本報告以具有普適性的樓宇型建筑為研究對象，基于研究對象的設定體量，結合相關規(guī)范規(guī)程及資料，整理分析其相應的冷、熱、電負荷。根據冷、熱負荷、電負荷需求，研究電空調、燃氣直燃型空調和分布式能源這三種供能方式的裝機和運行方案。并基于電空調和燃氣直燃型空調機等傳統(tǒng)制冷、供熱方式的成本測算，對分布式能源系統(tǒng)的裝機運行方案進行了完整的經濟分析，對這三種供能方式進行了比較與論證，對分布式冷熱電三聯(lián)供能源方案的經濟性進行了深入研究，并對分布式能源站的反測電價敏感因素進行了詳細探討，為相關政策制定提供依據。

1. 研究背景

天然氣分布式能源的起源可追溯到上世紀80年代在美國的冷熱電三聯(lián)供技術，其利用發(fā)電余熱來供熱或驅動制冷機制冷，一次能源利用率可高達95%以上。作為21世紀科學用能的最佳方式，分布式能源的發(fā)展利用在30年間已逐漸得到世界各國的廣泛重視。天然氣分布式能源系統(tǒng)是一種高效、節(jié)能、環(huán)保的用戶端能源綜合利用系統(tǒng)，已成為世界能源技術的發(fā)展潮流。國際分布式能源聯(lián)盟主席湯姆•卡斯頓曾說過：“分布式能源的革命即將發(fā)生，將像30年前發(fā)生的綠色革命一樣產生深遠的影響” 。

2010國家能源局召開了《我國天然氣分布式能源專題研討會》，我國開始明確了發(fā)展分布式能源系統(tǒng)的必要性。盡管國內目前發(fā)展天然氣冷熱電聯(lián)產系統(tǒng)的政策不到位，各行業(yè)間的認識還沒有完全統(tǒng)一，但是以北京、上海、廣州等為代表的大城市起了很好的帶頭作用，使得我國的天然氣分布式能源系統(tǒng)建設進入實質性開發(fā)階段，大量的分布式能源系統(tǒng)的實際應用為我國下一步的政策制定、方案推廣等起到了很大的作用。同時，地方政府的補貼也在推動分布式系統(tǒng)的發(fā)展。例如，目前上海市和長沙市政府對單機1萬千瓦及以下的分布式供能系統(tǒng)設備按1000元/千瓦進行補貼。目前國內在建和已建的分布式能源項目超過30個，可以預見，天然氣分布式能源在我國有著廣闊的應用前景。

雖然天然氣分布式供能是一種能源利用率高、環(huán)境友好的用戶終端能源利用系統(tǒng)，但由于用戶側供能需求不同、各地天然氣燃料價格不同，其經濟性有待系統(tǒng)的分析研究。因此，本文以典型樓宇式建筑為研究對象，在設定的冷、熱、電負荷需求下，對電空調、燃氣直燃機空調、分布式能源站這三種供能方式的經濟性進行了深入比較，并在此基礎上對分布式能源站的經濟敏感性進行了研究，對影響能源站經濟效益的主要因素(總投資、氣價、負荷率)進行了評估，為發(fā)展天然氣分布式能源站提供了技術經濟指導。

2. 研究對象和方法

2.1研究對象

分布式能源系統(tǒng)的建設在于滿足需求用戶的冷、熱、電負荷的同時最大程度實現(xiàn)能源梯級利用。通過在需求現(xiàn)場根據用戶對能源產品的不同需求，實現(xiàn)溫度對口供應能源。根據國外的分布式能源項目建設模式，其用戶對象主要為具有一定用電需求和冷熱需求的公共樓宇建筑，如賓館、學校、商業(yè)綜合體等，或者是對電源供應要求較高的用戶以及電力接入困難的用戶。

對于商場、醫(yī)院、辦公樓、學校、賓館等這些小規(guī)模用戶的分布式能源系統(tǒng)(或稱樓宇式分布式能源)，這些不同場合用戶側的供能模式基本類似，其天然氣分布式能源站的區(qū)別主要體現(xiàn)在以下兩個方面： 1)冷、熱、電功率的不同;2)全年冷、熱、電總需求的不同。

對于不同的冷、熱功率需求，事實上只需增加裝機容量，對于單位千瓦的冷、熱功率需求來說，其造價大致相同，其耗氣量大致相同。也就是說，對于不同的應用場合來說，單位千瓦的冷、熱功率的經濟評價結果將是大致相同的。而對于全年冷、熱需求的不同(也稱為負荷率不同)，可以針對負荷率進行敏感性分析，獲得具體應用的經濟評價。

