趙赫，隋朝霞

(中海石油氣電集團(tuán)技術(shù)研發(fā)中心，北京 100028)

“雙碳”目標(biāo)提出后，中央做出了構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的重要部署。新型電力系統(tǒng)以高比例新能源為主要特征，以最大化消納新能源為主要任務(wù)，是具有清潔低碳、安全可控、靈活高效等基本特征的電力系統(tǒng)。當(dāng)前新能源裝機(jī)容量快速增長，2022年風(fēng)電裝機(jī)容量約3.7億kW，同比增長11.2%，太陽能發(fā)電裝機(jī)容量約3.9億kW，同比增長28.1%。新能源裝機(jī)容量的持續(xù)增長，對(duì)電力系統(tǒng)調(diào)峰能力提出更高要求。風(fēng)電、光伏等需要配置儲(chǔ)能、火電等調(diào)節(jié)電源，以平衡其出力不確定性。

風(fēng)光火儲(chǔ)一體化對(duì)促進(jìn)新能源消納和電力系統(tǒng)低碳運(yùn)行有著重要意義，目前針對(duì)風(fēng)光火儲(chǔ)的研究多集中在容量配置、優(yōu)化調(diào)度方面。吳志明等提出風(fēng)光火大規(guī)模能源基地聯(lián)合外送中電源容量優(yōu)化模型[1]；程瑜等進(jìn)行了火電與風(fēng)光儲(chǔ)耦合規(guī)劃設(shè)計(jì)[2]；吳慶澤等建立了考慮火電機(jī)組深度調(diào)峰和電儲(chǔ)能壽命折損成本，以風(fēng)光火儲(chǔ)能源系統(tǒng)運(yùn)行成本最低、新能源消納最多、環(huán)保性最好為目標(biāo)的優(yōu)化調(diào)度模型[3]；王榮茂等考慮電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)與儲(chǔ)能側(cè)的實(shí)時(shí)運(yùn)行約束，構(gòu)建了考慮碳交易與碳捕捉成本均衡的電網(wǎng)低碳調(diào)度模型[4]；李雄威等分別以風(fēng)光出力最大、凈負(fù)荷波動(dòng)最小和系統(tǒng)運(yùn)行成本最低為優(yōu)化目標(biāo)，建立了考慮火電深度調(diào)峰的風(fēng)光火儲(chǔ)系統(tǒng)日前優(yōu)化調(diào)度模型[5]；戴國華等以提高聯(lián)合外送新能源占比、降低火電出力為目標(biāo)，建立風(fēng)光火聯(lián)合直流外送經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型，優(yōu)化配置其配套的最小火電機(jī)組容量[6]。通過規(guī)劃設(shè)計(jì)與模型優(yōu)化，可以提高風(fēng)光火儲(chǔ)能源系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性，增強(qiáng)新能源消納能力，減少污染性氣體排放。

針對(duì)風(fēng)電、光伏、火電、儲(chǔ)能的平準(zhǔn)化度電成本(levelised cost of electricity，LCOE)，吳睿等構(gòu)建海上風(fēng)電LCOE模型，對(duì)不同海域及省份的海上風(fēng)電進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià)[7]；Kikuchi Y考慮故障率和停機(jī)時(shí)間，研究了日本陸上風(fēng)力渦輪機(jī)的可用性和LCOE[8]；潘彬彬等對(duì)光伏發(fā)電LCOE進(jìn)行了核算[9]；胡海羅等搭建光伏電站建設(shè)成本模型和LCOE模型，以LCOE最低為衡量標(biāo)準(zhǔn)，得出不同太陽能資源區(qū)光伏電站的最佳容配比[10]；Gholami H測算了歐洲多國建設(shè)綜合光伏(building integrated photovoltaic，BIPV)系統(tǒng)的LCOE[11]；趙長紅等根據(jù)LCOE模型分析氣電熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組和調(diào)峰機(jī)組的經(jīng)濟(jì)性，并量化天然氣發(fā)電的環(huán)境價(jià)值[12]；李豐耘運(yùn)用LCOE模型分布計(jì)算集中式熱電聯(lián)供(包括調(diào)峰)以及分布式冷熱電聯(lián)產(chǎn)的度電成本[13]；葉邯等提出一種適用于電池儲(chǔ)能系統(tǒng)的平準(zhǔn)化成本評(píng)估模型[14]；劉英軍構(gòu)建了風(fēng)電儲(chǔ)能項(xiàng)目LCOE系統(tǒng)動(dòng)力學(xué)模型，根據(jù)LCOE測算結(jié)果比選不同儲(chǔ)能配置方案[15]；李興方等針對(duì)屋面光伏、電化學(xué)儲(chǔ)能站、“冷水機(jī)組+冰蓄冷”集中制冷的綠色綜合能源系統(tǒng)，采用LCOE模型分析其經(jīng)濟(jì)合理性[16]。目前尚未有針對(duì)風(fēng)光火儲(chǔ)一體化項(xiàng)目度電成本的測算研究。

