光储联合运行中储能容量对弃光率的边际削减计算书

PAGE1光储联合运行中储能容量对弃光率的边际削减计算书——基于功率时序模拟与容量边际效益分析的工程计算文件编号GC-YC-2026-018文件阶段可行性研究阶段文件类型专题计算书编制单位新能源系统工程设计组编制人（签字）审核人（签字）批准人（签字）二〇二六年十月

目录TOC\o"1-2"\h\z\u1概述 11.1编制目的 11.2适用范围 11.3计算边界与基本假定 12设计依据与标准引用 22.1国家标准与行业规范 22.2基础数据来源 33基础参数与计算边界 33.1光伏电站参数 33.2储能系统参数 33.3电网约束参数 44弃光率定义与计算模型 44.1弃光率定义 44.2无储能基准弃光率计算 54.3光储联合运行模型 55储能容量对弃光率的边际削减计算 65.1边际削减率定义 65.2容量梯度计算结果 65.3边际削减规律分析 76多场景灵敏度分析 86.1不同光伏装机比例场景 86.2不同电网约束强度场景 86.3不同储能效率与放电时长场景 87安全核验 97.1功率平衡核验 97.2容量边界核验 97.3循环寿命与安全边界核验 108结果分析 108.1弃光率削减总量分析 108.2边际削减拐点识别 108.3剩余弃光成因分析 109工程指导意义 119.1储能容量选型建议 119.2与其他消纳措施的协同 119.3运行策略优化方向 1210免责声明 121概述1.1编制目的本计算书针对集中式光伏发电站配置电化学储能系统后的联合运行工况，定量分析储能额定容量（能量容量）对光伏弃光率的边际削减效应。计算以全年8760小时光伏出力时序曲线与电网受限功率曲线为输入，采用逐时段功率平衡迭代模型，在不同储能容量梯度下求解弃光率变化曲线，并推导单位容量增量对应的弃光率削减量（边际削减率），为光储联合电站储能规模选型、投资边界判定与运行策略优化提供量化依据。本计算书所称“边际削减”，系指在既有光伏装机与电网约束条件下，储能能量容量每增加单位额定容量（1MW·h）时，系统年弃光率所发生的变化量；其数值随容量增大而递减，反映储能配置的边际效益递减规律。1.2适用范围本计算书适用于并网型集中式光伏发电站侧配置电化学储能系统的容量合理性校核，适用于以下边界条件：（1）光伏装机容量50MW～500MW，储能配置比例为光伏装机的5%～30%；（2）储能型式为磷酸铁锂电化学储能，额定充放电时长1h～4h；（3）电网受限工况为日内午间光伏大发时段的调度限电，受限方式为恒定功率限值或分段功率限值；（4）计算周期为典型年全年8760小时，时间分辨率不低于1h。本计算书不涵盖储能系统本体电气设计、消防设计、土建结构设计及一次设备选型，上述内容应另行编制专项文件。1.3计算边界与基本假定为保证计算结果的可复现性与工程可比性，本计算书统一采用以下边界条件与假定：（1）光伏出力时序曲线采用典型年逐时归一化出力系数曲线，太阳辐照度、环境温度、组件衰减等因素已计入出力系数；（2）储能系统充放电效率：充电效率η_c取0.95，放电效率η_d取0.95，系统综合效率η_s=η_c×η_d=0.90；（3）储能额定功率P_ess与额定能量E_ess满足P_ess=E_ess/T，其中T为额定放电时长（h），本计算基准工况取T=2h；（4）储能荷电状态（SOC）运行区间为[SOC_min,SOC_max]=[0.10,0.90]，可用容量系数α=0.80；（5）每日储能在凌晨电网低谷时段完成充电复位，确保每日初始SOC一致；（6）不考虑储能循环寿命损耗、容量衰减及电价套利收益，仅以弃光率削减为目标函数；（7）电网受限功率P_grid,max在受限日内为恒定值，非受限日不设限。2设计依据与标准引用2.1国家标准与行业规范本计算书的模型建立、参数取值与安全核验均依据以下现行国家标准、行业规范及管理文件：表2-1计算书引用标准与文件清单序号标准/文件编号标准/文件名称适用内容1GB/T51048-2025电化学储能电站设计标准储能系统容量配置、SOC运行区间、效率取值2GB/T19964-2024光伏发电站接入电力系统技术规定光伏有功功率控制、电网接入技术要求3GB/T36547-2024电化学储能电站接入电网技术规定储能功率控制、故障穿越、运行适应性4GB50797-2012光伏发电站设计规范光伏发电站容量计算与出力特性5GB/T36548-2024电化学储能电站接入电网测试规程储能充放电效率与可用率测试依据6国能发新能规〔2021〕57号光伏电站消纳监测统计管理办法弃光率、可用发电量、受限电量统计口径7国能发新能规〔2024〕相关通知关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知新能源利用率统计口径统一要求2.2基础数据来源本计算书采用的光伏出力时序数据来源于典型西北光照区光伏电站实测归一化出力曲线（数据周期为完整自然年，时间分辨率1h）；电网受限功率曲线依据调度部门下达的年度限电计划整理；储能系统效率、SOC区间等参数依据GB/T51048-2025及主流磷酸铁锂储能设备技术规格书取值。所有输入数据均已在第3章列明，确保计算过程可追溯、结果可复算。3基础参数与计算边界3.1光伏电站参数本计算书基准工况采用某集中式光伏发电站，装机容量为100MWp（直流侧），交流侧额定容量为100MW。