基于四元市場的分布式蓄熱電采暖消納棄風棄光經(jīng)濟性評價研究*

李晴，周穎，李德智，李樹鵬，宮飛翔，韓凝暉

(中國電力科學研究院，北京 100192)

推動能源消費革命、加強節(jié)能降耗是解決我國能源粗放利用所帶來高能耗、高污染問題的必由之路。為此，國務院印發(fā)的《大氣污染防治行動計劃》明確指出：“要通過政策補償和實施峰谷電價、季節(jié)性電價、階梯電價、調峰電價等措施，逐步推行以電替代煤炭?！苯刂?018年9月，北方地區(qū)“煤改電”項目累計完成確村確戶共223.83萬戶，覆蓋取暖面積約15897萬m2，涉及村(社區(qū))11278個，完成政府計劃任務的90.85%。其中蓄熱式電采暖確認面積6370萬m2，占北方地區(qū)確村確戶總面積40%[1]。蓄熱采暖是減小電網(wǎng)運行壓力、提高電網(wǎng)可再生能源消納的重要手段。具有很好的能源價值、環(huán)境價值和經(jīng)濟價值。國內對風、光、水電互補也進行了經(jīng)濟性分析、研究與評價[2]。盡管蓄熱式電采暖在緩解配電網(wǎng)壓力，輔助可再生能源消納，緩解環(huán)境污染等領域具有重要優(yōu)勢。但由于目前未能大面積推廣，嚴重限制了電力企業(yè)綜合能源服務業(yè)務拓展，經(jīng)濟效益有待提升。吸取我國北方地區(qū)前期“煤改電”的經(jīng)驗教訓，探索蓄熱式電采暖運營模式，深入分析各參與方的經(jīng)濟成本，發(fā)現(xiàn)制約因素，對引導各參與主體合理構建商業(yè)模式、制定相關政策，促進蓄熱電采暖可持續(xù)發(fā)展、運營綜合能源服務業(yè)務有重要支撐作用[3]。

1 商業(yè)運營模式

1.1 參與方分析

在分布式蓄熱電采暖棄風棄光消納過程中， 首先應分析負荷聚合商、可再生能源發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)和蓄熱電采暖四大主體的責任和義務：負荷聚合商整合響應資源；可再生能源發(fā)電企業(yè)用于電源投資建設、電力生產(chǎn)等；電網(wǎng)用于結算交易、運行調度等；分布式蓄熱電采暖用于電采暖建設、運營等。

分布式蓄熱電采暖消納棄風棄光發(fā)電是四方參與的過程，如何使各方利益得到保障并且實現(xiàn)棄風棄光合理消納需要各方完成好各自職責，通過政策和補償機制實現(xiàn)效益最大化。從負荷聚合商角度來看，應整合資源，制定規(guī)劃，讓新能源發(fā)展與整個發(fā)展相協(xié)調，不盲目上項目，保證優(yōu)化發(fā)展。各省政府應打破條塊分割，優(yōu)先使用清潔能源，以實現(xiàn)減排承諾，發(fā)展低碳經(jīng)濟[4]。與電網(wǎng)公司相比，各新能源企業(yè)的要求則更為迫切，電網(wǎng)公司應以促進新能源保障性全額收購為前提，優(yōu)化調度考核方式，降低限電比例， 緩解新能源企業(yè)消納壓力。對于蓄熱電采暖，應承擔供熱設備設施建設運營，保障用戶供熱需求。

1.2 經(jīng)營模式和補貼現(xiàn)狀

目前單純建設分布式蓄熱電采暖不具備經(jīng)濟效益，需要各方協(xié)作。為保證蓄熱電采暖項目推廣，一般需發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)對電采暖項目讓利，或政府對初投資、電價、熱價進行補貼。各方補貼情況見表1。

