3月28日，由国家电投黄河公司建设运营的国家光伏、储能实证实验平台（大庆基地）2023年度数据成果发布会在北京召开。会议聚焦大庆基地建设运营以来取得的良好实践，发布了2023年度光伏、储能实证实验数据，围绕产业热点问题开展交流，并召开了大庆基地学术委员会2024年会议。

国家能源局总工程师向海平，国家电投党组副书记、总经理栗宝卿出席会议并致辞。黄河公司党委书记、董事长姚小彦出席会议并发言，大庆基地学术委员会主任谢小平发布数据成果，国家电投光伏（储能）创新中心副总经理庞秀岚出席会议。国家电投总经理助理、总工程师、科技与创新部主任李建伟主持会议。

会议发布了大庆基地2023年度数据成果，从气象环境、组件、逆变器、支架、储能产品、光伏系统、光储系统七个方面主要实证成果进行全面系统解读，深入阐述了光伏组件、逆变器及储能电池等关键产品因服役周期增长所带来的效能差异性、设备可靠性及环境适应性等核心指标，并基于户外实证实验数据对相关产品、电站设计和运行模式提出优化建议，为国家制定产业政策和技术标准、培育产业新质生产力、迭代升级技术和产品提供数据支撑及科学依据。

国家光伏、储能实证实验平台（大庆基地）位于黑龙江省大庆市，是全球首个光伏、储能户外实证实验平台，也是国家能源局批复的国内首个“国字号”实证实验平台。大庆基地于2021年11月启动运行，2022年1月正式开展实证实验工作，填补了行业户外实证空白，“十四五”期间规划布置实证实验方案640余种，规模约105万千瓦。

此次数据发布为大庆基地第二个完整年度的数据采集与分析成果。2023年，大庆基地在广泛征求行业专家意见的基础上，持续优化数据分析方法，完善数据分析内容，深入挖掘不同数据之间关联关系，研究产品长时间实际工况条件下运行可靠性，总结产品和系统在高纬度、寒温带长年运行规律，形成了361项实证实验对比数据，促进光伏、储能产业高质量发展，为我国新型能源体系建设提供源动力。

从发布的相关数据，光伏行业可以进一步了解不同技术类型、不同厂家的产品在真实户外环境下的运行情况，数据总结情况如下：

全年降雨丰富，组件清洁度高，灰尘平均损失为2.32%；全年雪地应用场景长达5个月以上，雪地场景下背面辐照占比达50-60%；全年环境运行温度较低，低于25℃运行时长占比84.5%。

合理设计间距、角度等，最大化发挥双面组件背面增益；设计多类型支架，首次应用带倾角平单轴，提升发电量；采用高容配比子阵配置储能设计，提升利用小时数，达到3189小时。

在运行维度方面，逆变器、汇流箱等设备故障2小时内、光伏组串故障3小时内、跟踪支架故障6小时内恢复正常运行。

光储系统不断进行运行策略调整，动态阈值优化，不断提高储能产品的充放电次数，提高利用率。

根据典型天气自动判定模型，多云天为主，2022年占全年51.5%，2023年占全年45.2%；降雨集中于7-8月份，降雪从10月中下旬开始，积雪期长达140天左右，雪地应用场景背面辐照占比最高，受雪覆盖面积影响较大，完全覆盖雪地背面辐照占比在50%-60%。

辐照一致性：实测相距2公里辐照，晴天典型天气下接收辐照量差异在1%以内，多云典型天气下接受辐照量最大差异达到65%，可见受云层影响，不同区域在多云天气下辐照量差异大，造成光伏区域出力差异较大，这是目前光功率、光储功率预测不准确的主要原因。

组件方面，N型高效组件发电量较优，与2022年趋势一致，TOPcon、IBC分别较PERC高2.87%、1.71%。

各厂家组件工艺质量控制存在差异，组件的发电性能差异较大，相同技术不同组件厂家发电量偏差最大达到1.63%，个别厂家组件工艺控制存在差异，导致光伏组件匹配损失过大，达到2.36%。

