为探索一带一路绿色能源产业最佳发展路径，增进两岸四地深港澳台交流合作，探索国际合作新模式，中国科学技术协会国际联络部、中国可再生能源学会光伏专业委员会、深圳市科学技术协会、深圳市福田区科技创新局（科学技术协会）、深圳市坪山新区经济服务局、深圳市新能源行业协会、深圳市太阳能学会、深圳产学研合作促进会于2015年12月11-12日在深圳联合召开以“新发展，新绿地”为主题的2015两岸四地绿色能源协同创新论坛暨深圳第十届新能源科技年会。12日，会议在清华大学深圳研究生院继续进行。国家发改委能源研究所王斯成对“光伏系统的技术创新和效益提升”这一主题进行了详细解析。以下是演讲原文：
王斯成：今天很高兴在这里跟大家交流光伏系统的技术创新和效益提升。因为现在光伏发展到这个阶段，不光是有一个量的问题，不能粗犷式的安装，我们还要追求质量。昨天已经讲了质量，今天我就想讲讲系统技术创新和效益提升。
大家都知道，过去几年中光伏的组件成本、系统成本下降了80%多，中国做出了巨大的贡献，到现在每一瓦的太阳能电池大概只有3.5元人民币，每一个系统的造价大概只有7.5元人民币一瓦，这个问题大家都看得非常明白。另外，国家发改委也出台了征求意见稿，到2020年，电费的价格要从0.9元下降到0.72元，到底我们能不能承受这样一个降价，我也顺便说一说。
发改委价格司有一个模型，根据我们的电价来测算收益，现在我们也用这个模型来测，在西部我们仍然是80%的贷款，20%的自有资金，有贷款的杠杆，自有资金内部收益率就会变得非常高，当然这是一般的商业模式。一般作为一个大的国企，它的内部收益率不能低于8%才允许做。在中西部地区年发电的时间大概是1200小时，东部是1000小时，格尔木、新疆很多地方都可以达到1800满发小时数，我们现在按1500小时算，按8块钱一瓦的成本，测算下来自有资金收益率能到24%。这就是现在弃光那么厉害的情况，大家还往西部扎堆。
我们过去只盯着成本，组件成本、系统成本尽量往下压，可是最终我们追求的是度电成本，最终追求的目标不是每瓦多少钱，而是一度电多少钱。现在国家给的政策一度电是0.9元到1元。一度电的成本是寿命期成本除以寿命期发电量，以前我们只盯着组件和系统的安装成本来看，我觉得应该注重提高发电量。太阳能在同样一个资源地区，我可以大大提高它的发电量。提高20%的发电量，只要通过扩装就可以，原来我们安装太阳能电池，一兆瓦的组件装上去了，一兆瓦的逆变器往那里一放就行了，可是它的标准光强永远到不了百分之百，最多到90%，这样就有10%的闲置。另外系统效率能做到85%就不错了，这样25%就没了，可是交流是按照一比一安装的，那就永远有闲置。我给大家看一个例子，在格尔木，最高的光强可以到一平方米1200，它也没有经常工作在满功率，我调出了最好的时间，它最长时间工作在400千瓦，最高没有超过470千瓦，也就是有20%左右的功率永远是闲置的。我们把前面进行扩装，1兆瓦的电池装1.2兆瓦的光伏，这20%的投资只有总投资的一半，就可以做到满发，并且有可能超发，以前是永远达不到。增加了20%，就可以在上午10点就达到满功率，这时候就要限功率运行，这样全年的运营小时数就从原来的1500能够立刻提高到1800，从原来的1800可以提高到2000，可是增加的投资只是原来系统投资的一半，这样一下就增长了20%的效益，这实际上是一个优化的过程。不是扩装得越多越好，扩装得多了，功率运行这部分就要限制了，在任何一个地方都是一个优化过程。所以做到最优，提高现金流40%是没有问题的，因为刚才这一个措施就可以提升20%，而且这是国际认可的，IEC的标准上都有。国际上已经有了扩装的标准，已经有了明确的定义，而且有了明确的技术要求。
