基于調頻需求的光伏電站改擴建及度電成本評估

郭振興，干建麗，鄒陽洋，李曉潔，洪凌，鄭渭建

（1.浙江浙能北海水力發電有限公司，浙江 麗水 323907；2.浙江省白馬湖實驗室有限公司，浙江 杭州 311121；3.浙江浙能技術研究院有限公司，浙江 杭州 311121）

0 引 言

在碳達峰、碳中和背景下，新能源電站建設如火如荼，風電、光伏裝機急劇增長。但新能源發電容易受到環境（如風力、光照）條件影響，發電量波動造成預測難度較大，進而影響電網穩定性。自2019 年起，全國各地方電力公司、國家能源局等陸續出臺針對新能源電站的兩個細則，對新能源電站發電量進行適當約束，來保證電網穩定性[1,2]，新能源電站參與輔助調頻是細則內容之一。山西、寧夏、青海、山東等地逐步要求光伏電站配置儲能以適配電網[3]，并對儲能的容量、循環壽命、充放電倍率等加以限制。2020 年，國電投首例“光伏+鐵-鉻液流電池”儲能示范項目在河北投產運行，西藏日喀則市50 兆瓦“光伏+儲能”綜合能源示范項目并網，華東地區萊州市土山鎮一期“120 兆瓦+6 兆瓦/12 兆瓦時”光儲融合項目正式并網發電，各地的新能源調頻工作均在陸續開展試點。

儲能用于調頻系統在國外已有多年應用經驗，國內對新能源參與電網一次調頻、儲能裝置在新能源電站中應用前景等相關研究也在持續開展，主要集中在必要性分析、可行性研究、技術路線選擇和經濟成本分析上。在可行性方面，金晨、任大偉等[4-6]從不同時空尺度統籌優化新能源、儲能及電網互聯容量，開展了系統棄電率、新能源電源裝機、儲能配置及電網互聯容量靈敏度分析，評估中國“十四五”儲能發展需求，研究新能源配置儲能替代火電的條件。張軍等[7]提出了目前新能源儲能系統收益模式模糊、儲能成本降低和收益尚未完全契合的問題，認為當前新能源儲能收益模式更適合用于光伏補貼較高或存在棄風棄光場景的電站，經濟性方面，陳大宇等[8]分析了儲能用于調頻市場的控制策略和經濟性，基于美國加州儲能調頻的商業化應用案例分析得出儲能調頻電站可在3～4 年回收成本，但國內調頻收益機制尚不明確，是否可以達到預期仍有待商榷。徐巖等[9]分析了不同目標下儲能配置方案的全生命周期成本，認為以電能質量達標為目的配置的儲能系統在當下經濟性較差，而推廣增配儲能系統需要滿足其增加的售電收入及減免的罰金之和大于增配儲能后增加的損耗和故障成本的條件。黃碧斌等[10]結合儲能技術經濟特性和電力系統需求，對電網側儲能典型案例進行研究，認為電化學儲能作為一種電網元件，目前成本仍較高，須通過統籌規劃來提高應用經濟性。周波等[11]對儲能項目定價機制開展分析，提出了基于均化成本法和基于輔助服務貢獻法的儲能定價模型，期望通過電價和補貼調動儲能設施參與電網的積極性。以上研究均認為儲能系統經濟性有限，目前仍需外部激勵。在技術路線方面，劉輝等[12]提出了一種風儲聯合調頻控制策略。王小平等[13]考慮了光伏電站有功-頻率下垂控制特性，在無須額外硬件增加或改造基礎上實現光伏電站自動發電控制(AGC)和一次調頻功能一體化集成。鄭有余等[14]提出一種基于全站控制的整套改造方案，對現有光伏場站參與系統一次調頻功率控制策略進行了改進。徐放等[15]提出基于實時最大功率估計的光伏系統參與電網調頻的控制策略，較準確估計最大可用功率、調節輸出功率，根據調頻定量需求反向調節光伏系統減載率，使光伏系統有效參與電網一次與二次調頻。馮曉麗等[16]基于光伏電站運行數據設計并優化了梯次利用電池儲能系統容量。黎淑娟等[17]提出了考慮電池過載倍率特性的調頻用儲能電池優化配置，對磷酸鐵鋰、鈦酸鋰、鉛酸電池的容量配置進行對比分析，以儲能電池容量/功率最小為目標進行電池容量優化配置，來有效優化儲能系統初期建設成本，以作為儲能配置的可行發展方向。綜合來看，目前大多數文獻還是以磷酸鐵鋰為儲能系統主要對象，對于高倍率或其他新興電池的光儲配置方案研究較少。

