多能互补系统盈利模式分析

2020-09-21杨攀峰

分布式能源 2020年4期

傅旭，杨攀峰

(中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司，陕西西安 710075)

0 引言

多能互补系统一般有2种模式：一是终端一体化多能互补系统，这类系统面向终端用户电热冷气等多种用能需求，实现多能协同供应和能源综合梯级利用；二是大型综合能源基地多能互补系统，即大网多能互补系统，利用大型综合能源基地风能、太阳能、水能、煤炭、天然气等资源组合优势，实现风光水火储等多能互补统一送出[1-3]。文献[4]研究了多能源互补系统中的微型燃气轮机、蓄电和蓄热装置等的优化配置问题。文献[5]为激励冷热电联产系统参与需求侧管理，建立了双向峰谷定价模型。文献[6]讨论了冷热电联产(combined cooling, heating and power，CCHP)系统以热定电、以电定热和周期性运行三种策略。文献[7-8]阐述了储能对削减峰值用电功率、调节能量/功率供需平衡等方面的作用。文献[9]针对风电成本和可靠性评估展开研究，提出一种考虑热电机组组合的仿真新方法。文献[10]为实现微电网的价格型需求响应和各主体联合优化，提出了一种微电网能量管理框架。文献[11]提出了一种针对含有分布式能源微网的动态规划方案。文献[12-13]提出了电力-天然气系统联合规划的框架。文献[14]考虑了光热电站储热系统和热泵调控热负荷的能力，以最小等年值费用为目标建立了混合储能双层容量优化模型。文献[15]提出了综合能源系统多主体参与的商业运营模式，实现了储能投资商、能源服务公司和用户的三方共赢。

已有的多能互补系统研究大多针对规划和运行，对多能互补系统的盈利模式研究较少，本文针对终端一体化多能互补系统的盈利模式开展研究，分析其盈利模式和优化目标，并以某经济技术开发区的多能互补系统为案例，分析比较不同的盈利模式下多能互补系统的收益情况。

1 多能互补系统收益构成与盈利模式

1.1 多能互补系统收益构成

多能互补系统以盈利为主要目的，在满足国家对能源结构、能源效率、弃电率、排放标准的要求下，系统方案设计以实现最大效益为目标[15]。按运营商建设多能互补系统的资产范围，可以分为3类：网+交易调度控制中心、网+源+交易调度控制中心、网+源+荷+交易调度控制中心。

交易对象可分为与大电网交易、与用户交易、与电源交易、政府及其他交易，各交易对象的收益组成如表1所示。其收益可分为售电服务收益、综合能源服务收益、政府补贴收益、辅助服务收益/支出、环保收益等，如表2所示。

表1 小网多能互补系统的交易对象分类Table 1 Classification of transaction objects in small-network multi-energy complementary system

影响多能互补系统盈利的因素主要有3种，一是运行策略，不同的运行方式、工况，可导致系统产品的不同，进而影响收益；二是销售价格，服务的出售价格不同，自然影响收益；三是政策，现有的相关政策决定了多能互补系统的运行方式，尤其是利用小时数和相关的价格补贴。

表2 小网多能互补系统的收益组成Table 2 Benefit composition in small-network multi-energy complementary system

1.2 多能互补系统盈利模式

1.2.1 售电服务收益

多能互补系统的售电收益为售电收入与购电费用之差，影响售电收益的因素主要包括：购电量、供电量、购电价格、售电价格等。面对用户和电网公司两个对象，售电收入主要包括自发自用节省的电费、多余电量上网卖给电网的收入，以及运营商售电与大电网购销价差收入，即

SSD=EmPm+EkPk+EpPp

(1)

式中：SSD为售电收入；Em为多能互补系统就地消纳以外的多余电量，即上网电量；Pm为上网电价；Ek为多能互补系统自发自售的电量值；Pk为多能互补系统售给自己用户的电价；Ep为多能互补系统从大电网购买的电量值；Pp为多能互补系统给自己用户的销售电价与大电网购销价差。

(1) 面向大电网。

大电网电价一般有实时电价、分类电价、固定电价，目前国家尚未出台多能互补系统电量销售电价，电网公司仍分别按照各类电源的标杆电价收购各种电源发电量。常规电源按照售电价格和建设成本的差获得合适的收益，新能源发电量除了售电获得的收益外，还可按新能源总发电量获得国家补贴收益。

