基于柔性负荷聚合的多方协作机制电采暖项目经济性分析

郝 巍，李劲锋，董泽源，陈冬玖

（1.国网冀北电力有限公司 张家口供电公司，河北 张家口 075000；2.国网冀北电力有限公司 唐山供电公司，河北 唐山 063000；3.华北电力大学（保定）经济管理系，河北 保定 071000；4.中国能源建设集团 江苏省电力设计院有限公司，南京 210000）

0 引言

北方地区冬季传统燃煤供暖消耗大量煤炭，导致大气污染严重，雾霾频发，推进电采暖是治理雾霾、改善大气环境的有效途径［1］。张家口地区拥有丰富而优良的风能资源，风电发展潜力巨大，但风电消纳存在一系列体制机制障碍。一方面，张家口地区以低成本燃煤供暖为主，大气污染严重；另一方面，张家口地区风能、光能等清洁能源的废弃率较高，没有得到充分利用。为了解决这一问题，2017年2月，张家口市首创包含“政府+电网+发电企业+用户侧”的可再生能源交易多方协作机制，以期通过可再生能源电力市场化交易促进新能源消纳。该机制下，市政府与国网冀北电力有限公司合作建立可再生能源电力交易平台，在供暖期间，由政府部门每月在平台上发布下个月可再生能源需求电量和挂牌电价，可再生能源发电企业自愿参与竞标，将最低保障收购小时数以外的发电量通过挂牌和竞价方式在平台开展交易，电网公司则根据风电供暖用户需求统一分配电量，将清洁电能通过电网交易平台直接销售给电供暖用户，到户电价为直接交易价格（发电侧）、输配电价、政府性基金及附加之和，低谷输配电价按平段50%执行［2］。

不同于常规电力市场交易，该交易机制下可再生能源成交价格由政府机构参与制定。对于风电企业来说，其将最低保障收购小时数之外的发电量通过挂牌和竞价方式在平台开展交易，尽管该挂牌电价低于风电企业最低保障收购小时数内上网电价，但考虑到风电的边际成本很小，只要该挂牌价格大于风电边际成本，那么风电企业就有动力参与交易。对于用户来说，使用风电供暖成本不能高于燃煤供暖成本，否则用户仍然会选择使用燃煤供暖。显然，过高的成交价格将会导致用户难以承受，而过低的电价又难以调动风电企业参与交易的积极性。因此，为了统筹风电供暖实现可持续发展，由政府出面将电价制定在一个双方都能接受的范围，既能促进风电等新能源消纳，又能使电供暖成本与燃煤集中供热成本基本持平，在用户可承受范围内实现清洁供暖。该机制将电采暖与发电侧新能源消纳结合起来，在促进电源结构清洁化、低碳化的同时，保证了用户采暖舒适性，提升整体采暖效益。同时，联合风电和储热式电采暖运行，在一定程度上促进了风电消纳，降低了煤耗［3—5］。自2017年10月至2021年春季采暖结束4年来，张家口市累计完成供暖电量20.45亿kWh，覆盖供暖面积达到1 483万m2，为各类用户节约电费约5亿元［6］，获得了显著的经济效益和社会效益。

随着采暖面积的不断增加，所需要的风电上网电量也将不断增加，风电出力本身所具有的波动性影响着电网的安全稳定运行［7—8］。此外，电供暖项目初始投资成本和运行成本较高，经济性较差，且风电供暖行业仍处于向市场化运作转变的过程中，电采暖的发展仍需要政府补贴扶持。电采暖负荷具有一定的可调节性，对电采暖负荷进行聚合可以提供大量的可调节容量［9—10］，由负荷聚合商将柔性负荷聚合起来作为可调节容量提供辅助服务，不仅可以很好地平滑风电出力，还可以在促进风电消纳的同时维持电网安全平稳运行［11—12］，提升整个电采暖项目的经济性。

本文对该多方协作机制下电采暖热源站经济性进行分析，研究清洁采暖柔性负荷聚合管理效益，结果表明将清洁采暖柔性负荷进行聚合管理可以有效缓解电网峰谷压力，提高新能源消纳能力，参与辅助服务市场可以获得收益，降低热源站用电成本，提升电采暖企业的经济效益。

