魏 然，葛向東

（1.國(guó)網(wǎng)北京市電力公司，北京 102200；2.濟(jì)南工程職業(yè)技術(shù)學(xué)院，山東 濟(jì)南 250200）

0 引言

近年來(lái)，我國(guó)新能源迎來(lái)全面、快速發(fā)展，截至2022年底，全國(guó)風(fēng)電、光伏裝機(jī)容量超過(guò)7.58億kW，占全部裝機(jī)的比重約30%［1］，未來(lái)，我國(guó)新能源仍將保持快速發(fā)展態(tài)勢(shì)，對(duì)能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型、提升可再生能源消費(fèi)占比等起到至關(guān)重要的作用。但同時(shí)不容忽視的是，新能源的快速發(fā)展也對(duì)電力系統(tǒng)安全、穩(wěn)定、高效、經(jīng)濟(jì)運(yùn)行帶來(lái)一系列挑戰(zhàn)，有必要超前開(kāi)展科學(xué)研究，明確新能源規(guī)劃開(kāi)發(fā)的技術(shù)原則，為能源主管部門(mén)未來(lái)開(kāi)展能源發(fā)展規(guī)劃提供技術(shù)支撐。

由于我國(guó)能源資源分布和負(fù)荷中心分布具有明確的區(qū)位異向性，電力送端、受端省份開(kāi)發(fā)新能源的原則、思路、功能定位及具體的研究思路也有所不同。以受端省級(jí)電力系統(tǒng)為例，兼顧自然資源稟賦、電網(wǎng)接入能力、系統(tǒng)消納能力、系統(tǒng)安穩(wěn)運(yùn)行、政策指標(biāo)要求等主、客觀條件，力爭(zhēng)統(tǒng)籌好安全、綠色、經(jīng)濟(jì)三者的關(guān)系，研究如何優(yōu)化本地區(qū)的風(fēng)電、光伏開(kāi)發(fā)配比規(guī)劃目標(biāo)。

由于各省電力系統(tǒng)的負(fù)荷特性、裝機(jī)結(jié)構(gòu)均不相同，風(fēng)力、光伏等自然條件更是各異，不存在四海皆準(zhǔn)的固定風(fēng)電、光伏、儲(chǔ)能發(fā)展配比以滿足最佳的經(jīng)濟(jì)技術(shù)指標(biāo)。但各省的風(fēng)力、光照又呈現(xiàn)一定的季節(jié)性和日內(nèi)不同時(shí)段的強(qiáng)弱規(guī)律，通過(guò)把握好這種自然規(guī)律，合理規(guī)劃各類電源和儲(chǔ)能規(guī)模，可使之更好地與本省區(qū)電力系統(tǒng)特性相匹配。近幾年，大量專家學(xué)者、工程技術(shù)人員在此方面開(kāi)展大量實(shí)踐研究，積累一定經(jīng)驗(yàn)。任大偉等［2］通過(guò)考慮多種靈活性約束條件和基于時(shí)序模擬的廣域電力系統(tǒng)規(guī)劃研究提出電源和儲(chǔ)能都可為系統(tǒng)提供調(diào)節(jié)能力，不同類型電源和儲(chǔ)能在經(jīng)濟(jì)上存在合理配比；李凱等［3］通過(guò)基于風(fēng)光火儲(chǔ)的多能互補(bǔ)新能源基地規(guī)劃研究，并以赤峰新能源多能互補(bǔ)基地整體規(guī)劃作為典型案例，擬建設(shè)9 GW 風(fēng)電和1 GW 光伏的較強(qiáng)的經(jīng)濟(jì)性方案；廖政侃［4］研究基于電力系統(tǒng)靈活資源成本最小化的風(fēng)光容量配比方法，測(cè)算在一定的可再生能源發(fā)展總目標(biāo)下，不同的風(fēng)電、光伏配比對(duì)應(yīng)的系統(tǒng)所需增設(shè)靈活性資源的建設(shè)成本。盡管取得如此多的成果，但目前行業(yè)內(nèi)在系統(tǒng)成本定義、調(diào)峰運(yùn)行優(yōu)先級(jí)等規(guī)則方面尚未完全統(tǒng)一，難以通過(guò)簡(jiǎn)明快速計(jì)算得出特定區(qū)域的初步發(fā)展建議。

