分布式天然气冷热电联产经济性研究

根据分布式天然气冷热电联产(CCHP)的系统特性，在国际通用的平准化发电成本(LCOE)基本计算方法基础上，将燃气轮机产生的电能与冷、热能量经过折算之后的能量之和视为CCHP系统的总能量产出，计算得出不同容量机组包含冷、热能量的全能量LCOE。以各省省会城市的商业电价作为比较基准，评价CCHP系统在该省份是否具有经济性，并对相关影响因素进行敏感性分析。分析表明，在中国中东部发达地区，CCHP系统具有一定经济性;CCHP平准化发电成本对能量输出量及燃料成本的敏感性较高。最后从电网、气价改革及供冷供热系统等方面提出相关建议，以促进CCHP系统在“十三五”期间的市场发展。

1 分布式天然气冷热电联产系统

相对于传统的集中式供电方式，分布式能源系统是指将适当规模、容量的系统以分散的形式布置在用户端，就近供应能源，多余的电力可以通过电力设备供应配电网的多连供系统。分布式天然气冷热电联产(Combined Cooling Heating and Power，简称CCHP)系统是一种新型的建于用户所在地或附近的能源系统，是建立在能量梯级利用的概念基础上，集制冷、制热和发电为一体的多联供总能系统。相比于其他分布式能源，CCHP系统技术较为成熟，在国际上得到广泛应用，是中国分布式能源发展的主要方向。

CCHP系统实现了对天然气燃烧后的热量进行阶梯利用的设想：高品位的热能推动燃气轮机进行发电，然后利用燃气轮机尾气中所含热量推动制冷、热设备制冷、热。所产生的冷、热能源直接就近供应，产生经济效益。CCHP系统既可以一台独立运行，也可以多台并联运行，以应对不同功率负荷情况下的用户需求。由于不需要远距离输送所产出的能源，以及对热能的充分利用，CCHP系统的能源综合利用效率高达80%以上。不仅能源利用效率高，而且CCHP系统具有节能减排、对电网和天然气管网双重削峰填谷的作用，能增强能源供应的安全性，具有较好的经济效益，同时节省社会公共成本。

随着社会发展和生活水平的提高，居民对冷、热能源的需求日渐增大，目前社会对冷、热能量需求的满足主要依靠电能。这种冷、热负荷不断增加的背后是煤电机组容量的不断增加，而燃煤电厂在提供电能的同时排放出了大量的大气污染物。相比而言，CCHP系统对环境较为友好，因此CCHP能源系统越来越受到政府重视。早在2000年，原国家计委等4部委印发了初步为分布式能源系统的发展铺平道路的文件，在文件中，国家鼓励在较分散的公用建筑发展热电联产。在随后的几年里，国家发改委、财政部、住房和城乡建设部、国家能源局、国家电网公司等相关单位先后联合或独立出台了促进CCHP能源系统发展的政策文件。从2010年8月住房和城乡建设部发布为CCHP发展建设提供相关建设技术指标参考依据的技术规程文件，到国家发改委、能源局、住房和城乡建设部联合颁发为分布式天然气能源示范项目提供相关激励和优惠政策的实施细则，这些文件为CCHP能源系统的初步发展奠定了基础。中国共产党第十八届中央委员会第五次全体会议通过的《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十三个五年规划的建议》中的相关建议，进一步明确了政府对发展CCHP能源系统的重视程度。

虽然有众多政策支持，然而CCHP能源系统在中国的普及速度并不快。为寻找原因，一些学者在政策的基础上做了很多探讨，大多数学者针对具体案例对CCHP能源系统经济性进行评价，由于CCHP能源系统在各个地区的运行环境、负荷均不同，这类探讨有一定的局限性。在能源互联网快速发展以及在《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十三个五年规划的建议》对分布式能源愈加重视、能源政策逐渐完善、分布式能源定位逐渐明确的政策环境下，这种比较方法所具有的参考价值有限。本文在现有分布式能源政策、其他学者研究成果的基础上，将CCHP能源系统所有的能量产出折算为电能，扣除能源损耗部分，计算出CCHP能源系统的全能量平准化发电成本(LCOE)，然后将商业电价与CCHP系统LCOE之差设定为经济性指标，通过这种比较方式可以较为直观地评价CCHP具有潜在经济性的地域分布情况。

