基于四元市场的分布式蓄热电采暖消纳弃风弃光经济性评价研究*

李晴，周颖，李德智，李树鹏，宫飞翔，韩凝晖

(中国电力科学研究院，北京 100192)

推动能源消费革命、加强节能降耗是解决我国能源粗放利用所带来高能耗、高污染问题的必由之路。为此，国务院印发的《大气污染防治行动计划》明确指出：“要通过政策补偿和实施峰谷电价、季节性电价、阶梯电价、调峰电价等措施，逐步推行以电替代煤炭。”截至2018年9月，北方地区“煤改电”项目累计完成确村确户共223.83万户，覆盖取暖面积约15897万m2，涉及村(社区)11278个，完成政府计划任务的90.85%。其中蓄热式电采暖确认面积6370万m2，占北方地区确村确户总面积40%[1]。蓄热采暖是减小电网运行压力、提高电网可再生能源消纳的重要手段。具有很好的能源价值、环境价值和经济价值。国内对风、光、水电互补也进行了经济性分析、研究与评价[2]。尽管蓄热式电采暖在缓解配电网压力，辅助可再生能源消纳，缓解环境污染等领域具有重要优势。但由于目前未能大面积推广，严重限制了电力企业综合能源服务业务拓展，经济效益有待提升。吸取我国北方地区前期“煤改电”的经验教训，探索蓄热式电采暖运营模式，深入分析各参与方的经济成本，发现制约因素，对引导各参与主体合理构建商业模式、制定相关政策，促进蓄热电采暖可持续发展、运营综合能源服务业务有重要支撑作用[3]。

1 商业运营模式

1.1 参与方分析

在分布式蓄热电采暖弃风弃光消纳过程中， 首先应分析负荷聚合商、可再生能源发电企业、电网和蓄热电采暖四大主体的责任和义务：负荷聚合商整合响应资源；可再生能源发电企业用于电源投资建设、电力生产等；电网用于结算交易、运行调度等；分布式蓄热电采暖用于电采暖建设、运营等。

分布式蓄热电采暖消纳弃风弃光发电是四方参与的过程，如何使各方利益得到保障并且实现弃风弃光合理消纳需要各方完成好各自职责，通过政策和补偿机制实现效益最大化。从负荷聚合商角度来看，应整合资源，制定规划，让新能源发展与整个发展相协调，不盲目上项目，保证优化发展。各省政府应打破条块分割，优先使用清洁能源，以实现减排承诺，发展低碳经济[4]。与电网公司相比，各新能源企业的要求则更为迫切，电网公司应以促进新能源保障性全额收购为前提，优化调度考核方式，降低限电比例， 缓解新能源企业消纳压力。对于蓄热电采暖，应承担供热设备设施建设运营，保障用户供热需求。

1.2 经营模式和补贴现状

目前单纯建设分布式蓄热电采暖不具备经济效益，需要各方协作。为保证蓄热电采暖项目推广，一般需发电企业、电网企业对电采暖项目让利，或政府对初投资、电价、热价进行补贴。各方补贴情况见表1。

表1 运营及补贴现状

1.3 典型商业运营模式

可以将典型运营模式总结为三种主要模式。

1)风光新能源企业主导模式。风光新能源企业在建设大量风光发电场外，就地同步投资建设和运营、管理蓄热电采暖，通过消纳弃风弃光实现整体经济性效益。此种模式下发电企业能保证蓄热电采暖用电需求，且自身作为投资运营主体，具备风光发电和蓄热电采暖运营技术管理的独占优势，收益流向清晰。

2)供热企业主导模式。供热企业占有供热市场，通过政策补贴捆绑风光发电企业， 以低价购买电量，在供暖季消纳部分弃风弃光电量。此模式下供热企业需支付更大成本，政府激励政策需求较大[5]。

3)多方协作模式。由供热企业投建分布式蓄热电采暖，风光电场、电网公司、蓄热电采暖、供热公司联合参与，实现对弃风弃光供暖项目利益的合理分配，是实现电采暖消纳弃风弃光的有效模式。此模式下电网公司及所属的节能公司处于主导地位，通过建立四方协作机制，各方适度让利实现蓄热电采暖可持续运行。