在滿足主觀發(fā)展需求和客觀發(fā)展限制條件的基礎(chǔ)上，從系統(tǒng)成本的角度出發(fā)，提出一種受端電力系統(tǒng)風(fēng)電、光伏、儲(chǔ)能發(fā)展配比建議的總體研究方法?？紤]各地區(qū)的發(fā)展需求、發(fā)展限制等政策，資源方面的主、客觀條件，針對(duì)某一具體的電力系統(tǒng)，明確其相關(guān)邊界條件，構(gòu)建計(jì)算模型。僅針對(duì)風(fēng)電、光伏、儲(chǔ)能的裝機(jī)配比作為敏感性分析條件開(kāi)展計(jì)算研究，對(duì)滿足發(fā)展需求和符合發(fā)展限制條件的各方案，以系統(tǒng)成本最低為原則，總結(jié)發(fā)展結(jié)論。

1 風(fēng)電、光伏發(fā)展需求及限制

1.1 發(fā)展需求

目前，我國(guó)整體正處于能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型優(yōu)化階段。從國(guó)家層面看，國(guó)家通過(guò)具體指標(biāo)的形式提出不同階段的發(fā)展目標(biāo)，如到2030 年，全國(guó)非化石能源占一次能源消費(fèi)比重將達(dá)到25%左右，風(fēng)電、太陽(yáng)能發(fā)電總裝機(jī)容量將達(dá)到12 億kW 以上。從省級(jí)層面看，一般省區(qū)均提出各自的能源“十四五”發(fā)展規(guī)劃，明確本省區(qū)風(fēng)電、光伏發(fā)展目標(biāo)。國(guó)家也通過(guò)對(duì)各省區(qū)下達(dá)可再生能源消納責(zé)任權(quán)重，以考核逐年可再生能源電量占比下限的模式進(jìn)一步督促各省主動(dòng)發(fā)展本地區(qū)可再生能源。因此，發(fā)展需求決定著某一地區(qū)的新能源發(fā)展目標(biāo)下限。

1.2 發(fā)展限制

各地區(qū)發(fā)展風(fēng)電、光伏將受到一系列條件的限制。

一是資源條件，包括自然資源、土地資源等。自然資源稟賦是決定該地區(qū)新能源開(kāi)發(fā)的決定性因素。整體來(lái)看，我國(guó)風(fēng)能、太陽(yáng)能資源較優(yōu)的地區(qū)主要分布在“三北”地區(qū)，部分南方沿海省區(qū)也有著豐富的海上風(fēng)電資源。土地、自然條件還直接決定著某一地區(qū)新能源建設(shè)面積、開(kāi)發(fā)難度、投資成本、前期進(jìn)度等。

二是電網(wǎng)接入、送出、穩(wěn)定運(yùn)行條件。部分受端省級(jí)電力系統(tǒng)存在網(wǎng)架結(jié)構(gòu)限制條件，如單點(diǎn)接入能力受限、局部地區(qū)電力送出斷面等，造成這種現(xiàn)象的原因是多方面的，如主變壓器短路容量限制、邊緣地區(qū)網(wǎng)架薄弱限制、特定運(yùn)行工況的“N-1”運(yùn)行要求限制、大規(guī)模直流饋入疊加新能源發(fā)電導(dǎo)致潛在的系統(tǒng)失穩(wěn)限制等［5］。

三是電力系統(tǒng)消納能力限制。消納能力限制主要是由某一周期內(nèi)出現(xiàn)一定規(guī)模的超過(guò)系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力的源荷不平衡現(xiàn)象導(dǎo)致的，一般情況下系統(tǒng)新能源裝機(jī)滲透率越高，系統(tǒng)消納問(wèn)題越嚴(yán)重［6］。目前，多數(shù)省級(jí)電力系統(tǒng)調(diào)度承擔(dān)著一定的新能源利用率考核指標(biāo)要求。

