基于柔性負(fù)荷聚合的多方協(xié)作機制電采暖項目經(jīng)濟(jì)性分析

郝 巍，李勁鋒，董澤源，陳冬玖

（1.國網(wǎng)冀北電力有限公司 張家口供電公司，河北 張家口 075000；2.國網(wǎng)冀北電力有限公司 唐山供電公司，河北 唐山 063000；3.華北電力大學(xué)（保定）經(jīng)濟(jì)管理系，河北 保定 071000；4.中國能源建設(shè)集團(tuán) 江蘇省電力設(shè)計院有限公司，南京 210000）

0 引言

北方地區(qū)冬季傳統(tǒng)燃煤供暖消耗大量煤炭，導(dǎo)致大氣污染嚴(yán)重，霧霾頻發(fā)，推進(jìn)電采暖是治理霧霾、改善大氣環(huán)境的有效途徑［1］。張家口地區(qū)擁有豐富而優(yōu)良的風(fēng)能資源，風(fēng)電發(fā)展?jié)摿薮?，但風(fēng)電消納存在一系列體制機制障礙。一方面，張家口地區(qū)以低成本燃煤供暖為主，大氣污染嚴(yán)重；另一方面，張家口地區(qū)風(fēng)能、光能等清潔能源的廢棄率較高，沒有得到充分利用。為了解決這一問題，2017年2月，張家口市首創(chuàng)包含“政府+電網(wǎng)+發(fā)電企業(yè)+用戶側(cè)”的可再生能源交易多方協(xié)作機制，以期通過可再生能源電力市場化交易促進(jìn)新能源消納。該機制下，市政府與國網(wǎng)冀北電力有限公司合作建立可再生能源電力交易平臺，在供暖期間，由政府部門每月在平臺上發(fā)布下個月可再生能源需求電量和掛牌電價，可再生能源發(fā)電企業(yè)自愿參與競標(biāo)，將最低保障收購小時數(shù)以外的發(fā)電量通過掛牌和競價方式在平臺開展交易，電網(wǎng)公司則根據(jù)風(fēng)電供暖用戶需求統(tǒng)一分配電量，將清潔電能通過電網(wǎng)交易平臺直接銷售給電供暖用戶，到戶電價為直接交易價格（發(fā)電側(cè)）、輸配電價、政府性基金及附加之和，低谷輸配電價按平段50%執(zhí)行［2］。

不同于常規(guī)電力市場交易，該交易機制下可再生能源成交價格由政府機構(gòu)參與制定。對于風(fēng)電企業(yè)來說，其將最低保障收購小時數(shù)之外的發(fā)電量通過掛牌和競價方式在平臺開展交易，盡管該掛牌電價低于風(fēng)電企業(yè)最低保障收購小時數(shù)內(nèi)上網(wǎng)電價，但考慮到風(fēng)電的邊際成本很小，只要該掛牌價格大于風(fēng)電邊際成本，那么風(fēng)電企業(yè)就有動力參與交易。對于用戶來說，使用風(fēng)電供暖成本不能高于燃煤供暖成本，否則用戶仍然會選擇使用燃煤供暖。顯然，過高的成交價格將會導(dǎo)致用戶難以承受，而過低的電價又難以調(diào)動風(fēng)電企業(yè)參與交易的積極性。因此，為了統(tǒng)籌風(fēng)電供暖實現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展，由政府出面將電價制定在一個雙方都能接受的范圍，既能促進(jìn)風(fēng)電等新能源消納，又能使電供暖成本與燃煤集中供熱成本基本持平，在用戶可承受范圍內(nèi)實現(xiàn)清潔供暖。該機制將電采暖與發(fā)電側(cè)新能源消納結(jié)合起來，在促進(jìn)電源結(jié)構(gòu)清潔化、低碳化的同時，保證了用戶采暖舒適性，提升整體采暖效益。同時，聯(lián)合風(fēng)電和儲熱式電采暖運行，在一定程度上促進(jìn)了風(fēng)電消納，降低了煤耗［3—5］。自2017年10月至2021年春季采暖結(jié)束4年來，張家口市累計完成供暖電量20.45億kWh，覆蓋供暖面積達(dá)到1 483萬m2，為各類用戶節(jié)約電費約5億元［6］，獲得了顯著的經(jīng)濟(jì)效益和社會效益。

