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文檔簡介

1、目錄 HYPERLINK l _bookmark0 電力供需現(xiàn)狀分析 1 HYPERLINK l _bookmark1 全國電力供需形勢 1 HYPERLINK l _bookmark2 區(qū)域電網電力供需 4 HYPERLINK l _bookmark3 “十四五”電力供應安全保障的總體思路 6 HYPERLINK l _bookmark4 建立綜合資源戰(zhàn)略規(guī)劃體系 6 HYPERLINK l _bookmark5 平衡好電力安全與經濟代價 6 HYPERLINK l _bookmark6 平衡好電力安全與長期電力轉型關系 7 HYPERLINK l _bookmark7 電力資源充裕度技術經

2、濟比較 8 HYPERLINK l _bookmark8 資源充裕度理論 8 HYPERLINK l _bookmark9 電力供應資源 10 HYPERLINK l _bookmark10 山東省案例 14 HYPERLINK l _bookmark11 山東省電力基本情況 14 HYPERLINK l _bookmark12 山東省電源優(yōu)化方案 15 HYPERLINK l _bookmark13 電力供應結構優(yōu)化結果 15 HYPERLINK l _bookmark14 電力供應結構優(yōu)化措施 25 HYPERLINK l _bookmark15 討論與分析 26 HYPERLINK l

3、_bookmark16 不同電力供應保障方案的經濟分析 29 HYPERLINK l _bookmark17 結論與政策建議 30 HYPERLINK l _bookmark18 研究結論 30 HYPERLINK l _bookmark19 政策建議 31 HYPERLINK l _bookmark20 附錄 I 綜合資源戰(zhàn)略規(guī)劃 33 HYPERLINK l _bookmark21 附錄 II Screening Curve 模型 34 HYPERLINK l _bookmark22 附錄 III 山東省電力資源情況 37 HYPERLINK l _bookmark23 附錄 IV 山東省

4、煤電應急調峰儲備電源名單 40電力供需現(xiàn)狀分析全國電力供需形勢2019 年,中國全社會用電量 7.23 萬億千瓦時,比上年增長 4.5%,如圖 1-1 所示,用電需求增速較 2018 年有所下滑,回歸增長常態(tài),符合用電需求波動增長趨勢。分行業(yè)用電需求看,2019 年一產、二產、三產和城鄉(xiāng)居民用電量較 2018 年分別增長 4.5%、3.1%、9.5%和 5.7%,三產和城鄉(xiāng)居民用電在全國電量消費中分別占比 17%和 14%,分別拉動全社會用電量增長 1.5 和 0.8 個百分點,對全社會用電量增長的貢獻率合計達到 51%;分區(qū)域用電需求看,2019 年,東、中、西部和東北地區(qū)全社會用電量較 2

5、018 年分別增長 3.6%、4.5%、 6.2%、3.7%,占全國比重分別為 47.2%、18.7%、28.3%、5.8%,全國共有 28 個省份用電量實現(xiàn)正增長,西部地區(qū)用電量增速領先 1。800007000060000億千瓦時50000400003000020000100000全社會用電量增速18%16%14%12%10%8%6%4%2%0%表 1-1 中國用電需求增長情況中國用電需求結構中三產和居民消費比重不斷增加,二者的時段性需求模式會使得電力 負荷特性惡化,主要表現(xiàn)為用電峰谷差拉大、尖峰負荷拔高且短暫、平均負荷率降低,進入 用電負荷“新常態(tài)”階段。隨著中國經濟結構性改革、新舊動能轉

6、換及城鎮(zhèn)化電氣化發(fā)展等 現(xiàn)代化進程不斷推進,負荷特性將持續(xù)惡化,尤其是以非常規(guī)的空調電器為代表的溫控負荷 快速增加(2019 年夏季,北京和山東的空調負荷占電網最大負荷的比重分別達到45%和31%),全年最大負荷 95%以上的尖峰持續(xù)時間普遍低于 24 小時2,對電力系統(tǒng)的調節(jié)能力提出巨大 挑戰(zhàn)。有別于過去用電負荷的整體基數(shù)式增長模式(即用電負荷曲線的峰、平、谷段均增長), 新時期的用電負荷增長模式主要是峰值拉伸式(即尖峰負荷顯著提升,而基荷和腰荷則增長 緩慢)。用電負荷增長模式的不同決定了滿足負荷增長的電力供應擴容方式不同,在應對電 力普遍短缺的基態(tài)局面時,新增電源裝機是最為直接有效的解決辦

7、法,而在負荷增長“新常1 中電聯(lián). 2019-2020 年度全國電力供需形勢分析預測報告R. 2020.012 國網能源研究院. “十四五”電力規(guī)劃要解決三大問題EB/OL. 2020.05.06. HYPERLINK /html/sgeri/col1080000037/2019-12/11/20191211101032024826397_1.html /html/sgeri/col1080000037/2019-12/11/20191211101032024826397_1.html態(tài)”下,應從綜合資源規(guī)劃角度著手優(yōu)化電力供應結構來滿足尖峰負荷。電力供應能力方面,中國電力供應能力持續(xù)增強,結

8、構進一步優(yōu)化。2019 年底,全國全口徑發(fā)電裝機容量 20.1 億千瓦、同比增長 5.8%。分類型看,水電 3.6 億千瓦、核電 4874 萬千瓦、并網風電 2.1 億千瓦、并網光伏發(fā)電 2.0 億千瓦、火電 11.9 億千瓦(其中煤電裝機 10.4億千瓦、氣電 9022 萬千瓦)3,如圖 1-2 所示。非化石能源發(fā)電裝機比重達到 41.9%,比上年底提高 1.1 個百分點,發(fā)電裝機結構進一步優(yōu)化。新增裝機方面,2019 年,全國新增發(fā)電裝機容量 10173 萬千瓦,其中新增煤電裝機容量 2989 萬千瓦,較 2018 年少投產 67 萬千瓦,新增非化石能源發(fā)電裝機容量 6389 萬千瓦,占新

