【精彩论文】源-荷应用场景下储热式电锅炉投资经济性分析

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源-荷应用场景下储热式电锅炉投资经济性分析

许彦平, 施浩波, 秦晓辉, 赵明欣, 白婕, 丁保迪

（中国电力科学研究院有限公司，北京 100192）

摘要：储热式电锅炉是一种电-热转换设备，可应用在电力系统的源、荷两侧，提升系统灵活性。为分析储热式电锅炉投资经济性，首先，基于储热式电锅炉在源-荷场景下运行模式的差异，构建不同场景下储热式电锅炉运行约束模型，分析不同模式下投资主体经济效益和社会综合效益构成；其次，基于时序生产模拟，以年度经济效益最大为目标，建立储热式电锅炉投资主体经济效益优化模型；最后，基于净现值法分析评估储热式电采暖投资主体的投资经济性，并以“三北”地区某省级电网开展实例分析，依据东北电力辅助服务市场运营规则测算，结果表明：不同应用模式均具有明显社会综合效益，热电厂投资模式的盈利能力最强，风电场投资模式和荷侧独立主体投资模式经济上不可持续，需要调整相应的市场运营策略。

引文信息

许彦平, 施浩波, 秦晓辉, 等. 源-荷应用场景下储热式电锅炉投资经济性分析[J]. 中国电力, 2023, 56(2): 123-132.

XU Yanping, SHI Haobo, QIN Xiaohui, et al. Analysis of investment economy of electric boilers with thermal storage in source-load application scenarios[J]. Electric Power, 2023, 56(2): 123-132.

引言构建新型电力系统是推动能源清洁转型的关键，重点在于促进“能源清洁化”和“终端电气化”^[1-2]，据文献[3-4]预测，未来30年，能源清洁化率将加速提升，预计2060年将达到80%~87%。电能占终端能源消费比重持续提升，预计2060年将达到62%~70%。储热式电锅炉作为多能耦合和电-热转换的常用设备，在电源侧可以作为热电联产机组灵活性改造技术，提升火电机组调节能力，促进新能源消纳；在消费终端是建筑、工业等领域用于电采暖供热实施电能替代的关键技术，增加系统柔性负荷，提升系统灵活性。因此，在新型电力系统构建过程中，储热式电锅炉在中国特别是在“三北”地区具有较大的发展潜力和应用前景^[5]。随着新能源跨越式发展，新能源装机高增长将带来大规模消纳需求^[6-7]，调峰等电力辅助服务需求也将日益增强。自2014年中国首个电力辅助调峰服务市场正式启动^[8-9]，储热式电锅炉作为提升系统灵活性调节的重要手段之一，在技术创新、运营模式等方面均开展了多样化探索与实践，国内外大部分研究主要集中在最优容量规划和运行策略分析方面^[10-13]。近几年来，国内也逐渐兴起了有关储热式电锅炉的经济性研究，但均是基于储热式电锅炉单一应用场景开展经济效益分析，文献[14-15]从源侧热电厂角度考虑配置电锅炉松弛“以热定电”约束，并分析国民经济性和潜在社会效益。文献[16]从源侧风电场角度研究储热式电采暖不同运行方式下各方经济主体利益与碳排放情况。文献[17]从消费终端角度研究并对比了蓄热式电锅炉、空气热泵等清洁供暖电能替代方案的供暖成本，但未从电力系统层面计及清洁供暖方案对系统运行及新能源消纳的影响。

投资经济性是技术应用及推广的根本驱动力^[18]，在电力供需和新能源规模化发展的新形势下，有必要开展储热式电锅炉在不同应用场景下投资经济性对比分析研究，文献[19]考虑了不同蓄热式电采暖应用场景，开展了计及辅助服务的消纳风电供热经济性分析研究，但未从统一边界角度来分析储热式电锅炉在不同场景下投资经济性和社会效益，相关结果及结论在同一维度不具有对比性。鉴于此，本文综合考虑储热式电锅炉在源、荷侧的不同应用场景，从投资主体角度将储热式电锅炉投资模式分为热电厂投资模式、风电场投资模式和独立主体投资模式，基于时序生产模拟建立不同投资模式下储热电采暖电热投资主体年度经济效益优化模型，并以“三北”地区某省级电网为例，计及现行辅助服务交易机制，开展不同运营模式下投资主体盈利水平和投资经济性对比分析。在此基础上，针对经济不可持续投资模式，考虑采用补充运营策略实现投资主体盈利的可行性，为储热式电锅炉参与市场交易模式及新型电力系统电力辅助服务交易机制的合理设计提供参考和依据。

