雙碳背景下分布式光伏運營模式分析

王 花, 范麗佳, 蘇 斌, 范 苑, 葉遼羽, 李根勝, 張 騰

(1.中建四局第五建筑工程有限公司, 廣東 深圳 518052; 2.中建四局工程技術(shù)研究院, 廣州 510665;3.中建地產(chǎn)廣州有限公司, 廣州 510665)

作為世界上最大的二氧化碳生產(chǎn)國,中國近年來為走向低碳轉(zhuǎn)型作出了重大努力。2020年,中國向世界作出宏偉承諾,努力實現(xiàn)“2030年前碳峰值,2060年前碳中和”,并提出“十四五”期間推進電力系統(tǒng)清潔低碳轉(zhuǎn)型[1]。2022年3月,國際可再生能源機構(gòu)(IRENA)發(fā)布的《World Energy Transitions Outlook 2022:1.5 ℃ Pathway》表明,全球升溫控制在1.5 ℃以內(nèi)的情景下,2030年全球光伏發(fā)電累計裝機容量將接近5 221 GW,2050年將超過14 036 GW;2030年全球光伏發(fā)電量占總發(fā)電量的比例約為19%,2050年約為29%[2]。2023年前三季度,全國光伏新增裝機12 894萬kW,同比增長145%,其中集中式光伏6 180萬kW,分布式光伏6 714萬kW[3]。

隨著中國政府推動清潔能源的發(fā)展,集中式光伏發(fā)電(CPV)和分布式光伏發(fā)電(DPV)的光伏發(fā)電(PV)發(fā)展迅速[4]。由于CPV的高土地成本,使其開發(fā)受到了限制。然而,DPV因其具有較高的投資回報率和較低的風(fēng)險,而成為利用太陽能的主要方式,其主要應(yīng)用包括建筑附屬光伏(BAPV)、建筑綜合光伏(BIPV)和廠址[5]。分布式光伏發(fā)電作為城市利用太陽能的重要途徑,中國政府也出臺了一系列政策,支持在法律、電價、并網(wǎng)標(biāo)準(zhǔn)、項目管理、資金支持等方面的分布式光伏的發(fā)展[6-8]。然而,投資的經(jīng)濟效益和可持續(xù)性是能源綠色轉(zhuǎn)型的關(guān)鍵,因此分布式光伏不同運營模式的盈利能力比選對項目的投資建設(shè)具有重要意義。

1 分布式光伏運營模式

1.1 EPC運營模式

在工程總承包(engineering procurement construction,EPC)運營模式下,分布式光伏項目由產(chǎn)權(quán)所有人進行投資、建設(shè)和運營,目前主要包括自發(fā)自用余電上網(wǎng)模式、全額上網(wǎng)模式及自發(fā)自用+儲能模式[9]。

1.1.1 自發(fā)自用余電上網(wǎng)模式

“自發(fā)自用,余電上網(wǎng)”是分布式光伏發(fā)電的一種消納模式。即將分布式發(fā)電單元作為用戶自備電源,所發(fā)電量用戶優(yōu)先自用,多余電量由電網(wǎng)企業(yè)收購,不足電量由電網(wǎng)企業(yè)提供。該種模式下,在屋頂分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)并網(wǎng)點處和用戶與上級電網(wǎng)之間的公共連接點處分別設(shè)置計量表計,前者用于計量分布式光伏發(fā)電的發(fā)電電量,后者用于計量用戶的用電電量和分布式光伏發(fā)電反送上級電網(wǎng)電量,如圖1所示。自發(fā)自用余電上網(wǎng)模式中,用戶側(cè)主要通過光伏發(fā)電補貼收益、節(jié)省自發(fā)自用電量的電費及反送電量上網(wǎng)電價結(jié)算3種方式獲得收益。需要注意的是,余電上網(wǎng)對用戶側(cè)并網(wǎng)資質(zhì)有嚴(yán)格的要求,目前無并網(wǎng)資質(zhì)的用戶可通過防逆流裝置來實現(xiàn)自發(fā)自用余電不上網(wǎng)。

圖1 自發(fā)自用余電上網(wǎng)模式系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

1.1.2 全額上網(wǎng)模式

全額上網(wǎng)模式是以用戶側(cè)發(fā)電、電量全額上網(wǎng)且配電網(wǎng)系統(tǒng)平衡調(diào)節(jié)為特征的光伏消納模式。光伏電站產(chǎn)生的電力直接接入當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng),電網(wǎng)企業(yè)采用先進技術(shù)優(yōu)化電網(wǎng)運行管理,保障電力用戶安全用電,電費由電網(wǎng)企業(yè)結(jié)算,電力用戶根據(jù)產(chǎn)品目錄中的電價向電網(wǎng)企業(yè)支付電費。該模式與自發(fā)自用余電上網(wǎng)模式一樣涉及并網(wǎng),因此需要涉及并網(wǎng)備案、項目設(shè)計審查及并網(wǎng)調(diào)試和驗收各個階段流程辦理及資料準(zhǔn)備。所以分布式光伏供電主體的售電資格是前置條件也是必要條件。該運營模式投資方主要通過光伏發(fā)電補貼收益和全額上網(wǎng)電價結(jié)算兩方面獲得收益。

