绿色工业园区供能技术方案及经济性分析

2024-03-19刘怀远陈逸珲李嘉晨宋福龙陈正曦余潇潇

重庆理工大学学报(自然科学) 2024年2期

刘怀远，陈逸珲，李嘉晨，宋福龙，陈正曦，余潇潇，吴军

（1.全球能源互联网集团有限公司经济技术研究院，北京 100031；2.武汉大学电气与自动化学院，武汉 430072；3.北京电力经济技术研究院有限公司，北京 100055）

0 引言

工业园区是我国经济发展的重要载体，对全国经济贡献达30%以上，同时也占据全国约31%的碳排放量［1］，其高能耗、高排放的生产方式对园区的供能技术提出了严格要求。本文即结合当前的战略方向，分析现有供能技术的应用情况和投资潜力，加快推动工业园区能源方式的转型。

上世纪末，政府开始提出“多电源”和“多通道电源”以缓解电力供应不足等问题，各工业企业纷纷投建自备电厂［2］，该供电模式得到快速发展。截至2018年底，自备电厂装机容量已占全国煤电总装机的9.4%［3］。但随着近几年环保约束趋紧，四川、山东等地相继对自备电厂征收交叉性补贴和政府性基金费用，碳捕集、利用与封存技术（carbon capture，utilization and storage，CCUS）也开始融入电厂以实现化石能源利用净零排放［4］，进一步削弱了自备电厂的经济优势。

21世纪初，电力市场的深化改革拓宽了购电用户参与市场的途径，简化了电网与大用户之间的供电关系。配合电价机制等政策的引导，高耗能用户的购电成本有效降低，并且可以享受电网的调频、调压服务［5－6］。大电网购电还可以为清洁能源提供良好的交易平台，提升绿电在电力市场中的比重，有利于绿色能源形式的转型［7］。但是近几年的差别电价政策提高了电能成本，降低了大电网购电在高耗能产业应用中的经济效益。

2020年9月，习近平总书记正式提出“双碳”目标，党的二十大报告中也强调了新型能源体系建设的重要性；欧盟等国先后出台了碳关税政策，钢铁、铝等高碳产业面临着出口关税的经济压力［8］。我国作为全球最大的碳排放国家，亟需推进绿色供电方式的转型，以清洁能源为主的微网系统得以快速发展。文献［9］阐述了我国风、光分布特征，说明我国拥有微电网建设条件；印度多地建设了屋顶光伏系统补充发电［10］，欧洲REMOTE项目也利用氢储能技术提高微网协调运行的能力［11］。高耗能产业通常占地面积广，可利用资源多，文献［12］即利用园区资源构建“源—网—荷—车—储”系统，能够提高微网运行灵活性，降低碳交易成本；文献［13］在电力市场环境下，注重园区微网与主网的有效互动，降低了运营成本和不确定性。

综合当前的主要供能技术，本文以蒙西地区某电解铝产业为例，模拟自备电厂、大电网购电、孤岛模式微电网、并网模式微电网4种模式下的园区运行特性，分别计算各方案在经济性、可靠性和环境效益上的表现，为未来的园区投资者和建设者提供决策参考。

1 绿色工业园区供能技术

1.1 自备电厂运行模式

自备电厂即企业建立的能够实现能量自发自用的电厂，主要通过燃烧煤炭或其他化石燃料来生产电能或热能。该供能技术可以有效缓解园区的用电紧张，在发电成本上也具有一定的经济优势。其机组规划通常采用“N＋1”备用原则。

自备电厂也存在一些问题：1）大量的污染排放；2）响应速度慢；3）电厂容量有限，可能会有切负荷；4）自备电厂的高度自治可能会影响电网制定售电计划；5）可能存在违规建设的现象［2］。

当前，多地政府按自发自用电量向自备电厂征收政策性交叉补贴，部分地区还需缴纳政府性基金和系统备用费。且在“双碳”目标的推进下，自备电厂需要处理高碳排放问题，CCUS等设备的高额投资与运行费用提高了电厂的供电成本。因此以燃煤为主的自备电厂面临着能源转型的迫切要求。

1.2 向大电网购电模式

大电网购电是大用户按照电价机制直接从电网购买电能的供能方式。21世纪初，电力市场的深化改革释放了市场活力，电网公司向发电企业和用电大户提供交易平台促成互利关系，大用户因此拥有了更多的选择权。

当前大用户从大电网购电主要是通过中长期交易市场，用户可以先确定年度交易电量，再根据波动补充月度交易电量。若购电合同采取分时电价的方式，园区可以加设储能设备引导用电情况的调整，进一步缩减购电成本。

