沙戈荒基地外送全環(huán)節(jié)經(jīng)濟(jì)性測(cè)算及市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力分析

吳界辰, 韓曉男, 高 源, 趙鵬飛

(1.國(guó)網(wǎng)經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院有限公司主網(wǎng)規(guī)劃中心, 北京 102209; 2.華北電力大學(xué)電氣與電子工程學(xué)院, 北京 102206)

目前,中國(guó)是全球最大的能源消費(fèi)國(guó),為實(shí)現(xiàn)2060年前碳中和目標(biāo),據(jù)分析風(fēng)電和光伏發(fā)電裝機(jī)占比需達(dá)到75%左右[1]。沙戈荒地區(qū)主要位于我國(guó)西部、北部地區(qū)的新疆、內(nèi)蒙古、甘肅、青海、寧夏、陜西等6個(gè)省份,土地總面積約為130萬(wàn)km2,占國(guó)土總面積的13.5%,其擁有優(yōu)質(zhì)的太陽(yáng)能和風(fēng)能資源,不存在土地和生態(tài)紅線限制問(wèn)題,同時(shí)該地區(qū)能源電力需求遠(yuǎn)低于華北、華中、華東能源電力負(fù)荷中心地區(qū),具備大規(guī)模外送開發(fā)條件[2-4]。為全面貫徹落實(shí)碳達(dá)峰、碳中和戰(zhàn)略決策,服務(wù)能源轉(zhuǎn)型和清潔綠色低碳發(fā)展,推動(dòng)沙戈荒地區(qū)大型風(fēng)光電基地高質(zhì)量開發(fā)具有重大意義[5-7]。2023年6月,國(guó)家能源局發(fā)布的《新型電力系統(tǒng)發(fā)展藍(lán)皮書》指出,“加快建設(shè)以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點(diǎn)的大型風(fēng)光基地是國(guó)家有計(jì)劃、分步驟推動(dòng)新型電力系統(tǒng)戰(zhàn)略目標(biāo)實(shí)現(xiàn)的重要實(shí)施路徑之一”?，F(xiàn)階段第一批9705萬(wàn)kW基地項(xiàng)目已全面開工。

按規(guī)定新增外送輸電通道要求采用“風(fēng)光火儲(chǔ)”一體化模式規(guī)劃建設(shè),可以推進(jìn)送端多能互補(bǔ),提升可再生能源消納水平[8]。在此前提下圍繞沙戈荒基地外送已開展相關(guān)研究。潘垣等[9]對(duì)西部高原地區(qū)可再生能資源集中開發(fā)及其大規(guī)模外送方案進(jìn)行綜述,并得出結(jié)論特高壓直流輸電可以很好地解決西部高原地區(qū)新能源電力外送問(wèn)題。劉澤洪等[10]、潘爾生等[11]以優(yōu)化送電曲線、提高外送通道利用效率為目標(biāo),圍繞新能源基地外送電源組合配置優(yōu)化方案進(jìn)行研究。肖玲娟等[12]主要關(guān)注新能源基地資源開發(fā)潛力,外送條件等情況,通過(guò)測(cè)算全投資內(nèi)部收益率對(duì)風(fēng)光水基地項(xiàng)目布局提出建議。郭小龍等[13]、章節(jié)等[14]通過(guò)定性、定量分析說(shuō)明疆電外送工程具有社會(huì)、環(huán)境效益。

科學(xué)測(cè)算沙戈荒基地外送開發(fā)價(jià)值和經(jīng)濟(jì)性,進(jìn)一步分析市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力是基地外送通道持續(xù)發(fā)揮作用的重要保障。目前沙戈荒基地外送涉及多種電源類型、多個(gè)投資主體,價(jià)格形成機(jī)制尚不明確且暫無(wú)可借鑒成熟經(jīng)驗(yàn),圍繞沙戈荒基地多類型電源打捆外送經(jīng)濟(jì)性分析仍需進(jìn)一步深入。一是鮮有從經(jīng)濟(jì)性出發(fā),按通道送電量及頂峰能力不變的原則分析不同打捆電源配置對(duì)發(fā)電成本的影響;二是沙戈荒不同地區(qū)標(biāo)準(zhǔn)煤?jiǎn)蝺r(jià)差異明顯,需考慮不同標(biāo)煤?jiǎn)蝺r(jià)對(duì)發(fā)電成本電價(jià)影響進(jìn)行測(cè)算分析;三是增加配套儲(chǔ)能規(guī)模雖然可以提高新能源利用率但需從發(fā)電成本角度出發(fā)來(lái)討論增配儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)性;四是基地外送可以跨省跨區(qū)參與輔助服務(wù),考慮基地外送調(diào)峰收益對(duì)發(fā)送電成本影響需進(jìn)行測(cè)算分析;五是未來(lái)新能源及儲(chǔ)能單位造價(jià)呈大幅下降趨勢(shì)[15],有必要對(duì)單位造價(jià)下降趨勢(shì)下電源發(fā)電成本變化進(jìn)行判斷;六是為確保電價(jià)機(jī)制設(shè)計(jì)合理及直流輸電通道長(zhǎng)協(xié)順利簽訂,上述送端發(fā)電成本討論的不同情景需進(jìn)一步結(jié)合其在受端市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力的影響進(jìn)行分析。

