本文来源：能源研究俱乐部
郑宽 傅观君
（国网能源研究院有限公司）
北方地区的清洁取暖直接关乎“蓝天保卫战”与广大居民的温暖过冬，是重大的民生、民心工程。然而，部分地区“煤改气”“煤改电”后出现的供气供电不足现象。笔者主要针对当前实施“煤改电”过程中的突出问题，选取北京、河北、山东、河南四个典型地区进行了技术路线及运营模式的比较分析，提出相关建议。
No.1
发展现状及问题
2018年，北方地区冬季清洁取暖试点城市由12个增加到35个，完成散煤治理480万户以上，其中“煤改电”完成超过200万户，总供暖户数达420万户。为实现《北方地区冬季清洁取暖规划（2017-2021年）》（以下简称《规划》）提出的2021年北方地区电供暖面积15亿平方米的改造目标，2018年以后电供暖年均增加面积至少在2.4亿平方米以上，增势显著。目前来看，北方地区电供暖主要存在以下问题。
一是电供暖技术经济性瓶颈问题难以根本性解决。在无政府补贴情况下，各类电供暖技术的年单位供暖成本为43~68元/m²，远高于当前集中供暖和散烧煤供暖成本20~30元/m²的水平。即便考虑政府补贴，供暖成本依然比传统供暖模式高。考虑到政府补贴力度的差异及用户对补贴政策持续性的考量，电供暖技术的大范围推广仍存在成本瓶颈问题。
二是配套电网改造投资成本高、经济效益差。按照《规划》提出的电供暖目标，2017～2021年，北方新增电供暖负荷将达到6000万千瓦以上，配套电网投资将达到约2700亿元。但由于电供暖负荷只发生在冬季且属于间接性负荷，年运行时间不过1000小时左右，远远不能达到配套电网改造项目的技术经济要求。
三是电供暖商业运营模式尚不成熟。尽管在国家政策的大力推动下，近几年电供暖技术实现了快速的发展和应用，但电供暖的发展在我国仍处在起步阶段，主要依靠政策扶植，对于如何实现供暖效率和经济性的最优化，仍未形成科学有效的可推广、可借鉴的商业运营模式。
No.2
典型地区“煤改电”模式比较分析
针对当前“煤改电”面临的主要问题，选取北京、河北、山东、河南等四个典型地区，分析其各自在技术路线、补贴政策及商业运营模式等方面的成功经验。
（一）北京
北京“煤改电”技术路线相对统一，补贴支持力度大，政企合作紧密，改造成效显著。截至2018年底，北京公司电供暖用户已达到120万户，电供暖面积超过1.1亿平方米。
技术路线。东、西城地区“煤改电”用户基本使用蓄热式电暖器；平原农村地区“煤改电”用户中，以热水型空气源热泵为主，占比达90％，使用蓄热式电暖器用户占9％；针对山区居民需求及环境等因素提出了“太阳能＋水蓄热电锅炉”、“太阳能＋相变蓄热电锅炉”、分布式光伏系统等多种山区“煤改电”路线。
补贴政策。10千伏及以下“煤改电”配套电网工程，市政府给予30％资金补贴；出台“煤改电”居民优惠电价和补贴政策，低谷时段市、区两级政府累计补贴0.2元/千瓦时；对于热源设备给予1.2～2.4万元/户一次性补贴；且对居民房屋保温、户内线改造、采暖设备购置，市、区两级政府给予相应补贴。
商业模式。主要通过政府主导、电网公司和设备供应商配合的模式进行推广。政府确定供暖改造目标并给予财政补贴，电网公司提供传输保障，市场化的设备厂商提供下游的终端设备运维和收取供暖设备费用。
（二）河北
河北改造规模相对较小，主推蓄热式电暖气，采用政府推动与市场运作相结合模式鼓励民间资本参与“煤改电”建设与运营。截至2018年底，河北累积完成“煤改电”用户约62.5万户，主要集中在保定、廊坊等禁煤区。
技术路线。为了鼓励使用低谷电，河北“煤改电”主推蓄热式电暖气，在保定地区少部分采用空气源热泵。
补贴政策。对户内设备购置安装省级补贴每户最高不超过3700元，市县根据财力状况和不同取暖方式，分类制定当地财政补助政策。给予采暖期居民用电0.12元/千瓦时补贴，根据用电量据实补助，每户最高补贴电量1万千瓦时、最高补助1200元。
商业模式。政府推动与市场运作相结合模式。允许民间资本跨地区、跨行业、多渠道、多形式参与城镇电供暖的建设与运营，比如通过政府购买服务的模式，让民间资本进入城镇电供暖领域；通过购买地方政府债券、投资基金、市政债券等间接参与城镇电供暖设施的建设和运营；民间资本通过参与企业改制重组、股权认购、发起设立各类投资基金等进入城镇电供暖领域。