大电网购电方式可以充分利用电网公司的调频、调压服务，保障高质量电能的输送，并且有利于电力监管机构的垂直管理。大电网备用能力充足，能够实时满足高耗能园区的用电需求，各地区还可以根据实际装机情况增加新能源消纳比例［14］。但当前火电装机比例高，送端的CCUS成本会以价格方式传导至用电侧。在节能减排的迫切要求下，电网公司也对8项高耗能产业执行差别电价政策，提高了购电成本。

1.3 微电网孤岛运行模式

微电网是将区域内分散的发电单元组织起来形成的小型能源系统，具有区域性、灵活性等特点。微电网的规划建设需要以稳定性较好的能源作为主要发电形式，其中太阳能、风能是覆盖率最广、能量最丰富的自然资源。但风、光过度依赖气候条件，存在间歇性和波动性问题，因此孤岛模式微电网通常加设储能设备改善运行能力，或者利用多种能源间的互补关系增强供电的可靠性与连续性。孤岛模式微电网结构见图1。

图1 孤岛模式微电网结构

孤岛模式微电网能够有效解决偏远地区的供电问题，改善当地居民的生活质量。高耗能产业园区通常全天处于高负荷运行状态，部分时段会出现供电严重不足的情况。在节能减排的背景下，这种低排放供电模式具有发展前景，电动汽车、可中断负荷、混合储能等措施都能够增强调度灵活性，缓解经济效益不足的问题。

1.4 微电网并网运行模式

并网模式微电网通过公共连接点与大电网相连，可以位于电源侧作为大型分布式电源，或靠近负荷侧调整不平衡功率。如图2所示，当大电网故障时，可以通过保护与解列操作，使微网退网进入孤岛运行模式，保证区域内重要负荷的有效供电，等电网故障消除后再重新并入。

图2 并网模式微电网运行模式

并网模式微电网有充足的备用能力，系统与主电网间的友好互动可以提高重要负荷的供电可靠性，改善用户的用能水平。但是仍需要高额的投资成本，新能源供电的波动性也增加了企业与电网公司间的交易复杂度，微网在孤岛／并网的切换过程中也可能引起电压和频率波动［15］。

2 绿色工业园区供能技术评估

本文的研究目的是对工业园区的主要供能技术进行经济性分析。因此建立供能技术评价指标及其数学模型，以合理量化各供能方案在经济性、可靠性和环境效益上的表现。

2.1 平准化度电成本

结合各项经济因素建立供能技术成本分析体系，其结构如图3所示。由于主要能量来源不同，各供能技术的设备情况存在差异。因此，本文于第3节中根据具体的成本费用建立了数学模型，以准确计算各方案的供能经济性。

图3 供能技术成本分析体系结构

本文以平准化度电成本作为经济性评估标准，同时作为各供能技术仿真运行的优化目标。

式中：LOCE为平准化度电成本；I0为初始投资；Fn为第n年总成本费用；Dn为第n年系统折旧费用；Rn为第n年系统总运行成本；Vn为第n年税费；Wn为第n年项目还本付息成本；Bn为第n年其他来源收入；C为项目残值；RE为外部因素风险成本；An为第n年发电量；n为年份；N为项目全生命周期；r为基准折现率。

2.2 供电可靠率

供电可靠率是供能技术的可靠性评估标准，作为约束条件考虑进供能技术典型日运行的数学模型中。

式中：Reliability为供电可靠率；time＿cut为系统平均停电时间；sum＿time为统计期间时间。

2.3 日均碳排放量

日均碳排放量是供能技术的环境效益评估标准，主要包括自备电厂的火电机组燃煤排碳和电网侧碳排放。该指标通过碳排放单价和CCUS运行成本折算进度电成本中的系统运行费用Rn。

式中：Carbon为日均碳排放量；sum＿emission为统计期间内的碳排放总量。

3 绿色工业园区供电经济性算例分析

本文以内蒙古地区某电解铝项目为研究对象。设该园区机组24 h运行，负荷波动小，年耗电量为2.1×109kW·h，日负荷功率最大值为260 MW，年产值100 kt电解铝，其负荷归一化功率曲线如图4所示［16］。园区有优越的光伏、风电开发条件。设典型日储能的初始能量为最大能量的1／2。

图4 园区某日负荷归一化功率曲线

3.1 自备电厂运行模式

结合园区的负荷情况，依据“N＋1”的规划原则，以4台火电机组组建自备电厂，保证系统在故障或检修时有充分的备用能力。火电机组运行参数如表1所示，水平年选择2022年。

