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摘要 深遠(yuǎn)海風(fēng)電具有資源豐富、利用小時(shí)數(shù)高、不占用陸上土地等優(yōu)勢(shì)，對(duì)于推動(dòng)實(shí)現(xiàn)碳達(dá)峰碳中和具有重要意義。以深遠(yuǎn)海風(fēng)電為核心的海上能源島，通過(guò)“海上風(fēng)電+”的融合發(fā)展模式，能夠提高海域綜合利用率，提升整體效益，降低開(kāi)發(fā)成本。建設(shè)以深遠(yuǎn)海風(fēng)電為核心的能源島，涉及漂浮式海上風(fēng)電等能源開(kāi)發(fā)技術(shù)、電制氫（氨）等能源綜合利用技術(shù)、柔性直流輸電和管道輸氫等能源外送技術(shù)。介紹以深遠(yuǎn)海風(fēng)電為核心的能源島總體構(gòu)成，比較分析適用于深遠(yuǎn)海風(fēng)電為核心的能源島大規(guī)模能源外送的輸電技術(shù)，分別測(cè)算了匯集1000 MW漂浮式海上風(fēng)電的能源島通過(guò)柔性直流送電的成本、電制氫后通過(guò)管道輸氫的成本，并將輸電成本與輸氫成本進(jìn)行了比較。通過(guò)比較分析，以深遠(yuǎn)海風(fēng)電為核心的海上能源島適宜選擇柔性直流輸電技術(shù)或者管道輸氫作為能源外送方案。測(cè)算結(jié)果表明，在2023年、2030年和2050年，輸送距離為100~200 km時(shí)柔性直流輸電方案的經(jīng)濟(jì)性均要優(yōu)于輸氫方案；輸電方案與輸氫方案的選擇需綜合考慮成本和登陸地區(qū)的消納能力；預(yù)計(jì)在2050年，離岸100~200 km不同比例的電氫混合外送綜合成本在0.18~0.27元/(kW·h)之間，與西部北部風(fēng)光新能源基地、西南水風(fēng)光基地外送東部的成本相比具有競(jìng)爭(zhēng)力。
1 以深遠(yuǎn)海風(fēng)電為核心的海上能源島構(gòu)成
深遠(yuǎn)海是指水深大于50 m、離岸距離大于70 km的海域。以深遠(yuǎn)海風(fēng)電為核心的能源島，是基于自然島或人工島，對(duì)漂浮式海上風(fēng)電、海上光伏、海洋能等多種海洋能源資源進(jìn)行匯集、送出和綜合利用，實(shí)現(xiàn)百分百清潔供能的零碳島，如圖1所示。
圖1 以海上風(fēng)電為核心的能源島立體示意
Fig.1 3 D diagram of energy island based on offshore wind power
海上風(fēng)電基礎(chǔ)可以設(shè)置網(wǎng)箱養(yǎng)殖，與海洋牧場(chǎng)實(shí)現(xiàn)協(xié)同發(fā)展。能源島上可設(shè)置光伏發(fā)電區(qū)、柔直換流站區(qū)、制氫儲(chǔ)氫區(qū)、海水淡化區(qū)、儲(chǔ)能區(qū)、大數(shù)據(jù)中心區(qū)，以及碼頭、停機(jī)坪、生活區(qū)域等。能源島可以為附近的油氣平臺(tái)供電。能源島通過(guò)“海上風(fēng)電+”的融合發(fā)展模式，使海上光伏、海上風(fēng)電制氫、海水淡化、海洋牧場(chǎng)、海洋油氣田、大數(shù)據(jù)中心等技術(shù)和產(chǎn)業(yè)協(xié)同發(fā)展，能夠提高海域立體空間的綜合利用率，提升項(xiàng)目整體效益，降低開(kāi)發(fā)成本，未來(lái)可作為海上制氫基地、海水淡化中心和海洋生態(tài)產(chǎn)業(yè)示范區(qū)。建設(shè)以深遠(yuǎn)海風(fēng)電為核心的能源島，涉及的關(guān)鍵技術(shù)包括漂浮式海上風(fēng)電等能源開(kāi)發(fā)技術(shù)、電制氫（氨）等能源綜合利用技術(shù)、柔性直流輸電、管道輸氫等能源外送技術(shù)，關(guān)鍵技術(shù)體系如圖2所示。
圖2 以深遠(yuǎn)海風(fēng)電為核心的能源島關(guān)鍵技術(shù)體系
Fig.2 The key technology system of energy island based on deep-sea wind farms