表1 運營及補貼現(xiàn)狀

1.3 典型商業(yè)運營模式

可以將典型運營模式總結為三種主要模式。

1)風光新能源企業(yè)主導模式。風光新能源企業(yè)在建設大量風光發(fā)電場外，就地同步投資建設和運營、管理蓄熱電采暖，通過消納棄風棄光實現(xiàn)整體經(jīng)濟性效益。此種模式下發(fā)電企業(yè)能保證蓄熱電采暖用電需求，且自身作為投資運營主體，具備風光發(fā)電和蓄熱電采暖運營技術管理的獨占優(yōu)勢，收益流向清晰。

2)供熱企業(yè)主導模式。供熱企業(yè)占有供熱市場，通過政策補貼捆綁風光發(fā)電企業(yè)， 以低價購買電量，在供暖季消納部分棄風棄光電量。此模式下供熱企業(yè)需支付更大成本，政府激勵政策需求較大[5]。

3)多方協(xié)作模式。由供熱企業(yè)投建分布式蓄熱電采暖，風光電場、電網(wǎng)公司、蓄熱電采暖、供熱公司聯(lián)合參與，實現(xiàn)對棄風棄光供暖項目利益的合理分配，是實現(xiàn)電采暖消納棄風棄光的有效模式。此模式下電網(wǎng)公司及所屬的節(jié)能公司處于主導地位，通過建立四方協(xié)作機制，各方適度讓利實現(xiàn)蓄熱電采暖可持續(xù)運行。

2 多方參與成本收益要素

再生電力能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展還處于初期，光伏發(fā)電相關補貼政策也相繼出臺，光伏發(fā)電也在積極示范之中。風電、生物質能已經(jīng)形成以可再生電力能源發(fā)展基金為主的補貼模式，部分小水電的稅收優(yōu)惠政策也已明確。我國以發(fā)電為主的可再生電力能源發(fā)展勢頭已經(jīng)確立，也已初具規(guī)模?？梢哉f，財政的直接投入、補貼以及稅收的優(yōu)惠政策已成為我國可再生電力能源發(fā)展的積極動力。

分布式蓄熱電采暖消納棄風棄光涉及多個參與主體，考慮多方協(xié)作參與模式，按照當前發(fā)電、用電成本和經(jīng)濟要素分析電力生產(chǎn)方和電力消費方之間要素成本關系，具體如表2所示。

表2 要素成本關系

2.1 風光新能源發(fā)電企業(yè)

收益部分：風電場、光伏電場等能源供應的源頭企業(yè)，在棄風棄光消納過程中，作為重要的參與方，應進行成本分析[6]。蓄熱電采暖項目未實施時，風光電場的多發(fā)電量往往棄之不用，造成能源浪費，棄風棄光不產(chǎn)生任何收益。若利用蓄熱電采暖消納棄風棄光的電量，此時風光電場產(chǎn)生的收益由風光電場的增量發(fā)電量及上網(wǎng)電價和補貼金額決定，收益為：Cif=Wf×(Ps+Pb)。式中：Cif為發(fā)電廠收益，Wf為風光發(fā)電廠增量發(fā)電量，Ps為每度電上網(wǎng)價，該電價可以根據(jù)雙方交易確定，Pb為每度電政府補貼。

支出部分：由于蓄熱電采暖消納風光電場的電量并不影響電廠的正常生產(chǎn)及運營維護， 因此消納過程產(chǎn)生的支出費用可忽略不計：Cof=0。式中：Cof為風光發(fā)電廠支出費用。

2.2 電網(wǎng)企業(yè)

收益部分：電網(wǎng)企業(yè)作為電源和負荷的中間方，承載著重要的輸電供電功能，這使得發(fā)電企業(yè)及負荷方對于網(wǎng)架結構的要求不斷提高[7]。在消納棄風棄光過程中，供電公司產(chǎn)生的收益由負荷方(分布式蓄熱電采暖)消納電量及電價共同決定：Cig=Wx×Psj。式中：Cig為電網(wǎng)企業(yè)收益，Wx為電網(wǎng)企業(yè)售電量，Psj為每度電價格，結合當前輸配電價改革，每度電售電價格應為上網(wǎng)電價加上輸配電價及政府性基金及附加。