表1 火电机组运行参数

园区在正常工作时，由机组1、机组2和机组3进行供电，总装机容量300 MW。机组4作为备用机组，装机容量为120 MW。

自备电厂数学模型：

式中：Cg，i、Ccoal，i、Cgop，i、Cglife，i分别为第i台火电机组的总成本、发电煤耗成本、运行维护成本、投资成本；CCO2为处理碳排放的总成本，CCUS设备的CO2捕集率为90%，剩余部分需要支付额外的排放费用；Cgorn为按自发自用电量缴纳的政策性交叉补贴，蒙西地区征收标准为0.01元／（kW·h）［17］；Cother为人工成本、用水成本等其他固定费用，自备电厂每年的固定成本约为系统总建设成本的2.5%；CCCUS、Cclife为CCUS设备的运行总成本、投资成本；cCO2为碳排放价单价，取50元／t；ccc为碳捕集单价，取100元／t［18］；ccs为碳存储单价，取30元／t［19－20］；Qem为CO2排放量；Qcc为CO2捕集量；Qccs为CO2存储量；ccoal为电煤价格，取1 200元／t［21］；Pg，i，t为第i台火电机组在时刻t的出力；Δt为机组发电时间；cglife为火电机组单位容量投资成本，取3 500元／kW；Tglife为火电机组全寿命周期。

如图5所示，自备电厂正常运行时各时段负荷需求均得到响应。园区建立300＋120 MW 的自备电厂需要14.7亿元，燃煤机组的运行费用日均117.42万元，总供给负荷5 807 MW·h。系统在该典型日排碳5 476 t，则电厂配置的CCUS设施年产能需达到2 000 kt，投资成本约为5.5亿元［22］，日均运行成本为64.07万元，还需要额外支付2.74万元的碳排放费用。综上所述，自备电厂的度电成本为0.492元／（kW·h）。

图5 园区自备电厂运行情况

由数据可得，自备电厂由多台火电机组配合运行，供电可靠，投资、运行成本低。但是自备电厂的供能形式较为单一，日均碳排放量大，造成严重污染，其减排费用使度电成本明显增加。

3.2 向大电网购电模式

大电网购电除了考虑分时电价和容量电价外，根据全区62.44%的火电装机占比［23］，园区还需支付供电产生的碳排放成本。蒙西地区的分时电价［24］如表2所示。

表2 分时电价

大电网供电与负荷需求保持实时平衡，按分时电价机制，园区在峰时购电1 008.61 MW·h，在平时购电2 646.21 MW·h，在谷时购电2 152.41 MW·h，则园区在典型日向大电网支付的购电成本为216.61万元。根据内蒙古电网电价表，容量电费每月28元／kW，工业园区在大电网购电模式下的最大需量是260 MW，则每月需支付728万元的容量电费，年均8 736万元。

该典型日总供给负荷5 807 MW·h，其中火电发电3 626 MW·h，造成3 419 t碳排放，送端CCUS成本传导至用户侧为40.14万元，还需要1.72万元的碳排放费用。综上所述，大电网购电的度电成本为0.511元／（kW·h）。

由数据可得，向大电网购电的供电可靠率高，负荷需求能够实时满足，且园区不需要装设额外的供电设备，节省了投资费用和占地面积。但是其度电成本相对较高，以火电为主的发电侧仍有大量碳排放。

3.3 微电网孤岛运行模式

电解铝项目的生产园区拥有优质的光伏、风能资源，典型日发电的归一化功率如图6所示。

图6 园区某日光伏、风电归一化功率

本文为工业园区建立风、光、储绿色微电网系统，其中风电装机800 MW，光伏装机200 MW，设置2 000 MW·h的磷酸铁锂电池，额定功率为260 MW［25］。

孤岛模式微电网的数学模型为：

式中：Cpv、Cw为光伏、风电的运行成本；Cs为储能成本；CIL为失负荷损失；cIL为失负荷损失单价，取8元／（kW·h）；PIL，t为时刻t的失负荷功率；CsE为储能能量投资成本；Csop为储能运维成本，通常年运维成本为储能建设成本的2%；csE为储能单位能量投资成本，取1 800元／（kW·h）［25］；Emaxs为储能最大容量；Tslife为储能全寿命周期；Ppv，t、Pw，t为光伏、风电在时刻t的消纳功率；Ppv，max、Pw，max为光伏、风电装机容量；cpvop为光伏单位电量运维成本，取0.025元／（kW·h）；cwop为风电单位电量运维成本，取0.045元／（kW·h）；cpvlife为光伏单位容量投资成本，取4 000元／kW；cwlife为风电单位容量投资成本，取5 000元／kW；Tpvlife、Twlife为光伏、风电的全寿命周期。

