多重价格因素影响下的燃气分布式能源

2013-09-06王泽明

发电技术 2013年3期

王泽明

（国家能源分布式能源技术研发中心，浙江杭州 310030）

0 引言

燃气分布式能源系统是指布置在用户附近，以燃气为一次能源，用于供给用户冷、热、电能源的分布式能源供应系统。当前已运行和正在建设中的分布式能源供应系统，多采用天然气作为燃料，因此本文仅针对以天然气为燃料的分布式能源系统。

《燃气冷热电三联供工程技术规程》[2]适用范围为15MW以下的分布式能源供应系统，而《分布式供能技术规程》[3]适用范围为6MW以下分布式供能系统，《关于做好分布式电源并网服务工作的意见》将分布式电源定义为10千伏及以下电压等级接入电网，且单个并网点总装机容量不超过6MW的发电项目。本文在此对容量不做限定，分析各种价格因素变化对燃气分布式能源系统的影响。

1 燃气分布式能源系统概述

某燃气分布式能源与传统集中供能的对比如图1所示，可知在满足同样冷、热、电需求的情况下，分布式供能所需的燃料是传统供能方式的85.23%。主要原因在于，分布式供能可以直接向用户供电，减少了电网传输损失；充分利用发电后的余热制取所需冷、热能，实现能源的梯级利用，提高能源利用率。分布式供能方式可显著提高燃料的利用率，实现能源梯级利用的科学用能，是当前最具发展潜力的供能方式。

2 影响燃气分布式能源系统的主要价格因素

参照现有分布式能源项目的可行性研究报告，可知影响燃气分布式能源系统的主要价格因素有：总投资、燃气价格、供电价格、供冷价格、供热价格，另外设备年运行小时数等也会对项目的经济性产生较大影响，本文不做分析。

A项目为某地区域式燃气分布式能源项目，在此以A项目为例，对以上因素进行逐一分析。

2.1 总投资

A项目电价对总投资的敏感度系数为0.24左右[4]，随着总投资提高，电价提高。综合分析几个相似项目的总投资构成，引进设备（燃气机）占总投资的30%左右，是总投资中最重要的一部分。由于燃气轮机、燃气内燃机大量依赖进口，在国内产出同等高品质的产品前，该部分将占有成本的较大比例。

对比楼宇式分布式能源项目，主机设备随着机组容量减小，单位容量投资增大，总投资的敏感度系数会相应提高。控制总投资是楼宇分布式能源项目需要更多关注的内容。

图2 A项目的总投资与电价

2.2 燃气价格

对电价的燃气价格敏感度系数在0.83左右[4]，随着燃气价格上升，电价快速上涨[4]。当前燃气价格上涨压力较大，该部分对分布式能源系统经济性影响具有决定性作用。优化系统运行，提高系统能源综合利用率，并合理设定热（冷）电比，是在同等条件下，削减燃气价格不利影响的主动手段。

2.3 供电价格

A项目供电价格为0.594元/kWh。参照同类项目的供电价格在0.5～0.9元/kWh[1]，针对自发自用的分布式能源项目，当前用户用电价格多采用阶梯电价，分为高峰和低谷等3～4档，各地根据实际情况制定相应的用电收费标准，电价0.2～1.2元不等，用户可据此对比分布式能源供电价格与电网供电价格；针对余电上网的分布式能源项目，国家暂未出台相应的余电上网收购标准，仍需进一步关注。

2.4 供冷价格

A项目的供冷平均价格为0.7831元/kWh，参考大多数项目的供冷价格在75～90元/GJ（合0.27～0.324元/kWh）[1]，该供冷价格偏高。由于集中供冷发展尚不完善，且并无集中供冷相关的价格规范，因此可参考传统空调供冷的成本。取家用空调COP1值为2.5和工商用空调COP2值为4.5，则制冷耗电量为0.4～0.22kWh（电）/kWh（冷），当前电价平均为民用0.5元/kWh工业1.0元/kWh，则传统空调制冷价格为0.2～0.22元/kWh，空调投资成本较运行成本低很多，均摊到各年的费用较少，均摊到每度电的费用更少，因此考虑初投资后的传统制冷成本为0.25～0.35元/kWh，现有的大多数供冷价格较为合理。