1 电供暖项目经济性分析

1.1 储热式电供暖热源站成本与收入分析

从电采暖项目运行期纯现金流角度考虑，热源站年实际运行成本包括工资及福利费、修理费、购电费用、财务费用和其它费用。

热源站的年运行成本为

式中：CR,YX为热源站年运行成本；CR,XC为热源站年薪酬及福利费用；CR,WX为热源站年维修费用；CR,GD为热源站年购电费用；CR,CW为热源站年财务费用；CR,Q为热源站年其他运行费用。

热源站的收入主要包括前期投资补贴和后期用户缴纳采暖费用所带来的收益，其中后期用户缴纳采暖费用所带来的收入为

式中：RR为热源站供热收入；SR为热源站供热面积；pD为单位采暖价格；T为供热时长。

1.2 储热式电供暖热源站经济性指标分析

项目的经济性采用净现值和内部收益率两个指标表示。

（1）净现值

净现值（net present value，NPV）能够直观地表示项目的盈利水平，其计算公式为

式中：CR,Y为热源站前期一次性投资成本；RR,BT为热源站投资前期补贴；k为计算期第k年；IRR为内部收益率；μ为残值率；N为项目计算年限；i为行业基准收益率。

当净现值大于0 时，表示该项目收益率大于基准折现率，项目可行，净现值越大，经济性越好；当净现值小于0 时，表示该项目收益率小于基准折现率，项目亏损。

（2）内部收益率

内部收益率（internal rate of return，IRR）反映项目在寿命期内的盈利能力，等于净现值为0 时的折现率，即

内部收益率大于行业基准收益率，项目可行，否则项目不可行，表明项目盈利能力较差。

1.3 储热式电供暖热源站盈亏平衡购电价格计算

盈亏平衡分析反映项目适应市场需求变化和抵抗风险的能力。动态盈亏平衡分析充分考虑了资金时间价值及风险因素的影响，将动态因素引入到盈亏平衡分析中，使分析更科学、更准确。在考虑资金时间价值的条件下，项目的动态盈亏平衡购电电价就是使项目净现值为零时的平均购电价格，其计算公式为

式中：为热源站动态盈亏平衡购电电价；QR,G为热源站购电电量；RT为热源站总收入，分为参加负荷聚合和不参加负荷聚合两种情况。

2 清洁供暖负荷聚合管理分析

2.1 聚合管理框架

在整个供暖系统中，供暖热源、管网以及用户采暖均具有一定的灵活性和可调节性，三者的柔性特性使得基于供热系统柔性负荷的聚合管理成为可能。对于集中式电采暖热源站，在进行负荷聚合交易时，可以由电网根据电网峰谷差情况统一实施调度控制，参与辅助服务市场。在该多方协作机制背景下电采暖项目参与电力交易及负荷聚合管理框架如图1所示。

图1 电采暖项目参与电力交易及聚合管理框架示意图Fig.1 Frame diagram of electric heating project participating in power transaction and load aggregation management

2.2 集中储热式电采暖聚合模型

集中储热式电采暖一般由电锅炉和蓄热体构成，在热需求不变的情况下，可以利用蓄热体对能量的时间平移特性向电网提供实时调节的能力。储热式电采暖在未参与聚合前，一般将负荷全部集中在谷段，若要参与峰段或平段调峰，则会有额外的电价成本，因此集中储热式电采暖更加适合参与谷段调峰。本文主要从向下调峰（即在调峰时段增加电采暖负荷）的角度，构建集中储热电采暖的聚合模型。

集中储热式电采暖的向下调峰潜力可表示为

式中：Pmax(t)为t时刻向下调峰的潜力；Pe,max为电锅炉最大功率；Pe(t)为t时刻电锅炉原计划出力。

若以调峰量最大进行调度，则目标函数为

式中：t1为调峰开始时刻；t2为调峰结束时刻；P(t)为t时刻参与聚合后的电锅炉功率。储热式电采暖的聚合收益为

式中：πe为储热式电采暖的聚合收益；pb为调峰时段补贴；Δt为划分时段时长。

3 算例分析

3.1 经济性分析

此处以张家口市某小区清洁供暖项目为例进行分析。该小区合计供暖面积共30 000 m2，平均耗热指标为30 W∕m2，在进行清洁供暖改造前后集中供暖用户收费价格没有变化，均为5.91元∕（m2·月），整个供暖季供暖时长为5个月，现在全部由燃煤锅炉供暖改为蓄热式电锅炉进行供暖。依据当前相关补贴政策，政府对于煤改清洁能源的项目给予8万元∕（t·h-1）的补贴，电采暖项目享受补贴32万元。参与可再生能源交易时，储热式电采暖采用全量蓄热，谷段电价为0.17元∕kWh，热源站年人工费5.1万元，年维修及其他运行费用共计1.4万元，基准收益率取8%，计算年限20 a，残值率5%。

