0引言
电供暖有利于解决我国北方地区大气污染问 题，促进可再生能源电力消纳，改善电力负荷峰谷 差。由于供暖负荷具有热惯性,且电供暖项目常附带 蓄热设备，未来电供暖项目可作为可中断负荷大范围 参与辅助服务，是电力需求侧管理的重要对象。近年 来,我国积极探索促进可再生能源电力消纳与实现清 洁供暖的双赢方式,主要通过政府补贴推广建设电供 暖项目，带来政府补贴压力大增、电网公司利润受损 等问题，大规模电供暖项目建设也基本止步于北京市等经济发达、政府财政收入较高的地区。如何实现我 国电供暖的健康、可持续发展成为人们关心的重大问 题。相关建设经验表明，影响电供暖项目推广和可持 续发展的决定性因素是其经济性。因此，经济性研究 是电供暖相关研究中的热点。
文献［1］、文献［2］从电能替代煤和天然气的角 度出发，计算临界电价以分析电供暖的推广条件。 文献［3］从节能减排效益角度分析推广电供暖的必 要性和可行性。文献［4］通过对比分析电供暖和其 他供暖方式的初投资、运行成本等，研究推广电供暖 的可行性。文献［5］计算了典型电供暖项目投资内 部收益率，作为集中式电供暖项目是否可以推广的 判定基础。文献［6］讨论了风力发电捆绑电供暖项 目的整体经济性。这些文献主要集中于目录电价结 算方式和政府补贴条件下典型电供暖案例的经济性 分析,在电力市场逐步构建过程中缺乏普适性。本 文重点研究电力交易结算方式下电供暖
项目的经 济性,讨论推广建设电供暖项目的障碍，并提出政 策建议。
1电力交易结算方式下电供暖项目经济性 分析
1.1研究对象选择
1.1.1电供暖项目用电结算方式选择
我国并行有3种与电供暖相关的用电结算方 式：目录电价结算、购销差价不变结算、电力交易结 算,与电供暖项目的经济性密切相关。
目前我国电供暖项目主要采用目录电价结算方 式,其经济性较差已经成为行业共识,本文不再深入 讨论。根据文件“发改能源〔2016〕2784号”第五章第 二十六条,“已核定输配电价的地区，电力直接交易 按照核定的输配电价执行,不得采取购销差价不变 的方式。”目前全国省级电网输配电价核定基本完 毕，通过电力交易结算方式推广电供暖项目将成为 未来的主流，故本文主要研究电力交易结算方式。
1.1.2电供暖技术类型选择
按照项目建设规模和集中程度划分，电供暖可 分为集中式电供暖和分散式电供暖。目前分散式 电供暖项目在按目录电价表中的民用电价结算基 础上可获得大量用电价格补贴，难以参与电力交 易，其运营模式与电力交易结算方式相距较远。集 中式电供暖项目用电量大,运营模式与电力交易结 算方式兼容性好，故本文主要讨论集中式电供暖项 目。根据目前实际技术应用状况，具体研究蓄热式 电锅炉、空气源热泵、地源（水源）热泵3类集中式电 供暖技术。
1.1.3源、网、荷研究对象的选择
我国各地电供暖推广形势和激励政策细节差 异较大,为具体计算和分析电供暖项目的经济可行 性，本文选取冀北风电作为供电电源，选取华北电 网作为区域电网，选取北京市的集中式电供暖项目 作为用电负荷。
1.2临界电价模型
临界电价模型设定项目投资内部收益率等于 行业基准收益率，结合初投资、售热收入、各类补 贴、其他成本等计算用电侧（电供暖项目）可承受的 最高电价（即“临界电价”）,可承受的最高电价减去 输配电价，与发电侧可承受的最低电价进行比较, 以判断电力交易结算方式下项目的经济可行性。
1.2.1临界电价模型
目前,北京市实施峰、平、谷分时段电价，根据 《京津唐电网电力中长期交易暂行规则》,对原执行 峰、平、谷分时段电价的电力用户，直接交易价格对应平段电价，峰、谷电价在目录电价基础上按价差 等幅调整。本文计算集中式电供暖项目平时段可 承受的最高电价（临界电价），具体模型为
1.2.2模型边界条件
（1）基本边界条件