9、增發(fā)電裝機總容量的 62.8%,成為新增電源主力(如圖 1-3 所示)1?!笆濉逼陂g,火電(煤電加氣電)是新增電源主力,占五年內全部新增電源裝機的 51%,其中累計新增煤電裝機高達 2.3 億千瓦;而“十三五”期間,以風電、光伏為代表的新能源電源取代煤電成為新增裝機的主角,占 2016-2019 年間全部新增電源裝機的 52.7%4。從新增電源裝機的變化情況來看,中國在保證每年電源建設規(guī)模的同時,也在加快清潔低碳轉型步伐;煤電新增規(guī)模的下降是煤電產能過剩后供給側改革成效的體現(xiàn),也是電力低碳轉型的必然要求。250000200000萬千瓦1500001000005000002011201220

10、13201420152016201720182019煤電氣電水電核電風電光伏其他圖 1-2 中國電源裝機結構3 中電聯(lián). 2019 年全國電力工業(yè)統(tǒng)計快報R. 2020.014 中電聯(lián). 2011-2019 全國電力工業(yè)統(tǒng)計快報R.140001200010000萬千瓦80006000400020000201120122013201420152016201720182019煤電氣電水電核電風電光伏圖 1-3 中國新增電源情況電力生產能力方面,中國電力延續(xù)綠色低碳發(fā)展趨勢,非化石能源發(fā)電量保持較快增長。2019 年,全國全口徑發(fā)電量為 7.33 萬億千瓦時,比上年增長 4.7%,如圖 1-4 所示

11、;發(fā)電設備平均利用小時 3825 小時,比上年降低 54 小時,主要是由于新能源發(fā)電比重提升且電源裝機總量過剩,拉低了總體的利用小時數(shù)水平 3。全國非化石能源發(fā)電量 2.39 萬億千瓦時,比上年增長 10.4%,占全國發(fā)電量的比重為 32.6%,比上年提高 1.7 個百分點,其中,水電、核電、并網風電和并網太陽能發(fā)電量分別比上年增長 5.7%、18.2%、10.9%和 26.5%。全國全口徑火電發(fā)電量 5.05 萬億千瓦時,比上年增長 2.4%;其中,煤電發(fā)電量 4.56 萬億千瓦時,比上年增長 1.7%3。2019 年較 2018 年新增的發(fā)電量中,水電、核電、風電、光伏和煤電的貢獻率分別為

12、 20.8%、16.4%、12.0%、14.0%和 23.3%,可以看出,非化石能源發(fā)電已經成為新增發(fā)電量的貢獻主體,電力清潔低碳化進一步提升。800007000060000億千瓦時50000400003000020000100000201120122013201420152016201720182019煤電氣電水電核電風電光伏其他圖 1-4 中國發(fā)電量增長及結構進入 2020 年后,新冠疫情對中國經濟社會運行影響極大,短期經濟發(fā)展停滯,隨著各行業(yè)復工,對電力行業(yè)的影響減退,但國內外研究機構普遍認為中國 2020 年電力需求增速將有所下降。疫情對電力需求的影響,短期來看,二產和三產用電量普遍下

13、降,城鄉(xiāng)居民生活用電上升,其中,1-3 月份全國用電量累計 15698 億千瓦時,一、二、三產和居民用電增速(同比)分別為 4%、-8.8%、-8.3%和 3.5%。各行業(yè)累計用電量增速中,信息傳輸、軟件和信息技術服務業(yè)最高,住宿和餐飲業(yè)最低5。國家統(tǒng)計局數(shù)據(jù)顯示,1-3 月份中國發(fā)電量 15822 億千瓦時,同比下降 6.8%;其中,3 月份火電、水電增速同比下降 7.5%、5.9%,但降幅收窄(分別比 1-2 月份收窄 1.4 和 6.0 個百分點);核電、風電和光伏的發(fā)電量分別增長 6.9%、18.1%和 8.6%5。疫情沖擊全球經濟,盡管中國復產復工進展順利,但國內需求和對外出口的不景

14、氣直接導致電力需求下降。對外出口受阻導致制造業(yè)產能下滑,會拉低基礎用電負荷水平,而“新基建”有一定滯后性且規(guī)模有限,難以快速拉動電力需求;服務業(yè)用電需求回暖、數(shù)字經濟快速發(fā)展和城鄉(xiāng)居民用電量穩(wěn)步增長會繼續(xù)拉高用電峰荷。因而,中國大概率會出現(xiàn)用電負荷“谷段下沉、峰段升高”此消彼長的情況,導致負荷峰谷差進一步拉大。區(qū)域電網電力供需2018 年,全社會用電增速回升,全國電力供需形勢從總體寬松轉為總體平衡、局部過剩;2019 年,全國電力供需總體平衡、局部地區(qū)高峰時段電力供應偏緊。具體來看,2018年東北和西北區(qū)域電力供應能力富余,華北、華東、華中和南方區(qū)域電力供需總體平衡,部分地區(qū)受年初大范圍雨雪天

15、氣、夏季持續(xù)高溫天氣、部分時段燃料供應偏緊等因素影響,局部時段電力供需平衡偏緊、采取有序用電措施,其中,華北、華中和西南電網電力最大缺口分別為 600 萬千瓦、500 萬千瓦和 230 萬千瓦,部分省份電力供需情況如表 1-1 所示;2019年東北、西北區(qū)域電力供應能力富余,華北、華東、華中、南方區(qū)域電力供需總體平衡,其中,蒙西、冀北、遼寧、浙江、江西、湖北、海南等省級電網在部分時段采取了有序用電措施,蒙西電網從前幾年的電力供應能力富余轉為 2019 年以來的電力供應偏緊。對比 2018 和2019 年區(qū)域電網供需情況,二者之間沒有整體性變化,在經濟發(fā)達、人口稠密的地區(qū)易出現(xiàn)尖峰負荷缺口 1。

16、表 1-1 2018 年部分省份電力供需形勢區(qū)域電力供需狀態(tài)華北電網京津唐-50 萬千瓦短缺河北南網山東山西-440 萬千瓦-300 萬千瓦-214 萬千瓦短缺短缺短缺華東電網安徽-150 萬千瓦短缺5 國家統(tǒng)計局. 2020 年 3 月份中國能源生產情況EB/OL. 2020.04. HYPERLINK /statsinfo/auto2074/202004/t20200417_1739385.html /statsinfo/auto2074/202004/t20200417_1739385.html浙江-100 萬千瓦短缺華中電網湖北-220 萬千瓦短缺湖南-250 萬千瓦短缺河南-250