2 分析框架

2.1 LCOE模型

美国国家可再生能源实验室(NREL)把LCOE定义为平准化发电成本(levelized cost of energy);弗劳恩霍夫太阳能系统研究所(Fraunhofer-ISE)把LCOE定义为度电成本(levelized cost of electricity)。对于分布式天然气冷热电联产而言，LCOE是指CCHP能源项目单位发电量的综合成本，即CCHP能源系统在运行期间所发生的所有成本与该项目供应出的所有能量的比值。在本文中，CCHP能源系统生命周期内所产出的能量不仅包括燃气轮机发出的电能，还包括系统提供的冷、热能量。为了计算LCOE，采用如下公式。

公式(1)代表的意义是收入的净现值等于成本的净现值，即LCOE的恒等式定义，其中LCOE与En的乘积是系统在生命周期内的总收益。将公式(1)进行恒等变形后得出公式(2)。

将公式(3)、(4)、(5)、(6)带入公式(2)，可得出在本文中计算CCHP系统LCOE的计算公式。

在上述公式中，各符号及其含义见表1。

2.2 系统能量去向解释

根据CCHP能源系统能够对天然气燃烧后的热量进行阶梯利用的特性，将天然气完全燃烧后的热量利用流向分为4个部分(见图1)。能量流向1，为利用高品位热量发出来的电能，其热量利用率为，即燃气轮机发电热效率。2、3能量流向为利用中品位热量所产生的冷、热能量，其利用率为，由于在CCHP系统实际运行过程中，这部分热量不太可能被全部充分利用，所以在本文中加入了Un、Dn两个比例参数，当这两个参数发生变化时，能量流向2、3的比例大小会随之发生相应变化。能量流向2即为CCHP系统产生且被消费者消费掉的冷、热能量，能量流向3是系统产生但是没有被利用的冷、热能量。在实际运行中，能量流向1、2表示被利用的能量;系统利用效率及消费市场不足，造成3、4能量流向，即散失的能量。

2.3 变量解释和参数假设

本文通过衡量整个系统在生命周期内的花费和生命周期内所产出的总能量来计算LCOE，其中一些变量解释和参数取值见表2。

运营费率是为了保持系统日常运行而产生的费用，包括每年的大修费用、保险费用、系统所占空间的租赁费用。每年的大修费用数额为设备的资产额与大修费率的乘积;CCHP占地面积较小，而且对所在位置要求较低，因此其租赁费用较低，对LCOE的影响很小，在本文中没有参与成本计算。固定资产支出包括燃气轮机发电设备，供冷、供热设备费用及其相应管道设备的费用以及各设备的设计安装费用。设计安装费用的计算方法是：燃气轮机、冷热设备的购买费用与设计安装费率的乘积，燃气轮机发电设备价格由进口的先进设备30兆瓦、50兆瓦机组价格通过汇率折算得来。CAPXn为CAPX按照直线折旧所得出的每年折旧成本。各种税率及银行贷款利率、年限、各种职工工资及福利待遇等数据均由实际考察取数。

人工成本包括职工工资、福利费，同时考虑了职工工资的增长情况。供冷热时间比的计算方法为：系统供应冷热的时间之和与全年小时数(365×24)的比。产生冷、热的消费比例，即系统产出的冷、热能量被消费的比例。职工人数根据相关文献和本文中的机组容量共同确定。分布式天然气能源系统的自动化程度较高，在本文中各容量机组均为单机组容量，所以用人数量取相同值。银行贷款利率为商业银行长期贷款利率取整数值。

3 计算结果

3.1 基准情景参数设定

基准情景下有良好的多余电量上网政策支持，CCHP能源系统所产出的电能90%被消费，在敏感性分析中考虑了被消费的电量以2%的幅度增减的情况。虽然CCHP的系统总效率可以达到80%以上，但考虑到实际的运行情况，在本文中设定基准值为80%。燃气轮机运行小时数的取值范围为4000～6000小时，在本文中的基准情景取值5000小时，敏感性分析的取值在基准取值基础上上下浮动1000小时。天然气价格取燃气发电用气价格2.51元/立方米。冷、热消费比指能够销售出去的冷、热能量占系统能够供给量的百分比，考虑到“以热定电”运行策略系统的经济效益突出，但对电网的依赖程度大，在本文中以冷热消费量70%为基准情景参数，在敏感性分析中考虑了冷、热消费较少(40%)及CCHP系统所产生的冷、热全部消费的情况下系统的LCOE。与传统的电力生产设备相比，CCHP系统的单位造价更高，融资较为困难，因此在基准情景下本文设定无银行贷款。供冷热时间比的参数是根据北京的供热、制冷空调开放时间，计算得出总冷热供应时间为243天，考虑到商业运营的特殊性，冷热供应为全天供应，共计5832小时，与全年时间的比约为0.666，据此设定基准情景的供冷热时间比为0.66。根据不同的电网，过网费用在40元/兆瓦时上下，由于所占成本很小在本文的LCOE计算中没有参与成本计算，具体参数及浮动范围见表3。