参考文献[7],设定项目投资内部收益率Z为 8%0基于调研,取集中式电供暖设备寿命为25年， 残值率为5%。根据北京市目录电价表，峰时段电价 0.976 4元/kWh,平时段电价0.667 0元/kWh,谷时段 电价0.366 6元/kWh （不考虑夏季尖峰）。峰时段8 h （10:00-15:00,18:00-21:00）,平时段7 h（7:00~10:00, 15:00-18:00,21:00-22:00），谷时段 9 h（22:00 ~ 次日 7:00）。
（2）初投资及初投资补贴相关边界条件
3类集中式电供暖技术还可细分为多个技术子 类型，本文调研了电供暖设备生产和经销厂家（如 瑞特爱等）、电供暖项目设计及投资企业（如燕开能 源、北燃泛亚、圣福来等）、电供暖研究人员等，得出 各子类型的造价情况如表1所示。
建设集中式电供暖项目常需配套配网改造工 程。基于调研,本文设定配套配网改造工程投资由 集中式电供暖项目投资商承担，投资额与集中式电 供暖项目本体投资额之比为1:1。
（3）耗电量相关边界条件
通过调研电暖项目和实地考察韩村河、司马 台、乌鲁木齐高铁站等典型电供暖项目，不同类型 建筑物每个供暖季单位面积供暖耗电量数据，如表 2所示。
（4）供热费用边界条件
根据北京市居民、非居民供暖价格，以及“关于 预拨2016年度2016—2017供暖季供暖燃料补贴有 关事宜的通知”等文献资料,整理不同类型供暖对 象的热费标准如表3所示。
1.3输配电价计算
根据文件“发改价格［2018］224号”，输配电价= 送出省输电价格+区域电网电量电价及损耗+落地 省省级输配电价。内蒙古东部电力有限公司收取 送出省输电电价标准为0.03元/kW（含线损），本文 采用此收费标准。
区域电网电量电价及损耗方面,电量电价可以 直接根据文件“发改价格［20181224号”确定，华北 电网的电量电价为0.01元/kWh（含增值税不含线 损）。“2017—2019年北京市电网输配电价表”、“发 改价格［2018］224号”分别给出区域电网和北京市 电网线损率。经计算，区域电网电量电价及损耗折 合 0.011 元/kWh。
落地省省级输配电价方面,主要根据2017—2019 年北京市电网输配电价表，根据集中式电供暖项目 的用电属性和电压等级确定电度电价，并将基本电价折算到电度电价。则落地省省级输配电价=（基本 电费+电度电费（减半））折算到电度电价+政府性基 金及附加的电价。计算结果为蓄热式电锅炉0.478 9—0.296 0元/kWh,空气源热泵0.403 2-0.339 2元/kWh, 地源（水源）热泵0.339 2-0.307 2元/kWh。
将集中式电供暖项目平时段可以承受的最高电 价减去输配电价,亦即电供暖项目愿意与可再生能源 发电项目成交的最高交易电价。不同边界条件下蓄热 式电锅炉项目愿意与发电项目成交的最高交易电价如 表4所示。各种边界条件下蓄热式电锅炉项目可以接 受的最高交易电价范围在-0.140 4 ~ 0.474 4元/kWh 之间，（如不考虑热价补贴，则在-0.1404~0.136 9元kWh 之间）。空气源热泵和地源（水源）热泵的结果与之类 似,空气源热泵可以接受的交易电价范围在-0.174 2 ~ 0.636 8同 Wh之间（如不考虑热价补贴，则在-0.174 2 ~ 0.286 8元/kWh之间），地源（水源）热泵-0.136 8 ~ 1.058元/kWh之间（如不考虑热价补贴，则在-0.136 8 ~ 0.591 3元/kWh之间）。如考虑3种技术类型总体 的可以接受的交易电价范围，且不考虑热价补贴， 则-0.174 2 ~ 0.591 3 元/kWh 之间。
根据计算数据可知，相比电锅炉具有更高能源 利用效率的热泵项目（尤其是地源（水源）热泵项 目）,为能耗较低建筑供热、单位投资更低、其他补贴 更多等类型的电供暖项目具有更高的可承受交易电 价，在电力交易中将自动占据优势地位。
1.4发电側（可再生能源发电项目）愿意接受的最 低交易电价分析
