光伏发电项目储能容量的计算分析

常颖 孙立宁

在我国对可再生能源的大力倡导及扶持政策的推动下，新能源产业迅猛发展，近年来我国风电和光伏装机规模迅速扩大，并网容量快速攀升。然而，以风能、太阳能为代表的新能源发电系统，因受自然（风、光）条件影响，具有波动性和间歇性，控制及调节难度大，大规模的并网，会给电网安全稳定带来影响，故其并网容量受到限制，导致我国新能源发电项目弃光、限电等现象屡见不鲜。

储能作为电网中一种优质、灵活的调节资源，可进行大容量快速充、放电，可有效地满足新能源大规模接入和用户用能方式升级带来的系统平衡新需求。储能系统改变了电能生产、输送和使用同步完成的传统模式，使得实时平衡的“刚性”电力系统变得更加“柔性”，提高了电网运行的安全性、经济性和灵活性。

储能技术种类繁多，特点各异。从储能介质类型来看，储能大致可分为机械类储能（抽水蓄能电站、飞轮储能和压缩空气储能）、电气类储能（超级电容储能、超导储能）、电化学类储能（锂离子电池、液流电池、铅碳电池）、化学类储能（氢储能）。以锂离子电池为代表的电化学储能在我国发展迅速，锂离子电池主要分为磷酸铁锂体系、三元锂体系和钛酸锂体系。其中磷酸铁锂电池由于其能量密度高、循环寿命长、自放电率低、能量转化率高、可快充快放等优点，已被大规模应用在电网和新能源的配套建设中。

1 项目概况

以某大型光伏配套储能项目为例，对储能配置容量进行计算分析。案例项目位于天津市滨海新区近海海域,占海域面积约7.0 km2，光伏装机容量为622.8 MWp。项目主要任务是给位于光伏场区附近的某化工厂（下面简称A工厂）提供生产用电。在光伏发电时段，光伏场区除了向A工厂供电，还将多余电量存入储能蓄电池，在非光伏发电时段再将储存电能释放，做到光伏所发电能尽量多的被A工厂消纳。同时还可加强储能系统的时间管理，利用电网电价差获取收益。本项目配套储能系统选用磷酸铁锂电化学体系。

A 工厂为24 h生产运行模式，年运行小时数大于8 000 h，A 工厂用电负荷为32 万kW·h，负荷常年基本稳定。为了便于分析和计算，假设A工厂在一天当中的任意时段负荷恒定，全年运行。

2 储能的应用模式

我国电化学储能的应用模式主要分为3类：电网侧储能、电源侧储能和用户侧储能。电网侧储能用于电网的削峰填谷、一次调频等；电源侧储能主要作用是电源侧调频和促进新能源消纳；用户侧储能具有降低配电网负荷峰值，保证供电可靠性，降低企业用电成本，利用电价差获取收益等功能。

案例工程的储能系统是与光伏项目配套建设的，并且可服务于用电企业，因此同时具备电源侧储能和用户侧储能的性质和功能。

3 储能容量的计算

3.1 最大储能容量的计算

“最大储能容量”是一个理论计算值，即按光伏电站多年平均最大发电月份中日均最大发电量下不产生弃光所需要的储能容量。

由于太阳总辐射量在不同季节（月份）存在巨大差异，对光伏电站发电量有很大影响。以发电量最大月份5月的发电量（天津地区）作为计算数据来确定储能容量上限，通过专业的分析软件，将案例工程日发电量分解为每时的发电量进行分析。

图1为5月份5：00—19：00时的日平均光伏场区发电量、A工厂用电量和储能量曲线。储能容量、发电量及用电量三者之间的关系为：储能容量=发电量-用电量（为便于分析，未计及蓄电池充、放电损耗）。经计算，一天当中储能量最大时段在11：00—12：00时，容量约为61.3 MW·h，全天储能容量约为165.76 MW·h。从理论上说，如果按照61.3 MW/165.76 MW·h的功率/容量去配置储能，则光伏场区全年无弃光现象。