因此，可以采用典型用戶來進行樓宇式分布式能源技術的經濟分析，同時通過各類指標的敏感性分析獲得其他應用場合的結果。

2.2研究方法

為了評價天然氣冷熱電三聯(lián)供系統(tǒng)的經濟性，有必要將其與傳統(tǒng)電空調和燃氣直燃空調來制冷/供熱的經濟成本進行對比，并對影響分布式能源系統(tǒng)經濟性的主要因素進行敏感分析。鑒于此，本文的研究思路和方法如下：

1、以典型樓宇建筑(浙江國際大酒店)為例，設定冷、熱、電負荷需求;

2、根據冷熱負荷需求進行電空調、燃氣直燃空調、分布式能源系統(tǒng)的選型。其中，電空調和燃氣直燃空調時用電由市電提供;對于分布式能源站，我們采用以冷、熱定電的方式(通常分布式能源站產生的電功率不能完全滿足典型樓宇式應用的電功率需求)。因此，分布式能源站裝機的選擇通常以冷、熱功率需求進行選擇，不足電量以購買市電方式解決。同時，考慮到外部電網存在較大的峰谷電價差，因此為了用戶經濟效益，在電價較低的谷電期間，分布式能源站不運行，而主要運行在峰電期間。

3、對電空調方案、燃氣直燃空調的年運行情況進行計算分析，得出耗電、耗氣、耗水等費用，再考慮機組的總投資以及折舊、維護等相關費用，綜合計算出電空調、燃氣直燃空調的制冷和制熱成本;

4、根據社會市場上電空調和燃氣直燃空調的安裝比例，加權折算出用戶制冷/制熱的成本;

5、根據分布式能源站的年運行情況，計算出耗電、耗水、耗氣等費用，再考慮機組的總投資及折舊、維護等相關費用可以得出總生產成本;由于能源站的產品包括冷、熱、電，因此在冷價和熱價一定的前提下，可以反測出分布式能源站的電價，我們用這個反測電價與市電價格對比，即可明確分布式能源站的經濟性;

6、對分布式能源站的反測電價進行敏感分析，研究總投資、天然氣價、負荷率對反測電價的影響。而這三大因素直接影響到天然氣分布式能源站的經濟性和政策扶持依據。

3. 負荷設定及方案設想

3.1 負荷設定

基于樓宇型建筑物的特點，以浙江國際大酒店的應用為例，冷、熱、電負荷設定依據建筑物冷、熱、電負荷指標和建筑物需制冷、供熱、供電的建筑面積，以及負荷變化系數(shù)進行確定?？偨ㄖ娣e30000m2，其中需制冷、供熱的面積選為25000m2。

制冷期考慮6個月計180天，采暖期考慮4個月計120天，過渡期2個月計60天。冷、熱負荷指標依據《城鎮(zhèn)供熱管網設計規(guī)范》(CJJ34-2010)空調冷熱指標推薦值，并參照杭州地區(qū)的氣候特點，冷、熱指標分別選為120W/m2、70 W/m2，則設計冷、熱負荷分別為3MW、1.75MW;電負荷指標選為50W/m2，則平均用電負荷為1.5MW。參照浙江省電網電價尖峰、高峰和低谷時段劃分，核算各電價時段負荷變化系數(shù)，確定不同電價時段對應的冷、熱、電負荷。

3.2 方案設想

根據目前市場上常用的供能方式，我們設定了滿足該用戶冷熱電需求的三種方案如下：

一、電空調制冷/制熱+市電

二、燃氣直燃空調制冷/制熱+市電

三、燃氣內燃機+熱水煙氣型溴化鋰機組+電空調+市電

對于樓宇式分布式能源站，適用機型是微燃機和燃氣內燃機。但由于微燃機容量小，成本較高，效率較低，相比燃氣內燃機不具優(yōu)勢。本文研究對象的電負荷1500KW，規(guī)模適合內燃機，并且小容量內燃機的發(fā)電效率要高于燃氣輪機，輸出功率基本不受環(huán)境溫度影響。因此本文對樓宇式分布式能源站的分析采用燃氣內燃機進行。

此外，分布式能源站配備了電空調，主要是在谷電期市電價格較低，停運分布式能源站而采用市電和電空調較合適。

4. 方案經濟性比較

針對各方案的運行情況和費用計算，我們設定了如下邊界條件：

1)電空調機方案靜態(tài)投資按500萬元考慮;

2)燃氣直燃型空調機方案工程靜態(tài)投資暫按700萬元考慮;

