光伏储能电站的经济性分析

光伏储能电站的经济性分析摘要：由于光伏发展以大规模开发、远距离输送、高电压等级集中接入方式为主，光伏资源丰富的地区与负荷中心距离较远，电能需要远距离输送，而输电线路建设与光伏电站发展不匹配，导致大量电站建成之后，电网基础设施无法及时满足新能源的发展速度、大规模光伏发电不能满足并网要求，出现了发电不能并网、利用小时数持续降低和“弃光”等现象。

关键词：光伏电站；储能系统；经济性分析

引言

随着光伏、风电等不具备储能功能的可再生能源的增加，其接入电网时对电网产生了较大的冲击，为保证电网安全稳定运行，会对光伏、风电进行限电。配备储能系统后，光伏就具备调峰能力，可根据电网调度进行运行，解决光伏电站限电的问题。

1系统介绍

1.1光伏系统

本文以青海共和青海黄河上游水电开发有限责任公司某光伏发电项目为案例进行研究，该光伏发电项装机20MWp，组件采用单晶perc组件和双玻双面组件，以35kV电压等级一回出线接入330kV升压站外送。根据2018年光伏电站发电、限电情况统计，全年共限电252.9万kW•h，年总限电率为7.33%。根据2018年电站运行情况可以发现，电站因限电损失252.9万kW•h，2018年该电站年均电价为08元/（kW•h），所以全年损失273.1万元。

1.2光伏储能系统

光伏储能系统主要包括光伏阵列、逆变器、储能系统和直流-直流控制器四部分.逆变器将光伏发电从直流转换成交流后并入交流母线，当需要充电或放电时，通过DC-DC控制器控制储能系统从逆变器处充放电，交流母线将电能汇集后送入电网。

1.3系统运行模式

太阳辐射资源具有不规律变化的特点，光伏发电负荷随太阳辐射量近似线性变化，当光伏发电功率与电网调度需求不匹配时，就会存在无法满足电网要求或者限电情况。由于配备了储能系统，光伏储能系统可以根据电网调度要求和光伏实际发电负荷合理实时改变运行模式，调配电能供应与需求之间的平衡。当光伏阵列发电功率大于电网调度需求时，若储能电池荷电状态（StateOfCharge，SOC）低于某预设最高值，光伏阵列按电网调度需求将部分电量通过直流母线输送至逆变器，剩余电量通过DC-DC控制器存储于储能电池中，此时电池处于充电状态，若储能电池SOC达到预设最高值，则对光伏发电进行有功功率控制（弃光）。当光伏阵列发电功率小于电网调度需求时，若储能电池SOC高于某预设最低值，光伏阵列将全部电量通过直流母线输送至逆变器，不够的部分通过DC-DC控制器从储能电池系统中输送至逆变器，此时电池处于放电状态，若储能电池SOC达到预设最低值，则仅将光伏发电对外输送，无法满足电网需求。电站运行时，光伏发电、电池储能SOC和电网调度需求实时变化，根据运行情况在上述运行模式之间随时切换。

2储能电站运行经济性分析

2.1现行运行模式

基于光储电站实际运行数据，分析了光伏电站现行运行模式储能电站的经济性。在此场景下，配置15MW/18MWh的储能系统，配置储能系统后年减少弃光电量4465600kWh，光伏电站弃光率由17．07%降至11．34%。目前，储能系统成本为472．22万元/MWh，配套基建成本为66．67万元/MWh，储能系统寿命为15年，按照光伏电站上网电价0．9元/kWh计算，储能电站全寿命周期总收益为7334．75万元，储能电站建设成本为9709．74万元，储能电站投资总利润为－2374．99万元，年均利润为－158．33万元。

3.22020年弃光率小于5%

2017年年初，国家电网公司提出力争2017年至2018年弃风弃光矛盾得到有效缓解，到2020年根本解决新能源消纳问题，弃风弃光率控制在5%以内。基于光储电站实际运行数据分析得出，在此场景下，需要配置37．71MW/685．52MWh的储能系统，配置储能系统后年减少弃光电量9415726kWh，光伏电站弃光率由6．37%降至4．99%。预计到2020年，储能系统成本为150万元/MWh，配套基建成本为50万元/MWh，储能系统寿命为15年，按照光伏电站上网电价0．9元/kWh计算，储能电站全寿命周期总收益为15465．32万元，储能电站建设成本为137104．49万元，储能电站投资总利润为－121639．17万元，年均利润为－8109．28万元。

2.3经济性分析

虽然储能系统能够有效降低弃光率，但现有储能系统成本、光伏上网电价及调度模式情况下，配置储能系统不能收回成本，需要对储能系统进行补贴，补贴方式可分为3种：储能电站容量一次性建设补贴、储能电站独立发电电价补贴、光储电站联合发电电价补贴。到2020年弃风率需控制在5%以内，光伏电站年理论发电量77995001．34kWh，未配置储能时年弃光电量13314930．71kWh，年上网电量64680070．63kWh。预计到2020年，储能系统成本为150万元/MWh，配套基建成本为50万元/MWh，储能系统寿命为15年，储能电站建设成本为137104．49万元。按照现有调度方式，需要配置37．71MW/685．52MWh的储能系统。配置储能后年弃光电量3899205．10kWh，年上网电量74095796．24kWh，配置储能系统后年减少弃光电量9415725．61kWh。为保证配置储能电站投资不亏损可采取以下措施：（1）给予储能电站容量一次性建设补贴1814．58元/kWh。（2）给予储能电站独立发电电价9．71元/kWh。（3）给予光储电站联合发电电价2．02元/kWh。按照现有调度规律，需要配较大的储能系统。其原因是现有调度指令在无太阳辐射时段的调度指令值很小（约为2MW）。这种调度指令适合于常规光伏电站，但对于光伏储能联合电站而言，其在无太阳辐射时段的功率窗口过小，导致储能系统在白天充入电量无法在夜间完全放出。同时又受限于弃光率指标，只能增大容量配置以达到减少弃光的目标。鉴于此种情况建议将调度指令值小于5MW的指令值调整为5MW。调度指令调整后，需要配置37．71MW/89．81MWh的储能系统。配置储能后年弃光电量3899706．34kWh，年上网电量74095295．00kWh，配置储能系统后年减少弃光电量9324796．89kWh。储能电站全寿命周期总收益为15315．98万元，储能电站建设成本为17962．17万元，储能电站投资总利润为－2646．19万元，年均利润为－176．41万元。为保证配置储能电站投资不亏损可采取以下措施：（1）给予储能电站容量一次性建设补贴598．33元/kWh。（2）给予储能电站独立发电电价1．28元/kWh。（3）给予光储电站联合发电电价0．95元/kWh。

结语

光伏电站加入储能系统后可进行多种模式运行，有效提升了光伏上网电量，并可实现弃光率低于5%。现有调度模式不适用于光伏储能联合电站，导致补贴成本较高，通过将无太阳辐射时段的调度指令值调整为0．1倍的光伏电站装机容量，可大幅降低补贴成本。

参考文献：

［1］国家能源局．2018年风电并网运行情况