本文首发于“君实财经”微信公众号，发布时间：2024-05-20
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新能源对电力设备需求分析20240519
1、光伏电站电力设备需求分析
光伏电站电力设备需求分为光伏单元和升压站两部分。光伏单元主要负责将逆变器的交流电压转换为35千伏，涉及设备包括三压变和35千伏开关柜。升压站则负责将35千伏电压提升至220千伏以并网，包括一次设备如主变、220千伏设备，以及二次设备如保护测控装置和自动化系统等。
光伏电站的升压过程分为两个阶段：首先通过配电变压器将电压升至35千伏，然后汇总至110或220千伏的变电站后再接入电网。
对于500兆瓦或200兆瓦的光伏电站，变压器容量与其逆变器容量相匹配，主流变压器容量在3-5兆伏安，数量由电站总体规模除以单个变压器容量决定。
变压器的价格受品牌、能耗等级和容量等因素影响。例如，SCB13型变压器因其能耗等级较高，价格可能比其他型号高出约20%。35千伏变压器的价格大约在几十万人民币左右，具体价格还会受到铜价等市场因素的影响。
2、新能源与火电并网电力设备需求对比
新能源电站相较于火电电站，电力设备需求更为简单。新能源电站一般只需要一回升压线路和一台主变，而火电电站由于其在电力系统中的重要性，通常采用双母线分段接线，需要更多的技术间隔和设备。
新能源电站需要两次升压，首先升至35千伏，再升至110、220或330千伏以接入电网。火电电站则通常直接升至500千伏或750千伏，省略了110和35千伏的升压步骤。
储能电站的电力设备需求与新能源电站类似，需要通过变压器将电压升至35千伏，但对于高压级联型的储能系统则不需要变压器增压。
3、投资与成本分析
一个220千伏的变电站的EPC价格大约在几千万人民币，具体投资额与变电站的容量有关。变压器作为设备费的主要部分，其价格受到品牌、能耗等级和容量等因素的影响。
对于大型新能源基地项目，其建设周期受火电项目建设周期的影响，通常较长。特高压通道的建设和电网之间的利益分配也是影响项目进度的重要因素。
新能源项目的电力设备投资方可能是电网公司或新能源建设主体，具体取决于项目类型和规模。大型基地项目的升压站通常由新能源主体建设，而更高电压等级的电网建设则可能由电网公司负责。
4、储能电站与电力市场
储能电站的建设主要是为了满足省区新能源配置比例的要求，目前储能的盈利机制和定价机制尚未成熟，限制了储能电站的自主配置。电力市场的建设和现货市场的价差波动性是影响储能电站盈利的关键因素。
储能电站的电力设备需求与其他新能源电站类似，需要变压器和开关柜等设备。储能电站的升压过程也涉及将电压升至35千伏，再进一步升至更高电压等级以接入电网。
5、新能源并网对电力设备需求的影响
新能源并网相较于传统能源并网，由于其发电量的不稳定性，需要更多的设备以保证发电量。新能源并网需要的变压器、开关柜等设备数量可能会增加，尤其是在配电侧。
配电变压器在新能源并网中需求增量最大，因为无论是风电、光伏还是储能都需要配电变压器。其他如主变和开关柜的价值量也有所增加，但由于数量较少，整体市场价值增加可能不如配电变压器显著。
二次设备在新能源并网中的需求也会增加，尽管其系统可能相对简单，但由于新能源电站数量的增加，总体需求和价值量仍然提升。
Q&A
Q：光伏电站的电力设备需求和架构是怎样的？
A：光伏电站的电力设备需求主要分为光伏单元和升压站两部分。光伏单元负责将逆变器的交流电压转换为35千伏，包括35千伏侧的三压变和开关位。升压站则将35千伏电压提升至220千伏以并网。升压站的设备包括一次设备如35千伏开关位、主变和220千伏设备，以及二次设备如保护测控装置、自动化系统、一次调频设备、储能协控设备等。这些设备共同构成了光伏电站的电力设备架构。
Q：光伏电站的变压器容量和数量如何确定？
A：变压器的容量与逆变器或风机或储能的PCS容量相匹配。对于光伏电站，一个单元的变压器容量主流在3-5兆伏安左右。储能电站的变压器容量也大致相同。变压器的数量可以通过总容量除以单个变压器容量来计算。例如，如果一个光伏单元的容量为5兆瓦，可以配备5兆伏安的变压器，基本上可以采用一对一的配置方式。
Q：变压器的价格情况如何？
A：文中并未提供具体的变压器价格信息，但提到变压器是除了组件、风机或储能电池本体之外，价值量最高的部分，因为其需求量较大。
Q：配电变压器的价格受哪些因素影响？