电压性能：组串最大运行电压2022年实测为1234V，2023年实测为1270V，与1500V系统电压仍存在较大冗余。现行GB50797-2012《光伏发电站设计规范》要求采用组件工作条件下的极限低温计算串联数量，但现实组件实际运行温度高于环境温度，使组件的串联数偏少，没有发挥新型组件的优势。

不同技术逆变器2022年-2023年发电量趋势一致，组串式逆变器发电量最高，较集中式、集散式逆变器分别高1.04%、2.33%；各类逆变器实验室效率为98.5%左右，2022年实测效率为98.5%左右，2023年实测效率98.45%左右，2023年较2022年下降0.05%-0.08%。

IGBT国产化对比：进口IGBT元器件逆变器较国产IGBT元器件逆变器逆变器效率高0.01%。极端最高环境温度下（35℃），国产IGBT温度为57.97℃，进口IGBT温度为54.03℃，国产IGBT较进口IGBT运行温度高3.94℃。经过两年运行，国产IGBT与进口IGBT逆变器均未发生故障。

温度影响：逆变器效率随着环境温度升高而逐渐降低，环境温度从0℃增加到30℃时，集中式、集散式、组串式逆变器效率分别降低0.11%、0.17%、0.37%。

2023年与2022年发电量趋势基本一致，均为双轴支架发电量最高，垂直单轴、全维支架、固定可调支架经2022年消缺后2023年全年运行正常，发电量提升。双轴、垂直单轴、斜单轴、平单轴（带10°倾角）、全维支架全年分别较固定支架发电量增益依次为26.52%、19.37%、19.36%、15.77%、12.26%。

不同支架类型的发电特点：夏季平单轴（带10°倾角）、平单轴（带5°倾角）、平单轴（0°倾角）支架发电量较固定支架分别高31.15%、36.91%、34.74%；冬季发电量较固定支架分别低13.75%、21.09%、24.69%，带倾角平单轴在高纬度具有明显优势，冬季发电量高于平单轴。

发电曲线特点：平单轴支架与固定支架相比，日发电曲线扁平，与电网日用电负荷适应性较高。在早高峰（8:00之前），平单轴支架累计发电量较固定支架高40.46%，在晚高峰（14:00之后），平单轴支架累计发电量较固定支架高37.64%，中午平谷峰（8:00-14:00），平单轴支架累计发电量较固定支架低18.05%。

柔性支架实证情况：柔性支架发电量受极端天气影响较大，在大风天气下发电量较晴天天气下降0.46%。经两年运行，柔性支架两侧固定立柱向组件侧倾斜，2023年倾斜角度超过3°，且由于支架立柱倾斜导致钢索弯曲度增大，组件的方位角发生变化，最大角度达到4°。

不同技术、不同厂家储能电池经一年半运行，储能电池充放电效率均呈现不同程度下降。磷酸铁锂储能（500 kW/500 kWh, 1C）下降0.01%，磷酸铁锂储能（1000 kW/1680 kWh，0.5C）下降0.08%，全钒液流下降0.91%，三元锂下降0.2%。

储能效率的影响因素：储能系统效率受环境温度影响较大。5-20℃，储能系统效率平均为81.32%；-10℃以下,储能系统效率平均为78.95%,下降2.37%；20℃以上，储能系统效率平均为75.81%，下降5.51%。

电池损耗：各类储能系统损耗较大，占储能系统总充电量10%-24%；温控设备损耗，占系统总损耗50%-85%左右。

发电量最高的三种典型设计方案：双轴支架+双面组件+组串式逆变器；平单轴（带10°倾角）支架+双面组件+组串式逆变器；斜单轴支架+双面组件+组串式逆变器。

系统损耗：其中，实测温度损失、灰尘/积雪遮挡损失与计算相差较大，差异分别是3%、1.7%，比理论计算数据高的包括光伏组件不匹配造成的损失、直流线损等。

晴天下，储能基本可以实现一次满充满放，多云天气下可实现多次充放。一期固定充放电阈值控制策略无法适应多变的天气，导致多云和阴天储能充放电不充分。提高电源侧储能系统利用率的关键在于结合功率预测，根据天气制定动态调整充放电策略，实现多云天下的日内多次充放，实现资源利用最大化。