因此，在此背景下進(jìn)行風(fēng)光儲(chǔ)、風(fēng)光火、風(fēng)光火儲(chǔ)一體化項(xiàng)目成本分析及比較，為新能源項(xiàng)目的調(diào)節(jié)電源配置提供選擇，對(duì)新型電力系統(tǒng)的構(gòu)建有積極意義。本文首先分析風(fēng)電、光伏以及火電的出力特性，以及風(fēng)光火儲(chǔ)政策要求；其次基于全生命周期發(fā)電成本LCOE標(biāo)準(zhǔn)公式提出分別針對(duì)風(fēng)光儲(chǔ)、風(fēng)光火、風(fēng)光火儲(chǔ)3類一體化項(xiàng)目的成本公式，計(jì)算得出3類一體化項(xiàng)目的LCOE；最后對(duì)比3類項(xiàng)目的LCOE及優(yōu)劣勢(shì)，提出項(xiàng)目布局建議。

1 電源出力特性與相關(guān)政策分析

1.1 風(fēng)電光伏及火電出力特性

選取山西省某地夏、冬2季典型日，風(fēng)電、光伏出力曲線(如圖1、圖2所示)進(jìn)行分析。風(fēng)電與光伏出力均具有一定的間歇性、隨機(jī)性和波動(dòng)性。在季度方面，風(fēng)電春季和冬季出力高，夏季出力低，光伏春季和夏季出力高，秋季和冬季出力低；在日度方面，風(fēng)電夜間出力高，白天出力低，光伏中午時(shí)段出力高，晚上無出力[17-21]。系統(tǒng)負(fù)荷與風(fēng)電光伏出力之間均存在一定的電力供需不匹配矛盾。

圖1 風(fēng)電出力曲線Fig.1 Wind power output curves

圖2 光伏出力曲線Fig.2 Photovoltaic output curves

火電出力具有較強(qiáng)可控性，可根據(jù)負(fù)荷變化進(jìn)行調(diào)節(jié)，其出力曲線如圖3所示。煤電靈活性改造后，熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組最小技術(shù)出力達(dá)到40%～50%額定容量，部分“熱電解耦”改造后最小技術(shù)出力可進(jìn)一步降低，能夠滿足新能源調(diào)峰需要。天然氣發(fā)電則沒有最小出力要求，部分氣電“熱電解耦”后可以100%參與調(diào)峰。隨著風(fēng)電和光伏接入電力系統(tǒng)的規(guī)模不斷增大，火電機(jī)組定位逐步由基荷電源向調(diào)峰電源轉(zhuǎn)變。

圖3 火電出力曲線Fig.3 Thermal power output curve

1.2 政策分析

風(fēng)電、光伏等新能源發(fā)電出力的間歇性、隨機(jī)性和波動(dòng)性，對(duì)電力系統(tǒng)的穩(wěn)定提出了更高要求，為支撐高比例新能源接入系統(tǒng)，需配置調(diào)峰電源。多地對(duì)新能源配儲(chǔ)作出要求或出臺(tái)相關(guān)規(guī)定，對(duì)調(diào)節(jié)性電源配套發(fā)展新能源項(xiàng)目。各省新能源配儲(chǔ)政策要求見表1。