上述一系列限制因素將直接影響地區(qū)發(fā)展規(guī)劃和目標(biāo)的確定，不同地區(qū)應(yīng)結(jié)合自身的實(shí)際情況和客觀條件，超前布局規(guī)劃研究、深入開(kāi)展科學(xué)計(jì)算，提出適合本地區(qū)風(fēng)電、光伏科學(xué)合理的發(fā)展路徑［7］。

就目前形勢(shì)來(lái)看，消納問(wèn)題是多數(shù)受端電力系統(tǒng)已經(jīng)出現(xiàn)或即將面臨的限制新能源發(fā)展的最嚴(yán)格限制條件之一，但同時(shí)應(yīng)明確，不管是從提升新能源電量滲透率方面還是降低系統(tǒng)運(yùn)行成本方面，新能源利用率并非越高越好，暫以89%、92%、95%三種新能源利用率指標(biāo)限制作為敏感性分析條件，探索一定風(fēng)光裝機(jī)規(guī)模對(duì)應(yīng)的較優(yōu)利用率。

2 發(fā)展邊界分析

在進(jìn)行具體計(jì)算之前，必須明確相應(yīng)省份的負(fù)荷電量預(yù)測(cè)、常規(guī)電源發(fā)展規(guī)劃等。

2.1 負(fù)荷

一是負(fù)荷、用電量增長(zhǎng)預(yù)計(jì)。國(guó)家電力規(guī)劃已明確提出各省和地區(qū)未來(lái)五年的負(fù)荷、電量發(fā)展水平。

二是負(fù)荷特性。一般省份年負(fù)荷曲線有明顯的夏冬季雙高峰特性，春季、秋季為一年中的雙低谷；四季典型日負(fù)荷特性均存在雙高峰或三高峰，即早/午峰和晚峰，但出現(xiàn)時(shí)刻有所不同，夜間為全天負(fù)荷的低谷期。在生產(chǎn)模擬計(jì)算時(shí)還須參考往年電力系統(tǒng)實(shí)際運(yùn)行的全年8 760 h 運(yùn)行數(shù)據(jù)或?qū)ξ磥?lái)年份的負(fù)荷曲線預(yù)計(jì)。

2.2 孤網(wǎng)系統(tǒng)

孤網(wǎng)系統(tǒng)是特定歷史時(shí)期的產(chǎn)物，且預(yù)計(jì)未來(lái)還將在部分省區(qū)以可觀規(guī)模的體量繼續(xù)存在。由于孤網(wǎng)主要是大工業(yè)負(fù)荷，其用電負(fù)荷具有年利用小時(shí)數(shù)極高（可超過(guò)7 000 h）、波動(dòng)性低等特點(diǎn)，煤電是一般孤網(wǎng)的絕對(duì)主力電源。

因此，孤網(wǎng)具有發(fā)展一定規(guī)模新能源的客觀條件，且隨著新能源發(fā)電成本逐步降低，發(fā)展一定規(guī)模的新能源將在一定程度上有利于降低孤網(wǎng)系統(tǒng)的生產(chǎn)運(yùn)行成本。

由于孤網(wǎng)和主網(wǎng)的電源結(jié)構(gòu)、運(yùn)行模式差異較大，建議對(duì)孤網(wǎng)和省級(jí)主網(wǎng)分別按照各自的負(fù)荷、裝機(jī)規(guī)模開(kāi)展計(jì)算。其中，針對(duì)孤網(wǎng)新能源發(fā)展建設(shè)，為避免潛在的政策阻礙，采取“小步走”戰(zhàn)略，初期暫不考慮儲(chǔ)能，僅采取風(fēng)光火聯(lián)合的基本運(yùn)行模式，并保障新能源綜合利用率不低于95%以充分保障其新能源投資效益。

2.3 新能源出力特性

一般來(lái)說(shuō)，風(fēng)電出力特性既與負(fù)荷特性有一定的契合度，又存在一定的反調(diào)峰特性。契合度是指在晚高峰時(shí)段，風(fēng)電往往能提供一定的電力保障作用，且在夜間光伏停止出力時(shí)起到一定的電力電量供應(yīng)效果；反調(diào)峰特性是指在日大負(fù)荷（早/午峰和晚峰）時(shí)段，風(fēng)電往往難以提供可靠的電力支撐，而有一定概率將在夜間低谷負(fù)荷時(shí)段出力較大。