A：配电变压器的价格主要受品牌、能耗等级、容量等因素影响。不同能耗等级的变压器价格可能相差20%左右。例如，肝病常用的SAB13型变压器与CB11型变压器相比，能耗等级越高，价格越高。主流使用的是35千伏的变压器，容量如2750千伏安的变压器价格大约在三十几万元左右。近期铜价上涨，变压器价格也有所波动。
Q：升压站的配置和价值量如何？
A：升压站主要配置包括配电变压器和开关柜。开关柜通常包含断路器或熔断器等设备。35千伏的开关柜是标准配置。一个开关柜会对应一个箱变。开关柜的价值量大约在几万元左右，具体价格取决于内部配置，如隔离开关、复合开关加熔断器或断路器配合二次保护装置等。使用断路器的配置价格大约在四五万元左右。
Q：新能源电站的变电站配置和容量选择是怎样的？
A：新能源电站的变电站配置通常为集中式110千伏或220千伏，甚至330千伏的变电站。容量的选择取决于光伏电站的规模，可以是单台变压器或多台并联使用。国内最大的新能源厂家并网容量一般不会超过两台，最多三台，每台容量约为240兆伏安，总计约120兆瓦。对于220千伏电压等级，单台主变的最大容量通常为240兆伏安。升压站的投资额与变压器的容量、EPC价格等因素有关，一个20兆瓦的变电站投资额大约在几千万元，具体价格可能在七八千万元左右。
Q：关于新能源和火电对电力设备需求的差异，以及升压站的设置和电力设备需求变化是怎样的？
A：新能源和火电在电力设备需求上存在明显差异。新能源电站通常需要两次升压，首先汇流到35千伏，然后再次升压到110千伏、220千伏或330千伏，具体取决于电网的需求。而火电通常至少直接升压到500千伏或750千伏，因为它们是大火电，变压器直接将发电机出口的20千伏电压升压至500千伏或750千伏。火电的升压站结构相对简单，主要包括增压系统和厂用电接线系统。增压系统涉及高压出线回路，而厂用电系统则包括高低压变频器、PLC、DCS等二次设备。相比之下，新能源电站在升压过程中可能需要更多的电力设备，如110千伏和35千伏等级的设备。此外，不同地区的电网电压等级也会影响升压站的设置和电力设备需求。例如，西北地区没有500千伏电压等级，而是直接使用750千伏。东部地区的地面电站可能直接升压至110千伏或220千伏，然后接入电网。总的来说，电源结构的变化对电力设备需求有显著影响，新能源电站可能需要更多的电力设备来满足升压需求。
Q：影响接入电压等级的因素有哪些？
A：影响接入电压等级的因素包括厂家的规模、周边电网结构、场站在电力系统中的作用，以及场站周边接入点的位置。例如，如果周边只有一个规模较小的220千伏或110千伏的接入点，那么在进行接入系统时会综合这些因素来确定。
Q：储能电站的接入电压等级是如何确定的？
A：储能电站的接入电压等级主要解决当地电网的问题，与之前提到的因素有关。例如，广东有一个电网储能项目规模达到1.3G瓦，接入点为500千伏，是国内目前接入电压等级最高的项目之一。西北地区已有330千伏并网的储能项目，江苏则有110千伏和220千伏并网的项目。
Q：储能电站是否需要进行升压？
A：储能电站需要通过PCS（功率转换系统）进行升压。例如，从690伏至800伏的低压通过变压器升至35千伏，与光伏电站的一次回路类似。高压集联型储能电站则可以直接升至4500伏或35000伏，不需要变压器增压，但这种类型使用较少。
Q：关于新能源电力设备和汽车，目前有哪些问题或疑问？
A：目前可能需要进一步确认的问题包括二次升压的价值量，以及其他可能的疑问，可以由会议秘书收集并提出。
Q：110千伏升压站的投资方是谁？
A：110千伏升压站的投资方分为两种情况：网侧的升压站通常由电网公司投资建设，而新能源厂站配套的升压站一般由新能源建设主体负责建设。
Q：大基地项目的配置是如何进行的？
A：大基地项目通常不涉及110千伏电压等级。新能源项目中的220千伏升压站一般由新能源建设主体建设。至于更高电压等级如500千伏或750千伏的升压站，是否由电网公司或新能源建设单位建设并没有确定的答案，通常需要经过多方面的讨论后决定，但电网公司在500千伏或750千伏的建设中承担了较多工作。
Q：西北地区大基地项目的建设进度如何？
A：国家能源局已发布多批大基地项目建设情况。这些项目是国家层面的高级别项目，但在实际落实过程中面临诸多问题，如特高压通道问题、不同电网间的利益分配等。尽管存在这些问题，项目执行周期较长，但最近对这些项目的重视程度提高，正在加快推进。
Q：目前通道的数量是否足够？
A：通道数量是新建的，通常不会太利用旧有的通道。