17、萬千瓦短缺江西-150 萬千瓦短缺東北電網遼寧200 萬千瓦富余吉林300 萬千瓦富余黑龍江400 萬千瓦富余蒙東電網650 萬千瓦富余西北電網甘肅300 萬千瓦富余新疆300 萬千瓦富余青海800 萬千瓦富余西南電網四川-160 萬千瓦短缺重慶-170 萬千瓦短缺南方電網電力供需平衡有余注:表中為各省電網最大負荷缺口/富余,并非同時出現(xiàn),所以與區(qū)域電網的最大缺口存在偏差。數(shù)據(jù)來源:國網能源研究院中國能源電力發(fā)展展望 2019系列報告中電聯(lián)預計,2020 年華北、華中區(qū)域部分時段電力供需偏緊,華東、南方區(qū)域電力供需總體平衡,東北、西北區(qū)域電力供應能力富余 1;而國網能研院預計 2020 年夏季

18、高峰負荷期間,在不采取措施的情況下,華北、華東和華中電力缺口可能分別達到 1000 萬、800 萬和 1500 萬千瓦6。照此估計,中國中東部(華北、華中和華東)地區(qū)的電力供需情況將進一步吃緊。但受疫情不確定性影響,經濟“休克”和用電需求增長放緩,短期內負荷短缺可能不會很嚴峻;隨著社會生產恢復、新基建提振電力消費、經濟增長向服務業(yè)轉軌和多元化用電需求增長,“十四五”需要做好應對期間出現(xiàn)負荷峰谷差拉大、尖峰負荷短缺加劇等可能情況的準備。電力供應安全不僅要考慮供電能力的提升,還要考慮供電成本問題。電力供應“降成本”首先從規(guī)劃角度入手是更為經濟性的選擇,提前做好資源配置工作能夠提高電力服務質量、減少

19、“事故”補救成本。如今,中國經濟基本完成工業(yè)化進程、三產居民用電負荷成為新增負荷主體、疊加極端氣象因素,用電負荷特性持續(xù)惡化,電網負荷率降低、尖峰負荷短而高,這是中國電力需求的“新常態(tài)”,如果繼續(xù)單純依靠增加電源來滿足 100%的負荷需求要付出極大的代價。經濟學的邊際成本(即增加一單位的產量隨即而產生的成本增加量)理論認為,每一單位產品的成本與總產品量有關,隨著產量的增加,邊際成本會先減少后增加。以煤電機組為例,在其發(fā)電能力范圍內增加年發(fā)電小時數(shù),機組的固定成本攤銷到每度電上的成本6 國網研究院. “十四五”電力規(guī)劃要解決三大問題EB/OL. 2019.12. /roll/2019-12- 0

20、5/doc-iihnzhfz3891277.shtml會減少、供電煤耗降低使得度電變動成本減少,從而使得生產每度電的邊際成本減少,因此以前建設的煤電機組是追求高利用小時數(shù)的電量型基礎電源;若為滿足每年幾百甚至幾十小時的尖峰負荷而投資數(shù)億元建設煤電機組,其年產出將會極低、邊際成本極高、效益不經濟,造成嚴重的投資浪費和資源擠壓。在此負荷“新常態(tài)”下,尖峰負荷不能再單純依靠電源建設來滿足,而應從綜合資源規(guī)劃角度著手來優(yōu)化電力供應結構。從資源充裕度的經濟性角度來看,需求響應無需前期高昂的建設成本,是更為經濟的選擇,甚至可以在必要時將符合條件的老舊煤電機組進行延壽處理作為戰(zhàn)略備用型資源。此外,電網負荷的

21、“新常態(tài)”下,中國的電力安全觀也應有所調整,若需求響應規(guī)模可達最大負荷的 5%,電力規(guī)劃不應以 100%最大負荷為負荷平衡條件,95%更為經濟、科學(超過最大用電負荷 95%的持續(xù)時間普遍低于 24 小時),剩余的 5%則可以由需求響應、儲能和新型可調度新能源(風電+儲能、光伏+儲能、光熱、可再生能源集成虛擬電廠)等資源來滿足。與此同時,按照最大負荷計算的系統(tǒng)備用率也可相應下調?!笆奈濉彪娏踩U系目傮w思路建立綜合資源戰(zhàn)略規(guī)劃體系“十四五”是電力低碳發(fā)展的戰(zhàn)略“窗口期”,而電力供需形勢變化(電力結構性矛盾使得短時缺電力問題更加突出)、能源革命目標(2030 年非化石能源發(fā)電量比重達到

22、50%)、環(huán)保政策加碼(火電機組環(huán)保成本增加,經濟性進一步下降)、電力市場化改革(競價機制尚不完善,引導電力資源配置的效果不及預期)、巴黎協(xié)定溫控目標(要求中長期煤電逐漸退出)等多重因素使得電力發(fā)展“內外交困”,與以往“按需定供”的簡單總量平衡規(guī)劃相比, “十四五”電力規(guī)劃須有新的內涵與定位,同時將更具有挑戰(zhàn)性。同時“十四五”電力發(fā)展面臨的系統(tǒng)性問題是低碳轉型目標下如何進一步優(yōu)化電力結構來安全可靠地滿足新型用電需求。具體來講,如何滿足高比例新能源消納和負荷特性惡化對系統(tǒng)靈活性的需求,如何調節(jié)煤電和新能源的博弈關系,如何推動煤電功能定位調整,等等。“十四五”規(guī)劃不應再是各電源品種簡單疊加的“拼盤

23、式”規(guī)劃,而是各類電源定位明確、功能互補;不應再是單純的電源規(guī)劃,而是立足綜合資源戰(zhàn)略規(guī)劃,源網荷儲用有機銜接的規(guī)劃。綜合資源戰(zhàn)略規(guī)劃理論的詳細內容見附錄 I。電力安全始終是中國電力發(fā)展的首要命題,也是電力規(guī)劃工作的核心目標,同時也要兼顧經濟代價與清潔低碳。因此,綜合資源戰(zhàn)略規(guī)劃需重點關注兩個要點:一是要平衡好電力安全與經濟代價;二是要平衡好電力安全與長期電力轉型的關系。平衡好電力安全與經濟代價安全、經濟和可持續(xù)是傳統(tǒng)能源“不可能三角”體系(Energy Trilemma Index, ETI)的三個核心指標,其核心思想是能源供給安全、能源價格低廉和能源清潔環(huán)保這三大目標之間再不存在帕累托改進

