基于调频需求的光伏电站改扩建及度电成本评估

郭振兴，干建丽，邹阳洋，李晓洁，洪凌，郑渭建

（1.浙江浙能北海水力发电有限公司，浙江 丽水 323907；2.浙江省白马湖实验室有限公司，浙江 杭州 311121；3.浙江浙能技术研究院有限公司，浙江 杭州 311121）

0 引 言

在碳达峰、碳中和背景下，新能源电站建设如火如荼，风电、光伏装机急剧增长。但新能源发电容易受到环境（如风力、光照）条件影响，发电量波动造成预测难度较大，进而影响电网稳定性。自2019 年起，全国各地方电力公司、国家能源局等陆续出台针对新能源电站的两个细则，对新能源电站发电量进行适当约束，来保证电网稳定性[1,2]，新能源电站参与辅助调频是细则内容之一。山西、宁夏、青海、山东等地逐步要求光伏电站配置储能以适配电网[3]，并对储能的容量、循环寿命、充放电倍率等加以限制。2020 年，国电投首例“光伏+铁-铬液流电池”储能示范项目在河北投产运行，西藏日喀则市50 兆瓦“光伏+储能”综合能源示范项目并网，华东地区莱州市土山镇一期“120 兆瓦+6 兆瓦/12 兆瓦时”光储融合项目正式并网发电，各地的新能源调频工作均在陆续开展试点。

储能用于调频系统在国外已有多年应用经验，国内对新能源参与电网一次调频、储能装置在新能源电站中应用前景等相关研究也在持续开展，主要集中在必要性分析、可行性研究、技术路线选择和经济成本分析上。在可行性方面，金晨、任大伟等[4-6]从不同时空尺度统筹优化新能源、储能及电网互联容量，开展了系统弃电率、新能源电源装机、储能配置及电网互联容量灵敏度分析，评估中国“十四五”储能发展需求，研究新能源配置储能替代火电的条件。张军等[7]提出了目前新能源储能系统收益模式模糊、储能成本降低和收益尚未完全契合的问题，认为当前新能源储能收益模式更适合用于光伏补贴较高或存在弃风弃光场景的电站，经济性方面，陈大宇等[8]分析了储能用于调频市场的控制策略和经济性，基于美国加州储能调频的商业化应用案例分析得出储能调频电站可在3～4 年回收成本，但国内调频收益机制尚不明确，是否可以达到预期仍有待商榷。徐岩等[9]分析了不同目标下储能配置方案的全生命周期成本，认为以电能质量达标为目的配置的储能系统在当下经济性较差，而推广增配储能系统需要满足其增加的售电收入及减免的罚金之和大于增配储能后增加的损耗和故障成本的条件。黄碧斌等[10]结合储能技术经济特性和电力系统需求，对电网侧储能典型案例进行研究，认为电化学储能作为一种电网元件，目前成本仍较高，须通过统筹规划来提高应用经济性。周波等[11]对储能项目定价机制开展分析，提出了基于均化成本法和基于辅助服务贡献法的储能定价模型，期望通过电价和补贴调动储能设施参与电网的积极性。以上研究均认为储能系统经济性有限，目前仍需外部激励。在技术路线方面，刘辉等[12]提出了一种风储联合调频控制策略。王小平等[13]考虑了光伏电站有功-频率下垂控制特性，在无须额外硬件增加或改造基础上实现光伏电站自动发电控制(AGC)和一次调频功能一体化集成。郑有余等[14]提出一种基于全站控制的整套改造方案，对现有光伏场站参与系统一次调频功率控制策略进行了改进。徐放等[15]提出基于实时最大功率估计的光伏系统参与电网调频的控制策略，较准确估计最大可用功率、调节输出功率，根据调频定量需求反向调节光伏系统减载率，使光伏系统有效参与电网一次与二次调频。冯晓丽等[16]基于光伏电站运行数据设计并优化了梯次利用电池储能系统容量。黎淑娟等[17]提出了考虑电池过载倍率特性的调频用储能电池优化配置，对磷酸铁锂、钛酸锂、铅酸电池的容量配置进行对比分析，以储能电池容量/功率最小为目标进行电池容量优化配置，来有效优化储能系统初期建设成本，以作为储能配置的可行发展方向。综合来看，目前大多数文献还是以磷酸铁锂为储能系统主要对象，对于高倍率或其他新兴电池的光储配置方案研究较少。