1  不同场景下储热式电锅炉运行约束模型1.1  储热式电锅炉的应用场景

图1为储热式电锅炉应用场景，根据电力系统和热力系统的耦合关系，储热式电锅炉可应用在电源测（①热电联产机组和②风电场）和负荷侧（③电供热）来参与电力系统运行^[20]，提升系统运行的灵活性。

图1  储热式电锅炉的应用位置

Fig.1  Application positions of electric boilers with thermal storage

1.2  储热式电锅炉运行模型

储热式电锅炉主要包含电换热、换热器以及储热装置，在电锅炉中引入了储热罐，提高供热系统的储热时间，其运行模型为

式中：为储热式电锅炉直接上网热功率；分别为储热罐输入和输出热功率；为电锅炉消耗的电功率； η_hb 为电热转换效率； ΔT 为时间间隔；为储热罐时刻t储热量；为储热式电采暖电换热装置装机容量；为储热式电采暖储热装置中换热器容量；分别为储热罐储热量上、下限。1.3  源侧应用场景下运行约束建模1.3.1  热电厂配置场景储热式电锅炉配置在热电厂内，如图1中的位置①，储热式电锅炉使用热电厂发电进行制热，并与热电厂同时承担用户热负荷需求，不考虑供热管网输热损耗及输热延时，其模型为式中：为热电联产机组时刻t向储热式电锅炉的供电功率；为热电联产机组时刻t供热功率；为时刻t的用户侧热负荷需求。储热式电锅炉可增加热电厂的调峰量，调峰增量^[21]为式中：为时刻t储热式电锅炉间接能增加热电联产机组的调峰深度； c_m 为热电联产机组背压运行时电、热功率之间耦合系数。1.3.2  风电场配置场景风电场配置储热式电锅炉，替代燃煤锅炉供热，如图1中的位置②。储热式电采暖优先采用弃电制热，但弃电不足时则采用网电进行制热，储热式电采暖独立承担用户热负荷需求，其模型为式中：为储热式电锅炉时刻 t 向电网购电功率；为储热式电锅炉时刻 t 使用的弃风功率。1.4  负荷侧应用配置场景运行约束建模在用户侧建设储热式电锅炉供热热力站对用户进行供暖，可替代燃煤锅炉供热或散煤燃烧供热，如图1中的位置③。储热式电采暖采用电网电制热，独立承担用户热负荷需求，其模型为2  不同模式下储热式电锅炉投资经济性建模

本文基于储热式电采暖的应用场景，将储热式电锅炉投资模式分为热电厂投资模式、风电场投资模式和独立主体投资模式。首先介绍储热式电锅炉的经济效益和社会综合效益通用模型，然后建立不同投资模式下的储热式电锅炉投资主体的经济效益模型和社会综合效益模型。经济效益主要通过项目带来的收入减去项目引起的成本计算；社会综合效益是在投资主体经济效益基础上进一步考虑储热式电采暖应用所带来的环境效益；环境效益包括节煤效益和节省污染物治理成本所带来的效益。

