基于LCOE的光伏電站最佳容配比研究

索博鵬，譚奇特

(晶科電力科技股份有限公司，南京 210000)

0 引言

為完成碳達(dá)峰、碳中和目標(biāo)，2030年風(fēng)電和太陽能發(fā)電總裝機(jī)容量將達(dá)12億kW[1]。對于如何設(shè)計光伏電站，使其投資收益最優(yōu)是光伏行業(yè)內(nèi)的一大課題，而光伏發(fā)電系統(tǒng)的安裝容量與額定容量之比，即容配比的研究是提升光伏電站投資收益的重要手段。

目前，歐洲的光伏電站普遍按照1.2:1～1.4:1的容配比進(jìn)行超配，美國、印度的光伏電站的超配設(shè)計可達(dá)1.4倍以上，而日本的甚至可以達(dá)到2倍[2]。

在中國，2020年10月發(fā)布的NB/T 10394—2020《光伏發(fā)電系統(tǒng)效能規(guī)范》將容配比限制提高到最高1.8:1。

提升光伏電站容配比的方式主要有3種：直流側(cè)增容、交流側(cè)減容、直流側(cè)增容與交流側(cè)減容相結(jié)合。其中，直流側(cè)增容是指以交流側(cè)容量為基準(zhǔn)，直流側(cè)有足夠土地面積滿足超配光伏組件的安裝要求，以增加直流側(cè)的安裝容量。交流側(cè)減容則是指以直流側(cè)容量為基準(zhǔn)，降低交流側(cè)的容量配置，進(jìn)而降低光伏電站的初始投資。直流側(cè)增容與交流側(cè)減容相結(jié)合是指光伏電站的裝機(jī)容量按照交流側(cè)統(tǒng)計，但當(dāng)直流側(cè)沒有足夠土地安裝超配的光伏組件時，先依據(jù)土地面積確定直流側(cè)的容量，再根據(jù)不同太陽輻照資源對容配比進(jìn)行調(diào)節(jié)，在降低交流側(cè)容量配置的情況下，選擇最佳容配比，從而使光伏電站獲得最佳投資收益。采用直流側(cè)增容來提升容配比的方式是目前行業(yè)呼吁依據(jù)交流側(cè)容量管理光伏電站、放開直流側(cè)容量限制的最核心方式。

從光伏電站發(fā)電原理及成本分析，提高容配比有利于補(bǔ)償光伏電站各種損耗、延長發(fā)電時間、降低平準(zhǔn)化度電成本(LCOE)、平滑輸出功率曲線。具體體現(xiàn)在以下方面：

1)有助于補(bǔ)償光照不足，降低溫度、灰塵、線損、串并聯(lián)失配、光伏組件性能衰減帶來的功率損失，從而使光伏電站達(dá)到額定輸出功率。

2)會使單臺逆變器直流側(cè)的容量更大，輸出功率更高，逆變器啟動更早、停機(jī)更晚，延長光伏電站發(fā)電時間，更好地利用當(dāng)?shù)氐奶柲苜Y源。

3)有助于提高交流側(cè)設(shè)備的利用率，攤薄光伏電站的非技術(shù)成本，大幅降低光伏電站的LCOE，提高電站的收益率。

4)當(dāng)容配比達(dá)到一定比例并且配置了一定容量的儲能系統(tǒng)后，可以有效平滑光伏電站輸出功率曲線。

本文從3類太陽能資源區(qū)中選擇中國4個典型地區(qū)，采用直流側(cè)增容的方式，通過PVsyst軟件模擬各地區(qū)不同容配比下光伏電站的首年發(fā)電小時數(shù)，并基于LCOE研究采用單面光伏組件的光伏電站(下文簡稱為“光伏電站”)在全生命周期內(nèi)的最佳容配比。

1 LCOE模型

LCOE起源于國外，用于評估光伏電站單位發(fā)電量的成本水平。美國國家可再生能源實驗室(NREL)首次定義了LCOE，隨后德國弗朗霍夫研究所(Fraunhofer-ISE)也對LCOE進(jìn)行了有關(guān)說明。中國根據(jù)NREL和Fraunhofer-ISE對LCOE的評估方法，推出適用于中國國內(nèi)并網(wǎng)光伏電站的LCOE模型。