隨著采暖面積的不斷增加，所需要的風(fēng)電上網(wǎng)電量也將不斷增加，風(fēng)電出力本身所具有的波動性影響著電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行［7—8］。此外，電供暖項目初始投資成本和運行成本較高，經(jīng)濟(jì)性較差，且風(fēng)電供暖行業(yè)仍處于向市場化運作轉(zhuǎn)變的過程中，電采暖的發(fā)展仍需要政府補貼扶持。電采暖負(fù)荷具有一定的可調(diào)節(jié)性，對電采暖負(fù)荷進(jìn)行聚合可以提供大量的可調(diào)節(jié)容量［9—10］，由負(fù)荷聚合商將柔性負(fù)荷聚合起來作為可調(diào)節(jié)容量提供輔助服務(wù)，不僅可以很好地平滑風(fēng)電出力，還可以在促進(jìn)風(fēng)電消納的同時維持電網(wǎng)安全平穩(wěn)運行［11—12］，提升整個電采暖項目的經(jīng)濟(jì)性。

本文對該多方協(xié)作機制下電采暖熱源站經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行分析，研究清潔采暖柔性負(fù)荷聚合管理效益，結(jié)果表明將清潔采暖柔性負(fù)荷進(jìn)行聚合管理可以有效緩解電網(wǎng)峰谷壓力，提高新能源消納能力，參與輔助服務(wù)市場可以獲得收益，降低熱源站用電成本，提升電采暖企業(yè)的經(jīng)濟(jì)效益。

1 電供暖項目經(jīng)濟(jì)性分析

1.1 儲熱式電供暖熱源站成本與收入分析

從電采暖項目運行期純現(xiàn)金流角度考慮，熱源站年實際運行成本包括工資及福利費、修理費、購電費用、財務(wù)費用和其它費用。

熱源站的年運行成本為

式中：CR,YX為熱源站年運行成本；CR,XC為熱源站年薪酬及福利費用；CR,WX為熱源站年維修費用；CR,GD為熱源站年購電費用；CR,CW為熱源站年財務(wù)費用；CR,Q為熱源站年其他運行費用。

熱源站的收入主要包括前期投資補貼和后期用戶繳納采暖費用所帶來的收益，其中后期用戶繳納采暖費用所帶來的收入為

式中：RR為熱源站供熱收入；SR為熱源站供熱面積；pD為單位采暖價格；T為供熱時長。

1.2 儲熱式電供暖熱源站經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)分析

項目的經(jīng)濟(jì)性采用凈現(xiàn)值和內(nèi)部收益率兩個指標(biāo)表示。

（1）凈現(xiàn)值

凈現(xiàn)值（net present value，NPV）能夠直觀地表示項目的盈利水平，其計算公式為

式中：CR,Y為熱源站前期一次性投資成本；RR,BT為熱源站投資前期補貼；k為計算期第k年；IRR為內(nèi)部收益率；μ為殘值率；N為項目計算年限；i為行業(yè)基準(zhǔn)收益率。

當(dāng)凈現(xiàn)值大于0 時，表示該項目收益率大于基準(zhǔn)折現(xiàn)率，項目可行，凈現(xiàn)值越大，經(jīng)濟(jì)性越好；當(dāng)凈現(xiàn)值小于0 時，表示該項目收益率小于基準(zhǔn)折現(xiàn)率，項目虧損。

（2）內(nèi)部收益率

內(nèi)部收益率（internal rate of return，IRR）反映項目在壽命期內(nèi)的盈利能力，等于凈現(xiàn)值為0 時的折現(xiàn)率，即

內(nèi)部收益率大于行業(yè)基準(zhǔn)收益率，項目可行，否則項目不可行，表明項目盈利能力較差。

1.3 儲熱式電供暖熱源站盈虧平衡購電價格計算

盈虧平衡分析反映項目適應(yīng)市場需求變化和抵抗風(fēng)險的能力。動態(tài)盈虧平衡分析充分考慮了資金時間價值及風(fēng)險因素的影響，將動態(tài)因素引入到盈虧平衡分析中，使分析更科學(xué)、更準(zhǔn)確。在考慮資金時間價值的條件下，項目的動態(tài)盈虧平衡購電電價就是使項目凈現(xiàn)值為零時的平均購電價格，其計算公式為