图1 每小时发电量、用电量及储能量关系

但对于实际工程而言。由于最大储能容量是按照一年当中发电量最大的月份进行测算的，按此储能容量去配置储能显然是不合理的案例。工程一年当中其他月份的储能容量统计见表1。

表1 各月份待储能容量 kW·h

可见，如果以5月份的储能量来配置储能容量，在其他月份中储能系统无法达到满充状态，甚至在9月—翌年1月期间，将没有剩余电量进行存储，按照“最大储能容量”方式配置显然造成了储能资源的浪费。另外，现阶段储能系统的市场价格为1.2~1.5元/（kW·h），居高不下的价格也阻碍了储能容量的提高。

拓展储能系统的收益范围是提高储能收益和储能容量的必要途径。

3.2 储能系统收益分析

本项目储能系统具有电源侧和用户侧2种性质，储能收益包括以下几个部分：（1）储新能源电力收益，由于储能设施的建设而避免弃光的补偿性电费收益；（2）电价差套利收益，用户侧储能电站在负荷低谷且电价较低时对储能装置充电，在负荷高峰且电价较高时放电，利用电网的电价差获利；（3）容量费收益，如A工厂由专用配电变压器供电，每月需按照其申请用电的最大需量交纳基本电费。安装储能系统后，可减少用户的峰值负荷数值，进而减少了每月的容量电费；（4）电力需求侧响应收益，在电力供应紧张、电网严重故障或系统安全可靠性存在风险时，电力用户接收到供给侧发出的减少负荷的服务补偿通知后，改变其固有的用电方式，达到减少或者推移某时段的用电负荷的响应，从而维护用电秩序平稳的短期行为。

由此可知，由于储能系统在电网中的独特作用，储能系统的收益是多种多样的。由于容量费收益及电力需求侧响应收益涉及到各地用电政策和不同电网的要求，计算比较复杂，本案例仅分析前2种收益。

3.3 储能平衡容量

在以上分析的基础上，提出“储能平衡容量”的概念，即在理论上存在一个容量使得储能系统的造价和收益两者的费用相等，即储能的造价和收益达到平衡，此时储能容量称为“储能平衡容量”。

经过分析计算，可得出如下结论：

（1）当配置的储能容量＜“储能平衡容量”时，储能造价＜储能收益，则储能收益与储能造价的差额为正值，建设储能系统可以获得正收益。

（2）当储能容量＞“储能平衡容量”时，储能造价＞储能收益，则储能收益与储能造价的差额为负值，建设储能系统面临亏损。

（3）当储能容量=“储能平衡容量”时，储能造价=储能收益，此时储能收益与造价的差额为0，则这个可使储能收益与造价的差额为0的容量即可以作为项目配套储能容量的上限。

4 收益计算

4.1 储能收益

计算使用数据：A工厂以0.78元/（kW·h）（投资方与用电企业签订电力收购合同中的价格）收购光伏发电厂和储能系统提供的电力，储能造价按照1.4元/（kW·h），储能系统运营期与光伏项目统一为25年，考虑期间更换1次电池，价格不变。储能系统年放电衰减系数按0.98 计，每日充放电各1 次，计算过程中不考虑放电深度的影响。

配置不同储能容量时所对应的弃光量、避免弃光量和储能收益的数据见表2。

表2 弃光量，避免弃光量和储能收益

4.2 电价差套利收益

4.2.1 运行模式的制定

确定储能系统的运行方式是计算储能收益的前提，假设储能系统在2—8月期间储能系统进行正常的充放电运行，在发电时段由光伏场区向蓄电池进行充电，非发电时段由储能装置向A工厂供电；在9月—翌年1月之间采用电价差套利模式运行，在电价谷时段从电网购电向蓄电池充电，在电价峰时段由储能装置向A工厂供电。

