綠色工業(yè)園區(qū)供能技術(shù)方案及經(jīng)濟(jì)性分析

劉懷遠(yuǎn)，陳逸琿，李嘉晨，宋福龍，陳正曦，余瀟瀟，吳 軍

（1.全球能源互聯(lián)網(wǎng)集團(tuán)有限公司經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院，北京 100031；2.武漢大學(xué)電氣與自動化學(xué)院，武漢 430072；3.北京電力經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院有限公司，北京 100055）

0 引言

工業(yè)園區(qū)是我國經(jīng)濟(jì)發(fā)展的重要載體，對全國經(jīng)濟(jì)貢獻(xiàn)達(dá)30%以上，同時也占據(jù)全國約31%的碳排放量［1］，其高能耗、高排放的生產(chǎn)方式對園區(qū)的供能技術(shù)提出了嚴(yán)格要求。本文即結(jié)合當(dāng)前的戰(zhàn)略方向，分析現(xiàn)有供能技術(shù)的應(yīng)用情況和投資潛力，加快推動工業(yè)園區(qū)能源方式的轉(zhuǎn)型。

上世紀(jì)末，政府開始提出“多電源”和“多通道電源”以緩解電力供應(yīng)不足等問題，各工業(yè)企業(yè)紛紛投建自備電廠［2］，該供電模式得到快速發(fā)展。截至2018年底，自備電廠裝機(jī)容量已占全國煤電總裝機(jī)的9.4%［3］。但隨著近幾年環(huán)保約束趨緊，四川、山東等地相繼對自備電廠征收交叉性補(bǔ)貼和政府性基金費用，碳捕集、利用與封存技術(shù)（carbon capture，utilization and storage，CCUS）也開始融入電廠以實現(xiàn)化石能源利用凈零排放［4］，進(jìn)一步削弱了自備電廠的經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢。

21世紀(jì)初，電力市場的深化改革拓寬了購電用戶參與市場的途徑，簡化了電網(wǎng)與大用戶之間的供電關(guān)系。配合電價機(jī)制等政策的引導(dǎo)，高耗能用戶的購電成本有效降低，并且可以享受電網(wǎng)的調(diào)頻、調(diào)壓服務(wù)［5－6］。大電網(wǎng)購電還可以為清潔能源提供良好的交易平臺，提升綠電在電力市場中的比重，有利于綠色能源形式的轉(zhuǎn)型［7］。但是近幾年的差別電價政策提高了電能成本，降低了大電網(wǎng)購電在高耗能產(chǎn)業(yè)應(yīng)用中的經(jīng)濟(jì)效益。

2020年9月，習(xí)近平總書記正式提出“雙碳”目標(biāo)，黨的二十大報告中也強(qiáng)調(diào)了新型能源體系建設(shè)的重要性；歐盟等國先后出臺了碳關(guān)稅政策，鋼鐵、鋁等高碳產(chǎn)業(yè)面臨著出口關(guān)稅的經(jīng)濟(jì)壓力［8］。我國作為全球最大的碳排放國家，亟需推進(jìn)綠色供電方式的轉(zhuǎn)型，以清潔能源為主的微網(wǎng)系統(tǒng)得以快速發(fā)展。文獻(xiàn)［9］闡述了我國風(fēng)、光分布特征，說明我國擁有微電網(wǎng)建設(shè)條件；印度多地建設(shè)了屋頂光伏系統(tǒng)補(bǔ)充發(fā)電［10］，歐洲REMOTE項目也利用氫儲能技術(shù)提高微網(wǎng)協(xié)調(diào)運行的能力［11］。高耗能產(chǎn)業(yè)通常占地面積廣，可利用資源多，文獻(xiàn)［12］即利用園區(qū)資源構(gòu)建“源—網(wǎng)—荷—車—儲”系統(tǒng)，能夠提高微網(wǎng)運行靈活性，降低碳交易成本；文獻(xiàn)［13］在電力市場環(huán)境下，注重園區(qū)微網(wǎng)與主網(wǎng)的有效互動，降低了運營成本和不確定性。

