綠色工業園區供能技術方案及經濟性分析

劉懷遠，陳逸琿，李嘉晨，宋福龍，陳正曦，余瀟瀟，吳 軍

（1.全球能源互聯網集團有限公司經濟技術研究院，北京 100031；2.武漢大學電氣與自動化學院，武漢 430072；3.北京電力經濟技術研究院有限公司，北京 100055）

0 引言

工業園區是我國經濟發展的重要載體，對全國經濟貢獻達30%以上，同時也占據全國約31%的碳排放量［1］，其高能耗、高排放的生產方式對園區的供能技術提出了嚴格要求。本文即結合當前的戰略方向，分析現有供能技術的應用情況和投資潛力，加快推動工業園區能源方式的轉型。

上世紀末，政府開始提出“多電源”和“多通道電源”以緩解電力供應不足等問題，各工業企業紛紛投建自備電廠［2］，該供電模式得到快速發展。截至2018年底，自備電廠裝機容量已占全國煤電總裝機的9.4%［3］。但隨著近幾年環保約束趨緊，四川、山東等地相繼對自備電廠征收交叉性補貼和政府性基金費用，碳捕集、利用與封存技術（carbon capture，utilization and storage，CCUS）也開始融入電廠以實現化石能源利用凈零排放［4］，進一步削弱了自備電廠的經濟優勢。

21世紀初，電力市場的深化改革拓寬了購電用戶參與市場的途徑，簡化了電網與大用戶之間的供電關系。配合電價機制等政策的引導，高耗能用戶的購電成本有效降低，并且可以享受電網的調頻、調壓服務［5－6］。大電網購電還可以為清潔能源提供良好的交易平臺，提升綠電在電力市場中的比重，有利于綠色能源形式的轉型［7］。但是近幾年的差別電價政策提高了電能成本，降低了大電網購電在高耗能產業應用中的經濟效益。

2020年9月，習近平總書記正式提出“雙碳”目標，黨的二十大報告中也強調了新型能源體系建設的重要性；歐盟等國先后出臺了碳關稅政策，鋼鐵、鋁等高碳產業面臨著出口關稅的經濟壓力［8］。我國作為全球最大的碳排放國家，亟需推進綠色供電方式的轉型，以清潔能源為主的微網系統得以快速發展。文獻［9］闡述了我國風、光分布特征，說明我國擁有微電網建設條件；印度多地建設了屋頂光伏系統補充發電［10］，歐洲REMOTE項目也利用氫儲能技術提高微網協調運行的能力［11］。高耗能產業通常占地面積廣，可利用資源多，文獻［12］即利用園區資源構建“源—網—荷—車—儲”系統，能夠提高微網運行靈活性，降低碳交易成本；文獻［13］在電力市場環境下，注重園區微網與主網的有效互動，降低了運營成本和不確定性。

綜合當前的主要供能技術，本文以蒙西地區某電解鋁產業為例，模擬自備電廠、大電網購電、孤島模式微電網、并網模式微電網4種模式下的園區運行特性，分別計算各方案在經濟性、可靠性和環境效益上的表現，為未來的園區投資者和建設者提供決策參考。

1 綠色工業園區供能技術

1.1 自備電廠運行模式

自備電廠即企業建立的能夠實現能量自發自用的電廠，主要通過燃燒煤炭或其他化石燃料來生產電能或熱能。該供能技術可以有效緩解園區的用電緊張，在發電成本上也具有一定的經濟優勢。其機組規劃通常采用“N＋1”備用原則。

自備電廠也存在一些問題：1）大量的污染排放；2）響應速度慢；3）電廠容量有限，可能會有切負荷；4）自備電廠的高度自治可能會影響電網制定售電計劃；5）可能存在違規建設的現象［2］。

當前，多地政府按自發自用電量向自備電廠征收政策性交叉補貼，部分地區還需繳納政府性基金和系統備用費。且在“雙碳”目標的推進下，自備電廠需要處理高碳排放問題，CCUS等設備的高額投資與運行費用提高了電廠的供電成本。因此以燃煤為主的自備電廠面臨著能源轉型的迫切要求。