24、空間(即資源改進到不能再改進的理想狀態(tài)),任何一個目標方向的優(yōu)化都意味著其他方向的惡化7。很多國家都在嘗試打破傳統(tǒng)能源體系,例如美國發(fā)展更為環(huán)保的氣電來取代煤電、歐洲國家依靠發(fā)展新能源推進“退煤”。在可預見的未來,技術進步有望使得“可再生+儲能”組合的成本大幅下降,從而成為安全可靠、低碳、經濟的發(fā)電資源,塑造新的能源體系,從而打破傳統(tǒng)能源“不可能三角”體系。中國電力發(fā)展的首要命題是保障供應安全可靠,進而權衡低碳減排和經濟適用原則,所對應的可量化指標分別為滿足最大負荷水平與系統(tǒng)備用率、電力碳排放強度與污染物排放總量、發(fā)電成本與電力供應成本。電力資源充裕度理論可以作為量化電力供應安全與發(fā)電經濟性之

25、間關系的方法。電力資源充裕度是指電力系統(tǒng)提供電力和能源需求的能力,即在任何時候都能提供足夠的發(fā)電量和電網容量,特別是在負荷峰值期間。如何用最小的經濟代價滿足發(fā)電需求,是電力資源充裕度理論的主要目標。2018 年,用電增速回升、電網負荷峰谷差拉大,受極端天氣影響,華北、華東和華中電網出現(xiàn)短時供電缺口,部分時段采取了有序用電措施。多方觀點認為,為保障電力供應安全應放開煤電項目限制;反觀火電利用小時數(shù) 4361h4,說明有充足的電量供應能力。這種“短期缺電力、全年富電量”狀態(tài),是在中國經濟基本完成工業(yè)化進程、三產居民用電負荷成為新增負荷主體、疊加極端氣象因素作用下的負荷增長所出現(xiàn)的“新常態(tài)”。在此負

26、荷“新常態(tài)”下,尖峰負荷不能再單純依靠電源建設來滿足,而應從綜合資源規(guī)劃角度著手來優(yōu)化電力供應結構。中電聯(lián)認為,為保障電力安全供應,2030 年煤電裝機可能接近 13 億千瓦8;國網能源研究院認為,2025 年煤電裝機容量 12-13 億千瓦,是中國實現(xiàn)經濟可靠電力供應的重要保障9。二者均支持為保障電力供應安全繼續(xù)建設煤電。但從資源充裕度的經濟性角度來看,為滿足短時間的非常態(tài)負荷而建設耗資數(shù)十億的燃煤電廠會浪費大量的社會資源,需求響應無需前期高昂的建設成本,是更為經濟的選擇,甚至可以在必要時將符合條件的老舊煤電機組進行延壽處理作為戰(zhàn)略備用型資源。平衡好電力安全與長期電力轉型關系平衡好短期安全與

27、長期轉型的關系,既要保障 “十四五”和中長期(2030-2050 年)的電力需求和供應安全,同時也要為能源生產和消費革命/生態(tài)文明要求下的中長期電力轉型和可再生能源高比例發(fā)展留足空間,并在電力市場環(huán)境下結合自身競爭優(yōu)勢找準功能定位和盈利點。2030 年,中國能源轉型要實現(xiàn)非化石能源發(fā)電量比重 50%的目標10,清潔電力將成為未來電力工業(yè)的發(fā)展重點。根據(jù) IRENA 的預測來看,中國如果大力發(fā)展可再生能源,2030年煤電發(fā)電量占比將下降到 43%(圖 2-2)11。若 2030 年全社會用電量達到 10 萬億千瓦時7 相晨曦. 能源“不可能三角”中的權衡抉擇J.價格理論與實踐, 2018(4).

28、8 張琳. 嚴控規(guī)模 推動煤電有序靈活高效發(fā)展EB/OL. 能源研究俱樂部, 2019.06.27. HYPERLINK /html/20190627/988890.shtml /html/20190627/988890.shtml9 國網能源研究院. 中國能源電力發(fā)展展望 2019R.2019.12.03.10 國家發(fā)展改革委、國家能源局. 能源生產和消費革命戰(zhàn)略(2016-2030)Z.2016.12. https:/ HYPERLINK /xxgk/zcfb/tz/201704/t20170425_962953.html /www. HYPERLINK /xxgk/zcfb/tz/201

29、704/t20170425_962953.html /xxgk/zcfb/tz/201704/t20170425_962953.html11 北極星風力發(fā)電網. 走向 2030:中國可再生能源路線圖EB/OL.2016.7. HYPERLINK /html/20160727/755590.shtml /html/20160727/755590.shtml12,留給煤電的電量空間不超過 4.3 萬億千瓦時,這甚至低于 2019 年的煤電電量(4.56 萬億千瓦時)1。這意味著從電量角度看煤電已沒有增長空間,已到達或接近電量峰值。但從電力供應安全角度看,煤電是中國現(xiàn)有電力資源條件下不得已的靈活性資

30、源選項,需要承擔起保障高比例可再生電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的重任。因此,未來電力發(fā)展的重心要轉向發(fā)展非煤電源來進一步推動低碳轉型;而煤電未來的發(fā)展重點不再是裝機規(guī)模的增長,而是提高現(xiàn)有機組的靈活性和容量價值。圖 2-2 2019(左)與 2030 預測(右)各類電源發(fā)電量占比雖然煤電清潔高效發(fā)展取得了長足的進步,但依然存在短板,靈活性不足、低效機組拖累、落后機組減排效果不達標、自備電廠僵局等。全國不同地區(qū)發(fā)展基本面存在差異,煤電機組定位調整要切實根據(jù)不同地區(qū)的電力供需狀況和主要矛盾、煤電機組裝機規(guī)模預期、可再生能源發(fā)展與替代潛力、靈活性改造要求與電源結構優(yōu)化潛力等,結合煤電機組自身特性做出差異化決