（三）山东
山东采用多样技术路线，明确电网“煤改电”增容改造成本可通过输配电价疏导，并积极探索市场化竞价采购机制。截至2018年底，山东电供暖用户已达到58.6万户，电供暖面积约7900万平方米，主要集中在济南、淄博、济宁等7个大气污染传输通道城市。
技术路线。在城市集中供热管网无法覆盖的地区，采用蓄热电锅炉、热泵、热泵 电锅炉、热泵 储能等替代技术；在农村对供暖价格经济承受能力较弱，适宜推广碳晶板、“小太阳”单一或多种相结合的替代技术，对承担能力较强且对生活水平需求相对较高的地区，推广分户式空气源热泵等替代技术，用于制冷制热。
补贴政策。从省级政策看，执行电采暖专项电价，包括“增加6000千瓦时一档采暖电量”“谷段电价降低0.17元”等。同时，省、市级政府对配套电网工程给予补贴¹，明确电网企业因“煤改电”项目增加的配网建设投资，根据国家、省有关规定计入电网企业有效资产，通过输配电价疏导。从地市级政策看，7个通道城市在省级配套政策的基础上，进一步明确了对电采暖的设备补贴和电费补贴，其中设备补贴2000~8000元/户，电价补贴1000~1200元/年不等。
商业模式。政府正在研究建立采暖用电的市场化竞价采购机制，由电网企业或独立售电公司代理用户采购市场低价电量；进一步明确了采暖输配电价执行标准，谷段输配电价按平段输配电价的50%执行。同时鼓励电蓄热企业与风电、光伏发电企业通过电力市场直接交易，建立长期稳定的供用电关系。
（四）河南
河南技术路线方面发挥地热资源优势，严控改造与运行成本，创新推出“打包交易”等较为灵活的商业模式。2018年，河南主要在热力管网覆盖不到的城乡接合部、农村等地区推广“煤改电”清洁供暖，累计完成居民“煤改电”116.8万户，电供暖面积约1.3亿平方米。
技术路线。河南省境内具有较为丰富的浅层地热能，河南1/4的土地有地热资源，约合4万平方千米，因此河南在集中式电供暖推广方面重点推广地源热泵供暖。在分散式电供暖推广方面以示范引领为主，有生物质供热、分体式空气源热泵等，同时利用“政策杠杆”²引导用户选用节能高效设备。
补贴政策。河南省全面推进居民峰谷电价和供暖期阶梯电价，探索集中清洁供暖用电电力市场化交易，降低“电代煤”用电成本。大部分地市出台了居民“煤改电”设备购置和电价补贴政策，设备购置通常按60%设备价进行补贴，每户最高补贴在1000~3000元/户，电价补贴在0.3元/千瓦时，最高补贴2000千瓦时。
商业模式。除了按照居民可承受原则，政府在供暖设备购置及采暖电价方面给予补贴支持外，经省发改委批准，河南省电力公司将集中管理清洁供暖用电纳入电能替代“打包交易”³，一方面解决了“散户”参与电能替代用电成本高的问题，提高了客户改造的意愿；另一方面替代电量作为增量，不扣减发电企业基础电量，也增加了发电企业参与的积极性，从实施效果看该模式可降低供暖成本约0.1元/千瓦时。
No.3
可推广技术路线建议
从京冀鲁豫四省推进“煤改电”的技术路线选择看，优先在国家政策目标区域选择网架结构条件较好、用户承受能力较强的地区进行改造。技术路线上集中式电供暖优先，分散式供暖多选用蓄热式及热泵供暖，尽量避免非热泵式的直热式电供暖。
从技术经济性出发选择采暖技术路线，热泵和蓄热式电暖器的供暖成本最低，适宜推广。结合京冀鲁豫四省“煤改电”技术应用的实际成本调研，仅从用户角度看，各类电供暖技术年单位供暖成本平均值为43~68元/m²，经济性从高到低排序依次为热风型户用热泵、热水型户用热泵、电暖器、直热式电锅炉、碳晶、发热电缆、电热膜、蓄热电锅炉。从电网增容成本来看，按照每千伏安4000元的电力增容成本考虑，各类电供暖技术所需电网增容成本（均摊到寿命期内每年）为4~16元/m²，其中热泵因能效比高，所需电网增容容量最小，电网增容成本最低，约3~5元/m²。
不同条件下电供暖技术年单位供暖成本比较
从采暖应用场景出发选择采暖技术路线，具体推广建议如下：
（一）公用建筑
适宜推广电供暖的公用建筑，多为集中供暖无法覆盖或新规划的企事业单位等，建筑物保温措施普遍较好，对电供暖的价格承受力强，电网保障力度高，适宜采用蓄热电锅炉、热泵 储能等集中式电供暖技术路线。
