电项目实施方案分析
摘要：本文根据包头地区风能资源特征，园区工业负荷特点，构建园区绿色供电方案，分析表明：产业年新增负荷需求13.4万千瓦，园区清洁能源替代比例控制在60%，通过配置250MW风电，37.5MW/150MWh储能系统，可满足新能源弃电率在10%以下，项目经济效益最优。根据资本金内部收益率7%反算项目成本电价为0.222元/kWh,为新能源企业签订长期电价协议提供参考依据。
关键词：园区；绿色供电；电价
2020年8月，国家能源局发布《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一题化”的指导意见》，意见提出“两个一体化”的范畴与内涵，在工业负荷规模大、新能源条件好地区，开展源网荷储一体化绿色供电园区建设，重点项目清洁能源电量替代比例不低于50%，清洁能源弃电率不超过10%。
提高园区清洁能源电量替代比例，需要根据园区负荷特性、风光出力特性，合理配置风光装机容量，从而达到项目整体收益率最优。李涛[1]以多种能源运行约束的一体化数学模型，通过分析电解铝生产线负荷特性，配置新能源装机容量，实现园区内源网荷储优化调度。李湃[2]以电网新能源发电量最大为目标，建立多区域风光容量配比优化模型，得出在给定新能源利用率和负荷匹配偏差限制下的风光储最优接入容量配比。于冰涛[3]提出建立一个基于互联网技术的低碳、高效、安全的新能源综合系统，对于提高能源综合利用率具有重要作用。罗曦[4]分析了可再生能源接入下源网荷储的运行机制与建构策略，研究表明源网荷储协调优化可改善主动配电网运行的经济性。马燕峰[5]构建了基于对抗网络（WGAN）的风光资源场景模拟和改进时序生产模拟的新能源容量配置模型，算例验证了模型的有效性，对提供新能源消纳方案有显著效果。
2022年8月5日，内蒙古自治区能源局发布《关于2022年工业园区绿色供电项目、火电灵活性改造消纳新能源及全额自发自用新能源项目的通知》、《工业园区绿色供电项目实施细则》。根据通知要求，针对园区绿色供电项目，园区新增负荷建设的新能源项目装机规模要与新增负荷规模相匹配，新能源发电量全部由新增负荷全额消纳，不得向公网反送电，园区新增负荷年用电量不少于5亿度电，新能源项目配建储能比例不低于新能源配置规模的15%（4小时）。新能源企业需与园区内用电企业的签订消纳承诺（包含电量和电价内容）和长期供电协议。目前国内针对内蒙相关区域进行工业园区绿色供电实施方案分析，核算区域最低供电电价，为业主提供投资决策依据的研究还比较少见。
1 项目特性分析 1.1 用电负荷特性
本文选用内蒙包头地区某工业园区为例，负荷产业为某光伏玻璃深加工生产线，产业负荷依托内蒙地区光伏上游硅材料产业集聚区，光伏全产业链制造基地，补足光伏玻璃制造链，实现项目产品本地就地消化。负荷年产约1亿平方米光伏玻璃，负荷产业年新增负荷需求为13.4万千瓦，用电需求为11.74亿度电，本文产业负荷不考虑年度检修时长，不考虑负荷调节功能。
1.2 风电出力特性
根据项目区域内测风塔数据分析，项目区域110m高度年平均风速为6.85m/s，对应的年平均风功率密度为282W/m2，风电场风功率密度等级为2级，具备一定的开发潜力。根据风电场风能资源特征，项目拟采用WTG6.25-113HH机型，项目年等效满发小时数为3050h。
利用项目实测测风塔数据，模拟风电场全年8760逐时全年出力曲线，如图1所示为风电场出力季节曲线及日变化曲线。根据季节曲线分析，风电场出力有明显的季节变化特征，主要表现为夏秋季出力较小，冬春季出力较大，出力浮动为0.23~0.45。根据日变化曲线分析，风电出力主要表现为早午时段8:00~13:00为出力较小时段，凌晨时段22:00~2:00为出力较大时段。
2 一体化建设方案 2.1方案初步拟定
考虑到光伏夜间不出力，与工业园区负荷特性匹配度较差，结合近区风光资源情况及其他因素，只考虑建设风电作为电源部分。根据国家一体化项目相关政策，重点项目清洁能源替代比例不低于50%，因此本文选定不同的清洁能源替代比例，初步拟定三个方案，根据电量平衡计算初步确定风电规模下限，并进行生产运行模拟。