理论上可以计算保证可再生能源发电项目收益 率为8%时对应的临界电价，作为可再生能源发电项 目可承受的最低电价。但实际中，因为风、光资源的 不确定性,以及存在保障利用小时数和可能弃风、弃 光等因素，基于回收投资和盈利目的的可承受最低 电价较难测定,即使测定也不能用于预测可再生能 源发电项目在电力交易中的报价行为。
边际成本对可再生能源发电项目在电力交易中 的报价行为有重要影响。风电、光伏的边际成本接 近于0,如果可再生能源发电项目面临弃风、弃光风 险，那么它将愿意以极低的价格参与电力交易。因 为存在可再生能源补贴的因素，极端情况下可再生 能源发电项目甚至愿意以负电价成交。
1.5发电側和用电側电力交易情况分析
由前文分析可知，用电侧和发电侧可承受电价范 围有彳艮大的重叠空间,故双方可能实现电力交易。实 际成交的电价取决于当时具体的供求关系、政府政策 等。一方面，可再生能源发电项目事前难于判断自身 是否面临弃风、弃光风险，同时面临收回全部成本的 压力，各电供暖项目也面临众多买方的竞争，故实际 成交电价可能较高;另一方面,因担心电力交易中的 零电价和负电价可能导致社会资源的低效配置，政府 能源主管部门可能推动挂牌交易，例如，张家口确定 可再生能源供暖的上网挂牌电价为0.05元/kWh,新 疆2018年上半年挂牌电价为0.02元/kWh。
2电力交易结算方式下建设电供暖项目的 障碍及政策建议
2.1电力交易结算方式下建设电供暖项目的障碍
除经济可行性外,还存在影响电供暖项目参与 电力交易的不利因素：
（1） 电网基础设施建设还需要进一步完善，跨省跨区输电通道和系统调峰能力不足，可能影响电 供暖项目参与电力交易。
（2） 我国电力交易市场机制还不健全，目前仍 以中长期交易为主，须要推动现货市场建设，并突 破区域市场保护建设真正的全国可再生能源电力 交易市场。
（3） 从卖方看，弃风、弃光情况不严重地区的可 再生能源发电项目参与交易的积极性不高,而从买 方看，电供暖项目相比冶金、制造等项目的价格承 受能力差，可能无法在电力交易中买到足够的弃电 或低价电力，大量分散式电供暖项目因需交易的电 量太少而无法独自参与交易。
2.2政策建议
通过分析电供暖项目的经济性和参与电力交 易存在的障碍，提出如下政策建议：
（1） 规划引领，促进网源荷协调发展。电供暖 项目应当与可再生能源、输配电网等项目统一规 划，协调建设，从源头上避免资源的浪费。
（2） 因地制宜推动供暖电气化。在京津冀大 气污染传输通道“2+26”城市、张家口市和汾渭平 原城市等供暖污染治理重点城市，目前应更加重视 电供暖技术优势和发展前景，积极引导实现供暖电 气化。
（3） 按市场化思路推动电供暖的发展。减少行 政命令和政府补贴，电供暖技术形式、供热对象选 取、装机容量、电力来源等均由供热企业、发电企业、 热用户自行根据情况决定，让不同产权结构、不同规 模的企业同台竞技，最终实现资源的更合理配置。
（4） 完善电力交易机制。进一步推动全国统一 电力市场建设，在中长期交易的基础上，建设可再生 能源电力交易现货市场,建设专门针对电供暖参与 电力交易的交易品种，考虑分散式电供暖项目由售 电公司、增量配电网公司等打包后参与电力交易。
（5） 不断提高电供暖项目经济性，提升补贴资 金使用效率。推动电供暖项目参与碳排放交易或可 中断负荷参与辅助服务,探索用热价格市场化，研究 分户计量供暖供热量和进行房屋保温改造促进节 能,建立电供暖项目补贴的退坡机制，将更多补贴资 金投入到房屋保温改造、配电网改造等方向。
3结束语
本文通过大量统计调研数据,基于分析和计算 用电侧能承受的最高电价、输配电价、电源侧能承 受的最低电价，研究了北京市电供暖项目在电力交 易结算方式下的经济可行性，并分析了电供暖项目 参与电力交易存在的障碍,最终提出政策建议。
京公网安备 11011502004515号 
