計及分布式光伏的發配售系統綜合效益分析

趙振宇，朱軒昊，郝宇霞

(華北電力大學 經濟與管理學院，北京 102206)

我國承諾“二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和”目標[1]，“十四五”時期是推動能源清潔低碳綠色轉型的關鍵窗口期，大力開發風光等清潔能源、積極推動新能源參與電力市場化交易尤為重要。自2015年新電改實施以來，分布式電源項目的試點和示范工作正全面推進，開發運營模式不斷創新，其中基于分布式電源的綜合能源服務業及發配售業務正成為新的發展方向。構建發配售系統綜合效益評估模型，并動態地分析相關要素的影響作用有重要研究意義。

清潔能源綜合效益相關的研究中，文獻[2]探討在能源價格市場中，上網電價波動及其對分布式能源項目收益的影響。文獻[3]分析新能源發電平價上網的影響因素，基于內部收益率開展了新能源發電經濟性分析。文獻[4]基于系統動力學建立可再生能源發電對電網經濟效益影響模型，模擬裝機容量增大對經濟效益的貢獻。文獻[5]以度電收入和平準化發電成本為主要因素建立可再生能源發電經濟性評價模型，分析出力特性和用電負荷對可再生能源發電經濟性的影響。文獻[6]提出協調可靠性與經濟性的園區綜合能源系統優化規劃方法，以全壽命周期總成本最優和系統運行調度成本最優為目標，考慮可靠性邊際成本構建園區綜合能源系統規劃方案。

從現有研究看，尚缺少針對可再生分布式能源參與發配售系統運營的綜合效益分析的研究，解決這一問題是促進分布式電源規模化發展及創新交易模式的基礎性工作。因此，本文將基于全壽命周期成本—收益理論，建立基于分布式光伏發電的發配售系統綜合效益分析系統動力學模型，以某項目為例，動態仿真模擬發配售系統運行的綜合收入和綜合成本，定量分析運營期內關鍵動態變量及參數變化對系統綜合效益的影響。

1 發配售系統特征

1.1 發配售系統的業務模式

發配售系統是指將發電、配電、售電業務均集中于增量配電區域，通過區域內分布式電源發電與增量配電網向上級公共電網購電，為用能單位提供靈活可靠的能源供應方式。運營者可對區域內的能源資源進行綜合調度控制：在能源資源側，協調分布式電源出力和向上級電網購電計劃；在用戶負荷側，引入合同能源管理及需求側響應服務，降低區域內用戶整體用能成本，提升發配售系統運營者綜合效益。發配售系統劃分為4種業務模式，如圖1所示。

圖1 增量配電區域業務模式Fig.1 Business model of incremental distribution area

近年來，我國分布式光伏發展不斷提速，如2019年分布式光伏發電裝機容量同比增長24.2%；分布式光伏發電新增裝機容量同比增長41.3%，比集中式高64.2%[7]。成本的持續下降為分布式光伏開發帶來了新動能，涌現出如物流及產業園區、建筑屋頂等應用場景；同時，越來越多的分布式光伏加入市場化交易，通過與大用戶直接交易、與儲能及電動汽車充換電系統結合等商業模式，推進了分布式光伏發展，基于分布式光伏發電的發配售系統已具備較成熟的發展條件。

1.2 發配售系統的運營特征

發配售系統綜合具有以下3個運營特征。

(1)分布式電源發配售一體化系統能夠充分發揮其裝機容量較小、建設周期較短等特點，避免大型發電站投資周期長和資金需求大的風險[8]。

(2)發配售一體化系統可為用戶提供節能、配網運維等多種配套服務，可通過合同能源管理等服務模式提升用戶的能效管理水平[9]，降低用戶用能成本；可為大型電力用戶提供內部配電網絡的更新、改造及日常維護等業務[10]。

(3)發配售一體化模式運營分布式電源業務能夠通過對區域和全網負荷的協同優化模擬，制定更加科學的配電網建設方案，節省配電設施投入，節約電網改造成本，降低分布式電源接入給電網帶來的不利影響[11]。