綜上所述,本文首先一方面以系統(tǒng)運(yùn)行成本最小為目標(biāo),搭建生產(chǎn)運(yùn)行模擬模型,另一方面基于經(jīng)營(yíng)期法搭建打捆送電成本電價(jià)測(cè)算模型。進(jìn)一步,以沙戈荒基地風(fēng)光火儲(chǔ)打捆外送某典型工程為例,對(duì)基地發(fā)電、送電等外送全環(huán)節(jié)經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行測(cè)算,圍繞電源側(cè),從打捆電源配置、火電燃料費(fèi)(以煤電為例)、增配儲(chǔ)能、考慮調(diào)峰收益、單位造價(jià)等幾方面分析討論影響基地發(fā)電成本電價(jià)的主要因素,并考慮基地外送輸電距離范圍,結(jié)合受端地區(qū)燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)情況對(duì)市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力進(jìn)行分析。

1 經(jīng)濟(jì)性測(cè)算研究思路

以某沙戈荒基地外送典型工程為基準(zhǔn)場(chǎng)景進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性測(cè)算分析。

首先,采用生產(chǎn)運(yùn)行模擬方法,以系統(tǒng)發(fā)電運(yùn)行成本最小為目標(biāo),得到風(fēng)、光、火、儲(chǔ)年發(fā)電量情況。

其次,對(duì)建筑工程費(fèi)、建筑征地和移民安置補(bǔ)償費(fèi)、機(jī)電設(shè)備安裝工程費(fèi)等各項(xiàng)費(fèi)用進(jìn)行歸納計(jì)算,得到各類電源的單位造價(jià)情況及投資成本。此次基礎(chǔ)上,結(jié)合電價(jià)模型,分別測(cè)算風(fēng)光火儲(chǔ)綜合電源發(fā)電成本電價(jià)及輸電價(jià),并進(jìn)一步得到落地成本電價(jià)。

最后,設(shè)計(jì)多案例分析電源配置、火電燃料費(fèi)、增配儲(chǔ)能、單位造價(jià)、考慮調(diào)峰收益對(duì)經(jīng)濟(jì)性及市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力的影響。一是按通道送電量及頂峰能力不變的原則,考慮增配新能源與配套儲(chǔ)能來(lái)代替火電,測(cè)算發(fā)電成本及對(duì)市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力的影響;二是考慮不同區(qū)域標(biāo)準(zhǔn)煤?jiǎn)蝺r(jià)差異引起燃煤機(jī)組燃料費(fèi)不同,測(cè)算發(fā)電成本及對(duì)市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力的影響;三是按風(fēng)光火規(guī)模不變的原則,對(duì)比分析增配儲(chǔ)能測(cè)算的發(fā)電成本與新能源收納率,并對(duì)市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力影響進(jìn)行測(cè)算分析;四是考慮外送通道參與輔助調(diào)峰獲取經(jīng)濟(jì)收益,測(cè)算發(fā)電成本及對(duì)市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力的影響;五是采用控制變量法,分別分析風(fēng)光儲(chǔ)單位造價(jià)變化對(duì)發(fā)電成本的影響,并對(duì)有無(wú)儲(chǔ)能情景的經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行比較討論,主要包括已知發(fā)電成本電價(jià)反算新能源與儲(chǔ)能單位造價(jià)水平。

2 量化模型

2.1 生產(chǎn)運(yùn)行模擬模型

生產(chǎn)運(yùn)行模擬是分析沙戈荒基地發(fā)電、送電規(guī)模的基礎(chǔ),為沙戈荒基地外送經(jīng)濟(jì)性測(cè)算提供依據(jù)。構(gòu)建以系統(tǒng)運(yùn)行成本最小為目標(biāo)的生產(chǎn)運(yùn)行模擬模型,主要包括火電機(jī)組運(yùn)行成本、啟動(dòng)成本、停機(jī)成本、失負(fù)荷懲罰成本和新能源機(jī)組棄電懲罰成本,計(jì)算公式如下。

(1)

生產(chǎn)運(yùn)行模擬模型的約束條件主要包括火電機(jī)組運(yùn)行約束、新能源機(jī)組運(yùn)行約束、儲(chǔ)能運(yùn)行約束、功率平衡約束及系統(tǒng)備用約束。

