Forholdet mellom fotovoltaisk distribuert generasjon og kraftnett

Forholdet mellom fotovoltaisk distribuert kraftproduksjon og kraftnett

Distribuert fotovoltaisk kraftproduksjon, som en bruk av ren energiutnyttelse nær brukersiden, har både betydelige fordeler og objektive utfordringer. Fordeler og ulemper må analyseres omfattende fra flere dimensjoner som teknologi, økonomi, miljø og samfunn:

1.

I nærheten av forbruket: Kraftproduksjonsenden og strømforbruket er sterkt koblet (for eksempel industrielle og kommersielle tak, boligområder), og strøm trenger ikke å overføres over lange avstander, redusere overføringstapet på 7% -10% av det tradisjonelle kraftnettet og forbedre energiutnyttelseseffektiviteten.

Toppbarbering og dalfylling: I løpet av topp strømforbruksperioder (for eksempel sommermiddager), kan distribuerte fotovoltaikk direkte supplere lokale belastninger og avlaste strømnetttrykk (for eksempel et fotovoltaisk system i en industripark oppfyller 30% av topp strømforbruk og reduserer etterspørselsladningen med 50%).

2. Direkte økonomiske fordeler og tydelig avkastning på investeringen

Selvgenerasjon og selvbruk Sparer strømkostnader: Brukere oppfyller sine egne strømbehov til en pris som er lavere enn nettstrømprisen (f.eks redusere strømkostnadene.

Overskudd av strømnettforbindelse øker inntektene: Gjennom "netto måling" eller "full nettforbindelse" -modus "kan overflødig strøm selges til nettet i henhold til strømprisen eller tilskuddspolitikken (f.eks. Innkjøpsprisen på husholdningens fotovoltaisk overskudd av elektrisitet i Tyskland er 0.

Langsiktig stabil inntekt: levetiden til fotovoltaiske moduler er 25-30 år, vedlikeholdskostnadene i driftsperioden er lav (ca. 1%-2%/år av den første investeringen), og IRR (intern avkastning) kan nå 8%-15%, som er bedre enn tradisjonelle investeringer.

3. Viktige miljøgevinster, og hjelper karbonneutralitet

Nullkarbonkraftproduksjon: Hver 1KWP distribuert solcelleanlegg har en årlig kraftproduksjon på omtrent 12 0 0kWh, noe som tilsvarer å redusere CO₂-utslipp med 1 tonn (beregnet basert på den termiske reduksjonen av den termiske reduksjonen (som er i den termiske emisjonen. Distribuert fotovoltaisk kraft vil overstige 150 millioner kW i 2023).

Desentralisert karbonreduksjon: Det kreves ingen storskala landinnsamling eller langdistanseoverføringskorridorer, og unngår økologisk skade på tradisjonelle energiprosjekter, egnet for flere scenarier som byer og landsbyer.

4. Sterk fleksibilitet, tilpasningsdyktig til flere scenarier

Diversifiserte scenarier: Det kan installeres på tak, carports, jordbruksdrivhus (landbruks- og fotovoltaisk komplementaritet), vannoverflater (fiskeri og fotovoltaisk komplementaritet), etc., for å aktivere plassering 40 -en som et yrke for å bygge en 5 m. elektrisitetsforbruk).

Kapasiteten kan være stor eller liten: Fra 3-10 KW for husholdningsbruk til hundrevis av KW til MW for industriell og kommersiell bruk, kan den tilpasse seg forskjellige brukerbehov, med en kort byggeperiode (vanligvis 2-3 måneder), og kan utvides i trinn.

5. Forbedre energisikkerhet og pålitelighet

Rutenettstøtte: Som en distribuert strømkilde, i tilfelle en rutenettfeil (for eksempel et lokalt strømbrudd), kan det danne et "mikrogrid" med energilagringssystemet for å sikre strømforsyning av nøkkelbelastninger (for eksempel fotovoltaisk + energilagringssystemer på sykehus og datasentre).

Reduser ekstern avhengighet: Reduser brukernes avhengighet av sentraliserte kraftnett (spesielt kullkraft), og stabiliser strømkostnadene når energiprisene svinger (for eksempel bølgen i europeiske strømpriser i 2022).

1. Intermitterende og avhengighet av kraftproduksjon

Berørt av været: Utgangskraften svinger med intensiteten og varigheten av lyset (kraftproduksjonen på regnfulle dager er bare 20% -30% av det på solfylte dager), og det kan ikke uavhengig oppfylle strømbehovet for allvær, og må stole på nettet eller energilagring (energilagringskostnadene for 30% -50% av systemet.

"Strømbrudd" om natten: Når det ikke er lys, er det nødvendig å kjøpe strøm helt fra nettet. I hovedsak er det fremdeles "rutenetttilskudd" i stedet for "erstatning" (for eksempel Beijings årlige selvforsyningshastighet for husholdningens fotovoltaikk er omtrent 40%-60%, og enda lavere om vinteren).

2. Høy innledende investering og lang tilbakebetalingsperiode

Foreløpige kostnadsbarrierer: Systemkostnaden handler om US $ 0. 41-0. 68/WP (inkludert komponenter, omformere, parenteser og netttilkoblingskostnader), og den første investeringen av et 10kW -system er US $ 4, 100-6, 800. Selv om tilbakebetalingsperioden er omtrent 5-8 år, er det fortsatt økonomisk press på små og mellomstore brukere.