相對(duì)風(fēng)電，光伏出力特性更具一般性，光伏發(fā)電不僅出力規(guī)律、可預(yù)測(cè)性強(qiáng)，可在日內(nèi)系統(tǒng)負(fù)荷最高峰提供可觀的電力支撐作用；缺點(diǎn)為無(wú)法對(duì)晚峰提供電力支撐，且所有電量集中產(chǎn)生，大規(guī)模的光伏對(duì)煤電、燃機(jī)等各類靈活調(diào)節(jié)資源和抽水蓄能、儲(chǔ)能等電量存儲(chǔ)資源依賴性較強(qiáng)［8］。

一般情況下，各省份的風(fēng)電、光伏年利用小時(shí)數(shù)存在一定的大概率發(fā)生區(qū)間，可據(jù)此提出典型的年風(fēng)電、光伏運(yùn)行小時(shí)數(shù)。在生產(chǎn)模擬計(jì)算時(shí)還須參考往年電力系統(tǒng)實(shí)際運(yùn)行的全年8 760 h 運(yùn)行數(shù)據(jù)或?qū)ξ磥?lái)年份的風(fēng)電、光伏出力曲線預(yù)計(jì)。

2.4 本地常規(guī)電源和省外來(lái)電

本地常規(guī)電源包括煤電、燃機(jī)發(fā)電、抽水蓄能、核電等，可參照國(guó)家電力規(guī)劃、省級(jí)能源電力規(guī)劃等確定未來(lái)五年的裝機(jī)規(guī)模，并明確各類機(jī)組調(diào)峰能力等運(yùn)行參數(shù)，其他類型機(jī)組參照實(shí)際運(yùn)行情況。

部分受端省級(jí)電力系統(tǒng)通過(guò)跨省跨區(qū)交直流通道接受省外來(lái)電，統(tǒng)籌相關(guān)送電協(xié)議、配套電源建設(shè)規(guī)模等，提出合理的送電規(guī)模和曲線。

2.5 風(fēng)電、光伏、儲(chǔ)能裝機(jī)配比

一般來(lái)說(shuō)，某地區(qū)的風(fēng)光裝機(jī)比不宜過(guò)大或過(guò)小。風(fēng)光比過(guò)大，易導(dǎo)致夜間負(fù)荷低谷時(shí)段風(fēng)電常態(tài)化棄電，而若在日間負(fù)荷高峰時(shí)段風(fēng)電出力能力不足，將導(dǎo)致總體新能源發(fā)電量低、利用率低；風(fēng)光比過(guò)小，易導(dǎo)致午間調(diào)峰壓力過(guò)大，甚至系統(tǒng)調(diào)峰難度高于夜間負(fù)荷低谷疊加風(fēng)電大發(fā)時(shí)段，且光伏集中爆發(fā)性出力對(duì)儲(chǔ)能規(guī)模依賴性較強(qiáng)，易導(dǎo)致整體新能源利用率降低［9］。

新型儲(chǔ)能可發(fā)揮與抽水蓄能相同的電力電量跨時(shí)段存儲(chǔ)和釋放作用，配置一定規(guī)模的儲(chǔ)能將極大助力新能源消納。但同樣的，儲(chǔ)能裝機(jī)配比不宜過(guò)大或過(guò)小。儲(chǔ)能配置過(guò)少，系統(tǒng)則依然存在大量的棄電需求，通過(guò)增量?jī)?chǔ)能可高效發(fā)揮充放作用，提升系統(tǒng)總體利用率；儲(chǔ)能配置過(guò)少，在如今儲(chǔ)能造價(jià)水平和循環(huán)壽命下，過(guò)低的儲(chǔ)能利用率將導(dǎo)致整體經(jīng)濟(jì)性大幅降低［10］。

