光伏儲能電站的經(jīng)濟性分析

光伏儲能電站的經(jīng)濟性分析摘要：由于光伏發(fā)展以大規(guī)模開發(fā)、遠(yuǎn)距離輸送、高電壓等級集中接入方式為主，光伏資源豐富的地區(qū)與負(fù)荷中心距離較遠(yuǎn)，電能需要遠(yuǎn)距離輸送，而輸電線路建設(shè)與光伏電站發(fā)展不匹配，導(dǎo)致大量電站建成之后，電網(wǎng)基礎(chǔ)設(shè)施無法及時滿足新能源的發(fā)展速度、大規(guī)模光伏發(fā)電不能滿足并網(wǎng)要求，出現(xiàn)了發(fā)電不能并網(wǎng)、利用小時數(shù)持續(xù)降低和“棄光”等現(xiàn)象。

關(guān)鍵詞：光伏電站；儲能系統(tǒng)；經(jīng)濟性分析

引言

隨著光伏、風(fēng)電等不具備儲能功能的可再生能源的增加，其接入電網(wǎng)時對電網(wǎng)產(chǎn)生了較大的沖擊，為保證電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行，會對光伏、風(fēng)電進行限電。配備儲能系統(tǒng)后，光伏就具備調(diào)峰能力，可根據(jù)電網(wǎng)調(diào)度進行運行，解決光伏電站限電的問題。

1系統(tǒng)介紹

1.1光伏系統(tǒng)

本文以青海共和青海黃河上游水電開發(fā)有限責(zé)任公司某光伏發(fā)電項目為案例進行研究，該光伏發(fā)電項裝機20MWp，組件采用單晶perc組件和雙玻雙面組件，以35kV電壓等級一回出線接入330kV升壓站外送。根據(jù)2018年光伏電站發(fā)電、限電情況統(tǒng)計，全年共限電252.9萬kW?h，年總限電率為7.33%。根據(jù)2018年電站運行情況可以發(fā)現(xiàn)，電站因限電損失252.9萬kW?h，2018年該電站年均電價為08元/（kW?h），所以全年損失273.1萬元。

1.2光伏儲能系統(tǒng)

光伏儲能系統(tǒng)主要包括光伏陣列、逆變器、儲能系統(tǒng)和直流-直流控制器四部分.逆變器將光伏發(fā)電從直流轉(zhuǎn)換成交流后并入交流母線，當(dāng)需要充電或放電時，通過DC-DC控制器控制儲能系統(tǒng)從逆變器處充放電，交流母線將電能匯集后送入電網(wǎng)。

1.3系統(tǒng)運行模式

太陽輻射資源具有不規(guī)律變化的特點，光伏發(fā)電負(fù)荷隨太陽輻射量近似線性變化，當(dāng)光伏發(fā)電功率與電網(wǎng)調(diào)度需求不匹配時，就會存在無法滿足電網(wǎng)要求或者限電情況。由于配備了儲能系統(tǒng)，光伏儲能系統(tǒng)可以根據(jù)電網(wǎng)調(diào)度要求和光伏實際發(fā)電負(fù)荷合理實時改變運行模式，調(diào)配電能供應(yīng)與需求之間的平衡。當(dāng)光伏陣列發(fā)電功率大于電網(wǎng)調(diào)度需求時，若儲能電池荷電狀態(tài)（StateOfCharge，SOC）低于某預(yù)設(shè)最高值，光伏陣列按電網(wǎng)調(diào)度需求將部分電量通過直流母線輸送至逆變器，剩余電量通過DC-DC控制器存儲于儲能電池中，此時電池處于充電狀態(tài)，若儲能電池SOC達(dá)到預(yù)設(shè)最高值，則對光伏發(fā)電進行有功功率控制（棄光）。當(dāng)光伏陣列發(fā)電功率小于電網(wǎng)調(diào)度需求時，若儲能電池SOC高于某預(yù)設(shè)最低值，光伏陣列將全部電量通過直流母線輸送至逆變器，不夠的部分通過DC-DC控制器從儲能電池系統(tǒng)中輸送至逆變器，此時電池處于放電狀態(tài)，若儲能電池SOC達(dá)到預(yù)設(shè)最低值，則僅將光伏發(fā)電對外輸送，無法滿足電網(wǎng)需求。電站運行時，光伏發(fā)電、電池儲能SOC和電網(wǎng)調(diào)度需求實時變化，根據(jù)運行情況在上述運行模式之間隨時切換。

2儲能電站運行經(jīng)濟性分析

2.1現(xiàn)行運行模式

基于光儲電站實際運行數(shù)據(jù)，分析了光伏電站現(xiàn)行運行模式儲能電站的經(jīng)濟性。在此場景下，配置15MW/18MWh的儲能系統(tǒng)，配置儲能系統(tǒng)后年減少棄光電量4465600kWh，光伏電站棄光率由17．07%降至11．34%。目前，儲能系統(tǒng)成本為472．22萬元/MWh，配套基建成本為66．67萬元/MWh，儲能系統(tǒng)壽命為15年，按照光伏電站上網(wǎng)電價0．9元/kWh計算，儲能電站全壽命周期總收益為7334．75萬元，儲能電站建設(shè)成本為9709．74萬元，儲能電站投資總利潤為－2374．99萬元，年均利潤為－158．33萬元。