Q：大基地项目的建设周期大约需要多久？
A：大基地项目的建设周期受制于火电周期，因为火电建设至少需要两年。前期工作周期也较长，包括开工前的各方面落实，因此整个项目执行周期可能与火电执行周期相近。
Q：特高压通道建设与大基地项目的关系如何？
A：特高压通道建设，尤其是特高压直流，与大基地项目强相关。大多数项目通过特高压进行电力输送，而超高压750千伏的输送相对较少。
Q：发电侧变压器的能效需求以及与国网需求是否统一？
A：发电侧变压器的能效需求与国网是统一的，都遵循国家出台的国标定义的三级能耗等级。SCB13型号的干式变压器是一级升压的干式变压器，虽然价格可能较高，但所有三个能耗等级的变压器都是允许使用的。
Q：新的国标对发电侧变压器能效等级的影响是什么？
A：新的国标要求发电侧也要符合能效等级，虽然具体执行日期是明年2月1号，但目前发电集团使用的变压器已经符合国标的要求。SCB13型号虽然能耗等级较高，但仍然满足国标的要求，不会因为新国标的出台而被淘汰。
Q：发电侧变压器的能效等级如何强制使用？
A：发电集团作为企业，根据自身的内部考核要求来选择使用哪个能效等级的变压器。有些发电集团可能为了使用更好的变压器而选择高能耗等级的产品，而有些则可能为了降低成本而选择使用低能耗等级的产品。
Q：SCB13型号变压器的能效等级以及行业内部对能效等级的看法是什么？
A：SCB13型号变压器只符合三级能效。行业内部有默认的看法，例如SCB14型号以上的变压器是二级能效。国标主要针对35千伏及以上的油变，而干式变压器也有相关的标准，对不同容量的变压器的铁耗和铜耗有规定。
Q：关于变电站设计和成本的问题，35千伏的开关柜和主变间隔的成本是多少？
A：35千伏的开关柜成本大约在15万左右，如果使用进口件，则成本会更高，可能达到国产件的两倍。对于主变间隔，35千伏侧的进线柜成本大约在30万左右。一个进线柜可以接多个馈线柜，具体数量取决于主变的选择。例如，一个240兆瓦的主变可能会对应两个35千伏的进线柜。一个定向柜的最大容量大约是120兆安。
Q：关于110kVGIS设备在新能源项目中的应用及其价格
A：在新能源项目中，110kVGIS设备通常采用技术计时形式，因为技术成本较低，而ARS形式使用的较少。新能源厂单一般只需要一个出线间隔，因为不需要考虑N减一等冗余因素。价格方面，110kVGIS设备的价格比较透明，国产设备的平均价格大约在四五十万左右，220kV设备的平均价格在八九十万。设备分为带断路器和不带断路器两种，带断路器的价格较高，因为每段母线都需要加一个PT（电压互感器）间隔。
Q：储能市场的发展现状及未来趋势
A：目前，国内储能市场主要以共享储能为主，主要是为了满足各省新能源配置比例的强制性要求。目前还没有形成自主配置储能的驱动力，这与储能的盈利机制和定价机制尚未完善有关。未来，电力市场的建设，特别是现货市场的发展，以及储能能否参与多种服务并获得盈利，将是推动储能市场发展的关键因素。目前，行业正在探索容量电费等问题，以期为储能创造盈利条件。同时，储能能否在参与现货市场的同时，参与调频等辅助服务市场，也是一个潜在的突破口。
Q：在新能源并网与传统能源并网相比，哪些电力设备的价值量会增加，哪些会减少？
A：在新能源并网与传统能源并网相比，由于新能源的利用小时数、机组稳定性和调节能力相对较低，因此需要更多的设备来达到相同的发电量。具体来说，配电变压器的需求可能会增加，因为无论是风电还是光伏储能都需要配电变压器。而对于开关和变压器，尽管新能源使用的分布更分散，需要升压的次数更多，但由于电压等级较低，其价值量的综合影响尚不明确。二次设备在新能源并网中可能更简单，因此其价值量可能较低。
Q：二次设备在新能源并网中的需求和价值量如何变化？
A：无论是新能源厂站还是火电厂，都需要监控系统，即二次监控服务系统，因此二次设备的需求是稳定的。虽然火电厂在设备配置的数量和价值上可能更高，但新能源厂站的数量多，因此整体来看，二次设备的需求和价值量都有所提升。
Q：除了配电变压器外，还有哪些设备的需求增量较大？
A：除了配电变压器外，开关设备的需求增量也可能较大，因为新能源并网使用的量大。至于主编和开关位的价值，目前还难以评判谁的价值更大。但可以确定的是，由于主编的数量较少，尽管单体价值可能较高，但开关设备由于使用量大，其总体价值也可能较高。
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