李晴，周穎，李德智，李樹鵬，宮飛翔，韓凝暉

(中國電力科學研究院，北京 100192)

推動能源消費革命、加強節(jié)能降耗是解決我國能源粗放利用所帶來高能耗、高污染問題的必由之路。為此，國務院印發(fā)的《大氣污染防治行動計劃》明確指出：“要通過政策補償和實施峰谷電價、季節(jié)性電價、階梯電價、調峰電價等措施，逐步推行以電替代煤炭?！苯刂?018年9月，北方地區(qū)“煤改電”項目累計完成確村確戶共223.83萬戶，覆蓋取暖面積約15897萬m2，涉及村(社區(qū))11278個，完成政府計劃任務的90.85%。其中蓄熱式電采暖確認面積6370萬m2，占北方地區(qū)確村確戶總面積40%[1]。蓄熱采暖是減小電網運行壓力、提高電網可再生能源消納的重要手段。具有很好的能源價值、環(huán)境價值和經濟價值。國內對風、光、水電互補也進行了經濟性分析、研究與評價[2]。盡管蓄熱式電采暖在緩解配電網壓力，輔助可再生能源消納，緩解環(huán)境污染等領域具有重要優(yōu)勢。但由于目前未能大面積推廣，嚴重限制了電力企業(yè)綜合能源服務業(yè)務拓展，經濟效益有待提升。吸取我國北方地區(qū)前期“煤改電”的經驗教訓，探索蓄熱式電采暖運營模式，深入分析各參與方的經濟成本，發(fā)現制約因素，對引導各參與主體合理構建商業(yè)模式、制定相關政策，促進蓄熱電采暖可持續(xù)發(fā)展、運營綜合能源服務業(yè)務有重要支撐作用[3]。

1 商業(yè)運營模式

1.1 參與方分析

在分布式蓄熱電采暖棄風棄光消納過程中， 首先應分析負荷聚合商、可再生能源發(fā)電企業(yè)、電網和蓄熱電采暖四大主體的責任和義務：負荷聚合商整合響應資源；可再生能源發(fā)電企業(yè)用于電源投資建設、電力生產等；電網用于結算交易、運行調度等；分布式蓄熱電采暖用于電采暖建設、運營等。

分布式蓄熱電采暖消納棄風棄光發(fā)電是四方參與的過程，如何使各方利益得到保障并且實現棄風棄光合理消納需要各方完成好各自職責，通過政策和補償機制實現效益最大化。從負荷聚合商角度來看，應整合資源，制定規(guī)劃，讓新能源發(fā)展與整個發(fā)展相協(xié)調，不盲目上項目，保證優(yōu)化發(fā)展。各省政府應打破條塊分割，優(yōu)先使用清潔能源，以實現減排承諾，發(fā)展低碳經濟[4]。與電網公司相比，各新能源企業(yè)的要求則更為迫切，電網公司應以促進新能源保障性全額收購為前提，優(yōu)化調度考核方式，降低限電比例， 緩解新能源企業(yè)消納壓力。對于蓄熱電采暖，應承擔供熱設備設施建設運營，保障用戶供熱需求。

1.2 經營模式和補貼現狀

目前單純建設分布式蓄熱電采暖不具備經濟效益，需要各方協(xié)作。為保證蓄熱電采暖項目推廣，一般需發(fā)電企業(yè)、電網企業(yè)對電采暖項目讓利，或政府對初投資、電價、熱價進行補貼。各方補貼情況見表1。

表1 運營及補貼現狀

1.3 典型商業(yè)運營模式

可以將典型運營模式總結為三種主要模式。

1)風光新能源企業(yè)主導模式。風光新能源企業(yè)在建設大量風光發(fā)電場外，就地同步投資建設和運營、管理蓄熱電采暖，通過消納棄風棄光實現整體經濟性效益。此種模式下發(fā)電企業(yè)能保證蓄熱電采暖用電需求，且自身作為投資運營主體，具備風光發(fā)電和蓄熱電采暖運營技術管理的獨占優(yōu)勢，收益流向清晰。

2)供熱企業(yè)主導模式。供熱企業(yè)占有供熱市場，通過政策補貼捆綁風光發(fā)電企業(yè)， 以低價購買電量，在供暖季消納部分棄風棄光電量。此模式下供熱企業(yè)需支付更大成本，政府激勵政策需求較大[5]。