支出部分：電網(wǎng)公司在消納風光電量過程中產(chǎn)生的支出，由風電廠的增量發(fā)電量決定。 由于存在網(wǎng)損，一般大型蓄熱采暖接網(wǎng)工程屬于電網(wǎng)企業(yè)業(yè)擴工程，其接網(wǎng)工程投資由電網(wǎng)企業(yè)承擔。因此支出為：Cog=Wf×Ps+Cws+Cgt+(Cjw-Cbt)。式中：Cog為電網(wǎng)企業(yè)支出，Wf為上網(wǎng)電量，Ps為每度電上網(wǎng)價，Cws為線路網(wǎng)損費，等于增量發(fā)電量、網(wǎng)損比例和電能上網(wǎng)單價三者的乘積，Cgt為管理維護費，消納棄風棄光并不增加電網(wǎng)企業(yè)運維成本，該費用為0，Cjw為電網(wǎng)企業(yè)接網(wǎng)費用，Cbt為政府配套接網(wǎng)工程補貼。

網(wǎng)損比例取6%時收益部分采用負荷側消納電量，支出部分采用電源側增量發(fā)電量，由于網(wǎng)損等原因，兩者電量數(shù)據(jù)存在一定誤差，因此在后續(xù)分析中需考慮該部分電量差值成本的具體劃分[8]。

2.3 蓄熱電采暖

蓄熱電采暖的經(jīng)濟效益、成本涉及因素多，如投資建設、運營維護、收益等，此以蓄熱電采暖消納計算。

收益部分：蓄熱電采暖消納過程的收益可看作是運行中的現(xiàn)金流入，分為直接收益和間接收益，直接收益為用戶交的的供暖費，間接收益包括節(jié)煤收益及減排收益等[9]。直接收益為供暖單位年均供暖費用：Cigz=Sg×Pg。式中：Cigz為蓄熱采暖直接收益，Sg為供暖面積，Pg為供暖季單位面積供暖費用，該費用與各地供暖季長短、氣溫等情況有關，需因地制宜考慮取值。

支出部分：蓄熱電采暖工程實施過程中產(chǎn)生的支出費用，包含項目建設實施費用、運營維護費用等，項目建設投資費用由供暖所需負荷決定。初始建設成本：Cogc=Cbt+Cxr+Cfz。式中：Cogc為蓄熱電采暖初始建設成本，Cbt為蓄熱電采暖本體成本，Cxr為蓄熱裝置費用，Cfz為輔助設備及其他費用。蓄熱電采暖初始建設成本一般與蓄熱電采暖裝置容量規(guī)模相關，可以估算：Cogc=Pxr×Qgt。式中：Pxr為蓄熱電采暖建設單價，Qgt為建設的蓄熱電采暖裝置容量。年運維費用及人員成本計算：Cogw=Cogc×β+Crgc。式中：Cogw為年運維費用及人員成本，β為維護費用比例，蓄熱電采暖一般無需維護，因此僅考慮后期運維成本并分攤到每年，Crgc為人員工資成本。年運營費用，主要為購電費用：Cogy=Pgd×Qdt。式中：Pgd為年購電平均單價(元/kW·h)，Qdt為采暖總購電電量，需考慮不同的運行時段，其電價不同，因此取平均電價。蓄熱電采暖總支出成本計算：Cog=Cogc+Cogw+Cogy。

3 多方參與經(jīng)濟性分析

結合上述各參與方收益成本要素分析，建立經(jīng)濟性分析模型，對各參與方經(jīng)濟性進行分析。

(1)對于蓄熱電采暖，其成本主要包括初始投資成本、運營成本及維護成本三部分，其接網(wǎng)費用主要由電網(wǎng)公司承擔。蓄熱采暖建設運營總費用：Cgo=Cs+Ce+Cw。式中：Cs為蓄熱采暖等相關設備及安裝費用，Ce為蓄熱采暖運行維護費用，Cw包括運維費用、工資等。蓄熱采暖的收益主要包括供暖收益，按照當?shù)卣_定的供暖費用向用戶收取。蓄熱采暖總收益費用：Cdi=Cdj×Sc。式中：Cdj為采暖季單位供暖收費，由政府制定供暖費政策標準，單位為元/m2；Sc為采暖面積，單位為萬m2。