表1 各省新能源配儲(chǔ)政策要求Tab.1 Provincial new energy equipped with energy storage policy

總體來看，各地要求風(fēng)電、光伏電站配儲(chǔ)規(guī)模為裝機(jī)容量的10%～30%，配置時(shí)間多以2～4 h為主。各地新能源配儲(chǔ)的政策要求，為風(fēng)光儲(chǔ)/風(fēng)光火儲(chǔ)一體化項(xiàng)目建設(shè)提供了政策支持，表2為各省調(diào)節(jié)性電源配套發(fā)展新能源政策要求。各地對(duì)靈活性煤電、氣電、儲(chǔ)能等調(diào)節(jié)性電源優(yōu)先配套發(fā)展新能源，有利于促進(jìn)風(fēng)光項(xiàng)目與火電、儲(chǔ)能等結(jié)合，發(fā)揮不同類型電源之間的協(xié)調(diào)互濟(jì)能力。實(shí)現(xiàn)風(fēng)光火儲(chǔ)多能互補(bǔ)運(yùn)行是應(yīng)對(duì)規(guī)?；履茉床⒕W(wǎng)消納的重要手段。

表2 各省調(diào)節(jié)性電源配套發(fā)展新能源政策要求Tab.2 Provincial regulatory power supply supporting the development of new energy policies

2 風(fēng)光火儲(chǔ)一體化項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性分析

2.1 LCOE

LCOE由美國國家可再生能源實(shí)驗(yàn)室提出，是將項(xiàng)目全生命周期內(nèi)的成本和發(fā)電量進(jìn)行平準(zhǔn)化后計(jì)算得到的發(fā)電成本，用于橫向比較不同類型發(fā)電項(xiàng)目的成本。其計(jì)算公式如下：

(1)

式中：CLCOE為LCOE量符號(hào)；I0為項(xiàng)目初始建設(shè)投資；n為項(xiàng)目壽命期；At為第t年運(yùn)營成本；Mt為第t年發(fā)電量；i為項(xiàng)目預(yù)期收益率。

采用LCOE可以對(duì)風(fēng)電、光伏、儲(chǔ)能、天然氣發(fā)電不同電源進(jìn)行成本測算。風(fēng)電、光伏等新能源項(xiàng)目的LCOE表示為：

(2)

式中：C0為項(xiàng)目初始投資；VR為項(xiàng)目運(yùn)營期末固定資產(chǎn)殘值；r為折現(xiàn)率；COM，t為第t年運(yùn)維檢修成本；EW/P為新能源發(fā)電量。

儲(chǔ)能項(xiàng)目的LCOE是對(duì)儲(chǔ)能電站全生命周期內(nèi)的總成本和總處理電量折現(xiàn)后的儲(chǔ)能成本，用來衡量儲(chǔ)能技術(shù)的經(jīng)濟(jì)性。儲(chǔ)能LCOE表示為：

(3)

式中：EB為年儲(chǔ)電量；CB，t為第t年充電成本。

天然氣發(fā)電的LCOE表示為：

(4)

式中：CF，t為第t年燃料成本；ET為火電電量。

2.2 風(fēng)光火/儲(chǔ)一體化項(xiàng)目成本及收益測算

LOCE模型屬于量化的經(jīng)濟(jì)指標(biāo)，合理剔除了不同發(fā)電技術(shù)初始投資和發(fā)電量的差異，為構(gòu)建風(fēng)光火/儲(chǔ)一體化項(xiàng)目的聯(lián)合LCOE模型奠定了理論基礎(chǔ)。但LCOE未考慮不同地區(qū)稅收政策影響，本節(jié)在2.1節(jié)各發(fā)電類型LCOE的基礎(chǔ)上疊加稅金，并整合各類型成本模型：將風(fēng)電、光伏、儲(chǔ)能、天然氣發(fā)電的各項(xiàng)全生命周期成本進(jìn)行疊加并計(jì)算總成本，將各類發(fā)電方式發(fā)電總量作為項(xiàng)目整體發(fā)電量，構(gòu)建風(fēng)光儲(chǔ)、風(fēng)光火、風(fēng)光火儲(chǔ)聯(lián)合項(xiàng)目的LCOE模型，對(duì)不同種電源配置方式的度電成本及內(nèi)部收益率進(jìn)行測算。