綜合當(dāng)前的主要供能技術(shù)，本文以蒙西地區(qū)某電解鋁產(chǎn)業(yè)為例，模擬自備電廠、大電網(wǎng)購電、孤島模式微電網(wǎng)、并網(wǎng)模式微電網(wǎng)4種模式下的園區(qū)運行特性，分別計算各方案在經(jīng)濟(jì)性、可靠性和環(huán)境效益上的表現(xiàn)，為未來的園區(qū)投資者和建設(shè)者提供決策參考。

1 綠色工業(yè)園區(qū)供能技術(shù)

1.1 自備電廠運行模式

自備電廠即企業(yè)建立的能夠?qū)崿F(xiàn)能量自發(fā)自用的電廠，主要通過燃燒煤炭或其他化石燃料來生產(chǎn)電能或熱能。該供能技術(shù)可以有效緩解園區(qū)的用電緊張，在發(fā)電成本上也具有一定的經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢。其機(jī)組規(guī)劃通常采用“N＋1”備用原則。

自備電廠也存在一些問題：1）大量的污染排放；2）響應(yīng)速度慢；3）電廠容量有限，可能會有切負(fù)荷；4）自備電廠的高度自治可能會影響電網(wǎng)制定售電計劃；5）可能存在違規(guī)建設(shè)的現(xiàn)象［2］。

當(dāng)前，多地政府按自發(fā)自用電量向自備電廠征收政策性交叉補(bǔ)貼，部分地區(qū)還需繳納政府性基金和系統(tǒng)備用費。且在“雙碳”目標(biāo)的推進(jìn)下，自備電廠需要處理高碳排放問題，CCUS等設(shè)備的高額投資與運行費用提高了電廠的供電成本。因此以燃煤為主的自備電廠面臨著能源轉(zhuǎn)型的迫切要求。

1.2 向大電網(wǎng)購電模式

大電網(wǎng)購電是大用戶按照電價機(jī)制直接從電網(wǎng)購買電能的供能方式。21世紀(jì)初，電力市場的深化改革釋放了市場活力，電網(wǎng)公司向發(fā)電企業(yè)和用電大戶提供交易平臺促成互利關(guān)系，大用戶因此擁有了更多的選擇權(quán)。

當(dāng)前大用戶從大電網(wǎng)購電主要是通過中長期交易市場，用戶可以先確定年度交易電量，再根據(jù)波動補(bǔ)充月度交易電量。若購電合同采取分時電價的方式，園區(qū)可以加設(shè)儲能設(shè)備引導(dǎo)用電情況的調(diào)整，進(jìn)一步縮減購電成本。

大電網(wǎng)購電方式可以充分利用電網(wǎng)公司的調(diào)頻、調(diào)壓服務(wù)，保障高質(zhì)量電能的輸送，并且有利于電力監(jiān)管機(jī)構(gòu)的垂直管理。大電網(wǎng)備用能力充足，能夠?qū)崟r滿足高耗能園區(qū)的用電需求，各地區(qū)還可以根據(jù)實際裝機(jī)情況增加新能源消納比例［14］。但當(dāng)前火電裝機(jī)比例高，送端的CCUS成本會以價格方式傳導(dǎo)至用電側(cè)。在節(jié)能減排的迫切要求下，電網(wǎng)公司也對8項高耗能產(chǎn)業(yè)執(zhí)行差別電價政策，提高了購電成本。

1.3 微電網(wǎng)孤島運行模式

微電網(wǎng)是將區(qū)域內(nèi)分散的發(fā)電單元組織起來形成的小型能源系統(tǒng)，具有區(qū)域性、靈活性等特點。微電網(wǎng)的規(guī)劃建設(shè)需要以穩(wěn)定性較好的能源作為主要發(fā)電形式，其中太陽能、風(fēng)能是覆蓋率最廣、能量最豐富的自然資源。但風(fēng)、光過度依賴氣候條件，存在間歇性和波動性問題，因此孤島模式微電網(wǎng)通常加設(shè)儲能設(shè)備改善運行能力，或者利用多種能源間的互補(bǔ)關(guān)系增強(qiáng)供電的可靠性與連續(xù)性。孤島模式微電網(wǎng)結(jié)構(gòu)見圖1。