2 發配售系統綜合效益測算模型

2.1 發配售系統綜合效益的成本和收入要素

分布式光伏發電的發配售系統主要由分布式光伏子系統與增量配電網子系統構成，運用全壽命周期成本—收益模型對子系統進行分析，得到影響發配售系統綜合效益的成本和收入要素(圖2)。

圖2 光伏發電的發配售系統綜合效益要素構成Fig.2 Composition of comprehensive benefit elements of photovoltaic power generation and distribution system

凈現值法能夠全面考慮投資期內資金時間價值及全部現金流，且能夠通過調整貼現率以適用于不同風險程度項目的投資決策，故采用凈現值法對分布式電源發配售系統的綜合經濟效益進行分析[12-16]，計算分別如式(1)—式(3)：

BCE=ICE-CTC

(1)

ICE=IEG+IDPS+ISE+IES

(2)

CTC=CDP+CDN+CES

(3)

其中，綜合收入(ICE)包括上網收入(IEG)、電量補貼收入(IDPS)、節約電費收入(ISE)、售電收入(IES)4個部分；綜合成本(CTC)包括分布式光伏年總成本(CDP)、增量配電網年總成本(CDN)、向上級公共電網購電成本(CES)3個部分；綜合效益(BCE)為綜合收入(ICE)與綜合成本(CTC)之差。

2.2 系統動力學模型構建

運用系統動力學(System Dynamics，SD)模型以正負反饋回路描述因果關系[17]，可以明確反映各要素間的相互關系，有助于深入剖析各因素的影響機制。通過改變輸入的因素即可系統直觀地觀察其對子系統及系統整體經濟效益的影響。為反映各影響因素的正負變化對系統綜合效益的影響，本文根據分布式光伏子系統和增量配電網子系統的綜合效益變量關系構建分布式光伏的發配售系統綜合效益分析流圖，如圖3所示。由圖3可看出各變量與發配售系統綜合效益之間的相互影響關系，以分布式光伏子系統為例，當分布式光伏容量提高時，建設投資增加，導致光伏發電年折舊費用升高，進而造成光伏年度總成本費用增加；同時，分布式光伏容量的提高會提升年發電量，進而減少向上級公共電網購電量，影響系統綜合效益。系統動力學模型中的主要變量的計算公式見表1。

表1 發配售系統綜合效益系統動力學模型重要變量設置Tab.1 Important variable setting of comprehensive benefits of GDSS system dynamics model

圖3 發配售系統綜合效益分析流圖Fig.3 Flow chart of comprehensive benefit analysis of distribution system

3 案例分析

3.1 項目概況

K市地處我國西南，屬光照資源二類地區，年太陽總輻射量為1 450 kWh/(m2·a)。H綜合能源服務公司是某民營企業成立的獨資配售電公司，經報備審批擁有K市工業園區增量配電網獨立經營權，公司在該市某工業園區內建設基于分布式光伏發電

的發配售系統，園區內分布式光伏裝機總容量10 MVA，光伏設備設置2個接入點，每個接入點為5 MVA并安裝在用戶側，采用“自發自用、余電上網”模式，自用比例為80%；園區內有110/10 kV變電站1座及10 kV配套線路，10 kV線路承擔園區內所有電力負荷的供電工作。園區內電力負荷主要以機電配件制造、化工醫藥、機械制造等大工業用戶為主(不考慮一般工商業及居民用電負荷)，日負荷曲線較均衡，無日夜負荷波動情況，初始負荷容量為40 MVA，年平均負荷利用率為65%，年負荷增長速率為2%。

110 kV變電站及園區內10 kV配套線路工程建設總投資4 200萬元，建設期貸款利息130萬元，年運維費用約220萬元。增量配電網及分布式光伏項目運營期均為30年，殘值率5%，貸款利率5%，貸款比例60%，還款年限20年。用戶用電價格包含上網電價或市場交易電價、省級輸配電價(含線損費用)、政府性基金及附加費用以及配售電公司利潤，大工業用戶實行2部制電價，另外收取基本電費，即容量費或需量費，基本電費由電網企業收取[18]，本文發配售系統綜合效益計算中不考慮基本電費。其中，省級輸配電價和政府性基金及附加費用按表2計取。節約電費收入單價按表2中大工業用電分類中1～10 kV電度電價記取，即0.435 225元/kWh。