3.2 基准情景LCOE结果及其与商业电价的比较

根据相关文献、案例可以估算出每兆瓦装机容量大约能覆盖5万平方米的建筑面积，因此在商业聚集区，对冷、热、电要求较高的地区可以根据实际情况选择适当大小容量的机组和热电比，以免造成冷、热供给大于所需造成的系统效率较低情况的发生。本文假设不同容量的机组都有良好的规划及多余电量上网政策环境，即满足基准情景的参数设置。结合上节的基本运行参数假设，可以得到一个分布式天然气冷热电联产在不同容量机组下的LCOE及其成本组成(见图2)。

在基准情景下各容量机组CCHP系统的LCOE在区间0.68～0.74元/千瓦时。LCOE随着机组容量的增大、热利用效率的增高而降低，在单位燃料成本相同的情况下，大容量机组更具有优势。从成本组成来看，各机组LCOE构成中燃料成本占据了总成本的85%左右。

为了更好地把握CCHP能源系统在不同环境下的经济性，利用LCOE的计算方法，根据不同省份的气候特征、天然气价格和商业电价，分别计算出30兆瓦机组在中国各省份的省会城市商业电价与LCOE的差值，根据差值把各地的CCHP系统分为5种情况：亏损巨大的省份、略微亏损的省份、略盈利省份、盈利省份和丰厚盈利省份(见图3)。总体来看，CCHP能源系统在各省份天然气价格、电价等条件下的竞争性有所不同，亏损省份主要集中在经济不发达地区，略盈利、亏损的省份较多，在中东部经济较为发达的省份CCHP能源系统在设定的标准情景下具有较好的经济性。为了进一步找出对LCOE影响较大的因素，下文对可能影响成本的因素进行敏感性分析。

3.3 敏感性分析

敏感性分析是在基准情景下仅改变相应敏感性因素，来观察该因素对CCHP能源系统LCOE的影响程度。分析结果表明CCHP系统所产出能源的利用率越高、天然气价格越低，其LCOE就越小。

首先，影响LCOE变化的重要因素是系统所生产冷、热能量的消费比，供冷、热的时间比与电量消费比，以上比例可以统称为系统产出的总能量的消费比例。对于不同容量的机组，在冷、热消费百分比提高时，各容量机组的LCOE都呈现下降趋势(见图4)。在冷热消费比例上升时，各容量机组的成本下降0.19～0.25元/千瓦时。随着供冷、热时间的增长，不同容量的机组的LCOE降幅在0.08元/千瓦时左右(见图5)。有较大降幅的原因是随着CCHP系统利用发电后余热效率的增高，整个系统产出且被利用的能量增多。说明CCHP能源系统在冷、热需求较高的地区具有较好的经济性。当上网电量比下降20%时，会造成度电成本上升0.1元左右(见图6)。因此，在进行CCHP能源系统规划时，不但要考虑到当地的冷、热需求量，在满足供电需求的前提下要选择冷、热需求较高的区域，使CCHP系统能够长时间以较高的负荷稳定地输出冷、热能量，还要有较好的多余电量上网政策的支持。

其次，燃料价格和利用小时数的变动对系统的LCOE影响较大，主要原因是燃料成本占总成本的85%左右。随着天然气价格的上涨，各容量机组的LCOE成本必然随着天然气价格的上升而上升(见图7)。对于不同容量的机组，当燃料价格取值为天然气门站价格(2元/立方米)时，LCOE在0.56～0.6元/千瓦时之间，在此种情境下有较高的经济性。随着利用小时数增加，各容量机组的LCOE均呈下降的趋势(见图8)。

最后，对CCHP能源系统LCOE有影响的因素是银行贷款占比。不论是对大容量机组还是小容量机组，贷款占比的变化对LCOE均有影响，贷款(或自有资金)占比敏感性较小(见图9)。

从以上各个因素的敏感性分析中可见，天然气价格、冷热供应及消费量、发电量消费比、贷款占比和机组容量对LCOE均有不同程度的影响，基于对这些影响因素进行的定量经济性分析，笔者提出影响CCHP能源系统大规模推进的主要因素及对应的政策建议。

