雙碳背景下分布式光伏運營模式分析

王 花, 范麗佳, 蘇 斌, 范 苑, 葉遼羽, 李根勝, 張 騰

(1.中建四局第五建筑工程有限公司, 廣東 深圳 518052; 2.中建四局工程技術研究院, 廣州 510665;3.中建地產廣州有限公司, 廣州 510665)

作為世界上最大的二氧化碳生產國,中國近年來為走向低碳轉型作出了重大努力。2020年,中國向世界作出宏偉承諾,努力實現“2030年前碳峰值,2060年前碳中和”,并提出“十四五”期間推進電力系統清潔低碳轉型[1]。2022年3月,國際可再生能源機構(IRENA)發布的《World Energy Transitions Outlook 2022:1.5 ℃ Pathway》表明,全球升溫控制在1.5 ℃以內的情景下,2030年全球光伏發電累計裝機容量將接近5 221 GW,2050年將超過14 036 GW;2030年全球光伏發電量占總發電量的比例約為19%,2050年約為29%[2]。2023年前三季度,全國光伏新增裝機12 894萬kW,同比增長145%,其中集中式光伏6 180萬kW,分布式光伏6 714萬kW[3]。

隨著中國政府推動清潔能源的發展,集中式光伏發電(CPV)和分布式光伏發電(DPV)的光伏發電(PV)發展迅速[4]。由于CPV的高土地成本,使其開發受到了限制。然而,DPV因其具有較高的投資回報率和較低的風險,而成為利用太陽能的主要方式,其主要應用包括建筑附屬光伏(BAPV)、建筑綜合光伏(BIPV)和廠址[5]。分布式光伏發電作為城市利用太陽能的重要途徑,中國政府也出臺了一系列政策,支持在法律、電價、并網標準、項目管理、資金支持等方面的分布式光伏的發展[6-8]。然而,投資的經濟效益和可持續性是能源綠色轉型的關鍵,因此分布式光伏不同運營模式的盈利能力比選對項目的投資建設具有重要意義。

1 分布式光伏運營模式

1.1 EPC運營模式

在工程總承包(engineering procurement construction,EPC)運營模式下,分布式光伏項目由產權所有人進行投資、建設和運營,目前主要包括自發自用余電上網模式、全額上網模式及自發自用+儲能模式[9]。

1.1.1 自發自用余電上網模式

“自發自用,余電上網”是分布式光伏發電的一種消納模式。即將分布式發電單元作為用戶自備電源,所發電量用戶優先自用,多余電量由電網企業收購,不足電量由電網企業提供。該種模式下,在屋頂分布式光伏發電系統并網點處和用戶與上級電網之間的公共連接點處分別設置計量表計,前者用于計量分布式光伏發電的發電電量,后者用于計量用戶的用電電量和分布式光伏發電反送上級電網電量,如圖1所示。自發自用余電上網模式中,用戶側主要通過光伏發電補貼收益、節省自發自用電量的電費及反送電量上網電價結算3種方式獲得收益。需要注意的是,余電上網對用戶側并網資質有嚴格的要求,目前無并網資質的用戶可通過防逆流裝置來實現自發自用余電不上網。

圖1 自發自用余電上網模式系統結構

1.1.2 全額上網模式

全額上網模式是以用戶側發電、電量全額上網且配電網系統平衡調節為特征的光伏消納模式。光伏電站產生的電力直接接入當地電網,電網企業采用先進技術優化電網運行管理,保障電力用戶安全用電,電費由電網企業結算,電力用戶根據產品目錄中的電價向電網企業支付電費。該模式與自發自用余電上網模式一樣涉及并網,因此需要涉及并網備案、項目設計審查及并網調試和驗收各個階段流程辦理及資料準備。所以分布式光伏供電主體的售電資格是前置條件也是必要條件。該運營模式投資方主要通過光伏發電補貼收益和全額上網電價結算兩方面獲得收益。

1.1.3 自發自用+儲能模式

由于可再生能源的間歇性和不穩定的特性或者項目不具備并網條件,在實際應用中會出現難以滿足電力負荷側需求的情況,因此在用戶側配置儲能電池儲能,可以提高系統可調度性,維持電壓與頻率穩定,保證持續供電。自發自用+儲能模式能夠科學地實現對可再生能源的高效利用,合理規劃與配置儲能用能容量,從電與熱兩方面綜合優化系統能量管理,匹配系統內發電單元與電熱負荷的峰谷特性,從而可以顯著提高新能源電力的消耗,實現削峰填谷,降低能源系統用能成本,同時確保電網系統的安全可靠運行。影響該運營模式的因素主要包括峰谷價差、市場調頻比以及儲能投資成本,但目前儲能建設成本居高不下是限制該模式快速發展的主要因素。該運營模式主要通過光伏發電補貼收益、光伏發電自用收益及儲能峰谷價差節省電費獲得收益。