3)分布式內燃機方案工程靜態(tài)投資暫按3900萬元考慮

4)根據浙江省電網銷售電價，一般工商業(yè)及其他用電尖峰電價為1.406元/kWh;高峰電價為1.108元/kWh;谷電價為0.596元/kWh;

5)天然氣價格：燃氣直燃型空調機方案按杭州市商用天然氣價格4.84元/Nm3。分布式內燃機方案按浙江省天然氣開發(fā)有限公司向各城市銷售的工業(yè)用天然氣門站價格，除居民用氣外，為3.23元/Nm3，門站后管輸價格按0.1元/Nm3考慮，共3.33元/Nm3。

6)天然氣熱值設為36000kJ/m3。

7)各方案投資、耗水、耗電等成本按方案制冷量及供熱量進行分攤。即峰電運行期，制冷成本占62%，供熱成本占38%;谷電運行期制冷成本占59%，供熱成本占41%。

8)對于燃氣內燃機方案，定義100%負荷率為機組全年滿負荷運行4380小時(即尖峰和峰電期全年小時數(shù)，谷電不運行);本案例的負荷率約為33%。

4.1 電空調方案

4.1.1 裝機方案

樓宇型用戶的冷、熱負荷需求，適宜選用同時具備制冷、供熱能力的電空調機組。基于冷、熱負荷的特點，選配5臺電空調機組，主要的設備參數(shù)詳見表。

表4.1 電空調機組主要技術參數(shù)

4.1.2 運行方案

電空調分別在制冷、采暖期的尖峰、峰電、峰電期三個時段內運行，滿足用戶的冷、熱負荷需求;用電則由市電提供。主要的運行數(shù)據見表4.2。

表4.2 電空調方案運行數(shù)據

注：峰電期包含尖峰和峰電兩個時段。

4.1.3 經濟性評價

1)峰電運行期：平均制冷成本為519元/MWh，經營期總成本2939萬元;平均供熱成本為500元/MWh，經營期總成本1705萬元;

2)谷電運行期：平均制冷成本為291元/MWh，經營期總成本1584萬元;平均供熱成本為319元/MWh，經營期總成本1192萬元。

電空調方案，谷電期運行成本比峰電期運行成本降低幅度較大，主要原因為谷電期間用電成本較低。

4.2 燃氣直燃型空調機方案

4.2.1 裝機方案

表4.3 燃氣直燃型機組主要技術參數(shù)

4.2.2 運行方案

燃氣直燃型溴化鋰空調機分別在制冷、采暖期的尖峰、峰電、峰電期三個時段內運行，滿足用戶的冷、熱負荷需求;用電則由市電提供。主要的運行數(shù)據見表4.4。

表4.4 燃氣直燃型空調運行數(shù)據

4.2.3 經濟性評價

1)峰電運行期：平均制冷成本為559/MWh，經營期總成本3162 萬元;平均供熱成本為738/MWh，經營期總成本2519萬元;

2)谷電運行期：平均制冷成本為522/MWh，經營期總成本2841萬元;平均供熱成本為696/MWh，經營期總成本2597萬元。

燃氣直燃型空調機方案，制冷總成本高于供熱成本，但單位成本制冷低于供熱。并且谷電運行期成本比峰電運行期成本降低，主要原因為谷電期間用電成本比較低。

4.3 分布式能源方案

4.3.1 裝機方案

分布式能源方案擬選擇內燃機發(fā)電機組作為主體設備，高溫熱水和煙氣作為熱源驅動溴化鋰機組制冷/制熱，發(fā)電供電，電力不足部分由外電網補充，電力富余部分則外供 。同時，在谷電時采用市電和電空調供能。因此，整個分布式冷熱電三聯(lián)供方案的系統(tǒng)流程如下圖：

圖4.1 分布式能源系統(tǒng)流程圖

根據冷、熱、電負荷需求特性，配套的天然氣分布式能源站裝機規(guī)模和方案如下：

2×1.56MW燃氣內燃機+2×1.75/1.15MW熱水煙氣型溴化鋰機組+5×0.625/0.650MW電空調機組。燃氣內燃機和煙氣熱水型溴化鋰設備參數(shù)見下表，電空調參數(shù)參照電空調方案。

表4.5 燃氣內燃機發(fā)電機組主要技術參數(shù)

表4.6 熱水煙氣型溴化鋰機組主要技術參數(shù)