2 多方参与成本收益要素

再生电力能源产业发展还处于初期，光伏发电相关补贴政策也相继出台，光伏发电也在积极示范之中。风电、生物质能已经形成以可再生电力能源发展基金为主的补贴模式，部分小水电的税收优惠政策也已明确。我国以发电为主的可再生电力能源发展势头已经确立，也已初具规模。可以说，财政的直接投入、补贴以及税收的优惠政策已成为我国可再生电力能源发展的积极动力。

分布式蓄热电采暖消纳弃风弃光涉及多个参与主体，考虑多方协作参与模式，按照当前发电、用电成本和经济要素分析电力生产方和电力消费方之间要素成本关系，具体如表2所示。

表2 要素成本关系

2.1 风光新能源发电企业

收益部分：风电场、光伏电场等能源供应的源头企业，在弃风弃光消纳过程中，作为重要的参与方，应进行成本分析[6]。蓄热电采暖项目未实施时，风光电场的多发电量往往弃之不用，造成能源浪费，弃风弃光不产生任何收益。若利用蓄热电采暖消纳弃风弃光的电量，此时风光电场产生的收益由风光电场的增量发电量及上网电价和补贴金额决定，收益为：Cif=Wf×(Ps+Pb)。式中：Cif为发电厂收益，Wf为风光发电厂增量发电量，Ps为每度电上网价，该电价可以根据双方交易确定，Pb为每度电政府补贴。

支出部分：由于蓄热电采暖消纳风光电场的电量并不影响电厂的正常生产及运营维护， 因此消纳过程产生的支出费用可忽略不计：Cof=0。式中：Cof为风光发电厂支出费用。

2.2 电网企业

收益部分：电网企业作为电源和负荷的中间方，承载着重要的输电供电功能，这使得发电企业及负荷方对于网架结构的要求不断提高[7]。在消纳弃风弃光过程中，供电公司产生的收益由负荷方(分布式蓄热电采暖)消纳电量及电价共同决定：Cig=Wx×Psj。式中：Cig为电网企业收益，Wx为电网企业售电量，Psj为每度电价格，结合当前输配电价改革，每度电售电价格应为上网电价加上输配电价及政府性基金及附加。

支出部分：电网公司在消纳风光电量过程中产生的支出，由风电厂的增量发电量决定。 由于存在网损，一般大型蓄热采暖接网工程属于电网企业业扩工程，其接网工程投资由电网企业承担。因此支出为：Cog=Wf×Ps+Cws+Cgt+(Cjw-Cbt)。式中：Cog为电网企业支出，Wf为上网电量，Ps为每度电上网价，Cws为线路网损费，等于增量发电量、网损比例和电能上网单价三者的乘积，Cgt为管理维护费，消纳弃风弃光并不增加电网企业运维成本，该费用为0，Cjw为电网企业接网费用，Cbt为政府配套接网工程补贴。

网损比例取6%时收益部分采用负荷侧消纳电量，支出部分采用电源侧增量发电量，由于网损等原因，两者电量数据存在一定误差，因此在后续分析中需考虑该部分电量差值成本的具体划分[8]。

2.3 蓄热电采暖

蓄热电采暖的经济效益、成本涉及因素多，如投资建设、运营维护、收益等，此以蓄热电采暖消纳计算。

收益部分：蓄热电采暖消纳过程的收益可看作是运行中的现金流入，分为直接收益和间接收益，直接收益为用户交的的供暖费，间接收益包括节煤收益及减排收益等[9]。直接收益为供暖单位年均供暖费用：Cigz=Sg×Pg。式中：Cigz为蓄热采暖直接收益，Sg为供暖面积，Pg为供暖季单位面积供暖费用，该费用与各地供暖季长短、气温等情况有关，需因地制宜考虑取值。