如图7所示，风、光互补系统白天能量过剩、夜间供给不足，由储能设备平抑发电波动，提高能源利用效率。孤岛模式微电网的设备投资需84亿元，其中储能系统成本为36亿元。

图7 孤岛模式微电网运行情况

光伏设备输出1 478 MW·h，风电设备输出4 628 MW·h；储能设备放电1 273 MW·h，充电1 572 MW·h，由于储能充放电过程存在转换效率，因此放电电量小于充电电量。设备在运行过程中没有污染排放，但是存在能源浪费，风能利用率为85.68%，且在特殊天气下仍存在失负荷等故障风险。综上所述，孤岛模式微电网的度电成本为0.513元／（kW·h）。

由数据可得，孤岛模式微电网基于风、光机组和储能设备间的互补运行，运行成本低，几乎没有环境污染，但是需要高额的设备投资成本，综合经济性较差，并且风、光的波动性会造成能源浪费和可靠性问题。

3.4 微电网并网运行模式

并网模式微电网的风电装机650 MW，光伏装机125 MW，储能设备的容量为1 200 MW·h，额定功率为200 MW，总投资成本为59.1亿元。

并网模式微电网的数学模型：

式中：Cpur为大电网购电成本。

以并网模式微电网供电的园区系统运行情况如图8所示。工业园区在并网模式微电网的供电模式下，最大需量为200 MW，每月需支付560万元的容量电费，年均6 720万元。工业园区在典型日向大电网购电894 MW·h，支付了30.37万元的购电费用，并需要额外支付约6.18万元的CCUS运行费用和0.26万元的碳排放费用。系统内光伏设备供电924 MW·h，风电设备供电4 165 MW·h，风能利用率为94.90%；储能设备在典型日放电746 MW·h，充电922 MW·h，日均充放电总量为1 668 MW·h。储能在该调度过程中通过“削峰填谷”提高新能源消纳率，通过“低充高放”降低电网购电成本，通过工作日“一充一放”延长使用寿命。综上所述，并网模式微电网的度电成本为0.468元／（kW·h）。

图8 并网模式微电网运行情况

由数据可得，并网模式微电网有大电网作为支撑，供电可靠性得到保障，高比例新能源的融入降低了运行成本，减少了污染排放，总体经济效益最优。

如表3所示，在相同的供电可靠性水平下，自备电厂运行灵活，存在大量碳排放，需要额外的CCUS费用，而且交叉性补贴和基金费用削弱了电厂的经济优势。大电网购电供电稳定，可以提供调频、调压服务，适合对电能质量要求高的用电企业，并且能够优化输电网络，节约建设用地，提升绿电在市场中的竞争力。孤岛模式微电网具有最好的环境效益，在“双碳”目标进一步推进、碳关税成本持续上升的背景下，该供电模式具有投资潜力，但是存在失负荷风险，系统需要大量的储能设备，一次投资成本高。并网模式微电网减少了设备投资费用和碳排放成本，兼顾环境效益和供电可靠性，发展前景好，但是分布式电源供电的不确定性会增加企业与电网交易的复杂度。

表3 供电技术经济评价指标统计表

3.5 敏感性分析

当前国际碳中和战略持续推动，我国的碳排放价格预计于2030年达到150元／t左右。CCUS、储能等技术的成本会持续下降，预计到2030年，碳捕集、碳存储的综合成本会降低至100元／t左右，磷酸铁锂等电化学储能的建设成本也会缩减至原先成本的60%。考虑到碳排放价格的提升，CCUS设备和储能成本的下降，各供能技术的度电成本的发展趋势如图9所示。

图9 供能技术敏感性分析曲线

敏感性分析结果如下：

1）CCUS成本的降低使高排放供能技术的度电成本呈下降趋势。

2）碳排放价格的提升使自备电厂和大电网购电的度电成本有缓慢上升趋势，因CCUS设备补集了约90%的碳，需要额外支付的碳排放费用有限，当碳捕集率进一步提高时，碳排放费用对度电成本的影响会继续减弱。

3）储能是对微电网影响程度最大的敏感因素，其建设成本的下降大幅改善了微电网的经济效益，当储能成本下降至80%左右时，孤岛模式微电网的度电成本已经逼近了大电网购电；当储能成本缩减至60%，并网模式微电网的度电成本将降低至0.382元／（kW·h）。并且在该背景下，大电网购电也可以采用储能设备协调优化购电成本。