本文目录
- 电力系统的峰谷差率？
- 大型火电厂一年发电量？
- 30万负荷能发多少电？
- 2020年全国火力发电平均水平？
- 山西省电价收费平时段，尖峰一样不？
- 发电厂的峰谷平电量怎么算？
- 峰谷差率和负荷率是怎么计算的呢？
- 三十万千瓦机组一年发多少电？
电力系统的峰谷差率？
日本电力系统负荷峰谷差冬季约为最大负荷的35%，而夏季的约为50%。中国各跨省电力系统的负荷峰谷差一般约为最大负荷的30%～40%。
电力系统某一时间周期内最大负荷与最小负荷之差，通常以日为单位。
①研究电力系统调峰措施；
②作为电力系统调整负荷节约用电措施的依据；
③提供电力系统电源规划的参考条件。
大型火电厂一年发电量？
1、30万火电机组一年满发的发电量是：
按1年365天满发计算：30X24X365=262800万度电/年=26.28亿度电/年
2、30万火电机组一年的实际发电量：
30万火电机组一年的实际发电量是随实际并网运行时间和参加调峰时间变化的量，因为随着生产的发展和人民生活水平的提高，我国用电结构发生了很大的变化，除了用电负荷大幅度增加外，电网的峰谷差也日趋增大，已达到30%～40%，因此要求电网的调峰容量也相应增加。此外，由于以前在电网中承担尖峰负荷的中、小机组被淘汰，所以必须让现役大型再热机组参与电网调峰。假如机组年运行8000小时，参加调峰容量占机组容量的10%，那么实际发电量可能为： 30X8000X(1-10%)=216000万度电/年=21.6亿度电/年
30万负荷能发多少电？
30万负苻30电，火电机组一年的实际发电量是随实际并网运行时间和参加调峰时间变化的量，因为随着生产的发展和人民生活水平的提高，我国用电结构发生了很大的变化，除了用电负荷大幅度增加外，电网的峰谷差也日趋增大，已达到30%～40%，
2020年全国火力发电平均水平？
国家统计局公开的2020年发电量，总发电量为7.42万亿千瓦时，同比增长2.7%。其中，以燃煤发电为主的火力发电量高达5.28万亿千瓦时，占全国发电量比例为71.19%。
成本支出=生产成本+税金及附加
生产成本=固定成本+变动成本=(折旧费+摊销费+保险费+大修费+工资及福利费+土地使用费+财务费用)+(燃料成本+水费+脱硫脱硝费+材料费和其他)
燃煤电厂主要变动成本是煤炭成本。
我国目前采用标准煤为能源的度量单位，即每千克标准煤为29271千焦耳(7000千卡)，也就是用焦耳去度量一切能源。若标煤价格约为1300元/吨，以供电煤耗全省（江苏）平均约300克/度计算，当前煤价发电的燃料煤炭成本为：300÷1000000×1300=0.39元。
平均来看一吨煤能生产出3300千瓦（度）的电量，用电网最高价0.38元来计算，就是能卖1254元。这还仅仅是煤的成本。电厂有贷款要还，有机器折旧费，有设备检修成本，人员工资社保，还有环保达标成本。
31省燃煤基准价格如下面地图所示。
9月28日，湖南发改委发布通知，提出当厂标煤单价高于1300元，每上涨50元/吨，燃煤火电交易价格上限上浮1.5分/千瓦时。
9月28日，安徽省能源局发布通知，执行直接交易价格上浮机制，煤电直接交易价格在基准电价（0.3844元/千瓦时）的基础上可上浮不超过10%。
广东进一步发布电价调整政策：10月起将拉大峰谷电价差，尖峰电价上浮25%。
以湖南为例，据国泰君安测算，湖南当前综合煤价水平（假设40%长协）在1540元/吨左右，按照该政策，应该上涨0.072元/度，然而湖南现行基准价为0.45元/度，上浮最大值为基准价10%，即0.045元/度，因此预计政策执行后煤电交易电价可达到最高上限0.495元/度，可覆盖现金成本。
【光伏】
光伏发电成本的持续降低，每度电发电成本已不足2毛钱。回顾过去十余年，我国光伏上网电价从1.09元/kWh到0.35元/kWh，十年间下跌超67.8%,最终实现平价。2020年平均上网电价已降至0.35元/千瓦时，今年有望全部实现平价上网，不再需要补贴。“十四五”期间，预估光伏发电的成本还会下降三分之一以上，毫无疑问，光伏发电将会成为全世界最低成本的能源供应生产方式。
6月16日，四川甘孜州正斗一期200MW光伏基地开标，最后国家电投集团四川电力有限公司以最低价0.1476元/千瓦时预中标，并且这一价格包含了生态维护的费用，创下了国内光伏电站上网电价最低记录。比四川水电上网电价0.2632-0.39元/千瓦时还要低出许多，这一项目也标志着，光伏的竞争力已经开始超过水电。