1.1.3 自發(fā)自用+儲能模式

由于可再生能源的間歇性和不穩(wěn)定的特性或者項目不具備并網(wǎng)條件,在實際應(yīng)用中會出現(xiàn)難以滿足電力負(fù)荷側(cè)需求的情況,因此在用戶側(cè)配置儲能電池儲能,可以提高系統(tǒng)可調(diào)度性,維持電壓與頻率穩(wěn)定,保證持續(xù)供電。自發(fā)自用+儲能模式能夠科學(xué)地實現(xiàn)對可再生能源的高效利用,合理規(guī)劃與配置儲能用能容量,從電與熱兩方面綜合優(yōu)化系統(tǒng)能量管理,匹配系統(tǒng)內(nèi)發(fā)電單元與電熱負(fù)荷的峰谷特性,從而可以顯著提高新能源電力的消耗,實現(xiàn)削峰填谷,降低能源系統(tǒng)用能成本,同時確保電網(wǎng)系統(tǒng)的安全可靠運行。影響該運營模式的因素主要包括峰谷價差、市場調(diào)頻比以及儲能投資成本,但目前儲能建設(shè)成本居高不下是限制該模式快速發(fā)展的主要因素。該運營模式主要通過光伏發(fā)電補貼收益、光伏發(fā)電自用收益及儲能峰谷價差節(jié)省電費獲得收益。

1.2 合同能源管理運營模式

2009—2017年,中國政府實施了“金太陽示范項目”,將合同能源管理模式引入分布式光伏項目。該模式解決了大多數(shù)電力用戶沒有足夠資金投資光伏項目、沒有相應(yīng)的技術(shù)和管理能力等問題,避免了光伏開發(fā)企業(yè)作為主要電源的銷售資質(zhì)問題。合同能源管理模式是由第三方負(fù)責(zé)光伏發(fā)電系統(tǒng)投資、建設(shè)和運維的新型運營模式,光伏占用的屋面面積采用支付租金模式由第三方向產(chǎn)權(quán)所有者支付,光伏發(fā)電系統(tǒng)所發(fā)的電量可以全部銷售給國家電網(wǎng),也可以全部銷售給用電企業(yè),一般優(yōu)先提供給合同方電力用戶[10]。在該運營模式下,第三方運營商按光伏總發(fā)電量來獲得補貼收益和售電收益,用戶主體則通過出租屋頂或地面資源的租金收益和第三方提供優(yōu)惠電價獲取收益。

1.3 碳排放權(quán)交易運營模式

2021年2月1日,《碳排放權(quán)交易管理辦法(試行)》[11]和《碳排放權(quán)登記交易結(jié)算管理辦法(試行)》正式在全國范圍內(nèi)試行,全國碳市場也同步上線。隨著全國性碳交易市場的上線、控排行業(yè)范圍的不斷擴大以及碳排配額的不斷收緊,更多企業(yè)將進入碳交易市場,碳排配額及國家核證自愿減排量(CCER)的價格也將持續(xù)上漲[12]。2020年,在我國率先實行碳交易試點的地區(qū),CCER價格約30元/t,2021年的CCER價格已經(jīng)達到41元/t,權(quán)威機構(gòu)預(yù)測,2030年這一數(shù)字將上升到160元/t以上。碳排放權(quán)交易運營模式下每年可在正常的光伏收益外增加碳交易收入。并不是所有的可再生能源項目都可以認(rèn)證CCER,它需要經(jīng)過相關(guān)部門的審批,更為先進的光伏應(yīng)用形式和更優(yōu)質(zhì)的光伏系統(tǒng)無疑將更容易通過審批。

2 案例研究

2.1 項目概況

選取花都混凝土預(yù)制(precast concrete,PC)構(gòu)件廠項目作為工業(yè)廠區(qū)分布式光伏研究案例,光伏擬安裝在 PC 構(gòu)件廠屋面,如圖2所示,建筑屋面形式為金屬屋面,PC構(gòu)件生產(chǎn)車間屋面面積約為2.6萬m2,廠內(nèi)變壓器容量1 600 kV·A。項目位于廣東省廣州市花都區(qū),北緯23.35°,東經(jīng)113.15°,海拔約8 m。根據(jù)瑞士Meteonorm氣象研究所的氣象數(shù)據(jù),年均太陽輻射量為1 218 (kW·h)/m2。根據(jù)《太陽能資源評估方法》(GB/T 37526—2019),該地區(qū)屬于Ⅲ類地區(qū)即太陽能豐富帶,適合建設(shè)光伏。根據(jù)調(diào)研車間近一年總用電量約72萬kW·h,近一年月度用電高峰為91 710 kW·h,用電均價為1.3元/(kW·h),車間作息時間為06:30—12:00、13:30—23:00。根據(jù)項目特點,綜合考慮屋面障礙物、女兒墻、檢修通道等因素確定屋面有效利用面積,進行屋面組件排布,最終確定裝機容量?；诂F(xiàn)行運營模式對本項目分布式光伏投資建設(shè)進行經(jīng)濟效益綜合分析。