圖1 孤島模式微電網(wǎng)結(jié)構(gòu)

孤島模式微電網(wǎng)能夠有效解決偏遠(yuǎn)地區(qū)的供電問題，改善當(dāng)?shù)鼐用竦纳钯|(zhì)量。高耗能產(chǎn)業(yè)園區(qū)通常全天處于高負(fù)荷運行狀態(tài)，部分時段會出現(xiàn)供電嚴(yán)重不足的情況。在節(jié)能減排的背景下，這種低排放供電模式具有發(fā)展前景，電動汽車、可中斷負(fù)荷、混合儲能等措施都能夠增強(qiáng)調(diào)度靈活性，緩解經(jīng)濟(jì)效益不足的問題。

1.4 微電網(wǎng)并網(wǎng)運行模式

并網(wǎng)模式微電網(wǎng)通過公共連接點與大電網(wǎng)相連，可以位于電源側(cè)作為大型分布式電源，或靠近負(fù)荷側(cè)調(diào)整不平衡功率。如圖2所示，當(dāng)大電網(wǎng)故障時，可以通過保護(hù)與解列操作，使微網(wǎng)退網(wǎng)進(jìn)入孤島運行模式，保證區(qū)域內(nèi)重要負(fù)荷的有效供電，等電網(wǎng)故障消除后再重新并入。

圖2 并網(wǎng)模式微電網(wǎng)運行模式

并網(wǎng)模式微電網(wǎng)有充足的備用能力，系統(tǒng)與主電網(wǎng)間的友好互動可以提高重要負(fù)荷的供電可靠性，改善用戶的用能水平。但是仍需要高額的投資成本，新能源供電的波動性也增加了企業(yè)與電網(wǎng)公司間的交易復(fù)雜度，微網(wǎng)在孤島／并網(wǎng)的切換過程中也可能引起電壓和頻率波動［15］。

2 綠色工業(yè)園區(qū)供能技術(shù)評估

本文的研究目的是對工業(yè)園區(qū)的主要供能技術(shù)進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性分析。因此建立供能技術(shù)評價指標(biāo)及其數(shù)學(xué)模型，以合理量化各供能方案在經(jīng)濟(jì)性、可靠性和環(huán)境效益上的表現(xiàn)。

2.1 平準(zhǔn)化度電成本

結(jié)合各項經(jīng)濟(jì)因素建立供能技術(shù)成本分析體系，其結(jié)構(gòu)如圖3所示。由于主要能量來源不同，各供能技術(shù)的設(shè)備情況存在差異。因此，本文于第3節(jié)中根據(jù)具體的成本費用建立了數(shù)學(xué)模型，以準(zhǔn)確計算各方案的供能經(jīng)濟(jì)性。

圖3 供能技術(shù)成本分析體系結(jié)構(gòu)

本文以平準(zhǔn)化度電成本作為經(jīng)濟(jì)性評估標(biāo)準(zhǔn)，同時作為各供能技術(shù)仿真運行的優(yōu)化目標(biāo)。

式中：LOCE為平準(zhǔn)化度電成本；I0為初始投資；Fn為第n年總成本費用；Dn為第n年系統(tǒng)折舊費用；Rn為第n年系統(tǒng)總運行成本；Vn為第n年稅費；Wn為第n年項目還本付息成本；Bn為第n年其他來源收入；C為項目殘值；RE為外部因素風(fēng)險成本；An為第n年發(fā)電量；n為年份；N為項目全生命周期；r為基準(zhǔn)折現(xiàn)率。

2.2 供電可靠率

供電可靠率是供能技術(shù)的可靠性評估標(biāo)準(zhǔn)，作為約束條件考慮進(jìn)供能技術(shù)典型日運行的數(shù)學(xué)模型中。

