新型清洁供暖项目经济性及定价策略研究

新型清洁供暖项目经济性及定价策略研究

近年来，“煤改电”和“煤改气”的优惠政策相继在中国北方各领域出台。2017年12月,十部委联合发布的《北方地区冬季清洁取暖规划(2017-2021年)》更是为我国北方地区冬季采暖无煤化、清洁化发展提供了方向指引。随着2016年全球第一座熔盐储能绿色集中供暖项目在河北省辛集市的试车成功,电加热熔盐储热供暖技术的经济及社会效益逐渐显现,受到了越来越广泛的关注。在我国北方地区清洁供暖需求不断加强以及节能减排要求日趋严格的背景下,分析电加热熔盐储热供暖技术经济性,有利于加快清洁供暖技术开发、推动示范工程建设,为政府加快理顺城市供热价格、合理制定清洁供热价格机制提供参考,为我国深化公用事业和公共服务价格改革提供支撑。一、供暖价格及其定价机制学界关于清洁供暖的研究成果较多。目前,很多专家和学者已对传统供暖技术及清洁供暖技术的成本构成和经济性进行分析。同时,作为影响清洁供暖经济性的另一个重要因素———供暖价格及其定价机制的研究成果也比较丰富。综合文献梳理,清洁供暖技术中关于电加热熔盐储热技术成本构成和经济性的研究较少。本文以电加热熔盐储热技术为例,将这一供暖技术同火电机组调峰场景相结合,研究其成本构成及经济性,分析不同优惠政策、定价方式对项目经济性及用户采暖成本的影响,为北方地区新型供暖技术应用及推广提供相关建议。二、清洁能源技术的经济效率和价格的基本原则(一)新型绿色加热技术的经济特性1.高效低能源供热利用以电加热熔盐储热供暖系统为例,其热转换效率可至少达到80%以上,大大提升了电力这一高品质二次能源在供热方面的利用效率。且新型清洁供暖系统的热力生产原料多来源于清洁能源,在生产、传输等环节也不产生污染物。2.方式单一,成本过高新型清洁供暖技术有很好的系统集成性,可根据不同热力用户需求灵活配置。同时,结构简单、施工简便,系统设备及配件的故障率低,大大降低了系统的运行及维护。新型清洁供暖的技术优点十分明显,但对于集中式供热或系统功率较大的电加热供暖系统来讲,当前过高的初始建设成本不仅限制投资者的开发热情,也降低了用户对新型技术的普遍接受程度。因此,探讨兼顾新型清洁供暖项目收益和用户采暖成本的合理定价方法十分必要。(二)新认定和再推荐的原则1.场化原则,由居民自按现阶段国家在清洁化供暖定价机制方面给出的具体指导,清洁供暖定价应以市场化为原则,由供暖企业按照合理成本加收益的原则,在居民可承受能力范围内自行确定价格;同时,政府在税收方面给予供暖企业优惠政策,通过多种途径帮助清洁供暖企业降低生产成本,以提供具有普遍社会服务属性的供热产品。2.供热成本费用按照成本构成要素来看,清洁供暖成本主要包括固定成本和可变成本。其中,固定成本包括设备折旧及摊销费、人员工资及福利费、维修费、期间费用等,而期间费用指组织和管理供热生产经营所发生的销售费用、管理费用和财务费用;可变成本包括燃料费用(购电费用)、厂用电费、其他费用。基于成本构成要素分析,清洁供暖技术销售价格计量公式可表示为:其中,P为清洁供暖销售价格,C3.用电支持及价格分析主要形式为电价补贴和调峰补贴:——电价补贴。2017年9月,国家发改委印发《关于北方地区清洁供暖价格政策的意见》,对进行市场化交易的“煤改电”清洁供暖方式采取延长谷段时间、谷段输配电价按平段输配电价的50%进行计量等方式促进供暖成本的下降。新型清洁供暖技术的储能时段主要集中在用电低谷,因此系统购电成本可享受一定的电价优惠。——调峰补贴。2016年6月,国家能源局发布《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知》,指导各地积极构建符合本省发展情况的辅助服务市场,促进火电机组灵活性改造工作的推进。