式中：為熱源站動態(tài)盈虧平衡購電電價；QR,G為熱源站購電電量；RT為熱源站總收入，分為參加負(fù)荷聚合和不參加負(fù)荷聚合兩種情況。

2 清潔供暖負(fù)荷聚合管理分析

2.1 聚合管理框架

在整個供暖系統(tǒng)中，供暖熱源、管網(wǎng)以及用戶采暖均具有一定的靈活性和可調(diào)節(jié)性，三者的柔性特性使得基于供熱系統(tǒng)柔性負(fù)荷的聚合管理成為可能。對于集中式電采暖熱源站，在進(jìn)行負(fù)荷聚合交易時，可以由電網(wǎng)根據(jù)電網(wǎng)峰谷差情況統(tǒng)一實施調(diào)度控制，參與輔助服務(wù)市場。在該多方協(xié)作機制背景下電采暖項目參與電力交易及負(fù)荷聚合管理框架如圖1所示。

圖1 電采暖項目參與電力交易及聚合管理框架示意圖Fig.1 Frame diagram of electric heating project participating in power transaction and load aggregation management

2.2 集中儲熱式電采暖聚合模型

集中儲熱式電采暖一般由電鍋爐和蓄熱體構(gòu)成，在熱需求不變的情況下，可以利用蓄熱體對能量的時間平移特性向電網(wǎng)提供實時調(diào)節(jié)的能力。儲熱式電采暖在未參與聚合前，一般將負(fù)荷全部集中在谷段，若要參與峰段或平段調(diào)峰，則會有額外的電價成本，因此集中儲熱式電采暖更加適合參與谷段調(diào)峰。本文主要從向下調(diào)峰（即在調(diào)峰時段增加電采暖負(fù)荷）的角度，構(gòu)建集中儲熱電采暖的聚合模型。

集中儲熱式電采暖的向下調(diào)峰潛力可表示為

式中：Pmax(t)為t時刻向下調(diào)峰的潛力；Pe,max為電鍋爐最大功率；Pe(t)為t時刻電鍋爐原計劃出力。

若以調(diào)峰量最大進(jìn)行調(diào)度，則目標(biāo)函數(shù)為

式中：t1為調(diào)峰開始時刻；t2為調(diào)峰結(jié)束時刻；P(t)為t時刻參與聚合后的電鍋爐功率。儲熱式電采暖的聚合收益為

式中：πe為儲熱式電采暖的聚合收益；pb為調(diào)峰時段補貼；Δt為劃分時段時長。

3 算例分析

3.1 經(jīng)濟(jì)性分析

此處以張家口市某小區(qū)清潔供暖項目為例進(jìn)行分析。該小區(qū)合計供暖面積共30 000 m2，平均耗熱指標(biāo)為30 W∕m2，在進(jìn)行清潔供暖改造前后集中供暖用戶收費價格沒有變化，均為5.91元∕（m2·月），整個供暖季供暖時長為5個月，現(xiàn)在全部由燃煤鍋爐供暖改為蓄熱式電鍋爐進(jìn)行供暖。依據(jù)當(dāng)前相關(guān)補貼政策，政府對于煤改清潔能源的項目給予8萬元∕（t·h-1）的補貼，電采暖項目享受補貼32萬元。參與可再生能源交易時，儲熱式電采暖采用全量蓄熱，谷段電價為0.17元∕kWh，熱源站年人工費5.1萬元，年維修及其他運行費用共計1.4萬元，基準(zhǔn)收益率取8%，計算年限20 a，殘值率5%。

首先以上述數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，分析儲熱式電采暖聚合前后負(fù)荷變化。儲熱罐最大儲熱量為18 MWh，電功率最大為3.2 MW。以平均溫度-10 ℃的典型天氣為例，儲熱式電采暖熱源站一般會將峰段所需的供熱量平均在谷段（20:00至次日8:00）進(jìn)行蓄能，并且還需要保證谷段的正常供熱，即電采暖在白天非低谷時段僅僅利用儲存熱量進(jìn)行供暖，而在晚上低谷階段利用大功率制熱，滿足供暖需求的同時將多余熱量存儲起來供白天峰時段使用，如圖2 所示?，F(xiàn)在假設(shè)電網(wǎng)用電最低谷出現(xiàn)在1:00—5:00，此時棄風(fēng)率處于較高水平。接受電網(wǎng)調(diào)度指令后，儲熱式電采暖鍋爐會在此時段以實現(xiàn)最大調(diào)峰量為目標(biāo)，盡可能提升負(fù)荷，并在5:00后降低負(fù)荷。圖3為參與聚合后的電鍋爐功率變化情況。

圖2 電鍋爐功率、供熱功率及儲熱量時序圖Fig.2 Timing chart of electric boiler power,heating power and heat storage capacity

圖3 聚合后電鍋爐功率、供熱功率及儲熱量時序圖Fig.3 Timing diagram of electric boiler power,heating power and heat storage capacity after load aggregation