NB/T 10394—2020中定義了LCOE，即光伏發(fā)電系統(tǒng)在全生命周期內(nèi)所產(chǎn)生的所有成本與全部可上網(wǎng)電量的折現(xiàn)比值。LCOE的計算式可表示為：

式中：I0為光伏發(fā)電系統(tǒng)的靜態(tài)初始投資成本，元；It為光伏發(fā)電項目的增值稅抵扣，元；N為光伏發(fā)電系統(tǒng)的全生命周期；n為光伏發(fā)電系統(tǒng)運(yùn)行的第幾年，n=1, 2, …,N，年；i為折現(xiàn)率，%；VR為光伏發(fā)電系統(tǒng)殘值，元；Mn為第n年的運(yùn)營成本(含維修、保險、材料、人工工資、輔助服務(wù)費(fèi)等，不含利息)，元；Yn為第n年的上網(wǎng)電量，kWh。

2 容配比對光伏電站發(fā)電量的影響

2.1 太陽輻照資源

本文從3類太陽能資源區(qū)中選擇中國4個典型地區(qū)，其中，Ⅰ類太陽能資源區(qū)選擇青海省格爾木地區(qū)，Ⅱ類太陽能資源區(qū)選擇山東省煙臺地區(qū)和安徽省滁州地區(qū)，Ⅲ類太陽能資源區(qū)選擇湖南省益陽地區(qū)。各地區(qū)的太陽輻照資源情況如表1所示。

表1 各地區(qū)的太陽輻照資源Table 1 Solar irradiation resources in various regions

2.2 光伏電站的配置

NB/T 10394—2020中定義了容配比R的計算公式，即：

式中：Pdc為光伏電站的裝機(jī)容量，W；Pac為光伏電站交流側(cè)額定容量，W。

本文以裝機(jī)容量108 MW的光伏電站為例，其交流側(cè)額定容量為100 MW(該容量保持不變)，采用3125 kW集中式箱逆變一體機(jī)和540 W單面PERC單晶硅光伏組件。利用PVsyst軟件模擬容配比從1.08:1增至1.80:1時該光伏電站的首年發(fā)電小時數(shù)和發(fā)電量情況，進(jìn)行該光伏電站的LCOE分析。本研究中暫不考慮棄光率和保障利用小時數(shù)的限制，且假設(shè)不同容配比方案下光伏電站交流側(cè)部分的成本相同。不同容配比下光伏電站的配置方案如表2所示。

2.3 發(fā)電量模擬結(jié)果分析

采用PVsyst軟件7.2.0版本模擬光伏電站發(fā)電量時，需先對系統(tǒng)效率損失參數(shù)進(jìn)行設(shè)置，具體的參數(shù)數(shù)值如表3所示。

表2 不同容配比下光伏電站的配置方案Table 2 Configuration scheme of PV power station under different capacity ratios

表3 系統(tǒng)效率損失參數(shù)的設(shè)置值Table 3 Setting value of system efficiency loss parameters

光伏電站首年發(fā)電小時數(shù)會隨著容配比的提升而變化。不同容配比下4個地區(qū)的光伏電站的首年發(fā)電小時數(shù)曲線如圖1所示。需要說明的是，青海省格爾木地區(qū)光伏電站的容配比超過1.44:1后，其首年發(fā)電小時數(shù)下降明顯，從當(dāng)前的投資收益分析角度來看無分析的必要，因此本文不做分析。

從圖1可以看出：

1)大部分光伏電站的首年發(fā)電小時數(shù)隨著容配比的提升先同步略微增加，達(dá)到一定容配比后開始逐步下降。

2)湖南省益陽地區(qū)的光伏電站容配比為1.26:1時，首年發(fā)電小時數(shù)最高，為911.3 h；容配比超過1.53:1后，首年發(fā)電小數(shù)下降相對明顯，下降幅度超過1 h。

3)安徽省滁州地區(qū)光伏電站的容配比為1.26:1時，首年發(fā)電小時數(shù)最高，為1175.1 h；容配比超過1.62:1后，首年發(fā)電小時數(shù)下降明顯，至少下降10 h左右。