2 輸電方案選擇與經(jīng)濟(jì)性分析
能源開(kāi)發(fā)、綜合利用和能源外送是海上能源島的核心功能。大規(guī)模海上風(fēng)電經(jīng)海纜匯集到能源島，與光伏、儲(chǔ)能等多能互補(bǔ)后，一部分電能為海洋牧場(chǎng)、海上油氣平臺(tái)，以及能源島上的海水淡化、大數(shù)據(jù)中心供電，大部分電能通過(guò)柔性直流等輸電方式或制氫后通過(guò)輸氫管道外送，到達(dá)岸上的負(fù)荷中心，如圖3所示。
圖3 能源島能源流向示意
Fig.3 Energy flow diagram of energy island
2.1 輸電方案選擇
以經(jīng)濟(jì)高效、技術(shù)可行的方式將能源外送到負(fù)荷中心，是實(shí)現(xiàn)能源島經(jīng)濟(jì)效益的關(guān)鍵。海上輸電方案主要包括工頻高壓交流輸電（high voltage alternating current，HVAC）、柔性直流輸電（voltage source converter-based high voltage direct current，VSC-HVDC）、電網(wǎng)換相換流器高壓直流輸電（line commutated converter based high voltage direct current，LCC-HVDC）、低頻輸電（flexible low-frequency transmission，LFAC）等方式。HVAC受電纜充電電流和充電功率的限制，電壓等級(jí)越高，充電電流越大，因此傳輸距離有限，一般適用于離岸距離小于70 km、容量小于400 MW的近海風(fēng)電場(chǎng)送出。VSC-HVDC具有自關(guān)斷、不易發(fā)生換相失敗、可接入無(wú)源網(wǎng)絡(luò)、可靈活獨(dú)立控制有功功率和無(wú)功功率等特性，具備黑啟動(dòng)能力，能使海上風(fēng)電場(chǎng)與并網(wǎng)交流系統(tǒng)異步聯(lián)網(wǎng)，并抑制故障傳播，適合大規(guī)模海上風(fēng)電外送，在國(guó)內(nèi)外已有多項(xiàng)投運(yùn)工程。LCC-HVDC相比VSC-HVDC成本更低，功耗更小，但是不具有黑啟動(dòng)能力，容易發(fā)生換相失敗，導(dǎo)致風(fēng)電場(chǎng)功率無(wú)法送出，目前尚無(wú)外送的案例。低頻輸電（包括分頻輸電）在理論基礎(chǔ)、仿真計(jì)算等方面經(jīng)過(guò)了深入研究，進(jìn)行了物理實(shí)驗(yàn)驗(yàn)證，正在示范應(yīng)用階段，在國(guó)內(nèi)已有2個(gè)示范工程。深遠(yuǎn)海風(fēng)電采用VSC-HVDC、LCC-HVDC、LFAC外送示意如圖4所示。
圖4 基于不同輸電技術(shù)的深遠(yuǎn)海風(fēng)電外送示意
Fig.4 Schematic diagram of power transmission for deep-sea wind farms based on different transmission technologies
通過(guò)技術(shù)成熟度、運(yùn)行可靠性、項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性3個(gè)指標(biāo)可評(píng)估3種輸電技術(shù)，結(jié)果如圖5所示。綜合考慮技術(shù)可靠性、經(jīng)濟(jì)可行性、現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用規(guī)模等因素，VSC-HVDC是目前最適合深遠(yuǎn)海風(fēng)電為核心的海上能源島的輸電方案。與已投運(yùn)的海上風(fēng)電通過(guò)柔性直流外送項(xiàng)目相比，由于海上風(fēng)電接入的升壓變、換流站建在能源島上，不需要建設(shè)海上平臺(tái)，節(jié)省了材料和安裝施工等費(fèi)用，因此初始投資和運(yùn)維費(fèi)用都會(huì)降低。
圖5 高壓直流輸電技術(shù)、柔性直流輸電技術(shù)、低頻交流輸電技術(shù)的綜合評(píng)估示意