從圖3可以發(fā)現(xiàn)，在接收到相關(guān)指令后，電采暖熱源站改變自身用電功率，實現(xiàn)用電負(fù)荷的平移，但總用電量并不發(fā)生改變。在電采暖負(fù)荷增大時，其儲熱量也會增多，但整個低谷時段電采暖所蓄熱量是一定的，且要滿足白天使用。在20:00至次日1:00，電采暖按照原計劃出力，平均運行功率為2.88 MW，除了供暖還將多余熱量儲存起來；在1:00至5:00，電采暖在收到電網(wǎng)指令后，將自身功率提升到最大功率3.2 MW，盡可能多消納風(fēng)電，向下調(diào)峰潛力為0.32 MW；在5:00至8:00這一階段，電采暖降低自身功率，以2.67 MW功率運行（由于儲熱能力一定，1:00至5:00 已經(jīng)提高功率運行，所以此時需要降低功率）。聚合前后用電總量不變，最大調(diào)峰電量為1.28 MWh，相當(dāng)于平均1 m2采暖面積每天可轉(zhuǎn)移0.042 7 kWh的電量，提升0.010 7 kW的低谷時段負(fù)荷。

參照《東北電力輔助服務(wù)市場運營規(guī)則（暫行）》，可中斷負(fù)荷參與調(diào)峰的價格為0.1～0.2 元∕kWh。以調(diào)峰輔助服務(wù)價格為0.1元∕kWh為例，由式（8）可得，整個采暖季中，電采暖熱源站收益為19 343.1元，若調(diào)峰輔助服務(wù)價格為0.2 元∕kWh，則輔助服務(wù)收益約為3.87萬元，即該熱源站的聚合收益在1.93萬～3.87萬元之間。而該儲熱式電采暖熱源站一年的利潤是26.70萬元，相當(dāng)于增加了7.23%～14.49%的利潤，因此熱源站將會有很大動力參與到負(fù)荷聚合之中。在進(jìn)行計算時，取輔助服務(wù)平均價格為0.15元∕kWh，則每個采暖季電采暖項目輔助服務(wù)收入為2.90萬元。此外，根據(jù)式（1）、式（2）可知，電采暖項目年運行成本為6.50 萬元，年供暖收入為88.65 萬元。根據(jù)上述數(shù)據(jù)，對電采暖熱源站經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行分析，并根據(jù)式（3）—式（5）對電采暖項目相關(guān)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)進(jìn)行計算，結(jié)果如表1所示。

表1 熱源站經(jīng)濟(jì)性分析結(jié)果Table 1 Economic analysis results of heat source stations

從表1可以看出，未參與聚合管理前，該儲熱式電采暖凈現(xiàn)值為9.26萬元，內(nèi)部收益率為8.36%，動態(tài)盈虧平衡購電價格為0.172 9 元∕kWh。參與聚合管理后，凈現(xiàn)值變?yōu)?7.73萬元，內(nèi)部收益率變?yōu)?.80%，動態(tài)盈虧平衡購電價格變?yōu)?.181 8元∕kWh。通過進(jìn)行負(fù)荷聚合參與輔助服務(wù)市場，熱源站可以獲得聚合收益，給熱源站帶來持續(xù)穩(wěn)定的現(xiàn)金流，這提高了熱源站的整體經(jīng)濟(jì)效益，也提高了熱源站抗風(fēng)險能力，將在一定程度上抵消電價增長帶來的不利影響。若以張家口市2019年底規(guī)劃的電采暖面積1650.33萬m2計算，則一天可轉(zhuǎn)移704.14MWh的電量，提升176.04 MW的低谷時段負(fù)荷，整個采暖季可以幫助電供暖企業(yè)降低采暖成本1 595.32萬元。

3.2 敏感性分析

本節(jié)選取購電價格、供暖費價格、調(diào)峰輔助服務(wù)價格等3個因素作為影響因子，分析不同影響因素發(fā)生變動對電采暖經(jīng)濟(jì)性的影響程度。分別將上述影響因子從-10%變化到10%，計算電采暖項目對應(yīng)的凈現(xiàn)值、內(nèi)部收益率和動態(tài)盈虧平衡購電價格，其中調(diào)峰輔助服務(wù)價格初始值取0.15元∕kWh，相應(yīng)結(jié)果如圖4至圖6所示。不同影響因子對應(yīng)的敏感性系數(shù)如表2所示。