基于標(biāo)準(zhǔn)公式進(jìn)行優(yōu)化，分別提出風(fēng)光儲(chǔ)、風(fēng)光火、風(fēng)光火儲(chǔ)3類一體化項(xiàng)目的全生命周期LCOE計(jì)算公式〔式(5)—(7)〕。其中：總發(fā)電量為一體化項(xiàng)目各類電源發(fā)電量之和；風(fēng)光儲(chǔ)一體化項(xiàng)目發(fā)電量為風(fēng)光獨(dú)立發(fā)電量及添加儲(chǔ)能后風(fēng)光可多發(fā)電量之和；風(fēng)光火一體化項(xiàng)目發(fā)電量為風(fēng)光獨(dú)立發(fā)電量與火電作為基荷和調(diào)峰電量之和；投資成本為各類電源投資成本之和；運(yùn)營成本為運(yùn)營期間各年度不同電源運(yùn)營成本或燃料成本之和；稅金為各類電源應(yīng)納稅金之和。

2.2.1 風(fēng)光儲(chǔ)一體化項(xiàng)目

風(fēng)光儲(chǔ)一體化項(xiàng)目以電化學(xué)儲(chǔ)能作為調(diào)峰電源，整合風(fēng)電、光伏、儲(chǔ)能等，計(jì)算聯(lián)合項(xiàng)目整體度電成本及收益。

(5)

式中：EW、EP分別為風(fēng)電、光伏可利用電量；ES為添加儲(chǔ)能后新能源增加的可用電量；Tt為第t年應(yīng)納稅金。

風(fēng)光儲(chǔ)一體化項(xiàng)目相關(guān)參數(shù)選取及計(jì)算結(jié)果見表3。

表3 風(fēng)光儲(chǔ)項(xiàng)目測算相關(guān)參數(shù)Tab.3 Measurement parameters of wind-photovoltaic-storage projects

根據(jù)式(5)測算，風(fēng)光儲(chǔ)一體化項(xiàng)目的LCOE為0.355元/kWh。項(xiàng)目收益來源即為售電收入，計(jì)算項(xiàng)目內(nèi)部收益率為7.91%。

2.2.2 風(fēng)光火一體化項(xiàng)目

風(fēng)光火一體化項(xiàng)目以天然氣發(fā)電作為調(diào)峰電源，將風(fēng)電、光伏、氣電進(jìn)行整合并計(jì)算聯(lián)合項(xiàng)目整體度電成本及收益。

(6)

風(fēng)光火一體化項(xiàng)目相關(guān)參數(shù)選取見表4。

表4 風(fēng)光火項(xiàng)目測算相關(guān)參數(shù)Tab.4 Measurement parameters of wind-photovoltaic-thermal projects

根據(jù)式(6)測算，風(fēng)光火一體化項(xiàng)目的LCOE為0.371元/kWh。項(xiàng)目收益來源為新能源售電收入，火電作為基荷部分售電及售熱收入，計(jì)算項(xiàng)目內(nèi)部收益率為8.07%。

2.2.3 風(fēng)光火儲(chǔ)一體化項(xiàng)目

風(fēng)光火儲(chǔ)一體化項(xiàng)目以天然氣發(fā)電作為主要調(diào)峰電源，同時(shí)配置較低比例儲(chǔ)能，將風(fēng)電、光伏、氣電、儲(chǔ)能進(jìn)行整合并計(jì)算聯(lián)合項(xiàng)目整體度電成本及收益。

(7)

風(fēng)光火儲(chǔ)一體化項(xiàng)目相關(guān)參數(shù)選取見表5。

表5 風(fēng)光火儲(chǔ)項(xiàng)目測算相關(guān)參數(shù)Tab.5 Measurement parameters of wind-photovoltaic-thermal-storage projects