还有一个是自主跟踪，这是30年实际的气象站的数据，平单轴可以比固定倾角提高20%多。单轴水平跟踪能够比固定的提高40%，单轴跟踪倾纬度角可以提高51%，双轴高精度跟踪可以提高56%。这个自动跟踪并不是什么精密仪器，几分钟动一点点，想做好非常容易，现在就能做好，可靠性也非常高，成本也降下来了。自动跟踪的成本是1块2一瓦，固定的也要6毛一瓦，多付出6毛，可以多带来30%的现金流，这是非常值得的。这些依据都说明降价是可以的，不用把太阳能电池价格再压，也不压成本价格，只要采取系统应用的创新，一下就可以把电价降到6毛钱，这是毫无疑问的，而且这是考虑了成本投入的问题，考虑了1块2的支架的钱，考虑了其它安装成本的提高、运维成本的提高，另外扩装的成本也要加进去，综合因素考虑下来，立刻就可以在发电小时1600小时的时候降到6毛钱。这说明我们的上升空间还很高，我们要把度电成本降下来，不用一味的压价格，就可以把度电成本降到合理的范围，而且内部收益率可以保持在15%以上。
现在做自动跟踪应用的人越来越多，当然自动跟踪也有很多种形式，有东西向跟踪、双轴跟踪，双轴跟踪平板电池、双轴跟踪聚光电池、东西向的单轴跟踪，斜单轴。一个轴跟踪只要一个电机，但是它的发电量不会比双轴跟踪少多少，理论计算只少4%。为什么双轴跟踪采用得少？如果是平板电池，斜单轴的发电量就可以提高30%以上，不用采用非常复杂的双轴跟踪。但是如果是聚光电池，它的聚光精度要求太高，所以必须得采用双轴跟踪。所以平板电池斜单轴就够了。现在可以创新的点非常多，你可以想象各种形式。
只要有自动跟踪，你就可以做到完全不遮挡。大家说怎么不会遮挡？太阳出来阴影无限长，怎么可能不遮挡？我说完全不遮挡可以做到，因为太阳出来的时候，我的板是平着的，你一升起来，我就受光，我就开始发电；当你往上升一点，我反向跟踪，按理说应该从东向西跟着太阳走，在我对准之前，太阳升出来的时候我是水平的，太阳升起来，我从西向东一点，还是不遮挡；直到最后跟你对准了，我跟着你走，这就可以使我们完全不受遮挡，这样又能提高3%到5%。应用系统的技术创新是无处不在的。这个就是一道缝，太阳刚出来我就不遮挡，完全可以做到。
我还有一些技术创新，比如智能运维，它也可以提高3%到5%，减少了故障的损失，及时发现了问题。另外提前发现问题，也减少了维护成本。但是智能运维做得好的目前却没多少，当然这也算创新，跟汽车、自行车结合。智能光伏电站能不能真正做到这些功能，是不是能够准确地判断你的故障？光是效率项就有15项，你能不能全部检测到呢？所以说真正要做智能运维，你不但要有IT的技术，还要懂光伏，还要对光伏有深入的了解，才能把智能运维做好。
我们如何来评估一个光伏电站？有没有一个参数可以评价我这个光伏电站是好是坏？我昨天说了，有一个参数PR，它可以评估电站的质量。什么叫质量？撇开安全性不谈，一个是可靠性，一个是效果。PR值就完全表现了你是不是有最大的可靠性，是不是有最高的效率。然而PR并不管设计的是不是优化，是不是设计得好。比如说把组件平铺在地上，它接收到的辐射量比倾斜、跟踪的都少，它接受得少了，发电量也少了，你的PR值可能也很高，比如说立面安装，我就冲南这样安装，辐射量少了，因为PR是用输出电量除以输入的辐射量乘以发电量，发电量全年少了很多，没有表现出来，所以最的差设计可能有一个很高的PR。只要可靠性好，系统效率高就可以。PR只能作为质量好坏的一个判定因素，它不能说你这个电站是不是最优的设计。它也不能说明你的电站的经济性是多少，它没有经济性，没有考虑优化。我们有这么多系统，比如说独立型、平板的、并网的、聚光的，有多晶硅、单晶硅的，有固定安装、不同倾角的，有不同轴向的，不同的安装地点，不同的资源条件，不同的占地，不同的土地成本，有BIPV、BAPV的，有竖着安装的，有横着安装的，我们能不能有一个参数说明这个系统是最牛的？PR只能说你的可靠性和你的系统效率最高，你是不是最优的，PR不回答这个问题。有没有另外一个参数证明你这个系统就是最优？最近我们在IEC的组里面在讨论如何优化这个系统，有没有一个参数最优。我给IEC提了个建议。