2.5 供热价格

A项目的供热价格为60元/GJ（合0.216元kWh），相比同类其它项目的70～85元/GJ[1]，定价偏低，当前分户计量的供热价格，计量部分为0.1～0.2元/kWh，如北京市发改委发布的热计量供热价格，基本热价为18元/m2，计量热价为55.56元/GJ，（合0.2元/kWh），西安等地的计量热价均为40～60元/GJ。相比现有热力公司的供热价格，现有的分布式能源项目热价偏高。

图3 A项目的燃气价格与电价

A项目热价敏感性分析来看，随着发电量增加，热价迅速降低，这是由机组的发电收益增加，热价具有较强的竞争力。随着气价上涨，热价呈显著地上涨趋势。

图5 A项目供电价格敏感度分析

3 燃气价格地域分析

燃气分布式能源适用对象主要包括酒店、机场、大学、工业园区等能源利用大户，在东部沿海和中西部的大城市，这样的用户均比较集中。虽然当前大多燃气分布式能源的典型项目均坐落于东南沿海发达地区，但随着项目的不断完善和推广，燃气价格的主导作用会愈加凸显，将打破当前燃气分布式能源项目的格局。

2013年2 ～5 月国内主要省份平均燃气价格如图6所示，由图可知，燃气价格在全国各地差异较大，浙江、广西、广东的工业管道燃气价格达到了4～5元/Nm3，而新疆、内蒙古、重庆等地的价格均低于2元/Nm3，当前除上海等少数地区推出了针对燃气分布式能源的用气优惠政策，其它各地均没有出台相应的政策，分布式能源用气价格多取决于建设单位与供气企业的谈判，谈判价格多参考燃气联合循环电站和工业用气的价格。

在此价格分布图基础上可分析燃气分布式能源发展，当前大力发展分布式能源项目的广东、广西、上海等地，在燃气价格方面均处于

劣势，相比而言，东南沿海的江苏、福建、京津冀地区，有较好的燃气价格优势，将会迎来分布式能源的较快发展。随着西部大开发的深入，东南沿海的加工制造业西迁，西部地区的工业园等会陆续发展起来，另外大学、机场等场所也有同样的冷热电需求，该地区的燃气分布式能源有更大的发展潜力。

图4 A项目供热价格敏感度分析

4 阶梯电价对燃气分布式能源的影响分析

燃气分布式能源供应的主要能源形式有冷、热、电，而电是用户最重要的用能，现有的空调、制冷设备，均可方便地利用电能产生用户所需的冷热，用户生产生活均离不开电能，因此市场电价对燃气分布式能源的适用性分析至关重要。

以某市2009年公布的销售普通工业电价为例，阶梯电价见表1。

表1 某省峰谷电价（＜1kV）

普通工业的尖峰电价高达1.3元/kWh以上，谷电价格与居民峰电价格相当，在0.55元/kWh左右。虽然燃气分布式能源的发电价格较高，为0.5～0.9元/kWh，由于直供用电企业，且可以将余热直接供应当地企业，因此燃气分布式能源针对该省份的工业用户，仍然具有较好的价格适用性。

在此定义峰谷电价差，即用户购电峰谷电价与燃气分布式能源售电价格的差值。当取燃气发电供电价格0.594元/kWh，则针对该省尖峰时段的峰谷电价差0.721元/kWh，此时段用户可以收获较大的收益；针对低谷时段，峰谷电价差为-0.041元/kWh，即燃气发电成本比购电成本高。

燃气分布式能源系统需考虑余热利用产生的经济效益。取热电比为1∶1，售热价格0.216元/kWh，将受热与售电合并作为出售收入，则补偿后的峰谷电价差0.175元/kWh。当部分余热用于制冷时，由于单位制冷量与热量基本持平（吸收式制冷机的COP为0.7～1.4），冷价较热价高，可获得更高的峰谷电价差。此时运行燃气分布式能源，仍比直接从市场购电、冷、热，有较好的经济性，但此时获得收益微薄。

当售电价格偏高，如达到分析的几个案例中的最高值0.9元/kWh，则峰谷电价差在谷电时段，即便考虑热价补偿，仍小于0，购买市电和所需冷、热，会有更好的经济性。因此根据峰谷电价差分时曲线，合理安排分布式能源的运行，是实现分布式能源在峰谷电价环境下得到良好应用的重要保障。

参照峰谷电价差，优化机组运行，当峰谷电价差大于0时，可开启分布式能源系统，用户可获得收益，当峰谷电价差小于0时，应关闭分布式能源系统。峰谷电价差越大，则用户从分布式能源供能系统获得的收益越大。