4 结论及政策建议

4.1 结论

全国竞争性地图及经济性分析表明，CCHP能源系统在良好规划条件下是有一定经济性的，尤其在中东部经济较为发达地区，其发展潜力较大。在内部收益率为8%的条件下，广东、重庆、湖北、浙江等省份仍然具有较高的竞争力。考虑到天然气市场改革的进一步深化，天然气价格的进一步合理化，CCHP能源系统的经济性会进一步提高，其发展前景也会不断明朗。另外，CCHP系统由于其LCOE受冷热能量输出影响较大，在气候较为温和、经济欠发达、商业电价较低的地区，其经济性不高，甚至没有经济性。

成本分析及敏感性分析表明，燃料成本占总成本的比重较高，燃料价格的高低对CCHP能源系统的经济性具有决定性的影响;LCOE对影响因素有不同的敏感性，其中敏感性较高的因素是所产生能量的输出量及天然气价格。在“十三五”期间，国家需要制定合理的天然气价格、分布式能源产出能量消费政策，促进CCHP能源系统在环境、资源允许地区的有序发展。

4.2 政策建议

4.2.1 完善CCHP能源系统发展机制

明确CCHP能源系统在全国能源系统中的地位，优化能源结构，完善CCHP能源系统发展机制。CCHP能源系统对电网和气网都有积极作用，同时对环境较为友好，明确其地位可以加快资本的进入，加快发展。确定地位，优化能源结构，可以解决资本对此类项目的观望态度，相关主管部门需要根据不同区域经济性的差异来制定相应的促进政策，协调相关利益主体，促进CCHP能源系统发展。

4.2.2 加快能源供应与消费市场改革

1)电力市场。对于CCHP能源系统而言，电能上网量对其是否具有经济性有较大影响，但是在现有政策条件下，电能顺利上网存在技术和市场两方面的阻碍。为消除这些障碍，首先应加快统一具有约束力的并网技术标准，为CCHP系统多余电量上网提供技术保证。同时加快能源互联网建设，协调各方利益，打开电力交易栅栏，使CCHP能源系统能够参与电力市场交易，允许CCHP能源系统与中、小电力用户直接签订交易合同，自主协商确定电量和电价，加大电力供应端和消费端的灵活性，增加系统的上网电量，保障系统运营的经济性，以吸引投资充分发挥分布式能源在电网末端的辅助作用。

2)天然气市场。CCHP能源项目的正常、稳定运行离不开充足的天然气资源供应，天然气供应中断、气压不足都会对其覆盖范围内的居民和企业造成不良影响，因此天然气分布式能源项目的稳定供应必不可少。根据成本组成分析，燃料成本占据LCOE的85%左右，这意味着天然气价格高低对CCHP能源系统是否具有经济性起着决定性作用。建议气价的制定要充分考虑到不同用户的社会、节能环保效益，特别是类似CCHP能源系统之类的大用户稳定持续用气对气网、电网削峰填谷的作用，用相应的方式计算不同的输气价格和配气价格，降低CCHP能源系统的燃料成本、运行风险，使之充分发挥对电网、气网的积极作用，促进CCHP能源系统的发展，争取达到“十三五”规划中提出的天然气消费目标。

3)冷热供应市场。CCHP能源系统的LCOE对冷、热能量的消费量比例较为敏感，如果不能有效地保障系统冷热能量的输出、系统总热效率，CCHP能源系统的发展将面临巨大挑战。建议在系统覆盖范围内给予冷、热特许经营，以充分挖掘CCHP能源系统冷热能量的就地消纳的能力。此外，完善规划策略，在系统规划时要充分考虑当地气候、政策环境，最大程度保障系统的冷、热输出量。

4.2.3 推进燃气轮机科技创新，降低投资门槛

CCHP能源系统规模偏小、单位造价较高、融资困难，对于项目投资者而言一次性建设投入成本、风险较大，而且中国当前的分布式能源技术还不是很完善，燃气轮机等核心设备购买、维护费用相对较高，所导致的投资门槛较高。针对这些问题，建议出台积极的金融及研发政策，以加快分布式天然气冷热电联产的核心技术研究，实现核心设备的国产化，形成具有自主知识产权的分布式天然气冷热电联产装备的产业体系，降低项目初期建设成本以及日常维护成本。针对CCHP能源系统项目，鼓励银行向CCHP能源系统项目投资，减小投资方的初始资金压力，降低CCHP系统的度电成本，让投资方能够获得一定的收益，从而吸引资本进入CCHP能源系统的建设。