圖1 不同容配比下4個地區(qū)的光伏電站的 首年發(fā)電小時數(shù)曲線Fig. 1 Curve of power generation hours in the first year of PV power stations in four regions under different capacity ratios

4)山東省煙臺地區(qū)光伏電站的容配比為1.26:1時，首年發(fā)電小時數(shù)最高，為1368.6 h；容配比超過1.53:1后，首年發(fā)電小時數(shù)下降明顯，至少下降5 h。

5)青海省格爾木地區(qū)光伏電站的容配比為1.08:1時，首年發(fā)電小時數(shù)最高，為1845.7 h，這與位于Ⅱ類、Ⅲ類太陽能資源區(qū)的光伏電站有所不同；此外，當(dāng)容配比超過1.17:1后，青海省格爾木地區(qū)光伏電站的首年發(fā)電小數(shù)下降相對明顯，至少下降10 h。

綜上可知，光伏電站容配比達(dá)到一定數(shù)值時，首年發(fā)電小時數(shù)有所下降。因此，對不同容配比下各地區(qū)光伏電站首年發(fā)電量削峰損失比例進(jìn)行模擬，模擬結(jié)果如圖2所示。

圖2 不同容配比下各地區(qū)光伏電站首年發(fā)電量削峰 損失比例 Fig. 2 Peak shaving loss ratio of PV power stations in different regions in the first year under different capacity ratios

從圖2可以看出：

1)首年發(fā)電量削峰損失比例與容配比成正相關(guān)。湖南省益陽地區(qū)光伏電站的容配比為1.44:1時，開始有發(fā)電量削峰損失；容配比為1.53:1時，削峰損失超過0.1%，并且隨著容配比的增加逐步增加，這與前文所述該地區(qū)光伏電站容配比為1.53:1時首年發(fā)電小時數(shù)明顯下降相對應(yīng)。同時，可以看到容配比為1.80:1時，該地區(qū)光伏電站首年發(fā)電量削峰損失比例為1.57%。

2)安徽省滁州地區(qū)光伏電站的容配比為1.35:1時，開始有發(fā)電量削峰損失；容配比為1.80:1時，光伏電站首年發(fā)電量削峰損失比例為2.77%，相比湖南省益陽地區(qū)光伏電站的多損失了1.2%。

3)山東省煙臺地區(qū)光伏電站的容配比為1.44:1時，開始有發(fā)電量削峰損失；容配比為1.80:1時，光伏電站首年發(fā)電量削峰損失比例為2.44%，與安徽省滁州地區(qū)光伏電站的損失比例相差不大。

4)青海省格爾木地區(qū)光伏電站的容配比為1.17:1時，開始有發(fā)電量削峰損失；容配比為1.44:1時，光伏電站首年發(fā)電量削峰損失比例為3.75%，損失比例較大。考慮到光伏電站的投資收益情況，放棄該地區(qū)光伏電站容配比超過1.44:1的模擬分析。

本文中光伏電站的全生命周期取25年，以山東省煙臺地區(qū)為例，模擬不同容配比下光伏電站25年內(nèi)的年發(fā)電量削峰損失比例，模擬結(jié)果如圖3所示。

圖3 不同容配比下山東省煙臺地區(qū)光伏電站25年內(nèi)的 年發(fā)電量削峰損失比例Fig. 3 Peak shaving loss ratio of annual power generation during 25 years of PV power stations in Yantai，Shandong Province under different capacity ratios

從圖3可以看出：山東省煙臺地區(qū)光伏電站25年內(nèi)的年發(fā)電量削峰損失比例基本呈下降趨勢，當(dāng)容配比達(dá)到1.71:1后，25年內(nèi)每年都有不同程度的發(fā)電量削峰損失，而且前10年的年發(fā)電量削峰損失比例相對較大，每年約有0.1%的降幅。