(2)對于風光發(fā)電廠，考慮通過蓄熱電采暖消納棄風棄光，消納棄風棄光并不增加其運維成本，因此其凈收益：Cjs=Cif-Cof>0。無論電價如何，風光發(fā)電廠總能獲得穩(wěn)定的增量收益，則其經(jīng)濟性是可行的。

(3)對于電網(wǎng)企業(yè)，收取合理的過網(wǎng)費，對于增量電量，電網(wǎng)企業(yè)可以獲得穩(wěn)定的過網(wǎng)費收益，不考慮增量運維成本等，其成本主要為接網(wǎng)配套電網(wǎng)工程投資。因此其凈收益：Cdwjsy=Wf×Pspd。式中：Cdwjsy為電網(wǎng)企業(yè)凈收益，Pspd為過網(wǎng)費單價。成本主要為接網(wǎng)成本Cjw，一般可按蓄熱電采暖初始投資的30%估算接網(wǎng)配套電網(wǎng)投資成本。

4 典型算例分析

采用凈現(xiàn)值和動態(tài)投資回收期等指標測算。相關參數(shù)據(jù)國家發(fā)改委和建設部確定，其中社會折現(xiàn)率為8%。

4.1 蓄熱電采暖項目經(jīng)濟性分析

以某鎮(zhèn)煤改電項目為例：該村居民332戶，供暖面積約19920 m2，配置電鍋爐2臺，總容量共3 MW，蓄熱水箱體積450 m3，分為兩套系統(tǒng)進行供暖蓄熱，利用夜間(9:00 pm～6:00 am)9 h用電低谷時間加熱，白天利用蓄熱水箱儲存的熱能釋放。冬季供暖期為當年11月至次年3月，合計采暖期天數(shù)約137天，執(zhí)行2017年煤改電峰谷電價，即9:00 pm～6:00 am電價0.3元/(kW·h)，其他時段電價0.49元/( kW·h)，政府補貼0.25元/(kW·h)。居民取暖費約19.18元/m2。模擬10萬 m3供熱需求，根據(jù)采暖熱指標分析所需蓄熱電采暖總功率為15 MW，共配置5臺3000 kW蓄熱采暖裝置，假定單臺設備及安裝費為106.8萬元，蓄熱設備及安裝初始投資為1068萬元，按照某地供暖季通常為當年11 月15日至來年3月15日，共計約120 d，電采暖設備每日蓄熱8 h，年用電量約為1440萬kW·h，一般蓄熱電采暖可實現(xiàn)無人值守，通常免維護，考慮后期設備運維費用，平均每年約支出5萬元，供暖費用28元/m2。

該模擬蓄熱電采暖項目的經(jīng)濟性采用凈現(xiàn)值和動態(tài)投資回收期進行評價，當蓄熱電采暖購電價格為0.3元/(kW·h)，社會折現(xiàn)率為8.0%時，凈現(xiàn)值為-2664.83元，動態(tài)投資回收年無法回收。從經(jīng)濟性分析的各項指標來看，該模擬蓄熱電采暖工程項目在無初始投資補貼，并采用0.3元/(kW·h)的購電價格時，不具有經(jīng)濟性。但影響蓄熱電采暖經(jīng)濟效益的參數(shù)隨著時間和運行情況不斷變化，建設投資和能源費用是主要影響因素。因此，為全面評價蓄熱電采暖項目的經(jīng)濟效益，需對主要影響因素進行敏感性分析。

4.2 敏感性分析

從蓄熱電采暖項目的成本及收益來看，相關設備建設安裝費用所占總體成本比例較大，運維成本較固定，因此可以受政府補貼及政策影響的即為初始投資和購電價格，政府可以對初始投資給予一次性補貼。

而電量消納則直接影響項目經(jīng)濟性指標，考慮集中供熱價格由政府定價，居民使用積極性和承受能力，該價格受影響較小，購電價格可以通過與新能源發(fā)電廠用較低價格購得棄風棄光電量。