綜上，結(jié)合工程實(shí)際經(jīng)驗(yàn)，初步提出風(fēng)電與光伏裝機(jī)配比［11］，分別為3∶1，2∶1，1∶1，1∶2，1∶3。若在實(shí)際論證過(guò)程中，風(fēng)電與光伏裝機(jī)配比為3∶1或1∶3時(shí)可獲得最佳經(jīng)濟(jì)技術(shù)指標(biāo)，則可進(jìn)一步擴(kuò)大或降低風(fēng)光比進(jìn)行試驗(yàn)比選。其中，新型儲(chǔ)能與風(fēng)光裝機(jī)比例可分別暫按10%、20%考慮。

3 方案技術(shù)經(jīng)濟(jì)比選

3.1 經(jīng)濟(jì)性邊界

由于核電、外電等運(yùn)行工況相對(duì)固定，機(jī)組建設(shè)、運(yùn)營(yíng)成本僅考慮各方案存在差異的煤電煤耗、新能源機(jī)組建設(shè)、儲(chǔ)能建設(shè)運(yùn)行成本［12］。本文涉及的主要經(jīng)濟(jì)性邊界如下：

1）風(fēng)電。參考國(guó)內(nèi)近期實(shí)際招標(biāo)成交情況，陸上風(fēng)電總承包項(xiàng)目單位容量成本按6 000 元/kW 考慮，全壽命周期20年。

2）光伏。參考國(guó)內(nèi)近期實(shí)際招標(biāo)成交情況，集中式光伏總承包項(xiàng)目單位容量成本按4 300 元/kW考慮，全壽命周期25年。

3）煤電。僅考慮風(fēng)電、光伏對(duì)化石能源電量的替代作用，不考慮其電力供應(yīng)保障價(jià)值，煤電等大型常規(guī)機(jī)組承擔(dān)電力保障的基礎(chǔ)任務(wù)，因此在新能源電量替代過(guò)程的系統(tǒng)成本中不考慮其建設(shè)成本。

4）電煤。參考2022 年第三季度我國(guó)東部省份實(shí)際成交情況，折算標(biāo)煤到廠價(jià)格按1 500元/t考慮。

5）新型儲(chǔ)能。參考國(guó)內(nèi)近期招標(biāo)成交情況及技術(shù)發(fā)展情況，磷酸鐵鋰儲(chǔ)能電池總承包項(xiàng)目?jī)r(jià)格按照4 000 元/kW（2h）考慮；最長(zhǎng)壽命周期8 年，最大滿循環(huán)次數(shù)4 000次，按先到時(shí)間電池報(bào)廢。

6）煤耗。參考某在運(yùn)單機(jī)350 MW 容量的普通性能燃煤機(jī)組運(yùn)行參數(shù)，如表1所示。

表1 某350 MW在運(yùn)煤電機(jī)組深調(diào)狀態(tài)供電煤耗Table 1 Coal consumption of a 350 MW coal-fired power unit under deep regulation

3.2 方案技術(shù)經(jīng)濟(jì)計(jì)算

首先面向孤網(wǎng)系統(tǒng)開(kāi)展時(shí)序生產(chǎn)模擬計(jì)算，以95%的新能源利用率為目標(biāo)，求取滿足各風(fēng)光配比的風(fēng)電、光伏裝機(jī)規(guī)模及新能源發(fā)電量、煤耗等運(yùn)行結(jié)論，提出滿足孤網(wǎng)綜合成本最低的風(fēng)光配比方案。

其次面向主網(wǎng)系統(tǒng)，根據(jù)已明確的負(fù)荷、各類裝機(jī)及相關(guān)運(yùn)行參數(shù)、跨區(qū)受電規(guī)模等，通過(guò)對(duì)各裝機(jī)方案開(kāi)展生產(chǎn)模擬計(jì)算，橫向?qū)Ρ雀餮b機(jī)配比組合下的技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)，確定滿足一定消納率要求的經(jīng)濟(jì)性最優(yōu)的配比。

最終按照既定發(fā)展需求，校核不滿足全省區(qū)發(fā)展需求的裝機(jī)方案。在滿足發(fā)展需求的方案中，提出全社會(huì)系統(tǒng)用電成本最低的配比組合。