至此光伏发电在成本端已经能够追平火电，平价上网。
1GW光伏产品能耗
工业硅 4300万kWh
硅料 20000万kWh
硅片 6000万kWh
电池片 4000万kWh
组件 1800万kWh
总计 3.61亿kWh/GW；
假设全球装机200GW=722亿kWh。
光伏建设能耗大，但仅需1-2年即可回收成本，最最上游是无成本的太阳能。
【火电政策】
当前电力供应紧张，核心影响因素之一就是煤炭供应紧张。下半年煤炭资源供应趋紧，煤电企业库存保持在较低的水平，加之成本不断走高，煤炭发电企业的经营压力进一步加大。
“能源够用、没有污染、价格便宜”是不可能三角。
从政策端来看，更想要新能源和稳定供应，那就无法持续维持廉价。
目前针对火电有两方面，一是上游放松煤炭释放，二是下游电力浮动。
电力浮动主要化解的是火电难题。
【光伏政策】
光伏这边主要是绿电政策，确实拉高了运营商对高组件价格的接受能力，绿电溢价3分钱相当于3毛钱组件价格，10万元硅料，会增加部分运营商收益率。
看硅料，如果将来按26万/吨成交，组件逼近2元，这样下游很多地方投资收益不足8%，产业链下游缺乏没有投资和开工动力。
绿电只是增厚投资收益的一种变相补贴，提高成本接受能力，但收益垫也有承受能力极限，涨价最终都会侵蚀掉投资收益。只有降价才符合产业健康发展，补贴调节治标不治本。
山西省电价收费平时段，尖峰一样不？
不一样。
根据山西省电力系统峰谷差率、新能源消纳和系统调节能力等情况，将山西省峰谷价差调整为3.6:1。即高峰时段：电价在平时段电价基础上上浮60%；低谷时段：电价在平时段电价基础上下浮55%；尖峰时段：电价在高峰时段电价基础上上浮20%。保障居民农业用电价格稳定新增损益、代理购电新增线损损益、辅助服务费用、政府性基金及附加、容（需）量电价、代理购电偏差电费不参与浮动。
每年冬、夏两季对大工业电力用户实施尖峰电价政策，其中1月、7月、8月、12月18:00—20:00为尖峰时段，尖峰时段电价在峰时段电价基础上上浮20%。继续执行现行居民分时电价政策。我省居民生活用电分时电价仍按山西省发改委《关于居民用电试行峰谷分时电价政策的通知》规定执行。执行新的分时电价政策需要更换（调整）计量装置的电网企业统筹安排更换（调整）一批、落实一批原则上于2022年5月31日前全部完成。
发电厂的峰谷平电量怎么算？
峰平谷都是时间段，各时间段电费价格不一样，峰谷平三段电量加起来是总的用电量。
打个比方，上海的峰段是上午8点-11点，下午19点-23点，电价最高，平段是11点-19点，电价其次，谷段23点-次日的8点电价最便宜。这种电表叫复费率电表，或叫分时表，电量数据是液晶显示的，峰平谷是轮流显示的，你可以看到“峰”“谷”“平”的字样，表示这三段电量，可能还会有带“总”的，那就是总电量。如果“平”电量显示0，则表示没有平电量。
你跟租客分担电量，他那应该是分表，所以减去他的总电量，不管峰平谷，剩下的就是你的使用电量。当然那些线路损耗的电量也会有，但是比较小。
峰谷差率和负荷率是怎么计算的呢？
负荷率=（日负荷曲线的平均值/日负荷曲线的最大值）×100%。
一般通过负荷率来得出电网负荷曲线，把各个时间段的用电负荷情况统计出来，绘制在一张以横坐标为时间，纵坐标为负荷的坐标图上。
可以绘制出一天的负荷曲线，根据曲线合理的安排生产，削峰填谷。也可以绘制出一年的负荷曲线，中国一般夏天用电多，可以根据需要多投入发电机，变压器。
三十万千瓦机组一年发多少电？
1、30万火电机组一年满发的发电量是：
按1年365天满发计算：30X24X365=262800万度电/年=26.28亿度电/年
2、30万火电机组一年的实际发电量：
30万火电机组一年的实际发电量是随实际并网运行时间和参加调峰时间变化的量，因为随着生产的发展和人民生活水平的提高，我国用电结构发生了很大的变化，除了用电负荷大幅度增加外，电网的峰谷差也日趋增大，已达到30%～40%，因此要求电网的调峰容量也相应增加。此外，由于以前在电网中承担尖峰负荷的中、小机组被淘汰，所以必须让现役大型再热机组参与电网调峰。假如机组年运行8000小时，参加调峰容量占机组容量的10%，那么实际发电量可能为： 30X8000X(1-10%)=216000万度电/年=21.6亿度电/年