考虑保障收购年利用小时数的光伏发电系统最佳容配比分析

李志栋，邬林勇，张 娜，巨立立，孙 颖，张 峥

(西安隆基清洁能源有限公司，西安 710000)

0 引言

目前，光伏发电系统的最佳容配比(光伏组件的标称功率之和与逆变器功率的比值)普遍是根据计算得到的最低度电成本来确定，且该方法已成为国内外降低光伏发电系统度电成本[1-5]的主要手段之一，但对于已设定了最低保障收购年利用小时数的光伏发电项目而言，若以度电成本最低来确定最佳容配比，则无法分析保障收购年利用小时数对光伏发电项目的影响，会对光伏发电项目的经济效益造成损失。

基于此，本文提出了一种在考虑保障收购年利用小时数的前提下，采用净现值法[6]来确定光伏发电系统最佳容配比的方法，并以太阳能资源较好的银川地区为例，通过计算该地区的光伏电站在不同保障收购年利用小时数下的净现值，分析了不同交易电价、不同保障收购年利用小时数对光伏发电系统最佳容配比的影响，以及在考虑保障收购年利用小时数前提下光伏发电系统最佳容配比的变化规律。

1 通过净现值法确定最佳容配比的设计思路

净现值NPV表示投资的未来净现金流的贴现值之和，其计算式[7]为：

式中：NCFi为第i期的净现金流，若净现金流为正值，则表示为项目获得了收益；ri为第i期的利率，则为贴现率；N为光伏发电系统的运营年限。

采用净现值法确定光伏发电系统最佳容配比的主要步骤为：

1)收集项目所在地的经纬度、保障收购年利用小时数、市场交易电价、限电情况等边界信息；

2)根据经纬度信息分析项目所在地的气象数据，设定不同的容配比方案，并进一步得到不同容配比下光伏发电系统的系统效率和发电量；

3)根据项目投资额、折现率、运维成本、保障收购年利用小时数、市场交易电价、限电情况等财务边界信息，计算不同容配比方案下项目的净现值；

4)对比各方案中的净现值，并选择净现值最大的容配比方案。

2 光伏发电系统最佳容配比的确定

2.1 银川地区的太阳辐射量数据

为了更好地研究考虑保障收购年利用小时数前提下光伏发电系统的最佳容配比，本文以银川地区为例，详细分析其一年中每小时的太阳辐射量数据(来自Meteonorm7.2气象数据库)，并根据该数据绘制了该地区各月的每小时水平面太阳辐射量和散射太阳辐射量分布图，如图1 所示。

图1 银川地区各月的每小时水平面太阳辐射量和散射太阳辐射量分布图Fig. 1 Distribution chart of horizontal solar radiation and scattered solar radiation in each hour of month in Yinchuan area

从图1 中可以看出：

1)银川地区各月的每小时水平面太阳辐射量和散射太阳辐射量的分布可近似为正弦曲线。

2)银川地区的水平面太阳辐射量在5月时最高，12月时最低；而散射太阳辐射量在6月时最高，1月时最低。

2.2 光伏发电系统最佳容配比的影响因素

2.2.1 不同交易电价对容配比的影响

银川地区的太阳能资源较好，当光伏电站采用“双面光伏组件+平单轴跟踪光伏支架”形式时，其年利用小时数可达1800 h以上；而根据《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》[8]，银川地区的保障收购年利用小时数为1500 h，宁夏回族自治区的标杆脱硫燃煤电价为0.2595元/kWh。根据电力市场交易情况，在银川地区，超过1500 h的那部分光伏发电量(下文简称为“超额光伏发电量”)有可能按照标杆脱硫燃煤电价被全额收购，也有可能按照低于标杆脱硫燃煤电价0.02、0.04、0.06、0.08、0.10元/kWh的电价被收购。基于全额收购和低价收购这2种收购情况，测算银川地区某交流装机容量为100MW的光伏电站的净现值，结果如表1所示。

表1 超额光伏发电量被全额收购或低价收购时对应的光伏电站净现值(单位：万元)Table 1 Net present value of PV power station when excess PV power generation capacity is purchased in full or at a low price (Unit: 10 thousand yuan)

从表1中可以看出：在超额光伏发电量被全额收购，以及超额光伏发电量的交易电价比标杆脱硫燃煤电价分别低0.02、0.04元/kWh的情况下，光伏电站的净现值在容配比为1.35:1时达到最大；在超额光伏发电量的交易电价比标杆脱硫燃煤电价低0.06和0.08元/kWh的情况下，光伏电站的净现值在容配比分别为1.30:1和1.05:1时达到最大；在超额光伏发电量的交易电价比标杆脱硫燃煤电价低0.10元/kWh的情况下，光伏电站的净现值在容配比为1.00:1时达到最大。

当该光伏电站的净现值达到最大值时对应的容配比即为最佳容配比。由上述分析可知，当超额光伏发电量的交易电价相较于标杆脱硫燃煤电价降低0.04～0.08元/kWh时，最佳容配比也相应降低；而当降低0.10元/kWh时，光伏电站不再适合通过优化容配比来提升项目收益。

2.2.2 不同保障收购年利用小时数对容配比的影响

采用上文相同的计算方法，分析光伏电站的保障收购年利用小时数分别设定为1500、1600、1700、1800 h时对容配比的影响，分析结果如图2所示。

图2 不同保障收购年利用小时数情况下，超额光伏发电量被全额收购或低价收购时对应的光伏电站净现值Fig. 2 Net present value of PV power station when excess PV power generotion capacity is purchased in full or at a low price under different guaranteed acquisition annual utilization hours

从图2可以看出：

1)当容配比和超额光伏发电量的交易电价均相同时，随着保障收购年利用小时数的增加，光伏电站的净现值也逐渐增加；

2)当保障收购年利用小时数与容配比均相同时，随着超额光伏发电量的交易电价的降低，光伏电站的净现值也相应降低；

3)当超额光伏发电量的交易电价为0.2195～0.2595元/kWh，即与标杆脱硫燃煤电价相比降低幅度在0.04元/kWh以内时，增加保障收购年利用小时数并不会对光伏发电系统最佳容配比的选取产生影响；

4)当超额光伏发电量的交易价格为0.1595～0.1995元/kWh，即与标杆脱硫燃煤电价相比降低0.06～0.10元/kWh时，随着保障收购年利用小时数的增加，光伏发电系统的最佳容配比也在逐渐升高。

综上所述可知，对于设定了最低保障收购年利用小时数的光伏项目而言，应结合保障收购年利用小时数和超额光伏发电量的交易电价，综合确定光伏发电系统的最佳容配比。

3 结论

本文提出了一种通过净现值法确定已设定保障收购年利用小时数的光伏发电系统最佳容配比的方法。该方法可以避免“度电成本最低”原则的局限性。光伏发电系统的最佳容配比与保障收购年利用小时数及超过保障收购年利用小时数的那部分光伏发电量的交易电价有直接关系，因此项目的最佳容配比应根据保障收购年利用小时数及超过保障收购年利用小时数的那部分光伏发电量的交易电价进行详细测算后再确定，以使项目的收益达到最佳。