其他3個地區(qū)光伏電站的25年的年發(fā)電量削峰損失比例為：1)不同容配比下，湖南省益陽地區(qū)光伏電站25年內(nèi)的年發(fā)電量削峰損失比例曲線趨勢與山東省煙臺地區(qū)的相似，均是達(dá)到1.71:1后，每年都有不同程度的發(fā)電量削峰損失；且容配比為1.08:1時，第25年的發(fā)電量削峰損失比例為0.09%。2)安徽省滁州地區(qū)光伏電站則是容配比超過1.62:1后，25年內(nèi)每年都有不同程度的發(fā)電量削峰損失；當(dāng)容配比為1.80:1時，第25年仍有0.2%的發(fā)電量削峰損失比例。3)青海省格爾木地區(qū)光伏電站的容配比達(dá)到1.35:1后，25年內(nèi)每年都有不同程度的發(fā)電量削峰損失；當(dāng)容配比為1.44:1時，第25年也有0.18%的發(fā)電量削峰損失比例。

3 不同容配比下光伏電站的經(jīng)濟(jì)性分析

3.1 不同容配比下的LCOE分析

影響LCOE的3個主要因素為光伏電站靜態(tài)初始投資成本、運(yùn)營成本、發(fā)電量(光伏電站初始投資測算時，認(rèn)為發(fā)電量與上網(wǎng)電量一致，因此下文均使用發(fā)電量數(shù)據(jù))。

光伏電站的靜態(tài)初始投資成本包含設(shè)備成本、建設(shè)施工成本等。本文假設(shè)各算例的主要設(shè)備價格一致，且與太陽能資源區(qū)域及不同容配比無相關(guān)性。設(shè)備價格根據(jù)2021年12月的實時市場價格計算，主要設(shè)備的價格如表4所示。

表4 主要設(shè)備的價格Table 4 Prices of main equipments

光伏電站運(yùn)營成本中，運(yùn)營時間按照光伏發(fā)電系統(tǒng)全生命周期25年計算。

光伏電站發(fā)電量基于項目所在地的太陽輻照資源Meteonorm數(shù)據(jù)庫，通過PVsyst軟件模擬得出電站25年的發(fā)電量。

在固定交流側(cè)額定容量的情況下，隨著直流側(cè)光伏組件裝機(jī)容量增加，即容配比增大，開發(fā)手續(xù)辦理費(fèi)用、升壓站及送出線路和部分設(shè)備并不增加，故同一個光伏電站的容配比越大，其單瓦靜態(tài)初始投資成本越低。

經(jīng)測算得到不同容配比下各地區(qū)光伏電站的LCOE，具體如圖4所示。

圖4 不同容配比下各地區(qū)光伏電站的LCOE Fig. 4 LCOE of PV power stations in different regions under different capacity ratios

從圖4可以看出：光伏電站的LCOE與容配比并非呈線性的正相關(guān)或反相關(guān)，除湖南省益陽地區(qū)光伏電站隨著容配比的增大，LCOE先降低后上升再降低外，其他地區(qū)光伏電站都是隨著容配比的變大，LCOE先降低后上升。每個地區(qū)光伏電站的LCOE最低點(diǎn)不盡相同。其中，湖南省益陽地區(qū)光伏電站的容配比達(dá)到1.80:1時，LCOE最低，為0.3775元/kWh；山東省煙臺地區(qū)、安徽省滁州地區(qū)光伏電站的容配比為1.62:1時，LCOE最低，分別為0.2618和0.2940元/kWh；青海省格爾木地區(qū)光伏電站的容配比為1.35:1時，LCOE最低，為0.1965元/kWh。

3.2 不同容配比下的投資收益分析

項目投資財務(wù)的內(nèi)部收益率(IRR)與光伏電站靜態(tài)初始投資成本、運(yùn)營成本、發(fā)電量、上網(wǎng)電價有關(guān)。

為了驗證基于LCOE測算得到的容配比是否準(zhǔn)確，通過IRR進(jìn)行再次論證。目前，光伏電站均以當(dāng)?shù)孛摿蛎弘妰r作為上網(wǎng)電價進(jìn)行并網(wǎng)，各地區(qū)的上網(wǎng)電價如表5所示。

表5 各地區(qū)的上網(wǎng)電價Table 5 Grid-connected electricity prices in each region

根據(jù)上文中對于光伏電站發(fā)電量削峰損失的分析可知：容配比越大，運(yùn)營期間光伏電站因削峰損失的發(fā)電量也會越多，導(dǎo)致光伏電站發(fā)電量收益不能相應(yīng)增加。