2.1  储热式电锅炉年度经济效益模型

储热式电锅炉的经济效益模型为

式中：R_hb,bo 为储热式电锅炉的年度经济效益； R_hb,gr 为年度供热收益； S_hb,tz 、 S_hb,rl 、 S_hb,yd 分别为储热式电锅炉的总投资建设成本、年度并网容量成本和年度用电成本； χ 为储热式电锅炉的全生命周期，年； ε 为总维护成本占总投资建设成本的比例； u_dcn 、 u_cr 分别为储热式电锅炉中电换热装置和储热装置的单位投资建设费用； T 为供暖期总时长； v_qdj 为电网容量电价；为储热式电锅炉用电电价，取值根据具体应用场景确定；为供热热价； ϑ_l,gr 为供热面积； v_bt 为单位供热面积的补贴价格。储热式电锅炉的社会综合效益模型为式中：R_hb,so 为储热式电锅炉的社会综合效益； R_hb,coal 为节煤效益； R_hb,hj 为环境效益； ΔC_coal 为减少热电厂发电或者替代燃煤锅炉供热所节省的耗煤量； v_coal 为煤价； ΔH_hb,sum为热电厂减少发电量或者替代燃煤锅炉的供热量；分别为单位发电量或供热量的CO₂、SO₂、NO_x和烟尘的排放量；分别为CO₂、SO₂、NO_x和烟尘治理的单位成本。2.2  考虑不同场景下投资主体年度经济效益模型

根据东北调峰辅助服务市场规则^[22]，在电源侧，热电厂配置储热式电锅炉可在一定程度上松弛热电联产机组“以热定电”耦合约束，提升热电联产机组运行灵活性，可在深度调峰交易中抵减机组发电出力进行费用计算及补偿；在新能源场站侧的应用，可以优先利用新能源弃电制热储热，并向用户供热，解决新能源弃电问题，根据目前实际情况，弃风供暖项目享有大工业用户低谷电价优惠以及按照供热面积对蓄热式电锅炉投资主体给予补助，不直接参与市场交易；在用户侧应用，可以在电网低谷用电时段，为电网提供调峰服务，参与可中断负荷调峰交易，并享受一定供暖补贴。不同投资模式下成本和收益构成可如表1所示。

表1  不同投资模式下收益及成本项分析

Table 1  Analysis of income and cost items under different investment modes

2.2.1  热电厂投资模式年度经济效益模型

在热电厂投资模式下，储热式电锅炉使用热电厂厂用电进行制热，同时不需要电网配套供电，节省了用电成本以及容量占用费成本，热电厂上网电量及售电收入减少，不享受政府的供暖补贴，但能获得相应的实时深度调峰补偿。热电厂投资主体经济效益 R_hb1,bo 为

式中： R_CHP,tf 为热电厂年度深度调峰收益； S_CHP,tf 为热电厂年度深度调峰成本。储热式电锅炉年度经济效益 R_hb,bo 中的年度容量成本 S_hb,rl 和年度用电成本 S_hb,yd 为0，供热收益 R_hb,gr 中的供暖补贴为0。热电厂年度调峰收益为式中：为时刻 t 调峰收益；为时刻 t 热电联产机组配置储热式电锅炉后的等效负荷率； C_CHP 为热电机组的装机容量；为时刻 t 热电联产机组出力； v_tf,1 为第1档调峰价格； v_tf,2 为第2档调峰价格。热电厂年度调峰成本为式中： v_CHP,grid 为热电厂上网电价；为时刻 t 风电新增的上网电量。热电厂投资社会综合效益 R_hb1,so 为在热电厂投资模式下，由于热电厂深度调峰减少了机组的发电量以及相应的发电煤耗量，且储热式电锅炉用电又增加了热电厂发电和煤耗，综合来说，热电厂投资模式中的热电厂减少发电量 ΔH_hb,sum 和节省的煤耗量 ΔC_coal 为式中： γ_fd 为发电煤耗系数，表示单位发电量的煤耗量。2.2.2  风电场投资模式年度经济效益模型在风电场投资模式下，风电场通过增加风电场上网电量收入和大工业用户电价低谷电价来弥补和减少热力站投资及运行成本。风电场投资模式投资主体经济效益 R_hb2,bo 为式中： R_w,sw 为新增风电上网收益。其中，经济效益 R_hb,bo 中的用电收益 S_hb,yd 与电锅炉用电的成分和电价相关。式中： v_w,grid 为风电上网电价； v_qw 为弃风利用成本价格，可默认为0；为电锅炉使用风电场的弃电功率；为电锅炉使用电网功率；为大工业用户的峰谷平电价。风电场投资模式社会综合效益 R_hb2,so 为其中，替代燃煤锅炉供热的供热量 ΔH_hb,sum 和相应的节煤量 ΔC_coal 分别为式中： γ 为燃煤锅炉单位供热耗煤量。2.2.3  独立主体投资模式年度经济效益模型在独立主体投资模式下，储热式电锅炉不参与风电场或者热电厂的联合运行，只参与可中断负荷调峰，获得相应的供热和调峰收益。独立主体投资经济效益 R_hb3,bo 为式中： R_kzd 为储热式电锅炉参与可中断负荷调峰交易电量； Q_kzd 为可中断负荷调峰交易电量； v_kzd 为可中断交易电价。