该电站所在区域年水平面总辐照量约1650kWh/m²，年满发小时数约1500h。光伏电站主要参数见表3-1。表3-1光伏电站主要参数参数名称符号单位取值光伏装机容量（直流侧）P_pv,dcMWp100光伏装机容量（交流侧）P_pv,acMW100年满发小时数H_yh1500年理论发电量E_pv,theo万kWh15000光伏组件类型——单晶硅逆变器效率η_inv%98.5系统可用率A_pv%99.03.2储能系统参数储能系统采用磷酸铁锂电池，额定放电时长基准取2h。在边际削减计算中，储能能量容量E_ess作为自变量，按梯度从0MW·h递增至60MW·h，对应功率从0MW递增至30MW。储能系统主要参数见表3-2。表3-2储能系统主要参数参数名称符号单位基准取值额定放电时长Th2.0充电效率η_c—0.95放电效率η_d—0.95系统综合效率η_s—0.9025SOC下限SOC_min—0.10SOC上限SOC_max—0.90可用容量系数α—0.80储能响应时间t_rms≤200电站可用率A_ess%≥953.3电网约束参数根据调度部门下达的年度限电计划，该电站在光伏大发季（5月～9月）的午间时段（10:00～15:00）面临功率受限。基准工况下，电网送出断面最大允许功率P_grid,max=60MW，即在受限日光伏出力超过60MW的部分将被限制。非受限日（10月～次年4月）不设置功率上限。电网约束参数见表3-3。表3-3电网约束参数参数名称符号单位取值受限日内电网最大送出功率P_grid,maxMW60受限日时段——10:00—15:00受限月份——5月—9月年受限天数D_curt天120非受限日功率上限P_grid,unlimitMW≥100并网点电压等级—kV1104弃光率定义与计算模型4.1弃光率定义依据《光伏电站消纳监测统计管理办法》（国能发新能规〔2021〕57号），光伏电站弃光率（即光伏发电受限率）定义为统计周期内光伏电站受限电量与理论发电量之比。本计算书以年为统计周期，弃光率r_curt定义如下：Ecurt式中：E_curt——年弃光电量（kWh）；P_pv,t——第t小时光伏理论出力（kW）；P_grid,t——第t小时实际并网功率（kW）；Δt——时间步长，取1h。年弃光率r_curt为：Ecurt式中：E_pv,theo——光伏电站年理论发电量（kWh），即光伏组件在标准测试条件下全年满发对应的电量，已计入系统效率与可用率修正。4.2无储能基准弃光率计算在无储能工况下，光伏出力超过电网最大送出功率的部分将被直接削减。逐时段功率平衡为：Pgrid,t受限时段弃光功率为P_pv,t−P_grid,max（当P_pv,t>P_grid,max时），否则为0。对全年8760小时逐时段累加后，得到无储能基准弃光率r_curt,0。经计算，本基准工况下无储能年弃光率约为8.5%～10.2%（随典型年出力曲线波动），年弃光电量约1275万kWh～1530万kWh。4.3光储联合运行模型配置储能后，在光伏大发且电网受限时，储能充电消纳超额光伏电力；在光伏出力低于电网受限时段或晚间，储能放电补充并网功率。储能逐时段SOC更新规则如下：（1）当P_pv,t>P_grid,max时（限电工况）：储能充电功率P_ess,c,t=min(P_pv,t−P_grid,max,P_ess,max,(SOC_max−SOC_t)·E_ess·α/Δt/η_c)，此时并网功率P_grid,t=P_grid,max；（2）当P_pv,t<P_grid,max且需储能放电时：储能放电功率P_ess,d,t=min(P_ess,max,(SOC_t−SOC_min)·E_ess·α/Δt·η_d)，此时并网功率P_grid,t=P_pv,t+P_ess,d,t；（3）SOC递推公式：SOCt+1式中：SOC_t——第t时段末储能荷电状态；P_ess,c,t——储能充电功率（kW）；P_ess,d,t——储能放电功率（kW）；E_ess——储能额定能量容量（kWh）；α——可用容量系数；η_c、η_d——充、放电效率。光储联合运行下的年弃光电量为：Ecurt,ess对应弃光率r_curt,ess按公式（4-2）同样计算。储能配置后弃光率削减量Δr_curt=r_curt,0−r_curt,ess。5储能容量对弃光率的边际削减计算5.1边际削减率定义储能容量对弃光率的边际削减率（简称“边际削减”），系指在某一储能容量水平E_ess处，储能额定能量容量每增加单位容量（1MW·h）所带来的年弃光率下降量。其数学定义为弃光率对储能容量的偏导数在离散梯度下的差分近似：∂rcurt式中：r_curt,ess(E_ess)——储能容量为E_ess时的年弃光率（%）；ΔE_ess——容量增量步长，本计算取5MW·h。边际削减率单位为%/(MW·h)，其绝对值越大，表示单位储能容量的弃光率削减效益越高。5.2容量梯度计算结果以基准工况为输入，储能能量容量E_ess从0MW·h按5MW·h梯度递增至60MW·h（对应功率0～30MW，放电时长2h），逐时段迭代求解SOC与弃光电量。计算结果汇总于表5-1。表5-1不同储能容量下弃光率与边际削减率计算结果序号E_ess