(1)火電機(jī)組運(yùn)行約束?；痣姍C(jī)組出力約束包含出力上下限約束、爬坡約束和最小啟停時(shí)間約束。

(1)

(2)

(3)

(4)

?u,t=UTu+1,…,NT-TON,u+1

(5)

?u,t=NT-TON,u+2,…,NT

(6)

(7)

?u,t=DTu+1,…,NT-TOFF,u+1

(8)

?u,t=NT-TOFF,u+2,…,NT

(9)

yut-zut=Iut-Iu(t-1), ?u,t

(10)

yut+zut≤1, ?u,t

(11)

UTu=max{0,min[NT, (TON,u-XON,u0)Iu0]}

(12)

DTu=max{0,min[NT, (TOFF,u-XOFF,u0)(1-Iu0)]}

(13)

(2)新能源機(jī)組運(yùn)行約束:

(14)

(15)

(3)儲(chǔ)能運(yùn)行約束:

(16)

(17)

(18)

(19)

(20)

(4)功率平衡約束:

(21)

(5)系統(tǒng)備用約束:

(22)

式中:SRut、SRet分別為火電機(jī)組、儲(chǔ)能可提供的備用容量;SRt為t時(shí)刻電力系統(tǒng)的備用容量需求。

2.2 電價(jià)模型

各類電源發(fā)電成本電價(jià)與輸電價(jià)格按經(jīng)營(yíng)期法核定,即以實(shí)現(xiàn)整個(gè)經(jīng)營(yíng)期現(xiàn)金流收支平衡為目標(biāo)核定價(jià)格[16],計(jì)算公式如下:

(23)

式中:CI、CO分別為現(xiàn)金流入、流出量;(CI-CO)k為第k期的凈現(xiàn)金流量;FIRR為財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率。

沙戈荒基地外送包含“風(fēng)光火儲(chǔ)”多電源類型,在價(jià)格形成機(jī)制尚不明確的背景下,考慮打捆定價(jià)相比分類定價(jià)更利于項(xiàng)目?jī)?nèi)部的聯(lián)合運(yùn)行優(yōu)化,而從電網(wǎng)運(yùn)行角度分析,聯(lián)合運(yùn)行可以更好地發(fā)揮資源調(diào)節(jié)效力、保障系統(tǒng)安全,同時(shí)更符合電力市場(chǎng)化改革的方向,即允許發(fā)電側(cè)在穩(wěn)定支撐電網(wǎng)安全的前提下,最大化自身的經(jīng)濟(jì)效益。基于此,以打捆定價(jià)為前提采用按電量比例分配的方法。式(24)為測(cè)算綜合新能源發(fā)電成本電價(jià)。

(24)

式中:Yw、Yp分別為通過(guò)經(jīng)營(yíng)期法得到的風(fēng)電與光伏發(fā)電成本電價(jià);Qw、Qp分別為風(fēng)電與光伏發(fā)電量。綜合電源發(fā)電成本電價(jià)公式如下:

Ve=Vn(Qw+Qp)+YuQu/(Qw+Qp+Qu)

(25)

式中:Yu、Qu分別為通過(guò)經(jīng)營(yíng)期法得到的火電發(fā)電成本電價(jià)和火電發(fā)電量。輸電價(jià)格公式如下:

(26)

(27)

2.3 聯(lián)合測(cè)算模型

基于上述建立的模型,送電成本電價(jià)測(cè)算及市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力分析模型如圖1所示。生產(chǎn)運(yùn)行模擬模型輸入的基礎(chǔ)參數(shù)主要包括電源規(guī)模、電源出力特性、外送通道曲線;電價(jià)測(cè)算模型輸入的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)包括電源、儲(chǔ)能、直流通道工程的邊界條件(建設(shè)期、經(jīng)營(yíng)期、折舊年限、殘值、內(nèi)部收益率、稅率)、典型工程規(guī)模、單位造價(jià)、相關(guān)投資參數(shù)、運(yùn)行成本費(fèi)率相關(guān)參數(shù),同時(shí)考慮交流加價(jià)部分、若參與輔助服務(wù)獲得的經(jīng)濟(jì)收益以及通過(guò)生產(chǎn)運(yùn)行模擬的電源與通道利用小時(shí)數(shù)、火電機(jī)組可變運(yùn)行成本費(fèi)用。參數(shù)取值在后面進(jìn)一步說(shuō)明。經(jīng)電價(jià)測(cè)算可得發(fā)電成本電價(jià)、輸電價(jià)與落地成本電價(jià),最后經(jīng)與受端地區(qū)燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)比較對(duì)市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力進(jìn)行分析討論。