圖2 廣州花都PC構(gòu)件廠項目航拍圖

2.2 運營模式分析

因本項目不涉及碳排放權(quán)交易,故僅對其余4種運營模式進行分析,其中涉及系統(tǒng)運行條件、組件參數(shù)及光伏效益、成本測算參數(shù)均一致,具體參數(shù)設(shè)置見表1。其中光伏系統(tǒng)運行期間仿真模擬條件均為峰值日照1 218 h,系統(tǒng)效率設(shè)計理論值80%,光伏組件選用隆基主流組件LR5-72HPH 550M,最大功率550 W,組件效率為21.5%,組件壽命為25年,組件衰減率按運行壽命周期內(nèi)第一年2.0%,之后平均每年衰減0.55%進行測算。

表1 分布式光伏效益、成本測算參數(shù)設(shè)置

2.2.1 自發(fā)自用余電上網(wǎng)模式

受限于園區(qū)變壓器容量1 600 kV·A,光伏電站采用自發(fā)自用余電上網(wǎng)時只能限制在1 600 kV·A以內(nèi),根據(jù)電網(wǎng)要求裝機容量不應(yīng)超過變壓器容量的80%,因此本項目自發(fā)自用余電上網(wǎng)模式的最大裝機容量為1 280 kW。綜合考慮屋面陰影、最大裝機容量及組件參數(shù)進行光伏組件排布,實際裝機容量為1 279.3 kW,組件數(shù)量共2 326塊,如圖3所示。通過測算,在自發(fā)自用余電上網(wǎng)模式下首年發(fā)電量約為122.16萬kW·h,運行期平均年發(fā)電量約為114.42萬kW·h,25年總發(fā)電量為2 860.61萬kW·h。依據(jù)該構(gòu)件廠年度用電情況按照自用比例63%進行光伏收益和成本測算。

圖3 自發(fā)自用余電上網(wǎng)模式光伏組件排布圖

2.2.2 全額上網(wǎng)模式

擬定1個10 kV并網(wǎng)點并接廠區(qū)10 kV配電系統(tǒng)上,以“全額上網(wǎng)”的模式實現(xiàn)光伏發(fā)電。綜合考慮屋面陰影及組件參數(shù)進行光伏組件排布,實際裝機容量為1 972.85 kW,組件數(shù)量共3 587塊,如圖4所示。經(jīng)光伏系統(tǒng)仿真測算該項目首年發(fā)電量約為188.38萬kW·h,計劃運行25年的平均年發(fā)電量約為176.46萬kW·h,25年總發(fā)電量為4 411.44萬kW·h。全額上網(wǎng)模式下按照100%上網(wǎng)比例進行光伏收益和成本測算。

圖4 全額上網(wǎng)模式光伏組件排布圖

2.2.3 自發(fā)自用+儲能模式

綜合考慮項目初始投資額及月度峰值用電情況,按照光伏月發(fā)電量占比月度峰值用電60%確定裝機容量,經(jīng)測算裝機容量為695.2 kW,組件數(shù)量1 264塊。儲能電池容量配置按照備用3 d、電池放電深度系數(shù)0.8進行測算,需要配置儲能電池容量約為5 000 kW·h。擬配置磷酸鐵鋰電池,其使用壽命約8年,全生命周期放電量1 100萬kW·h,為匹配光伏組件壽命運行期儲能需要分3期投入。自發(fā)自用部分經(jīng)測算首年發(fā)電量約為66.38萬kW·h,運行期平均年發(fā)電量約為62.18萬kW·h,25年總發(fā)電量為1 554.52萬kW·h。自發(fā)自用部分按照自用比例100%進行測算,儲能部分按照峰谷電價差額測算光伏的收益和成本。

2.2.4 合同能源管理模式

合同能源管理模式(即屋頂租賃模式)是由第三方能源公司投資,電站占用的2.6萬m2屋面采用支付租金的方式由第三方支付,用戶側(cè)租金收益按照年租金3元/m2進行測算,電價優(yōu)惠收益根據(jù)年用電總量及用電單價綜合測算85折進行該模式光伏收益和成本的測算。