支出部分：蓄热电采暖工程实施过程中产生的支出费用，包含项目建设实施费用、运营维护费用等，项目建设投资费用由供暖所需负荷决定。初始建设成本：Cogc=Cbt+Cxr+Cfz。式中：Cogc为蓄热电采暖初始建设成本，Cbt为蓄热电采暖本体成本，Cxr为蓄热装置费用，Cfz为辅助设备及其他费用。蓄热电采暖初始建设成本一般与蓄热电采暖装置容量规模相关，可以估算：Cogc=Pxr×Qgt。式中：Pxr为蓄热电采暖建设单价，Qgt为建设的蓄热电采暖装置容量。年运维费用及人员成本计算：Cogw=Cogc×β+Crgc。式中：Cogw为年运维费用及人员成本，β为维护费用比例，蓄热电采暖一般无需维护，因此仅考虑后期运维成本并分摊到每年，Crgc为人员工资成本。年运营费用，主要为购电费用：Cogy=Pgd×Qdt。式中：Pgd为年购电平均单价(元/kW·h)，Qdt为采暖总购电电量，需考虑不同的运行时段，其电价不同，因此取平均电价。蓄热电采暖总支出成本计算：Cog=Cogc+Cogw+Cogy。

3 多方参与经济性分析

结合上述各参与方收益成本要素分析，建立经济性分析模型，对各参与方经济性进行分析。

(1)对于蓄热电采暖，其成本主要包括初始投资成本、运营成本及维护成本三部分，其接网费用主要由电网公司承担。蓄热采暖建设运营总费用：Cgo=Cs+Ce+Cw。式中：Cs为蓄热采暖等相关设备及安装费用，Ce为蓄热采暖运行维护费用，Cw包括运维费用、工资等。蓄热采暖的收益主要包括供暖收益，按照当地政府确定的供暖费用向用户收取。蓄热采暖总收益费用：Cdi=Cdj×Sc。式中：Cdj为采暖季单位供暖收费，由政府制定供暖费政策标准，单位为元/m2；Sc为采暖面积，单位为万m2。

(2)对于风光发电厂，考虑通过蓄热电采暖消纳弃风弃光，消纳弃风弃光并不增加其运维成本，因此其净收益：Cjs=Cif-Cof>0。无论电价如何，风光发电厂总能获得稳定的增量收益，则其经济性是可行的。

(3)对于电网企业，收取合理的过网费，对于增量电量，电网企业可以获得稳定的过网费收益，不考虑增量运维成本等，其成本主要为接网配套电网工程投资。因此其净收益：Cdwjsy=Wf×Pspd。式中：Cdwjsy为电网企业净收益，Pspd为过网费单价。成本主要为接网成本Cjw，一般可按蓄热电采暖初始投资的30%估算接网配套电网投资成本。

4 典型算例分析

采用净现值和动态投资回收期等指标测算。相关参数据国家发改委和建设部确定，其中社会折现率为8%。

4.1 蓄热电采暖项目经济性分析

以某镇煤改电项目为例：该村居民332户，供暖面积约19920 m2，配置电锅炉2台，总容量共3 MW，蓄热水箱体积450 m3，分为两套系统进行供暖蓄热，利用夜间(9:00 pm～6:00 am)9 h用电低谷时间加热，白天利用蓄热水箱储存的热能释放。冬季供暖期为当年11月至次年3月，合计采暖期天数约137天，执行2017年煤改电峰谷电价，即9:00 pm～6:00 am电价0.3元/(kW·h)，其他时段电价0.49元/( kW·h)，政府补贴0.25元/(kW·h)。居民取暖费约19.18元/m2。模拟10万 m3供热需求，根据采暖热指标分析所需蓄热电采暖总功率为15 MW，共配置5台3000 kW蓄热采暖装置，假定单台设备及安装费为106.8万元，蓄热设备及安装初始投资为1068万元，按照某地供暖季通常为当年11 月15日至来年3月15日，共计约120 d，电采暖设备每日蓄热8 h，年用电量约为1440万kW·h，一般蓄热电采暖可实现无人值守，通常免维护，考虑后期设备运维费用，平均每年约支出5万元，供暖费用28元/m2。

