计及分布式光伏的发配售系统综合效益分析

赵振宇，朱轩昊，郝宇霞

(华北电力大学 经济与管理学院，北京 102206)

我国承诺“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”目标[1]，“十四五”时期是推动能源清洁低碳绿色转型的关键窗口期，大力开发风光等清洁能源、积极推动新能源参与电力市场化交易尤为重要。自2015年新电改实施以来，分布式电源项目的试点和示范工作正全面推进，开发运营模式不断创新，其中基于分布式电源的综合能源服务业及发配售业务正成为新的发展方向。构建发配售系统综合效益评估模型，并动态地分析相关要素的影响作用有重要研究意义。

清洁能源综合效益相关的研究中，文献[2]探讨在能源价格市场中，上网电价波动及其对分布式能源项目收益的影响。文献[3]分析新能源发电平价上网的影响因素，基于内部收益率开展了新能源发电经济性分析。文献[4]基于系统动力学建立可再生能源发电对电网经济效益影响模型，模拟装机容量增大对经济效益的贡献。文献[5]以度电收入和平准化发电成本为主要因素建立可再生能源发电经济性评价模型，分析出力特性和用电负荷对可再生能源发电经济性的影响。文献[6]提出协调可靠性与经济性的园区综合能源系统优化规划方法，以全寿命周期总成本最优和系统运行调度成本最优为目标，考虑可靠性边际成本构建园区综合能源系统规划方案。

从现有研究看，尚缺少针对可再生分布式能源参与发配售系统运营的综合效益分析的研究，解决这一问题是促进分布式电源规模化发展及创新交易模式的基础性工作。因此，本文将基于全寿命周期成本—收益理论，建立基于分布式光伏发电的发配售系统综合效益分析系统动力学模型，以某项目为例，动态仿真模拟发配售系统运行的综合收入和综合成本，定量分析运营期内关键动态变量及参数变化对系统综合效益的影响。

1 发配售系统特征

1.1 发配售系统的业务模式

发配售系统是指将发电、配电、售电业务均集中于增量配电区域，通过区域内分布式电源发电与增量配电网向上级公共电网购电，为用能单位提供灵活可靠的能源供应方式。运营者可对区域内的能源资源进行综合调度控制：在能源资源侧，协调分布式电源出力和向上级电网购电计划；在用户负荷侧，引入合同能源管理及需求侧响应服务，降低区域内用户整体用能成本，提升发配售系统运营者综合效益。发配售系统划分为4种业务模式，如图1所示。

图1 增量配电区域业务模式Fig.1 Business model of incremental distribution area

近年来，我国分布式光伏发展不断提速，如2019年分布式光伏发电装机容量同比增长24.2%；分布式光伏发电新增装机容量同比增长41.3%，比集中式高64.2%[7]。成本的持续下降为分布式光伏开发带来了新动能，涌现出如物流及产业园区、建筑屋顶等应用场景；同时，越来越多的分布式光伏加入市场化交易，通过与大用户直接交易、与储能及电动汽车充换电系统结合等商业模式，推进了分布式光伏发展，基于分布式光伏发电的发配售系统已具备较成熟的发展条件。

1.2 发配售系统的运营特征

发配售系统综合具有以下3个运营特征。

(1)分布式电源发配售一体化系统能够充分发挥其装机容量较小、建设周期较短等特点，避免大型发电站投资周期长和资金需求大的风险[8]。

(2)发配售一体化系统可为用户提供节能、配网运维等多种配套服务，可通过合同能源管理等服务模式提升用户的能效管理水平[9]，降低用户用能成本；可为大型电力用户提供内部配电网络的更新、改造及日常维护等业务[10]。

(3)发配售一体化模式运营分布式电源业务能够通过对区域和全网负荷的协同优化模拟，制定更加科学的配电网建设方案，节省配电设施投入，节约电网改造成本，降低分布式电源接入给电网带来的不利影响[11]。