這4種運營模式下收益和成本不盡相同,成本主要包括光伏初始投資、儲能投資及運維成本,收益主要包括光伏補貼、光伏自用收益、光伏上網(wǎng)收益、儲能峰谷價差收益、租金收益及電價優(yōu)惠收益。各運營模式下的收益和成本見表2。

表2 4種運營模式下的收益和成本

EPC運營模式下自發(fā)自用+儲能模式的初期投資總額最大,運行期投資總額高達2 580.32萬元,主要原因是現(xiàn)行市場儲能電池價格居高不下且壽命較短,需要分期投入高額成本,相應(yīng)地該模式的年均收益也最大,主要是由于儲能峰谷價差收益相對較高。其次是全額上網(wǎng)模式以及自發(fā)自用余電上網(wǎng)模式,兩種模式的初期投資總額分別為700.36萬、454.16萬元,兩者投資差額的主要原因是全額上網(wǎng)模式可以最大限度利用屋面面積,而自發(fā)自用余電上網(wǎng)模式則會受到廠區(qū)變壓器容量的限制進而影響到整個項目的裝機容量。然而在收益方面,全額上網(wǎng)模式的年均收益卻低于自發(fā)自用余電上網(wǎng)模式,主要原因是全額上網(wǎng)模式的上網(wǎng)比例高但上網(wǎng)電價低。而合同能源管理模式是唯一可實現(xiàn)零投資獲取收益的模式,因此該模式對于資金欠缺的投資方是一種比較友好的運營模式。當(dāng)然該模式也是年均收益最低的運營模式,年均收益低至21.84萬元,遠低于其余3種運營模式。

2.3 經(jīng)濟效益分析

由于本項目擬采用的4種不同運營模式所涉及的成本均不相同,所以需要進一步分析各模式的盈利能力來確定最優(yōu)運營方案。4種運營模式的盈利能力分析結(jié)果見表3。根據(jù)計算結(jié)果,合同能源管理模式的投資凈利潤(NP)最低為546萬元,自發(fā)自用余電上網(wǎng)模式的投資凈利潤最高為2 250.94萬元。自發(fā)自用余電上網(wǎng)模式的年均收益率(APY)、總投資收益率(ROI)及內(nèi)部收益率(IRR)分別為25.18%、14.82%、27.06%,均遠高于全額上網(wǎng)模式和自發(fā)自用+儲能模式的相應(yīng)指標(biāo)值,其中自發(fā)自用+儲能模式的峰谷價差收益是按理想狀態(tài)即儲能利用率100%測算,實際利用率會受到廠區(qū)夜間產(chǎn)能、天氣情況等影響,因此實際值相較于測算值會偏低。此外,自發(fā)自用余電上網(wǎng)模式的靜態(tài)投資回收期(Tc)最短,為3.63年,遠低于全額上網(wǎng)模式和自發(fā)自用+儲能模式,因合同能源管理模式不涉及投資成本,因此不參與APY、ROI、IRR及Tc的指標(biāo)分析。綜上所述,合同能源管理模式收益最低,自發(fā)自用+儲能模式投資成本最高,全額上網(wǎng)模式受限于上網(wǎng)電價較低的價格同樣收益一般。

表3 4種運營模式的盈利能力分析結(jié)果

因此在具備初始投資資金的前提下,以自發(fā)自用余電上網(wǎng)模式進行運營是最盈利的。

3 結(jié)論與展望

針對工業(yè)廠區(qū)的綠色能源轉(zhuǎn)型,基于分布式光伏現(xiàn)行市場和政策分析總結(jié)了EPC運營、合同能源管理及碳排放權(quán)交易等三類分布式光伏運營模式。同時以工業(yè)廠區(qū)為例,根據(jù)項目特點設(shè)計了自發(fā)自用余電上網(wǎng)、全額上網(wǎng)、自發(fā)自用+儲能及合同能源管理等4種運營場景,分別選擇收益和成本的細(xì)化指標(biāo)對各個運營模式進行測算分析。在此基礎(chǔ)上,采用財務(wù)評價方法對相應(yīng)的運營模式進行了經(jīng)濟效益分析。研究結(jié)果表明,在投資資金充足的前提下,自發(fā)自用余電上網(wǎng)的運營模式經(jīng)濟性是最好的,若資金欠缺則合同能源管理模式也是不錯的選擇。

基于研究結(jié)果,目前上網(wǎng)電價、峰谷電價的調(diào)控及儲能成本的降低是提高分布式光伏經(jīng)濟性的關(guān)鍵。因此優(yōu)化分布式光伏運營模式建議從以下3個方向展開:①推進能源儲存技術(shù)創(chuàng)新,從而降低儲能初始投資成本;②提出合理的峰谷電價政策,提高用戶對負(fù)荷控制的參與度;③宏觀調(diào)控上網(wǎng)電價,刺激用戶及第三方開拓光伏市場。