(2) 面向用户。

多能互补系统可根据用户不同可靠性、不同时段的需求提供不同价格的售电服务[16]。根据中共中央、国务院《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》文件精神，最引人瞩目的市场主体之一是各类售电公司。多能互补系统有自己的能源、电力、水、燃气等领域的服务公司，有条件改组成售电公司，充分发挥需求侧响应，建立自己的销售渠道。

(a) 批发。优点是能够快进快出、获利丰厚，缺点是风险很大。对于实力雄厚的售电公司来说，这种模式是比较适合的。一方面具备供电侧资源，可以拿到低价电量；另一方面拥有大客户资源，直接赚取大客户价差，获取厚利；还有一种是从供电侧拿到电量后，批发给其他中小零售售电公司，进行合同电量转让(批发)交易。

(b) 零售。特点是交易灵活，选择余地大，可以不限于资金和业务实力，只进行用户侧售电业务或同行电量调剂业务，具备灵活的展业能力和终端签约能力。价格是主要变动因素，这需要价格策略和反应及时；其次是服务，也就是客户的满意度，包括专业能力、处事能力、及时跟进等。

(d) 微电网盈利。作为独立的购售电主体，与配电网内部的电力用户或微电网外发电项目直接进行电力交易[17]。微电网内部的交易电量配网费由双方协商确定，对微电网与用户和发电企业的直接电力交易，若使用电网企业设施，则为微电网电压等级对应的输配电价；若当地输配电价尚未核定，可暂按电网企业购销价差模式执行。

(e) 虚拟电源盈利。多能互补系统可以采用虚拟电源技术聚合各类电源等，通过能量管理系统控制其运行，实现多能互补系统的调度优化，进而获取收益。因此，虚拟发电厂在电力市场中既可以参与前期市场、实时市场，也可以参与辅助平衡市场，这将从根本上改变可再生能源发电依靠国家补贴，在电力营销中毫无优势的被动局面。

1.2.2 综合能源服务收益

多能互补系统中，各种热力发电设备可以通过一定的技术，同时满足用户冷热电等多种负荷需求，从而提高燃料的利用效率和运行收益，其收益为

(2)

式中：SZH为多能互补系统的综合服务收入；Qr为多能互补系统售热量；ρr为售热价格；Qd,yh为售电给用户的电量；ρd,yh为售电给用户的电价；Ql为多能互补系统售冷量；ρl为售冷价格；Qbt为多能互补系统获得补贴的电量；ρbt为补贴价格；Qd,dw为售电给大网的电量，也可为从大网购电的电量；ρd,dw为售电给大网的电价，也可为从大网购电的电价；QZZ为多能互补系统的增值服务收入。

(1) 冷热电一体化负荷服务。

综合能源服务商通过用户用能需求分析，结合各供能系统的固有生产成本、转换效率以及外部能源交易价格信号，选择整个系统能源生产成本最低、用户用能成本最低的开机组合方式，以此满足用户的各类用能需求。对于综合能源服务商而言，多能互补系统的优化需要基于用户用能需求，实现能源生产成本最低的目标。

(2) 增值服务。

通过合同能源管理的方式为客户做一个能源的综合策划。以用户用能数据为基础，为用户进一步提供能效监控、运维托管、抢修检修和节能改造等综合用能服务，从盈利能力更强的服务类业务中获得更高利润。这些服务可能是赚钱的，也可能是不赚钱的，但目的是满足客户的需求，以此增加客户的黏度和用户进行深度合作。

1.2.3 政府补贴收益

出于对新能源应用的推广和激励，目前政府对风电、光伏价格均有一定程度的补贴。专门针对多能互补系统的政府补贴政策国家尚未出台，但是多能互补系统内部的风电和光伏发电可以按照现有的新能源发电补贴政策进行计算。目前，光伏发电风电上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价(含脱硫、脱硝、除尘电价)以内的部分，由当地省级电网结算；高出部分通过国家可再生能源发展基金予以补贴。

1.2.4 提供辅助服务收益

新一轮电改形势下，各地纷纷利用市场促进新能源的消纳。电力市场中的辅助服务对新能源的消纳有着重要的影响。辅助服务主要包括：实时深度调峰、可中断负荷调峰、机组停机备用、应急启停调峰、黑启动等。小网多能互补系统能否取得辅助服务收益，在于其调度过程中能否根据大电网的需求而调整自身的电源出力和负荷。对于以购电为主的小网多能互补系统，很可能是大电网给小网提供辅助服务，此时辅助服务对于小网来说是一种成本支出。