4 算例分析

4.1 計(jì)算邊界

參考我國(guó)東部某受端省電力系統(tǒng)結(jié)構(gòu)，提出某水平年虛擬計(jì)算模型的相關(guān)邊界條件如下：

1）負(fù)荷。孤網(wǎng)穩(wěn)定負(fù)荷2 000 萬(wàn)kW，年用電量1 752 億kWh；主網(wǎng)年最大負(fù)荷1.6 億kW，年用電量10 857 億kWh，四季呈夏冬雙高峰、春秋雙低谷特性，日內(nèi)呈午晚雙高峰、夜間低谷特性。

2）煤電。裝機(jī)規(guī)模1.25億kW，其中孤網(wǎng)2 500萬(wàn)kW，統(tǒng)調(diào)公用電廠9 000萬(wàn)kW，統(tǒng)調(diào)自備電廠500萬(wàn)kW，地方電廠500 萬(wàn)kW。統(tǒng)調(diào)公用機(jī)組供熱期、非供熱期平均調(diào)峰能力分別為60%、70%。

3）其他火電。生物質(zhì)能、垃圾發(fā)電合計(jì)500萬(wàn)kW，余熱余能余壓機(jī)組500萬(wàn)kW。

4）核電為1 000萬(wàn)kW。

5）風(fēng)電、光伏。區(qū)域技術(shù)可開(kāi)發(fā)容量分別為1億kW、2 億kW，年利用小時(shí)數(shù)分別約為2 000 h、1 300 h。

6）抽水蓄能為1 000萬(wàn)kW。

7）區(qū)外來(lái)電。按預(yù)定協(xié)議曲線運(yùn)行，最大送電功率4 000萬(wàn)kW，年均利用小時(shí)數(shù)約6 000 h。

4.2 孤網(wǎng)風(fēng)光配比技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析

分別按照3∶1、2∶1、1∶1、1∶2、1∶3 五種風(fēng)光配比，以95%利用率要求，通過(guò)生產(chǎn)模擬計(jì)算，設(shè)計(jì)風(fēng)光裝機(jī)組合6 種方案，并得出其運(yùn)行結(jié)論如表2 所示。表2 中，方案1 為煤電作為單一電源方案，對(duì)應(yīng)的煤耗最大；方案2—方案5 為分別按照不同的風(fēng)光配比，以風(fēng)光綜合利用率不低于95%的最大可配置裝機(jī)規(guī)模為限制，提出5 種不同的新能源發(fā)展方案，不同方案下，新能源發(fā)電量不同、對(duì)煤電的調(diào)峰需求也不同，最終導(dǎo)致總煤耗各不相同。

表2 孤網(wǎng)不同風(fēng)光裝機(jī)方案模擬運(yùn)行分析Table 2 Simulation and operation analysis of different wind and solar installation schemes for isolated networks

在此主要考慮新能源機(jī)組新建成本和電煤成本差異。新能源建設(shè)成本，按照前述新能源機(jī)組造價(jià)、機(jī)組壽命，將全壽命周期總體投資以資金等值換算至初始年，進(jìn)而計(jì)算得出年均投資成本；燃料價(jià)格按照生產(chǎn)模擬中不同方案下煤耗量結(jié)合電煤價(jià)格獲得，最終得出各計(jì)算方案的年均投資，最后橫向?qū)Ρ雀鞣桨傅慕?jīng)濟(jì)性，結(jié)果如表3所示。

表3 孤網(wǎng)不同風(fēng)光裝機(jī)方案經(jīng)濟(jì)性分析Table 3 Economic analysis of different wind and solar installation schemes for isolated networks

由此可見(jiàn)，在以上計(jì)算邊界條件下，如今面臨電煤價(jià)格高企、環(huán)保高壓態(tài)勢(shì)，采取風(fēng)光火聯(lián)合運(yùn)行的模式，風(fēng)電與光伏裝機(jī)配比按照2∶1 配置一定規(guī)模的新能源，可切實(shí)響應(yīng)國(guó)家政策，同時(shí)顯著降低企業(yè)生產(chǎn)成本，電力生產(chǎn)成本最大可降低約0.05元/kWh。