式中：Reliability為供電可靠率；time＿cut為系統(tǒng)平均停電時間；sum＿time為統(tǒng)計期間時間。

2.3 日均碳排放量

日均碳排放量是供能技術(shù)的環(huán)境效益評估標(biāo)準(zhǔn)，主要包括自備電廠的火電機(jī)組燃煤排碳和電網(wǎng)側(cè)碳排放。該指標(biāo)通過碳排放單價和CCUS運行成本折算進(jìn)度電成本中的系統(tǒng)運行費用Rn。

式中：Carbon為日均碳排放量；sum＿emission為統(tǒng)計期間內(nèi)的碳排放總量。

3 綠色工業(yè)園區(qū)供電經(jīng)濟(jì)性算例分析

本文以內(nèi)蒙古地區(qū)某電解鋁項目為研究對象。設(shè)該園區(qū)機(jī)組24 h運行，負(fù)荷波動小，年耗電量為2.1×109kW·h，日負(fù)荷功率最大值為260 MW，年產(chǎn)值100 kt電解鋁，其負(fù)荷歸一化功率曲線如圖4所示［16］。園區(qū)有優(yōu)越的光伏、風(fēng)電開發(fā)條件。設(shè)典型日儲能的初始能量為最大能量的1／2。

圖4 園區(qū)某日負(fù)荷歸一化功率曲線

3.1 自備電廠運行模式

結(jié)合園區(qū)的負(fù)荷情況，依據(jù)“N＋1”的規(guī)劃原則，以4臺火電機(jī)組組建自備電廠，保證系統(tǒng)在故障或檢修時有充分的備用能力?；痣姍C(jī)組運行參數(shù)如表1所示，水平年選擇2022年。

表1 火電機(jī)組運行參數(shù)

園區(qū)在正常工作時，由機(jī)組1、機(jī)組2和機(jī)組3進(jìn)行供電，總裝機(jī)容量300 MW。機(jī)組4作為備用機(jī)組，裝機(jī)容量為120 MW。

自備電廠數(shù)學(xué)模型：

式中：Cg，i、Ccoal，i、Cgop，i、Cglife，i分別為第i臺火電機(jī)組的總成本、發(fā)電煤耗成本、運行維護(hù)成本、投資成本；CCO2為處理碳排放的總成本，CCUS設(shè)備的CO2捕集率為90%，剩余部分需要支付額外的排放費用；Cgorn為按自發(fā)自用電量繳納的政策性交叉補(bǔ)貼，蒙西地區(qū)征收標(biāo)準(zhǔn)為0.01元／（kW·h）［17］；Cother為人工成本、用水成本等其他固定費用，自備電廠每年的固定成本約為系統(tǒng)總建設(shè)成本的2.5%；CCCUS、Cclife為CCUS設(shè)備的運行總成本、投資成本；cCO2為碳排放價單價，取50元／t；ccc為碳捕集單價，取100元／t［18］；ccs為碳存儲單價，取30元／t［19－20］；Qem為CO2排放量；Qcc為CO2捕集量；Qccs為CO2存儲量；ccoal為電煤價格，取1 200元／t［21］；Pg，i，t為第i臺火電機(jī)組在時刻t的出力；Δt為機(jī)組發(fā)電時間；cglife為火電機(jī)組單位容量投資成本，取3 500元／kW；Tglife為火電機(jī)組全壽命周期。

如圖5所示，自備電廠正常運行時各時段負(fù)荷需求均得到響應(yīng)。園區(qū)建立300＋120 MW 的自備電廠需要14.7億元，燃煤機(jī)組的運行費用日均117.42萬元，總供給負(fù)荷5 807 MW·h。系統(tǒng)在該典型日排碳5 476 t，則電廠配置的CCUS設(shè)施年產(chǎn)能需達(dá)到2 000 kt，投資成本約為5.5億元［22］，日均運行成本為64.07萬元，還需要額外支付2.74萬元的碳排放費用。綜上所述，自備電廠的度電成本為0.492元／（kW·h）。

圖5 園區(qū)自備電廠運行情況

由數(shù)據(jù)可得，自備電廠由多臺火電機(jī)組配合運行，供電可靠，投資、運行成本低。但是自備電廠的供能形式較為單一，日均碳排放量大，造成嚴(yán)重污染，其減排費用使度電成本明顯增加。