本文結合新能源電站的一次調頻改造需求開展電站成本評估，以具體光伏電站為例，分析其一次調頻改造方式，包括調整光伏電站裝機容量或限制實際發電量和增配儲能電池兩種方案，提供了簡易成本計算方法。另外，針對光伏電站增配儲能電池的需求，本文結合了電池基本參數，如充放電倍率、循環次數和單價等，分析電池類型在光伏一次調頻改造方案中對全生命周期度電成本的影響，并揭示調頻改造中儲能電池應關注的主要參數。

1 新能源電站一次調頻改造方案簡述

新能源場站應預留一定比例的額定容量用于一次調頻[18]。以光伏電站為例，根據光伏電站參與電網一次調頻的服務細則及技術指標[19]，預留用于一次調頻的比例一般為10%，調頻合格率應滿足在60%以上?？紤]極限情況，即反應和控制時間忽略不計，則光伏電站應配備瞬時可供給6%額定容量的裝機以滿足調頻需求。本文后續計算中，光伏額定容量預留比例為10%。

新能源電站一次調頻可通過調整光伏發電量和增配儲能兩種形式實現，汪洋[20]將其闡述為光伏電站的單一調頻和光儲聯合調頻。

調整光伏發電量的改造方案考慮在電站額定規模的基礎上，通過AGC 或者自動電壓控制(AVC)裝置的改造，對電站光伏發電量進行限制，從而預留一次調頻服務所需的儲備功率，該方式可以僅改造AGC/AVC 裝置，或按照調頻功率要求增建光伏裝機，前者先期投資小，后者可以增加日常光伏上網電量，而無論哪一種，都會造成一次調頻儲備功率量的發電量損失，且由于光伏系統的發電不確定性，在需要調頻的時間，存在被考核的風險。

增配儲能的方案在儲能技術日漸發展的當下被更多人提起，儲能系統的投入可以穩定光伏電站發電量、有利于限電地區光伏發電容量的臨時存儲和夜間釋放，是充滿前景的光儲一次調頻改造方式。但儲能系統當前的性能參數和價格差異較大，且因循環次數限制，在光伏電站全生命周期內需要更換，其初始投入和替換投入相對較大。

2 改造工作成本分析

本節通過對LCOE 公式的分析，量化分析光伏參與一次調頻需要開展的改造工作成本。

2.1 光伏裝機度電成本分析

根據美國NREL 手冊[21]提出的度電成本基本公式，光伏項目度電成本由項目全生命周期成本現值總和與項目年發電量共同計算得出，如下：

式中：L0為原電站平準化度電成本，元/kWh；CCLCC為全生命周期成本的現值總和，萬元；Qn為第n年光伏項目發電量，萬kWh；d為折現率，通常取0.06 或0.08；N為全生命周期年限，通常取25 年。全生命周期成本的現值總和見式(2)：

式中：Cn為第n年的成本費用，萬元，包括建設投資、系統殘值、運維管理費（如修理費等）、設備更換、能源消耗等，一般均與光伏電站規模正相關。

2.2 調整光伏裝機后的度電成本

如前所述，通過調整光伏裝機并預留10%的光伏額定容量用于一次調頻，通過電站功率控制系統(AGC)實現。但對于光伏發電站而言，保留10%的光伏額定容量將不可避免地影響項目發電收益，從而影響項目的度電成本。結合式(1)直觀分析，增加光伏裝機會導致項目建設成本費用Cn增加，而保留一定比例的額定容量用于調頻則會減少項目全生命周期發電量Qn，二者都將導致項目度電成本增加。

假設項目總成本費用（包括建設成本及運維成本）與電站裝機呈正相關關系，當項目增建比例為p的光伏額定裝機(0 ≤p≤10%)，并預留10%的光伏額定容量用于調頻時，項目度電成本Lpv如式(3)所示：

可得，項目調整光伏裝機并預留10%的光伏額定容量，在假設項目總成本費用與電站裝機呈正相關關系的條件下，調整后電站的度電成本是原光伏電站成本的1.11 倍。進一步地，對于預留一定比例pf的光伏額定容量的光伏電站，無論其是否調整光伏裝機，其度電成本應滿足式(4)：