独立主体投资的社会综合效益建模如式（31）~（33）所示。

3  不同模式下投资主体的年度经济效益优化模型

3.1  目标函数

基于时序生产模拟方法建立不同投资运营模式下投资主体的经济效益优化模型，目标函数为年度总经济效益最大，以热电厂投资模式为例，其目标函数可表示为

风电场投资和独立主体投资模式下的年度经济性效益 R_hb2.bo 、 R_hb3.bo 的建模分别如式（30）和式（36）所示。3.2  约束条件（1）储热式电采暖运行约束如式（1）~（6）所示。（2）功率平衡约束为式中：N为电网的分区数； N_w 、 N_pv 分别为风电场和光伏电站的总数量；N_G、N_L、N_hb分别为火电机组、负荷和储热式电锅炉总数量； L_t,n,i 为时刻t区域n和区域i之间的传输功率；分别为时刻t区域n内第i个风电场、光伏电站、火电机组、负荷和储热式电锅炉的功率；与具体投资模式相关，如式（7）（10）（12）所示。（3）火电机组约束。火电出力约束为式中：分别为区域n内火电机组i出力上、下限；为时刻t区域n内抽汽机组i的有功功率；分别为区域n内抽汽机组i出力上、下限；为区域n内抽汽机组i的热功率； c_e 、 d_e 为抽汽机组热-电耦合系数。火电机组爬坡约束为式中：分别为火电机组向上、下爬坡率。火电机组最小启停时间约束为式中：表示火电机组运行状态，为1时表示运行状态，为0时表示停机状态；k为仿真时间步长； t_on 、 t_off 分别为火电机组最小启机、停机时间；表示是否发出启机指令，为1时表示发出启机指令，为0时表示未发出启机指令；表示火电机组是否发出停机指令，为1时表示发出停机指令，为0时表示未发出停机指令。（4）热负荷约束与具体应用场景相关，如式（8）（11）（13）所示。（5）线路传输约束为式中：为线路传输断面限额。（6）旋转备用约束为式中： R_p 为正旋转备用容量。

上述模型为混合整数线性规划问题，可调用Cplex求解，通过优化求解可以得到不同投资模式下储热式电锅炉最优运行经济效益。

4  基于净现值法的储热式电采暖投资主体经济性分析评估

经济性分析评估是储热式电锅炉投资主体盈利能力分析的关键。本文选取净现值^[23]（net present value，NPV）分析方法，开展不同模式下投资储热式电锅炉的经济性分析，并选取净现值（NPV）V_NP、静态投资回收期T_P、内部收益率（IRR）R_IR和总投资收益率（ROI）R_OI作为投资主体的盈利能力评价指标，不同指标的计算公式如下。

式中： I_Ct 为t年项目现金流入量； O_Ct 为t年现金流出量； i_c 为电力行业基准收益率； n 为计算期（建设期+运营期）； T_F 为累计净现金流量首次为正或为零的年数； T_EBI 为项目正常年份的息税前利润或者运营期内年平均息税前利润； I_T 为总投资。计算出的财务净现值 V_NP⩾0 时，表示项目实施后可达到电力行业基准收益率水平，项目在财务上可行；当 V_NP＜0 时，表示项目实施后不能达到电力行业基准收益率水平，应当结合其他指标和该项目的具体情况判断项目是否可行；若 R_IR⩾i_c 时，可认为项目在财务上是可行的；若R_OI若高于电力行业的收益率参考值，表明盈利能力满足要求。