3.2 向大電網(wǎng)購電模式

大電網(wǎng)購電除了考慮分時電價和容量電價外，根據(jù)全區(qū)62.44%的火電裝機(jī)占比［23］，園區(qū)還需支付供電產(chǎn)生的碳排放成本。蒙西地區(qū)的分時電價［24］如表2所示。

表2 分時電價

大電網(wǎng)供電與負(fù)荷需求保持實時平衡，按分時電價機(jī)制，園區(qū)在峰時購電1 008.61 MW·h，在平時購電2 646.21 MW·h，在谷時購電2 152.41 MW·h，則園區(qū)在典型日向大電網(wǎng)支付的購電成本為216.61萬元。根據(jù)內(nèi)蒙古電網(wǎng)電價表，容量電費每月28元／kW，工業(yè)園區(qū)在大電網(wǎng)購電模式下的最大需量是260 MW，則每月需支付728萬元的容量電費，年均8 736萬元。

該典型日總供給負(fù)荷5 807 MW·h，其中火電發(fā)電3 626 MW·h，造成3 419 t碳排放，送端CCUS成本傳導(dǎo)至用戶側(cè)為40.14萬元，還需要1.72萬元的碳排放費用。綜上所述，大電網(wǎng)購電的度電成本為0.511元／（kW·h）。

由數(shù)據(jù)可得，向大電網(wǎng)購電的供電可靠率高，負(fù)荷需求能夠?qū)崟r滿足，且園區(qū)不需要裝設(shè)額外的供電設(shè)備，節(jié)省了投資費用和占地面積。但是其度電成本相對較高，以火電為主的發(fā)電側(cè)仍有大量碳排放。

3.3 微電網(wǎng)孤島運行模式

電解鋁項目的生產(chǎn)園區(qū)擁有優(yōu)質(zhì)的光伏、風(fēng)能資源，典型日發(fā)電的歸一化功率如圖6所示。

圖6 園區(qū)某日光伏、風(fēng)電歸一化功率

本文為工業(yè)園區(qū)建立風(fēng)、光、儲綠色微電網(wǎng)系統(tǒng)，其中風(fēng)電裝機(jī)800 MW，光伏裝機(jī)200 MW，設(shè)置2 000 MW·h的磷酸鐵鋰電池，額定功率為260 MW［25］。

孤島模式微電網(wǎng)的數(shù)學(xué)模型為：

式中：Cpv、Cw為光伏、風(fēng)電的運行成本；Cs為儲能成本；CIL為失負(fù)荷損失；cIL為失負(fù)荷損失單價，取8元／（kW·h）；PIL，t為時刻t的失負(fù)荷功率；CsE為儲能能量投資成本；Csop為儲能運維成本，通常年運維成本為儲能建設(shè)成本的2%；csE為儲能單位能量投資成本，取1 800元／（kW·h）［25］；Emaxs為儲能最大容量；Tslife為儲能全壽命周期；Ppv，t、Pw，t為光伏、風(fēng)電在時刻t的消納功率；Ppv，max、Pw，max為光伏、風(fēng)電裝機(jī)容量；cpvop為光伏單位電量運維成本，取0.025元／（kW·h）；cwop為風(fēng)電單位電量運維成本，取0.045元／（kW·h）；cpvlife為光伏單位容量投資成本，取4 000元／kW；cwlife為風(fēng)電單位容量投資成本，取5 000元／kW；Tpvlife、Twlife為光伏、風(fēng)電的全壽命周期。

如圖7所示，風(fēng)、光互補(bǔ)系統(tǒng)白天能量過剩、夜間供給不足，由儲能設(shè)備平抑發(fā)電波動，提高能源利用效率。孤島模式微電網(wǎng)的設(shè)備投資需84億元，其中儲能系統(tǒng)成本為36億元。