3)多方協(xié)作模式。由供熱企業(yè)投建分布式蓄熱電采暖，風光電場、電網公司、蓄熱電采暖、供熱公司聯(lián)合參與，實現對棄風棄光供暖項目利益的合理分配，是實現電采暖消納棄風棄光的有效模式。此模式下電網公司及所屬的節(jié)能公司處于主導地位，通過建立四方協(xié)作機制，各方適度讓利實現蓄熱電采暖可持續(xù)運行。

2 多方參與成本收益要素

再生電力能源產業(yè)發(fā)展還處于初期，光伏發(fā)電相關補貼政策也相繼出臺，光伏發(fā)電也在積極示范之中。風電、生物質能已經形成以可再生電力能源發(fā)展基金為主的補貼模式，部分小水電的稅收優(yōu)惠政策也已明確。我國以發(fā)電為主的可再生電力能源發(fā)展勢頭已經確立，也已初具規(guī)模。可以說，財政的直接投入、補貼以及稅收的優(yōu)惠政策已成為我國可再生電力能源發(fā)展的積極動力。

分布式蓄熱電采暖消納棄風棄光涉及多個參與主體，考慮多方協(xié)作參與模式，按照當前發(fā)電、用電成本和經濟要素分析電力生產方和電力消費方之間要素成本關系，具體如表2所示。

表2 要素成本關系

2.1 風光新能源發(fā)電企業(yè)

收益部分：風電場、光伏電場等能源供應的源頭企業(yè)，在棄風棄光消納過程中，作為重要的參與方，應進行成本分析[6]。蓄熱電采暖項目未實施時，風光電場的多發(fā)電量往往棄之不用，造成能源浪費，棄風棄光不產生任何收益。若利用蓄熱電采暖消納棄風棄光的電量，此時風光電場產生的收益由風光電場的增量發(fā)電量及上網電價和補貼金額決定，收益為：Cif=Wf×(Ps+Pb)。式中：Cif為發(fā)電廠收益，Wf為風光發(fā)電廠增量發(fā)電量，Ps為每度電上網價，該電價可以根據雙方交易確定，Pb為每度電政府補貼。

支出部分：由于蓄熱電采暖消納風光電場的電量并不影響電廠的正常生產及運營維護， 因此消納過程產生的支出費用可忽略不計：Cof=0。式中：Cof為風光發(fā)電廠支出費用。

2.2 電網企業(yè)

收益部分：電網企業(yè)作為電源和負荷的中間方，承載著重要的輸電供電功能，這使得發(fā)電企業(yè)及負荷方對于網架結構的要求不斷提高[7]。在消納棄風棄光過程中，供電公司產生的收益由負荷方(分布式蓄熱電采暖)消納電量及電價共同決定：Cig=Wx×Psj。式中：Cig為電網企業(yè)收益，Wx為電網企業(yè)售電量，Psj為每度電價格，結合當前輸配電價改革，每度電售電價格應為上網電價加上輸配電價及政府性基金及附加。

支出部分：電網公司在消納風光電量過程中產生的支出，由風電廠的增量發(fā)電量決定。 由于存在網損，一般大型蓄熱采暖接網工程屬于電網企業(yè)業(yè)擴工程，其接網工程投資由電網企業(yè)承擔。因此支出為：Cog=Wf×Ps+Cws+Cgt+(Cjw-Cbt)。式中：Cog為電網企業(yè)支出，Wf為上網電量，Ps為每度電上網價，Cws為線路網損費，等于增量發(fā)電量、網損比例和電能上網單價三者的乘積，Cgt為管理維護費，消納棄風棄光并不增加電網企業(yè)運維成本，該費用為0，Cjw為電網企業(yè)接網費用，Cbt為政府配套接網工程補貼。

網損比例取6%時收益部分采用負荷側消納電量，支出部分采用電源側增量發(fā)電量，由于網損等原因，兩者電量數據存在一定誤差，因此在后續(xù)分析中需考慮該部分電量差值成本的具體劃分[8]。

2.3 蓄熱電采暖

蓄熱電采暖的經濟效益、成本涉及因素多，如投資建設、運營維護、收益等，此以蓄熱電采暖消納計算。

收益部分：蓄熱電采暖消納過程的收益可看作是運行中的現金流入，分為直接收益和間接收益，直接收益為用戶交的的供暖費，間接收益包括節(jié)煤收益及減排收益等[9]。直接收益為供暖單位年均供暖費用：Cigz=Sg×Pg。式中：Cigz為蓄熱采暖直接收益，Sg為供暖面積，Pg為供暖季單位面積供暖費用，該費用與各地供暖季長短、氣溫等情況有關，需因地制宜考慮取值。

