光伏電站加權度電成本評價指標的分析及探討

李 晟，朱軍峰

(中冶華天工程技術有限公司，南京 210019)

0 引言

近年來，隨著全球能源結構轉型的趨勢不斷加速，可再生能源發電，尤其是光伏發電的裝機規模始終保持著高速增長，國際光伏能源項目的投融資模式也更加標準化和規范化[1]。

以往在工程招投標中，一般采用度電成本指標作為評價依據，但隨著將更多的技術、經濟因素納入項目評價體系，原有的度電成本指標也有了新的發展。本文以中東地區某特大型光伏電站的獨立電力工程(IPP)項目招標為背景，對其所提出的基本功能需求、加權度電成本評價指標進行了介紹及初步分析，并針對按照評價標準要求進行方案設計的過程中需要重點關注的技術性問題進行了探討。

1 項目背景

中東地區某國擬建一座交流裝機規模為1.5 GW的特大型光伏電站，該項目計劃在招標結束后2年實現商業化運營。在給定場地面積的情況下，光伏電站的直流側裝機容量不限；考慮到該國的電網規模較小，同時要求在電站側安裝容量不低于要求值的電池儲能系統，以實現調峰、調頻，便于電網的電力調度，增強電力系統穩定性的目的。此外，工程還包括配套的超高壓升壓站、輸電線路，以及配套的生產生活設施。投標方案除了需要滿足相關法律、場地限制、技術性規范要求外，最重要的約束條件是“任何時刻，在高壓交流并網點處，光伏電站的輸出功率都不得大于給定的1.5 GW”。

以往評價體系存在2個不足，具體為：

1)在以往的光伏發電項目投資分析、規劃、設計中，通常以售電協議的度電成本/價格作為評價標準。但在這種評價標準下，僅考慮了建設成本、運維成本與項目設計的生命周期內的發電量之間的關系，而未考慮光伏電站究竟在何時發電，也未考慮光伏電站在不同季節或不同時段輸出功率的變化，即忽略了電力能源供給與不同季節及不同時段需求之間的價值函數。

2)雖然電池儲能系統對電力系統的作用已經眾所周知[2]，但是如何體現其經濟價值，目前尚未得到良好的解決方法[3]。

對于能源投資方而言，實現經濟價值是首要問題，為了使經濟模型更加貼近現實情況，從而降低投資風險和收益不確定性，需要不斷修正、改進項目建設方案的評價標準。因此，在該項目所提出的包含加權度電成本評價指標的評價體系中，嘗試對以往評價體系中存在的上述2個方面的不足進行了調整。

2 加權度電成本評價指標

在本項目提出的加權度電成本評價指標中，除了主要的工程經濟內容外，還包含了國際金融、法律、政策性導向等約束內容。由于這部分內容具有較強的特殊性，為了便于分析，本文對此進行了必要的簡化。

計算加權度電成本，首先要計算投資方總折現付款金額及預計的總加權發電量。

投資方總折現付款金額CNOP的計算公式為：

式中，n為光伏電站的生命周期，年；i為項目開始后生命周期內的第i年；Ci為項目開始后生命周期內投資方第i年的付款金額，美元；r為折現率，由投資方給定。

其中，

式中，CCi為光伏電站生命周期內第i年的建設成本，美元；COMi為光伏電站生命周期內第i年的運維成本，美元。

預計的總加權發電量EWNOP的計算公式為：

式中，EWi為光伏電站生命周期內第i年的加權發電量，MWh。

上述式(1)～ 式(3)與通常定義的度電成本計算中使用的概念是一致的，而加權度電成本的區別主要由EWi的值體現，即：

式中，t為光伏電站生命周期內第i年的第t小時；PHa為光伏電站生命周期內第i年的總發電小時數，h；Et為第t小時并網點計量表記錄的總上網電量，MWh；EtBESS為第t小時電池儲能系統計量表記錄的電池儲能系統上網電量，MWh；WFs為電池儲能系統上網電量的分時電價權重，取值為5.7；WFt為第t小時光伏發電系統上網電量的分時電價權重，WFt的取值如表1所示。

