考慮保障收購年利用小時數的光伏發電系統最佳容配比分析

李志棟，鄔林勇，張 娜，巨立立，孫 穎，張 崢

(西安隆基清潔能源有限公司，西安 710000)

0 引言

目前，光伏發電系統的最佳容配比(光伏組件的標稱功率之和與逆變器功率的比值)普遍是根據計算得到的最低度電成本來確定，且該方法已成為國內外降低光伏發電系統度電成本[1-5]的主要手段之一，但對于已設定了最低保障收購年利用小時數的光伏發電項目而言，若以度電成本最低來確定最佳容配比，則無法分析保障收購年利用小時數對光伏發電項目的影響，會對光伏發電項目的經濟效益造成損失。

基于此，本文提出了一種在考慮保障收購年利用小時數的前提下，采用凈現值法[6]來確定光伏發電系統最佳容配比的方法，并以太陽能資源較好的銀川地區為例，通過計算該地區的光伏電站在不同保障收購年利用小時數下的凈現值，分析了不同交易電價、不同保障收購年利用小時數對光伏發電系統最佳容配比的影響，以及在考慮保障收購年利用小時數前提下光伏發電系統最佳容配比的變化規律。

1 通過凈現值法確定最佳容配比的設計思路

凈現值NPV表示投資的未來凈現金流的貼現值之和，其計算式[7]為：

式中：NCFi為第i期的凈現金流，若凈現金流為正值，則表示為項目獲得了收益；ri為第i期的利率，則為貼現率；N為光伏發電系統的運營年限。

采用凈現值法確定光伏發電系統最佳容配比的主要步驟為：

1)收集項目所在地的經緯度、保障收購年利用小時數、市場交易電價、限電情況等邊界信息；

2)根據經緯度信息分析項目所在地的氣象數據，設定不同的容配比方案，并進一步得到不同容配比下光伏發電系統的系統效率和發電量；

3)根據項目投資額、折現率、運維成本、保障收購年利用小時數、市場交易電價、限電情況等財務邊界信息，計算不同容配比方案下項目的凈現值；

4)對比各方案中的凈現值，并選擇凈現值最大的容配比方案。

2 光伏發電系統最佳容配比的確定

2.1 銀川地區的太陽輻射量數據

為了更好地研究考慮保障收購年利用小時數前提下光伏發電系統的最佳容配比，本文以銀川地區為例，詳細分析其一年中每小時的太陽輻射量數據(來自Meteonorm7.2氣象數據庫)，并根據該數據繪制了該地區各月的每小時水平面太陽輻射量和散射太陽輻射量分布圖，如圖1 所示。

圖1 銀川地區各月的每小時水平面太陽輻射量和散射太陽輻射量分布圖Fig. 1 Distribution chart of horizontal solar radiation and scattered solar radiation in each hour of month in Yinchuan area

從圖1 中可以看出：

1)銀川地區各月的每小時水平面太陽輻射量和散射太陽輻射量的分布可近似為正弦曲線。

2)銀川地區的水平面太陽輻射量在5月時最高，12月時最低；而散射太陽輻射量在6月時最高，1月時最低。

2.2 光伏發電系統最佳容配比的影響因素

2.2.1 不同交易電價對容配比的影響

銀川地區的太陽能資源較好，當光伏電站采用“雙面光伏組件+平單軸跟蹤光伏支架”形式時，其年利用小時數可達1800 h以上；而根據《關于做好風電、光伏發電全額保障性收購管理工作的通知》[8]，銀川地區的保障收購年利用小時數為1500 h，寧夏回族自治區的標桿脫硫燃煤電價為0.2595元/kWh。根據電力市場交易情況，在銀川地區，超過1500 h的那部分光伏發電量(下文簡稱為“超額光伏發電量”)有可能按照標桿脫硫燃煤電價被全額收購，也有可能按照低于標桿脫硫燃煤電價0.02、0.04、0.06、0.08、0.10元/kWh的電價被收購。基于全額收購和低價收購這2種收購情況，測算銀川地區某交流裝機容量為100MW的光伏電站的凈現值，結果如表1所示。

表1 超額光伏發電量被全額收購或低價收購時對應的光伏電站凈現值(單位：萬元)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)

從表1中可以看出：在超額光伏發電量被全額收購，以及超額光伏發電量的交易電價比標桿脫硫燃煤電價分別低0.02、0.04元/kWh的情況下，光伏電站的凈現值在容配比為1.35:1時達到最大；在超額光伏發電量的交易電價比標桿脫硫燃煤電價低0.06和0.08元/kWh的情況下，光伏電站的凈現值在容配比分別為1.30:1和1.05:1時達到最大；在超額光伏發電量的交易電價比標桿脫硫燃煤電價低0.10元/kWh的情況下，光伏電站的凈現值在容配比為1.00:1時達到最大。

當該光伏電站的凈現值達到最大值時對應的容配比即為最佳容配比。由上述分析可知，當超額光伏發電量的交易電價相較于標桿脫硫燃煤電價降低0.04～0.08元/kWh時，最佳容配比也相應降低；而當降低0.10元/kWh時，光伏電站不再適合通過優化容配比來提升項目收益。

2.2.2 不同保障收購年利用小時數對容配比的影響

采用上文相同的計算方法，分析光伏電站的保障收購年利用小時數分別設定為1500、1600、1700、1800 h時對容配比的影響，分析結果如圖2所示。

圖2 不同保障收購年利用小時數情況下，超額光伏發電量被全額收購或低價收購時對應的光伏電站凈現值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

從圖2可以看出：

1)當容配比和超額光伏發電量的交易電價均相同時，隨著保障收購年利用小時數的增加，光伏電站的凈現值也逐漸增加；

2)當保障收購年利用小時數與容配比均相同時，隨著超額光伏發電量的交易電價的降低，光伏電站的凈現值也相應降低；

3)當超額光伏發電量的交易電價為0.2195～0.2595元/kWh，即與標桿脫硫燃煤電價相比降低幅度在0.04元/kWh以內時，增加保障收購年利用小時數并不會對光伏發電系統最佳容配比的選取產生影響；

4)當超額光伏發電量的交易價格為0.1595～0.1995元/kWh，即與標桿脫硫燃煤電價相比降低0.06～0.10元/kWh時，隨著保障收購年利用小時數的增加，光伏發電系統的最佳容配比也在逐漸升高。

綜上所述可知，對于設定了最低保障收購年利用小時數的光伏項目而言，應結合保障收購年利用小時數和超額光伏發電量的交易電價，綜合確定光伏發電系統的最佳容配比。

3 結論

本文提出了一種通過凈現值法確定已設定保障收購年利用小時數的光伏發電系統最佳容配比的方法。該方法可以避免“度電成本最低”原則的局限性。光伏發電系統的最佳容配比與保障收購年利用小時數及超過保障收購年利用小時數的那部分光伏發電量的交易電價有直接關系，因此項目的最佳容配比應根據保障收購年利用小時數及超過保障收購年利用小時數的那部分光伏發電量的交易電價進行詳細測算后再確定，以使項目的收益達到最佳。