另外，對于系統增配的光伏裝機容量，如不配置儲能，系統可以提升非高峰時段的發電量；如配置儲能，還可以額外回收峰值限電部分能量。在發電總量上有一定優勢。

2.3 增設儲能系統后的度電成本

除調整光伏裝機和發電量外，增設光伏儲能系統也是當前重點關注方向。結合式(1)，儲能系統增設會增加項目總成本Cn，其充放電過程的能量損失也會影響項目發電量Qn。但考慮到儲能充放電效率通常在90%以上，損耗相對較少，因此，本文暫不考慮儲能充放電過程對光伏項目發電量的損耗。

1)儲能電池容量：電池建設/更換成本一般與電池單價和容量相關，而儲能容量與新能源項目額定功率和調頻需求相關，可通過式(5)表示：

式中：Ebat為儲能電池容量，kWh；Pbat為電池額定功率，kW；Tb為電池額定充電時間，h；Cb為電池倍率，C；PN為新能源項目裝機容量，kW。

2)儲能電池壽命：儲能電池有其額定的充放電循環次數，達到額定次數的儲能電池應予以更換，電池壽命計算如式(6)所示：

式中：Nc為儲能電池壽命，年，一般為6～9年；nb為儲能全生命周期循環次數，一般在3000～5000 次不等；ny為儲能電池每年循環次數，次/年，本文中取250 次/年[22]。

根據式(1)和(2)，可以得到儲能系統全生命周期成本現值，如式(7)所示：

儲能系統建設期的成本主要為建設投資成本；運行期的成本主要是運行維護成本，其中儲能電池壽命期結束當年還會產生電池更換成本及回收舊電池帶來的成本節約；另外，整個發電項目壽命期結束后，回收儲能電池固定資產殘值會帶來額外的成本節約。結合儲能電池容量和壽命，儲能電池在項目全生命周期各年度的成本投入可以進一步分解，如式(8)所示：

2.4 度電成本增量對比

分別定義VLpv和VLbat為調整光伏裝機和增配儲能后的新能源項目度電成本增量。則根據第2.1-2.2 節分析，度電成本增量如式(9)、(10)所示 ：

定義權衡系數s：

式中：s為調頻需求下，增配儲能和調整光伏裝機兩種方案的度電成本增量比。

當s＞1 時，增配儲能的度電成本增量大于調整光伏裝機的度電成本增量，不考慮一次調頻獎勵、儲能峰谷電價差收益的情況下，僅調整光伏裝機是更合適的改造方式；同理，當s＜1 時，增配儲能是優選的改造方案。結合式(9)-(11)，權衡系數s也可以表示如下：

該式不需要考慮光伏電站發電情況、僅通過原光伏電站、增配儲能的全生命周期成本和需要預留的裝機比例，就可以獲得權衡系數。

3 實例分析

3.1 某光儲電站項目度電成本情況

以甘肅某地區產業園光儲一體化發電項目為實例。項目光伏發電側規模87.5MW，儲能系統3.5MW/7(MW·h)，靜態總投資30136 萬元。光伏首年利用小時數1717 小時。

根據項目工程總概算表及子表統計得，儲能系統造價1110.12 萬元，其中包含儲能系統設備及安裝費1057.52 萬元、儲能系統柜22.10 萬元和儲能設備基礎工程30.50 萬元。假設除儲能部分外均為光伏系統成本，則項目光伏建設總成本29025.88 萬元，儲能系統初始建設成本1110.12萬元，儲能系統單價約1585 元/(kW·h)。

光伏電站運維費用按照2%的初始投資預估，約為0.067 元/(瓦·年)，系統殘值5%，在第25年回收；儲能系統運維費用按照0.05 元/(瓦·年)估算，系統殘值10%，電池循環次數3000 次。

則該項目光伏系統、增配儲能及調整裝機的度電成本情況如下表1 所示：

表1 項目光伏及儲能系統度電成本情況

根據表1 數值及式(11) 可得，權衡系數s=1.2287 ＞1。針對該光儲一體化實例項目投資數據，如果僅根據儲能系統預留4%的發電量，直接調整光伏裝機比增配儲能系統要更加便宜，但總體差距不大。但考慮增配儲能系統在一次調頻獎勵、儲能峰谷電價差收益上存在提高收益的可能性[23]，增配儲能相對更有前景。