2 发配售系统综合效益测算模型

2.1 发配售系统综合效益的成本和收入要素

分布式光伏发电的发配售系统主要由分布式光伏子系统与增量配电网子系统构成，运用全寿命周期成本—收益模型对子系统进行分析，得到影响发配售系统综合效益的成本和收入要素(图2)。

图2 光伏发电的发配售系统综合效益要素构成Fig.2 Composition of comprehensive benefit elements of photovoltaic power generation and distribution system

净现值法能够全面考虑投资期内资金时间价值及全部现金流，且能够通过调整贴现率以适用于不同风险程度项目的投资决策，故采用净现值法对分布式电源发配售系统的综合经济效益进行分析[12-16]，计算分别如式(1)—式(3)：

BCE=ICE-CTC

(1)

ICE=IEG+IDPS+ISE+IES

(2)

CTC=CDP+CDN+CES

(3)

其中，综合收入(ICE)包括上网收入(IEG)、电量补贴收入(IDPS)、节约电费收入(ISE)、售电收入(IES)4个部分；综合成本(CTC)包括分布式光伏年总成本(CDP)、增量配电网年总成本(CDN)、向上级公共电网购电成本(CES)3个部分；综合效益(BCE)为综合收入(ICE)与综合成本(CTC)之差。

2.2 系统动力学模型构建

运用系统动力学(System Dynamics，SD)模型以正负反馈回路描述因果关系[17]，可以明确反映各要素间的相互关系，有助于深入剖析各因素的影响机制。通过改变输入的因素即可系统直观地观察其对子系统及系统整体经济效益的影响。为反映各影响因素的正负变化对系统综合效益的影响，本文根据分布式光伏子系统和增量配电网子系统的综合效益变量关系构建分布式光伏的发配售系统综合效益分析流图，如图3所示。由图3可看出各变量与发配售系统综合效益之间的相互影响关系，以分布式光伏子系统为例，当分布式光伏容量提高时，建设投资增加，导致光伏发电年折旧费用升高，进而造成光伏年度总成本费用增加；同时，分布式光伏容量的提高会提升年发电量，进而减少向上级公共电网购电量，影响系统综合效益。系统动力学模型中的主要变量的计算公式见表1。

表1 发配售系统综合效益系统动力学模型重要变量设置Tab.1 Important variable setting of comprehensive benefits of GDSS system dynamics model

图3 发配售系统综合效益分析流图Fig.3 Flow chart of comprehensive benefit analysis of distribution system

3 案例分析

3.1 项目概况

K市地处我国西南，属光照资源二类地区，年太阳总辐射量为1 450 kWh/(m2·a)。H综合能源服务公司是某民营企业成立的独资配售电公司，经报备审批拥有K市工业园区增量配电网独立经营权，公司在该市某工业园区内建设基于分布式光伏发电

的发配售系统，园区内分布式光伏装机总容量10 MVA，光伏设备设置2个接入点，每个接入点为5 MVA并安装在用户侧，采用“自发自用、余电上网”模式，自用比例为80%；园区内有110/10 kV变电站1座及10 kV配套线路，10 kV线路承担园区内所有电力负荷的供电工作。园区内电力负荷主要以机电配件制造、化工医药、机械制造等大工业用户为主(不考虑一般工商业及居民用电负荷)，日负荷曲线较均衡，无日夜负荷波动情况，初始负荷容量为40 MVA，年平均负荷利用率为65%，年负荷增长速率为2%。

110 kV变电站及园区内10 kV配套线路工程建设总投资4 200万元，建设期贷款利息130万元，年运维费用约220万元。增量配电网及分布式光伏项目运营期均为30年，残值率5%，贷款利率5%，贷款比例60%，还款年限20年。用户用电价格包含上网电价或市场交易电价、省级输配电价(含线损费用)、政府性基金及附加费用以及配售电公司利润，大工业用户实行2部制电价，另外收取基本电费，即容量费或需量费，基本电费由电网企业收取[18]，本文发配售系统综合效益计算中不考虑基本电费。其中，省级输配电价和政府性基金及附加费用按表2计取。节约电费收入单价按表2中大工业用电分类中1～10 kV电度电价记取，即0.435 225元/kWh。