31、策,避免“一刀切”??梢哉f,當前傳統(tǒng)化石能源(煤炭)的清潔化利用是中國能源生產革命的主要舉措,集中表現(xiàn)為從技術進步層面來推動煤電清潔高效發(fā)展;中長期看,還是要靠可再生能源的規(guī)模化發(fā)展來實現(xiàn)能源生產和消費革命,這就需要煤電做出巨大變革和犧牲,從市場機制、盈利模式、技術理念到機組運行進行全方位的深刻調整,以承擔“基荷保供、靈活調峰、輔助備用”的多角色重任。電力資源充裕度技術經濟比較本報告從電力規(guī)劃與技術經濟的角度,采用資源充裕度理論中經典的 Screening Curve模型來量化電力資源的技術經濟性,明確各類電力資源在電力供應組合中的排序,進而優(yōu)化電力供應結構。電力負荷缺口補足代表性的方案可分為

32、機組類、需求響應和儲能設備三類。資源充裕度理論本節(jié)描述了用于電力資源規(guī)劃的 Screening Curve 模型。Screening Curve 是 20 世紀 6012 劉吉臻. 2030 年全社會用電量將達 10 萬億千瓦時 EB/OL.2018.9.21. HYPERLINK /china/gncj/2018-09-21/doc-ihkhfqnt4349897.shtml /china/gncj/2018-09-21/doc-ihkhfqnt4349897.shtml年代首次提出的以最小發(fā)電成本為目標的發(fā)電計劃模型,通過構建成本曲線,直觀地給出發(fā)電容量擴展的最優(yōu)選擇。該模型只需很少的技術

33、數(shù)據(jù),即可權衡發(fā)電機組的資本和運行成本,得到發(fā)電成本最小化的解決方案,即電力系統(tǒng)中分別對應峰荷/腰荷/基荷的發(fā)電容量組合13。該模型也存在一定的局限性,例如,沒有考慮經濟調度、需求波動、輔助服務、輸電成本以及機組層面的最小出力、機組停運、機組啟動成本、新能源波動等因素14。該模型雖然無法做到電力生產模擬層面的高精度實時機組組合可靠性評估,但在設定合理系統(tǒng)備用容量的前提下,可以專注于經濟性層面,直觀透明地體現(xiàn)不同類型電力資源在電力供應體系中的功能定位。電力資源選擇通常有傳統(tǒng)的常規(guī)電廠、新能源發(fā)電廠、獨立發(fā)電廠、外購電力、熱電聯(lián)產、輸配電系統(tǒng)改進、電力需求側管理等。傳統(tǒng)的火電、水電機組運行狀況可調

34、控,對電力系統(tǒng)的機組調度有很好的響應能力,系統(tǒng)價值較高;需求響應和儲能可貢獻負荷調節(jié)能力,且響應快速、直接有效,是很好的尖峰資源;風電、光伏等新能源機組受氣象因素的影響,其發(fā)電出力有很大的不確定性和波動性,在夏季用電高峰時期,風電出力很小,光伏出力與白天用電需求非常匹配,所以量化資源充裕度經濟性時,假設新能源發(fā)電量全部消納,將風電和光伏的機組出力從負荷曲線中剔除,得到凈負荷曲線作為計算電力資源組合的依據(jù)。本報告所關注的問題是:在容量確定、持續(xù)時間未確定的情況下,滿足最大負荷需求的最經濟方案。解決方案是根據(jù)確定的發(fā)電能力和不同機組的成本曲線,選擇滿足不同時長尖峰負荷的最優(yōu)方案。實施步驟如圖 3-

35、1 所示,模型原理見附錄 II。13 Tong Zhang. Generation Planning Using Screening Curve Method D. The University of Texas at Austin. 2016.05.14 Yusuf Emre Gner. The Improved Screening Curve Method regarding Existing Units. European Journal of Operational Research, 2017.06.電力供需情況年化資本050100E150200250300350400450500負

36、荷缺口持續(xù)時間(h)AD尖峰負荷(MW)與持續(xù)時間(h/year)機組組合成本量化支出年固定運行維護費用 可變成本(FOM)(VC)CostC(h)VCFC+FOMh(FC)800700A B C DE同時段最小成本成本(CNY/kW)600500400Minimum cost for the same duration3002001000機組組合結果圖 3-1 滿足尖峰負荷需求的機組組合確定流程電力供應資源機組類中國目前主要的機組類電源包括火電(煤電、天然氣發(fā)電和生物質發(fā)電)水電、核電、風電和光伏,構成了中國龐大的電力供應體系(潮汐和地熱能發(fā)電等電源的機組容量較少、處于發(fā)展初級階段,此處暫不

37、考慮)?;痣姾退娮鳛橹袊娏I(yè)的傳統(tǒng)主要電源,貢獻了超過 85%的發(fā)電量 2。傳統(tǒng)的火電、水電機組(除徑流式水電站)運行狀況可調控,可以根據(jù)電力系統(tǒng)需要在一定范圍內調整機組出力或者進行啟停調節(jié),對需求變動的響應能力較強,可以提供調峰、調頻、備用等服務,系統(tǒng)價值較高。中國正實施大型電力基地與分布式能源并舉發(fā)展策略,電源建設呈現(xiàn)區(qū)域性布局整合態(tài)勢,按照“控制東部、穩(wěn)定中部、發(fā)展西部”的總體安排,優(yōu)化電力資源布局。如圖 3-2 所示,按照規(guī)劃,九大煤電基地裝機容量達到 26393 萬千瓦,主要分布在內蒙古、山西、陜西和新疆;十三大水電基地的總裝機容量可達 28576 萬千瓦,剩余經濟可開發(fā)水電資

38、源集中在西南部地區(qū),以金沙江、雅礱江、大渡河、瀾滄江等河流為重點15。圖 3-2 中國電源基地分布圖風電和光伏作為資源充沛、清潔低碳的優(yōu)質能源,符合能源低碳轉型的理念,成為了新增電源的主力,中長期內將逐漸替代化石能源發(fā)電。光照條件和風資源較好的區(qū)域主要集中在新疆、甘肅、青海、內蒙古、西藏等西部地區(qū),七個千萬千瓦級的風電基地總裝機容量預計可達 12600 萬千瓦,十個光伏領跑者基地預計可達 4920 萬千瓦 15。利用跨區(qū)特高壓輸電線路,可以將西部豐富的風光發(fā)電與火電打捆輸送到中東部地區(qū),從而緩解中東部省市的污染問題。同時,沿海省市加快海上風電的發(fā)展、中東部地區(qū)加快分布式光伏部署,海上風電和分布

