分布式光伏电站经济性指标优化分析.docx

1、分布式光伏电站经济性指标优化分析摘要结合工程经验，分析了工商业分布式光伏电站平准发电成本(1.eve1.izedCostofEnergy,1.COE)资本金内部收益率(Interna1.RateofReturn,IRR)的主要影响因素，其中平准发电成本主要受静态投资影响，资本金内部收益率主要受消纳比影响。针对上述影响因素，进一步讨论了1.eOE、IRR指标优化方法与在工程项目中可选用的举措。最后，结合实际项目背景，在站址条件、组件瓦单价不利的条件下，根据提出的优化方式计算1.COE和IRR,经比对，可达相对较优水平。引言近年来，光伏电站的建设工作在我国乃至全球蓬勃开展，太阳能源作为主要清洁能源

2、之一，在全球面对气候变化与化石燃料资源枯竭的新型能源布局中占有重要地位。2021年国内光伏系统新增装机容量54.88GW,同比上涨13.9%,其中分布式光伏系统新增装机容量29.28GW,占我国2021年新增装机容量的53.4%o根据我国长期光伏战略规划，“十四五”期间我国光伏系统累计新增装机容量或可超过75GWC2o在分布式光伏电站方面，2021年新增系统主要为县乡级整体规划类项目、工商业分布式光伏项目以及面向个人的户用光伏系统。近年来分布式光伏电站装机容量呈上升态势，预计将在“十四五”期间形成分布式与集中式光伏电站并重的局面。本文重点讨论工商业分布式光伏电站平准发电成本和投资内部收益率的优

3、化分析。随着分布式光伏电站的普及，2021年与2022年新建的工商业分布式光伏电站常常面临“好屋顶匮乏”的局面，可用面积较大（1万疗以上）、无遮挡的、项目自用电消纳好优质屋面已基本完成覆盖，近年新建分布式项目需要面对屋面分散不平整、遮挡和污染难以规避、项目自用电消纳不足等诸多不利因素。可用屋面中还存在相当比例的彩钢瓦屋面，在彩钢瓦屋面上建设光伏电站存在屋面承重不足需要加固（增加初始建设投资）、彩钢瓦屋面倾角、方向角固定（影响系统总效率）等挑战C5o因此对于分布式光伏电站，优化电站1.COE.提升电站全生命周期运营收益就显得尤为重要。1、分布式光伏电站平准发电成本优化分析1.1.平准发电成本计算

4、方法平准发电成本常用于衡量光伏电站全生命周期内的单位发电成本（即度电成本），受项目静态投资、年度运维费用、年等效日照时数的共同影响。根据光伏发电系统效能规范（NB/T10394-2020）的定义，1.COE的计算方法如下：1.CoE=(+yrj1.(1.+i)n(1)式中:i折现率（）11系统运行年数（年），n=1.,2,NN一一系统总生命周期，即评价年数（年）I0一一静态投资（元）1.一一项目当年增值税抵扣金额（元）Vr一一项目光伏系统固定资产残值（元）Mn一一第n年运营成本，含维修、保险、物料、人工、辅助服务等（元）Yn年上网电量（kWh）实际计算中，折现率可考虑取5%o由于各项目投资方融

5、资能力不同，在贷款（资本金）模式下的1.COE各不相同，如贷款利率低于自筹资金成本，则资本金模式下的1.COE低于完全自筹（全投资）模式下的1.COE幻。为排除静态投资贷款比例、贷款利率、贷款周期等融资因素对1.COE的影响，简化分析过程，本文仅讨论全投资模式下的1.COEo1.2平准发电成本影响因素分析对于工商业分布式光伏电站而言，静态投资之外的增值税率、保险费率、运营成本、折现率等因素相对固定且难以通过工程设计改变,对一定时期内建设的分布式光伏项目而言是近似于不可变影响因素。其中设备增值税率为13%、建安工程增值税率为9%、勘察设计服务类费用增值税率为6%；保险费按年计算，费率通常为当期固

6、定资产残值的千分之一；运营成本一般为O.040.06元/Wp。在1.COE计算过程中，静态投资对1.COE的影响较大且相对可控。分布式光伏电站初期所需的典型静态投资包括光伏组件、光伏支架、逆变器、直流/交流线缆、辅材、配套一次二次设备、屋面租金、屋面加固费用、勘察设计费用等。其中逆变器、辅材、配套一二次设备、屋面加固、勘察设计等费用项金额较为固定且平稳；屋面租金随地区波动较大；支架、线缆价格可能随上游铜、铝等大宗商品的价格波动而波动；光伏组件价格主要受上游硅片价格影响而波动，且因其在静态投资中占比较大，价格波动对项目整体1.eOE的影响显著。如2022年因硅材料价格上涨，常用单晶硅光伏组件平均