本文结合新能源电站的一次调频改造需求开展电站成本评估，以具体光伏电站为例，分析其一次调频改造方式，包括调整光伏电站装机容量或限制实际发电量和增配储能电池两种方案，提供了简易成本计算方法。另外，针对光伏电站增配储能电池的需求，本文结合了电池基本参数，如充放电倍率、循环次数和单价等，分析电池类型在光伏一次调频改造方案中对全生命周期度电成本的影响，并揭示调频改造中储能电池应关注的主要参数。

1 新能源电站一次调频改造方案简述

新能源场站应预留一定比例的额定容量用于一次调频[18]。以光伏电站为例，根据光伏电站参与电网一次调频的服务细则及技术指标[19]，预留用于一次调频的比例一般为10%，调频合格率应满足在60%以上。考虑极限情况，即反应和控制时间忽略不计，则光伏电站应配备瞬时可供给6%额定容量的装机以满足调频需求。本文后续计算中，光伏额定容量预留比例为10%。

新能源电站一次调频可通过调整光伏发电量和增配储能两种形式实现，汪洋[20]将其阐述为光伏电站的单一调频和光储联合调频。

调整光伏发电量的改造方案考虑在电站额定规模的基础上，通过AGC 或者自动电压控制(AVC)装置的改造，对电站光伏发电量进行限制，从而预留一次调频服务所需的储备功率，该方式可以仅改造AGC/AVC 装置，或按照调频功率要求增建光伏装机，前者先期投资小，后者可以增加日常光伏上网电量，而无论哪一种，都会造成一次调频储备功率量的发电量损失，且由于光伏系统的发电不确定性，在需要调频的时间，存在被考核的风险。

增配储能的方案在储能技术日渐发展的当下被更多人提起，储能系统的投入可以稳定光伏电站发电量、有利于限电地区光伏发电容量的临时存储和夜间释放，是充满前景的光储一次调频改造方式。但储能系统当前的性能参数和价格差异较大，且因循环次数限制，在光伏电站全生命周期内需要更换，其初始投入和替换投入相对较大。

2 改造工作成本分析

本节通过对LCOE 公式的分析，量化分析光伏参与一次调频需要开展的改造工作成本。

2.1 光伏装机度电成本分析

根据美国NREL 手册[21]提出的度电成本基本公式，光伏项目度电成本由项目全生命周期成本现值总和与项目年发电量共同计算得出，如下：

式中：L0为原电站平准化度电成本，元/kWh；CCLCC为全生命周期成本的现值总和，万元；Qn为第n年光伏项目发电量，万kWh；d为折现率，通常取0.06 或0.08；N为全生命周期年限，通常取25 年。全生命周期成本的现值总和见式(2)：

式中：Cn为第n年的成本费用，万元，包括建设投资、系统残值、运维管理费（如修理费等）、设备更换、能源消耗等，一般均与光伏电站规模正相关。

2.2 调整光伏装机后的度电成本

如前所述，通过调整光伏装机并预留10%的光伏额定容量用于一次调频，通过电站功率控制系统(AGC)实现。但对于光伏发电站而言，保留10%的光伏额定容量将不可避免地影响项目发电收益，从而影响项目的度电成本。结合式(1)直观分析，增加光伏装机会导致项目建设成本费用Cn增加，而保留一定比例的额定容量用于调频则会减少项目全生命周期发电量Qn，二者都将导致项目度电成本增加。

假设项目总成本费用（包括建设成本及运维成本）与电站装机呈正相关关系，当项目增建比例为p的光伏额定装机(0 ≤p≤10%)，并预留10%的光伏额定容量用于调频时，项目度电成本Lpv如式(3)所示：

可得，项目调整光伏装机并预留10%的光伏额定容量，在假设项目总成本费用与电站装机呈正相关关系的条件下，调整后电站的度电成本是原光伏电站成本的1.11 倍。进一步地，对于预留一定比例pf的光伏额定容量的光伏电站，无论其是否调整光伏装机，其度电成本应满足式(4)：