该模拟蓄热电采暖项目的经济性采用净现值和动态投资回收期进行评价，当蓄热电采暖购电价格为0.3元/(kW·h)，社会折现率为8.0%时，净现值为-2664.83元，动态投资回收年无法回收。从经济性分析的各项指标来看，该模拟蓄热电采暖工程项目在无初始投资补贴，并采用0.3元/(kW·h)的购电价格时，不具有经济性。但影响蓄热电采暖经济效益的参数随着时间和运行情况不断变化，建设投资和能源费用是主要影响因素。因此，为全面评价蓄热电采暖项目的经济效益，需对主要影响因素进行敏感性分析。

4.2 敏感性分析

从蓄热电采暖项目的成本及收益来看，相关设备建设安装费用所占总体成本比例较大，运维成本较固定，因此可以受政府补贴及政策影响的即为初始投资和购电价格，政府可以对初始投资给予一次性补贴。

而电量消纳则直接影响项目经济性指标，考虑集中供热价格由政府定价，居民使用积极性和承受能力，该价格受影响较小，购电价格可以通过与新能源发电厂用较低价格购得弃风弃光电量。

以第25年累计净现值为例，对初始投资补贴和购电价格进行敏感性分析，累计净现值零界点为购电价格不超过0.15元/(kW·h)，初始投资700万元左右。因此，当蓄热电采暖购电价格不超过0.15元/(kW·h)，初始投资不超过700万元时，该项目具有经济性，能够实现稳定盈利。

按照接网工程占蓄热电采暖初始投资的30%考虑，配套电网投资成本约为320万元，按照当前核定的过网费，利用财务分析方法测算其经济效益和投资回收期，当年即可回收，具有良好的经济性。按照配套电网25年回收期测算其累计净现值，其过网费与动态投资回收期关系如图2所示。

可见，按照输配电价模式，配套电网项目具有较好经济性。由于蓄热电采暖项目运行需消耗电能，因此经济性主要受电能价格影响。为进一步降低成本，政府也可研究出台分电压等级的电能清洁供暖输配电价(参考吉林模式)，也可单独核定清洁供暖输配电价，通过进一步降低输配电价来实现清洁供暖推广。

4.3 多方参与边界参数

根据上述分析，在本算例设定的场景中，可以采用蓄热电采暖捆绑弃风弃光电场的模式推进供热项目实施，按蓄热电采暖购电价格不高于0.15元，过网费不低于0.15元，弃风弃光上网电价不高于0.1元，蓄热电采暖初始投资小于等于700万等界定边界参数，可实现项目整体顺利实施和可持续发展。

图1 净现值敏感性分析 图2 过网费与动态投资回收期

蓄热电采暖用电价远低于实际一般工商业用电价，主要是通过蓄热电采暖与风光发电场直接交易降低上网电价以及过网费，从而获得较低的用电成本，过网费也远低于实际核定的输配价。因而，多方协作，风光可再生能源发电企业和电网企业适度让利， 既满足了弃风弃光电量多发上网，又降低蓄热电采暖用电成本。电网企业从中弥补成本获得合理收益，增加过网电量，实现三方共赢， 提高整体经济性。

5 总结

本文总结了当前蓄热电采暖消纳弃风弃光商业运营模式，对各参与方成本收益进行分析，采取定性定量结合的方法，在多方参与模式下，对主要参与方经济性进行评价，最后通过典型算例测算。结论如下：

(1)总结三种分布式蓄热电采暖消纳弃风弃光典型商业化运营模式，分别是风光新能源企业主导、供热企业主导及多方参与模式，其中，多方参与模式是推动分布式蓄热电采暖可持续发展的有效途径。

(2)风光可再生能源发电企业通过弃风弃光电量上网直接获得增发电量收益，是直接受益方。电网企业通过收取过网费弥补接网项目建设及运维成本。过网费不小于0.05元/(kW·h)时，有一定经济效益。

(3)通过对典型算例进行敏感性分析表明， 蓄热式电采暖购电价格不超过0.15元/(kW·h)，弃风弃光上网电价不超过0.1元/(kW·h)，初始投资不超过700万元时，可实现项目稳定盈利和可持续发展。