平准化度电成本

为实现高比例新能源电力系统发电和消纳成本的计算，基于传统的风力发电平准化度电成本模型，首先构建了计及风电并网导致的辅助服务费用和风电低碳效益的系统平准化度电成本模型和考虑渗透率的风电装机容量变化关系模型，进而以风电的出力序列为纽带打通这2个模型，将满足渗透率要求的最小风电装机容量设为输入参数，量化风力发电的系统平准化度电成本，实现对不同渗透率场景下风电系统平准化度电成本测算。最后，通过算例分析，研究了4种典型渗透率场景下风力发电系统平准化度电成本的变化，并绘制了考虑不同渗透率的风电系统平准化度电成本变化曲线图。结果表明，调峰成本对风电渗透率变化最为敏感。所建模型可有效应用于不同渗透率场景下风力发电成本的计算，为区域风电并网的合理规划和成本管控提供支持。

在海上风电大规模、中远化的新发展趋势下，对分频输电系统与其他输电系统的经济性进行了对比分析。基于分频输电系统全生命周期，建立了综合考虑初始资源投入、运行损耗、日常维护、废置处理和应缴税金的分频输电系统平准化度电成本经济性评估模型。以某海上风电场为例，分析了分频输电的经济区间和多场景下经济性变化趋势，结果表明：对于500 MW海上风电场，其经济区间在80～250 km，经济区间较为稳定且在多场景下经济性均优于传统输电系统。

为解决我国新能源发电产业扩张引发的弃风弃光问题，引入氢储能系统与风能、太阳能光伏发电配合，构建新能源综合发电项目。为解决预算赤字问题，提出碳减排市场(carbon certified emission reduction, CCER)与综合项目结合，构建市场交易模型。为评估项目平准化度电成本(levelized cost of electricity, LCOE)，基于现有风、光发电基础，引入氢储能系统成本和“氢-电”收益、氢能收益、氧气收益、碳排放收益，建立优化的平准化度电成本(optimizing levelized cost of electricity, OLCOE)模型。以我国西北某省风、光电厂为例，设定3种盈利情景，计算项目的OLCOE。选取符合实际效益的模型，以传统燃煤上网电价为新能源上网电价，在不同氢能和碳排放定价下进行敏感性分析，深入研究综合发电项目的盈利能力。研究表明：多市场辅助对新能源综合发电项目的发展不仅增强其盈利潜力，还能补偿高额的建设成本，从而提高项目的可行性。此外，可持续发展政策的有效实施和技术的进步也将进一步推动项目的未来发展。