楼宇型分布式能源方案猜想与经济性评价

4.3.2 运行方案

分布式能源方案机组运行方式为错峰运行，尖峰、高峰电价时期主要依靠内燃机发电机组+热水烟气型溴化锂机组供电及制冷、供热，市电作为补充及备用;谷电期停用分布式能源站，采用外界市电+电空调机组的方式供能。经技经测算，如果内燃机分布式能源站在制冷期和供热期全时段运行(即不采用错峰运行)、不增设电空调机组，则经济性较增设电空调机组差，故本文考虑内燃机分布式能源方案增设电空调机组，后续的分析评价亦据此开展。

电网故障断电情况下，由内燃机发电机组满足近90%以上的电力负荷需求，热水烟气型溴化锂机组满足全部冷、热负荷需求。

根据机组的装机规模及冷、热、电负荷特性，机组全年的运行方案数据如下：

表4.7 分布式能源站年运行数据

注：谷电停用分布式能源站。

4.3.3 经济性评价

1、经济评价思路

基于燃气直燃型空调机和电空调机组等传统方案制冷、供热成本的经济性评测结果，并结合目前市场占有率较大的空调厂家的统计资料，燃气直燃型空调机方案和电空调机方案，两者市场占有比例为15%、85%，故综合制冷及供热成本考虑如下：

综合制冷及供热成本=燃气直燃型空调机方案×15%+电空调机方案×85%。

分布式能源方案，分别按综合制冷及供热成本(作为输入成本数据)，测算当投资方内部收益率为8%(即商业售出模式)和0%(即自建自用模式)时，分布式能源方案的反测电价。

2、主要评价价格参数

根据燃气直燃型空调和电空调制冷、供热成本的评测，设定综合制冷、供热成本为：

综合经营期制冷成本=3162×15%+2939×85%=2972万元;

综合平均制冷成本=559×15%+519×85%=525元/MWh;

综合经营期供热成本=2519×15%+1705×85%=1827万元;

综合平均供热成本=738×15%+500×85%=536元/MWh。

3、财务评价指标

根据财务评价指标计算得出，内燃机分布式能源方案电价结果如下：

当综合年平均制冷成本按525元/MWh，综合年平均供热成本按536元/MWh考虑，天然气价格3.33元/Nm3，投资方内部收益率为8%时(即商业售出模式)时，反测含税电价为1751.02元/MWh，远远高于天然气热电项目的临时上网电价，高于现行浙江省一般工商业及其他用电在1kV-10 kV电压等级情况下的尖峰时段电价1.406元/kWh，且远高于现行浙江省一般工商业及其他用电在1kV-10 kV电压等级情况下的尖峰和高峰时的加权平均电价1.158元/kWh。

当其他条件不变，注册资本金内部收益率为0%时(即自建自用)，测算分布式能源方案含税电价为1542.60元/MWh，仍高于现行浙江省一般工商业及其他用电在1kV-10 kV电压等级情况下的尖峰和高峰时的加权平均电价1.158元/kWh。

4、经营期总成本对比

经营期总成本分析，主要对比自建自用燃气直燃型空调机方案、电空调机方案、分布式能源方案，进行三个方案的经营期总成本分析。

从成本比较可以看出，分布式能源方案经营期总成本最高，总计13529万元，电空调方案经营期总成本最低，为4644万元。

5、分布式能源站反测电价的敏感性分析

根据上面财务评价指标结果可知，分布式能源电站的反测电价较高，表明在现有的边界条件下，其经济性较差，直接用市电对用户来说更实惠。而影响分布式能源电站经济性的影响因素主要包括总投资成本、天然气价格、机组负荷率，因此有必要对这三种因素对电价的敏感性进行分析。

(1)总投资及燃气价格

按投资方内部收益率为8%时，计算反测电价在总投资变化和燃气价格变化的单因素影响下的电价敏感性分析，基准投资为现方案的3900万元，基准气价为现方案的3.33元/m3。敏感性分析结果见下图。

图4.2 分布式能源站反测电价敏感性分析

从上图可以看出，总投资和天然气价格对分布式能源站供出电价的影响很大。

当总投资减少3000元/kW时(即总投资减少24%时)，分布式能源站经营期含税上网电价从现有基准的1751元/MWh降至1474.08元/MWh。

当天然气价格按浙江省商业气价4.84元/Nm3(即气价在现有基准3.33元/Nm3基础上增加45.3%时)，分布式能源站经营期含税上网电价升至2173.51元/MWh。

