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图表:最近一年部分国家的弃风弃光率和风光发电占比(来源:彭博新能源财经)
挑战之下,光伏必须致力于成为电网友好性电源
面对上述相关风险,在即将面对全面市场化的前提下,光伏行业不能一味的打口水仗要求电网予以支持,无论是调峰还是弃光,电网都很难做出让步,所以光伏企业必须想办法从技术层面加以解决。
针对补贴核算问题,业界一直在呼吁以交流侧额定功率定义容量。如果以逆变器的交流侧额定有功功率之和作为电站容量的定义,不仅将提高系统利用率,还能够解决土地审批和并网点容量确定的问题。据了解,目前海外主要市场如日本等普遍按照交流侧来限定电站容量。当然,这个问题在平价之后,也将迎刃而解——国内光伏电站将不再受制于补贴资金的约束。
另一方面,高容配比可以让光伏电力输出更平滑,从而提高电网友好性。随着容配比的提高,光伏电站满载工作时间延长,电站输出功率随辐照度波动引起的变化降低。
下图是阳光电源在美国一个205MW实际电站的日输出功率曲线,该电站采用1.42倍容配比+跟踪系统设计。由图可见,逆变器从早上8:00点到下午17:00一直处于满功率运行状态,相比于传统光伏电站抛物线型的发电曲线,该电站的发电功率曲线更为平滑,整个光伏电站的输出更加稳定,大大提高了电网友好性。
但是,如果想彻底解决光伏波动性问题,同时应对因容配比提高带来的光伏电力增加有可能导致的弃光风险,光伏配套储能才是终极解决方案。以日本秋田大馆FIT(Feed-in Tariff)电站为例,这是一个通过直流侧加装储能解决弃光和电网波动性的典型案例。据介绍,该项目获得FIT补贴的限定交流容量为49.5kW,直流侧安装350kW组件,超过7倍容配比设计。
“为了提高售电收益,阳光电源为该电站配置1.1MWh储能系统,自动储存功率限制外的多余电量避免弃光,实现电站24小时持续售电,最大化提升项目经济收益”,阳光电源相关人士介绍道,此外,该方案也很好的解决了电网波动性的难题,平滑了光伏电力输出。
目前国内各省已陆续出台相关政策要求光伏电站配备储能,并且已经有多个省份开展了光伏+储能的试点项目,毫无疑问,这是光伏电力实现真正电网友好的必经路径之一。在2020年青海2GW的光伏竞价中,明确了需要考虑储能配置的分摊成本;山西电网近日发文要求光伏电站进行一次调频改造,储能便是其中的方案之一。虽然目前国内市场受限于储能成本问题仍在起步阶段,但相关人士表示,储能可能成为未来电站进行一次调频改造的主流方案。
需要注意的是,所谓光储融合,并不仅仅是光伏系统和储能系统的简单相加,这需要技术上的深度融合,以此实现1+1>2的优化效果。据光伏們了解,目前行业内在光伏、储能这两个领域均有亮眼表现的企业并不多,阳光电源是其中一个。
在全面市场化的压力之下,光伏产业需要应对成本、电网、回报率等各方面的压力,避开政策方面不谈,从技术本身来看,提高容配比显然能够在平价路上助光伏行业一臂之力,同时,光储的深度融合也必将是全面平价时代的最佳选择。
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上半年,在“430”和“531”两大政策影响下,光伏行业出现抢装潮,光伏玻璃行业需求回转,玻璃行业持续去库,价格也出现明显抬升,年初堵窑冷修的光伏玻璃产线陆续恢复生产,以及部分新增玻璃产线投产,市场供应宽松。6月开始,抢装潮结束,市场降温、组件排产下降,导致下游对光伏玻璃需求减弱,光伏
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