根據(jù)式(7)測算，風(fēng)光火儲(chǔ)一體化項(xiàng)目的LCOE為0.369元/kWh。對(duì)風(fēng)光火儲(chǔ)一體化項(xiàng)目的收益進(jìn)行測算，項(xiàng)目收益來源為新能源售電收入，火電作為基荷部分售電及售熱收入，計(jì)算項(xiàng)目內(nèi)部收益率為8.05%。

3 風(fēng)光儲(chǔ)與風(fēng)光火項(xiàng)目對(duì)比分析

3.1 風(fēng)光火/儲(chǔ)項(xiàng)目優(yōu)劣勢(shì)分析

風(fēng)電、光伏等新能源發(fā)電與儲(chǔ)能、天然氣發(fā)電等調(diào)節(jié)電源的協(xié)調(diào)開發(fā)、科學(xué)配置表現(xiàn)在：首先可以優(yōu)先利用風(fēng)電、光伏等清潔能源，其次能充分挖掘電力系統(tǒng)的靈活性調(diào)節(jié)能力和需求側(cè)資源，有利于保證電網(wǎng)運(yùn)行的穩(wěn)定性，降低電網(wǎng)調(diào)峰壓力，提升電力發(fā)展質(zhì)量和效益，對(duì)我國實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)，促進(jìn)能源轉(zhuǎn)型和構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)具有重要意義。

風(fēng)光儲(chǔ)一體化通過適度配置儲(chǔ)能設(shè)施，吸收電站出力過大時(shí)的多余電量，可以避免電能浪費(fèi)，實(shí)現(xiàn)清潔電力大規(guī)模消納。但同時(shí)風(fēng)光儲(chǔ)項(xiàng)目存在一定的缺點(diǎn)：①儲(chǔ)能技術(shù)成熟度有待提高，風(fēng)光儲(chǔ)能技術(shù)目前還處于發(fā)展初期，儲(chǔ)能效率普遍較低，需進(jìn)一步提高；②儲(chǔ)能設(shè)備成本較高以及電網(wǎng)接入問題，在一定程度上限制了儲(chǔ)能規(guī)模；③風(fēng)光儲(chǔ)能技術(shù)面臨來自傳統(tǒng)化石能源和其他新能源技術(shù)的競爭。

風(fēng)光火一體化項(xiàng)目將火電項(xiàng)目與風(fēng)光基地相結(jié)合，在滿足新能源平穩(wěn)入網(wǎng)需要的同時(shí)，可以提升火電機(jī)組的利用效率，有利于逐步實(shí)現(xiàn)火電機(jī)組由基荷電源向調(diào)節(jié)性電源的轉(zhuǎn)變。相較于風(fēng)光儲(chǔ)一體化項(xiàng)目，風(fēng)光火項(xiàng)目在用電高峰時(shí)可提供更大出力，滿足更高的負(fù)荷需求。天然氣發(fā)電比煤電更具清潔性，未來風(fēng)光火一體化項(xiàng)目利用天然氣發(fā)電作為調(diào)峰電源將比煤電更具競爭力。但同時(shí)，利用火電機(jī)組對(duì)新建風(fēng)光項(xiàng)目進(jìn)行調(diào)峰，僅能在負(fù)荷高峰時(shí)補(bǔ)充出力，無法改善棄風(fēng)、棄光問題。

風(fēng)光火儲(chǔ)一體化項(xiàng)目同時(shí)統(tǒng)籌風(fēng)電、光伏、火電、儲(chǔ)能多種資源，以較低比例配置儲(chǔ)能，實(shí)現(xiàn)風(fēng)電、光伏、火電多能互補(bǔ)，在提升火電機(jī)組深度調(diào)峰能力的基礎(chǔ)上，通過適度增加儲(chǔ)能，實(shí)現(xiàn)清潔能源的最大化利用?；痣娕c儲(chǔ)能結(jié)合可增加項(xiàng)目調(diào)頻能力，有利于通過輔助服務(wù)賺取電網(wǎng)補(bǔ)償。相較于風(fēng)光火項(xiàng)目，風(fēng)光火儲(chǔ)一體化項(xiàng)目在更高程度上實(shí)現(xiàn)了清潔能源消納，提高調(diào)頻響應(yīng)能力；相較于風(fēng)光儲(chǔ)項(xiàng)目，加入火電可以提高系統(tǒng)的調(diào)峰能力，滿足更高負(fù)荷要求。