Subsidsavhengighet: I områder uten subsidier (for eksempel noen utviklingsland) er kostnadene per kilowattime høyere enn nettstrømprisen, og kommersiell gjennomførbarhet reduseres (for eksempel IRR fra Indias usubsidiserte prosjekter er bare 5%-7%, noe som er lavere enn finansieringskostnaden).

3. Tekniske utfordringer for distribusjonsnettverk

Kvalitetskvalitetsproblemer: Omformeringskonvertering genererer harmonisk forurensning, noe som kan påvirke det omkringliggende strømkrevende utstyret (filtre må konfigureres, og øke kostnadene med 5%-10%); Sentralisert tilgang til distribuerte kraftkilder kan forårsake lokal spenningsovergrensninger (for eksempel når den solcelleformige kraftstasjonen i landlige områder er overbelastet, stiger spenningen til mer enn 250V).

Kompleksitet av relébeskyttelse: Tradisjonelle distribusjonsnettverk er designet for "ensrettet flyt", og toveis strømstrøm kan forårsake feiloperasjon av beskyttelsesenheter (for eksempel øyeffekter som truer vedlikeholdssikkerhet), og intelligente distribusjonssystemer må oppgraderes (transformasjonskostnaden er omtrent USD 13, 700-27, 400/stasjon).

Økt planleggingsvanskelighetsgrad: I høye penetrasjonsscenarier (for eksempel distribuerte fotovoltaiske kraftstasjoner i noen områder av Nederland utgjør mer enn 40%), må strømnettet ofte justere produksjonen fra tradisjonelle strømkilder eller energilagring for å balansere sanntidsforsyning og etterspørsel, og dermed øke driftskostnadene.

4. Restriksjoner for plass og installasjon

Begrensninger for taktilstand: Tilstrekkelige sollys (30 grader -45 graders vippevinkel er best), bærende kapasitet (større enn eller lik 20 kg/m²) og ingen hindring (for eksempel omkringliggende trær, bygningsskygger). Urbane høyhus eller gamle tak har lav tilpasningsevne (for eksempel mindre enn 30% av kvalifiserte tak i den indre ringen av Shanghai).

Estetikk og samsvarstvister: Noen samfunn eller historiske bygninger begrenser fotovoltaisk installasjon (for eksempel bestemmer Frankrike at fotovoltaiske moduler må koordineres med takets farge og materiale), noe som øker vanskeligheten med prosjektgjennomføringen.

5. Vedlikeholds- og fullsyklusstyringskrav

Regelmessig vedlikehold er nødvendig: modulstøvakkumulering, glassbrudd, omformersvikt, etc. krever regelmessige inspeksjoner (anbefalt en gang i kvartalet). Rengjøring kan øke kraftproduksjonen med 5%-10%, men arbeidskraftskostnadene øker med prosjektskala (for eksempel er det årlige vedlikeholdsavgiften for et 1MW -prosjekt omtrent USD 6, 850-10, 960).

Avhending av pensjonerte komponenter: Etter 25 år synker effektiviteten av komponenter under 80%, og standardisert resirkulering er nødvendig (den globale gjenvinningsgraden er foreløpig bare 15%. Selv om Kina har utstedt "tekniske spesifikasjoner for resirkulering av solcy -modulen", er bransjekjeden ennå ikke moden).

6. Usikkerhet om politikk og markedsmiljø

Risikoen for tilskuddsreduksjon: PV -subsidier i forskjellige land reduseres gradvis (for eksempel vil Kinas distribuerte PV -subsidier i 2023 synke med 50% sammenlignet med 2020), og inntekten til prosjekter som er avhengige av subsidier kan krympe.

Nettforbindelsesprosessen er tungvint: I noen regioner er godkjenningssyklusen for tilgang til nettet lang (for eksempel tar Brasil 6-12 måneder), og det kan kreve forhåndsbetaling av oppgraderingsgebyr for nettet (for eksempel chile belaster et tilkoblingsgebyr på $ 100, {}}}}.

Fordelene med distribuert fotovoltaisk kraftproduksjon er spesielt fremtredende i prisområder med høy elektrisitet, stabilt strømforbruk og konsentrerte belastningsscenarier (som industri, handel og offentlige bygninger), mens ulempene er mer fremtredende under scenarier med svake strømnett, utilstrekkelige subsidier og harde installasjonsforhold.

Optimaliseringssti:

Teknisk nivå: Fremme "Photovoltaic + Energy Storage" -kobling (jevn utgang, øke selvforsyningen til 80% +), utvikle høyeffektivitetskomponenter (for eksempel TopCon, HJT, redusere enhetens kapasitetsavtrykk).

Politikknivå: Forbedre standardforbindelsesstandarder (forenkle prosesser), etablere komponentgjenvinningssystemer og utforske "virtuelle kraftverk" aggregeringskompensasjonsmekanismer (for eksempel Tyskland gjør at distribuerte fotovoltaikk kan delta i rutenettfrekvensregulering og oppnå hjelpestjenester).

Forretningsmodell: Utvikle "Photovoltaic Leasing" (reduser brukerens første investering) og "Energy Management Contracts" (EMC -modell, eiere deler fordeler med null investering).

I fremtiden, med teknologisk fremgang (kostnadsreduksjon) og den intelligente oppgraderingen av strømnettet, vil manglene ved distribuert fotovoltaikk gradvis svekkes og bli kjernebæreren for "desentralisering" og "spenstig kraftnett" i energitransformasjon.