社会综合效益评估与上述投资主体投资经济性分析一致，以经济净现值（ENPV）、静态投资回收期（ET）T_P以及经济内部收益率（EIRR）作为社会综合效益的评价指标，计算过程参考式（49）~（52），不再赘述。

5  算例分析5.1  仿真算例

以中国某一实际省级电网为例，选取一居民区热负荷需求为研究对象，优化分析储热式电锅炉在不同模式下储热式电采暖的投资经济效益，使得投资主体年度总效益最大，并以此开展储热投资主体经济性分析评估。所分析省级电网的风电装机5 500 MW，光伏装机2 400 MW，火电机组容量15 340 MW，其中，抽汽机组容量14 140 MW；储热式电锅炉最大制热能力为270 MW，最大储热容量为770 MW·h，电锅炉单位投资成本约为70万元/MW，储热罐单位投资成本约为1.5万元/(MW·h)；储热式电锅炉电网容量费按照该电网实际定价收取，约为22元/(kW·月)；假设所研究居民区供热需求每时段为一定值，约为60 MW/h；供暖期为每年10月25日到次年的4月10日；热电厂投资模式下，与储热式电锅炉联合运行的热电联产机组装机容量为1 000 MW；风电场投资模式下，假设储热式电锅炉为投资主体为全网风电场，弃风供暖项目享受大工业用户峰谷平电价，如表2所示；火电机组平均煤耗量按照312 kg/(MW·h)考虑；二氧化硫、氮氧化物和烟尘的单位治理成本取2006年发布的《中国环境经济核算技术指南》中的数据进行计算，分别为1.35元/kg、3.03元/kg和0.14元/kg；二氧化碳的单位环境成本按照中国环保部于2010年提出2020 年时征收碳税50元/t计算。配置储热式电锅炉之前该省电网的原始弃风曲线如图2所示。

表2  大工业用户电价

Table 2  Electricity prices for large industrial users

图2  年度弃风曲线

Fig.2  Annual wind curtailment

5.2  仿真结果及分析5.2.1  投资主体盈利水平和社会综合效益对比分析

分析不同模式下投资主体盈利水平和社会综合效益，如表3所示。结果显示，热电厂投资模式投资主体的盈利性最强，财务净现值（FNPV）为3.9亿元，内部收益率（FIRR）为26.1%，静态回收年限（T_P）6.4年，投资回报率（ROI）为26.42%，进一步考虑节煤环保效益，经济净现值（ENPV）为4.32亿元，静态回收年限（T_P）为6.2年，经济内部收益率（EIRR）为27.87%；风电场投资模式下盈利水平较低，净现值为–0.69亿元，20年内部收益率为0.65%，投资回报率为5.55%，该投资模式下的投资主体的成本基本不可回收。但进一步考虑社会综合效益，20年运营期内的经济净现值3.95亿元，静态回收周期为6.3年，经济内部收益率为27%。在独立主体投资模式下投资主体财务净现值为–2.88亿元，投资回报率为–1.99%，进一步考虑社会综合效益，静态回收周期为8.1年，经济内部收益率为19%。

表3  投资主体盈利水平和社会综合效益对比分析

Table 3  Comparative analysis of profitability levels and comprehensive social benefits of investment entities

综上所述，在该省当前政策和市场规则下，热电厂投资模式的盈利性最强，风电场投资模式下盈利水平较低，独立主体投资模式在经济上均不可行。但所有投资模式均具有显著的社会综合效益，风电场和独立主体投资模式所降低的大气污染物排放量要明显高于热电厂投资模式。5.2.2  改变运营策略，投资主体的盈利可行性分析在5.2.1节投资主体盈利水平分析的基础上，改变储热式电锅炉运营策略，增加投资主体的年度收益，以此分析风电场和独立主体投资模式下投资主体实现盈利的可能性。

目前在风电场投资模式下，风电场作为投资主体仅享受大工业用户峰谷平电价，若进一步考虑参与可中断负荷调峰交易，此时投资回收期约为14年，20年内部收益率11%（大于电力行业基准盈利收益率8%），投资主体在20年内可实现成本回收，如图3所示。

图3  风电场投资模式-参与可中断负荷收益

Fig.3  Income of participation in interruptible loads under investment mode of wind farms