园区清洁能源替代比例分别选取60%、70%及80%。园区新增负荷13.4万千瓦，新增用电量约11.7亿千瓦时，因此三套方案中风电年发电量应分别不少于7.0亿千瓦时、8.2亿千瓦时及9.4亿千瓦时，结合项目风电年利用小时数，风电规模分别不应低于23万千瓦、27万千瓦及31万千瓦。在此基础上，通过生产运行模拟进一步确定各方案中最佳风储规模。
2.2运行模拟
在通过生产模拟进行测算时遵循以下原则：
（1）根据《实施细则》，新能源发电量全部由新增负荷全额消纳，不得向公网反送电。因此在模拟计算时，一旦风电电力不能由新增负荷完全消纳，即考虑储能充电存储新能源电力，或考虑一定程度的弃风。新建新能源综合利用率暂按不低于90%考虑，即弃电率不高于10%。
（2）风电出力不能满足园区电力需求时，首先考虑储能放电供电，在储能容量使用完毕时再考虑购买园区外电量。
（3）《实施细则》要求新增负荷所配置的新能源项目配建储能比例不低于新能源配置容量的15%，充电时长不低于4小时，将此比例作为测算过程中的储能配置下限。
此外还需定义园区一体化项目与主网之间的电力交换变量
。
式中，为时刻园区新增总负荷，为时刻项目新建风电出力，为
时刻储能充放电功率，充电时为正，放电时为负。为时刻园区新增负荷与主
网之间的交换功率，其值为正，代表新建风电无法满足园区新增负荷，需要公网向其供电，项目整体呈现负荷属性。当其值为负时，则代表园区新增负荷无法完全消纳新能源所发电力，需要向公网送电，上述变量单位均为MW。令时，表示储能不参与优化。
在2.1节中初步提出的风电规模上，通过生产运行模拟等方式进一步测算，得到三个方案各自的风储规模：
（1）方案一：园区清洁能源替代比例60%以上
园区清洁能源替代比例若要达到60%以上，需配套新增风电25万千瓦。储能规模可按照新能源规模15%的比例配置，充电时长不低于4小时，可将弃电率控制在10%以内，即配套建设储能3.75万千瓦·4小时。此配比下，储能参与优化前后，园区清洁能源替代比例分别约为58%，60%。
（2）方案二：园区清洁能源替代比例70%以上
园区清洁能源替代比例若要达到70%以上，则需配套新增风电30万千瓦。若要弃电率控制在10%以下，储能规模需按照新能源规模70%的比例配置，充电时长不低于4小时，也即配套建设储能21万千瓦·4小时。此配比下，储能参与优化前后，园区清洁能源替代比例分别约为62%，70%。
（3）方案三：园区清洁能源替代比例80%以上
园区清洁能源替代比例若要达到80%以上，则需配套新增风电34万千瓦。若要弃电率控制在10%以下，需配置的储能规模将极大，储能规模将达到新能源规模280%的比例配置，充电时长不低于4小时，也即配套建设储能95.2万千瓦·4小时。此配比下，储能参与优化前后，园区清洁能源替代比例分别为65%，80%。
图2给出了各方案储能参与优化调峰前后电力交换变量曲线图，电力交换曲线模拟了典型一周项目整体电力交换变量情况。从图中可以看出，储能参与优化
恒为零
后变量处于零之下的部分明显减少，新能源弃电情况有较大的缓解，即新能源综合利用率显著提升。
2.3 方案选取
由2.2中测算结果可以看出，在园区清洁能源替代比例超过60%后，随着风电规模提升，为了将弃电率控制在10%以内，风荷系统对于储能规模的需求随之提高，仅配置15%新能源规模的储能已不能满足系统运行要求，表1给出了储能需求随园区清洁能源替代比例增加而增长的情况，在园区清洁能源替代比例达到80%后，配置储能规模甚至达到新能源规模的280%才可以满足弃电率要求。按照风电造价4800元/kW，储能系统1600元/kWh进行估算，在园区新增负荷13.4万千瓦不变情况下，园区清洁能源替代比例从60%升至80%，项目相应投资从14.4亿元升至77.25亿元。按照蒙西平价上网电价0.2829元进行测算，根据项目资本金内部收益率，方案一至方案三内部收益率分别为19.63%、2.86%、-13.41%，因此，针对本园区负荷特征，选择方案一作为工业园区绿色供电方案配置结果经济性最优。
3 项目电价测算 3.1 项目投资估算
本工程项目投资估算包含三部分内容，分别为风电场项目投资、储能系统部分投资、送出工程部分投资。（1）风电项目部分：包含风电场区（包括风机以及箱变等）、35kV集电线路部分和220kV升压站，工程静态单位投资按4800元/kW估算，风电项目规划容量为250MW，项目静态总投资为120000万元。（2）储能系统部分：电化学储能静态单位投资按1600元/kWh估算，储能电站规划容量为150MWh，项目静态总投资为24000万元。（3）送出工程部分：按照200万/km估算，静态总投资约为2600万元。