圖7 孤島模式微電網(wǎng)運行情況

光伏設(shè)備輸出1 478 MW·h，風(fēng)電設(shè)備輸出4 628 MW·h；儲能設(shè)備放電1 273 MW·h，充電1 572 MW·h，由于儲能充放電過程存在轉(zhuǎn)換效率，因此放電電量小于充電電量。設(shè)備在運行過程中沒有污染排放，但是存在能源浪費，風(fēng)能利用率為85.68%，且在特殊天氣下仍存在失負(fù)荷等故障風(fēng)險。綜上所述，孤島模式微電網(wǎng)的度電成本為0.513元／（kW·h）。

由數(shù)據(jù)可得，孤島模式微電網(wǎng)基于風(fēng)、光機(jī)組和儲能設(shè)備間的互補(bǔ)運行，運行成本低，幾乎沒有環(huán)境污染，但是需要高額的設(shè)備投資成本，綜合經(jīng)濟(jì)性較差，并且風(fēng)、光的波動性會造成能源浪費和可靠性問題。

3.4 微電網(wǎng)并網(wǎng)運行模式

并網(wǎng)模式微電網(wǎng)的風(fēng)電裝機(jī)650 MW，光伏裝機(jī)125 MW，儲能設(shè)備的容量為1 200 MW·h，額定功率為200 MW，總投資成本為59.1億元。

并網(wǎng)模式微電網(wǎng)的數(shù)學(xué)模型：

式中：Cpur為大電網(wǎng)購電成本。

以并網(wǎng)模式微電網(wǎng)供電的園區(qū)系統(tǒng)運行情況如圖8所示。工業(yè)園區(qū)在并網(wǎng)模式微電網(wǎng)的供電模式下，最大需量為200 MW，每月需支付560萬元的容量電費，年均6 720萬元。工業(yè)園區(qū)在典型日向大電網(wǎng)購電894 MW·h，支付了30.37萬元的購電費用，并需要額外支付約6.18萬元的CCUS運行費用和0.26萬元的碳排放費用。系統(tǒng)內(nèi)光伏設(shè)備供電924 MW·h，風(fēng)電設(shè)備供電4 165 MW·h，風(fēng)能利用率為94.90%；儲能設(shè)備在典型日放電746 MW·h，充電922 MW·h，日均充放電總量為1 668 MW·h。儲能在該調(diào)度過程中通過“削峰填谷”提高新能源消納率，通過“低充高放”降低電網(wǎng)購電成本，通過工作日“一充一放”延長使用壽命。綜上所述，并網(wǎng)模式微電網(wǎng)的度電成本為0.468元／（kW·h）。

圖8 并網(wǎng)模式微電網(wǎng)運行情況

由數(shù)據(jù)可得，并網(wǎng)模式微電網(wǎng)有大電網(wǎng)作為支撐，供電可靠性得到保障，高比例新能源的融入降低了運行成本，減少了污染排放，總體經(jīng)濟(jì)效益最優(yōu)。

如表3所示，在相同的供電可靠性水平下，自備電廠運行靈活，存在大量碳排放，需要額外的CCUS費用，而且交叉性補(bǔ)貼和基金費用削弱了電廠的經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢。大電網(wǎng)購電供電穩(wěn)定，可以提供調(diào)頻、調(diào)壓服務(wù)，適合對電能質(zhì)量要求高的用電企業(yè)，并且能夠優(yōu)化輸電網(wǎng)絡(luò)，節(jié)約建設(shè)用地，提升綠電在市場中的競爭力。孤島模式微電網(wǎng)具有最好的環(huán)境效益，在“雙碳”目標(biāo)進(jìn)一步推進(jìn)、碳關(guān)稅成本持續(xù)上升的背景下，該供電模式具有投資潛力，但是存在失負(fù)荷風(fēng)險，系統(tǒng)需要大量的儲能設(shè)備，一次投資成本高。并網(wǎng)模式微電網(wǎng)減少了設(shè)備投資費用和碳排放成本，兼顧環(huán)境效益和供電可靠性，發(fā)展前景好，但是分布式電源供電的不確定性會增加企業(yè)與電網(wǎng)交易的復(fù)雜度。