Fig.5 Comprehensive assessment diagram of LCC-HVDC, VSC-HVDC，LFAC system
2.2 輸電方案總體結(jié)構(gòu)
以總裝機(jī)容量1000 MW的漂浮式海上風(fēng)電為例，水深為60 m，離岸距離分為100 km、150 km和200 km情景。1000 MW的海上風(fēng)電項(xiàng)目分300 MW、300 MW和400 MW分批建設(shè)。3個(gè)海上風(fēng)電場(chǎng)的風(fēng)機(jī)集群通過(guò)35 kV交流集電海纜接入海上能源島的35 kV/220 kV升壓變。升壓變包括容量180 MV·A的4組和容量240 MV·A的2組。然后經(jīng)海上能源島的換流站進(jìn)行AC/DC變換后，采用±320 kV直流海纜送出。直流海纜選擇1600 mm2、雙回±320 kV，傳輸距離分為100 km、150 km和200 km。直流海纜到岸后經(jīng)過(guò)±320 kV/500 kV的陸上換流站進(jìn)行DC/AC變換后，接入500 kV的交流電網(wǎng)，如圖6所示。
圖6 基于柔性直流技術(shù)的輸電方案結(jié)構(gòu)
Fig.6 Structure of power transmission scheme based on VSC-HVDC
2.3 輸電方案初始投資和運(yùn)營(yíng)費(fèi)用
輸電方案的主要一次設(shè)備包括位于海上能源島的升壓變、換流站，以及直流海底電纜、陸上換流站和連接變。一次設(shè)備的主要參數(shù)和造價(jià)如表1所示。
表1 基于柔性直流技術(shù)的輸電方案參數(shù)和造價(jià)
Table 1 Parameters and cost of VSC-HVDC-based transmission scheme
當(dāng)輸電距離分別為100 km、150 km和200 km時(shí)，一次設(shè)備初始投資分別為29.05億元、34.2億元和39.35億元。采用柔性直流輸電方案的初始投資隨著輸送距離增加呈上升趨勢(shì)。
財(cái)務(wù)費(fèi)用方面，貸款比例為70%，利率為4.9%，折現(xiàn)率為5%。當(dāng)輸電距離分別為100 km、150 km和200 km時(shí)，輸電方案總利息費(fèi)用分別為6.72億元、7.92億元和9.11億元。
運(yùn)維費(fèi)用方面，海上能源島升壓站運(yùn)維費(fèi)率取設(shè)備造價(jià)的0.5%，海上能源島換流站運(yùn)維費(fèi)率取設(shè)備造價(jià)的1%，陸上換流站運(yùn)維費(fèi)率取設(shè)備造價(jià)的1%。直流海纜運(yùn)維費(fèi)率取值2%。海上能源島升壓站損耗率取值0.04%，海上能源島換流站損耗率取值1.14%，陸上換流站損耗率取值1.17%，直流海纜損耗率每100 km按照0.67%計(jì)算。海上換流站、海上升壓站、陸上換流站的年運(yùn)維費(fèi)用分別為930萬(wàn)元/年、32.5萬(wàn)元/年、880萬(wàn)元/年。當(dāng)輸電距離分別為100 km、150 km和200 km時(shí)，一次設(shè)備年運(yùn)維費(fèi)用（折現(xiàn)前）分別為3902.5萬(wàn)元、4932.5萬(wàn)元和5962.5萬(wàn)元。
2.4 輸電方案的平準(zhǔn)化度電成本
柔性直流輸電的平準(zhǔn)化度電成本（LCOE）計(jì)算公式為
式中：CA為初始總投資，主要包括海上升壓站、海上換流站、陸上換流站、直流海底電纜等項(xiàng)目固定資產(chǎn)投資，億元；Oi為第i年的經(jīng)營(yíng)性支出，包括燃料費(fèi)用、運(yùn)維成本和利息支出，億元；N為項(xiàng)目運(yùn)營(yíng)年限；r為折現(xiàn)率，不同國(guó)家和地區(qū)的折現(xiàn)率取值不同，一般按照3%~8%取值；Vr為固定資產(chǎn)殘余價(jià)值，一般按照0~5%的資本支出考慮，計(jì)算中取值5%；Ei為第i年的到岸輸電量，等于每年的漂浮式海上風(fēng)電場(chǎng)等電源的發(fā)電量減去海上能源島升壓站、海上能源島換流站、陸上換流站、直流海底電纜的輸電損耗。