支出部分：蓄熱電采暖工程實施過程中產生的支出費用，包含項目建設實施費用、運營維護費用等，項目建設投資費用由供暖所需負荷決定。初始建設成本：Cogc=Cbt+Cxr+Cfz。式中：Cogc為蓄熱電采暖初始建設成本，Cbt為蓄熱電采暖本體成本，Cxr為蓄熱裝置費用，Cfz為輔助設備及其他費用。蓄熱電采暖初始建設成本一般與蓄熱電采暖裝置容量規(guī)模相關，可以估算：Cogc=Pxr×Qgt。式中：Pxr為蓄熱電采暖建設單價，Qgt為建設的蓄熱電采暖裝置容量。年運維費用及人員成本計算：Cogw=Cogc×β+Crgc。式中：Cogw為年運維費用及人員成本，β為維護費用比例，蓄熱電采暖一般無需維護，因此僅考慮后期運維成本并分攤到每年，Crgc為人員工資成本。年運營費用，主要為購電費用：Cogy=Pgd×Qdt。式中：Pgd為年購電平均單價(元/kW·h)，Qdt為采暖總購電電量，需考慮不同的運行時段，其電價不同，因此取平均電價。蓄熱電采暖總支出成本計算：Cog=Cogc+Cogw+Cogy。

3 多方參與經濟性分析

結合上述各參與方收益成本要素分析，建立經濟性分析模型，對各參與方經濟性進行分析。

(1)對于蓄熱電采暖，其成本主要包括初始投資成本、運營成本及維護成本三部分，其接網費用主要由電網公司承擔。蓄熱采暖建設運營總費用：Cgo=Cs+Ce+Cw。式中：Cs為蓄熱采暖等相關設備及安裝費用，Ce為蓄熱采暖運行維護費用，Cw包括運維費用、工資等。蓄熱采暖的收益主要包括供暖收益，按照當地政府確定的供暖費用向用戶收取。蓄熱采暖總收益費用：Cdi=Cdj×Sc。式中：Cdj為采暖季單位供暖收費，由政府制定供暖費政策標準，單位為元/m2；Sc為采暖面積，單位為萬m2。

(2)對于風光發(fā)電廠，考慮通過蓄熱電采暖消納棄風棄光，消納棄風棄光并不增加其運維成本，因此其凈收益：Cjs=Cif-Cof>0。無論電價如何，風光發(fā)電廠總能獲得穩(wěn)定的增量收益，則其經濟性是可行的。

(3)對于電網企業(yè)，收取合理的過網費，對于增量電量，電網企業(yè)可以獲得穩(wěn)定的過網費收益，不考慮增量運維成本等，其成本主要為接網配套電網工程投資。因此其凈收益：Cdwjsy=Wf×Pspd。式中：Cdwjsy為電網企業(yè)凈收益，Pspd為過網費單價。成本主要為接網成本Cjw，一般可按蓄熱電采暖初始投資的30%估算接網配套電網投資成本。

4 典型算例分析

采用凈現值和動態(tài)投資回收期等指標測算。相關參數據國家發(fā)改委和建設部確定，其中社會折現率為8%。

4.1 蓄熱電采暖項目經濟性分析

以某鎮(zhèn)煤改電項目為例：該村居民332戶，供暖面積約19920 m2，配置電鍋爐2臺，總容量共3 MW，蓄熱水箱體積450 m3，分為兩套系統(tǒng)進行供暖蓄熱，利用夜間(9:00 pm～6:00 am)9 h用電低谷時間加熱，白天利用蓄熱水箱儲存的熱能釋放。冬季供暖期為當年11月至次年3月，合計采暖期天數約137天，執(zhí)行2017年煤改電峰谷電價，即9:00 pm～6:00 am電價0.3元/(kW·h)，其他時段電價0.49元/( kW·h)，政府補貼0.25元/(kW·h)。居民取暖費約19.18元/m2。模擬10萬 m3供熱需求，根據采暖熱指標分析所需蓄熱電采暖總功率為15 MW，共配置5臺3000 kW蓄熱采暖裝置，假定單臺設備及安裝費為106.8萬元，蓄熱設備及安裝初始投資為1068萬元，按照某地供暖季通常為當年11 月15日至來年3月15日，共計約120 d，電采暖設備每日蓄熱8 h，年用電量約為1440萬kW·h，一般蓄熱電采暖可實現無人值守，通常免維護，考慮后期設備運維費用，平均每年約支出5萬元，供暖費用28元/m2。

