国家光伏、储能实证实验平台大庆基地2025年度主要数据成果

本期微信刊发大庆基地2025年度主要数据成果，以飨读者。

参考IEC 61724《光伏系统性能监测 测量、数据交换和分析导则》标准，大庆实证实验基地一期设置3套气象站、二期设置2套气象站、三期设置2套气象站，作为各对比区公共气象数据基地；同时根据各对比区分析需求，在不同支架、不同角度、不同距地高度、组件正面及背面安装了不同类型的辐照量计、温度传感器、风速风向传感器等。

1.辐照资源整体较好，2025年水平面累计辐照5182MJ/㎡，与Solargis多年历史平均值5246MJ/㎡低64MJ/㎡，较2022年—2025年连续4年平均值5161MJ/㎡基本一致。

2.年温差幅度大，平均温度较低，2025年平均温度5.6℃，较2022年—2025年连续4年平均值5.5℃高0.1℃；最高温度为35℃，最低温度为-30.7℃，较2022年—2025年连续4年最高温度平均值33.73℃高1.27℃，较最低温度平均值-29.78℃低0.92℃。

3.降雨增多，降雪偏少，全年降雨天数77天，较2022年—2025年连续4年平均降雨天数66.75天高10.25天；全年降雨量达到465mm，较2022年—2025年连续4年平均值440.55mm高24.45mm；降雨主要集中在4月—9月。

1.同技术不同厂家发电量：实测相同技术、相同尺寸不同厂家PERC、HJT、TOPCon组件发电量差异增大，差异分别为1.95%、2.57%、2.63%。

组件的采购应综合考虑各厂家技术成熟度、原材料可靠性、厂家工艺等因素。

2.TOPCon组件与HJT组件&钙钛矿组件发电量：从运行开始，TOPCon组件发电性能较HJT组件&钙钛矿组件高，但随着运行年限的增长，发电性能差异进一步增大。HJT组件运行11个月左右，性能出现骤降，发电量较TOPCon组件下降7%左右；钙钛矿组件运行10个月左右，性能出现骤降，发电量较TOPCon组件下降10%左右。

1.电能质量：不同类型逆变器的频率、电压、电流、功率因数、谐波均满足相关要求，对电网稳定性无不良影响。

1.固定支架不同设计方案对发电量影响分析：间距、角度、高度、倾角等不同设计边界条件对发电量影响存在差异，其中倾角影响最大、高度影响最小。42°倾角21m间距比33°倾角15.3m间距发电量高3.71%，45°倾角比36°倾角（间距不变）发电量高2.54%；增加0.8m间距比减少1.6m间距发电量高2.99%；四排横向布置比三排横向布置发电量高1.34%，较双排竖向发电量仅高0.14%；最低点距地1.6m比最低点距地1.2m发电量高0.42%。

2.平单轴支架不同设计方案对发电量影响分析：间距、高度、倾角等不同设计边界条件对发电量影响存在差异，其中倾角影响最大、高度影响最小；平单轴（带10°倾角）比常规平单轴发电量高9.62%；单排竖向布置比两排横向布置发电量高2.68%；间距8.8m比间距8m发电量高0.83%；最低点距地1.4m比最低点距地1.2m发电量高0.68%。

1.不同技术类型储能电池运行特性：不同技术储能电池在户外长期运行电芯电压、电芯温度、模组电压基本在要求控制范围内，未出现越限现象。整体一致性、离散率相对较低，电池运行工况良好。

2.储能效率多年运行变化规律：经过四年运行，Ⅰ期锂电池储能本体效率、系统效率基本稳定，但整体呈现略微降低趋势；1C磷酸铁锂本体效率处于93%以上，系统效率（含厂用电）处于74%以上；0.5C磷酸铁锂本体效率处于94%以上，系统效率（含厂用电）处于77%以上；三元锂本体效率处于94%以上，系统效率（含厂用电）处于66%以上。

3.电池簇SOC一致性规律：储能电池簇间SOC一致性相对较差，且随着运行年限增加，储能电池簇SOC一致性呈现波动性上升趋势，其中2025年磷酸铁锂0.5C储能电池簇SOC最大极差达到14%，三元锂储能电池簇SOC最大极差超过10%。

发电量多年运行变化规律：随着运行年限的增长，组件、逆变器等产品性能下降，导致整体发电量降低，其中组件2022年—2025年发电量平均下降6%，系统效率平均下降7%。

1.光储系统提升AGC跟踪精度：5MW系统响应日平均精度为98.40%，10MW系统AGC指令响应日平均精度为98.87%。整体相比整站AGC响应精度约提升5%。光伏系统加配储能后具备高精度AGC指令跟踪能力，可以大幅减少场站AGC考核。

较高储能容量配置的光储系统，具备在正午等限电时刻更多的调节空间。

2.光储系统提升功率预测精度、跟踪电价曲线：选取2025年11月整月，进行超短期功率预测月度准确度计算，计算结果为91.2%（同时段光伏功率预测准确度75.13%），优于两个细则超短期功率预测月度准确率不低于85%的考核要求。

光储功率预测系统可以跟踪电价曲线控制储能“低充高放”，实现场站在电力现货交易中收益率最大化。

基于电站累计数据与黑龙江地区市场交易电价，测算可得盈亏平衡电价为0.38元/kWh。

3.光储系统储能容量分析：各方案在储能充满率大于80%的天数占比相对较低，储能容量与光伏容配比设置需要进一步优化；按照当年储能总充电量与设计测算满充满放次数折算后，各方案当年优化配置容量平均需要减少25%左右。

1.产品选型应综合考虑成本与质量：组件、逆变器等关键产品价格受原材料影响较大，相同技术不同厂家的组件产品发电量差异已超过不同技术组件之间的发电量差异。

相同技术不同厂家TOPCon组件发电量差异最大达到2.63%，远超过TOPCon和BC的发电量差异。

HJT和钙钛矿组件在运行10个月后均出现发电性能大幅下降现象。

建议：投资商在产品选型时应重点关注产品质量，尽量选择技术成熟度高和长期运行可靠的产品；制造商应切实做好产品质量控制，不能为追求利润牺牲性能。

2.不同类型的支架方案能提升早晚发电量：系统集成下不同类型支架之间的组合，以及不同跟踪控制算法的效果存在显著差异。固定支架20%+平单轴80%能显著提升早晚输出功率。智能算法控制跟踪的平单轴支架相较于传统天文算法支架能显著提升早晚发电能力。

建议：系统方案设计时应围绕不同产品间的匹配性开展精细化设计，实现系统最佳工况运行；随着电力市场化交易逐步展开，应重点关注能提升高电价时段收益的产品组合。

3.加强储能运行安全监测：储能电芯电压和电芯温度的一致性在充放电不同阶段存在差异，应重点关注充、放电结束时刻电芯电压和温度不一致性导致的安全隐患。通过观察储能充放电SOC曲线和电芯电压极差关系，可以发现电芯电压极差最大值一般出现在充电和放电结束时刻。通过观察储能充放电SOC曲线和电芯温度极差关系，可以发现电芯温度极差最大值一般出现在充电和放电结束时刻。

建议：持续加强储能安全预警控制策略研究，采用大数据监测系统实时监测电芯运行一致性，实现储能系统安全隐患排查。