光伏电站价值提升策略

31 03月 2014

2014-03-31 10:38

按照目前国际调查公司IHS的数据显示，2013年全球光伏系统集成商集成量排名中，中国和美国在IHS前十EPC公司排名中占九位。中国与美国的大型项目储备的部署是“去年大幅增长”的原因。美国在建的非住宅光伏达2.5GW，中国项目储备达2.1GW。

2013年全球光伏系统集成商排名

从2010年到2013年全球光伏系统集成排名变化较大，其中特变电工在2013年表现突出，完成接近1GW的安装量。

2010/2011全球光伏系统集成商排名

目前，特变电工以及国内大部分系统集成商运作光伏电站的模式主要为BOT.Build-Operate-Transfer(建设-经营-转让)，是集建设和经营于一身，在合同规定的一定年限后，再转让出去的一种模式。即当电站项目建成后，并且各方验收合格后，电站开发商通常会选择将电站售出给运营商(一般以电力集团为主)，以达到资金快速回笼的目的，而双方出于各自利益的考虑，在短期内并不一定能够达成共识。此时，电站开发商会选择自己当运营商，同时再寻找适当的买家，伺机出售电站。BOT项目的特点是投资规模大、经营周期长、风险因素相对较多。

而不同的光伏电站在出售时，价格却不尽相同，议价的比例也不尽相同，同一个地区造价1.7亿的20MWp的地面电站可能会比相邻造价2亿的20MWp的地面电站售价还要高。这是因为项目本身的价值与自身造价并无直接关系，而是和项目创造现金流的能力直接挂钩，即项目的预期价值。所以我们评估电站的价值就是利用电站所能获取的未来收益的现值来测算。回归到具体数据就是光伏电站在25年寿命周期内的综合发电量如何?

众所周知，光伏电站发电量计算方法是理论年发电量=年平均太阳辐射总量*电池总面积*光电转换效率但是由于各种原因影响，光伏电站实际发电量却没这么多，实际年发电量=理论年发电量*实际发电效率。

如果我们自己作为业主，为了将自己做完的光伏电站卖个好价格，我们需要些什么?

下面我们首先从技术层面来分析下影响光伏电站发电量的9个因素。

1、太阳辐射量

在太阳电池组件的转换效率一定的情况下，光伏系统的发电量由太阳的辐射强度决定的。光伏系统对太阳辐射能量的利用效率只有10%左右，光伏电站的发电量直接与太阳辐射量有关，太阳的辐射强度、光谱特性是随着气象条件而改变的。

我们通常利用RETSCREEN软件在模拟光伏电站发电量时，会利用NASA针对过去十年该地区的相关气象数据来进行测算，然而根据西安市环保局发布环境空气质量通报，2013年西安蓝天只有138个(其中优9天，良129天)，污染天数达227天。从1月至11月，西安6次进入74个城市月度空气质量排名的后十名，其中，2月倒数第四、3月倒数第三、4月倒数第五、8月倒数第八、9月倒数第十、10月倒数第九，11月在18个蓝天的帮助下西安退出后十名，12月有21个污染天，其中严重污染8天，西安又将进入空气质量排名的后十名里。在这种气象情况下，关于分布式光伏电站投资失去了进行财务测算的意义。

下面我们针对2013年11月底西安地区完成并网的华山半导体300kWp屋顶光伏电站。从去年12月到今年2月底的实际发电量和理论发电量进行了对比分析，可见一斑。

首先，下图是西安地区过去十年水平面及倾斜面的日平均辐射量数据，我们利用Retscreen以及大齐光伏设计软件(www.daqi-newenergy.com)均可得到以下数据：

基于以上数据，我们得出300kWp屋顶光伏电站全年发电量应达到下面的水平：

300KWp屋顶光伏电站第1年各月实际发电量统计

基于以上理论发电量以及国家0.42元度电补贴，我们在进行分布式光伏电站市场拓展时，我们会给到业主的答案是：您投资的光伏电站可在6年内收回投资，可实际情况是在雾霾天气的影响下，300kWp屋顶光伏电站的12月至2月底的实际发电量仅仅是理论发电量的39.17-53.58%，这种情况下财务模型数据结果是需要10年以上才能收回投资，如果业主了解这些信息，我们不知道业主还是否愿意投资建设分布式电站。

