统为例[18]。风能利用系数γ为0.9,风电上网电价和成本电价分别为750元/MWh和550元/MWh,设其旋转备用为最大负荷的5%,备用容量的电量平均价格为290元/MWh,被代替的常规能源发电厂废气平均排放量为0.95kg/k Wh,每千克废气的排污费用为0.05元。

设1号机组为平衡节点,3号和6号机组带基础荷,分别为0.4 p.u.、0.5 p.u.,不参与有功调节。2、8号机组的有功可以调节,参与优化。风电场的并网节点也参与优化。常规机组的参数如表1,各支路参数如表2,各节点负荷大小如表3。Matlab中威布尔分布参数取值为k=2,c=10。

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5.2 仿真结果

采取三种不同方案对风电场接入系统的各个情况进行比较分析。

方案一:风电场接入5、12节点,风机额定风速为16 m/s。切入风速取3 m/s。切出风速为23 m/s,置信度取不同数值时的结果如表4。

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由表4可知,置信度越高,风险就越小,求得的并网容量值(CVa R值)越小。同一置信度下,由于CVa R考虑了尾部风险,所以小于Va R。方案二:风电场接入节点不变,置信度为95%,风机额定风速为18 m/s,切出风速风速取20 m/s,取不同的切入风速时结果如表5。

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由两种不同的切入风速求得的CVa R值比较得出,切入风速越小,系统的并网容量就越小。这是因为减少切入风速时的风力发电机可发电的范围变大,从而对系统的影响就越大。

通过以上两个方案,可以求出不同风速、置信度下的CVa R值和风电并网发电的经济效益。假设风速按照方案一中的数值,则可以得到不同置信度下的CVa R值和风电并网发电的经济效益。如表6所示。

6结论