表2 某省電網公司銷售電價、輸配電價Tab.2 Power sales prices and power transmission and distribution prices of a provincial power grid enterprise

參照同行業標準，2019年我國光伏設備初始投資成本約為0.42萬元/kW。運維成本為0.04～0.07元/(W·a)[19]，此處取0.055元/(W·a)。光伏二類資源地區上網標桿電價為0.4元/kWh，補貼為0.05元/kWh[20]。光伏電池組件的各年光電轉換效率設置見表3，第11年后每年0.7%。

表3 分布式光伏各年光電轉換系數Tab.3 Annual photoelectric conversion coefficient of distributed photovoltaic

3.2 發配售系統綜合效益測度

設置仿真步長為1年，仿真時間30年，折現率為8%，將案例概況代入系統動力學模型進行仿真模擬，結果如圖4所示。發配售系統綜合效益隨經營期呈上升趨勢，綜合收入與綜合成本曲線隨經營期逐漸下降，綜合收入曲線下降速率大于綜合成本下降速率。在經營期第7年至第8年，累計動態綜合效益為0，動態投資回收期為7.53年，凈現值為12 577.47萬元。

圖4 綜合效益(累計值)、收入、成本現值曲線Fig.4 Curves of PV of comprehensive benefits (cumulative value)，income and cost

為研究綜合成本與綜合收入曲線變化速率關系，對發配售系統中綜合成本與綜合收入各要素占比進行分析，見表4。由表4可知，購售電成本與收入對系統綜合效益影響較大，向上級電網購電成本在綜合成本中的占比從期初的90.742%上升至期末的96.234%，售電收入在綜合收入中的占比從期初的94.438%增長到期末的97.624%。結合表1重要變量設置，購售電環節綜合效益主要受各電壓輸配電價影響。

表4 各要素組成占比統計Tab.4 Statistics of proportion of each element

綜合成本各要素占比中，光伏與增量配網年度成本費用中的利息費用隨著運營期不斷降低，總成本費用不斷降低；隨著區域負荷增長，配電網運營商向上級公共電網購電的成本不斷升高。綜合收入各要素占比中，上網收入、電價補貼收入、節約用電收入均與分布式光伏發電量呈正相關關系，但分布式光伏發電量因組件光電轉換效率的衰減不斷降低，故隨著運營期分布式光伏子系統的收入不斷減少；而增量配電網中負荷隨運營期不斷增長，所以售電收入占比不斷提高。

3.3 綜合效益敏感性分析

3.3.1 輸配電價變化對綜合效益的影響

通過3.2綜合效益數據測度結果分析可知，輸配電價定價對發配售系統綜合效益影響較大。根據發改委《關于制定地方電網和增量配電網配電價格的指導意見》：用戶承擔的配電網配電價格與上一級電網輸配電價之和不得高于其直接接入相同電壓等級對應的現行省級電網輸配電價，參照上述案例中某省輸配電價表，10 kV側輸配電價不得超過0.145 9元/kWh，設置不同場景對輸配電價進行敏感性分析。除前文提到的基準場景(輸配電價為0.145 9元/kWh)外，分別設置10 kV側輸配電價為0.115 9、0.125 9、0.135 9元/kWh，保持其他參數不變，敏感性分析比較結果如圖5所示。

圖5 輸配電價敏感性分析綜合效益Fig.5 Comprehensive benefits map of sensitivity analysis of power transmission and distribution price

根據測量結果，10 kV側輸配電價為0.115 9、0.125 9、0.135 9、0.145 9元/kWh(基準場景)時，計算項目凈現值分別為2 068.75、5 571.66、9 074.57、12 577.47萬元。根據仿真結果分析，在其他變量保持不變的情況下，輸配電價降低導致發配售系統凈現值降低、動態投資回收期增加，不利于發配售項目建設投資的回收及經濟運營。因此，在輸配電價較高的如北京、上海等發達城市開發運營基于分布式電源的發配售系統具有更好的經濟效益。