要使分布式能源站的经营期含税上网电价降低至1.158元/kWh，即与浙江省一般工商业及其他用电尖峰和高峰时的加权平均电价1158元/MWh相同，天然气价格需降至1.21元/Nm3。

(2)负荷率

按投资方内部收益率为8%、气价3.33元/m3条件下，计算分布式能源站经营期反测电价在负荷率单因素变化下的敏感性分析，基准方案负荷率约为33%(综合考虑制冷/供热负荷系数及年运行小时数)。

当负荷率增加30%时，经营期含税上网电价降至1425.20元/MWh。

当负荷率增加20%时，经营期含税上网电价降至1515.72元/MWh。

当负荷率增加10%时，经营期含税上网电价降至1622.57元/MWh。

当负荷率减少10%时，经营期含税上网电价增至1907.83元/MWh。

当负荷率减少20%时，经营期含税上网电价增至2103.96元/MWh。

当负荷率减少30%时，经营期含税上网电价增至2355.75元/MWh。

从上述敏感性分析可以看出，负荷率对经营期电价也是比较重要的。

(3)自建自用时(注册资本金内部收益率为0时)

当天然气价格3.33元/Nm3，注册资本金内部收益率为0时，若总投资核减3000元/kW，分布式能源站经营期含税上网电价降至1314.58元/MWh。

当注册资本金内部收益率为0时，若天然气价格增至4.84元/Nm3，分布式能源站经营期含税上网电价将增至1964.59元/MWh。

当注册资本金内部收益率为0时，要使分布式能源站经营期含税上网电价降至1158元/MWh，天然气价格需降至1.96元/Nm3。

当天然气价格3.33元/Nm3，注册资本金内部收益率为0时，要使分布式能源站经营期含税上网电价降至1158元/MWh，能源站的负荷率需增加47%。

分布式能源方案测算电价的敏感性分析结果表明，总投资与天然气价格影响权重很高，负荷率的影响次之。

5. 结论

本文以典型楼宇式建筑为研究对象，在设定的冷、热、电负荷需求下，研究了电空调、燃气直燃机空调、分布式能源站这三种供能方式的经济性，并以电空调和燃气直燃机空调的制冷和制热成本为基准，分析了分布式能源站的经济敏感性因素，主要结论如下：

(1)电空调制冷、供热成本：峰电期平均制冷成本为519元/MWh，平均供热成本为500元/MWh;谷电期平均制冷成本为291元/MWh，平均供热成本为319元/MWh。

(2)直燃型空调机制冷、供热成本：峰电期平均制冷成本为559/MWh，平均供热成本为738/MWh;谷电期平均制冷成本为522/MWh，平均供热成本为696/MWh。

(3)当天然气价格3.33元/Nm3、投资方内部收益率分别为8%(即商业售出模式)和0%(即自建自用模式)时，测算分布式能源方案含税电价分别为1751.02元/MWh和1542.60元/MWh，远高于现行浙江省一般工商业及其他用电在尖峰和高峰时的加权平均电价1158元/MWh。

(4)要使得分布式能源站经营期含税上网电价降低到1158元/MWh，在其它条件不变的情况下，商业售出模式天然气价格需降为1.21元/Nm3，自建自用模式天然气价格需降至1.96元/Nm3 (或者使负荷率达到48.5%)。

(5)如果政府对分布式能源项目给予一定的政策补贴，在总投资享受3000元/kW补贴、天然气价格3.33元/Nm3条件下，商业售出模式含税电价为1474.08元/MWh，自建自用模式电价为1314.58元/MWh 。

因此，在现有天然气价格情况下，楼宇型天然气冷热电三联供能源站不具备经济优势。天然气分布式能源的发展，仍有相当长的路要走，亟需配套完善的政策支持和财税补贴，建议采取免税+合适的投资及气价补贴，优先发展负荷率较高的项目。

文│邹道安, 陈金耀, 黄琪薇, 王少农

作者简介：邹道安，男，湖北省汉川市人，工学博士，从事能源、电力、环保领域的研究设计工作。中国能源建设集团浙江省电力设计院有限公司。