独立主体投资模式下，考虑提高辅助服务补偿价格和免除征收容量费措施，分析投资主体的盈利性，若仅提高辅助服务补偿价格，投资主体回收年限的变化曲线如图4所示，从图4中可以看出，辅助服务补偿价格逐步提升时，投资主体的经济性逐渐凸显，当辅助服务补偿价格从200元/(MW·h)提升至460元/(MW·h)时，投资主体的成本回收期约为10年，内部收益率约为8%。若进一步考虑免征收容量费时，辅助服务补偿价格提升至260元/(MW·h)时即可实现8%内部收益率。

图4  不免征容量费、提高补偿价格时成本回收年限

Fig.4  Cost payback period when capacity payment is not exempted and compensation price is raised

5.2.3  投资主体盈利水平与电网弃电水平之间的关系分析

进一步研究全网限电率与投资主体盈利水平之间的关系。以独立主体投资模式为例，在5.2.2节中考虑免容量费、辅助服务补偿价格为260元/(MW·h)的算例为例，分析不同弃电水平下投资主体的盈利水平，结果如图5所示，从图5中可以看出，供暖期新能源弃电率不低于14%时，投资主体可实现盈利；若进一步考虑社会综合效益，按储热式电锅炉配置运行产生的节煤和环境效益按照1∶1的比例给予投资主体一定补贴，当供暖期弃电率为8%时，投资主体可在运营期内（20年）实现8%的电力行业基准盈利。

图5  不同弃电水平下独立主体投资盈利分析

Fig.5  Investment and profitability analysis of independent investment entities under different power curtailment levels

6  结论针对储热式电锅炉在源/荷不同场景下投资经济性问题，本文从不同投资模式下储热式电锅炉的运营特点、经济效益建模及优化、投资经济性分析评估等方面开展了研究分析，以投资主体年度经济效益最大为目标，建立储热式电锅炉在不同模式下投资主体年度经济效益的时序模拟优化模型，优化计算得到投资主体的年度经济收益和年度成本支出，并以此为基础，基于净现值法，分析投资主体投资经济性，并以东北某一省级电网为例进行实例分析，得出了以下结论。（1）按照东北电力辅助服务市场运营规则，热电厂投资模式的盈利性最强，风电场投资模式下盈利水平较低，运营期内成本难以回收，独立主体投资模式在经济上不可行。若不改变当前市场规则，风电场投资模式和独立主体投资模式难以推广应用。（2）风电场投资模式和独立主体投资模式下，研究提升投资主体盈利能力的储热式电采暖运营策略。风电场投资模式，若进一步考虑储热式电采暖参与可中断负荷调峰交易，投资主体的成本回收期约为14年；独立主体投资模式下，若进一步考虑提高辅助服务补偿价格，在补偿价格从200元/(MW·h)提高至460元/(MW·h)，若进一步考虑免征收容量费，补偿价格从200元/(MW·h)提高至260元/(MW·h)时，投资主体的成本回收期约为10年。（3）所有投资模式均具有显著的社会综合效益，风电场和独立主体投资模式带来的降碳减排的社会综合效益要明显高于热电厂投资模式。且随着供暖期新能源弃电水平的提高，储热式电锅炉所带来的降碳减排的效益就越明显，在新型电力系统构建过程中，随着新能源进一步的快速发展，风电场投资模式和独立主体投资模式下经济性将会进一步凸显。目前，本文所述方法和研究成果可为调峰辅助服务设计完善、储热式电锅炉投资运营等提供依据和参考，但本文研究主要是基于当前辅助服务市场和储热式电采暖运营模式开展的投资经济性的分析，在今后的研究中须根据辅助市场机制的完善程度，进一步梳理储热式电锅炉投资主体经济效益和成本构成，完善相关结论。

（责任编辑　许晓艳）

作者介绍

许彦平（1989—），女，通信作者，硕士，高级工程师，从事电力系统规划与新能源生产模拟仿真技术研究，E-mail：[e-mail];

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施浩波（1977—），男，博士，高级工程师（教授级），从事电力系统规划与分析控制技术研究，E-mail：[e-mail].

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编辑：于静茹

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