另外，对于系统增配的光伏装机容量，如不配置储能，系统可以提升非高峰时段的发电量；如配置储能，还可以额外回收峰值限电部分能量。在发电总量上有一定优势。

2.3 增设储能系统后的度电成本

除调整光伏装机和发电量外，增设光伏储能系统也是当前重点关注方向。结合式(1)，储能系统增设会增加项目总成本Cn，其充放电过程的能量损失也会影响项目发电量Qn。但考虑到储能充放电效率通常在90%以上，损耗相对较少，因此，本文暂不考虑储能充放电过程对光伏项目发电量的损耗。

1)储能电池容量：电池建设/更换成本一般与电池单价和容量相关，而储能容量与新能源项目额定功率和调频需求相关，可通过式(5)表示：

式中：Ebat为储能电池容量，kWh；Pbat为电池额定功率，kW；Tb为电池额定充电时间，h；Cb为电池倍率，C；PN为新能源项目装机容量，kW。

2)储能电池寿命：储能电池有其额定的充放电循环次数，达到额定次数的储能电池应予以更换，电池寿命计算如式(6)所示：

式中：Nc为储能电池寿命，年，一般为6～9年；nb为储能全生命周期循环次数，一般在3000～5000 次不等；ny为储能电池每年循环次数，次/年，本文中取250 次/年[22]。

根据式(1)和(2)，可以得到储能系统全生命周期成本现值，如式(7)所示：

储能系统建设期的成本主要为建设投资成本；运行期的成本主要是运行维护成本，其中储能电池寿命期结束当年还会产生电池更换成本及回收旧电池带来的成本节约；另外，整个发电项目寿命期结束后，回收储能电池固定资产残值会带来额外的成本节约。结合储能电池容量和寿命，储能电池在项目全生命周期各年度的成本投入可以进一步分解，如式(8)所示：

2.4 度电成本增量对比

分别定义VLpv和VLbat为调整光伏装机和增配储能后的新能源项目度电成本增量。则根据第2.1-2.2 节分析，度电成本增量如式(9)、(10)所示 ：

定义权衡系数s：

式中：s为调频需求下，增配储能和调整光伏装机两种方案的度电成本增量比。

当s＞1 时，增配储能的度电成本增量大于调整光伏装机的度电成本增量，不考虑一次调频奖励、储能峰谷电价差收益的情况下，仅调整光伏装机是更合适的改造方式；同理，当s＜1 时，增配储能是优选的改造方案。结合式(9)-(11)，权衡系数s也可以表示如下：

该式不需要考虑光伏电站发电情况、仅通过原光伏电站、增配储能的全生命周期成本和需要预留的装机比例，就可以获得权衡系数。

3 实例分析

3.1 某光储电站项目度电成本情况

以甘肃某地区产业园光储一体化发电项目为实例。项目光伏发电侧规模87.5MW，储能系统3.5MW/7(MW·h)，静态总投资30136 万元。光伏首年利用小时数1717 小时。

根据项目工程总概算表及子表统计得，储能系统造价1110.12 万元，其中包含储能系统设备及安装费1057.52 万元、储能系统柜22.10 万元和储能设备基础工程30.50 万元。假设除储能部分外均为光伏系统成本，则项目光伏建设总成本29025.88 万元，储能系统初始建设成本1110.12万元，储能系统单价约1585 元/(kW·h)。

光伏电站运维费用按照2%的初始投资预估，约为0.067 元/(瓦·年)，系统残值5%，在第25年回收；储能系统运维费用按照0.05 元/(瓦·年)估算，系统残值10%，电池循环次数3000 次。

则该项目光伏系统、增配储能及调整装机的度电成本情况如下表1 所示：

表1 项目光伏及储能系统度电成本情况

根据表1 数值及式(11) 可得，权衡系数s=1.2287 ＞1。针对该光储一体化实例项目投资数据，如果仅根据储能系统预留4%的发电量，直接调整光伏装机比增配储能系统要更加便宜，但总体差距不大。但考虑增配储能系统在一次调频奖励、储能峰谷电价差收益上存在提高收益的可能性[23]，增配储能相对更有前景。