39、式光伏可以就近消納,免去長距離輸電成本,緩解禁煤后本地能源穩(wěn)定供應不足、外部能源調入受阻的問題。15 北極星電力網. 7.2 億千瓦!一文看懂國家電力基地規(guī)劃!EB/OL. 2017.09.08. HYPERLINK /html/20170908/848661.shtml /html/20170908/848661.shtml需求響應需求響應(DR)是需求側管理(DSM)的解決方案之一,是指當電力批發(fā)市場價格升高或系統(tǒng)可靠性受威脅時,電力用戶接收到供電方發(fā)出的誘導性減少負荷的直接補償通知或者電力價格上升信號后,改變其固有的習慣用電模式,達到減少或者推移某時段的用電負荷而響應電力供應,從而保障電

40、網穩(wěn)定,并抑制電價上升的短期行為。圖 3-3 是需求響應的主容量/輔助服務計劃(Capacity/Ancillary Severice Program)緊急需求響應(Emergency Demand Response)需求側競價(Demand Side Bidding)可中斷負荷(Interruptible Load)直接負荷控制(Direct Load Control)要類型,表 3-1 是 2018 年前試點城市需求響應的實施情況。需求響應作為供需互動的重要手段,有助于實現(xiàn)發(fā)電側和需求側資源的協(xié)調優(yōu)化,與“節(jié)能環(huán)保”、“綠色低碳”、“提高效率效益”的發(fā)展要求高度契合16?;趦r格的需求響應

41、(Price-based DR)需求響應(Demand Response)基于激勵的需求響應(Incentive-based DR)尖峰電價(Critical Peak Pricing)實時電價(Real Time Pricing)分時電價(Time of Use Pricing)圖 3-3 需求側響應類型17表 3-1 2018 年前試點城市需求響應18內容北京江蘇上海佛山觸發(fā) 97%高峰負荷,空氣條件污染黃色預警及以上項目手動 DR/自動 DR類型備用不足或局部過載,形成電力缺口,電網負荷達上年 95%峰荷,或峰谷差率達 20%約定需求響應、實時需求響應當日溫度達到或超過 35,或出現(xiàn)電力

42、供需緊張月/周/日響應計劃、可中斷響應計劃、自動響應計劃氣溫條件、全市或區(qū)域用電負荷情況以及 DR 城市綜合試點要求自動 DR補貼提前 30min(120 元100 元/kW(每年至少參與2 元/kWh(根據(jù)參與130 元/kW(持續(xù)時16 欒鳳奎. 2018 年中國電力需求響應實踐與探索J. 新能源經貿觀察, 2019(3).17 唐鑫. 工業(yè)用戶的電力需方智能響應研究D. 北京交通大學, 2015.18 李彬, 等. 中國實施大規(guī)模需求響應的關鍵問題剖析與展望J. 電網技術, 2019, 43(02):378-388.標準/kW), 4h(100 元10 次,不足 5 次違約,如DR 項目

43、期間轉移電量間=80%的需求響應/kW),24h(80 元/ kW)180h)儲能成本隨缺口時長有所變化需求響應03.6擬定價格基礎用電負荷供應組合根據(jù) Screening Curve 理論,得到負荷持續(xù)時間曲線和機組成本曲線,如圖 4-4 和圖 4-5所示,離橫坐標軸最近的曲線表示在利用小時內成本最小,在電力供應組合中優(yōu)先排序。需要說明的是:1)機組型電源往往需要建設配套的電網,但模型的局限性使得在計算時僅考慮機組本身發(fā)生的成本,不能考慮輸電成本,而“外電入魯”比較特殊,被假想成一種電源,其變動成本為送端電力的上網價格;2)圖 4-4 中,如果將時間軸繼續(xù)延長,“外電入魯”直線與“核電”直線

44、會有交點,但在一年 8760h 范圍內外電入魯?shù)呐判蛞扔诤穗姡?)“煤電(60萬千瓦及以上)”直線始終在“煤電(60 萬千瓦以下)”直線的下方,說明大容量機組要優(yōu)于小機組;4)實際電力供應過程中,在進行機組排序時,當某種電源容量不足,就需要由下一類型電源來補足;5)抽水蓄能雖然有較低的成本曲線,但僅在高峰時段發(fā)電,不參與基礎用電負荷的機組排序。結合山東省電力資源的實際容量,按照供電時間從長到短可以得到電力資源滿足基礎用電負荷(基荷+腰荷)的排序:外電入魯核電煤電(60 萬千瓦及以上)煤電(60 萬千瓦以下)延壽煤電氣電。如果不考慮山東電源容量的實際情況,在外電入魯容量足夠大的極端情況下,山東

45、的基礎負荷可完全由跨區(qū)輸電來滿足。3000年化成本(元/千瓦)2500煤電(600MW)氣電外電入魯 煤電(抽蓄延壽煤電需求響應。當成本曲線高于所設定的電價上限曲線時意味著,為滿足更為尖峰的負荷所需的電力供應成本超過了市場能接受的上限,此時就需要切負荷。當尖峰負荷持續(xù)時間很短時,需求響應是最優(yōu)先的選項;隨著尖峰負荷持續(xù)時間延長,最優(yōu)的電力資源組合是“需求響應+延壽煤電”,如圖 4-5 所示。1500年化成本(元/千瓦)1000儲能氣電外電入魯需求響應抽蓄延壽煤電電價上限煤電(600MW)5000 010020030040050060070080090010001100010500負荷(萬千瓦)

46、1000095009000切負荷 需求響應延壽煤電8500800075000100200300400500600700800負荷缺口時長(h)外電入魯9001000圖 4-5 電力資源滿足高峰用電負荷的組合排序在實際電力生產過程中,跨區(qū)輸電需要較高的利用小時數(shù)才能充分發(fā)揮其優(yōu)勢,并且如果送端和受端的負荷高峰時段相近,很難形成區(qū)域時空互濟,因而不建議跨區(qū)輸電作為高峰負荷資源。機組利用小時數(shù)較低時,延壽煤電機組的經濟性要優(yōu)于常規(guī)煤電機組、氣電和儲能,抽蓄僅在利用小時數(shù) 911-1000h 范圍內的成低于延壽煤電,因此,延壽煤電機組適合在較低利用小時數(shù)下供應高峰負荷。煤電機組到期退役之前,往往已歷經

