新能源大基地多能互补投资项目经济评价方法研究

在全球能源转型与“双碳”目标驱动下，中国正加速推进以“风光水火储一体化”为代表的新能源大基地多能互补项目。

多能互补是指通过整合电力、天然气、热力、冷能等多种能源形式，在结合传统能源与可再生能源的基础上，利用储能技术、智能调控等手段，实现能源的协同互补与高效利用。其核心在于发挥不同能源的时空特性差异，优化能源结构，提升能源系统的综合效益。

这类项目普遍具有“集中开发、远方消纳”、互补性、稳定性以及投资规模大、建设周期长等经济特征。正因如此，这类不同于传统单一能源发电项目的新能源大基地多能互补项目也有着特殊的经济评价特征。

1.多能互补投资项目经济评价的特殊性多能互补投资项目经济评价的特殊性体现在以下几个方面：

（1）收入估算方法：这类项目的投入构成为风、光、煤电、气电、储能等多类能源的发电收益和辅助服务（调频、调峰）、碳交易等附加收入[1]。在核算时，需考虑新能源发电对传统能源调节电源的依赖性，同时，需单独核算调节电源的备用容量收益。此外，因各能源设施建设周期不同，故还需按实际投产时间分阶段计算实际收入，而这与传统项目的“齐头并进”式计算收入有着很大区别。

（2）计算评价期确定：因火电、气电、风电、光伏、水电的运行周期不同，故在计算评价期时需协调不同能源的经济寿命差异。

（3）成本估算要点：这类项目的成本构成较为复杂性，包括涵盖折旧费（按行业规范或项目生产期核定）、维护费、保险费、人工费的固定成本，以及涵盖燃料费（煤、天然气）、水费、排污费、弃置费的可变成本。在计算固定成本时，需考虑多能源协同运行对设备启停频次的影响；在计算可变成本时，需参照《建设项目经济评价方法与参数（第三版）》，按实际消耗量逐一核算。特别地，若各子项目计算期不一致，需根据项目各年实际成本分年计算[2]。

（4）折旧年限处理：因火电、光伏、储能的折旧年限不同，在对投资项目进行经济性评价时，需在评价期内统一处理行业规范差异与实践间的冲突。

（5）成本分摊机制：成本分摊的目的是支持多能源独立经济性评价、满足整体项目决策需求。在实施分摊时，需遵循多项依据，如发电量比例、投资比例以及综合权重赋能等。每一项依据对应的经济性评价场景有所不同，若在实际操作时于分摊环节出现问题，很可能导致成本核算误差加大，影响投资决策的科学性和合理性。

2.多能互补投资项目经济评价方法及验证

某个多能互补投资项目总装机容量70 万kW（40 万kW 风电+20 万kW 光伏+5 万kW 光热+5 万kW 储能），总投资63.16 亿元。项目主体为“风光热储”多能互补模式，预计运营25 年，年发电量12.63 亿kWh，年节约标煤 40.15 万吨，减排 CO2 约 100 万吨。

根据新能源大基地多能互补投资项目经济评价的特殊性，结合政策法规和 行业实践，对该项目的经济性评价提出以下几点建议。

2.1 搭建经济评价框架

基于全生命周期理论，构建涵盖建设期、运营期（20-30 年）及退役期的新能源大基地多能互补投资项目经济评价框架，以实现在统筹多能源设备技术寿命差异的基础上对项目进行经济性评价。在该框架下，投资者应统筹考虑多能源出力互补特性以及市场机制对收益的影响，同时，还需构建多维度指标体系，有机整合经济效益、环境效益与社会效益，以实现综合决策。

以本项目为例，建设期为3 年，总投资额为63.16 亿元，计划分阶段投入到风机、光伏组件等设备采购及基建中；运营期为 25 年，计划分阶段计算发电收益、调节电源补偿收益及运维成本；在退役期，按初始投资10%估算设备残值回收价值。

2.2 设计评价模型，合理选用评价方法

一是构建收入估算模型。采用多能源收益叠加法或动态收入分阶段计算法，估算项目收入。在本项目中，采用多能源收益叠加法估算收入。首先，基于资源条件与发电效率预测风光发电量，结合分时电价、绿证交易等政策确定能源价格，并估算出新能源发电收入。假设：年发电量 12.63 亿kW•h，平均电价0.35 元/kW•h，那么，预计风光发电收入为4.42 亿元/年。在此基础上，计算煤电、气电等灵活调节电源的备用容量补偿（如调频服务收益）及低负荷运行收益，以及计算峰谷套利、辅助服务及延缓输电扩容收益。在本项目中，主要是计算储能调频服务收入。计算时，按装机容量5 万kW、单价0.1 元/kW•h 、年运行2000h 计算年调频服务收益，共计1000 万元/年。在计算峰谷套利收入时，按0.2 元/kW•h 充电、0.5 元kW•h 放电计算，年收益共计3000万元。由此可以得出总年收入为4.82 亿元。

二是构建成本分摊与优化模型。在计算多能互补投资项目成本时，既要核算设备采购（风机、光伏组件）、安装调试、运维费用等直接成本，又要核算电网接入、土地租赁、管理费用等共享成本。同时还需设立多目标成本优化函数，用于平衡投资成本、运营成本与环境成本，以实现经济性最优。在本项目中，直接成本共计 45亿元（设备采购）+5 亿元（安装调试）+2 亿元（年平均运维）=52 亿元；年共享成本共计3 亿元（电网接入）+1 亿元（年土地租赁）=4 亿元。

三是构建动态经济评价模型。 寿命周期净现值（NPV），用于评估项目盈利能力。在计算时需考虑多能源 精准识别出电价波动、储能效率、政策补贴退坡等关键变量的 预计前三年（1-3 年）现值为8.83；后三年（4-6 年）现值为 6. .56 亿元。在敏感性分析方面，电机下降 10%，NPV 预计减少至-2.1 亿元； 0.8 亿元；政府补贴减少 30% ，IRR预计从 9.2%降至 6.5%。

三是在折旧方面，考虑到不同能源设备折旧年限差异较大， 故在评价时需遵循合规性、经济性以及技术合规性等原则，协调设备折旧年限， 从 经 行性提升。在实际项目中，可按设备实际寿命计提折旧，或是通过统一按 均分摊折旧费用，如在本项目中，按项目生产期25年平均分摊折旧成本，经计算可得：年折旧成本=63.16/25=2.53 亿元/年。

2.3 关注政策与标准变化

政策标准变更对新能源大基地多能互补投资项目经济评价的影响是巨大的。

在实际项目中，投资者需关注最新的政策标 做到根据政策规范 新内容明确经济评价标准、依据等，如参照《多能互补项目经济评价规范》 24），统 法、折现率取值及计算期标准等。同时还需衔接电力市场机制，将现货市场、辅 服务市场收益 . 用于精准评估电力现货价格波动对项目经济性的影响。

结语：综上所述，在“双碳”政策深入推进背景下，需不断探索新能源大基地多能互补投资项目经济评价方法和路径，以扫清经济问题对项目推广的阻碍。在未来，建议持续纵深探索以典型项目为基础的经济评价路径，以进一步提升投资项目经济评价的准确性。

参考文献：

[1]徐东,唐国强,杜敏,等.中国新能源大基地多能互补投资项目经济评价方法探索[J].油气与新能源,2024,36(05):97-103.

[2]陈文敏,郑东伟.多能互补综合能源经济评价方法探讨[J].中国勘察设计,2022,(S2):71-73.

作者简介：杨畅（1992-），女，本科，工程师，从事新能源设计咨询工作。