1.2.5 环保收益

多能互补系统中的可再生能源发电除了不需要能源成本之外，其在减少碳排放方面的价值也应该在运行和调度中体现，碳排放交易和绿色证书交易机制的出现使得可再生能源发电的减排效益量化，挖掘了多能互补系统中可再生能源发电的真实价值。

(1) 碳排放交易。

碳交易是为促进全球温室气体减排，减少全球CO2排放所采用的市场机制[18-19]。把市场机制作为解决CO2为代表的温室气体减排问题的新路径，即把CO2排放权作为一种商品，从而形成了CO2排放权的交易，简称碳交易。包括：CO2，SO2、NOx、甲烷、PM2.5等大气污染物。

(2) 绿证制度。

绿色证书(简称绿证)是指信息中心按照国家相关管理规定，依据可再生能源上网电量，通过国家能源局可再生能源发电项目信息管理平台，向符合资格的可再生能源发电企业颁发的具有唯一代码标识的电子凭证，配额制结合绿色证书可以激励可再生能源消纳[20]。绿证作为可交易的有价证券，其价格由可再生能源电价高于常规电价的“价差”决定，并随着市场供求状况的变化而波动。可以获得证书的项目包括陆上风电、光伏发电企业，分布式光伏发电、生物质、海上风电不在此列。绿证认购价格按不高于证书对应电量的可再生能源电价附加资金补贴金额，由买卖双方自行协商或者通过竞价确定认购价格。出售绿证后，相应的电量不再享受国家可再生能源电价附加资金的补贴。

2 案例分析

2.1 研究对象

西北某经开区多能互补集成优化示范项目，依托地区风能、太阳能、煤炭等资源组合优势，以风力发电、光伏发电等新能源、热电联产机组作为园区电、热、汽多能供应源。项目初期涉及的6家主要用能企业，项目覆盖范围内用电量约46.55×108kW·h，最大用电负荷为670 MW。建设方案如表3所示，分析中用到的基本参数如表4所示。

表3 多能互补系统的建设方案Table 3 Construction scheme of multi-energy complementary system

2.2 盈利模式

2.2.1 网+调度控制中心模式

该模式下，电源和负荷不是多能互补系统运营商投资建设的，因此其运营商的收益就是买卖商品的价差。这种情况下，多能互补系统运营商需要优化购电策略和售电策略，同时降低自身的运维成本，以获得最多的利润，考虑的因素包括各类发电商电源的上网电价、用户的购电电价、购热价格、网络的运行维护费用。尤其是用户的类别，不同用户的销售电价各不相同，若多能互补系统覆盖的用户为优质用户，则其盈利就大。其优化目标函数为

表4 基本参数Table 4 Basic parameters

maxR1=f1-f2-f3-f4-f5

(3)

其中

(4)

式中：f1为多能互补系统的收益；mD为多能互补系统的售电价格；mR为多能互补系统的售热价格；FD为多能互补系统的售电量；FR为多能互补系统的售热量；FQ为多能互补系统的其他收益，如环境收益等。f2为多能互补系统的购电和购热费用；pH为火电购电价格；pF为风电购电价格；pG为光伏购电价格；pR为多能互补系统的购热价格；EH为火电购电量；EF为风电购电量；EG为光伏购电量；ER为购热量。f3为多能互补系统的年运行费用；YW为多能互补系统网络的运行费用；YC为蓄电池的年运行费用。f4为多能互补系统的网络和蓄能电池投资费用等年值；TW为多能互补系统网络的投资费用等年值；TC为蓄电池的投资费用等年值。f5为大电网给多能互补系统提供备用的容量电价；pB为多能互补系统与大网的备用价格；CB为大网给多能互补系统提供的备用容量。

需要说明的是，在该种模式下，由于风电、光伏的上网电价高于常规电源，因此如果没有新能源消纳比例的约束，购电策略可能是尽量购买常规电源，购买的新能源电力仅为满足国家政策约束的最低值。若在目标函数中包括新能源发电的其他收益，如消纳新能源的绿证收益，则购电策略也可能会出现多购买一些新能源电力。

2.2.2 源+网+调度控制中心模式

该模式下，多能互补系统中的电源为运营商投资建设，多能互补系统的盈利模式是卖电或热的收益最大，同时尽量降低自身发电设备的投资、运行和维护费用，优化目标为

maxR2=f1-f5-f6-f7

(5)

其中

(6)