3.2 經(jīng)濟(jì)性對(duì)比分析

根據(jù)2.2節(jié)對(duì)風(fēng)光儲(chǔ)、風(fēng)光火、風(fēng)光火儲(chǔ)一體化項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性的測算，對(duì)幾類項(xiàng)目進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性對(duì)比分析，比較結(jié)果如圖4所示。

圖4 經(jīng)濟(jì)性對(duì)比Fig.4 Economy comparisons

在3種電源配置方式中，風(fēng)光儲(chǔ)一體化項(xiàng)目的度電成本處于最低水平，風(fēng)光火一體化項(xiàng)目的度電成本略高于風(fēng)光儲(chǔ)項(xiàng)目，但其火電機(jī)組除參與新能源調(diào)峰外，可通過售電售熱獲得額外收入，內(nèi)部收益率較高。風(fēng)光火儲(chǔ)一體化項(xiàng)目在風(fēng)光火一體化的配置基礎(chǔ)之上，配置新能源裝機(jī)容量5%的儲(chǔ)能，較風(fēng)光火一體化項(xiàng)目，小幅降低了度電成本，但同時(shí)拉低了其內(nèi)部收益率。

3.3 敏感性對(duì)比分析

根據(jù)相關(guān)文獻(xiàn)[9-14]中對(duì)各發(fā)電類型成本的分析，火電、新能源發(fā)電、儲(chǔ)能的成本影響因素見表6。

表6 各類型發(fā)電成本影響因素Tab.6 Influence factors on different power generation costs

對(duì)風(fēng)光火、風(fēng)光儲(chǔ)、風(fēng)光火儲(chǔ)一體化項(xiàng)目就初始投資成本、燃料價(jià)格、新能源發(fā)電量等進(jìn)行敏感性分析如下。

3.3.1 初始投資成本

假設(shè)項(xiàng)目初始投資成本分別下降和上漲10%、20%時(shí)，各項(xiàng)目度電成本變化如圖5所示。

圖5 不同投資成本下各項(xiàng)目度電成本Fig.5 Cost per kWh of each project under different investment costs

在初始投資成本分別下降和上漲10%、20%時(shí)，風(fēng)光儲(chǔ)一體化項(xiàng)目其度電成本變化為-7.46%、-15.04%、7.71%、15.29%，風(fēng)光火一體化項(xiàng)目度電成本變化為-6.19%、-12.46%、6.33%、12.61%，風(fēng)光火儲(chǔ)一體化項(xiàng)目度電成本變化為-6.19%、-12.49%、6.42%、12.74%。風(fēng)光儲(chǔ)一體化項(xiàng)目受初始投資成本影響最大，隨著技術(shù)進(jìn)步，風(fēng)電、光伏的設(shè)備成本及占儲(chǔ)能項(xiàng)目初始投資成本最高的電池成本預(yù)計(jì)繼續(xù)下降，將帶動(dòng)項(xiàng)目度電成本下降。風(fēng)光火一體化項(xiàng)目初始投資方面，由于我國缺乏燃機(jī)核心技術(shù)，整機(jī)投資較大，若我國在燃?xì)廨啓C(jī)國產(chǎn)化方面取得重大突破，成本有望進(jìn)一步下降。

3.3.2 燃料價(jià)格

項(xiàng)目燃料價(jià)格受市場影響將在一定范圍內(nèi)波動(dòng)，影響風(fēng)光火及風(fēng)光火儲(chǔ)一體化項(xiàng)目的燃料成本，風(fēng)光儲(chǔ)一體化項(xiàng)目不涉及燃料成本。假設(shè)項(xiàng)目燃料成本分別下降和上漲10%、20%時(shí)，各項(xiàng)目度電成本變化如圖6所示。

圖6 不同燃料成本下各項(xiàng)目度電成本Fig.6 Cost per kWh of each project under different fuel costs