表2 某省电网公司销售电价、输配电价Tab.2 Power sales prices and power transmission and distribution prices of a provincial power grid enterprise

参照同行业标准，2019年我国光伏设备初始投资成本约为0.42万元/kW。运维成本为0.04～0.07元/(W·a)[19]，此处取0.055元/(W·a)。光伏二类资源地区上网标杆电价为0.4元/kWh，补贴为0.05元/kWh[20]。光伏电池组件的各年光电转换效率设置见表3，第11年后每年0.7%。

表3 分布式光伏各年光电转换系数Tab.3 Annual photoelectric conversion coefficient of distributed photovoltaic

3.2 发配售系统综合效益测度

设置仿真步长为1年，仿真时间30年，折现率为8%，将案例概况代入系统动力学模型进行仿真模拟，结果如图4所示。发配售系统综合效益随经营期呈上升趋势，综合收入与综合成本曲线随经营期逐渐下降，综合收入曲线下降速率大于综合成本下降速率。在经营期第7年至第8年，累计动态综合效益为0，动态投资回收期为7.53年，净现值为12 577.47万元。

图4 综合效益(累计值)、收入、成本现值曲线Fig.4 Curves of PV of comprehensive benefits (cumulative value)，income and cost

为研究综合成本与综合收入曲线变化速率关系，对发配售系统中综合成本与综合收入各要素占比进行分析，见表4。由表4可知，购售电成本与收入对系统综合效益影响较大，向上级电网购电成本在综合成本中的占比从期初的90.742%上升至期末的96.234%，售电收入在综合收入中的占比从期初的94.438%增长到期末的97.624%。结合表1重要变量设置，购售电环节综合效益主要受各电压输配电价影响。

表4 各要素组成占比统计Tab.4 Statistics of proportion of each element

综合成本各要素占比中，光伏与增量配网年度成本费用中的利息费用随着运营期不断降低，总成本费用不断降低；随着区域负荷增长，配电网运营商向上级公共电网购电的成本不断升高。综合收入各要素占比中，上网收入、电价补贴收入、节约用电收入均与分布式光伏发电量呈正相关关系，但分布式光伏发电量因组件光电转换效率的衰减不断降低，故随着运营期分布式光伏子系统的收入不断减少；而增量配电网中负荷随运营期不断增长，所以售电收入占比不断提高。

3.3 综合效益敏感性分析

3.3.1 输配电价变化对综合效益的影响

通过3.2综合效益数据测度结果分析可知，输配电价定价对发配售系统综合效益影响较大。根据发改委《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》：用户承担的配电网配电价格与上一级电网输配电价之和不得高于其直接接入相同电压等级对应的现行省级电网输配电价，参照上述案例中某省输配电价表，10 kV侧输配电价不得超过0.145 9元/kWh，设置不同场景对输配电价进行敏感性分析。除前文提到的基准场景(输配电价为0.145 9元/kWh)外，分别设置10 kV侧输配电价为0.115 9、0.125 9、0.135 9元/kWh，保持其他参数不变，敏感性分析比较结果如图5所示。

图5 输配电价敏感性分析综合效益Fig.5 Comprehensive benefits map of sensitivity analysis of power transmission and distribution price

根据测量结果，10 kV侧输配电价为0.115 9、0.125 9、0.135 9、0.145 9元/kWh(基准场景)时，计算项目净现值分别为2 068.75、5 571.66、9 074.57、12 577.47万元。根据仿真结果分析，在其他变量保持不变的情况下，输配电价降低导致发配售系统净现值降低、动态投资回收期增加，不利于发配售项目建设投资的回收及经济运营。因此，在输配电价较高的如北京、上海等发达城市开发运营基于分布式电源的发配售系统具有更好的经济效益。