表1 光伏發電系統上網電量的分時電價權重Table 1 Time-of-use electricity price weight of PV power generation system on grid

根據式(4)，可以繪制出光伏電站的電力接入與計量原理圖，如圖1所示。圖中只設置了并網點計量表和電池儲能系統計量表，其計量值分別為Et和EtBESS。

圖1 光伏電站的電力接入與計量原理圖Fig. 1 Schematic diagram of power access and metering of PV power station

上網電量的來源需要按照以下2種情況進行考慮：

1)如果在t時段并網點計量表記錄的總上網電量Et大于電池儲能系統上網電量EtBESS，即Et>EtBESS，則說明光伏發電系統在這個時段一定生產了全部或部分上網電量。因此，此種情況下t時段的上網電量應分別考慮光伏發電系統上網電量及其分時電價權重，以及電池儲能系統的上網電量及其分時電價權重。

2)如果在t時段為Et≤EtBESS，則說明并網點計量表記錄的總上網電量Et全部由電池儲能系統產生(存在部分輸變電損耗)，光伏發電系統無電量輸出。此時，只需要考慮電池儲能系統的上網電量及其分時電價權重即可。

綜上所述，加權度電成本(weighted levelized electricity cost，WLEC)的公式為：

對于此項目的招標，承諾能夠實現最低WLEC的競標方案即為最佳競標方案。

3 光伏電站規劃設計時值得考慮的問題

當前，在不考慮電力產品的時間價值(分時電價權重)情況下，對于類似光伏電站的規劃設計已經有了一定的理論方法和研究。比如文獻[4]討論了在嚴格限制光伏電站并網點交流側輸出容量、而對直流側裝機容量不做約束的情況下，根據技術與市場因素適當估算預期的上網電量、建設成本與運維成本，進行直流側裝機容量優化設計的思路。但對于加權度電成本評價指標的使用，使光伏電站在規劃設計時面臨的技術問題變得更加復雜，最值得關注的幾個技術問題主要為上網電量的精確分時預測、光伏陣列的設計原則、電池儲能系統的容量設計、雙面發電技術的應用、加權度電成本評價指標的進一步完善，下文針對這5個技術問題進行詳細探討。

3.1 上網電量的精確分時預測

加權度電成本要求將項目全生命周期內的分時輸出進行盡可能精確的預估，而不是僅估算年發電量或項目全生命周期的總發電量。但這超出了當前國際和國內相關設計規范的設計要求，技術難度相當大。因此在光伏電站的規劃設計過程中，需要對項目所在地的太陽能資源、氣象情況、地理環境數據進行精確的研究分析。比如，在中東沙漠地區，每日上午和下午的溫差可能會達到20～30 ℃，在標準太陽輻射條件下，僅光伏組件的功率溫度系數就可能導致光伏組件的直流輸出功率偏差在7%以上。

3.2 光伏陣列的設計原則

在常規光伏發電項目的設計規劃中，通常光伏陣列的設計原則是基于其年發電量最大的優化方法進行的。比如，在光伏陣列的設計中，陣列參數采用0°方位角(北半球)、最佳安裝傾角(基于年發電量最大的原則)。但在加權度電成本評價指標下，夏季與冬季同一時段的價格權重差異達到了1.77倍和1.60倍；即使同一日不同時段的價格權重差異也達到了1.44倍和1.30倍。顯然，在北半球采用方位角偏西有利于下午時段光伏電站發電量的提高，采用比常規設計中最佳安裝傾角更低的傾角有利于夏季時光伏電站發電量的提高。

降低光伏組件的最佳安裝傾角帶來的另外一個優勢在于可以在有限的建設區域內布設更多的光伏組件，有助于提升光伏電站的直流裝機規模，從而提高光伏電站預期發電量，增加方案的競爭力。因此，在光伏電站的規劃設計中，有必要結合給定的上網電量的分時電價權重，多方案比較后合理設計光伏組件的最佳安裝傾角。而采用平單軸跟蹤光伏支架作為光伏陣列的安裝支架時，是否也應該嚴格遵循以南北方向為軸向的布置方式，可能需要更多的理論與實踐數據才能得到正確的解答。