圖1 送電成本電價(jià)測(cè)算及市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力分析流程

3 基準(zhǔn)場(chǎng)景參數(shù)設(shè)置與測(cè)算結(jié)果

3.1 參數(shù)設(shè)置

以沙戈荒基地外送某典型工程為基準(zhǔn)場(chǎng)景進(jìn)行測(cè)算與分析。研究現(xiàn)狀年為2023年,送端風(fēng)能、太陽(yáng)能資源利用小時(shí)數(shù)分別為2 686、1 884 h,年出力特性曲線如圖2(a)和圖2(b)所示。受端負(fù)荷曲線呈現(xiàn)夏冬季雙高峰的季節(jié)特性,典型日呈現(xiàn)“馬鞍形”的雙高峰特征,如圖3所示。

圖2 沙戈荒某地區(qū)風(fēng)能、太陽(yáng)能出力特性

圖3 某受端地區(qū)典型日負(fù)荷曲線

打捆電源配置規(guī)模按新能源1 100萬(wàn)kW,配套煤電按4×100萬(wàn)kW考慮,生產(chǎn)運(yùn)行模擬參數(shù)設(shè)置參考榮經(jīng)國(guó)等[18]、羅定[19]。配置儲(chǔ)能容量各地政策執(zhí)行情況如下:新疆、青海、寧夏儲(chǔ)能配置10%容量,陜西、甘肅,儲(chǔ)能配置20%容量,內(nèi)蒙古,儲(chǔ)能配置15%容量,放電時(shí)長(zhǎng)均為2 h,基準(zhǔn)場(chǎng)景按配套儲(chǔ)能200萬(wàn)kW(放電時(shí)長(zhǎng)2 h)考慮。

外送通道采用±800 kV直流,輸送通道容量為800萬(wàn)kW?？紤]沙戈荒基地外送主要送向西南、華北、華東、華中地區(qū),輸電距離大致范圍為700～2 300 km,基準(zhǔn)場(chǎng)景以1 100 km為例。同時(shí)要求外送通道可再生能源電量比例原則上不低于50%,直流利用時(shí)間不低于4 500 h[8]。

3.2 生產(chǎn)運(yùn)行模擬結(jié)果

生產(chǎn)運(yùn)行模擬為混合整數(shù)規(guī)劃問(wèn)題,可以調(diào)用Python平臺(tái)的CPLEX求解器進(jìn)行求解。通過(guò)生產(chǎn)模擬運(yùn)行得到風(fēng)、光、火的8 760 h曲線,某典型日出力曲線如圖4所示。其中風(fēng)、光、火、儲(chǔ)利用小時(shí)數(shù)為2 285、1 829、3 626、720 h,直流通道利用小時(shí)數(shù)為4 567 h。

圖4 某典型日功率曲線

3.3 投資水平計(jì)算分析

參考西北地區(qū)相關(guān)可行性研究及技術(shù)導(dǎo)則規(guī)范[16,20-22],風(fēng)電單位造價(jià)為4 000元/kW,光伏單位造價(jià)為3 300元/kW,燃煤?jiǎn)挝辉靸r(jià)為3 680元/kW,儲(chǔ)能單位造價(jià)為1 500元/kWh,電源投資為598億元,通道投資為211億元,共計(jì)809億元。各類電源各項(xiàng)費(fèi)用投資占比情況、單位投資情況如圖5～圖7所示?？芍济簷C(jī)組投資中設(shè)備購(gòu)置費(fèi)占比達(dá)44%,風(fēng)電機(jī)組投資中設(shè)備購(gòu)置費(fèi)占比達(dá)75%,光伏發(fā)電投資中設(shè)備及安裝工程費(fèi)占比達(dá)90%以上。

圖5 燃煤電源各項(xiàng)費(fèi)用投資占比及單位投資情況

圖6 風(fēng)電場(chǎng)站各項(xiàng)費(fèi)用投資占比及單位投資情況

圖7 光伏電站各項(xiàng)費(fèi)用投資占比及單位投資情況

3.4 外送成本電價(jià)測(cè)算分析

3.4.1 電源成本電價(jià)測(cè)算

電源發(fā)電成本測(cè)算采用經(jīng)營(yíng)期法,主要邊界條件為,電源經(jīng)營(yíng)期取25年,折舊年限取15年,殘值取5%[21-22]。儲(chǔ)能經(jīng)營(yíng)期取20年,運(yùn)營(yíng)期第10年更換電池,按一筆性費(fèi)用計(jì)算(按目前儲(chǔ)能電池造價(jià)50%考慮)。全投資內(nèi)部收益率取6%。增值稅率為13%,銷城市維護(hù)建設(shè)稅為5%,教育費(fèi)附加稅率為3%,地方教育附加費(fèi)為2%。所得稅率按西部地區(qū)鼓勵(lì)類產(chǎn)業(yè)企業(yè)取15%[23]。項(xiàng)目資本金占動(dòng)態(tài)投資的20%,流動(dòng)資金系數(shù)取30元/kW[16]。