（二）居民建筑
1.城市居民。适宜推广电供暖的城市居民小区，多为集中供暖无法覆盖或者需要进行燃煤锅炉改造的小区，适宜采用蓄热电锅炉、热泵、热泵 电锅炉、热泵 储能等替代技术。
2.农村散户居民。农村散户居民建筑物普遍保温措施、电网保障能力较差，且对供暖价格经济承受能力较弱。对于政府设备补贴不高的地区，单一的“煤改电”取暖技术无法同时满足居民对经济性、取暖舒适性的需求以及当地配网增容能力等方面的问题，适宜推广户用热泵、碳晶板、蓄热电暖器等单一或多种技术组合方案。同时，可在此基础上引入光伏，形成“光伏 热源”的取暖模式。同步需要节能保温改造，配套电网改造。
No.4
运营模式建议
从京冀鲁豫四省推进“煤改电”所采用的运营模式看，主要以“政府主导 电网推动 社会参与”的模式推进。虽然尚未形成统一的可推广模式，但在交易方式、投融资机制等方面做了不少有益的尝试。未来随着“煤改电”规模的不断扩大及改造节奏日趋加快，电网公司可从严控制改造成本、拓展疏导渠道、促请政策支持三个方面，探索形成推进“煤改电”运营模式的“组合拳”。
首先，立足自身提质增效，合理控制改造成本，避免重复投资。一是根据实际负荷增容需要，按照因地制宜的原则，选择技术经济性最优的电网改造方案，最大限度控制“煤改电”配套电网改造成本。二是精准安排专项投资计划，确保资金足额到位。在明确政府逐年“煤改电”实施计划的基础上，统筹电网规划投资，及时分解下达投资计划，并避免与当地农网改造投资相重叠。
其次，创新采暖电力交易模式，同时积极拓展综合能源服务等新型业务，打造“传统售电业务 新型能源服务”综合平台。在传统售电业务方面，通过增加供暖电负荷实现公司售电量增加，同时创新交易机制，借鉴河南电能替代“打包交易”模式，建立取暖用电市场竞价采购机制，通过多种交易方式，由地方政府委托电网企业代理用户采购市场最低价电量，优选可再生能源弃电量，促进可再生能源消纳的同时，进一步降低取暖用电成本。在新型业务方面，一是建立“煤改电”综合能源服务平台，为用户提供从设备选型、技术标准，到方案设计、运行维护等方面的一体化服务。根据当前各省实施情况，按照政府对每户改造补贴7000～20000元的标准考虑，完成改造目标1002万户，可形成一个1400～2000亿元的电供暖综合能源服务市场。同时，公司可发挥自身技术、资金、品牌优势，吸引各类社会资本参与“煤改电”综合能源服务平台建设，探索多方共赢的市场化项目运作模式。二是积极开发“煤改电”项目的CCER⁴方法学，获得可交易的碳配额，通过碳交易市场获利。据不完全统计，过去几年，中国率先实施碳交易试点的7个地区累计配额成交量超过2亿吨二氧化碳当量，成交额超过46亿元人民币，预计未来中国有望成为全球碳排放权交易第一大市场，这也为电网公司拓展了一个新业务。三是建立供暖电负荷专项需求侧响应机制，促进清洁能源消纳，进而减少相应电网投资。通过将不同蓄热能力的电供暖设备集中控制，可形成一个大型的虚拟电厂，配合可中断电价及辅助服务市场，一方面可缓解因“煤改电”新增负荷导致北方部分地区可能出现的电力缺口风险；另一方面可有效促进北方清洁能源消纳，预计通过电供暖改造，2017～2021年北方15省共计新增电供暖负荷约6100万千瓦，2021年可新增清洁取暖替代电量约850亿千瓦时。
最后，促请各级政府相关部门从投资补贴及电价机制等方面给予相应政策支持。在投资补贴方面，目前除北京明确“对10千伏及以下配套电网投资补贴30%”外，大部分地区并没有明确补贴形式及力度。因此，一是促请国家相关主管部门设立“煤改电”中央专项资金，比照农网标准给予补贴支持。二是借鉴山东等地的经验，明确将因“煤改电”项目增加的配网建设投资计入电网企业有效资产，通过输配电价疏导。三是促请地方各级政府随本地区“煤改电”实施方案，一并明确出台配套电网地方补助资金支撑政策。在电价机制方面，促请国家相关主管部门明确出台上网侧峰谷分时电价机制，实现发电与供电环节联动，保持合理输配电价水平。
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