1.2 向大電網購電模式

大電網購電是大用戶按照電價機制直接從電網購買電能的供能方式。21世紀初，電力市場的深化改革釋放了市場活力，電網公司向發電企業和用電大戶提供交易平臺促成互利關系，大用戶因此擁有了更多的選擇權。

當前大用戶從大電網購電主要是通過中長期交易市場，用戶可以先確定年度交易電量，再根據波動補充月度交易電量。若購電合同采取分時電價的方式，園區可以加設儲能設備引導用電情況的調整，進一步縮減購電成本。

大電網購電方式可以充分利用電網公司的調頻、調壓服務，保障高質量電能的輸送，并且有利于電力監管機構的垂直管理。大電網備用能力充足，能夠實時滿足高耗能園區的用電需求，各地區還可以根據實際裝機情況增加新能源消納比例［14］。但當前火電裝機比例高，送端的CCUS成本會以價格方式傳導至用電側。在節能減排的迫切要求下，電網公司也對8項高耗能產業執行差別電價政策，提高了購電成本。

1.3 微電網孤島運行模式

微電網是將區域內分散的發電單元組織起來形成的小型能源系統，具有區域性、靈活性等特點。微電網的規劃建設需要以穩定性較好的能源作為主要發電形式，其中太陽能、風能是覆蓋率最廣、能量最豐富的自然資源。但風、光過度依賴氣候條件，存在間歇性和波動性問題，因此孤島模式微電網通常加設儲能設備改善運行能力，或者利用多種能源間的互補關系增強供電的可靠性與連續性。孤島模式微電網結構見圖1。

圖1 孤島模式微電網結構

孤島模式微電網能夠有效解決偏遠地區的供電問題，改善當地居民的生活質量。高耗能產業園區通常全天處于高負荷運行狀態，部分時段會出現供電嚴重不足的情況。在節能減排的背景下，這種低排放供電模式具有發展前景，電動汽車、可中斷負荷、混合儲能等措施都能夠增強調度靈活性，緩解經濟效益不足的問題。

1.4 微電網并網運行模式

并網模式微電網通過公共連接點與大電網相連，可以位于電源側作為大型分布式電源，或靠近負荷側調整不平衡功率。如圖2所示，當大電網故障時，可以通過保護與解列操作，使微網退網進入孤島運行模式，保證區域內重要負荷的有效供電，等電網故障消除后再重新并入。

圖2 并網模式微電網運行模式

并網模式微電網有充足的備用能力，系統與主電網間的友好互動可以提高重要負荷的供電可靠性，改善用戶的用能水平。但是仍需要高額的投資成本，新能源供電的波動性也增加了企業與電網公司間的交易復雜度，微網在孤島／并網的切換過程中也可能引起電壓和頻率波動［15］。

2 綠色工業園區供能技術評估

本文的研究目的是對工業園區的主要供能技術進行經濟性分析。因此建立供能技術評價指標及其數學模型，以合理量化各供能方案在經濟性、可靠性和環境效益上的表現。

2.1 平準化度電成本

結合各項經濟因素建立供能技術成本分析體系，其結構如圖3所示。由于主要能量來源不同，各供能技術的設備情況存在差異。因此，本文于第3節中根據具體的成本費用建立了數學模型，以準確計算各方案的供能經濟性。

圖3 供能技術成本分析體系結構

本文以平準化度電成本作為經濟性評估標準，同時作為各供能技術仿真運行的優化目標。

式中：LOCE為平準化度電成本；I0為初始投資；Fn為第n年總成本費用；Dn為第n年系統折舊費用；Rn為第n年系統總運行成本；Vn為第n年稅費；Wn為第n年項目還本付息成本；Bn為第n年其他來源收入；C為項目殘值；RE為外部因素風險成本；An為第n年發電量；n為年份；N為項目全生命周期；r為基準折現率。