以第25年累計凈現(xiàn)值為例，對初始投資補貼和購電價格進行敏感性分析，累計凈現(xiàn)值零界點為購電價格不超過0.15元/(kW·h)，初始投資700萬元左右。因此，當蓄熱電采暖購電價格不超過0.15元/(kW·h)，初始投資不超過700萬元時，該項目具有經(jīng)濟性，能夠實現(xiàn)穩(wěn)定盈利。

按照接網(wǎng)工程占蓄熱電采暖初始投資的30%考慮，配套電網(wǎng)投資成本約為320萬元，按照當前核定的過網(wǎng)費，利用財務分析方法測算其經(jīng)濟效益和投資回收期，當年即可回收，具有良好的經(jīng)濟性。按照配套電網(wǎng)25年回收期測算其累計凈現(xiàn)值，其過網(wǎng)費與動態(tài)投資回收期關系如圖2所示。

可見，按照輸配電價模式，配套電網(wǎng)項目具有較好經(jīng)濟性。由于蓄熱電采暖項目運行需消耗電能，因此經(jīng)濟性主要受電能價格影響。為進一步降低成本，政府也可研究出臺分電壓等級的電能清潔供暖輸配電價(參考吉林模式)，也可單獨核定清潔供暖輸配電價，通過進一步降低輸配電價來實現(xiàn)清潔供暖推廣。

4.3 多方參與邊界參數(shù)

根據(jù)上述分析，在本算例設定的場景中，可以采用蓄熱電采暖捆綁棄風棄光電場的模式推進供熱項目實施，按蓄熱電采暖購電價格不高于0.15元，過網(wǎng)費不低于0.15元，棄風棄光上網(wǎng)電價不高于0.1元，蓄熱電采暖初始投資小于等于700萬等界定邊界參數(shù)，可實現(xiàn)項目整體順利實施和可持續(xù)發(fā)展。

圖1 凈現(xiàn)值敏感性分析 圖2 過網(wǎng)費與動態(tài)投資回收期

蓄熱電采暖用電價遠低于實際一般工商業(yè)用電價，主要是通過蓄熱電采暖與風光發(fā)電場直接交易降低上網(wǎng)電價以及過網(wǎng)費，從而獲得較低的用電成本，過網(wǎng)費也遠低于實際核定的輸配價。因而，多方協(xié)作，風光可再生能源發(fā)電企業(yè)和電網(wǎng)企業(yè)適度讓利， 既滿足了棄風棄光電量多發(fā)上網(wǎng)，又降低蓄熱電采暖用電成本。電網(wǎng)企業(yè)從中彌補成本獲得合理收益，增加過網(wǎng)電量，實現(xiàn)三方共贏， 提高整體經(jīng)濟性。

5 總結

本文總結了當前蓄熱電采暖消納棄風棄光商業(yè)運營模式，對各參與方成本收益進行分析，采取定性定量結合的方法，在多方參與模式下，對主要參與方經(jīng)濟性進行評價，最后通過典型算例測算。結論如下：

(1)總結三種分布式蓄熱電采暖消納棄風棄光典型商業(yè)化運營模式，分別是風光新能源企業(yè)主導、供熱企業(yè)主導及多方參與模式，其中，多方參與模式是推動分布式蓄熱電采暖可持續(xù)發(fā)展的有效途徑。

(2)風光可再生能源發(fā)電企業(yè)通過棄風棄光電量上網(wǎng)直接獲得增發(fā)電量收益，是直接受益方。電網(wǎng)企業(yè)通過收取過網(wǎng)費彌補接網(wǎng)項目建設及運維成本。過網(wǎng)費不小于0.05元/(kW·h)時，有一定經(jīng)濟效益。

(3)通過對典型算例進行敏感性分析表明， 蓄熱式電采暖購電價格不超過0.15元/(kW·h)，棄風棄光上網(wǎng)電價不超過0.1元/(kW·h)，初始投資不超過700萬元時，可實現(xiàn)項目穩(wěn)定盈利和可持續(xù)發(fā)展。