监管约束下并网光伏的技术经济优化：一项大学案例研究

《Results in Engineering》：Techno-Economic Optimisation of Grid-Connected PV under Regulatory Constraints: A University Case Study

　　

在政策约束的电力市场中，并网光伏（PV）系统的优化对大规模机构能源规划而言是一个关键但尚未充分探索的挑战。虽然表后配置已有充分文献记载，但很少有研究严格量化了在前端计量（FTM）轮转方案下的系统性能，该方案包括法定输电损失、可变输电关税和固定容量费用。本研究在HOMER Pro中开发了一个集成的技术经济建模框架，该框架明确将FTM监管参数纳入多兆瓦PV系统优化。以约旦Al-Hussein Bin Talal大学的一座3.02 MWp光伏装置作为详细的实证案例研究。研究人员评估了多种扩展架构，包括增量PV容量，含或不含锂离子电池储能系统（BESS），并与逐时大学负荷曲线进行对比。结果表明，在1:1的FTM轮转框架下，公用事业电网充当了高容量虚拟储能，使得BESS部署在技术经济上非最优，因为资本成本和往返效率损失超过了避免的电网输电成本。最具成本效益的配置是简单的PV扩展1,494 kW，导致最低净现值成本（NPC）为4.56 M JOD，平准化能源成本（LCOE）为0.0364 JOD/kWh，投资回收期为1.6年。通过盈余可再生能源输出，年净CO₂排放量减少至-696,108 kg。该框架为在FTM监管的电力市场中最大化财务回报和脱碳提供了一个可复制的决策支持工具。

**研究背景与问题**

全球能源系统向低碳转型加速了光伏（PV）部署，大学等大型机构日益采用并网光伏以实现可持续发展和成本节约。然而，现有研究大多聚焦于表后（behind-the-meter）配置，或侧重组件优化与混合系统设计，较少系统性地量化前端计量（FTM）轮转方案下的系统性能。FTM轮转方案包含法定输电损失、可变输电关税和固定容量费用，这些监管约束显著影响光伏系统优化结果和电池储能系统（BESS）的经济性。当前文献缺乏将轮转机制、输电损失和容量费用等政策参数显式纳入技术经济优化模型的研究，特别是针对具有分布式负荷的大型机构能源系统。本研究旨在填补这一空白，开发一个政策感知的技术经济优化框架，并以约旦Al-Hussein Bin Talal大学（AHU）为实证案例，评估多兆瓦光伏扩展在FTM轮转约束下的最优配置。

**研究方法**

研究人员采用HOMER Pro软件建立集成仿真框架。关键技术方法包括：1）基于现场气象站收集的实测数据（太阳辐射、环境温度、风速）和清洁度指数，确保模拟精度；2）通过智能电表和SCADA系统获取大学主校区和校外设施的逐时负荷曲线（共8760小时），涵盖全年季节性变化；3）将约旦国家轮转监管参数（6%法定输电损失、0.007 JOD/kWh输电关税、2 JOD/kW/月容量费用）转化为HOMER Pro中的等效PV降额因子和运维成本；4）进行经济优化，以净现值成本（NPC）和平准化能源成本（LCOE）为指标，评估多种扩展架构（增量PV容量、含或不含锂离子BESS）；5）开展二维敏感性分析，探索BESS成本下降对最优配置的影响。

**研究结果**

**7.1 基线优化结果**：通过HOMER Pro优化模拟，比较了多种系统架构。当前基线配置（现有3,024 kW PV + 电网）的NPC为8.43 M JOD，LCOE为0.0875 JOD/kWh。纯电网供电场景的NPC高达18.9 M JOD。最优配置为纯PV扩展：新增1,494 kW PV，与现有阵列集成，无需BESS，实现最低NPC为4.56 M JOD，LCOE为0.0364 JOD/kWh，简单回收期1.6年，可再生能源占比70.4%。含BESS的配置（如1,000 kWh BESS）虽优于基线，但NPC和LCOE均高于纯PV扩展，表明在1:1 FTM轮转框架下，电网作为虚拟储能，使BESS在技术经济上非最优。

**7.2 对BESS成本下降的敏感性**：二维敏感性分析表明，当BESS资本和替换成本同时下降约7%至279 JOD/kWh时，优化系统类型（OST）从纯PV扩展转向混合配置（Ex.PV-New.PV-BAT-Grid），即新增1,289 kW PV并集成400 kWh BESS。低于此阈值，BESS经济性成立。贴现率敏感性分析（6%-12%）显示，纯PV扩展方案始终最优，回收期稳定在1.6年，证明结果稳健。

**7.3 环境分析**：最优配置（纯PV扩展）年输电网电量为2,871,273 kWh，年向电网轮转盈余电量为3,972,709 kWh，净盈余超1.1 GWh，年净CO₂排放量为-696,108 kg，实现负碳排放。相比之下，当前基线配置净排放量为1,142,506 kg/年，含BESS配置仍为净排放715,726 kg/年。

**7.4 对其他监管环境的适用性**：本研究的优化方法可转移至其他采用FTM轮转方案的国家，但最优配置高度依赖当地输电损失分配、输电关税、出口补偿机制和电价结构等政策因素。在轮转费用较低或出口补偿不利的环境中，BESS可能更早具备经济性。

**总结讨论与结论**

讨论部分指出，本研究的量化结果虽基于约旦特定政策框架，但所提出的建模框架为机构用户、规划者和政策制定者提供了可复制的决策支持工具，可适应不同监管条件。结论部分翻译如下：研究人员开发了一个技术经济优化框架，用于评估在FTM轮转约束下的大规模并网光伏扩展。以AHU为实证基线，结果证实了在1:1 FTM轮转框架下，公用事业电网有效充当虚拟储能。当前市场价格（300 JOD/kWh）下，BESS在经济学上不合理，因其资本和替换成本以及往返效率损失超过了避免的输电费用。全局最优为纯PV扩展1,494 kW，与现有阵列集成，实现最低NPC为4.56 M JOD，LCOE为0.0364 JOD/kWh，简单回收期1.6年。该配置年输出3.97 GWh盈余可再生能源，年净CO₂排放量为-696,108 kg。BESS资本和替换成本的二维敏感性分析揭示了明确的决策边界。最优系统类型（OST）转换发生在约279 JOD/kWh（约7%降幅），低于此阈值，混合PV-BESS架构变得经济可行。这些结果量化了政策限制轮转环境中的储能成本阈值，并为机构级可再生能源规划提供了可转移的优化框架。