4.3.2 運行方案

分布式能源方案機組運行方式為錯峰運行，尖峰、高峰電價時期主要依靠內燃機發(fā)電機組+熱水煙氣型溴化鋰機組供電及制冷、供熱，市電作為補充及備用;谷電期停用分布式能源站，采用外界市電+電空調機組的方式供能。經技經測算，如果內燃機分布式能源站在制冷期和供熱期全時段運行(即不采用錯峰運行)、不增設電空調機組，則經濟性較增設電空調機組差，故本文考慮內燃機分布式能源方案增設電空調機組，后續(xù)的分析評價亦據此開展。

電網故障斷電情況下，由內燃機發(fā)電機組滿足近90%以上的電力負荷需求，熱水煙氣型溴化鋰機組滿足全部冷、熱負荷需求。

根據機組的裝機規(guī)模及冷、熱、電負荷特性，機組全年的運行方案數(shù)據如下：

表4.7 分布式能源站年運行數(shù)據

注：谷電停用分布式能源站。

4.3.3 經濟性評價

1、經濟評價思路

基于燃氣直燃型空調機和電空調機組等傳統(tǒng)方案制冷、供熱成本的經濟性評測結果，并結合目前市場占有率較大的空調廠家的統(tǒng)計資料，燃氣直燃型空調機方案和電空調機方案，兩者市場占有比例為15%、85%，故綜合制冷及供熱成本考慮如下：

綜合制冷及供熱成本=燃氣直燃型空調機方案×15%+電空調機方案×85%。

分布式能源方案，分別按綜合制冷及供熱成本(作為輸入成本數(shù)據)，測算當投資方內部收益率為8%(即商業(yè)售出模式)和0%(即自建自用模式)時，分布式能源方案的反測電價。

2、主要評價價格參數(shù)

根據燃氣直燃型空調和電空調制冷、供熱成本的評測，設定綜合制冷、供熱成本為：

綜合經營期制冷成本=3162×15%+2939×85%=2972萬元;

綜合平均制冷成本=559×15%+519×85%=525元/MWh;

綜合經營期供熱成本=2519×15%+1705×85%=1827萬元;

綜合平均供熱成本=738×15%+500×85%=536元/MWh。

3、財務評價指標

根據財務評價指標計算得出，內燃機分布式能源方案電價結果如下：

當綜合年平均制冷成本按525元/MWh，綜合年平均供熱成本按536元/MWh考慮，天然氣價格3.33元/Nm3，投資方內部收益率為8%時(即商業(yè)售出模式)時，反測含稅電價為1751.02元/MWh，遠遠高于天然氣熱電項目的臨時上網電價，高于現(xiàn)行浙江省一般工商業(yè)及其他用電在1kV-10 kV電壓等級情況下的尖峰時段電價1.406元/kWh，且遠高于現(xiàn)行浙江省一般工商業(yè)及其他用電在1kV-10 kV電壓等級情況下的尖峰和高峰時的加權平均電價1.158元/kWh。

當其他條件不變，注冊資本金內部收益率為0%時(即自建自用)，測算分布式能源方案含稅電價為1542.60元/MWh，仍高于現(xiàn)行浙江省一般工商業(yè)及其他用電在1kV-10 kV電壓等級情況下的尖峰和高峰時的加權平均電價1.158元/kWh。

4、經營期總成本對比

經營期總成本分析，主要對比自建自用燃氣直燃型空調機方案、電空調機方案、分布式能源方案，進行三個方案的經營期總成本分析。

從成本比較可以看出，分布式能源方案經營期總成本最高，總計13529萬元，電空調方案經營期總成本最低，為4644萬元。

5、分布式能源站反測電價的敏感性分析

根據上面財務評價指標結果可知，分布式能源電站的反測電價較高，表明在現(xiàn)有的邊界條件下，其經濟性較差，直接用市電對用戶來說更實惠。而影響分布式能源電站經濟性的影響因素主要包括總投資成本、天然氣價格、機組負荷率，因此有必要對這三種因素對電價的敏感性進行分析。

(1)總投資及燃氣價格

按投資方內部收益率為8%時，計算反測電價在總投資變化和燃氣價格變化的單因素影響下的電價敏感性分析，基準投資為現(xiàn)方案的3900萬元，基準氣價為現(xiàn)方案的3.33元/m3。敏感性分析結果見下圖。

圖4.2 分布式能源站反測電價敏感性分析

從上圖可以看出，總投資和天然氣價格對分布式能源站供出電價的影響很大。

當總投資減少3000元/kW時(即總投資減少24%時)，分布式能源站經營期含稅上網電價從現(xiàn)有基準的1751元/MWh降至1474.08元/MWh。

當天然氣價格按浙江省商業(yè)氣價4.84元/Nm3(即氣價在現(xiàn)有基準3.33元/Nm3基礎上增加45.3%時)，分布式能源站經營期含稅上網電價升至2173.51元/MWh。