3.3 電池儲能系統的容量設計

電池儲能系統上網電量的分時電價權重大幅高于光伏發電系統上網電量的分時電價權重(為2.47～5.70倍) ，其經濟性收益主要來自于針對光伏發電系統輸出功率的削峰填谷。電池儲能系統的工作原理及主要設計參數如圖2所示。

圖2 電池儲能系統的工作原理及主要設計參數Fig. 2 Working principle and main desigh parameters of BESS

顯然，從圖2中可以看出，電池儲能系統所存儲的電能來自于光伏發電系統的輸出功率大于電網限制功率時段的超量部分的電能。因此，在進行電池儲能系統的容量設計時，可以考慮以光伏發電系統的最大輸出功率與電網限制功率的差值作為電池儲能系統功率變換單元(PCS)額定功率的設計依據；以光伏發電系統輸出功率曲線超過電網限制功率部分的面積作為電池儲能系統電池存儲容量的設計依據。

在實際工程中，還應結合電池儲能系統自身效率和光伏發電系統功率衰減等因素，綜合考慮具體的設備參數。

3.4 雙面發電技術的應用

許多新推出的光伏組件均具有雙面發電功能，能夠有效提高光伏陣列的直流轉換效率。但是針對項目環境所涉及的地面反射率及地面反射率對光伏發電量提升的研究還不夠深刻。比如，地面反射率的評估與測定、地面反射率的季節性變化、光伏發電項目長期運行對于地面反射率的影響(由于光伏組件遮擋導致的地面溫度、蒸發量等因素對于植被的影響)，以及維護地面反射率對光伏發電項目運維成本產生的影響等。目前，雙面光伏組件對于光伏發電系統發電量的有利作用，尤其是可以精確量化的且能夠可靠支持加權度電成本評價指標分析的數據還不夠充分。

3.5 加權度電成本評價指標的進一步完善

該光伏電站IPP項目提出的加權度電成本評價指標也存在部分值得商榷的問題，比如需要合理選擇上網電量的分時電價權重、充分利用電池儲能系統的功能，以及明確電池儲能系統的調度規則。

1)需要合理選擇上網電量的分時電價權重。由于不同國家或地區的能源結構、社會需求、環境資源存在差異，實際實行的分時電價有著顯著的地域性和時效性。在光伏電站的規劃設計中，需要科學、合理地針對項目所在地的各種自然、社會、技術、經濟、政策特點來設置權重，才能達到預期的目的。

2)需要充分利用電池儲能系統的功能。該評價標準中假設了電池儲能系統僅用于光伏電站自身輸出功率的削峰填谷，未考慮電池儲能系統潛在的電網能源調度(調功、調頻)能力，今后需要充分利用電池儲能系統的功能。

3)在制定加權度電成本評價指標時，需要明確電池儲能系統的調度規則，否則，可能出現完全違背指標制定者初衷的情況。比如，假定預測某日光伏發電系統的發電量較小，不會受到電網限制功率的限制，按照這一假定，光伏電站運維方是不需要利用電池儲能系統的功能的。但實際上，運維方為了獲得更好的經濟效益，會傾向于“利用電池儲能系統存儲峰時電能，留待平時輸出上網”的調度策略。

4 結論

本文以中東地區某特大型光伏電站的獨立電力工程(IPP)項目招標為背景，對加權度電成本評價指標進行了介紹與初步分析，并針對按照此評價標準要求進行光伏電站規劃設計的過程中需要重點關注的技術性問題進行了探討。加權度電成本評價指標根據光伏電站總上網電量的生產時間及來源給出了不同的價值權重，從而為項目的技術與經濟價值評價提供了新的思路，不僅可為我國光伏行業參與國際競爭提供有益的探討，也為國內外各類光伏工程的規劃設計開拓了視野。