4.3 主網(wǎng)風(fēng)光配比技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析

分別按照3∶1、2∶1、1∶1、1∶2、1∶3五種風(fēng)光配比和10%、20%兩種儲(chǔ)能配比，分別以滿足不低于89%、92%、95%利用率要求，通過(guò)生產(chǎn)模擬計(jì)算，設(shè)計(jì)風(fēng)光裝機(jī)組合30種方案，并得出其運(yùn)行結(jié)論如表4所示。

表4 主網(wǎng)不同風(fēng)光裝機(jī)方案模擬運(yùn)行分析Table 4 Simulation and operation analysis of different wind and solar installation schemes in the main network

分別按照前述新能源機(jī)組造價(jià)、儲(chǔ)能成本、機(jī)組壽命、電煤價(jià)格等邊界，并考慮投資時(shí)間成本折算獲得各計(jì)算方案的年均投資，橫向?qū)Ρ雀鞣桨傅慕?jīng)濟(jì)性（僅考慮新能源機(jī)組新建成本、電煤成本、儲(chǔ)能投資運(yùn)行成本差異），結(jié)果如表5和圖1所示。

圖1 主網(wǎng)不同風(fēng)光裝機(jī)方案經(jīng)濟(jì)性分析Fig.1 Economic analysis of different wind and solar installation schemes in the main network

表5 主網(wǎng)不同風(fēng)光裝機(jī)方案經(jīng)濟(jì)性分析Table 5 Economic analysis of different wind and solar installation schemes in the main network

圖1 橫軸代表不同的風(fēng)光裝機(jī)配比，縱軸代表各個(gè)方案相對(duì)經(jīng)濟(jì)性最差方案30 發(fā)電成本降低。由此可見(jiàn)，在本文設(shè)定的邊界條件下，隨著風(fēng)光配比的逐步降低，系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性隨之降低；在不同的風(fēng)光配比下，不同利用率限制和儲(chǔ)能配置比例方案對(duì)應(yīng)的經(jīng)濟(jì)性無(wú)明確結(jié)論。

綜上，針對(duì)該樣本生產(chǎn)運(yùn)行模擬結(jié)論及經(jīng)濟(jì)性測(cè)算，通過(guò)橫向、縱向?qū)Ρ扔?jì)算結(jié)果，可分別得出以下結(jié)論：

1）在不同的風(fēng)光裝機(jī)比和儲(chǔ)能配比條件下，適當(dāng)放開(kāi)95%的利用率限制，系統(tǒng)成本或?qū)⒂兴档停?/p>

2）在該計(jì)算樣本中，在不同的利用率限制和儲(chǔ)能配比條件下，當(dāng)風(fēng)電、光伏裝機(jī)比為3∶1 時(shí)，系統(tǒng)成本最低，下一步可進(jìn)一步圍繞更高的風(fēng)光比或介于2∶1和3∶1之間的風(fēng)光比進(jìn)一步開(kāi)展測(cè)試；

3）在不同的利用率限制和風(fēng)光裝機(jī)比條件下，10%和20%的儲(chǔ)能配置比例對(duì)經(jīng)濟(jì)性影響趨勢(shì)不明確，需要針對(duì)具體配置方案具體分析。

5 結(jié)束語(yǔ)

提出一種受端電力系統(tǒng)新能源規(guī)劃配比總體研究方法，在滿足主觀發(fā)展需求和客觀發(fā)展限制條件的基礎(chǔ)上，從系統(tǒng)成本的角度出發(fā)，并配合具體算例開(kāi)展分析，結(jié)果表明，在一定的外部邊界條件下，確實(shí)存在一定的總體規(guī)律，如規(guī)劃配比、利用率條件等，該規(guī)律可為能源主管部門(mén)制定相關(guān)規(guī)劃提供一定的技術(shù)參考。

應(yīng)當(dāng)注意的是，在實(shí)際規(guī)劃、運(yùn)行中，還應(yīng)充分考慮其他相關(guān)條件限制、進(jìn)一步擴(kuò)大各類配比研究試驗(yàn)樣本，開(kāi)展更為全面、精細(xì)的計(jì)算研究，提出更加科學(xué)的指導(dǎo)建議。