三条曲线解密光伏电站未来发展方向

近日，“十四五”新能源规划引起了业内广泛关注，有消息称，以光伏为代表的新能源比例将大幅提升，比之前预期的高25%左右。政策虽好，但去补贴后成本和收益率的压力，以及高渗透率对电网安全稳定运行的影响，却仍然是困扰着所有新能源人的两大挑战。

如何寻找破局之匙?纵观全球市场，光伏最低投标电价已经低至1.35美分/度，欧洲等部分区域新能源的占比已经达到30%以上，海外的电站发展对我们有什么启发?本文甄选了阳光电源国内外三个典型的电站，通过分析三个电站的实际运行发电曲线，或许可以让我们从中窥见光伏发电的未来方向。

案例1国内西部某100MW光伏电站

图1 国内西部某100MW光伏电站实际发电曲线

图1为国内西部某100MW电站三天的实际发电曲线，该电站采用1倍容配比设计。可以看出，电站只在中午的时候接近满功率输出，其余大部分时间设备功率都处于闲置状态，且发电曲线受天气影响，波动幅度较大。

从投资收益来看，由于逆变器、变压器等交流设备满载时间较短，设备利用率低，造成了容量浪费，间接提高了电站的度电成本，降低了投资收益率。从电站运行和电网调度来看，发电曲线波动越大，说明电站功率输出波动幅度也越大，增加了电站输出功率预测准确度和电网运行调度的难度。据了解，国内电站因为功率预测不准确导致的罚款，每年都会给业主带来一定的损失。

案例2海外某200MW光伏电站

图2 海外某200MW光伏电站实际发电曲线

图2为海外某200MW电站三天的实际发电曲线，电站采用1.42倍容配比+跟踪系统设计。电站逆变器从早上8点到下午5点一直处于满功率运行状态，相较于图1，该电站发电曲线几乎呈平直状态，即使光照出现一定程度的波动，逆变器输出功率也只是出现微小变化，整个电站的输出更加稳定。

从投资收益来看，虽然电站存在一定程度的弃光，但系统度电成本达到最优，投资收益率更高。从电站运行和电网调度角度看，发电曲线不再是波动形状，电站发电更稳定，可调度性更高，大大提升了电网友好性。同时系统充分利用逆变器自身发无功的能力，无需加装额外设备，节省了投资成本。目前，阳光电源发往海外的逆变器都已具备无功实时调度能力，并在实际运行中得到长时间验证。

案例3日本某光储融合电站

图3 日本某光伏电站实际发电曲线，光储融合实现24小时发电

图3为日本某光伏电站三天的实际发电曲线。该电站采用7倍容配比设计，通过直流侧加装储能系统，实现光储电站24小时发电，彻底解决了弃光和输出功率波动的问题。

光伏电站设计由最初的发电量最大化原则到提高容配比实现系统度电成本最低，再到光储融合实现24小时发电，上述三个发电曲线实际也代表了光伏发电的三个发展阶段。目前，随着光伏发电系统成本的不断下降，国内光伏正由阶段1朝着阶段2迈进，同时，政策支持加速储能规模化发展，储能成本也将进一步降低，所以光储深度融合的步伐将进一步加快。显然，光储融合实现24小时发电已未来可期，而这也必然会加速光伏等清洁能源成为世界主力能源的步伐。