表3 供電技術(shù)經(jīng)濟(jì)評價指標(biāo)統(tǒng)計表

3.5 敏感性分析

當(dāng)前國際碳中和戰(zhàn)略持續(xù)推動，我國的碳排放價格預(yù)計于2030年達(dá)到150元／t左右。CCUS、儲能等技術(shù)的成本會持續(xù)下降，預(yù)計到2030年，碳捕集、碳存儲的綜合成本會降低至100元／t左右，磷酸鐵鋰等電化學(xué)儲能的建設(shè)成本也會縮減至原先成本的60%。考慮到碳排放價格的提升，CCUS設(shè)備和儲能成本的下降，各供能技術(shù)的度電成本的發(fā)展趨勢如圖9所示。

圖9 供能技術(shù)敏感性分析曲線

敏感性分析結(jié)果如下：

1）CCUS成本的降低使高排放供能技術(shù)的度電成本呈下降趨勢。

2）碳排放價格的提升使自備電廠和大電網(wǎng)購電的度電成本有緩慢上升趨勢，因CCUS設(shè)備補(bǔ)集了約90%的碳，需要額外支付的碳排放費用有限，當(dāng)碳捕集率進(jìn)一步提高時，碳排放費用對度電成本的影響會繼續(xù)減弱。

3）儲能是對微電網(wǎng)影響程度最大的敏感因素，其建設(shè)成本的下降大幅改善了微電網(wǎng)的經(jīng)濟(jì)效益，當(dāng)儲能成本下降至80%左右時，孤島模式微電網(wǎng)的度電成本已經(jīng)逼近了大電網(wǎng)購電；當(dāng)儲能成本縮減至60%，并網(wǎng)模式微電網(wǎng)的度電成本將降低至0.382元／（kW·h）。并且在該背景下，大電網(wǎng)購電也可以采用儲能設(shè)備協(xié)調(diào)優(yōu)化購電成本。

4 結(jié)論

經(jīng)濟(jì)效益方面，自備電廠在碳排放成本影響下度電成本明顯增加，孤島模式微電網(wǎng)需要高額的一次投資成本，相比之下，含高比例新能源的并網(wǎng)模式微電網(wǎng)經(jīng)濟(jì)性最優(yōu)。

可靠性方面，有大電網(wǎng)作為支撐的供能技術(shù)表現(xiàn)最優(yōu)，其中向大電網(wǎng)購電還能夠通過調(diào)頻、調(diào)壓保障電能質(zhì)量，而孤島模式微電網(wǎng)由于可再生能源的波動性存在失負(fù)荷風(fēng)險，可靠性較差。

環(huán)境效益方面，微電網(wǎng)以清潔能源為發(fā)電主體，推進(jìn)了碳減排的工作進(jìn)程，而以火電為主的供能技術(shù)排碳嚴(yán)重，并且會影響園區(qū)的經(jīng)濟(jì)效益。

隨著節(jié)能減排政策的推動，大電網(wǎng)購電與自備電廠都不再具備優(yōu)惠政策，甚至需要繳納懲罰費用。孤島模式微電網(wǎng)在高耗能工業(yè)園區(qū)的應(yīng)用尚不成熟，存在高額的投資費用和可靠性問題。并網(wǎng)模式微電網(wǎng)是當(dāng)前綜合效益相對最優(yōu)的供能方式，既可以保障供電可靠性，又促進(jìn)了分布式電源與電網(wǎng)的結(jié)合。

經(jīng)敏感性分析，當(dāng)前儲能技術(shù)和碳捕集技術(shù)正在高速發(fā)展，其應(yīng)用成本將持續(xù)下降，且碳關(guān)稅等政策也在嚴(yán)格推進(jìn)，這使得微電網(wǎng)技術(shù)將更加具備經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢和發(fā)展?jié)摿ΑＲ虼?，投資者需要綜合考慮發(fā)展趨勢，根據(jù)園區(qū)生產(chǎn)性能、經(jīng)濟(jì)情況和實際條件，選擇最合適的供能技術(shù)。