而同样对于从事分布式光伏电站的投资运营商或者从事合同能源管理的节能公司，还是否敢去投资这些项目。而2014年的国家提出8GW的分布式光伏电站，是否能够足额完成，或许还要依靠残余的金太阳项目来充数了。

2：太阳电池组件的倾斜角度

对于倾斜面上的太阳辐射总量及太阳辐射的直散分离原理可得：倾斜面上的太阳辐射总量Ht是由直接太阳辐射量Hbt天空散射量Hdt和地面反射辐射量Hrt部分组成。Ht=Hbt+Hdt+Hrt。

在我国，太阳能板的方位角一般都选择正南方向，以使光伏电站单位容量的发电量最大。如果受太阳能板设置场所如屋顶、土坡、山地、建筑物结构及阴影等的限制时，则应考虑与它们的方位角一到，以求充分利用现有的地形和有效面积，并尽量避开周围建、构筑物或树木等产生的阴影。只要在正南±20°之内，都不会对发电量有太大影响，条件允许的话，应尽可能偏西南20°之内，使太阳能发电量的峰值出现在中午稍过后某时，这样有利冬季多发电。有些太阳能光伏建筑一体化发电系统设计时，当正南方向铺设面积不够大时，也可将铺设在正东、正西方向。

不同类型的太阳能光伏发电系统，其最佳安装倾斜角是有所不同的。例如光控太阳能路灯照明系统等季节性负载供电的光伏发电系统，这类负载的工作时间随着季节而变化，其特点是以自然光线的来决定负载每天工作时间的长短。冬天时日照时间短，太阳能辐射能量小，而夜间负载工作时间长，耗电量大。因此系统设计时要考虑照顾冬天，按冬天时能得到最大发电量的倾斜角确定，其倾斜角应该比当地纬度角度大一些。而对于主要为光伏水泵、制冷空调等夏季负载供电的光伏系统，则应考虑为夏季负载提供最大发电量，其倾斜角应该比当地纬度的角度小一些。

3：太阳电池组件的效率

进入本世纪以来，我国太阳能光伏进入了快速发展期，太阳电池的效率在不断提高，在纳米技术的帮助下，未来硅材料的转化率可达35%，这将成为太阳能发电技术上的“革命性突破”。

太阳能光伏电池主流的材料是硅，因此硅材料的转化率一直是制约整个产业进一步发展的重要因素。硅材料转化率的经典理论极限是29%。而在实验室创造的记录是25%，正将此项技术投入产业。

实验室已经可以直接从硅石中提炼出高纯度硅，而无需将其转化为金属硅，再从中提炼出硅。这样可以减少中间环节，提高效率。

将第三代纳米技术和现有技术结合，可以把硅材料的转化率提升至35%以上，如果投入大规模商业量产，将极大地降低太阳能发电的成本。令人可喜的是，这样的技术“已经在实验室完成，正等待产业化的过程”。

日本知名太阳能公司京瓷公司日前宣布，该公司首款单晶硅型太阳能电池板已经实现产品化，将从2014年4月起，通过京瓷太阳能公司正式投放日本住宅市场。单元转换效率为19.0%。我们相信伴随着技术的不断进步，商用晶硅电池组件的转换效率将会有更大的提升空间。

4：组件匹配损失

凡是串连就会由于组件的电流差异造成电流损失;凡是并连就会由于组件的电压差异造成电压损失;组合损失可以达到8%以上，中国工程建设标准化协会标准规定小于10%。

为了降低匹配损失损耗以提高电站发电量，我们应注意以下几个方面：

1：为了减少匹配损失，应该在电站安装前严格挑选电流一致的组件串联。

2：组件的衰减特性尽可能一致。根据国家标准GB/T--9535规定，太阳电池组件的最大输出功率在规定条件下试验后检测，其衰减不得超过8%3：隔离二极管有时候是必要的。

5：温度特性

温度上升1℃，晶体硅太阳电池：最大输出功率下降0.04%，开路电压下降0.04%(-2mv/℃)，短路电流上升0.04%。为了避免温度对发电量的影响，应该保持组件良好的通风条件。

6：灰尘损失

电站的灰尘损失可能达到6%!