47、 3-4 輪技術改造,即便臨近壽命期,機組的狀態(tài)依然可觀,簡單關停、拆除非常不經濟。除了實現(xiàn)存量資產利用率最大化,優(yōu)質臨期機組還可扮演“戰(zhàn)略備用”的角色。由于這些機組的投資回報期已過,資產折舊、人員負擔相對較輕,固定成本也低于新建機組,將其用于調峰和備用,電量空間讓給高效的新機組,有利于提升電力系統(tǒng)的發(fā)電效率。以用戶側空調負荷為代表的需求響應無須前期投資建設,對于平衡尖峰電力供需有很好的響應能力,隨著可再生能源的大規(guī)模并網和負荷峰谷差拉大,傳統(tǒng)的源、網規(guī)劃以及電網運行調度模式使得電力系統(tǒng)建設運行成本增大,需求響應措施可以減少電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定經濟運行投入。當需求響應定價為 3.6 元/kWh 時

48、,需求響應在 0-23h 范圍內經濟性優(yōu)于其他資源,因不存在固定成本,需求響應必將成為需求側調峰的有效手段。而且需求響應成本下降會延長經濟性區(qū)間,例如需求響應價格降至 2 元/kWh,在 0-48h 范圍內經濟性優(yōu)于其他資源。如圖 4-6 所示,需求響應在不同報價水平下的尖峰負荷響應時長。如果需求響應的報價曲線高于市場給出的價格上限,說明為滿足最尖峰的負荷需要付出的極高成本超過了市場所能接受的上限,此時實施負荷控制更為經濟。160140可供應時長(h)1201008060402001 1.25 1.5 1.75 2 2.25 2.5 2.75 3 3.25 3.5 3.75 4 4.25 4.

49、5 4.75 5需求響應報價(元/kWh)圖 4-6 需求響應報價與可供應時長的關系2018 年,中國多地需求響應實踐有了新的進展和突破,如表 4-2 所示。激勵性需求響應除通常使用的約定賠償方式外,競價模式逐步發(fā)展,江蘇、山東等地在 2018 年均采用了競價模式;2019 年廣東省發(fā)布關于征求廣東省 2019 年電力需求響應方案(征求意見稿)意見的函,規(guī)定市場化交易電力用戶參與需求響應的服務費價格標準為每天 20 元/千瓦,非市場化交易電力用戶服務費標準為 10 元/千瓦28??深A見的是,需求響應將在全國范圍內陸續(xù)開展,逐漸成熟的市場機制和大數(shù)據(jù)等信息化技術會加快需求響應的推廣,將應用場景從

50、當前的約定響應擴展至實時響應,將商業(yè)建筑虛擬電廠、智能有序充電樁、非工柔性空調、工業(yè)自動響應、儲能、綜合能源云平臺、分布式用能、冰蓄冷等電力資源納入電力系統(tǒng)實時調度體系,在貢獻削峰填谷功能的同時,也可以助力新能源消納,打破源-網-荷-儲數(shù)據(jù)壁壘,推動電力供需雙方需求智能高效互動。例如,目前需求響應提前通知時間為 30 分鐘、4 小時或者 24 小時,但電力系統(tǒng)調度通常是每 15 分鐘為一個節(jié)點,這限制了需求響應參與電力系統(tǒng)調度工作;而隨著 5G、大數(shù)據(jù)、泛在電力物聯(lián)網等信息通信網絡技術的快速發(fā)展,未來能夠實現(xiàn) 5 分鐘甚至 1 分鐘級別的精細化調度控制,將需求響應服務平臺打造為新型能源信息服務

51、平臺,融入到智能化的電力系統(tǒng)中。表 4-2 2018 年需求響應實行情況省份時間效果電量價格浙江全年削峰300 萬 kW4 元/kWh、2 元/kWh2328 廣東省能源局. 關于征求廣東省 2019 年電力需求響應方案(征求意見稿)意見的函Z. 2018(2019)填谷-1.2 元/kWh2.16-2.18填谷928 萬 kW5 元/kW、12 元/kW29江蘇1.33 元/ kW 30冬季削峰976 萬 kW30 元/kW31冬季填谷576 萬 kW30 元/kW6.18填谷105.9 萬 kW5 元/kW328.17削峰34.45 萬 kW5 元/kW7 月削峰12 萬kW12 元/kW

52、、18 元/kW33市場化-20 元/ kW天10.1-10.3填谷719 萬 kW最高為 8 元/ kW,最低為山東上海河南廣東全年(2019)非市場化-10 元/ kW天電力供應結構優(yōu)化結果與實際情況對比結合山東實際的電力資源情況,推斷得到山東省實際電力供應結構,見圖 4-7。山東省煤電機組占據(jù)了基礎負荷供應的大部分空間,擠占了其他電力資源的市場空間,而且并未對不同容量的煤電機組進行細分;外電入魯?shù)睦寐什桓?;提供調峰備用服務的 674 萬千瓦煤電容量包含了新投產的 2 臺共計 167 萬千瓦煤電應急調峰儲備電源(華能八角#1、華電萊州#3)34,具體信息見附錄 IV。根據(jù)電力資源充裕度理

53、論,電源優(yōu)化組合方案為:核電和 60 萬千瓦及以上煤電機組作為基荷電源,跨區(qū)輸電、60 萬千瓦以下煤電機組作為腰荷電源,延壽煤電、抽蓄和氣電作為高峰電源,尖峰資源則由延壽煤電和需求響應來滿足(發(fā)電側儲能可在成本進一步下降后納入,用戶側儲能在為系統(tǒng)提供多元化服務收回大部分固定成本后也具有經濟性),如圖 4-8 所示。由于山東省煤電容量過剩,將核電、60 萬千瓦及以上煤電、外電入魯通道、抽蓄和氣電的容量按照現(xiàn)有的最大穩(wěn)定容量來優(yōu)先安排,即核電 250 萬千瓦、60 萬千瓦及以上煤電 2879 萬千瓦、外電入魯 2700 萬千瓦、抽蓄 108 萬千瓦、氣電 46 萬千瓦,剩余容量則由60 萬千瓦以下