7、上涨020.3元/Wp。除因地域差异、价格波动带来的静态投资变化外，光伏组件与逆变器选型、配置方式、系统容配比等工程因素会影响系统发电效率,在长时间内影响1.COEC9-1001.3平准发电成本优化方法分析如第1.2节所述，优化静态投资是降低工商业分布式光伏项目1.COE最直接且可控的手段，对各主要影响因素优化方法的阐述如下。1.3.1降低屋面租赁成本对于非工商业主自建光伏电站的场景，可考虑采用合同能源管理(EnergyManagementContract,EMC)模式，由电站投资方与屋面业主方合作运营分布式光伏电站，进而降低或免除屋面租赁费用。对于“自发自用、余量上网”模式的分布式电站，电站

8、投资方可通过向业主方提供自用电折扣的方式降低屋面租赁费用；对于“就近售电”模式的分布式电站，可通过双方共享售电收益的方式降低屋面租赁费用。常见工商业分布式光伏电站运营周期为2025年，且年发电量受到太阳辐射、站址气象条件影响，存在一定的不确定性，因此降低或免除屋面租赁费用等同于降低一次性投入成本与固定支出，电站运营过程中涉及的不确定风险由电站业主方与屋面业主方共担，有助于电站项目长期健康稳定运行。1.3.2规避原材料价格波动近年来受疫情、国际形势等因素的综合影响，建设分布式光伏电站所需的上游原材料价格存在一定程度的波动，且波动周期以月或季度为单位。因此对于建设周期在O.250.5年量级的分布式

9、光伏电站而言，可通过与上游供应商交流物料价格波动趋势，预测性投产，避免在物料价格处于顶峰时启动建设，进而影响长期受益。例如，2022年中期的单晶硅原材料价格上涨，可能在2022年底回落，年内拟建项目可考虑顺延启动。1.3.3光伏组件选型优化光伏组件的制造成本、发电效率、长期运行稳定性和抗暴性共同影响项目整体的经济性。现阶段应用最为广泛的是稳定性、效率占优的晶体硅光伏组件，近年来推广的PERC技术使得晶体硅组件发电效率由15%提升至19%左右，但受制造工艺、防隐裂、抗暴性等限制，晶体硅组件的厚度短期内变化不大，因此通过增大单硅片面积、优化硅片叠放方式提高组件单板功率成为当前提升组件1.COE的主

10、要手段。通过简单计算可知，单板功率较大的组件，单位面积功率相对较大，对于可用面积相对受限的分布式光伏电站来说，在所选逆变器允许的电流范围内，优先选择单板功率大的组件，可提高项目1.COE。1. 3.4光伏系统直流电压等级选择优化当前分布式光伏系统的直流电压等级正在逐步向1000VDC/1500VDC量级演进。更高的直流电压等级意味着更低的组串电流，可选用线径更细的直流线缆，进而降低项目初始静态投资。2. 3.5逆变器选型与连接优化工商业分布式光伏电站场景下常采用彩钢瓦屋面，此类屋面受屋脊方位角、屋面坡度限制，往往不处于项目当地的最优朝向与倾角，且部分电站屋面周围遮挡条件复杂，因此建设时应注意将

11、不同坡面的组串接入逆变器不同路MPPT,且为避免因遮挡产生的组串失配，建议考虑不使用多路组串并连接入MPPT功能。1.3.6光伏系统并网电压选择“自发自用、余量上网”类型的分布式光伏电站可优先选择以380V低压并网，可避免配套变压设备建设成本、变压损耗等，根据国家电网与南方电网提供的分布式电站参考接入方案，380V低压并网接入方式如图1所示。选择380V低压并网时应注意项目整体装机容量不宜超过厂区专用变压器容量的85%100%,且低压并网柜单柜容量不超过400kWo公共连接点IOkV公共电网产权分界点J1.1.Tj用户38()V母线HTII光伏电站图138OV低压并网接入方式“就近售电”类型的

12、分布式光伏电站可根据就近售电距离评估输电成本后，灵活选择并网电压等级与并网方式。1.3.7提高配套设备使用率通过简易计算得知，在不考虑屋面租金、光伏支架、配套线缆及一二次设备等配套支出的情况下，仅将光伏组件单板造价、发电量、维护成本（按功率计算）、保险费等代入式（1）计算得到的1.COE远远小于工程实践中的平均值，因此在特定的装机容量下确保配套设备的高效利用，有助于降低1.COE0实际项目中，可适当提高逆变器容配比，并根据配套设备的使用率微调装机容量，避免因工程规范导致的配套设备成本阶跃。2、分布式光伏电站投资内部收益率优化分析2.1投资内部收益率计算方法简述投资内部收益率的计算基于货币时间价