随着欧美相继对国内光伏出口产品的“双反”调查和制裁，光伏产品的出口步履维艰。这也迫使光伏产业调整策略，加大对国内光伏市场的开发力度。近年来，国内百兆瓦级的大型光伏发电站不断的兴建。然而当下环境污染日趋恶化，大气中漂浮颗粒物含量不断提高，晶硅太阳电池组件的面板为钢化玻璃，长期裸露在空中，自然会有大量的有机物及灰尘堆积，导致电池组件表面落灰日益严重。表面落灰遮挡太阳光线，会降低电池组件的输出功率，直接反映在累积发电量(以下简称发电量)降低，因此增加了清洗组件的频次，直接造成大型太阳能光伏电站发电、维护成本提高。

太阳能光伏电池组件通常采用高透光率、高强度的玻璃材料进行封装，其多组件构成的光伏列阵均为室外装置。长期在室外环境工作的光伏组件或列阵的封装玻璃表面聚积大量灰尘和有机物，需要时常用人工清洁，不但费时、费工、安全隐患大，而且常不能及时实施。而大量聚积的灰尘和有机物会影像光线透过率，大大降低电池板光电转换效能，有时还会造成“热斑”效应(如鸟粪污染等)导致组件损坏。

为了解决此类问题，国内外不少科研机构提出多种不同的方案来解决灰尘问题，其中笔者之前申请的具有自清洁功能的纳米光伏组件在解决灰尘问题特别是覆盖的有机物清洁方面通过实验证明具有良好的效果。

自清洁功能的纳米太阳能电池组件，包括太阳能电池板和置于太阳能电池板上的封装玻璃，其特征在于：所述封装玻璃表面喷涂有自清洁镀层，所述自清洁镀层优选为纳米二氧化钛镀层。所述纳米二氧化钛具有强氧化能力、化学稳定性和无毒特性。研究证明，二氧化钛在纳米级内，其超亲水和光催化性能会大幅提高。所述太阳能电池板的封装玻璃上喷涂纳米二氧化钛镀层后，使组件具有很强的自清洁功能，成为具有自清洁功能的纳米太阳电池组件。不仅使其在可见光条件下具有超亲水性和超永久性，而且提高了封装玻璃的光催化活性，大大提高太阳电池寿命期内的发电量。

1)本实用新型自清洁效果好，可使太阳能电池组件保持较高的光透过率，从而提高发电效率及发电量。

2)可自然避免室外环境中的有机或无机尘、垢等造成太阳能电池组件的“热斑”效应，防止组件意外损坏。

3)可大大降低人工清洗频次，大幅降低由此引发的工时、费用、安全问题等。

2012年7月1日，笔者统一对西安市某屋顶光伏电站三个区域的所有电池组件进行清洗。完成清洗并干燥后，选取3区为喷覆对象，人工喷覆纳米TiO2薄膜(以下简称覆膜)，使原普通晶硅太阳组件变成自清洁纳米太阳电池组件，其他两个区不覆膜。

各区每日的发电量数据由电站的监控系统自动实时完成，利用其历史数据查询功能，即可获得自清洁纳米太阳电池组件前后各区数据。对这些数据进行筛选、汇总、比较和分析后得出实验结论。

可以看出，在天气晴好时，三个区发电量同时出现波峰，反之出现波谷，变化规律呈现出一致性。资料表明，太阳能光伏系统的发电量取决于太阳辐射强度、温度、阴影和晶体结构。如果没有人为对实验区域作出改动，在同一时刻，三个区域中上述因素基本相同，可以推断各区之间当日发电量的比值基本不变。

用3区发电量与2、4区作比，得到一系列的发电量比值：2区的当日累积发电量;：3区的当日累积发电量;：4区的当日累积发电量;观察覆膜前的变化，可以看出变化幅度很小，处于97~99%之间，这也验证了上述推断。