3.3.2 負荷增長速率變化對綜合效益的影響

通過案例分析結果，園區負荷容量影響分布式電源裝機容量上限，且隨著增量配電網中負荷的增長，運營商向上級公共電網購電量不斷增加，影響購售電收入，進而影響發配售系統的綜合效益。分別設置負荷增長速率為1%、3%、5%三種情形，保持其他參數不變，將模擬運行結果與基準場景(負荷增長速率為2%)的綜合效益進行對比，模擬增量配電區域不同負荷增長速率下發配售系統綜合效益的變化趨勢。敏感性分析比較結果如圖6所示。

圖6 負荷增長速率敏感性分析綜合效益Fig.6 Comprehensive benefits map of sensitivity analysis of load growth rate

根據測量結果可知，負荷增長速率為1%、2%(基準場景)、3%、5%時，項目凈現值分別為10 241.22、12 577.47、15 307.38、22 280.65萬元。根據上述仿真結果分析，在其他變量保持不變的情況下，負荷增長速率加快導致發配售系統凈現值增加、動態投資回收期縮短；負荷增長速率的加快對動態投資回收期的影響較小，但能顯著增加發配售系統凈現值。因此，發配售系統運營商需充分考慮區域內負荷增長速率，綜合衡量影響負荷增長速率的地方政府招商引資政策、用電電價、資源環境、交通環境等因素，為發配售系統綜合效益的實現做好前期規劃。

3.3.3 輸配電價與負荷增長速率敏感度比較

通過上文綜合效益測度及敏感性分析可知，輸配電價定價低、負荷增長速率慢均會對發配售系統綜合效益造成不利影響。對輸配電價與負荷增長速率的敏感性系數進行分析比較，見表5。

表5 輸配電價與負荷增長速率變化敏感性系數分析Tab.5 Analysis of sensitivity coefficient of power transmission and distribution price and load growth rate

由表5可知，輸配電價敏感性系數為4.06，負荷增長速率敏感性系數為0.41。敏感性系數的變化趨勢如圖7所示。由圖7可知，輸配電價與負荷增長速率同比例變化時，輸配電價更敏感。考慮到基準場景中的輸配電價為上限值，即實際情況中不存在輸配電價變化+10%或+20%的場景，所以發配售系統中輸配電價因素的變化空間有限。反之，負荷增長速率因素的敏感性系數雖較小，但因其變化幅度不受政策限制，故負荷增長速率變化對發配售系統綜合效益的影響更為直觀顯著。

圖7 輸配電價與負荷增長速率敏感性系數變化Fig.7 Change graph of sensitivity coefficient of power transmission and distribution price and load growth rate

從以上研究結果看，購售電環節的收益在發配售系統綜合效益中所占比重隨運營期增加不斷升高，輸配電價和負荷增長速率是影響系統綜合效益的關鍵因素，且二者變化對系統綜合效益帶來不同影響。其中，輸配電價受政策影響只能向下調整，而負荷增長速率的發展空間大，負荷增長可提升發配售系統綜合效益。

發配售系統運營商應該充分考慮輸配電價和負荷增長速率間的相互關系，在項目運營初期，應配合當地政府適當降低輸配電價，吸引更多負荷入駐，提高負荷增長率；在項目運營發展期，可以適當提高輸配電價，提升發配售系統綜合效益；在項目運營穩定期，可充分利用發配售一體化運營優勢，通過提高服務質量、開拓新的能源服務模式等手段持續吸引負荷入駐，建立安全可靠、經濟高效的能源供應系統。

4 結論

發配售系統綜合效益影響因素眾多且在項目生命周期內動態變化，為分析發配售系統整體綜合效益，根據成本—收益構成要素的關系，利用系統動力學方法構建了基于分布式電源的發配售綜合效益分析模型。以某項目為例，分析項目綜合效益以及購售電環節的關鍵參數變化影響。研究表明，購售電環節對發配售系統綜合效益影響較大，輸配電定價受政策影響無法超過其定價上限值限制了綜合效益。同時，負荷增長速率對系統綜合效益也有較大影響，項目啟動前需充分做好前期工作并了解當地環境，以免造成項目運營后因負荷增長速率過低導致項目收益率下降。

本文提出的基于系統動力學的發配售系統綜合效益評價方法，可以反映含有分布式電源的發配售系統綜合效益測度，用于關鍵參數的敏感性分析，具有計算簡便、結果清晰等優點，為發配售系統綜合效益評價提供了一種適用方法，具有良好的推廣應用價值。