首先以上述数据为基础，分析储热式电采暖聚合前后负荷变化。储热罐最大储热量为18 MWh，电功率最大为3.2 MW。以平均温度-10 ℃的典型天气为例，储热式电采暖热源站一般会将峰段所需的供热量平均在谷段（20:00至次日8:00）进行蓄能，并且还需要保证谷段的正常供热，即电采暖在白天非低谷时段仅仅利用储存热量进行供暖，而在晚上低谷阶段利用大功率制热，满足供暖需求的同时将多余热量存储起来供白天峰时段使用，如图2 所示。现在假设电网用电最低谷出现在1:00—5:00，此时弃风率处于较高水平。接受电网调度指令后，储热式电采暖锅炉会在此时段以实现最大调峰量为目标，尽可能提升负荷，并在5:00后降低负荷。图3为参与聚合后的电锅炉功率变化情况。

图2 电锅炉功率、供热功率及储热量时序图Fig.2 Timing chart of electric boiler power,heating power and heat storage capacity

图3 聚合后电锅炉功率、供热功率及储热量时序图Fig.3 Timing diagram of electric boiler power,heating power and heat storage capacity after load aggregation

从图3可以发现，在接收到相关指令后，电采暖热源站改变自身用电功率，实现用电负荷的平移，但总用电量并不发生改变。在电采暖负荷增大时，其储热量也会增多，但整个低谷时段电采暖所蓄热量是一定的，且要满足白天使用。在20:00至次日1:00，电采暖按照原计划出力，平均运行功率为2.88 MW，除了供暖还将多余热量储存起来；在1:00至5:00，电采暖在收到电网指令后，将自身功率提升到最大功率3.2 MW，尽可能多消纳风电，向下调峰潜力为0.32 MW；在5:00至8:00这一阶段，电采暖降低自身功率，以2.67 MW功率运行（由于储热能力一定，1:00至5:00 已经提高功率运行，所以此时需要降低功率）。聚合前后用电总量不变，最大调峰电量为1.28 MWh，相当于平均1 m2采暖面积每天可转移0.042 7 kWh的电量，提升0.010 7 kW的低谷时段负荷。

参照《东北电力辅助服务市场运营规则（暂行）》，可中断负荷参与调峰的价格为0.1～0.2 元∕kWh。以调峰辅助服务价格为0.1元∕kWh为例，由式（8）可得，整个采暖季中，电采暖热源站收益为19 343.1元，若调峰辅助服务价格为0.2 元∕kWh，则辅助服务收益约为3.87万元，即该热源站的聚合收益在1.93万～3.87万元之间。而该储热式电采暖热源站一年的利润是26.70万元，相当于增加了7.23%～14.49%的利润，因此热源站将会有很大动力参与到负荷聚合之中。在进行计算时，取辅助服务平均价格为0.15元∕kWh，则每个采暖季电采暖项目辅助服务收入为2.90万元。此外，根据式（1）、式（2）可知，电采暖项目年运行成本为6.50 万元，年供暖收入为88.65 万元。根据上述数据，对电采暖热源站经济性进行分析，并根据式（3）—式（5）对电采暖项目相关经济指标进行计算，结果如表1所示。

表1 热源站经济性分析结果Table 1 Economic analysis results of heat source stations

从表1可以看出，未参与聚合管理前，该储热式电采暖净现值为9.26万元，内部收益率为8.36%，动态盈亏平衡购电价格为0.172 9 元∕kWh。参与聚合管理后，净现值变为37.73万元，内部收益率变为9.80%，动态盈亏平衡购电价格变为0.181 8元∕kWh。通过进行负荷聚合参与辅助服务市场，热源站可以获得聚合收益，给热源站带来持续稳定的现金流，这提高了热源站的整体经济效益，也提高了热源站抗风险能力，将在一定程度上抵消电价增长带来的不利影响。若以张家口市2019年底规划的电采暖面积1650.33万m2计算，则一天可转移704.14MWh的电量，提升176.04 MW的低谷时段负荷，整个采暖季可以帮助电供暖企业降低采暖成本1 595.32万元。