2.2 供電可靠率

供電可靠率是供能技術的可靠性評估標準，作為約束條件考慮進供能技術典型日運行的數學模型中。

式中：Reliability為供電可靠率；time＿cut為系統平均停電時間；sum＿time為統計期間時間。

2.3 日均碳排放量

日均碳排放量是供能技術的環境效益評估標準，主要包括自備電廠的火電機組燃煤排碳和電網側碳排放。該指標通過碳排放單價和CCUS運行成本折算進度電成本中的系統運行費用Rn。

式中：Carbon為日均碳排放量；sum＿emission為統計期間內的碳排放總量。

3 綠色工業園區供電經濟性算例分析

本文以內蒙古地區某電解鋁項目為研究對象。設該園區機組24 h運行，負荷波動小，年耗電量為2.1×109kW·h，日負荷功率最大值為260 MW，年產值100 kt電解鋁，其負荷歸一化功率曲線如圖4所示［16］。園區有優越的光伏、風電開發條件。設典型日儲能的初始能量為最大能量的1／2。

圖4 園區某日負荷歸一化功率曲線

3.1 自備電廠運行模式

結合園區的負荷情況，依據“N＋1”的規劃原則，以4臺火電機組組建自備電廠，保證系統在故障或檢修時有充分的備用能力。火電機組運行參數如表1所示，水平年選擇2022年。

表1 火電機組運行參數

園區在正常工作時，由機組1、機組2和機組3進行供電，總裝機容量300 MW。機組4作為備用機組，裝機容量為120 MW。

自備電廠數學模型：

式中：Cg，i、Ccoal，i、Cgop，i、Cglife，i分別為第i臺火電機組的總成本、發電煤耗成本、運行維護成本、投資成本；CCO2為處理碳排放的總成本，CCUS設備的CO2捕集率為90%，剩余部分需要支付額外的排放費用；Cgorn為按自發自用電量繳納的政策性交叉補貼，蒙西地區征收標準為0.01元／（kW·h）［17］；Cother為人工成本、用水成本等其他固定費用，自備電廠每年的固定成本約為系統總建設成本的2.5%；CCCUS、Cclife為CCUS設備的運行總成本、投資成本；cCO2為碳排放價單價，取50元／t；ccc為碳捕集單價，取100元／t［18］；ccs為碳存儲單價，取30元／t［19－20］；Qem為CO2排放量；Qcc為CO2捕集量；Qccs為CO2存儲量；ccoal為電煤價格，取1 200元／t［21］；Pg，i，t為第i臺火電機組在時刻t的出力；Δt為機組發電時間；cglife為火電機組單位容量投資成本，取3 500元／kW；Tglife為火電機組全壽命周期。

如圖5所示，自備電廠正常運行時各時段負荷需求均得到響應。園區建立300＋120 MW 的自備電廠需要14.7億元，燃煤機組的運行費用日均117.42萬元，總供給負荷5 807 MW·h。系統在該典型日排碳5 476 t，則電廠配置的CCUS設施年產能需達到2 000 kt，投資成本約為5.5億元［22］，日均運行成本為64.07萬元，還需要額外支付2.74萬元的碳排放費用。綜上所述，自備電廠的度電成本為0.492元／（kW·h）。

圖5 園區自備電廠運行情況

由數據可得，自備電廠由多臺火電機組配合運行，供電可靠，投資、運行成本低。但是自備電廠的供能形式較為單一，日均碳排放量大，造成嚴重污染，其減排費用使度電成本明顯增加。

3.2 向大電網購電模式

大電網購電除了考慮分時電價和容量電價外，根據全區62.44%的火電裝機占比［23］，園區還需支付供電產生的碳排放成本。蒙西地區的分時電價［24］如表2所示。

表2 分時電價

大電網供電與負荷需求保持實時平衡，按分時電價機制，園區在峰時購電1 008.61 MW·h，在平時購電2 646.21 MW·h，在谷時購電2 152.41 MW·h，則園區在典型日向大電網支付的購電成本為216.61萬元。根據內蒙古電網電價表，容量電費每月28元／kW，工業園區在大電網購電模式下的最大需量是260 MW，則每月需支付728萬元的容量電費，年均8 736萬元。