3.2 不同類別儲能電池比較

通過公開資料，我們收集了不同電池倍率的儲能電池參數[24-26]，并通過式(7)、(8)計算得到儲能系統度電成本，如表2 所示?？梢钥闯?，本項目儲能系統電池參數與磷酸鐵鋰電池較為相近，儲能系統改造的度電成本超過0.22 元/(kW·h)，采用高倍率儲能電池進行一次調頻改造的度電成本最低，為0.2161 元/(kW·h)，可見儲能電池的生產成本、倍率及循環次數對一次調頻儲能改造成本影響巨大。

表2 典型儲能電池參數及其度電成本

另外，電池充電時間對項目改造成本的影響也不容忽視，因為輔助調頻需要預留新能源裝機10%的瞬時功率。如磷酸鐵鋰等電池充電時間較長，則需要預留的電池容量就更大，導致電池投入成本和充放電成本相對較高。但本文目前暫未考慮峰谷電價差造成的收益情況，僅針對儲能輔助光伏電站參加無償調頻調峰考慮成本情況，實際項目中應針對各地政策作針對性測算。

考慮到目前市面上電池參數差異較大，不同類型的電池在單價、充放電時間、循環次數等方面均具有較大區別，而同種類型的電池，其充電次數與循環次數也非固定值，受到廠家對電池的配方優化、結構調整、優化策略等多種方式的影響，對成本分析限制較大。針對該變化情況，我們提取電池倍率Cb這個電池主參數，在假設電池單價均為1800 元/(kW·h)的基礎上，分析不同因素對增配儲能后的度電成本增量VLbat影響，結果如下圖1 所示。

圖1 電池倍率、循環次數對度電成本增量的影響

顯然，電池單價不變時，電池循環次數的增加可以降低電池的度電成本，在成本中體現為電池壽命年限的延長。但循環次數達到一定水平后，其次數增加對度電成本的影響持續降低。由圖1可見，在循環次數低于1000 次的區間內，度電成本增量隨電池循環次數的增加快速降低；但當循環次數超過2000 次后，其度電成本增量已經基本穩定，僅有少量下降空間。

同時，電池倍率的增加也可以有效降低項目度電成本，主要體現在電池額定功率不變的條件下項目所需電池容量的降低。由圖1 橫向參考線可見，低倍率電池需要具備高倍率電池1 倍乃至幾倍的循環次數時，才可能實現同樣的度電成本節約。

因此，對于用于調頻需求的儲能電池而言，其電池循環次數/壽命是基礎，而電池的充放電倍率是影響電池單價和性價比的重要因素。更高倍率的儲能電池參與調頻改造有希望進一步降低新能源電站調頻改造成本，是儲能電池技術發展和應用的方向之一。

4 結論

本文針對新能源電站的調整裝機和增配儲能兩種調頻改造方案，分別提出了成本評估模型，在不考慮目前新能源電站參與調頻獲得的輔助服務收益和峰谷電價差的情況下，僅對項目成本展開對比。本文以光伏電站為例，針對新能源電站增配儲能的方案，結合電池基本參數，分析了不同電池配置在調頻改造方案下的全生命周期度電成本影響。

結果表明，新能源電站通過調整裝機、調整發電量或增配儲能的方式參與電網一次調頻會增加電站的度電成本。如果不考慮配置儲能，其度電成本的增加與調頻預留功率呈正相關關系；如果配置儲能，其度電成本的增量會因電池參數不同而產生變化，總體來講，增配儲能的度電成本要略高于僅調整裝機的改造方案，但相對差距不大。合理的儲能配置方案，如采用低制造成本、高倍率、高循環次數的儲能電池可以大幅度減少度電成本增量，另外，儲能可以用于增加項目調峰收益和平穩發電量，在未來具有更多可能性。在采用新型儲能電池時，除了電池安全性，應同時對電池循環次數有基本要求。在同樣的改造成本下，高倍率電池可以具有更高的定價空間。

以上分析結果可用于指導新能源電站的一次調頻改造，也可用于結合電池特性的電池市場競爭力分析，對于改善儲能電池特性、調整電池售價具有一定指導意義。其中高倍率充放電儲能電池參與調頻改造有希望進一步降低新能源電站調頻改造成本，是儲能電池技術發展和應用的方向之一。

目前國內光伏已實現平價上網，在碳交易政策、峰谷電價差的政策指引下，新能源儲能的配置方案和性價比將影響項目整體的度電成本，是后續十分有價值的研究方向。