发电量比值预测

综上，对发电量比值作出预测：如不对各区做任何改动，7月1日后，大部分仍将处于97~99%之间。

3.3覆膜后实际发电量比值

汇总7月1日后2、3区实际的发电量比值，并与预测值做比较，见图。

覆膜后2、3区发电量比值

从图上看到，实际发电量比值只有极少数落入预测区域，大部分超出预测区域1~2个百分点。

实验期间，除对3区覆膜外，各区未有其他改动。据此可充分证明，自清洁纳米太阳电池组件提高了3区的发电量。

进一步统计出采用自清洁纳米太阳电池组件前后2、3区发电量比值的平均值，见下表。可见3区发电量提高了2.66%。

覆膜前均值覆膜后均值增长率

σ197.75%100.41%2.66%

采用纳米工艺后，电池组件的发电量确有提高。

按某20MWp大型太阳能光伏电站实际年均发电量2750万千瓦时计算，每年发电量提高约73.15万千瓦时。提高百分比约为2.66%。通过对自清洁纳米太阳电池组件特性的分析，并设计实验进行比对，得到如下结论：对各区历史发电量数据分析、比对后发现，自清洁纳米太阳电池组件能提高玻璃层压型太阳电池组件的发电量。

7：最大输出功率跟踪(MPPT)

从太阳电池应用角度上看，所谓应用，就是对太阳电池最大输出功率点的跟踪。并网系统的MPPT功能在逆变器里面完成。

在光伏逆变器的技术规格书里，大多数厂家都有MPPT效率这个指标，有些标为99%，有些甚至标为99.9%，MPPT效率目前还没有可靠的仪器去测量，做认证也不需要测量，其实，MPPT效率是决定光伏逆变器发电量最关键的因素，其重要性远超过光伏逆变器本身的效率，现在国内外光伏逆变器在相同的条件下对比发电量，相差可能高达20%，这个差异的主要原因就是MPPT效率。

MPPT的效率等于硬件效率乘以软件效率，硬件效率主要由电流传感器的精度，采样电路的精度来决定的，软件效率主要由采样频率来决定的，MPPT实现的方法有很多种，但不管用哪种方法，首先要测量组件功率的变化，再对变化做出反应。这其中最最关键的元器件就是电流传感器，它的精度和线性误差将直接决定硬件效率，而软件的采样频率也是由硬件的精度来决定的。

目前电流传感器有开环和闭环两种，开环的电流传感器测量精度99%，线性精度99%，总测量误差2%，闭环的电流传感器测量精度99.6%，线性精度99.9%，总测量误差0.5%，如果采用开环电流传感器，组件功率发生2%的变化，逆变器根本就测不出来，由于开环电流传感器误差大，所以采样频率也要降低，否则会发生振荡，所以软件的效率也只能达到99%，也就是说，使用开环电流传感器的逆变器，它MPPT极限效率只有97%，而采用使用闭环电流传感器的逆变器，它MPPT极限效率可达到99.5%。在市面上，开环电流传感器比闭环电流传感器大约便宜30%，现在社会有些不良厂家，为了降低成本，采用价格低的开环电流传感器，但对外宣称MPPT效率还能超过99%，严重误导用户，损害用户的利益。

8：线路损失

系统的直流、交流回路的线损要控制在5%以内。

系统中电缆的选择主要考虑如下因素：

电缆的绝缘性能;

电缆的耐热阻燃性能;

电缆的防潮，防光;

电缆的敷设方式;

电缆芯的类型(铜芯，铝芯);

电缆的大小规格。

光伏系统中不同的部件之间的连接，因为环境和要求的不同，选择的电缆也不相同。以下分别列出不同连接部分的技术要求：

(1)组件与组件之间的连接必须进行UL测试，耐热90℃，防酸，防化学物质，防潮，防曝晒。

(2)方阵内部和方阵之间的连接可以露天或者埋在地下，要求防潮、防曝晒。建议穿管安装，导管必须耐热90℃。