該典型日總供給負荷5 807 MW·h，其中火電發電3 626 MW·h，造成3 419 t碳排放，送端CCUS成本傳導至用戶側為40.14萬元，還需要1.72萬元的碳排放費用。綜上所述，大電網購電的度電成本為0.511元／（kW·h）。

由數據可得，向大電網購電的供電可靠率高，負荷需求能夠實時滿足，且園區不需要裝設額外的供電設備，節省了投資費用和占地面積。但是其度電成本相對較高，以火電為主的發電側仍有大量碳排放。

3.3 微電網孤島運行模式

電解鋁項目的生產園區擁有優質的光伏、風能資源，典型日發電的歸一化功率如圖6所示。

圖6 園區某日光伏、風電歸一化功率

本文為工業園區建立風、光、儲綠色微電網系統，其中風電裝機800 MW，光伏裝機200 MW，設置2 000 MW·h的磷酸鐵鋰電池，額定功率為260 MW［25］。

孤島模式微電網的數學模型為：

式中：Cpv、Cw為光伏、風電的運行成本；Cs為儲能成本；CIL為失負荷損失；cIL為失負荷損失單價，取8元／（kW·h）；PIL，t為時刻t的失負荷功率；CsE為儲能能量投資成本；Csop為儲能運維成本，通常年運維成本為儲能建設成本的2%；csE為儲能單位能量投資成本，取1 800元／（kW·h）［25］；Emaxs為儲能最大容量；Tslife為儲能全壽命周期；Ppv，t、Pw，t為光伏、風電在時刻t的消納功率；Ppv，max、Pw，max為光伏、風電裝機容量；cpvop為光伏單位電量運維成本，取0.025元／（kW·h）；cwop為風電單位電量運維成本，取0.045元／（kW·h）；cpvlife為光伏單位容量投資成本，取4 000元／kW；cwlife為風電單位容量投資成本，取5 000元／kW；Tpvlife、Twlife為光伏、風電的全壽命周期。

如圖7所示，風、光互補系統白天能量過剩、夜間供給不足，由儲能設備平抑發電波動，提高能源利用效率。孤島模式微電網的設備投資需84億元，其中儲能系統成本為36億元。

圖7 孤島模式微電網運行情況

光伏設備輸出1 478 MW·h，風電設備輸出4 628 MW·h；儲能設備放電1 273 MW·h，充電1 572 MW·h，由于儲能充放電過程存在轉換效率，因此放電電量小于充電電量。設備在運行過程中沒有污染排放，但是存在能源浪費，風能利用率為85.68%，且在特殊天氣下仍存在失負荷等故障風險。綜上所述，孤島模式微電網的度電成本為0.513元／（kW·h）。

由數據可得，孤島模式微電網基于風、光機組和儲能設備間的互補運行，運行成本低，幾乎沒有環境污染，但是需要高額的設備投資成本，綜合經濟性較差，并且風、光的波動性會造成能源浪費和可靠性問題。

3.4 微電網并網運行模式

并網模式微電網的風電裝機650 MW，光伏裝機125 MW，儲能設備的容量為1 200 MW·h，額定功率為200 MW，總投資成本為59.1億元。

并網模式微電網的數學模型：

式中：Cpur為大電網購電成本。

以并網模式微電網供電的園區系統運行情況如圖8所示。工業園區在并網模式微電網的供電模式下，最大需量為200 MW，每月需支付560萬元的容量電費，年均6 720萬元。工業園區在典型日向大電網購電894 MW·h，支付了30.37萬元的購電費用，并需要額外支付約6.18萬元的CCUS運行費用和0.26萬元的碳排放費用。系統內光伏設備供電924 MW·h，風電設備供電4 165 MW·h，風能利用率為94.90%；儲能設備在典型日放電746 MW·h，充電922 MW·h，日均充放電總量為1 668 MW·h。儲能在該調度過程中通過“削峰填谷”提高新能源消納率，通過“低充高放”降低電網購電成本，通過工作日“一充一放”延長使用壽命。綜上所述，并網模式微電網的度電成本為0.468元／（kW·h）。