光伏、風(fēng)電運(yùn)行費(fèi)用由修理費(fèi)、材料費(fèi)、人工福利費(fèi)、保險(xiǎn)費(fèi)、其他費(fèi)用組成。其中風(fēng)電修理費(fèi)質(zhì)保期內(nèi)費(fèi)率為0.5%,并以5～10年為一個(gè)時(shí)間段,逐級(jí)提高修理費(fèi)率至2%;風(fēng)電材料費(fèi)率取15元/kW;風(fēng)電其他費(fèi)率取25元/kW;光伏修理、材料、其他費(fèi)率按42元/kW(1～3年)、45元/kW(4～8年)、48元/kW(9～14年)、51元/kW(15～25年)考慮;工資標(biāo)準(zhǔn)均按8萬(wàn)元/人年考慮;保險(xiǎn)費(fèi)率均取0.25%[16, 21]。

配套儲(chǔ)能采用磷酸鐵鋰電池儲(chǔ)能系統(tǒng)配置。儲(chǔ)能放電深度為90%,系統(tǒng)總效率為85%,經(jīng)過(guò)調(diào)研,目前儲(chǔ)能鋰電池充放電6 000次后,容量下降20%,可得本項(xiàng)目每年容量衰減為1%。儲(chǔ)能運(yùn)行費(fèi)率取固定資產(chǎn)原支的1%考慮。

燃煤發(fā)電運(yùn)行費(fèi)用由燃料費(fèi)、修理費(fèi)、材料費(fèi)、人工福利費(fèi)、保險(xiǎn)費(fèi)、其他費(fèi)用組成。其中標(biāo)準(zhǔn)煤價(jià)取0.58元/kg,設(shè)計(jì)發(fā)電標(biāo)煤耗為271 g/kWh,供電標(biāo)煤耗為285克/kWh[24],其他燃料費(fèi)主要包括脫硫費(fèi)、脫銷費(fèi)、環(huán)保費(fèi)、水費(fèi)、排污費(fèi)等按總?cè)剂腺M(fèi)5%考慮。修理費(fèi)取1.5%;單位發(fā)電量材料費(fèi)率取5元/MWh;其他費(fèi)率取10元/MWh;發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗工資標(biāo)準(zhǔn)均按8萬(wàn)元/人年考慮;保險(xiǎn)費(fèi)率均取0.25%[16, 21]。

經(jīng)測(cè)算,綜合新能源發(fā)電成本電價(jià)(含儲(chǔ)能)為0.279 6元/kWh,綜合電源發(fā)電成本電價(jià)為0.325 2元/kWh。與沙戈荒地區(qū)燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)相比,僅低于陜西,與甘肅基本一致;按下浮20%考慮來(lái)看,測(cè)算綜合電源成本電價(jià)均高于各省份;按上浮20%考慮來(lái)看,測(cè)算的綜合電源成本電價(jià)僅高于寧夏、新疆。具體數(shù)據(jù)如表1所示。

表1 沙戈荒地區(qū)燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)

3.4.2 送電成本電價(jià)測(cè)算

送電通道專項(xiàng)工程輸電價(jià)格采用經(jīng)營(yíng)期法,主要邊界條件為,經(jīng)營(yíng)期取35年,折舊費(fèi)采用年限平均法計(jì)算,殘值率5%,項(xiàng)目資本金占動(dòng)態(tài)投資的20%,資本金內(nèi)部收益率取5%考慮[17]。增值稅率、銷城市維護(hù)建設(shè)稅、教育費(fèi)附加稅率、地方教育附加費(fèi)率、所得稅率與電源側(cè)取值一致。

送電通道工程按80萬(wàn)kW配置,輸電距離1 100 km,線路選型為8×1 250 mm2,輸電損耗率取7.2%。運(yùn)行費(fèi)用由修理費(fèi)、材料費(fèi)、人工福利費(fèi)、其他運(yùn)營(yíng)費(fèi)用組成,運(yùn)費(fèi)費(fèi)率取固定資產(chǎn)原值的2%[17]。

經(jīng)測(cè)算,輸電價(jià)為0.056 0元/kWh。

3.5 市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力分析

基于綜合電源發(fā)電成本電價(jià)、直流通道輸電價(jià),按經(jīng)驗(yàn)值0.03元/kWh考慮交流加價(jià),經(jīng)測(cè)算落地成本電價(jià)為0.411 2元/kWh。

沙戈荒基地外送主要送向華北、華中、華東、西南川渝地區(qū),各省份燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)及考慮上下浮動(dòng)20%,得到的價(jià)格區(qū)間如圖8所示[25]。與各省份燃煤發(fā)單基準(zhǔn)價(jià)相比,落地成本電價(jià)低于上海、浙江、湖北、湖南、江西5省份;考慮燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)下浮20%,落地成本電價(jià)均高于受端各省份;考慮上浮20%,則落地成本電價(jià)僅高于山西。