1.2 合同能源管理運營模式

2009—2017年,中國政府實施了“金太陽示范項目”,將合同能源管理模式引入分布式光伏項目。該模式解決了大多數電力用戶沒有足夠資金投資光伏項目、沒有相應的技術和管理能力等問題,避免了光伏開發企業作為主要電源的銷售資質問題。合同能源管理模式是由第三方負責光伏發電系統投資、建設和運維的新型運營模式,光伏占用的屋面面積采用支付租金模式由第三方向產權所有者支付,光伏發電系統所發的電量可以全部銷售給國家電網,也可以全部銷售給用電企業,一般優先提供給合同方電力用戶[10]。在該運營模式下,第三方運營商按光伏總發電量來獲得補貼收益和售電收益,用戶主體則通過出租屋頂或地面資源的租金收益和第三方提供優惠電價獲取收益。

1.3 碳排放權交易運營模式

2021年2月1日,《碳排放權交易管理辦法(試行)》[11]和《碳排放權登記交易結算管理辦法(試行)》正式在全國范圍內試行,全國碳市場也同步上線。隨著全國性碳交易市場的上線、控排行業范圍的不斷擴大以及碳排配額的不斷收緊,更多企業將進入碳交易市場,碳排配額及國家核證自愿減排量(CCER)的價格也將持續上漲[12]。2020年,在我國率先實行碳交易試點的地區,CCER價格約30元/t,2021年的CCER價格已經達到41元/t,權威機構預測,2030年這一數字將上升到160元/t以上。碳排放權交易運營模式下每年可在正常的光伏收益外增加碳交易收入。并不是所有的可再生能源項目都可以認證CCER,它需要經過相關部門的審批,更為先進的光伏應用形式和更優質的光伏系統無疑將更容易通過審批。

2 案例研究

2.1 項目概況

選取花都混凝土預制(precast concrete,PC)構件廠項目作為工業廠區分布式光伏研究案例,光伏擬安裝在 PC 構件廠屋面,如圖2所示,建筑屋面形式為金屬屋面,PC構件生產車間屋面面積約為2.6萬m2,廠內變壓器容量1 600 kV·A。項目位于廣東省廣州市花都區,北緯23.35°,東經113.15°,海拔約8 m。根據瑞士Meteonorm氣象研究所的氣象數據,年均太陽輻射量為1 218 (kW·h)/m2。根據《太陽能資源評估方法》(GB/T 37526—2019),該地區屬于Ⅲ類地區即太陽能豐富帶,適合建設光伏。根據調研車間近一年總用電量約72萬kW·h,近一年月度用電高峰為91 710 kW·h,用電均價為1.3元/(kW·h),車間作息時間為06:30—12:00、13:30—23:00。根據項目特點,綜合考慮屋面障礙物、女兒墻、檢修通道等因素確定屋面有效利用面積,進行屋面組件排布,最終確定裝機容量?；诂F行運營模式對本項目分布式光伏投資建設進行經濟效益綜合分析。

圖2 廣州花都PC構件廠項目航拍圖

2.2 運營模式分析

因本項目不涉及碳排放權交易,故僅對其余4種運營模式進行分析,其中涉及系統運行條件、組件參數及光伏效益、成本測算參數均一致,具體參數設置見表1。其中光伏系統運行期間仿真模擬條件均為峰值日照1 218 h,系統效率設計理論值80%,光伏組件選用隆基主流組件LR5-72HPH 550M,最大功率550 W,組件效率為21.5%,組件壽命為25年,組件衰減率按運行壽命周期內第一年2.0%,之后平均每年衰減0.55%進行測算。

表1 分布式光伏效益、成本測算參數設置

2.2.1 自發自用余電上網模式

受限于園區變壓器容量1 600 kV·A,光伏電站采用自發自用余電上網時只能限制在1 600 kV·A以內,根據電網要求裝機容量不應超過變壓器容量的80%,因此本項目自發自用余電上網模式的最大裝機容量為1 280 kW。綜合考慮屋面陰影、最大裝機容量及組件參數進行光伏組件排布,實際裝機容量為1 279.3 kW,組件數量共2 326塊,如圖3所示。通過測算,在自發自用余電上網模式下首年發電量約為122.16萬kW·h,運行期平均年發電量約為114.42萬kW·h,25年總發電量為2 860.61萬kW·h。依據該構件廠年度用電情況按照自用比例63%進行光伏收益和成本測算。

圖3 自發自用余電上網模式光伏組件排布圖

2.2.2 全額上網模式

擬定1個10 kV并網點并接廠區10 kV配電系統上,以“全額上網”的模式實現光伏發電。綜合考慮屋面陰影及組件參數進行光伏組件排布,實際裝機容量為1 972.85 kW,組件數量共3 587塊,如圖4所示。經光伏系統仿真測算該項目首年發電量約為188.38萬kW·h,計劃運行25年的平均年發電量約為176.46萬kW·h,25年總發電量為4 411.44萬kW·h。全額上網模式下按照100%上網比例進行光伏收益和成本測算。

