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1.2.2模型边界条件
(1)基本边界条件
参考文献[7],设定项目投资内部收益率Z为 8%0基于调研,取集中式电供暖设备寿命为25年, 残值率为5%。根据北京市目录电价表,峰时段电价 0.976 4元/kWh,平时段电价0.667 0元/kWh,谷时段 电价0.366 6元/kWh (不考虑夏季尖峰)。峰时段8 h (10:00-15:00,18:00-21:00),平时段7 h(7:00~10:00, 15:00-18:00,21:00-22:00),谷时段 9 h(22:00 ~ 次日 7:00)。
(2)初投资及初投资补贴相关边界条件
3类集中式电供暖技术还可细分为多个技术子 类型,本文调研了电供暖设备生产和经销厂家(如 瑞特爱等)、电供暖项目设计及投资企业(如燕开能 源、北燃泛亚、圣福来等)、电供暖研究人员等,得出 各子类型的造价情况如表1所示。
建设集中式电供暖项目常需配套配网改造工 程。基于调研,本文设定配套配网改造工程投资由 集中式电供暖项目投资商承担,投资额与集中式电 供暖项目本体投资额之比为1:1。
(3)耗电量相关边界条件
通过调研电暖项目和实地考察韩村河、司马 台、乌鲁木齐高铁站等典型电供暖项目,不同类型 建筑物每个供暖季单位面积供暖耗电量数据,如表 2所示。
(4)供热费用边界条件
根据北京市居民、非居民供暖价格,以及“关于 预拨2016年度2016—2017供暖季供暖燃料补贴有 关事宜的通知”等文献资料,整理不同类型供暖对 象的热费标准如表3所示。
1.3输配电价计算
根据文件“发改价格[2018]224号”,输配电价= 送出省输电价格+区域电网电量电价及损耗+落地 省省级输配电价。内蒙古东部电力有限公司收取 送出省输电电价标准为0.03元/kW(含线损),本文 采用此收费标准。
区域电网电量电价及损耗方面,电量电价可以 直接根据文件“发改价格[20181224号”确定,华北 电网的电量电价为0.01元/kWh(含增值税不含线 损)。“2017—2019年北京市电网输配电价表”、“发 改价格[2018]224号”分别给出区域电网和北京市 电网线损率。经计算,区域电网电量电价及损耗折 合 0.011 元/kWh。
落地省省级输配电价方面,主要根据2017—2019 年北京市电网输配电价表,根据集中式电供暖项目 的用电属性和电压等级确定电度电价,并将基本电价折算到电度电价。则落地省省级输配电价=(基本 电费+电度电费(减半))折算到电度电价+政府性基 金及附加的电价。计算结果为蓄热式电锅炉0.478 9—0.296 0元/kWh,空气源热泵0.403 2-0.339 2元/kWh, 地源(水源)热泵0.339 2-0.307 2元/kWh。
将集中式电供暖项目平时段可以承受的最高电 价减去输配电价,亦即电供暖项目愿意与可再生能源 发电项目成交的最高交易电价。不同边界条件下蓄热 式电锅炉项目愿意与发电项目成交的最高交易电价如 表4所示。各种边界条件下蓄热式电锅炉项目可以接 受的最高交易电价范围在-0.140 4 ~ 0.474 4元/kWh 之间,(如不考虑热价补贴,则在-0.1404~0.136 9元kWh 之间)。空气源热泵和地源(水源)热泵的结果与之类 似,空气源热泵可以接受的交易电价范围在-0.174 2 ~ 0.636 8同 Wh之间(如不考虑热价补贴,则在-0.174 2 ~ 0.286 8元/kWh之间),地源(水源)热泵-0.136 8 ~ 1.058元/kWh之间(如不考虑热价补贴,则在-0.136 8 ~ 0.591 3元/kWh之间)。如考虑3种技术类型总体 的可以接受的交易电价范围,且不考虑热价补贴, 则-0.174 2 ~ 0.591 3 元/kWh 之间。
根据计算数据可知,相比电锅炉具有更高能源 利用效率的热泵项目(尤其是地源(水源)热泵项 目),为能耗较低建筑供热、单位投资更低、其他补贴 更多等类型的电供暖项目具有更高的可承受交易电 价,在电力交易中将自动占据优势地位。