考慮傳輸損耗的柔性直流方案的終端送電量如表2所示。
表2 柔性直流輸電方案每年到岸送電量
Table 2 Onshore power supply per year based on VSC-HVDC
當(dāng)前海上風(fēng)電柔性直流外送成本估算主要參考已投運(yùn)的示范性項(xiàng)目。示范性項(xiàng)目設(shè)計(jì)冗余較大，造價(jià)偏高，在商業(yè)推廣階段必然會(huì)減少設(shè)計(jì)方案的冗余度，總體成本也將相應(yīng)降低。另外，柔性直流的關(guān)鍵裝備閥體和直流斷路器未來(lái)可能打破技術(shù)壟斷局面，技術(shù)和設(shè)備充分競(jìng)爭(zhēng)，推動(dòng)柔性直流技術(shù)不斷成熟，進(jìn)一步大范圍應(yīng)用，預(yù)計(jì)深遠(yuǎn)海風(fēng)電采用柔性直流輸電成本將快速下降。該情景下柔性輸電方案的度電成本如表3所示，其中到岸成本是考慮漂浮式海上風(fēng)電與柔性直流輸電的總成本。目前漂浮式風(fēng)電項(xiàng)目造價(jià)約為25 000元/kW，LCOE為0.64元/(kW·h)。預(yù)計(jì)到2030年，漂浮式風(fēng)電單位造價(jià)將下降至11000元/kW左右，LCOE下降至0.28元/(kW·h)。
表3 技術(shù)快速進(jìn)步情景下能源島采用柔性直流輸電方案的成本
Table 3 Cost of VSC-HVDC transmission scheme for energy island under rapid technological progress scenario
3 輸氫方案經(jīng)濟(jì)性分析
3.1 初始投資計(jì)算
目前電解水制氫裝置一般是兆瓦級(jí)。國(guó)內(nèi)外堿性電解水制氫技術(shù)（alkaline water electrolysis，AWE）的成本普遍在4.5 kW·h/m3。目前國(guó)內(nèi)可以生產(chǎn)最大1000 m3/h的電解槽，而質(zhì)子交換膜電解槽制氫技術(shù)（proton exchange membrane electrolyzer，PEMEC）仍然在技術(shù)開(kāi)發(fā)階段，單臺(tái)PEMEC制氫設(shè)備產(chǎn)氫量為0.5~50 m3/h。本研究采用2種電解水制氫路線用于估算制氫成本。2023年成本計(jì)算全部基于AWE技術(shù)。計(jì)算2030年成本時(shí)，預(yù)計(jì)2種制氫技術(shù)各占一半市場(chǎng)。計(jì)算2050年成本時(shí)，預(yù)計(jì)以PEMEC技術(shù)為主體。
電解槽的年產(chǎn)氫量計(jì)算公式為
式中：Hy為每年電解槽制氫量，萬(wàn)t；PW為風(fēng)電裝機(jī)容量，MW；t為風(fēng)電年發(fā)電小時(shí)數(shù)，h；η為電解水制氫效率，kW·h/kg。
氫氣密度取值0.0899 kg/m3。考慮制氫技術(shù)進(jìn)步的年產(chǎn)氫量和相關(guān)參數(shù)如表4所示。
表4 考慮技術(shù)進(jìn)步的電解水制氫相關(guān)參數(shù)
Table 4 Related parameters of hydrogen production by AWE considering technological progress
考慮海上施工費(fèi)用，海底管道輸氫方式成本估算為600萬(wàn)元/km。100 km、150 km和200 km管道輸氫的造價(jià)分別為6億元、9億元和12億元。氫氣運(yùn)輸過(guò)程中有損耗，2023年、2030年和2050年的每100 km輸氫損耗率分別取值5%、1%和0.5%。漂浮式海上風(fēng)電年利用小時(shí)數(shù)為4000 h，當(dāng)漂浮式海上風(fēng)電全部用于制氫外送時(shí)，考慮電解水制氫技術(shù)進(jìn)步情景下，2023年、2030年和2050年的年產(chǎn)氫量分別為7.02萬(wàn)t、8萬(wàn)t和10萬(wàn)t。
3.2 運(yùn)營(yíng)費(fèi)用計(jì)算