由于新型清洁供暖系统具有灵活储/放热的特性,将其配置在传统火力发电机组侧时,项目在享受燃料成本(购电费用)优势外,还可以迅速响应、配合火电机组完成调峰工作,进而获得调峰收益,形成对供暖成本的补偿。总之,按照当前国家公布的清洁供暖定价政策导向,成本加收益法对于确定清洁供暖价格有一定的适用性,需结合实际项目,对其真实供热成本和合理利润空间进行具体分析,在考虑现有及潜在成本补偿的因素下,确定符合清洁供暖实际、满足供暖市场需求的定价策略。三、新清洁技术的经济分析：以蓄热工程为例，加热加热系统的成本节约(一)供暖季运营成本分析本文采用应用场景与优惠政策叠加的方式,充分考虑成本补偿因素对项目经济性的影响,这对理清清洁供暖技术真实成本及挖掘项目增收潜力具有重要意义。基于上述考虑成本补偿因素的供暖价格计量公式,本文以东北地区某居民供暖项目为例,分析5万千瓦电加热熔盐储热项目配置在发电侧和用户侧的供暖季运营成本。成本分析相关参数取值情况如表1所示。假设当地居民供暖价格为26元/平方米、企业供暖利润率为10%、企业所得税税率为25%,虽然用户侧熔盐储热供暖项目按低谷时段工商业销售电价下调50%的标准购电,但其燃料成本(购电成本)仍然很高,大大超出当地供暖项目合理运营成本的上限,证明即使执行电价补贴政策,用户侧熔盐储热居民供暖项目仍不能达到经济性要求。当熔盐储热供暖项目配置在发电侧时,其运营成本虽高于10%利润率下所推导出的成本上限,但比用户侧系统运营成本低得多。从年度运营成本角度来看,将熔盐储热项目配置在发电侧时,其经济性相对可接受。(二)峰补偿影响分析在当前各级政府新能源政策支持下,考虑发电机组配置电加热熔盐储热项目后的额外收入可有效提升供暖项目的经济性。具体而言,在国家能源局《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知》的政策指引下,截至2018年底,江苏、辽宁、广东等14省已陆续出台电力辅助服务市场建设方案及运营规则,发电机组采用分档浮动报价机制确定调峰补偿。在供暖季,若电加热熔盐储热供暖项目提供的5万千瓦调峰容量可将传统火电机组供暖季负荷率降至40%以下时,发电机组可以在0.4元/千瓦时至1元/千瓦时的报价区间内申请调峰补偿。若终端销售热价为26元/平方米,折现率为10%,未考虑调峰补偿的项目累计净现值变化趋势如图1中NPV1所示,0.4元/千瓦时和1元/千瓦时报价条件下调峰补偿对电加热熔盐储热供暖项目累计净现值的影响如图1中NPV2和NPV3所示。从图1中可以看出,当发电侧电加热熔盐储热供暖项目仅为居民用户供暖时,各年营业收入均小于营业成本,全寿命周期内净现值始终为负,项目投资收益性很差,如NPV1所示。在供暖同时,考虑全年参与电力辅助服务市场调峰交易,假设全年调峰电量均可以0.4元/千瓦时获得补偿,项目初始投资仍然不能收回,如NPV2所示;全年调峰电量均可以0.4元/千瓦时获得补偿时,项目内部收益率达到6%,投资动态回收期为7.4年,项目已具备了一定的经济性,如NPV3所示。此外,当前我国积极推动清洁供暖项目建设,中央至地方政府陆续发布优惠政策促进清洁供暖技术规模化发展。因此,本文在考虑项目获得调峰收益的基础上(即NPV3),探讨不同优惠政策对电加热熔盐储热供暖项目经济性的影响。(1)当前我国对重点公共设施项目实行“三免三减半”企业所得税优惠政策,电加热熔盐储热供暖项目可积极向国家申请该部分企业所得税优惠。在“三免三减半”税收优惠政策下,项目初始投资回收加速,内部收益率达到11%,投资动态回收期缩短为5.3年,项目累计净现值如NPV4所示;(2)2016年9月,财政部、国家税务总局联合下发通知,明确自2016-2018年供暖期结束,对“三北”地区供热企业向居民个人供热而取得的采暖费收入免征增值税,考虑这部分税收减免,项目内部收益率将再提高1%,项目累计净现值如NPV5所示;(3)自2013年开始,为解决冬季燃煤供暖环境污染问题,各地积极发布燃煤锅炉拆改补贴政策。