3.2 敏感性分析

本节选取购电价格、供暖费价格、调峰辅助服务价格等3个因素作为影响因子，分析不同影响因素发生变动对电采暖经济性的影响程度。分别将上述影响因子从-10%变化到10%，计算电采暖项目对应的净现值、内部收益率和动态盈亏平衡购电价格，其中调峰辅助服务价格初始值取0.15元∕kWh，相应结果如图4至图6所示。不同影响因子对应的敏感性系数如表2所示。

图4 敏感性分析因素变化时对应的NPVFig.4 Corresponding NPV when sensitivity analysis factors change

图5 敏感性分析因素变化时对应的IRRFig.5 Corresponding IRR when sensitivity analysis factors change

图6 敏感性分析因素变化时对应的动态盈亏平衡购电价格Fig.6 Corresponding dynamic break-even power purchasing price when sensitivity analysis factors change

表2 不同影响因子对应的敏感性系数Table 2 Sensitivity coefficients of different impact factors

结合图4至图6以及表2可以看出，不同因素对电采暖相关经济性指标产生的影响程度不同。从整体来看，电采暖经济指标对上述3 个影响因素敏感程度从高到低排序依次为单位面积供暖价格、购电价格、调峰辅助服务价格，这与各部分所对应的成本或收入在整个收入成本中占比有关。显然，由于供暖收入是电采暖企业的最主要收入来源，在整个成本收入中占比非常高，因此电采暖经济指标对供暖价格变动最为敏感。此外，不同的影响因素对电采暖项目经济指标影响程度不同。以购电价格为例，当购电价格的变化率为-10%到10%时，净现值从92.17万元变为-16.70万元，敏感度系数为-14.43。内部收益率敏感度系数为-2.87，而动态盈亏平衡电价敏感度系数为0，这主要是因为动态盈亏平衡电价的计算与购电价格没有关系，这一点可以从动态盈亏平衡电价的计算公式看出。从敏感性分析结果来看，购电价格和供暖价格对电采暖项目经济性的影响都比辅助服务价格要大，未来可以通过改革电价和供暖价格来提升电采暖项目经济性水平。但就目前而言，多方交易机制下电价由政府制定，且成交电价有逐渐增大的趋势，这会导致电采暖项目购电成本上升，经济性变差。此外，供暖价格由政府制定，且供暖价格涉及到民生保障问题，变动较为困难。因此目前看来，逐步推动电采暖项目参与辅助服务是提高电采暖项目经济性水平的一种较为合适的方式。

4 结论

目前电采暖企业运行依靠政府补贴，经济性较差。本文对电采暖热源站柔性负荷聚合管理效益及经济性进行研究分析，分别构建了储热式电采暖热源站经济性分析模型和聚合管理模型，对比了电采暖热源站进行聚合管理参与辅助服务前后的经济效益，得到以下结论：

（1）储热式电采暖具有一定的蓄热调节能力和弃风消纳能力，将电采暖柔性负荷进行聚合管理可以有效缓解电网峰谷压力、提高新能源消纳能力。

（2）本算例中，进行负荷聚合管理并参与辅助服务市场后，电采暖热源站净现值提高了28.47 万元，内部收益率提高了1.44%，动态盈亏平衡电价提高了0.008 9 元∕kWh。表明参与聚合管理可以获得辅助服务收益，降低热源站用电成本，提升电采暖项目经济性。

（3）敏感性分析结果表明，购电价格、供暖收入、辅助服务收入都对电采暖项目经济性有重要影响，通过合适的机制或者政策将其转化为有利影响，降低电采暖购电价格，增加电采暖项目收入可以有效地改善储热式电采暖的经济效益，保证电采暖实现可持续发展。为进一步推动电采暖发展，政府部门应推动完善清洁能源市场化交易机制，降低电采暖购电价格。此外，应探索多种方式提高电采暖企业收入，如改革供热价格机制、逐步推动电采暖项目参与辅助服务。D