圖8 并網模式微電網運行情況

由數據可得，并網模式微電網有大電網作為支撐，供電可靠性得到保障，高比例新能源的融入降低了運行成本，減少了污染排放，總體經濟效益最優。

如表3所示，在相同的供電可靠性水平下，自備電廠運行靈活，存在大量碳排放，需要額外的CCUS費用，而且交叉性補貼和基金費用削弱了電廠的經濟優勢。大電網購電供電穩定，可以提供調頻、調壓服務，適合對電能質量要求高的用電企業，并且能夠優化輸電網絡，節約建設用地，提升綠電在市場中的競爭力。孤島模式微電網具有最好的環境效益，在“雙碳”目標進一步推進、碳關稅成本持續上升的背景下，該供電模式具有投資潛力，但是存在失負荷風險，系統需要大量的儲能設備，一次投資成本高。并網模式微電網減少了設備投資費用和碳排放成本，兼顧環境效益和供電可靠性，發展前景好，但是分布式電源供電的不確定性會增加企業與電網交易的復雜度。

表3 供電技術經濟評價指標統計表

3.5 敏感性分析

當前國際碳中和戰略持續推動，我國的碳排放價格預計于2030年達到150元／t左右。CCUS、儲能等技術的成本會持續下降，預計到2030年，碳捕集、碳存儲的綜合成本會降低至100元／t左右，磷酸鐵鋰等電化學儲能的建設成本也會縮減至原先成本的60%。考慮到碳排放價格的提升，CCUS設備和儲能成本的下降，各供能技術的度電成本的發展趨勢如圖9所示。

圖9 供能技術敏感性分析曲線

敏感性分析結果如下：

1）CCUS成本的降低使高排放供能技術的度電成本呈下降趨勢。

2）碳排放價格的提升使自備電廠和大電網購電的度電成本有緩慢上升趨勢，因CCUS設備補集了約90%的碳，需要額外支付的碳排放費用有限，當碳捕集率進一步提高時，碳排放費用對度電成本的影響會繼續減弱。

3）儲能是對微電網影響程度最大的敏感因素，其建設成本的下降大幅改善了微電網的經濟效益，當儲能成本下降至80%左右時，孤島模式微電網的度電成本已經逼近了大電網購電；當儲能成本縮減至60%，并網模式微電網的度電成本將降低至0.382元／（kW·h）。并且在該背景下，大電網購電也可以采用儲能設備協調優化購電成本。

4 結論

經濟效益方面，自備電廠在碳排放成本影響下度電成本明顯增加，孤島模式微電網需要高額的一次投資成本，相比之下，含高比例新能源的并網模式微電網經濟性最優。

可靠性方面，有大電網作為支撐的供能技術表現最優，其中向大電網購電還能夠通過調頻、調壓保障電能質量，而孤島模式微電網由于可再生能源的波動性存在失負荷風險，可靠性較差。

環境效益方面，微電網以清潔能源為發電主體，推進了碳減排的工作進程，而以火電為主的供能技術排碳嚴重，并且會影響園區的經濟效益。

隨著節能減排政策的推動，大電網購電與自備電廠都不再具備優惠政策，甚至需要繳納懲罰費用。孤島模式微電網在高耗能工業園區的應用尚不成熟，存在高額的投資費用和可靠性問題。并網模式微電網是當前綜合效益相對最優的供能方式，既可以保障供電可靠性，又促進了分布式電源與電網的結合。

經敏感性分析，當前儲能技術和碳捕集技術正在高速發展，其應用成本將持續下降，且碳關稅等政策也在嚴格推進，這使得微電網技術將更加具備經濟優勢和發展潛力。因此，投資者需要綜合考慮發展趨勢，根據園區生產性能、經濟情況和實際條件，選擇最合適的供能技術。