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不同运营模式下投资主体能整合资源不同, 所经营业务领域也不同,所以收益组成也不相同。比如对于配网单营模式,拥有的是配网资源,从事的是配电业务,通过“准许成本加合理收益”获取收益;对于发售一体化模式,拥有的是分布式发电资源和用户负荷资源,收益为用户售电收入与“过网费”之差。对于同时涉及多种业务,收益是多种业务收益的叠加。表 1 展示了 园区综合能源系统不同运营模式下收益构成。
2 面向多主体的园区综合能源系统投资收益量化模型
2.1 综合能源系统单个组件成本模型 综合能源系统单个组件成本包括建设期的初始投资,运营期的运维成本(运维费、人力成本 等)、燃料成本(对于分布式天然气、生物质有 此成本,光伏、风电没有)、厂用电损耗、贷款 利息、税费等,单个组件成本模型如图 2 所示。
2.2 综合能源系统
单个组件收益模型综合能源系统单个组件收益包括初投资补贴、热/冷收入(天然气)、电量收入、度电补贴等,单个组件收益模型如图 3 所示。
3 案例实证
(1)项目概况。 某园区微网项目由 2 台 2MW 风机、700kWp 光伏、600kW 微燃机组成,其中风机的年发电量约为 656.8 万 kW·h,光伏年发电量 70 万 kW·h,燃 机年发电 量 388.8 万 kW·h,园区负荷 1116 万 kW·h。该项目的设计目的是合理利用当地的风能 与光能资源结合当地的负荷情况,通过微燃机、 光伏、风机等清洁能源发电系统提高当地清洁资源的占比,得到 100% 清洁能源使用。
(2)经济性分析。 根据《并网型微电网建设试行办法》(发改 能源〔2017〕1339 号),微电网可以划分成不同投资分界面,由不同投资主体投资,不同运营模式下投资主体的收益率各不相同。
运营模式 1:发配售一体化模式,园区微网全部由 A 投资,包括风电、光伏、天然气、园区 配电网络。表 2 是投资主体 A 投资收益计算结 果,配电网单元投资收益体现在风电、光伏、天然气电价不需要扣除输配价。
模式1中,售电价格为北京一般工商业价格0.85元/ (kW·h) 的 9 折,光伏补贴按照 0.32 元/(kW·h),并 根据市场化交易下调 20%。
运营模式 2:发售一体化模式和配网单营模式。园区微网由 A 和 B 投资。A 投资风电、光伏、天然气,从事发电、售电业务,采用市场化交易模式售电;B 投资园区配网,从事配网业务。投资收益结果如表 3 所示。
此时发售一体化模式需要缴纳“过网费”, 天然气市场化交易政策不明确,仍按上网模式计算,配网单营收入包括“过网费”和交叉补贴。
运营模式 3:配售一体化模式。园区微网由 A 和 B 投资。A 投资风电、光伏、天然气,从事发电业务,采用全部上网模式;B 投资园区配网, 从事配网、售电业务。投资收益结果如表 4 所示。
从上述模式对比可以看出,投资主体从事发配售、发售、发电三种业务中发售一体化收益最 高,主要是因为目前园区负荷不高,未来随着园区负荷增长,配网投资回报会持续提高。长远来看,发配售一体化可有效融合发配用资源,提高 资产利用率,提升经济性[23]。配网单营与配售一体化相比,增加售电业务后,投资回报上升明显。
4 结语
本文结合新电改情景下,根据投资界面划分提出了园区综合能源系统 4 种运营模式,在此基 础上构建了面向多主体投资的园区综合能源系统投资收益量化模型,并给出了实证案例。不同运营模式代表不同投资界面切分,对于投资收益结 果具有重要影响,总体来说多种资源融合有利于提高经济性。此外,对于园区综合能源系统,能量和网络收益空间仍然有限,未来需要拓展多样 化增值业务,提供多能源-多服务,向综合能源服务方向发展,多渠道提高盈利能力。
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