3.22020年棄光率小于5%

2017年年初，國家電網(wǎng)公司提出力爭2017年至2018年棄風(fēng)棄光矛盾得到有效緩解，到2020年根本解決新能源消納問題，棄風(fēng)棄光率控制在5%以內(nèi)。基于光儲電站實際運行數(shù)據(jù)分析得出，在此場景下，需要配置37．71MW/685．52MWh的儲能系統(tǒng)，配置儲能系統(tǒng)后年減少棄光電量9415726kWh，光伏電站棄光率由6．37%降至4．99%。預(yù)計到2020年，儲能系統(tǒng)成本為150萬元/MWh，配套基建成本為50萬元/MWh，儲能系統(tǒng)壽命為15年，按照光伏電站上網(wǎng)電價0．9元/kWh計算，儲能電站全壽命周期總收益為15465．32萬元，儲能電站建設(shè)成本為137104．49萬元，儲能電站投資總利潤為－121639．17萬元，年均利潤為－8109．28萬元。

2.3經(jīng)濟性分析

雖然儲能系統(tǒng)能夠有效降低棄光率，但現(xiàn)有儲能系統(tǒng)成本、光伏上網(wǎng)電價及調(diào)度模式情況下，配置儲能系統(tǒng)不能收回成本，需要對儲能系統(tǒng)進行補貼，補貼方式可分為3種：儲能電站容量一次性建設(shè)補貼、儲能電站獨立發(fā)電電價補貼、光儲電站聯(lián)合發(fā)電電價補貼。到2020年棄風(fēng)率需控制在5%以內(nèi)，光伏電站年理論發(fā)電量77995001．34kWh，未配置儲能時年棄光電量13314930．71kWh，年上網(wǎng)電量64680070．63kWh。預(yù)計到2020年，儲能系統(tǒng)成本為150萬元/MWh，配套基建成本為50萬元/MWh，儲能系統(tǒng)壽命為15年，儲能電站建設(shè)成本為137104．49萬元。按照現(xiàn)有調(diào)度方式，需要配置37．71MW/685．52MWh的儲能系統(tǒng)。配置儲能后年棄光電量3899205．10kWh，年上網(wǎng)電量74095796．24kWh，配置儲能系統(tǒng)后年減少棄光電量9415725．61kWh。為保證配置儲能電站投資不虧損可采取以下措施：（1）給予儲能電站容量一次性建設(shè)補貼1814．58元/kWh。（2）給予儲能電站獨立發(fā)電電價9．71元/kWh。（3）給予光儲電站聯(lián)合發(fā)電電價2．02元/kWh。按照現(xiàn)有調(diào)度規(guī)律，需要配較大的儲能系統(tǒng)。其原因是現(xiàn)有調(diào)度指令在無太陽輻射時段的調(diào)度指令值很?。s為2MW）。這種調(diào)度指令適合于常規(guī)光伏電站，但對于光伏儲能聯(lián)合電站而言，其在無太陽輻射時段的功率窗口過小，導(dǎo)致儲能系統(tǒng)在白天充入電量無法在夜間完全放出。同時又受限于棄光率指標(biāo)，只能增大容量配置以達(dá)到減少棄光的目標(biāo)。鑒于此種情況建議將調(diào)度指令值小于5MW的指令值調(diào)整為5MW。調(diào)度指令調(diào)整后，需要配置37．71MW/89．81MWh的儲能系統(tǒng)。配置儲能后年棄光電量3899706．34kWh，年上網(wǎng)電量74095295．00kWh，配置儲能系統(tǒng)后年減少棄光電量9324796．89kWh。儲能電站全壽命周期總收益為15315．98萬元，儲能電站建設(shè)成本為17962．17萬元，儲能電站投資總利潤為－2646．19萬元，年均利潤為－176．41萬元。為保證配置儲能電站投資不虧損可采取以下措施：（1）給予儲能電站容量一次性建設(shè)補貼598．33元/kWh。（2）給予儲能電站獨立發(fā)電電價1．28元/kWh。（3）給予光儲電站聯(lián)合發(fā)電電價0．95元/kWh。

結(jié)語

光伏電站加入儲能系統(tǒng)后可進行多種模式運行，有效提升了光伏上網(wǎng)電量，并可實現(xiàn)棄光率低于5%?，F(xiàn)有調(diào)度模式不適用于光伏儲能聯(lián)合電站，導(dǎo)致補貼成本較高，通過將無太陽輻射時段的調(diào)度指令值調(diào)整為0．1倍的光伏電站裝機容量，可大幅降低補貼成本。

參考文獻：

［1］國家能源局．2018年風(fēng)電并網(wǎng)運行情況