要使分布式能源站的經營期含稅上網電價降低至1.158元/kWh，即與浙江省一般工商業(yè)及其他用電尖峰和高峰時的加權平均電價1158元/MWh相同，天然氣價格需降至1.21元/Nm3。

(2)負荷率

按投資方內部收益率為8%、氣價3.33元/m3條件下，計算分布式能源站經營期反測電價在負荷率單因素變化下的敏感性分析，基準方案負荷率約為33%(綜合考慮制冷/供熱負荷系數(shù)及年運行小時數(shù))。

當負荷率增加30%時，經營期含稅上網電價降至1425.20元/MWh。

當負荷率增加20%時，經營期含稅上網電價降至1515.72元/MWh。

當負荷率增加10%時，經營期含稅上網電價降至1622.57元/MWh。

當負荷率減少10%時，經營期含稅上網電價增至1907.83元/MWh。

當負荷率減少20%時，經營期含稅上網電價增至2103.96元/MWh。

當負荷率減少30%時，經營期含稅上網電價增至2355.75元/MWh。

從上述敏感性分析可以看出，負荷率對經營期電價也是比較重要的。

(3)自建自用時(注冊資本金內部收益率為0時)

當天然氣價格3.33元/Nm3，注冊資本金內部收益率為0時，若總投資核減3000元/kW，分布式能源站經營期含稅上網電價降至1314.58元/MWh。

當注冊資本金內部收益率為0時，若天然氣價格增至4.84元/Nm3，分布式能源站經營期含稅上網電價將增至1964.59元/MWh。

當注冊資本金內部收益率為0時，要使分布式能源站經營期含稅上網電價降至1158元/MWh，天然氣價格需降至1.96元/Nm3。

當天然氣價格3.33元/Nm3，注冊資本金內部收益率為0時，要使分布式能源站經營期含稅上網電價降至1158元/MWh，能源站的負荷率需增加47%。

分布式能源方案測算電價的敏感性分析結果表明，總投資與天然氣價格影響權重很高，負荷率的影響次之。

5. 結論

本文以典型樓宇式建筑為研究對象，在設定的冷、熱、電負荷需求下，研究了電空調、燃氣直燃機空調、分布式能源站這三種供能方式的經濟性，并以電空調和燃氣直燃機空調的制冷和制熱成本為基準，分析了分布式能源站的經濟敏感性因素，主要結論如下：

(1)電空調制冷、供熱成本：峰電期平均制冷成本為519元/MWh，平均供熱成本為500元/MWh;谷電期平均制冷成本為291元/MWh，平均供熱成本為319元/MWh。

(2)直燃型空調機制冷、供熱成本：峰電期平均制冷成本為559/MWh，平均供熱成本為738/MWh;谷電期平均制冷成本為522/MWh，平均供熱成本為696/MWh。

(3)當天然氣價格3.33元/Nm3、投資方內部收益率分別為8%(即商業(yè)售出模式)和0%(即自建自用模式)時，測算分布式能源方案含稅電價分別為1751.02元/MWh和1542.60元/MWh，遠高于現(xiàn)行浙江省一般工商業(yè)及其他用電在尖峰和高峰時的加權平均電價1158元/MWh。

(4)要使得分布式能源站經營期含稅上網電價降低到1158元/MWh，在其它條件不變的情況下，商業(yè)售出模式天然氣價格需降為1.21元/Nm3，自建自用模式天然氣價格需降至1.96元/Nm3 (或者使負荷率達到48.5%)。

(5)如果政府對分布式能源項目給予一定的政策補貼，在總投資享受3000元/kW補貼、天然氣價格3.33元/Nm3條件下，商業(yè)售出模式含稅電價為1474.08元/MWh，自建自用模式電價為1314.58元/MWh 。

因此，在現(xiàn)有天然氣價格情況下，樓宇型天然氣冷熱電三聯(lián)供能源站不具備經濟優(yōu)勢。天然氣分布式能源的發(fā)展，仍有相當長的路要走，亟需配套完善的政策支持和財稅補貼，建議采取免稅+合適的投資及氣價補貼，優(yōu)先發(fā)展負荷率較高的項目。

文│鄒道安, 陳金耀, 黃琪薇, 王少農

作者簡介：鄒道安，男，湖北省漢川市人，工學博士，從事能源、電力、環(huán)保領域的研究設計工作。中國能源建設集團浙江省電力設計院有限公司。

原標題:【報告】樓宇型分布式能源系統(tǒng)技術經濟研究