3.3.2 负荷增长速率变化对综合效益的影响

通过案例分析结果，园区负荷容量影响分布式电源装机容量上限，且随着增量配电网中负荷的增长，运营商向上级公共电网购电量不断增加，影响购售电收入，进而影响发配售系统的综合效益。分别设置负荷增长速率为1%、3%、5%三种情形，保持其他参数不变，将模拟运行结果与基准场景(负荷增长速率为2%)的综合效益进行对比，模拟增量配电区域不同负荷增长速率下发配售系统综合效益的变化趋势。敏感性分析比较结果如图6所示。

图6 负荷增长速率敏感性分析综合效益Fig.6 Comprehensive benefits map of sensitivity analysis of load growth rate

根据测量结果可知，负荷增长速率为1%、2%(基准场景)、3%、5%时，项目净现值分别为10 241.22、12 577.47、15 307.38、22 280.65万元。根据上述仿真结果分析，在其他变量保持不变的情况下，负荷增长速率加快导致发配售系统净现值增加、动态投资回收期缩短；负荷增长速率的加快对动态投资回收期的影响较小，但能显著增加发配售系统净现值。因此，发配售系统运营商需充分考虑区域内负荷增长速率，综合衡量影响负荷增长速率的地方政府招商引资政策、用电电价、资源环境、交通环境等因素，为发配售系统综合效益的实现做好前期规划。

3.3.3 输配电价与负荷增长速率敏感度比较

通过上文综合效益测度及敏感性分析可知，输配电价定价低、负荷增长速率慢均会对发配售系统综合效益造成不利影响。对输配电价与负荷增长速率的敏感性系数进行分析比较，见表5。

表5 输配电价与负荷增长速率变化敏感性系数分析Tab.5 Analysis of sensitivity coefficient of power transmission and distribution price and load growth rate

由表5可知，输配电价敏感性系数为4.06，负荷增长速率敏感性系数为0.41。敏感性系数的变化趋势如图7所示。由图7可知，输配电价与负荷增长速率同比例变化时，输配电价更敏感。考虑到基准场景中的输配电价为上限值，即实际情况中不存在输配电价变化+10%或+20%的场景，所以发配售系统中输配电价因素的变化空间有限。反之，负荷增长速率因素的敏感性系数虽较小，但因其变化幅度不受政策限制，故负荷增长速率变化对发配售系统综合效益的影响更为直观显著。

图7 输配电价与负荷增长速率敏感性系数变化Fig.7 Change graph of sensitivity coefficient of power transmission and distribution price and load growth rate

从以上研究结果看，购售电环节的收益在发配售系统综合效益中所占比重随运营期增加不断升高，输配电价和负荷增长速率是影响系统综合效益的关键因素，且二者变化对系统综合效益带来不同影响。其中，输配电价受政策影响只能向下调整，而负荷增长速率的发展空间大，负荷增长可提升发配售系统综合效益。

发配售系统运营商应该充分考虑输配电价和负荷增长速率间的相互关系，在项目运营初期，应配合当地政府适当降低输配电价，吸引更多负荷入驻，提高负荷增长率；在项目运营发展期，可以适当提高输配电价，提升发配售系统综合效益；在项目运营稳定期，可充分利用发配售一体化运营优势，通过提高服务质量、开拓新的能源服务模式等手段持续吸引负荷入驻，建立安全可靠、经济高效的能源供应系统。

4 结论

发配售系统综合效益影响因素众多且在项目生命周期内动态变化，为分析发配售系统整体综合效益，根据成本—收益构成要素的关系，利用系统动力学方法构建了基于分布式电源的发配售综合效益分析模型。以某项目为例，分析项目综合效益以及购售电环节的关键参数变化影响。研究表明，购售电环节对发配售系统综合效益影响较大，输配电定价受政策影响无法超过其定价上限值限制了综合效益。同时，负荷增长速率对系统综合效益也有较大影响，项目启动前需充分做好前期工作并了解当地环境，以免造成项目运营后因负荷增长速率过低导致项目收益率下降。

本文提出的基于系统动力学的发配售系统综合效益评价方法，可以反映含有分布式电源的发配售系统综合效益测度，用于关键参数的敏感性分析，具有计算简便、结果清晰等优点，为发配售系统综合效益评价提供了一种适用方法，具有良好的推广应用价值。