圖4 敏感性分析因素變化時對應(yīng)的NPVFig.4 Corresponding NPV when sensitivity analysis factors change

圖5 敏感性分析因素變化時對應(yīng)的IRRFig.5 Corresponding IRR when sensitivity analysis factors change

圖6 敏感性分析因素變化時對應(yīng)的動態(tài)盈虧平衡購電價格Fig.6 Corresponding dynamic break-even power purchasing price when sensitivity analysis factors change

表2 不同影響因子對應(yīng)的敏感性系數(shù)Table 2 Sensitivity coefficients of different impact factors

結(jié)合圖4至圖6以及表2可以看出，不同因素對電采暖相關(guān)經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)產(chǎn)生的影響程度不同。從整體來看，電采暖經(jīng)濟(jì)指標(biāo)對上述3 個影響因素敏感程度從高到低排序依次為單位面積供暖價格、購電價格、調(diào)峰輔助服務(wù)價格，這與各部分所對應(yīng)的成本或收入在整個收入成本中占比有關(guān)。顯然，由于供暖收入是電采暖企業(yè)的最主要收入來源，在整個成本收入中占比非常高，因此電采暖經(jīng)濟(jì)指標(biāo)對供暖價格變動最為敏感。此外，不同的影響因素對電采暖項目經(jīng)濟(jì)指標(biāo)影響程度不同。以購電價格為例，當(dāng)購電價格的變化率為-10%到10%時，凈現(xiàn)值從92.17萬元變?yōu)?16.70萬元，敏感度系數(shù)為-14.43。內(nèi)部收益率敏感度系數(shù)為-2.87，而動態(tài)盈虧平衡電價敏感度系數(shù)為0，這主要是因為動態(tài)盈虧平衡電價的計算與購電價格沒有關(guān)系，這一點可以從動態(tài)盈虧平衡電價的計算公式看出。從敏感性分析結(jié)果來看，購電價格和供暖價格對電采暖項目經(jīng)濟(jì)性的影響都比輔助服務(wù)價格要大，未來可以通過改革電價和供暖價格來提升電采暖項目經(jīng)濟(jì)性水平。但就目前而言，多方交易機制下電價由政府制定，且成交電價有逐漸增大的趨勢，這會導(dǎo)致電采暖項目購電成本上升，經(jīng)濟(jì)性變差。此外，供暖價格由政府制定，且供暖價格涉及到民生保障問題，變動較為困難。因此目前看來，逐步推動電采暖項目參與輔助服務(wù)是提高電采暖項目經(jīng)濟(jì)性水平的一種較為合適的方式。

4 結(jié)論

目前電采暖企業(yè)運行依靠政府補貼，經(jīng)濟(jì)性較差。本文對電采暖熱源站柔性負(fù)荷聚合管理效益及經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行研究分析，分別構(gòu)建了儲熱式電采暖熱源站經(jīng)濟(jì)性分析模型和聚合管理模型，對比了電采暖熱源站進(jìn)行聚合管理參與輔助服務(wù)前后的經(jīng)濟(jì)效益，得到以下結(jié)論：

（1）儲熱式電采暖具有一定的蓄熱調(diào)節(jié)能力和棄風(fēng)消納能力，將電采暖柔性負(fù)荷進(jìn)行聚合管理可以有效緩解電網(wǎng)峰谷壓力、提高新能源消納能力。

（2）本算例中，進(jìn)行負(fù)荷聚合管理并參與輔助服務(wù)市場后，電采暖熱源站凈現(xiàn)值提高了28.47 萬元，內(nèi)部收益率提高了1.44%，動態(tài)盈虧平衡電價提高了0.008 9 元∕kWh。表明參與聚合管理可以獲得輔助服務(wù)收益，降低熱源站用電成本，提升電采暖項目經(jīng)濟(jì)性。

（3）敏感性分析結(jié)果表明，購電價格、供暖收入、輔助服務(wù)收入都對電采暖項目經(jīng)濟(jì)性有重要影響，通過合適的機制或者政策將其轉(zhuǎn)化為有利影響，降低電采暖購電價格，增加電采暖項目收入可以有效地改善儲熱式電采暖的經(jīng)濟(jì)效益，保證電采暖實現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展。為進(jìn)一步推動電采暖發(fā)展，政府部門應(yīng)推動完善清潔能源市場化交易機制，降低電采暖購電價格。此外，應(yīng)探索多種方式提高電采暖企業(yè)收入，如改革供熱價格機制、逐步推動電采暖項目參與輔助服務(wù)。D