提高“容配比”是降低光伏發(fā)電成本的最有效方法

協(xié)鑫集團設(shè)計研究總院 ■ 崔楠 吳洪寬

1 應(yīng)提高容配比的原因

光伏組件的功率是在標準測試條件(Standard Test Condition，STC)下測試的，其標準測試條件為：輻照度1000 W/m2、溫度25±1 ℃、標準光譜AM1.5。但通過分析各地區(qū)的氣象數(shù)據(jù)可以發(fā)現(xiàn)，在光照資源很高的Ⅰ類資源區(qū)，全年輻照度能夠達到或超過1000 W/m2的時間段只有幾十個小時，而在光照資源較差的地區(qū)，能夠達到要求的時間段只有幾個小時，甚至有的地區(qū)全年都無法達到標準測試條件下的輻照度。另外，溫度、灰塵、線損帶來的功率損失，導(dǎo)致逆變器能夠得到的輸入功率僅為組件功率的85%。

圖1為青海格爾木地區(qū)一年中天氣晴朗的一天里，光伏-逆變器容配比在1.0∶1～1.8∶1時，逆變器輸出功率曲線圖，逆變器額定功率為3.5 kW。

圖1 格爾木地區(qū)不同容配比下逆變器輸出功率曲線對比圖

由圖1可以看出：

1)容配比小于1.3∶1時，逆變器幾乎全天都不能達到額定輸出功率，屬于長期低功率運行。

2)容配比達到1.4∶1時，逆變器才能夠在大多數(shù)時間達到額定功率，但是受到天氣、溫度的影響，功率曲線波動較大。

3)容配比達到1.5∶1后，全天大部分時間逆變器都可以達到最大輸出功率(為額定功率的1.1倍，3850 W)，達到了較高的設(shè)備利用率。

4)容配比達到 1.6∶1 后，在 07∶00 ～ 16∶00 之間，逆變器功率曲線是一條直線，輸出功率十分穩(wěn)定；且隨著容配比的進一步提高，能夠達到穩(wěn)定的輸出功率的時間段越長。

因此，提高容配比的好處為：

1)可以補償光照的不足，降低溫度、灰塵、線損、串并聯(lián)失配、組件衰減帶來的功率損失，可以使光伏電站達到額定輸出功率，為電網(wǎng)提供穩(wěn)定的電能。

2)配以一定比例的儲能系統(tǒng)后，光伏發(fā)電也可以“壓得下、拉得起”，具備成為電力系統(tǒng)中“骨干電源”的條件。

3)逆變器在早晚時段的工作時間更長。由于逆變器需要在直流輸入功率達到其啟動閾值后才能夠啟動，因此，在同樣的日照強度下，提高容配比可以使光伏組件輸出更高的功率，逆變器啟動更早，停機更晚，發(fā)電時間更長，能夠更好的利用當?shù)氐墓庹召Y源。

4)提高了逆變器、就地升壓變、配電、變電設(shè)備的利用率，攤薄了公用設(shè)施的投資成本，大幅降低了工程造價并降低了發(fā)電成本。

2 容配比對于發(fā)電量的影響

由于逆變器限功率運行的時間會隨著容配比的提高而增加，因此，以直流側(cè)裝機容量計算的等效利用小時會發(fā)生變化。以青海格爾木地區(qū)與江蘇蘇州地區(qū)為例，不同容配比下的電站首年利用小時如圖2所示。

圖2 不同容配比下的電站首年利用小時

由圖2可知：

1)隨著容配比逐漸提高，首年利用小時會減少。

2)在容配比達到1.4∶1之前，首年利用小時基本沒有降低多少，尤其在蘇州地區(qū)，甚至略有增加。原因有2個方面：首先，逆變器早晚運行時間增加；其次，容配比提高后，逆變器低功率運行的時間減少，逆變器轉(zhuǎn)換效率增加。

3)容配比達到1.5∶1時，與容配比為1.0∶1時相比，首年利用小時略有下降，但降幅很小。格爾木地區(qū)首年利用小時降低2.24 h，降幅僅為0.116%；蘇州地區(qū)首年利用小時降低1.73 h，降幅為0.134%。

4)容配比超過1.6∶1后，首年利用小時下降較為明顯，但降幅仍然不大。格爾木地區(qū)容配比為1.8∶1時的首年利用小時較容配比為1.0∶1時降低了74.76 h，降幅為3.87%；蘇州地區(qū)容配比為1.8∶1時的首年利用小時較容配比為1.0∶1時降低了31.89 h，降幅為2.47%。

3 度電成本分析

3.1 不考慮直流側(cè)補裝的度電成本分析

3.1.1 假設(shè)直流側(cè)容量一定，提高容配比可降低工程造價

以50 kW組串式逆變器、1.6 MVA箱變?yōu)槔?，按照逆變?.25元/W、箱變17萬元/臺進行工程造價計算。提高容配比以后，逆變器、箱變的設(shè)備數(shù)量會減少，所以工程造價降低。不同容配比下的工程造價水平如表1所示，目前光伏電站總體造價水平約5.4元/W。