提高光功率预测准确率。多云天气下全站不同区域辐照度存在较大偏差，采用一个气象站开展全站辐照监测与不同区域辐照差异高达50%以上，光功率预测结果与东北电网双细则考核超短期准确率（90%以上）偏差最大达到20%以上。建议光伏电站设计时，应结合场站规模、地形地貌，多点、合理布置气象站，提升不同区域实测辐照数据准确性，提高多云天气下功率预测精度。

优化组串内组件数量。现有光伏系统模拟软件计算组串最佳串联数量时，采用极端最低温度，实测环境最低温出现在2:00-3:00之间，而光伏系统冬季7:00之后启动运行，该时刻实测组件温度较环境最低温度高8℃左右。计算电压比实际运行电压高15%，建议设计时应充分考虑当地气象条件，结合组件实际运行参数合理设计组串内组件数量，最大化发挥设备性能。

高纬度寒温带地区推广应用带倾角平单轴。带倾角（10°）平单轴系统全年常规平单轴发电量支架高11.08%、比固定支架高15.77%，单位千瓦造价仅高6.56%，带倾角平单轴日功率曲线更平缓，对电网相对友好，与高纬度寒温带地区负荷曲线匹配度高，建议高纬度寒温带地区可推广使用带倾角平单轴支架系统，提高整体发电量。

改进液流电池产品密封材料和工艺。全钒液流电池在实际工况条件下发生多次漏液，相同现象在早期液流储能系统也有发生，分析主要是材料及工艺问题造成。建议加强储能电池工艺、密封、材料等方面研发，降低漏液风险，提高电池整体可靠性。

优化双面组件系统发电量计算参数。现有光伏电站设计的计算软件仅能计算固定和平单轴支架双面发电量，缺少平斜单轴、斜单轴、双轴支架计算背面发电量功能。且模拟计算采用软件默认单一场景背面反射率，与实测背面反射率差异较大，造成实测发电量与计算发电量偏差最大高达10%。

建议加强跟踪支架配置双面组件时实际运行数据分析，研究开展跟踪支架与双面组件工作机理分析，持续优化计算模型，提高光伏子阵设计计算准确率。

改进光储电站设计及运行策略。当前设计方案下，光储系统实际年利用小时超过3000小时，系统频率稳定。储能的加入提升了利用小时数，具备了日内调节能力，增加光伏发电灵活性，改善了电能质量。

建议开展光储电站设备配置研究，合理提高光伏容配比，配置容量及性能与之匹配的储能电池；开展光功率预测与光储电站运行方式关键技术研究，不断提高光储电站电能质量，提升多云等天气下的储能充放次数，进一步增强系统可调可控能力；随着构网型技术应用，开展光储电站集中控制技术研究，提高光储电站对电网的主动支撑能力。

作为全球最大的光伏发电企业，截至2024年2月末，国家电投集团电力总装机2.38亿千瓦，其中光伏装机达7011万千瓦，连续八年保持世界第一。作为国家电投重要的光伏发电运营平台之一，目前黄河公司电力总装机容量突破3000万千瓦，其中光伏装机容量突破1000万千瓦，清洁能源装机占比达91%，新能源装机占比超50%，建成了全球最大光伏产业园区、全球最大单体光伏电站、全球最大水光互补电站、全球最大光伏发电实证基地、全球最大新能源分布式调相机群“五个世界之最”。

会议通知：2024年4月17-19日，中国新能源电力发展论坛暨第八届新能源电站设计、工程与设备选型研讨会将在湖北武汉召开，会议邀请了行业资深律师就“新能源用地问题与法律风险”进行深入的交流与探讨。

扫码文末二维码查看会议详情

责任编辑：臧超