運(yùn)營(yíng)費(fèi)用方面，電解水制氫的水耗目前約為20 kg/kg，海水淡化成本按照目前5元/m3計(jì)算。電解槽維護(hù)費(fèi)率為0.5%，100 km、150 km和200 km輸氫管道維護(hù)管理費(fèi)分別為247萬(wàn)元/年、371萬(wàn)元/年、494萬(wàn)元/年。
財(cái)務(wù)費(fèi)用方面，貸款利率、貸款比例、折現(xiàn)率等財(cái)務(wù)參數(shù)與柔性直流輸電外送方案一致。目前制氫系統(tǒng)財(cái)務(wù)總費(fèi)用折現(xiàn)后為7.47億元，100 km、150 km和200 km輸氫管道的財(cái)務(wù)總費(fèi)用折現(xiàn)后分別為1.39億元、2.08億元和2.78億元。
3.3 輸氫方案的平準(zhǔn)化度電成本
平準(zhǔn)化制氫成本（LCOH）計(jì)算公式為
式中：Hi為第i年到岸的產(chǎn)氫量，等于每年海上能源島的產(chǎn)氫量減去傳輸損耗量，kg。
與式（1）不同之處在于，LCOH的單位是元/kg，與柔性直流的LCOE無(wú)法直接比較。1 kg氫完全燃燒的熱值相當(dāng)于39.722 kW·h的電能，因此可以根據(jù)單位熱值相等做轉(zhuǎn)化，計(jì)算輸氫方案?jìng)鬏攩挝粺嶂档某杀?，單位也為?(kW·h)。
計(jì)算結(jié)果如表5所示。隨著漂浮式風(fēng)電度電成本的快速下降，預(yù)計(jì)漂浮式風(fēng)電2050年的LCOE達(dá)到0.14元/(kW·h)，制氫加100 m管道輸氫的總成本是10.6元/kg，與7~11元/kg的陸上綠氫成本相比具有競(jìng)爭(zhēng)力。2023年、2030年、2050年100 km輸氫方案的成本分別為1.07、0.54、0.27元/(kW·h)；150 km輸氫方案的成本分別為1.08、0.54、0.27元/(kW·h)；200 km輸氫方案的成本分別為1.10、0.55、0.28元/(kW·h)。根據(jù)測(cè)算結(jié)果，距離增加100 km，輸電成本僅增加0.01元/(kW·h)，輸氫管道距離增加對(duì)成本影響不大。
表5 不同離岸傳輸距離的制氫與輸氫總成本
Table 5 Total cost of hydrogen production and delivery for different offshore transport distances
4 電氫混合外送方案經(jīng)濟(jì)性分析
4.1 輸電方案與輸氫方案的成本比較
在離岸距離相同的情況下，將基于柔性直流的輸電方案與制氫輸氫的方案進(jìn)行比較。首先將單位統(tǒng)一化，根據(jù)單位熱值的到岸成本比較二者的經(jīng)濟(jì)性。二者的到岸成本如表6所示。 可以看出，無(wú)論輸送距離是100 km、150 km還是200 km，在2023年、2030年和2050年柔性輸電方案的經(jīng)濟(jì)性都要優(yōu)于輸氫方案。
表6 不同離岸輸氫與輸電方案的成本比較
Table 6 Cost comparison of hydrogen transmission and power transmission schemes for different offshore transport distances
選擇輸電方案或者輸氫方案，不僅要考慮單位熱量的到岸成本，也要考慮登陸地區(qū)的消納能力。對(duì)于輸氫方案，1000 MW海上風(fēng)電如果全部用來(lái)制氫外送，2023年、2030年和2050年的氫產(chǎn)量分別約為7萬(wàn)t、8萬(wàn)t和10萬(wàn)t，如果陸上區(qū)域?qū)涞南{需求較大，且綠氫售價(jià)較高，可以考慮優(yōu)先輸氫方案。對(duì)于輸電方案，2050年離岸100 km、150 km和200 km情景下，海上能源島的每年外送電量分別為43.7億kW·h、43.5億kW·h、43.4億kW·h，對(duì)于中國(guó)東部沿海等發(fā)達(dá)區(qū)域來(lái)說(shuō)，海上能源島的外送電都能夠在登陸點(diǎn)實(shí)現(xiàn)本地消納。
4.2 電氫混合外送成本測(cè)算