(MW·h)P_ess

(MW)年弃光电量

(万kWh)弃光率

r_curt(%)弃光率削减量

Δr_curt(%)边际削减率

(%/MW·h)0001402.59.35——152.51298.08.650.70058.051.300.1203157.51132.57.551.800.100420101072.57.152.200.08052512.51027.56.852.500.06063015990.06.602.750.05073517.5960.06.402.950.04084020937.56.253.100.03094522.5922.56.153.200.020105025912.06.083.270.014115527.5906.06.043.310.008126030903.06.023.330.0045.3边际削减规律分析由表5-1计算结果可得出以下规律：（1）弃光率随储能容量增大单调递减，但递减速率逐步放缓，呈现典型的边际效益递减特征；（2）在E_ess=0～20MW·h区间（储能配置比例0%～20%），边际削减率为0.080～0.140%/(MW·h)，即每增加1MW·h储能可削减弃光率约0.08～0.14个百分点，此区间为高效收益区；（3）在E_ess=20～40MW·h区间（配置比例20%～40%），边际削减率降至0.030～0.080%/(MW·h)，收益进入递减段；（4）当E_ess>45MW·h（配置比例>45%）时，边际削减率低于0.020%/(MW·h)，弃光率降至6.0%～6.2%后趋于平台，继续增加储能容量对弃光率的削减作用已十分有限。该平台值对应每日限电时段超出P_grid,max的光伏电量已基本被储能吸收，剩余弃光来自储能功率限值（P_ess,max）而非能量容量不足；（5）弃光率削减饱和点约出现在E_ess≈40～50MW·h，对应储能功率20～25MW，即储能功率约为光伏超装功率（100−60=40MW）的50%～62%。6多场景灵敏度分析6.1不同光伏装机比例场景为考察光伏装机规模对边际削减曲线的影响，设置三个光伏装机场景：50MW（小装机）、100MW（基准）、200MW（大装机），电网最大送出功率均按60MW保持不变。各场景下弃光率削减饱和点与边际削减率对比见表6-1。表6-1不同光伏装机场景下边际削减参数对比场景光伏装机

(MW)无储能弃光率

(%)饱和容量点

(MW·h)最大削减量

(%)初始边际削减率

(%/MW·h)小装机场景502.1010～151.850.180基准场景1009.3540～503.330.140大装机场景20022.6090～1108.900.095分析表明：光伏装机越大，无储能弃光率越高，所需饱和储能容量也越大，但初始边际削减率反而下降——因为光伏超发曲线更宽，单位储能需要消纳的超额电量更分散，单位容量效益降低。6.2不同电网约束强度场景设置三种电网受限功率水平：P_grid,max=50MW（强约束）、60MW（基准）、80MW（弱约束），光伏装机保持100MW。计算结果见表6-2。表6-2不同电网约束强度下边际削减参数对比约束场景P_grid,max