表1 不同容配比下的工程造價水平

3.1.2 度電成本(LCOE)分析

式中，Ci為電站計算期第i年的成本，包括投資成本、運維成本、土地成本等；Ei為電站計算期第i年的發(fā)電量；n為運行時間，年，取n=20；IRR為折現(xiàn)率，按8%計算。

經(jīng)計算，不考慮直流側(cè)補裝，格爾木地區(qū)和蘇州地區(qū)在不同容配比下的LCOE如圖3所示。

圖3 不考慮直流側(cè)補裝，不同容配比下的LCOE

從圖3可以看出，容配比為1.5∶1時，LCOE最低。格爾木地區(qū)容配比為1.5∶1時的LCOE較容配比為1.0∶1時低0.0067元/kWh；蘇州地區(qū)容配比為1.5∶1時的LCOE較容配比為1.0∶1時降低了0.01元/kWh。

3.2 考慮直流側(cè)補裝的度電成本分析

通過前文的分析可以發(fā)現(xiàn)，若想使光伏電站達到備案容量的額定輸出功率，只有在提高容配比的同時，在直流側(cè)增加裝機容量。

雖然目前各省電網(wǎng)公司對光伏電站直流側(cè)裝機容量提出了嚴格的限制，如山東電網(wǎng)公司明確規(guī)定，電站直流側(cè)裝機容量不得超過備案容量的1%；其他省份雖然沒有明確規(guī)定，總體還是控制在10%左右。但筆者認為，光伏電站建設(shè)必須要符合當?shù)仉娋W(wǎng)公司的政策要求，而政策的制定也應(yīng)與當前的電力系統(tǒng)現(xiàn)狀及光伏行業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀相符。

目前電力系統(tǒng)及光伏行業(yè)發(fā)展主要存在的問題為：1)光伏發(fā)電尚未實現(xiàn)平價上網(wǎng)，仍然依賴國家補貼，光伏補貼資金壓力大；2)近年來，國內(nèi)經(jīng)濟增長放緩，電力消納困難，部分地區(qū)限電嚴重；3)目前，光伏發(fā)電在整個電力系統(tǒng)中所占的比例仍然很低，經(jīng)常被描述為“間歇能源”“垃圾電”。

然而，隨著能源結(jié)構(gòu)的調(diào)整，光伏發(fā)電成本逐年下降，其在整個能源結(jié)構(gòu)中的比例逐步提高，也將逐漸成為能源結(jié)構(gòu)中重要的組成部分。電力系統(tǒng)不會一直供大于求，隨著經(jīng)濟走暖，電力需求增長，需要光伏發(fā)電滿足全社會的電力需求。

從光伏發(fā)電的機理與發(fā)電成本的角度來看：

1)提高容配比并在直流側(cè)補充裝機，才能使光伏電站達到備案裝機容量的額定出力。

2)容配比提高后，光伏電站受到溫度、天氣、組件衰減的影響減小，光伏發(fā)電輸出的功率更加穩(wěn)定；若再增加一定比例的儲能系統(tǒng)，完全可以成為可調(diào)度的支撐性電源。

3)直流側(cè)補裝后，能夠提高升壓站、送出線路工程等公用設(shè)施的利用率，攤薄公用部分的費用，可以降低工程造價，降低度電成本。

以100 MW光伏電站為例，設(shè)置1臺100 MW的主變壓器，若直流側(cè)也按照100 MW設(shè)置，經(jīng)過系統(tǒng)效率轉(zhuǎn)換后，主變壓器的最大功率輸出僅有82 MW(系統(tǒng)效率的82%)，無法達到光伏電站的額定出力；且隨著組件功率逐年衰減，電站的發(fā)電功率還要逐年下降。主變壓器、送出線路長期低利用率運行，不經(jīng)濟且造價高。

公用部分的投資包括升壓站、送出線路工程、項目開發(fā)費、管理費、設(shè)計費、光伏+、監(jiān)測平臺等費用，公用部分單位投資約在0.8 ～1.5元/W，不同項目公用部分單位投資差異較大。直流側(cè)補裝后，公用部分的投資總額不會有太大的變化，而由于項目容量增加，公用部分的單位投資會大幅下降。

100 MW光伏電站，新建110 kV升壓站，投資約為2000萬，單位投資為0.2元/W。若補裝到150 MW，總投資仍然是2000萬，單位投資則降至0.133元/W，單位投資降低0.067元/W。

假設(shè)公用部分的單位投資為1元/W，直流側(cè)補裝后對于公用部分投資的影響如表2所示。

補裝比例(直流側(cè)容量∶備案容量)為1.5∶1時，造價降低0.333元/W。由此可見，直流側(cè)補裝對于造價的影響非常明顯，遠高于節(jié)省逆變器、箱變得到的造價降幅(容配比為1.5∶1時，節(jié)省逆變器、箱變可使造價降低0.127元/W)。

