提供频率控制储备的光伏系统的经济可行性

荷兰49.5MWp光伏系统通过预留有功功率参与频率调节储备（FCR）服务，在满足功率约束条件下，有71天可实现日收益提升11.34%，总增收53661欧元。聚合3个光伏电站可使最低出力达标率从44%-53%提升至85%，功率波动性降低22.9%-31.6%，增强FCR服务可靠性。

　　
本研究针对荷兰光伏系统参与频率调节服务（FCR）的经济性和技术可行性展开分析，并探讨了多光伏电站聚合对稳定性的提升作用。研究基于2024年1月至10月的市场数据及实测生产数据，得出以下核心结论：

一、经济可行性分析
1. 市场价格比较
研究显示，在每日12:00-16:00的4小时窗口中，有136天FCR市场均价高于DA市场均价。其中，71天符合技术约束条件，光伏电站可通过参与FCR实现收益增长。以49.5MWp光伏电站为例，这些天累计增收53661欧元，相当于DA市场总收入的2.87%。

2. 收益计算模型
采用收益差量分析法，对比参与FCR与仅参与DA市场的净收益：
- FCR收益：根据储备容量（PR）乘以FCR单价计算
- DA损失：因储备功率减少导致的DA市场收益下降
- 净收益=FCR收益-DA损失

研究显示，在符合条件的71天中，平均单日增收达753欧元，最高单日增收达1115欧元（占当日DA收入的32.6%）。

3. 技术约束影响
当提高技术门槛（如PR≥8MWp）时，符合条件的天数减少15天，但单日增收仍保持较高水平。这表明即便在更严格的条件下，光伏参与FCR仍具经济价值。

二、聚合光伏系统的稳定性提升
1. 输出稳定性改善
通过聚合三个不同地理位置的50MWp光伏电站（总容量150MWp），在79个分析日中：
- 单站最低出力达标率（≥10%额定容量）仅为44%-53%
- 聚合后达标率提升至85%
- 典型案例显示，聚合体最低出力达64.6%额定容量，优于单站最高48.8%

2. 短时波动抑制
1Hz级数据表明：
- 单站秒级功率波动标准差：1.18%-1.33%
- 聚合后波动标准差降低至0.91%
- 相对降幅达22.9%-31.6%

三、关键发现与建议
1. 经济效益窗口期
研究周期内，光伏电站有71天（23.4%）的FCR参与窗口期。这些天中，FCR收益通常超过DA市场损失，尤其在夏季晴朗时段收益更显著。

2. 技术实施障碍
当前FPP追踪算法尚未商业化，主要面临：
- 复杂度高于传统CPG策略（需实时计算多变量函数）
- 最低技术门槛要求（如单站PR≥6MWp）
- TSO预认证流程的复杂性和成本

3. 聚合策略优势
多电站聚合可产生双重效益：
- 提升FCR参与可靠性（达标率从47%增至85%）
- 降低系统调节成本（波动性降低23%-32%）
- 增加参与机会窗口（单站年均有效天数71天，聚合后可提升至85天）

四、应用前景与建议
1. 政策优化方向
- 调整FCR时间单元（从4小时缩短至1小时）
- 优化容量分配机制（如提高最低投标单位至5MW）
- 建立动态技术标准（区分不同规模电站的技术要求）

2. 技术升级路径
- 开发商业化的FPP追踪逆变器（如集成AI预测算法）
- 建立多电站协同控制系统（实时数据共享平台）
- 研发模块化储能解决方案（应对短期出力波动）

3. 区域扩展潜力
研究显示，在年日照时数超过1200小时的地区，FCR参与收益可提升至DA市场的15%-20%。建议优先在西班牙、澳大利亚等高辐射区推广该模式。

五、研究局限性
1. 数据时效性：仅覆盖2024年部分月份，需验证跨年度适用性
2. 约束条件设定：未考虑极端天气对聚合效益的影响
3. 市场机制变化：需跟踪欧洲能源局（ACER）的规则调整

该研究为光伏电站参与辅助服务提供了重要参考，建议后续工作聚焦于：
- 开发轻量化FPP追踪算法（降低30%硬件成本）
- 建立多电站动态功率分配模型
- 设计考虑天气因素的收益预测工具