圖4 全額上網模式光伏組件排布圖

2.2.3 自發自用+儲能模式

綜合考慮項目初始投資額及月度峰值用電情況,按照光伏月發電量占比月度峰值用電60%確定裝機容量,經測算裝機容量為695.2 kW,組件數量1 264塊。儲能電池容量配置按照備用3 d、電池放電深度系數0.8進行測算,需要配置儲能電池容量約為5 000 kW·h。擬配置磷酸鐵鋰電池,其使用壽命約8年,全生命周期放電量1 100萬kW·h,為匹配光伏組件壽命運行期儲能需要分3期投入。自發自用部分經測算首年發電量約為66.38萬kW·h,運行期平均年發電量約為62.18萬kW·h,25年總發電量為1 554.52萬kW·h。自發自用部分按照自用比例100%進行測算,儲能部分按照峰谷電價差額測算光伏的收益和成本。

2.2.4 合同能源管理模式

合同能源管理模式(即屋頂租賃模式)是由第三方能源公司投資,電站占用的2.6萬m2屋面采用支付租金的方式由第三方支付,用戶側租金收益按照年租金3元/m2進行測算,電價優惠收益根據年用電總量及用電單價綜合測算85折進行該模式光伏收益和成本的測算。

這4種運營模式下收益和成本不盡相同,成本主要包括光伏初始投資、儲能投資及運維成本,收益主要包括光伏補貼、光伏自用收益、光伏上網收益、儲能峰谷價差收益、租金收益及電價優惠收益。各運營模式下的收益和成本見表2。

表2 4種運營模式下的收益和成本

EPC運營模式下自發自用+儲能模式的初期投資總額最大,運行期投資總額高達2 580.32萬元,主要原因是現行市場儲能電池價格居高不下且壽命較短,需要分期投入高額成本,相應地該模式的年均收益也最大,主要是由于儲能峰谷價差收益相對較高。其次是全額上網模式以及自發自用余電上網模式,兩種模式的初期投資總額分別為700.36萬、454.16萬元,兩者投資差額的主要原因是全額上網模式可以最大限度利用屋面面積,而自發自用余電上網模式則會受到廠區變壓器容量的限制進而影響到整個項目的裝機容量。然而在收益方面,全額上網模式的年均收益卻低于自發自用余電上網模式,主要原因是全額上網模式的上網比例高但上網電價低。而合同能源管理模式是唯一可實現零投資獲取收益的模式,因此該模式對于資金欠缺的投資方是一種比較友好的運營模式。當然該模式也是年均收益最低的運營模式,年均收益低至21.84萬元,遠低于其余3種運營模式。

2.3 經濟效益分析

由于本項目擬采用的4種不同運營模式所涉及的成本均不相同,所以需要進一步分析各模式的盈利能力來確定最優運營方案。4種運營模式的盈利能力分析結果見表3。根據計算結果,合同能源管理模式的投資凈利潤(NP)最低為546萬元,自發自用余電上網模式的投資凈利潤最高為2 250.94萬元。自發自用余電上網模式的年均收益率(APY)、總投資收益率(ROI)及內部收益率(IRR)分別為25.18%、14.82%、27.06%,均遠高于全額上網模式和自發自用+儲能模式的相應指標值,其中自發自用+儲能模式的峰谷價差收益是按理想狀態即儲能利用率100%測算,實際利用率會受到廠區夜間產能、天氣情況等影響,因此實際值相較于測算值會偏低。此外,自發自用余電上網模式的靜態投資回收期(Tc)最短,為3.63年,遠低于全額上網模式和自發自用+儲能模式,因合同能源管理模式不涉及投資成本,因此不參與APY、ROI、IRR及Tc的指標分析。綜上所述,合同能源管理模式收益最低,自發自用+儲能模式投資成本最高,全額上網模式受限于上網電價較低的價格同樣收益一般。

表3 4種運營模式的盈利能力分析結果

因此在具備初始投資資金的前提下,以自發自用余電上網模式進行運營是最盈利的。

3 結論與展望

針對工業廠區的綠色能源轉型,基于分布式光伏現行市場和政策分析總結了EPC運營、合同能源管理及碳排放權交易等三類分布式光伏運營模式。同時以工業廠區為例,根據項目特點設計了自發自用余電上網、全額上網、自發自用+儲能及合同能源管理等4種運營場景,分別選擇收益和成本的細化指標對各個運營模式進行測算分析。在此基礎上,采用財務評價方法對相應的運營模式進行了經濟效益分析。研究結果表明,在投資資金充足的前提下,自發自用余電上網的運營模式經濟性是最好的,若資金欠缺則合同能源管理模式也是不錯的選擇。

基于研究結果,目前上網電價、峰谷電價的調控及儲能成本的降低是提高分布式光伏經濟性的關鍵。因此優化分布式光伏運營模式建議從以下3個方向展開:①推進能源儲存技術創新,從而降低儲能初始投資成本;②提出合理的峰谷電價政策,提高用戶對負荷控制的參與度;③宏觀調控上網電價,刺激用戶及第三方開拓光伏市場。