3.2 电价测算
根据内蒙古能源局发布的《工业园区绿色供电项目实施细则》，新能源企业要出具园区内用电企业消纳承诺（需包含电量和电价内容），并签订长期供电协
议。绿色供电项目需直接接入园区变电站， 根据内蒙古电力（集团）有限责任公司关于2022年8月工商业电力客户代理购电价格公告，若接入园区公用变电站220千伏及以上线路，需要缴纳输配电价0.0545元/千瓦时，因此，在满足资本金内部收益率7%条件下，反算项目最低承受电价，对于与负荷企业签订电价协议至关重要。
项目财务评价计算按照21年测算，其中建设期按1年，运行期按20年，按照资本金内部收益率7%条件下，反算项目电价为0.222元/千瓦时，考虑接入园区公用变电站，缴纳过网费用0.0545元/千瓦时，负荷企业用电电价为0.2765元/千瓦时，用电需求为11.74亿度电。此电价为依据本项目风电资源特性，负荷电量需求得出的结果，可为内蒙古包头地区绿色供电项目供电电价作为参考。
4 结 语
本文根据包头地区风能资源禀赋，工业园区负荷特性，进行绿色供电项目一体化建设方案分析。项目区域110m高度年平均风速为6.85m/s，年平均风功率密度为282W/m2，风电场风功率密度等级为2级。风电场出力有明显的季节变化特征，主要表现为夏秋季出力较小，冬春季出力较大；日出力特性主要表现为早午时段8:00~13:00为出力较小时段，凌晨时段22:00~2:00为出力较大时段。
工业园区负荷产业年新增负荷需求为13.4万千瓦，用电需求为11.74亿度电，经过8760h生产运行模拟，园区清洁能源替代比例若要达到60%以上，需配套新增风电25万千瓦。储能规模可按照新能源规模15%的比例配置，充电时长不低于4小时，即可将弃电率控制在10%以内。根据项目配置规模，按照资本金内部收益率7%条件下，反算项目电价为0.222元/千瓦时，考虑项目过网费用，负荷企业用电电价为0.2765元/千瓦时，此电价为依据本项目风电资源特性，负荷电量需求得出的结果，可为内蒙古包头地区绿色供电项目供电电价作为参考。
参考文献：
[1]李涛,魏媛,赵振宙等.基于源-网-荷-储一体化园区电能规划设计方案优化研究[J].能源研究与利用,2022(1):2-8
[2]李湃,方保民,祁太元等.基于源-荷匹配的区域电网风/光/储容量配比优化方法[J].中国电力,2022,55(1):46-54
[3]于冰涛,刘文娟.互联网发展下的电力源网荷储一体化项目建设研究[J].光源与照明,2022(3):98-100
[4]罗曦,黄磊,金颖等.可再生能源接入下源网荷储策略与模型研究[J].能源与节能,2022(5):15-18
[5]马燕峰,傅钰,赵书强等.基于WGAN风光资源场景模拟和时序生产模拟的新能源电源容量配置[J].电力自动化设备,2020,40(11):77-84
作者简介：余政，男，1991年8月生，工程师，市场开发经理。主要从事新能源规划，设计，咨询等相关方面工作
图1 项目区域内风电场出力曲线
图2 各方案储能参与优化前(a)后(b)的电力交换变量曲线 表1 各方案配置对比表
项目 单位
方案一
二
方案
三
方案
风电规模
万千瓦
25 30 34
园区清洁能源电量替代比例 % 60 70 80
新增负荷规模
万千瓦
13.4 13.4 13.4
储能配置比例 % 15 70 280
配置储能规模
万千瓦
3.75 21 95.2
时长 h 4 4 4
风储投资匡算 亿元 14.4
27.84
5
77.2
单位千瓦造价
元/kW
5760 9280
22721
项目资本金内部收益率 %
19.63
2.86
-13.41
表2 项目投资估算表
序号 单项费用名称
单位
总价
一 主体工程费用
1 风电场工程 万元 120000
2 储能工程 万元 24000
3 送出线路工程 万元 2600
二 静态投资（1+2+3） 万元 146600
三 建设期利息 万元 2200
四 动态投资 万元 149296
五 单位静态投资 元/kW 5864
六 单位动态投资 元/kW 5972
图3 项目财务评价指标
因篇幅问题不能全部显示，请点此查看更多更全内容