3.2 不同类别储能电池比较

通过公开资料，我们收集了不同电池倍率的储能电池参数[24-26]，并通过式(7)、(8)计算得到储能系统度电成本，如表2 所示。可以看出，本项目储能系统电池参数与磷酸铁锂电池较为相近，储能系统改造的度电成本超过0.22 元/(kW·h)，采用高倍率储能电池进行一次调频改造的度电成本最低，为0.2161 元/(kW·h)，可见储能电池的生产成本、倍率及循环次数对一次调频储能改造成本影响巨大。

表2 典型储能电池参数及其度电成本

另外，电池充电时间对项目改造成本的影响也不容忽视，因为辅助调频需要预留新能源装机10%的瞬时功率。如磷酸铁锂等电池充电时间较长，则需要预留的电池容量就更大，导致电池投入成本和充放电成本相对较高。但本文目前暂未考虑峰谷电价差造成的收益情况，仅针对储能辅助光伏电站参加无偿调频调峰考虑成本情况，实际项目中应针对各地政策作针对性测算。

考虑到目前市面上电池参数差异较大，不同类型的电池在单价、充放电时间、循环次数等方面均具有较大区别，而同种类型的电池，其充电次数与循环次数也非固定值，受到厂家对电池的配方优化、结构调整、优化策略等多种方式的影响，对成本分析限制较大。针对该变化情况，我们提取电池倍率Cb这个电池主参数，在假设电池单价均为1800 元/(kW·h)的基础上，分析不同因素对增配储能后的度电成本增量VLbat影响，结果如下图1 所示。

图1 电池倍率、循环次数对度电成本增量的影响

显然，电池单价不变时，电池循环次数的增加可以降低电池的度电成本，在成本中体现为电池寿命年限的延长。但循环次数达到一定水平后，其次数增加对度电成本的影响持续降低。由图1可见，在循环次数低于1000 次的区间内，度电成本增量随电池循环次数的增加快速降低；但当循环次数超过2000 次后，其度电成本增量已经基本稳定，仅有少量下降空间。

同时，电池倍率的增加也可以有效降低项目度电成本，主要体现在电池额定功率不变的条件下项目所需电池容量的降低。由图1 横向参考线可见，低倍率电池需要具备高倍率电池1 倍乃至几倍的循环次数时，才可能实现同样的度电成本节约。

因此，对于用于调频需求的储能电池而言，其电池循环次数/寿命是基础，而电池的充放电倍率是影响电池单价和性价比的重要因素。更高倍率的储能电池参与调频改造有希望进一步降低新能源电站调频改造成本，是储能电池技术发展和应用的方向之一。

4 结论

本文针对新能源电站的调整装机和增配储能两种调频改造方案，分别提出了成本评估模型，在不考虑目前新能源电站参与调频获得的辅助服务收益和峰谷电价差的情况下，仅对项目成本展开对比。本文以光伏电站为例，针对新能源电站增配储能的方案，结合电池基本参数，分析了不同电池配置在调频改造方案下的全生命周期度电成本影响。

结果表明，新能源电站通过调整装机、调整发电量或增配储能的方式参与电网一次调频会增加电站的度电成本。如果不考虑配置储能，其度电成本的增加与调频预留功率呈正相关关系；如果配置储能，其度电成本的增量会因电池参数不同而产生变化，总体来讲，增配储能的度电成本要略高于仅调整装机的改造方案，但相对差距不大。合理的储能配置方案，如采用低制造成本、高倍率、高循环次数的储能电池可以大幅度减少度电成本增量，另外，储能可以用于增加项目调峰收益和平稳发电量，在未来具有更多可能性。在采用新型储能电池时，除了电池安全性，应同时对电池循环次数有基本要求。在同样的改造成本下，高倍率电池可以具有更高的定价空间。

以上分析结果可用于指导新能源电站的一次调频改造，也可用于结合电池特性的电池市场竞争力分析，对于改善储能电池特性、调整电池售价具有一定指导意义。其中高倍率充放电储能电池参与调频改造有希望进一步降低新能源电站调频改造成本，是储能电池技术发展和应用的方向之一。

目前国内光伏已实现平价上网，在碳交易政策、峰谷电价差的政策指引下，新能源储能的配置方案和性价比将影响项目整体的度电成本，是后续十分有价值的研究方向。