圖8 受端地區(qū)燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)情況

各區(qū)域平均燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)華中地區(qū)最高,分別為華北地區(qū)0.364 8元/kWh、華中地區(qū)0.414 6元/kWh、華東地區(qū)0.399 9元/kWh、西南川渝地區(qū)0.398 8元/kWh,上下浮動(dòng)邊界如表2所示。與地區(qū)平均燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)相比,測(cè)算落地成本電價(jià)僅低于華中地區(qū)。

表2 受端地區(qū)平均燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)

4 外送成本電價(jià)多元影響因素趨勢(shì)分析

4.1 不同打捆電源配置對(duì)基地外送成本電價(jià)影響趨勢(shì)測(cè)算分析

在基準(zhǔn)場(chǎng)景條件下,若考慮增配“新能源+儲(chǔ)能”來(lái)代替火電,按通道輸電量及頂峰能力不變的原則,則每減配100萬(wàn)kW火電、增配250萬(wàn)kW風(fēng)光、200萬(wàn)kW儲(chǔ)能,在火電按400萬(wàn)、300萬(wàn)、200萬(wàn)kW設(shè)置1、2、3三個(gè)情景下綜合電源發(fā)電成本電價(jià)將呈上升趨勢(shì),分別為0.325 2、0.349 0、0.370 0元/kWh,如圖9(a)。主要原因是電源利用小時(shí)數(shù)下降,為滿足收益率不得不抬高發(fā)電成本電價(jià),由此可知當(dāng)前火電仍是沙戈荒基地外送更為經(jīng)濟(jì)的調(diào)節(jié)資源。

圖9 電源配置對(duì)成本電價(jià)及市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力的影響

進(jìn)一步輸電距離分別按700、1 100、1 500、1 900、2 300 km考慮,三個(gè)電源配置情景落地成本電價(jià)與地區(qū)燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)相比如圖9(b)所示?？傮w來(lái)看落地成本電價(jià)均高于0.4元/kWh且低于華中區(qū)域平均燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)上浮20%。因華東、西南地區(qū)燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)接近,以華東為例對(duì)比可知三個(gè)情景中僅情景3在輸電距離為2 300 km的落地成本電價(jià)高于華東區(qū)域平均燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)上浮20%。華北區(qū)域平均燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)較低,三個(gè)情景的落地成本電價(jià)均高于華北區(qū)域平均燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)上浮20%的情況。因此落地成本電價(jià)相比華中區(qū)域具有市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力,華東與西南川渝區(qū)域僅在情景3中2 300 km輸電距離下不具有市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力,華北區(qū)域只有情景2輸電距離為700、1 100 km以及情景1下700、1 100、1 500、1 900 km輸電距離下具有市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力。若按受端地區(qū)燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)下浮20%考慮,則測(cè)算落地成本電價(jià)均不具有市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力。

4.2 不同標(biāo)煤?jiǎn)蝺r(jià)對(duì)基地外送成本電價(jià)影響趨勢(shì)測(cè)算分析

沙戈荒各地區(qū)標(biāo)煤?jiǎn)蝺r(jià)存在明顯差異,且燃煤機(jī)組中燃料費(fèi)在運(yùn)行費(fèi)占比高,分別按新疆、青海兩地區(qū)標(biāo)煤價(jià)格0.318元/kg、0.9元/kg對(duì)綜合電源發(fā)電成本電價(jià)測(cè)算,所得結(jié)果分別為0.273 7、0.359 6元/kWh,與基準(zhǔn)場(chǎng)景條件下標(biāo)煤價(jià)格0.58元/kg測(cè)算的綜合電源發(fā)電成本電價(jià)對(duì)比情況如圖10(a)所示。由此可知不同地區(qū)標(biāo)煤價(jià)格差異對(duì)綜合電源發(fā)電成本電價(jià)影響顯著。

圖10 不同區(qū)域標(biāo)煤?jiǎn)蝺r(jià)對(duì)成本電價(jià)及市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力的影響

不同輸電距離下落地在本電價(jià),如圖10(b)所示,可知標(biāo)煤價(jià)格0.318元/kg情境下落地成本電價(jià)低于各受端區(qū)域平均燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)上浮20%,均有市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力。標(biāo)煤價(jià)格0.9元/kg情景下落地成本電價(jià)僅有700 km在華北區(qū)域具有市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力,但目前國(guó)家規(guī)劃中沒有規(guī)劃青海向華北區(qū)域送電。若按受端地區(qū)燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)下浮20%考慮,則測(cè)算落地成本電價(jià)均不具有市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力。