我们来看目前有几个评价指标，第一个是等效利用小时数，还有一个是容量因子，这是国际上用的数字，它只不过是把等效利用小时数除了一个全年的小时数，把它变成一个百分比来比较，这是一类。还有不同安装形式的增益，双轴安装提高30%、40%，斜单轴提高30%，平单轴提高20%。这是说明同样千瓦功率的输出好坏，但是它的成本也高了，占地也大了，那你怎么判断它是好是坏呢？还是不能评定。PR值只能说明你的可靠性和系统效果，并不说明你的设计是最优的。电气效率，比如逆变器效率，它达到98%，这是说明逆变器本身的性能，然而不能作为一个评价光伏电站效率的东西。还有一个是MTBF，这是一个可靠性的指标，现在IEC又引入了一个可用性的指标，它跟MTBF（平均无故障时间）是一回事，它只是一个可靠性的指标，并不能说明整个系统的设计的好坏。还有一个指标是LCOE，我刚才说了，我们要追求最低的成本，这是不是就是可以？这是国际上评价之后全列在这里的，它只是一个成本指标，没有反映出电价因素，也没有反映出你的收益，它只是用寿命期的成本除以寿命期的发电量，还是不能用这个来评价系统的好坏。还有土地占地比，你占地多好还是占地少好？当然单位千瓦占地越少越好，可是这样发电量又会少。现在国际上所有的参数我们全列出来，没有一个参数可以说明这个系统到底是好是坏。
我后来想到一个指标，我们最直观的感觉就是投入产出比，比如说垃圾制油，你到底100吨垃圾能出多少油，这个问题的背后就是值不值得做的事情，就看一个投入产出比。投入产出比这个事在中国人看来太简单了，把它算出来就行了。投入产出比参数是开放式的，它可以从无穷小到无穷大及。你投入了100块钱，收入只有1分，那就变成了无穷小。你投入了1分钱，收入的是1千瓦，这又变成无穷大，这个参数怎么用？没法用。所以我们变换一下，用1减去投入产出比，这个参数立刻就收敛到0—1，这样就好用了。你再好也不可能超过1，你的成本哪怕只有1分钱，你的收入是100万、1个亿，用1减去之后，它也不可能超过1，就把它限死了。
有了这个概念以后我们就好理解了，只要知道系统的收益，这个收益测算牵涉到整个电价的运营周期，初投资有没有补贴，资源条件、不同千万的发电量、电价、组件的衰降、弃光等等，这就变成运营期的总收益。占地因素，涉及到占地成本、组件效率、当地的纬度，单位土地成本、运营期的土地成本，这样算下来又是非常完整的，把其它成本往里一加，这时候就能知道，这个涉及到组件成本，你买逆变器的支出，你的支架成本，其它的成本，你的系统的初投资、运营周期，还有整个周期的总收益，假如说考虑财务的话，还有贷款的利息，还有资本金的比例等等，最后算下来，得出一个什么呢？投入产出比算出来了，再用1一减，立刻就算出来了，这个数字最高的就说明它的效益最好，最后算下来晶硅平单轴扩装是最好的，平单轴未扩装是第二，晶硅固定扩装是第三，晶硅固定未扩张是第四，晶归双轴跟踪扩装是第五，用这样比较客观的数据就可以比较这是不是最优的系统。
系统的指标，如果我们考虑评价质量就是用PR，如果考虑评价是不是最优，经济性最好，就用OF，就是系统优化因子。但是，等效利用小时是最直观的参数，LCOE是评估成本，这就是评估一个光伏电站最全的内容，这就是我的光伏电站的评估体系，谢谢大家。
主持人：刚才王老师从系统的方案的设计、运营到后面的评估，给我们介绍了很翔实的内容。现场的观众有问题可以跟王老师交流。
提问：大型地面电站之前都用集中逆变单元，现在好多厂家推出40千瓦的小型的分布式的，这种和集中式的目前在整体发电量上，只是逆变器这一块的数据到底是好还是更差？
王斯成：现在这是一个还在争论的问题，集中的现在功率可以做得更大，有一条技术路线是往大的做，做大了以后，它跟电网的互动性更好一些，因为它的调节能力更强。另外一个就是它的成本要比小的要低一些，效率相对来讲也会更高一些。因为小的还要装内置变压器，可是大型的不需要，它直接一级变电，它的效率要稍微高一些。然而你用了分散式的，它不需要机房了，但是集中式的需要很大的机房，机房的建设也是一笔成本。还有一个可靠性的问题，大的逆变器的维修要很长的时间，而小的逆变器的维修可以马上进行，所以现在是各有各的好处，都还没有定论，各有各的优势。
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