1.4发电側(可再生能源发电项目)愿意接受的最 低交易电价分析
理论上可以计算保证可再生能源发电项目收益 率为8%时对应的临界电价,作为可再生能源发电项 目可承受的最低电价。但实际中,因为风、光资源的 不确定性,以及存在保障利用小时数和可能弃风、弃 光等因素,基于回收投资和盈利目的的可承受最低 电价较难测定,即使测定也不能用于预测可再生能 源发电项目在电力交易中的报价行为。
边际成本对可再生能源发电项目在电力交易中 的报价行为有重要影响。风电、光伏的边际成本接 近于0,如果可再生能源发电项目面临弃风、弃光风 险,那么它将愿意以极低的价格参与电力交易。因 为存在可再生能源补贴的因素,极端情况下可再生 能源发电项目甚至愿意以负电价成交。
1.5发电側和用电側电力交易情况分析
由前文分析可知,用电侧和发电侧可承受电价范 围有彳艮大的重叠空间,故双方可能实现电力交易。实 际成交的电价取决于当时具体的供求关系、政府政策 等。一方面,可再生能源发电项目事前难于判断自身 是否面临弃风、弃光风险,同时面临收回全部成本的 压力,各电供暖项目也面临众多买方的竞争,故实际 成交电价可能较高;另一方面,因担心电力交易中的 零电价和负电价可能导致社会资源的低效配置,政府 能源主管部门可能推动挂牌交易,例如,张家口确定 可再生能源供暖的上网挂牌电价为0.05元/kWh,新 疆2018年上半年挂牌电价为0.02元/kWh。
2电力交易结算方式下建设电供暖项目的 障碍及政策建议
2.1电力交易结算方式下建设电供暖项目的障碍
除经济可行性外,还存在影响电供暖项目参与 电力交易的不利因素:
(1) 电网基础设施建设还需要进一步完善,跨省跨区输电通道和系统调峰能力不足,可能影响电 供暖项目参与电力交易。
(2) 我国电力交易市场机制还不健全,目前仍 以中长期交易为主,须要推动现货市场建设,并突 破区域市场保护建设真正的全国可再生能源电力 交易市场。
(3) 从卖方看,弃风、弃光情况不严重地区的可 再生能源发电项目参与交易的积极性不高,而从买 方看,电供暖项目相比冶金、制造等项目的价格承 受能力差,可能无法在电力交易中买到足够的弃电 或低价电力,大量分散式电供暖项目因需交易的电 量太少而无法独自参与交易。
2.2政策建议
通过分析电供暖项目的经济性和参与电力交 易存在的障碍,提出如下政策建议:
(1) 规划引领,促进网源荷协调发展。电供暖 项目应当与可再生能源、输配电网等项目统一规 划,协调建设,从源头上避免资源的浪费。
(2) 因地制宜推动供暖电气化。在京津冀大 气污染传输通道“2+26”城市、张家口市和汾渭平 原城市等供暖污染治理重点城市,目前应更加重视 电供暖技术优势和发展前景,积极引导实现供暖电 气化。
(3) 按市场化思路推动电供暖的发展。减少行 政命令和政府补贴,电供暖技术形式、供热对象选 取、装机容量、电力来源等均由供热企业、发电企业、 热用户自行根据情况决定,让不同产权结构、不同规 模的企业同台竞技,最终实现资源的更合理配置。
(4) 完善电力交易机制。进一步推动全国统一 电力市场建设,在中长期交易的基础上,建设可再生 能源电力交易现货市场,建设专门针对电供暖参与 电力交易的交易品种,考虑分散式电供暖项目由售 电公司、增量配电网公司等打包后参与电力交易。
(5) 不断提高电供暖项目经济性,提升补贴资 金使用效率。推动电供暖项目参与碳排放交易或可 中断负荷参与辅助服务,探索用热价格市场化,研究 分户计量供暖供热量和进行房屋保温改造促进节 能,建立电供暖项目补贴的退坡机制,将更多补贴资 金投入到房屋保温改造、配电网改造等方向。
3结束语
本文通过大量统计调研数据,基于分析和计算 用电侧能承受的最高电价、输配电价、电源侧能承 受的最低电价,研究了北京市电供暖项目在电力交 易结算方式下的经济可行性,并分析了电供暖项目 参与电力交易存在的障碍,最终提出政策建议。
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