該模擬蓄熱電采暖項目的經濟性采用凈現值和動態(tài)投資回收期進行評價，當蓄熱電采暖購電價格為0.3元/(kW·h)，社會折現率為8.0%時，凈現值為-2664.83元，動態(tài)投資回收年無法回收。從經濟性分析的各項指標來看，該模擬蓄熱電采暖工程項目在無初始投資補貼，并采用0.3元/(kW·h)的購電價格時，不具有經濟性。但影響蓄熱電采暖經濟效益的參數隨著時間和運行情況不斷變化，建設投資和能源費用是主要影響因素。因此，為全面評價蓄熱電采暖項目的經濟效益，需對主要影響因素進行敏感性分析。

4.2 敏感性分析

從蓄熱電采暖項目的成本及收益來看，相關設備建設安裝費用所占總體成本比例較大，運維成本較固定，因此可以受政府補貼及政策影響的即為初始投資和購電價格，政府可以對初始投資給予一次性補貼。

而電量消納則直接影響項目經濟性指標，考慮集中供熱價格由政府定價，居民使用積極性和承受能力，該價格受影響較小，購電價格可以通過與新能源發(fā)電廠用較低價格購得棄風棄光電量。

以第25年累計凈現值為例，對初始投資補貼和購電價格進行敏感性分析，累計凈現值零界點為購電價格不超過0.15元/(kW·h)，初始投資700萬元左右。因此，當蓄熱電采暖購電價格不超過0.15元/(kW·h)，初始投資不超過700萬元時，該項目具有經濟性，能夠實現穩(wěn)定盈利。

按照接網工程占蓄熱電采暖初始投資的30%考慮，配套電網投資成本約為320萬元，按照當前核定的過網費，利用財務分析方法測算其經濟效益和投資回收期，當年即可回收，具有良好的經濟性。按照配套電網25年回收期測算其累計凈現值，其過網費與動態(tài)投資回收期關系如圖2所示。

可見，按照輸配電價模式，配套電網項目具有較好經濟性。由于蓄熱電采暖項目運行需消耗電能，因此經濟性主要受電能價格影響。為進一步降低成本，政府也可研究出臺分電壓等級的電能清潔供暖輸配電價(參考吉林模式)，也可單獨核定清潔供暖輸配電價，通過進一步降低輸配電價來實現清潔供暖推廣。

4.3 多方參與邊界參數

根據上述分析，在本算例設定的場景中，可以采用蓄熱電采暖捆綁棄風棄光電場的模式推進供熱項目實施，按蓄熱電采暖購電價格不高于0.15元，過網費不低于0.15元，棄風棄光上網電價不高于0.1元，蓄熱電采暖初始投資小于等于700萬等界定邊界參數，可實現項目整體順利實施和可持續(xù)發(fā)展。

圖1 凈現值敏感性分析 圖2 過網費與動態(tài)投資回收期

蓄熱電采暖用電價遠低于實際一般工商業(yè)用電價，主要是通過蓄熱電采暖與風光發(fā)電場直接交易降低上網電價以及過網費，從而獲得較低的用電成本，過網費也遠低于實際核定的輸配價。因而，多方協(xié)作，風光可再生能源發(fā)電企業(yè)和電網企業(yè)適度讓利， 既滿足了棄風棄光電量多發(fā)上網，又降低蓄熱電采暖用電成本。電網企業(yè)從中彌補成本獲得合理收益，增加過網電量，實現三方共贏， 提高整體經濟性。

5 總結

本文總結了當前蓄熱電采暖消納棄風棄光商業(yè)運營模式，對各參與方成本收益進行分析，采取定性定量結合的方法，在多方參與模式下，對主要參與方經濟性進行評價，最后通過典型算例測算。結論如下：

(1)總結三種分布式蓄熱電采暖消納棄風棄光典型商業(yè)化運營模式，分別是風光新能源企業(yè)主導、供熱企業(yè)主導及多方參與模式，其中，多方參與模式是推動分布式蓄熱電采暖可持續(xù)發(fā)展的有效途徑。

(2)風光可再生能源發(fā)電企業(yè)通過棄風棄光電量上網直接獲得增發(fā)電量收益，是直接受益方。電網企業(yè)通過收取過網費彌補接網項目建設及運維成本。過網費不小于0.05元/(kW·h)時，有一定經濟效益。

(3)通過對典型算例進行敏感性分析表明， 蓄熱式電采暖購電價格不超過0.15元/(kW·h)，棄風棄光上網電價不超過0.1元/(kW·h)，初始投資不超過700萬元時，可實現項目穩(wěn)定盈利和可持續(xù)發(fā)展。