表2 直流側(cè)補裝后，公用部分的單位投資

考慮直流側(cè)補裝后，不同容配比下的工程造價水平如表3所示。

表3 直流側(cè)補裝后，不同容配比的造價水平

提高容配比，同時補充直流側(cè)裝機容量后的LCOE如圖4所示。

格爾木地區(qū)的最佳容配比為1.6∶1，其LCOE較容配比為1.0∶1時低0.0268元/kWh；蘇州地區(qū)的最佳容配比為1.7∶1，其LCOE較容配比為1.0∶1 時降低 0.0412 元 /kWh。

圖4 提高容配比，同時增加直流側(cè)容量后的LCOE

經(jīng)計算，考慮直流側(cè)補裝后，最佳容配比進一步提高，且在光照資源好的地區(qū)會略低于光照資源較差的地區(qū)；由于補裝后造價降低非常明顯，LCOE降幅也很大。

3.3 考慮組件衰減后的度電成本

本文的度電成本計算未考慮光伏組件衰減，光伏組件的衰減會導(dǎo)致電站實際運營年度的容配比逐年降低。如多晶硅組件，其首年衰減率為2.5%，以后逐年衰減0.7%。假設(shè)容配比取1.7∶1，經(jīng)衰減后各年度的實際容配比如圖5所示。

從圖5可以看出，25年光伏電站壽命期內(nèi)，隨著組件的衰減，實際容配比逐年下降，第6年降至1.60∶1，第14年降至1.50∶1，第23年降至1.40∶1。而容配比降低后，由于逆變器限功率減少，年利用小時提升。以格爾木地區(qū)為例，在運營期第6年，容配比降低導(dǎo)致的利用小時提升24.72 h，升幅為1.31%；第14年，利用小時提升35.71 h，升幅為1.89%，第23年利用小時提升37.27 h，升幅為1.97%。雖然發(fā)電量的升幅不及組件衰減的速度快，但是容配比提升后確實可以減緩光伏電站發(fā)電量的衰減。

4 結(jié)論

1)容配比提升后，光伏發(fā)電的功率曲線更加平直、穩(wěn)定，光伏發(fā)電不再是所謂的“間歇電源”“垃圾電”，而是可以作為電力系統(tǒng)中的支撐電源。若增加一定比例的儲能裝置，在電網(wǎng)峰值需要電能時能夠“拉得起”，在谷值能夠“壓得下”，光伏電站甚至可以作為削峰填谷的骨干電源。

2)提升容配比，從本質(zhì)上講是提高逆變器、箱變的設(shè)備利用率，降低逆變器、箱變的工程造價。提高容配比的同時，再補充直流側(cè)裝機容量，可以攤薄升壓站、送出線路等公用設(shè)施的投資成本，進一步降低造價，降低發(fā)電成本。近年來，光伏發(fā)電的技術(shù)成本下降較快，組件價格逐年下降，但是技術(shù)成本的下降是投入了大量的研發(fā)成本與生產(chǎn)線改造得到的，且技術(shù)成本不會一直下降，總是有極限的。而通過提高容配比，既可以合理提高光伏電站配電設(shè)備的利用率，又能夠降低0.02～0.04元/kWh的度電成本，是降低光伏發(fā)電成本的最有效方法。

圖5 光伏電站壽命期內(nèi)的容配比

3)目前政策上嚴格限制直流側(cè)裝機容量，本文分析了幾個主要原因：①今年來電力消納困難；②光伏補貼的壓力；③光伏電不利于電網(wǎng)調(diào)度；④光伏發(fā)電在整個電力系統(tǒng)的比例仍然很小。但是，隨著能源結(jié)構(gòu)的調(diào)整，光伏發(fā)電成本的下降，光伏發(fā)電在未來的能源結(jié)構(gòu)比例會逐漸增大。提高容配比，在直流側(cè)補充裝機容量，可以使光伏電站輸出穩(wěn)定的功率，成為電力系統(tǒng)中的支撐性電源。

4)雖未對考慮光伏組件衰減后的度電成本進行詳細全面的分析，但簡單分析后可知，提高容配比可以減緩光伏電站發(fā)電量的衰減。

5)最優(yōu)容配比的選擇與電站的投資構(gòu)成相關(guān)。在光伏行業(yè)發(fā)展的早期，組件價格較高，占投資比例較大，容配比選擇更傾向于較低的容配比，以保證組件的發(fā)電量。隨著光伏行業(yè)的發(fā)展日益成熟，組件價格大幅下降，占投資的比例逐漸減小，而公用設(shè)施占投資的比例逐步增加，因此現(xiàn)在更傾向于提高容配比來降低公用設(shè)施的公攤費用。