54、煤電機組 3000 萬千瓦、延壽煤電(均為 30 萬千瓦及以下的小機組)1100 萬千瓦和需求響應 270 萬千瓦(最大負荷 3%的理想目標)來滿足。29 河南負荷集成商可與用戶分享補貼,2018 電力需求響應哪家強EB/OL.南方能源觀察, 2018.06.2730 我省首次實施國慶期間填谷電力需求響應N. 新華日報, 2018.10.0531 山東省能源局. 關于 2018 年度電力需求響應補償?shù)墓綵. 201832 上海市經濟信息化委. 關于開展端午節(jié)期間電力需求響應工作的批復Z. 201833 河南省發(fā)展和改革委員會. 關于 2018 年開展電力需求響應試點工作的通知Z. 20183

55、4 煤電應急調峰儲備電源是指未納入年度投產計劃,手續(xù)合法齊全并已基本完成工程建設,且具備并網發(fā)電條件的煤電(熱電)機組,在電力、熱力供應緊張、電網嚴重故障以及重大保電需要時,啟動運行發(fā)揮應急保障作用,在其他時段停機備用。國家發(fā)改委和能源局下發(fā)的關于煤電應急調峰儲備電源管理的指導意見規(guī)定,在同等條件下,煤電應急調峰儲備電源可優(yōu)先考慮安排納入本地區(qū)下一年度投產計劃,其總容量原則上不應超過上一年度最大負荷的 2%。被列為應急調峰儲備電源項目可以從停建緩建名單中移出,這是山東省 2 臺新投產的煤電應急調峰儲備電源的由來。圖 4-7 山東省實際電力供應結構圖 4-8 山東省電力供應結構優(yōu)化結果對比山東省

56、實際電力供應結構與優(yōu)化后的結果(如圖 4-9 所示),可以發(fā)現(xiàn),山東省需要增加尖峰資源容量、減少基礎電源中的煤電規(guī)模,具體來講,需要進一步擴大需求響應和外電入魯?shù)囊?guī)模;對現(xiàn)役煤電機組根據(jù)機組容量和運行年限進行細致的功能區(qū)分,將 60 萬千瓦及以上煤電作為基荷電源,將 60 萬千瓦以下煤電機組作為腰荷機組,將定為調峰備用的煤電機組重新劃入基荷和腰荷機組隊列,將 1100 萬千瓦符合條件的折舊和還本付息已完成的 30 萬千瓦及以下機組劃分為延壽煤電。對比兩種供電結構中的煤電規(guī)模,如果保留全部的60 萬千瓦及以上的煤電大機組,山東省60 萬千瓦及以下煤電機組過剩約1171 萬千瓦。圖 4-9 山東省

57、電力供應結構對比根據(jù)電力資源充裕度的技術經濟比較結果,并結合上文的山東省煤電機組情況可知,山東省現(xiàn)有電力結構的發(fā)電年化成本約為 1466.7 億元,而優(yōu)化方案的年化成本約為 1232.3 億元,電力供應結構不合理導致了每年 234.4 億元的浪費(其中固定投資浪費 131.9 億元,變動成本浪費 102.5 億元),相當于新建約 321 萬千瓦陸上風電或 426 萬千瓦光伏項目所需的投資。山東的實例分析表明,中國電力行業(yè)存在著依靠很大的低效冗余電源投資保障電力供應安全的問題,結構性改革“降成本”的潛力巨大。電力供應結構優(yōu)化措施根據(jù)山東省電力供應結構的優(yōu)化結果,提出以下優(yōu)化措施:加強對跨區(qū)輸電線

58、路的利用,提高清潔電量的輸送比重,充分發(fā)揮外電入魯?shù)慕洕⑶鍧?、低碳的?yōu)勢。2020 年山東省最大的外電接入能力預計可超過 3500 萬千瓦(詳見附錄 III);排除因送端電源不足、電量區(qū)域分配不合理等問題導致的不穩(wěn)定輸電能力,山東可接入的穩(wěn)定外電資源約 2700 萬千瓦,對本地電源有很好的替代和補充作用。山東省煤電發(fā)展的特點集中表現(xiàn)為過剩問題嚴重、大機組比例小、自備電廠容量大、熱電聯(lián)產占比高,映射出了中國煤電結構特征。為實現(xiàn)電力供應體系優(yōu)化,需要:1)慎重核準、建設新的煤電項目,避免再次出現(xiàn)類似“新建 100 萬千瓦機組作為備用”的不合理情況;2)借助市場手段,減少行政干預,推進電力市場化改

59、革,現(xiàn)貨市場的邊際成本報價原則可以使得煤電機組分級,大容量機組獲得較高的發(fā)電小時數(shù);3)加快自備電廠整治,公平承擔相應的社會責任(政府性基金及附加、系統(tǒng)備用費、政策性交叉補貼、節(jié)能環(huán)保改造),引導其依法依規(guī)轉為公用電廠,必要時接受電網統(tǒng)一調度,參與電網安全調峰和清潔能源消納工作;4)加快煤電深度調峰改造和熱電解耦,提高系統(tǒng)靈活性;5)鼓勵改造達標的老舊機組作為延壽機組,給予合理的容量回報和輔助服務補償電價,保障電力供應安全。從目前的資源經濟性的結果看,氣電和儲能并不適合作為高峰負荷資源,需要在氣價和電池成本大幅下降后才有望大規(guī)模參與山東省的電力安全供應組合。盡快將需求響應納入電力規(guī)劃和電力市場

60、化改革,利用市場價格信號引導激勵用戶參與電力供應安全保障。山東省最近幾年最大用電負荷的增長速度明顯高于電量增長速度,尖峰負荷的特征更加明顯。在尖峰負荷中,民用空調負荷占 25%的比重,本身就有很高的需求響應潛力。2018 年山東省實際削峰需求響應量為 54 萬千瓦,遠遠達不到國家電網公司提出的 3%需求響應的水平和 PJM 市場 8-10%的國際先進水平。利用價格和激勵策略引導其他需求側資源(例如電動汽車、分布式電源、能效電器等)參與電力安全供應。討論與分析用電負荷供應機組的經濟組合核電、水電和大型煤電機組的定位是基荷電源,其發(fā)電經濟性優(yōu)勢需要在足夠高的利用小時數(shù)下才能充分顯現(xiàn)。但過去計劃發(fā)電

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