本文所述光伏電站的項目資金按照自有資金30%、貸款資金70%測算。對不同容配比下各地區(qū)光伏電站的IRR(稅后)和項目投資回收期(稅后)進(jìn)行測算，測算結(jié)果分別如圖5～圖8所示。

從圖5～圖8可以看出：湖南省益陽地區(qū)光伏電站的容配比越高，投資回收期越短，IRR越高；光伏電站容配比為1.80:1時，IRR最高，為7.26%；項目投資回收期最短，為11.92年。安徽省滁州地區(qū)光伏電站的IRR基本隨容配比的增加而增大；光伏電站容配比為1.62:1時，IRR最高，為8.45%，項目投資回收期最短，為10.8年。山東省煙臺地區(qū)光伏電站的IRR曲線除中間出現(xiàn)停滯外，基本隨容配比的增加而增大；光伏電站容配比為1.62:1時，IRR最高，為10.46%，項目投資回收期最短，為9.26年。山東省煙臺地區(qū)與安徽省滁州地區(qū)同屬于太陽能資源Ⅱ類地區(qū)，IRR卻有2%的優(yōu)勢，項目投資回收期縮短約1.5年。青海省格爾木地區(qū)光伏電站容配比為1.35:1時，IRR最高，為6.90%，項目投資回收期最短，為12.29年；該地區(qū)雖然太陽輻照資源相對較好，但是并網(wǎng)電價低；由于緯度相對較高，采用光伏支架南北間距大，使電纜成本也有所增加，導(dǎo)致項目投資回收期相對于其他地區(qū)較長。綜上可知，光伏電站的LCOE最低時，IRR和項目投資回收期也同樣最優(yōu)。

圖5 不同容配比下湖南省益陽地區(qū)光伏電站的IRR(稅后)及項目投資回收期(稅后) Fig. 5 IRR (after tax) and project investment payback period (after tax) of PV power stations in Yiyang，Hunan Province under different capacity ratios

圖7 不同容配比下山東省煙臺地區(qū)光伏電站的IRR(稅后)及項目投資回收期(稅后) Fig. 7 IRR (after tax) and project investment payback period (after tax) of PV power stations in Yantai，Shandong Province under different capacity

圖8 不同容配比下青海省格爾木地區(qū)光伏電站的 IRR(稅后)及項目投資回收期(稅后) Fig. 8 IRR (after tax) and project investment payback period (after tax) of PV power stations in Golmud region，Qinghai Province under different capacity ratios

4 結(jié)論

本文通過從3類太陽能資源區(qū)中選擇中國4個典型地區(qū)，采用直流側(cè)增容的方式，利用PVsyst軟件模擬各地區(qū)不同容配比下光伏電站的首年發(fā)電小時數(shù)，并基于平準(zhǔn)化度電成本(LCOE)研究采用單面光伏組件的光伏電站(下文簡稱為“光伏電站”)在全生命周期內(nèi)的最佳容配比，得到以下結(jié)論：

1) 大部分光伏電站的首年發(fā)電小時數(shù)隨著容配比的提升先同步略微增加，達(dá)到一定容配比后開始逐步下降；Ⅰ類、Ⅱ類太陽能資源區(qū)的光伏電站容配比為1.26:1時，首年發(fā)電小時數(shù)最高。

2)基于LCOE的光伏電站最佳容配比測算中，湖南省益陽地區(qū)光伏電站的最佳容配比為1.80:1；安徽省滁州地區(qū)的最佳容配比為1.62:1；山東省煙臺地區(qū)的最佳容配比為1.62:1；青海省格爾木地區(qū)的最佳容配比為1.35:1。

3) 光伏電站的LCOE最低時，IRR和項目投資回收期也同樣最優(yōu)。

上述結(jié)論是根據(jù)項目的收益情況得出的，在具體項目中還需考慮項目土地供應(yīng)情況、逆變器性能參數(shù)、是否采用雙面光伏組件、是否采用跟蹤式光伏支架、業(yè)主方的相關(guān)要求等進(jìn)行綜合考慮，最終確定合適的容配比。