通過(guò)成本對(duì)比分析，輸電方案比輸氫方案更具有經(jīng)濟(jì)性。但是對(duì)于匯集5000 MW甚至更大規(guī)模海上風(fēng)電的海上能源島，將能源全部制氫外送或全部送電可能面臨就地消納困難等問(wèn)題，因此需要充分考慮負(fù)荷需求，將部分能源采用制氫和管道輸氫的方式外送，部分考慮采用柔性直流輸電方案，即采用電氫混合外送模式。
在電氫混合外送模式下，以輸送距離為200 km為例，按照海上能源島外送10%氫和90%電、30%氫和70%電、50%氫和50%電、70%氫和30%電、80%氫和20%電的幾種場(chǎng)景，分別計(jì)算電氫混合外送方案的綜合成本。2023年不同比例的電氫混合外送綜合成本在0.78~1.06元/(kW·h)之間；2030年不同比例的電氫混合外送綜合成本在0.38~0.53元/(kW·h)之間；2050年不同比例的電氫混合外送綜合成本在0.20~0.27元/(kW·h)之間，如圖7所示。
圖7 離岸200 km的電氫混合外送方案綜合成本
Fig.7 The combined cost of the electricity-hydrogen hybrid delivery scheme for a 200-km offshore distance
由圖7可見(jiàn)，隨著送氫比例的增加，電氫混合外送的綜合成本逐步提高。目前電氫混合外送成本較高，2030年后，電氫混合外送成本開(kāi)始具備經(jīng)濟(jì)性。2050年，100~200 km不同比例的電氫混合外送綜合成本在0.18~0.27元/(kW·h)之間。2050年西南水風(fēng)光基地特高壓外送東部地區(qū)的到網(wǎng)電價(jià)為0.37~0.39元/(kW·h)，西部北部風(fēng)電基地特高壓外送東部地區(qū)的到網(wǎng)電價(jià)為0.18~0.25元/(kW·h)，西部北部光伏基地特高壓外送東部地區(qū)的到網(wǎng)電價(jià)為0.16~0.22元/(kW·h)。經(jīng)比較，2050年，以深遠(yuǎn)海風(fēng)電為核心、離岸100~200 km的海上能源島采用不同比例的電氫混合外送，綜合成本不僅與東部地區(qū)火電上網(wǎng)電價(jià)相比均具有競(jìng)爭(zhēng)力，與西部北部風(fēng)光新能源基地、西南水風(fēng)光基地外送東部的成本相比也具有競(jìng)爭(zhēng)力。
5 結(jié)論
本文介紹了以深遠(yuǎn)海風(fēng)電為核心的能源島總體構(gòu)成，比較分析了輸電方案和輸氫方案的經(jīng)濟(jì)性，測(cè)算了電氫混合外送的綜合成本，結(jié)論如下。
1）以匯集1000 MW漂浮式海上風(fēng)電的能源島為例，當(dāng)離岸距離分別為100 km、150 km和200 km時(shí)，采用柔性直流輸電的一次設(shè)備初始投資目前分別為29.05億元、34.2億元和39.35億元，預(yù)計(jì)2050年輸電成本將分別下降到0.033元/(kW·h)、0.040元/(kW·h)、0.046元/(kW·h)。
2）預(yù)計(jì)2050年，當(dāng)離岸距離分別為100 km、150 km和200 km時(shí)，1000 MW漂浮式海上風(fēng)電制氫并通過(guò)管道輸氫的成本分別為0.27、0.27、0.28元/(kW·h)。輸氫管道距離增加對(duì)成本影響不大。
3）2023年、2030年和2050年，100~200 km輸送距離時(shí)，柔性直流輸電方案經(jīng)濟(jì)性均優(yōu)于輸氫方案。選擇輸電方案或輸氫方案，需要重點(diǎn)考慮單位熱量的到岸成本和登陸地區(qū)的消納能力。
4）2030年后，電氫混合外送成本開(kāi)始具備經(jīng)濟(jì)性。2050年，100~200 km不同比例的電氫混合外送綜合成本在0.18~0.27元/(kW·h)之間。不僅與東部地區(qū)火電上網(wǎng)電價(jià)相比均具有競(jìng)爭(zhēng)力，與西部北部風(fēng)光新能源基地、西南水風(fēng)光基地外送東部的成本相比也具有競(jìng)爭(zhēng)力。
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