微电网项目成本收益分析与商业化运营模式研究

以实际微电网工程项目为例，对其进行成本收益方面的分析，从实际出发，对微电网商业化运营模式研究进行进一步的深化和细化。

1.河南财专光储微电网试点工程经济性分析

（1）建设概况

河南分布式光伏发电及微电网运行控制试点工程是国家电网公司智能电网试点工程，以河南财政税务高等专科学校屋顶380kW光伏项目为依托结合开展。该项目结合该校7栋学生宿舍楼设计380kW的光伏发电系统、2组100kW/100kW·h储能系统，共同组成光储联合微电网系统，包括光伏电源、储能电源、用电负荷、控制单元和保护单元等，供电范围为7栋宿舍楼和学生食堂。以光伏、储能和用电负荷作为微电网，可以实现并网到离网，离网到并网模式切换。

（2）成本分析

1）建设成本

河南财专光储微电网示范工程的投资人由两方组成：一方为河南省电力公司，投资约560万元，投资范围主要为微电网的建设，包括工程费用、其他费用、预备费用等；另一方为河南财政税务高等专科学校投资，投资约900万元，投资范围主要为光伏发电建设费用，按照国家关于“金太阳”工程的补贴政策，该部分投资有一半由国家财政部补贴。具体建设投资见表9-3。

表9-3 河南财专光储微电网示范工程建设投资估算

（续）

注：储能系统容量：磷酸铁锂200kW·h，光伏发电容量：380kW。

光伏所发电能主要由学校自产自销，当遇到寒、暑假等学校用电低峰时，考虑将电能卖给大电网，实现资源的优化配置。目前该微电网项目运营状态良好，能满足学校部分日常用电。项目寿命期预期为20年。

2）运行维护成本

目前，示范工程刚刚投入运行，详细的运行维护费用还无法统计，根据一般电力工程经验，常规运行维护费用可按照总投资的2%计算。

①储能系统购置成本

储能电池寿命约为5年，在整个项目寿命期（20年）内，除初始投资外，应另外购置储能电池3套，项目成本中应加入这笔费用。

②补贴费用

按照国家关于“金太阳”工程的补贴政策，光伏发电建设的投资一半由国家财政部补贴，因此项目成本中应扣除这笔费用。

③项目总成本

若按照微电网建设，项目总投资为

（1460+1460×2%+260×3-900×0.5）万元=1819.2万元

若按照分布式发电直接并网建设，可节省储能系统购置和微电网控制系统的投资，项目总投资为

（920+920×2%-900×0.5）万元=488.71万元

（3）收益分析

通过对河南财专附近地区年日照量的统计，光伏发电的接入，可为用户提供每年约88万kW·h的发电量。按照目前市场上的学校用电电价（每千瓦时0.56元）计算，河南财专每年可节省电费49.28万元。按照该电站20年运营期计算，累计发电2 000万kW·h，总计可节省电费1 120万元，实际运行20年后，该电站仍具有发电能力。就河南财专而言，光伏发电节约了常规一次能源的投入，节约了在用电投入方面的资金，可以作为微电网的基本收益。

（4）经济性分析

项目经济性主要是通过投资回收期等评价指标来反映的。投资回收期越短，投资的回收速度越快；同时投资回收期也能部分描述项目的风险，投资回收期越短，项目的风险也越小。

光伏发电项目由于投资规模大，回收期较长，考虑到资金时间价值的作用，采用动态投资回收期计算。动态投资回收期计算公式为：

式中 CI———项目现金流入量；(www.xing528.com)

CO———项目现金流出量；

（CI-CO）_t———项目第t年的净现金流量；

Pt———动态投资回收期；

i———基准收益率或设定的折现率。

采用投资回收期评价单一方案的标准是：Pt≤T0，项目可行；Pt＞T0，项目不可行。T0是基准投资回收期，可参照国家颁布的标准。对于多个投资方案则选择投资回收期较短的投资项目。该项目设定基准收益率i=6.6%，基准投资回收期T0为20年。

表9-4 河南财专光储微电网示范工程经济性比较

由表9-4可见：

1）按照微电网方式建设，项目总投资为1 819.2万元。按照现行电价，每年可节省电费49.28万元计算，该项目根本无法收回成本。

若要在基准投资回收期内收回成本，对于本项目有两种途径：电价不变，减少项目的投资成本，减少至538.75万元；投资成本不变，提升电价，提升为1.89元/kW·h。

2）按照分布式发电直接并网方式建设，项目总投资488.71万元。按照现行电价，每年可节省电费49.28万元计算，该项目17年可收回成本。通过经济效益分析可以看出，在目前的设备市场价格与电价环境下，光伏发电建设成本高，投资回收期长。相对而言，微电网方案由于增加了储能系统和微电网控制系统，投资更高、经济性差，按照现行电价根本无法回收成本。

（5）吐鲁番新能源示范区光伏发电接入工程经济性分析

1）建设概况

新能源示范工程建设方案是：负荷为10MW，光伏发电装机13.4MW，配套建设储能设施和监控中心，通过10kV接入大电网。

2）经济性分析

示范区供电有两种可选择方案，具体为：

方案一：分布式发电直接并网方案

示范区内光伏发电装机13.4MW，不配置储能装置，通过3回10kV接入大电网。

方案二：微电网方案

根据国际上普遍认可的微电网定义和特征，示范区电力电量应保持基本平衡。按照自我供给能力达到85%指标，为满足示范区10MW、3389亿kW·h的供电需求，光伏发电装机应增加到22MW，储能装置应为13MW、107MW·h，建设监控中心，通过1回10kV接入大电网（根据吐鲁番地区资源情况实际，方案暂不考虑其他技术类型的分布式发电）。

两个方案投资估算比较见表9-5。

表9-5 吐鲁番新能源示范区微电网示范工程经济性比较

注：光伏发电系统造价按照22 000元/kW计算。

储能系统造价按照800万元/MW·h计算。

测算可知，分布式发电直接并网方案更为经济，相比微电网方案节省投资约10.34亿元，主要来源于以下3个方面：

1）分布式发电直接并网方案光伏装机13.4MW，而微电网方案要满足网内电力电量的自平衡，光伏装机需要增加8.6MW，相应增加投资18 920万元。

2）分布式发电直接并网方案无需配置储能设施，而微电网方案需配套储能装置13MW（107MW·h），相应增加投资85 680万元。

3）分布式发电直接并网方案需建设配网自动化工程、3回10kV并网电缆、10MW大电网配套供电容量，而微电网方案需建设监控中心、1回10kV并网电缆、1.5MW大电网配套供电容量，微电网方案相应节省投资4 162万元。