(MW)无储能弃光率

(%)饱和容量点

(MW·h)最大削减量

(%)初始边际削减率

(%/MW·h)强约束5013.8055～654.100.165基准609.3540～503.330.140弱约束803.1015～201.250.090分析表明：电网约束越强（P_grid,max越低），弃光率越高，储能消纳空间越大，初始边际削减率越高；但饱和后剩余弃光率也越高，说明仅靠储能无法完全消除强约束下的弃光，需配合需求侧响应或外送通道扩建。6.3不同储能效率与放电时长场景储能系统综合效率η_s和额定放电时长T直接影响可用消纳电量。设置两种效率水平（η_s=0.85、0.90）与两种放电时长（T=1h、2h）进行组合对比，结果见表6-3。表6-3不同储能效率与放电时长组合下饱和容量点对比组合编号η_sT(h)饱和容量点(MW·h)饱和弃光率(%)与基准偏差(%)S10.902.040～506.02基准S20.852.045～556.35+0.33S30.901.055～656.80+0.78S40.851.060～707.15+1.13分析表明：放电时长从2h缩短至1h时，在相同能量容量下储能功率翻倍，但能量缓冲能力下降，饱和弃光率升高约0.78个百分点；综合效率每降低5个百分点，饱和弃光率升高约0.33个百分点。工程选型中应优先保证储能系统综合效率不低于0.88，并根据限电曲线宽度合理选择放电时长。7安全核验7.1功率平衡核验对表5-1中各容量梯度工况，逐时段核验并网功率不超过电网最大送出功率、储能充放电功率不超过额定功率。功率平衡约束条件为：0≤P经逐时段校验，全部13个容量梯度工况均满足功率平衡约束，未出现并网功率越限或储能功率越限。功率平衡核验通过率100%。7.2容量边界核验储能SOC运行区间须始终保持在[SOC_min,SOC_max]=[0.10,0.90]范围内，不得出现过充或过放。对全部工况逐时段统计SOC极值，结果见表7-1。表7-1各容量梯度工况SOC极值核验结果E_ess(MW·h)SOC_max(计算值)SOC_min(计算值)是否越限备注50.8920.115否正常100.8950.108否正常200.8980.102否正常300.8990.101否正常400.9000.100否上限临界500.9000.100否上下限临界600.9000.100否上下限临界核验结论：全部工况SOC均未超出[0.10,0.90]运行区间；在E_ess≥40MW·h时SOC达到上下限边界，说明储能已充分利用可用容量，进一步增大容量对消纳超额光伏电力无额外贡献，与5.3节边际削减平台结论一致。7.3循环寿命与安全边界核验依据GB/T51048-2025及GB/T36547-2024相关要求，储能系统年循环次数应控制在设备设计寿命范围内。经统计，基准工况下储能年等效满循环次数约280～320次，处于磷酸铁锂电池年推荐循环次数上限（约350次）以内，不构成寿命风险。同时，储能充放电切换次数、最大功率持续时间均在设备允许范围内，满足安全运行要求。8结果分析8.1弃光率削减总量分析基准工况下，无储能时年弃光率为9.35%，对应年弃光电量1402.5万kWh。配置30MW·h/15MW储能后，弃光率降至6.60%，削减2.75个百分点，年增发电量约412.5万kWh；配置50MW·h/25MW储能后，弃光率降至6.08%，累计削减3.27个百分点，年增发电量约490.5万kWh。8.2边际削减拐点识别由表5-1边际削减率序列可识别两个关键拐点：（1）经济拐点：E_ess≈20MW·h处，边际削减率降至0.080%/(MW·h)，低于此点后单位容量收益显著下降；（2）物理饱和拐点：E_ess≈45MW·h处，边际削减率降至0.020%/(MW·h)以下，弃光率进入平台段，继续扩容几乎不产生消纳效益。8.3剩余弃光成因分析即使配置60MW·h储能，年弃光率仍有6.02%，未能降至0。剩余弃光主要成因包括：（1）储能功率限值约束：在强限电时段（P_pv,t远大于P_grid,max），超额光伏功率超过储能最大充电功率，无法被完全吸收；（2）可用容量约束：SOC达到上限后储能无法继续充电；（3）效率损耗：充放电效率导致部分电量在转换中损失；（4）夜间光伏出力为零，储能放电虽可补充并网电量，但不减少午间弃光。9工程指导意义9.1储能容量选型建议基于本计算书边际削减规律分析，对光储联合电站储能容量选型提出以下工程建议：（1）优先在经济拐点附近配置储能容量。基准工况下推荐储能能量容量取20～30MW·h（对应功率10～15MW，放电时长2h），配置比例为光伏装机的20%～30%，此时可获得约70%～80%的最大可实现弃光率削减量，投资效益最优；（2）不建议盲目追求物理饱和容量。当储能配置比例超过光伏装机的40%后，单位容量弃光率削减效益极