4.3 增配儲(chǔ)能對(duì)基地外送成本電價(jià)影響趨勢(shì)測(cè)算分析

無(wú)配套儲(chǔ)能情況下新能源利用率僅為82%。若通過(guò)增配儲(chǔ)能來(lái)提高新能源利用率,經(jīng)測(cè)算,基準(zhǔn)場(chǎng)景下配套200萬(wàn)、350萬(wàn)kW儲(chǔ)能后新能源利用率可分別提升至92%、95%,但相應(yīng)綜合電源發(fā)電成本電價(jià)將由0.287 6元/kWh分別抬升至0.325 2元/kWh、0.348 8元/kWh,如圖11(a)所示。可知在基準(zhǔn)情景下一味通過(guò)增配儲(chǔ)能提高新能源利用率,將提高發(fā)電成本電價(jià)、降低基地發(fā)電經(jīng)濟(jì)效益。

圖11 增配儲(chǔ)能對(duì)成本電價(jià)及市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力的影響

不同輸電距離下落地成本電價(jià),如圖11(b)所示。其中無(wú)儲(chǔ)能、增配200萬(wàn)kW儲(chǔ)能、增配350萬(wàn)kW儲(chǔ)能的落地成本電價(jià)均低于華中、華東及西南川渝區(qū)域平均燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)上浮20%,具有市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力。華北區(qū)域僅有350萬(wàn)kW儲(chǔ)能輸電距離超過(guò)1 100 km以及200萬(wàn)kW儲(chǔ)能輸電距離2 300 km情況下測(cè)算的落地成本電價(jià)不具有市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力。若按受端地區(qū)燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)下浮20%考慮,則測(cè)算落地成本電價(jià)均不具有市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力。

4.4 考慮調(diào)峰收益對(duì)基地外送成本電價(jià)影響趨勢(shì)測(cè)算分析

考慮送電通道參與輔助服務(wù)市場(chǎng)可以獲取經(jīng)濟(jì)收益降低發(fā)電成本。以河南調(diào)峰服務(wù)為例,按調(diào)峰補(bǔ)償價(jià)格報(bào)價(jià)上限0.3元/kWh考慮[26],與無(wú)補(bǔ)貼相比,配套電源保本電價(jià)由0.3252元/kWh下降至0.3107元/kWh,如圖12(a)所示。

圖12 考慮調(diào)峰收益對(duì)成本電價(jià)及市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力的影響

不同輸電距離下落地成本電價(jià)圖12(b)所示。無(wú)補(bǔ)貼時(shí),2 300 km輸電距離測(cè)算的落地成本電價(jià)高于華北區(qū)域平均燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)上浮20%,當(dāng)按0.3元/kWh考慮調(diào)峰補(bǔ)貼時(shí),落地成本電價(jià)均低于華北區(qū)域平均燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià),在受端各區(qū)域均具有市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力。但若按受端地區(qū)燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)下浮20%考慮,即使按0.3元/kWh調(diào)峰補(bǔ)貼,測(cè)算的落地成本電價(jià)仍均不具有市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力。

4.5 不同單位造價(jià)水平對(duì)基地外送成本電價(jià)影響趨勢(shì)測(cè)算分析

在未來(lái),風(fēng)光儲(chǔ)的單位造價(jià)水平會(huì)進(jìn)一步下降,發(fā)電成本電價(jià)會(huì)持續(xù)下降[15]。在基準(zhǔn)情境下即使在儲(chǔ)能單位造價(jià)水平為0的極端情況下,新能源綜合發(fā)電成本電價(jià)與電源綜合成本電價(jià)分別為0.224 6、0.292 2元/kWh,與無(wú)儲(chǔ)能情景相比,新能源發(fā)電成本電價(jià)降低0.019 2元/kWh,但綜合電源發(fā)電成本電價(jià)提高0.004 6元/kWh,這說(shuō)明在當(dāng)前造價(jià)水平及運(yùn)營(yíng)費(fèi)用情況下提高新能源利用小時(shí)數(shù)帶來(lái)的發(fā)電成本下降不足以彌補(bǔ)減少火電利用小時(shí)造成的發(fā)電成本增加。

若儲(chǔ)能單位造價(jià)水平為0的極端情況下,同時(shí)火電標(biāo)煤價(jià)調(diào)整為0.318元/kg,則電源綜合成本電價(jià)為0.244 6元/kWh,較無(wú)儲(chǔ)能情況降低0.012元/kWh,說(shuō)明在當(dāng)前造價(jià)水平及運(yùn)營(yíng)費(fèi)用情況下提高新能源利用小時(shí)數(shù)帶來(lái)的發(fā)電成本下降可以彌補(bǔ)減少火電利用小時(shí)造成的發(fā)電成本增加。經(jīng)測(cè)算可知,在儲(chǔ)能單位造價(jià)水平不高于500元/kWh時(shí),增加200萬(wàn)儲(chǔ)能與無(wú)儲(chǔ)能相比可以改善發(fā)電成本。