在燃料價(jià)格分別下降和上漲10%、20%時(shí)，風(fēng)光火一體化項(xiàng)目度電成本變化為-1.46%、-2.99%、1.62%、3.15%，風(fēng)光火儲(chǔ)一體化項(xiàng)目度電成本變化為-1.41%、-2.93%、1.65%、3.17%。風(fēng)光火一體化項(xiàng)目以天然氣發(fā)電作為調(diào)峰電源，其度電成本受氣電燃料成本影響較大，由于氣價(jià)下降空間有限，燃料成本很難有較大幅度下降。風(fēng)光火儲(chǔ)項(xiàng)目由于增加儲(chǔ)能設(shè)施，其度電成本受燃料價(jià)格變化的影響較小。

3.3.3 新能源發(fā)電量

由于風(fēng)電光伏出力的不確定性，項(xiàng)目發(fā)電量將出現(xiàn)波動(dòng)，假設(shè)項(xiàng)目發(fā)電量分別下降和上漲10%、20%時(shí)，各項(xiàng)目度電成本變化如圖7所示。

圖7 不同發(fā)電量下各項(xiàng)目度電成本Fig.7 Cost per kWh of each project under different power generation

在發(fā)電量分別下降和上漲10%、20%時(shí)，風(fēng)光儲(chǔ)一體化項(xiàng)目度電成本變化為-23.66%、-10.42%、8.45%、15.77%，風(fēng)光火一體化項(xiàng)目度電成本變化為-21.40%、-9.70%、8.01%、14.88%，風(fēng)光火儲(chǔ)一體化項(xiàng)目度電成本變化為-21.08%、-9.62%、7.86%、14.66%。風(fēng)光儲(chǔ)一體化項(xiàng)目度電成本受新能源發(fā)電量的成本影響最大。

4 結(jié)論及建議

根據(jù)前文對(duì)風(fēng)電、光伏及火電出力特性的分析，對(duì)風(fēng)光配儲(chǔ)政策的分析，對(duì)風(fēng)光儲(chǔ)、風(fēng)光火、風(fēng)光火儲(chǔ)3類一體化項(xiàng)目全生命周期發(fā)電成本LCOE的測算及優(yōu)劣勢(shì)對(duì)比，得出以下結(jié)論：

a)風(fēng)電、光伏等新能源發(fā)電的間歇性、隨機(jī)性、波動(dòng)性要求其配置調(diào)節(jié)電源，火電、儲(chǔ)能與風(fēng)光項(xiàng)目相結(jié)合，有利于保障電網(wǎng)運(yùn)行的穩(wěn)定性。

b)就經(jīng)濟(jì)性而言，風(fēng)光儲(chǔ)一體化項(xiàng)目、風(fēng)光火一體化項(xiàng)目與風(fēng)光火儲(chǔ)一體化項(xiàng)目的度電成本及內(nèi)部收益率相近。經(jīng)測算，風(fēng)光儲(chǔ)一體化項(xiàng)目的LCOE為0.355元/kWh，內(nèi)部收益率為7.91%；風(fēng)光火一體化項(xiàng)目的LCOE為0.371元/kWh，內(nèi)部收益率為8.07%；風(fēng)光火儲(chǔ)一體化項(xiàng)目的LCOE為0.369元/kWh，內(nèi)部收益率為8.05%。風(fēng)光火一體化項(xiàng)目的度電成本略高于風(fēng)光儲(chǔ)項(xiàng)目，但風(fēng)光火一體化項(xiàng)目中火電機(jī)組除參與新能源調(diào)峰外，可通過售電售熱獲得額外收入，內(nèi)部收益率較高。

c)新能源項(xiàng)目可結(jié)合火電、儲(chǔ)能等調(diào)節(jié)電源進(jìn)行開發(fā)建設(shè)，調(diào)節(jié)電源的選擇可根據(jù)項(xiàng)目地資源情況進(jìn)行合理配置，在煤、天然氣等化石能源豐富的地區(qū)可配置火電作為新能源的調(diào)節(jié)電源。