(2)受端上网电价。根据日本OCCTO机构预测，2020年日本各类型电源发电量共9550 亿kWh。2020年日本主要电源类型上网电价及发电量占比如表9所示[15-17]。
表9 2020年日本主要电源类型上网电价及发电量占比
Table 9 Feed-in tariff and proportion of different generation sources in Japan
根据输电成本测算结果(考虑部分影响因素)和山东送端上网电价计算日本受端到网电价，与2020年日本主要电源类型的上网电价及其发电量占比进行对比，分析电价竞争力。各方案在不同年输电量条件下与主要电源类型上网电价相比的电价竞争力计算结果详见表10。
表10 中国—韩国—日本跨国联网工程电价竞争力计算结果
Table 10 Electricity price competitiveness of China-Korea-Japan interconnection project
续表
与日本燃气、燃煤等火电电源(占比约64%)相比，当工程年输送电量为105 亿kWh时，各方案均不具有电价竞争力;当工程年输送电量为123 亿kWh时，与燃煤发电相比，各方案不具备电价竞争力;当工程年输送电量增加至140 亿kWh～158 亿kWh之间，大部分采用双极带金属回线的方案均不具备电价竞争力。与发电量占比4%的燃油电源相比，工程各方案均具有较强的电价竞争力。
与日本风电、光伏等可再生能源(占比8%)上网电价对比可以看出，工程年输送电量在105 亿kWh～158 亿kWh范围内时，各方案电价竞争力在1.78 美分/kWh～20.42 美分/kWh之间，电价竞争力较强。
与日本核电、水电等电源(占比10%)上网电价相比，工程年输送电量在105 亿kWh～158 亿kWh范围内时，各方案均不具备电价竞争力。
综合电价竞争力计算结果，统计日本本地电源上网电价高于本工程到网电价的发电量占比情况，如表11所示。考虑中国—韩国—日本跨国联网工程年输送电量占2020年日本发电量的比例分别为1.1%、1.29%、1.47%及1.65%，因此，本工程具有较强的电价竞争力，经济性好。
表11 中国—韩国—日本跨国联网工程电价竞争力分析结果
Table 11 Analysis of electricity price competitiveness of China-Korea-Japan interconnection project
4 结论
本文基于对常规直流、柔性直流、海底电缆等关键技术的调研回顾，提出中国—韩国—日本跨国联网工程构建方案，并对各方案的技术可行性进行了论证分析。
本文针对各工程方案开展了深入的经济性分析研究。针对不同海缆类型、接线方式，初步估算了各方案工程投资、输电成本以及到日本落地电价，并通过与日本当地上网电价对比分析，论证了各方案下的电价竞争力。
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作者简介：
于昊洋
于昊洋(1992)，男，硕士，工程师，主要从事电网规划与设计方面研究工作，E-mail：yuhaoyang@chinasperi.sgcc.com.cn。
张艳(1983)，女，博士，高级工程师，主要从事电网规划与设计方面研究工作，E-mail：zhangyan@chinasperi.sgcc.com.cn。
陈正曦(1990)，男，硕士，主要从事全球能源互联网、电力系统规划、电力工程经济性分析等方面的研究工作，E-mail：chenzhengxi@geidco.org。
商桑(1987)，女，硕士，高级经济师，主要从事电网工程技术经济方面的研究工作，E-mail：shangsang@chinasperi.sgcc.com.cn。