若在基準(zhǔn)場(chǎng)景條件下,采用控制變量法分別反算風(fēng)、光單位造價(jià)水平可知,當(dāng)風(fēng)電、光伏各自滿足單位造價(jià)不高于920、1 425元/kW時(shí),增加200萬(wàn)儲(chǔ)能較無(wú)儲(chǔ)能相比可以減少發(fā)電成本。然而,據(jù)目前造價(jià)水平預(yù)測(cè)分析[15],僅靠風(fēng)光儲(chǔ)某一類單位造價(jià)水平下降實(shí)現(xiàn)增加儲(chǔ)能達(dá)成發(fā)電成本下降僅在理論上存在可能。

5 結(jié)論與建議

為加快推進(jìn)沙戈荒新能源基地建設(shè),保障基地外送通道持續(xù)發(fā)揮作用,科學(xué)合理的工程經(jīng)濟(jì)性測(cè)算與市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力分析顯得尤為重要。本文案例沒有局限于某一工程,而是以典型工程為基準(zhǔn)場(chǎng)景,進(jìn)一步以打捆定價(jià)為前提按發(fā)電量比例分配原則,從打捆電源配置、標(biāo)煤?jiǎn)蝺r(jià)、增配儲(chǔ)能、考慮調(diào)峰收益、單位造價(jià)等幾方面討論分析影響基地發(fā)電成本電價(jià)的主要因素,并結(jié)合沙戈荒基地外送輸電距離范圍,對(duì)市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力進(jìn)行分析,所提出的模型與方法具有普適性。得到主要結(jié)論及建議如下。

(1)在風(fēng)光火儲(chǔ)發(fā)電僅通過(guò)通道向受端送電的前提下,按通道送電量及頂峰能力不變的原則,當(dāng)前火電仍是沙戈荒基地外送更為經(jīng)濟(jì)的調(diào)節(jié)電源。

(2)不同地區(qū)標(biāo)煤價(jià)格對(duì)發(fā)電成本電價(jià)影響顯著,有必要考慮將燃料成本的變動(dòng)納入價(jià)格形成機(jī)制。

(3)當(dāng)前通過(guò)增配儲(chǔ)能提高新能源利用率,將以提高發(fā)電成本電價(jià)為代價(jià),新能源利用率考量應(yīng)更加科學(xué)合理。

(4)調(diào)峰輔助服務(wù)是降低發(fā)電成本的有效途徑,進(jìn)一步為提高落地電價(jià)的市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力,需要研判各電源類型分時(shí)的電能量?jī)r(jià)值,風(fēng)、光綠色價(jià)值與火電、儲(chǔ)能的容量、調(diào)峰價(jià)值,應(yīng)考慮基地提供的綜合價(jià)值作為定價(jià)依據(jù)。

(5)未來(lái)風(fēng)光儲(chǔ)的單位造價(jià)水平進(jìn)一步下降,會(huì)降低發(fā)電成本電價(jià),但僅靠風(fēng)光儲(chǔ)某一類單位造價(jià)水平下降實(shí)現(xiàn)增加儲(chǔ)能達(dá)成綜合電源發(fā)電成本下降僅在理論上存在可能。

(6)測(cè)算落地成本電價(jià)雖然與受端地區(qū)燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)上浮20%相比存在一定市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力,但若與燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)下限下浮20%相比則均不具備競(jìng)爭(zhēng)力,隨著全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)體系逐漸完善,未來(lái)還需挖掘多樣化價(jià)格疏導(dǎo)途徑以提高基地外送的市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力。

要說(shuō)明的是本文在典型工程數(shù)據(jù)的基準(zhǔn)場(chǎng)景條件下采用控制變量法重在分析外送成本電價(jià)變化趨勢(shì),得到的測(cè)算數(shù)值及對(duì)受端地區(qū)市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力分析結(jié)果僅供參考。主要原因?yàn)?一是因?yàn)樯掣昊牟煌貐^(qū)的風(fēng)光資源利用小時(shí)數(shù)、標(biāo)煤價(jià)格、儲(chǔ)能配比、單位造價(jià)等諸多因素存在差異且由案例測(cè)算結(jié)果可知以上因素影響顯著;二是沙戈荒地區(qū)廣闊,不同工程送受端輸電距離相差明顯,沒有針對(duì)具體工程所得落地成本電價(jià)不具備針對(duì)性;三是在沙戈荒基地外送的價(jià)格形成機(jī)制尚不明確背景下,本文按價(jià)格打捆的思路,通過(guò)按發(fā)電量比例分配原則的方法不是唯一方法,需結(jié)合未來(lái)政策及實(shí)際情況進(jìn)一步分析。