其中,浙江金华补贴力度最大,补贴标准最高达到了8万元/蒸吨。若水蒸汽焓值按300千焦/千克计算,5万千瓦电加热熔盐储热系统可获得3360万元补贴,大大提高了初始投资的回收速度,项目内部收益率达到19%,项目累计净现值如NPV6所示。在不同优惠政策下,项目内部收益率及动态投资回收期如表2所示。四、供热成本中的计量热价两部制热价由反映固定成本的基本热价和反映可变成本的计量热价组成。按两部制热价的计量原则,基本热价(固定热价)应以回收项目固定资产投资为目的,计量热价应以回收单位负荷运营成本加利润为目的。两部制热价的计量方法,一方面,能够促进供暖用户的节能行为;另一方面,可以调动供暖企业的生产积极性,提高效率。在热力计量实施情况较好地区,电加热熔盐储热供暖可按两部制方法制定居民供热价格。以电加热熔盐储热项目为例,基本热价以补偿固定成本为主,用项目年度固定成本除以电加热熔盐储热系统最大功率来计算基本热价的成本基数,将该地区电加热熔盐储热项目的基本热价定为0.177元/瓦。在实际采暖费用收取过程中,为计算方便,仍以“元/平方米”为单位收取供暖基本热费。按照《严寒和寒冷地区居住建筑节能设计标准(JGJ26-2010)》和《民用建筑节能设计标准(JGJ26-95)》中所推荐的采暖技术参数,当居民采暖终端热负荷为40瓦/平方米、供暖热力损失为90%时,该地区全采暖季居民集中供暖的基本热价可转换为7.87元/平方米,即每月1.124元/平方米。考虑“准许成本加合理收益”的原则,项目以0.6元/千瓦时左右的报价获得调峰补贴时,即可满足行业8%的一般收益率,调峰补偿超出部分可向采暖用户反向补贴,进而进一步降低基本热价,减少用户采暖费负担。而计量热价以补偿变动成本为主,用项目年度变动成本除以电加热熔盐储热系统年度供热量来计算计量热价,经计算后计量热价为0.211元/千瓦时,低于当地居民用电终端价格。按价格测算标准,以该项目所在地某居民用户为例,对比其原有供暖费同采用新型供暖技术下用户采暖费间差异。假设用户住房面积100平方米,采暖季用热量约8000千瓦时。若按原有计费体系,需缴纳采暖费2600元(26元/平方米×100平方米);考虑电加热熔盐储热项目成本及利润的前提下,采用两部制热价计费方法,其每年需缴纳基本热价787元(7.87元/平方米×100平方米),缴纳计量热价1688元(0.211元/千瓦时×8000千瓦时),共计缴费2475元。相比原有缴费方式,每年节约采暖费125元。如考虑调峰补偿、财政补贴、设备补贴等其他成本补偿因素,采暖费下降空间将进一步增加。对比分析结果证明,两部制定价策略在新型清洁供暖项目中的应用具有科学性和有效性。五、关于进一步加强清洁供暖市场化热价形成机制的思考新型清洁供暖技术的快速发展为我国解决供暖季环境治理问题、保障和改善民生问题提供了可行方法。现阶段,新型清洁供暖项目还存在初始投资成本高、定价机制不完善等问题,单纯依靠居民供暖方式难以满足项目经济性。结合具体案例,当考虑储热系统参与电力辅助服务后,项目收益率提升至6%。同时,在保证项目合理收益的条件下,采用两部制定价方式也可为居民节省一定采暖费用。基于本文研究提出以下相关建议:1.清洁供暖配套市场化机制尚需继续完善。当前,我国清洁供暖定价机制还不健全,对新型清洁供暖项目的经济性核算及价格机制的梳理工作仍需持续开展,以便形成符合清洁供暖发展实际,促进清洁供暖项目良性发展的市场化价格机制。同时,在用热计量方面,制定科学反映真实热量的计量方法,利用先进的热力计量体系推动两部制等市场化热价的推广及应用。2.综合应用提升清洁供暖项