式中：f6为各类电源/设备的年运行费用，包括燃料费用、运行维护费用；YH为火电的年运行费用；YHG为火电灵活性改造设备的年运行费用；YF为风电的年运行费用；YG为光伏的年运行费用；YC为蓄电池的年运行费用。f7为各类电源/设备的投资等年值；TH为火电的投资等年值；THG为火电灵活性改造设备的投资等年值；TF为风电的投资等年值；TG为光伏电站的投资等年值；TC为蓄电池的投资等年值。

2.2.3 源+网+荷+调度控制中心模式

该模式下，源、网、荷和交易调度控制中心都属于多能互补系统的优化范围，多能互补系统运营商的优化目标满足自身负荷需求的情况下，供能成本最低，其优化目标为

minR3=f5+f6+f7

(7)

2.3 模拟结果

2.3.1 基本方案

对基本方案典型新能源出力特性下进行生产模拟，各典型出力特性下，均存在较多的弃电量。其中，光伏小发-风电小发情况下全天弃电量约为7×104kW·h，光伏大发-风电小发情况下全天弃电量约为117×104kW·h，光伏小发-风电大发情况下全天弃电量约为42×104kW·h，光伏大发-风电大发情况下全天弃电量约为168×104kW·h。

2.3.2 抽蓄方案

通过生产模拟可知，基本方案不满足调峰需求，为此修正基本方案，增加抽蓄机组。建设抽蓄电站后，系统调峰特性将大为改善。09:00—17:00为光伏大发时间段，抽水蓄能电站利用盈余电力进行抽水。19:00至次日清晨07:00，光伏小发或不发，抽水蓄能进行发电。由于火电机组在抽凝状态下调节性能差，当火电达到出力最小值时为满足调峰需求，仍需要送出70 MW电力。综合来看，配置了4×50 MW的抽水蓄能加稳定外送70 MW电力后，全天总电量平衡，无弃电量。

2.3.3 火电灵活性改造+蓄电池方案

抽水蓄能方案中，抽蓄电站的建设周期较长，为此考虑火电灵活性改造+蓄电池方案。调峰不满足要求时，1台机组将中、低压缸完全脱开，机组高压缸排汽经调温调压后全部供工业蒸汽用，此时估计机组发电功率约140 MW。另1台机组纯凝运行，负荷可调范围为30%～100%，即105～350 MW。电功率调节能力为245～490 MW，调节范围约245 MW。再考虑11×104kW·h蓄电池后，将能完全满足调峰需求。进行灵活性改造后的火电机组大大减少了弃电量，弃电量已从168×104kW·h减少至11.4×104kW·h。

2.3.4 方案推荐

从互补性来看，火电灵活性改造+蓄电池方案能完全满足调峰需求且弃电量最小。从经济上来看，该方案的造价最低，抽水蓄能电站建设周期长，投资高。而火电灵活性改造易实施，投资小。故推荐火电灵活性改造+蓄电池方案。火电灵活性改造+蓄电池方案的生产运行模拟结果汇总如表5所示。

2.4 盈利情况分析

2.4.1 网+调度控制中心模式

项目收益如表6所示，年售电量为46.55×108kW·h，按一般工商业用电价格0.750 4元/(kW·h)测算，年售电收益为34.93×108元。项目年供热量为757.420×104GJ，按28元/GJ售热价格测算，供热收入为2.12×108元。收益合计为37.051×108元。

表5 生产模拟结果Table 5 Production simulation results

表6 项目收益构成Table 6 Income structure of project

项目支出包括电源购电费用、购热费用、蓄能电池的投资，大网给小网提供的备用费用等，如表7所示。蓄电池购电费用为负数，表示蓄电池发出0.04×108kW·h，而蓄电池存储的电量来自风电和光伏，已经在购电量中计列了。可以看出，项目支出合计为21.945×108元。

表7 项目支出费用Table 7 Cost of project expenditure

对比支出和收益，项目年盈利为15.106×108元。

2.4.2 源+网+调度控制中心模式

源+网+调度控制中心模式下，项目收益仍为出售电和热的收入，如表6所示。由于电源是项目运营商自建，因此项目支出不再是购电费用，而是电源投资费用等年值、年运行费用等，项目的年运行费用合计支出11.042×108元，如表8所示，投资费用等年值支出5.535×108元，合计年支出费用为16.577×108元。

通过收益和支出的对比，可知项目的年盈利为20.474×108元。

2.4.3 源+网+荷+调度控制中心模式

该种模式下，由于源、网、荷都为多能互补系统运营商所有和控制调度，多能互补系统的盈利模式就是以最低的成本满足自己负荷的电力和热需求，因此系统的优化目标是供能总成本最低，其供能成本如表8所示。