分析三个电站的实际发电曲线，窥见光伏发电的未来方向

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成平直状态，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。
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