4.2.2 计算公式

利用电价差年收益可表示为：

式中——储能在第ih的放电功率，kW；

Mi——i时段的电价，元/（kW·h）；

n——储能年投运次数。

4.2.3 电价差套利计算

可知9月—翌年1月，共153 d，谷时段在0：00—8：00时，电费暂按0.427 kW·h计，A工厂的收购电价仍然使用0.78元/（kW·h）。理论上假设储能系统在每天的谷段内将储能容量从0 MW·h充至满载165.76 MW·h，然后在高峰电价时间段将电能释放到电网。则第一年的峰谷价差收益为894.49万元。

由上述算法可计算出，25 年电价差套利的收益，可见表3。

表3 9月—翌年1月电价差套利的收益（储能容量165.76 MW·h）

4.2.4 储能平衡容量的计算

以相同的运行方式和计算方法可计算出不同储能容量的电价差套利收益，将电价差收益与表2储能收益叠加，并将收益总和与储能造价进行对比，对比结果可见表4。

表4 不同储能容量收益对比

由表4可知，如果以最大储能容量165.76 MW·h来配置储能，储能系统的造价将大于储能收益的总和，收益与造价的差额为-3 189.13万元，可见以最大储能容量165.76 MW·h来配置储能从经济性的角度考虑并不合理。

实际上，在运行方式和相关参数确定的前提下，可以计算出储能系统的储能平衡容量，表中显示本案的储能平衡容量在44.68 MW·h 和146.98 MW·h之间，通过插值法反复试算，得出储能平衡容量接近120 MW·h。

4.2.5 外部条件变化对“储能平衡容量”的影响

在上述外部条件一定的前提下，本案例的储能平衡容量接近于光伏装机容量的19.3%。但随着外部条件的变化，储能平衡容量和占比将会发生很大变化。企业收购电价、谷电价、储能造价和运行方式均是储能平衡容量比较敏感的因素。

在其他外部条件不变的前提下，表5可体现出企业收购电价的变化对储能平衡容量的影响，表6可体现出储能造价的变化对储能平衡容量的影响：

表5 不同收购电价下储能平衡容量对比

表6 不同储能造价下储能平衡容量对比

由表5 和表6 可知：当企业收购电价以0.1 元/（kW·h）为一档变化时，电价每变化一档，都会对储能平衡容量计算值产生很大的影响，电价越高，储能平衡容量增长的幅度越大；同样，当储能造价以0.2 元/（kW·h）为一档变化时，也会对储能平衡容量产生较大的影响，但其影响程度要小于电价变化对储能平衡容量的影响程度，可知电价是影响储能平衡容量变化最为敏感的因素。

5 结 语

本文提出了“储能平衡容量”的计算方法，并用此方法较为准确地为案例项目计算出符合其投资企业内部收益标准的储能容量，为企业的决策提供了依据；储能系统的收益受到企业收购电价、电网售电电价、系统本身的造价及系统运行方式等因素的影响，其中电价是影响“储能平衡容量”变化最为敏感的因素；开展储能系统多种收益模式的应用，扩大企业自建储能系统的收益范围，是促进企业开发储能设施的必要途径。

另外，储能容量的确定，除了根据理论方法计算外，还应遵守项目所在地的储能政策，从项目通过电网审批的角度去配置容量。以天津地区为例，规模超过50 MW的风电、光伏项目要承诺配套建设一定比例的储能设施或提供相应的调峰能力。目前，光伏项目要求配置的储能容量为装机容量的15%，放电时间为2 h。

新能源项目储能系统容量的确定，当以国家和地区的储能政策为指引，并与理论计算结果相结合，为业主的决策提供支撑。随着电力交易市场化的完善，用户侧储能对电力系统侧的响应收益也将逐渐落实，需求响应收益将按照每年响应的次数、时间、响应功率进行核算，届时储能系统的收益还会有所增涨。