13、值理论，其数值为资金流入现值总额与资金流出现值总额相等时（即净现值等于零时）的折现率。某运行周期为n年的项目，其净现值（NetPresentVa1.ue,NPV）的计算公式如下：NPV二士=1C1.-CO,(1+i)t（2）式中：t一一计算期数，从第1期至第n期CI1一一第t期的流入现金（元）CO1一一第t期的流出现金（元）i折现率（%）对于分布式光伏电站，C1.一般为当期对外售电收入金额（包含增值税）、CoI一般包含当期运维费用支出金额（包含增值税）以及当期需要缴纳的印花、增值、附加、所得税额。观察式（2）可知，项目IRR的计算需要反复计算NPV值，寻找NPV=O时的i值（折现率），因此实际

14、计算中往往通过计算机软件完成。2.2投资内部收益率影响因素分析2.2.1提高用电消纳比对于采用“自发自用，余量上网”与“就近售电”模式运营的分布式光伏电站，消纳比表示工商业主自用电能与向公共电网输送电能的比例。常见的EMC场景中，工商业主自用光伏系统生产电能价格仍高于上网电价（等同于项目当地火电标杆上网电价），因此不额外建设储能系统的分布式电站自用电比例越高，IRR越高。光伏系统装机容量过大、光伏系统发电曲线与自用电曲线在时间周期上不一致等因素，均会拉低项目消纳比，因此设计系统方案前,应详细收集自用电业主的用电量、用电曲线等信息，合理规划装机容量；有条件的项目还可结合自用电业主年度用电曲线按需

15、优化光伏组件仰角，以实现冬季或夏季发电量最大化。2.2.2合理申报优惠政策随着产业发展的成熟壮大，近年来面向分布式光伏电站的政策补贴正在逐步减少，筹建时可结合国家与项目当地政策法规，积极申报优惠政策，进而提高项目IRR,相关优惠政策可在发改委等管理部门网站查询。3、仿真测算3.1测算方式本文结合实际项目背景，考虑年日照1200等效利用小时数条件下非正南朝向的彩钢瓦屋面条件，按本文所述优化方法进行系统设计,使用PVSyst软件计算首年发电量，并与2021年1200等效时数条件下分布式电站1.COE平均值以及2022年的预测值进行比较，验证本文所述优化方法中各参数对1.COE和IRR的影响。3.2

16、系统设计3.2.1站址条件拟于某市某工厂内建设电站，使用该厂一座钢结构厂房的彩钢瓦坡屋面，因当地常年受风向影响，厂房屋脊线方位角为28。（以正南方向为0,顺时针方向为正向），屋面坡度为5。屋面总面积为6336m2,屋面有5座沿平行于屋架方向的气楼，按全年无遮挡方式计算后，无遮挡可用面积约为3340m20厂区内设有配电间，专用变压器容量为1000kVAo经查MeteonOnn8数据库，站址位置全年日照总量约为1230.2kWhm2（水平面）3.2.2运营模式电站拟以“自发自用、余量上网”模式运营，免费使用工厂屋面，光伏系统生产电能以两部制电价的85%出售给工厂，基础电价部分由工厂另行支付，电站运

17、营时间为25年，25年后一次性回收剩余的固定资产。3.2.3系统电压与并网方式现阶段1500VDC等级逆变器价格略高，该光伏系统整体规模中等，使用1500VDC等级系统带来的线缆成本下降不明显，因此考虑使用成本和稳定性更占优势的1000VDC等级系统，并使用380V低压并网。3.2.4组件选型该项目拟选用稳定、经济的单晶硅组件。为平衡组件单板功率与单板重量、机械强度等因素，经比较，最终选择使用182mm硅片的某厂家555WP组件，以避免使用更大面积和单板功率可能带来的运输安装隐裂风险以及运营期抗暴性不足风险（如面对冰雹或大风天气时更易损毁）。组件主要电性参数如表1所示。表1光伏组件参数表技术参

18、数参数值类型单晶硅组件标称峰值功率/Wp555标称功率公差/W0+5组件转换效率/%21.5峰值工作电压/V42.11峰值作电流/A13.18开路电压Voc/V50.02短路电流IsA14.07组件尺寸(长X宽X厚)mm22801.13635重量kg28.1首年功率衰减/%2逐年功率衰减/%0.55VoC温度系数/(%/)-0.275ISC温度系数/(%/t)+0.045PmaX温度系数/(%/)-0.350由于官方未给出555Wp组件的特性曲线，其PV曲线可参考同系列540Wp组件的PV曲线，如图2所示。图2540WP组件PV曲线3.2.5装机容量经测算，所涉及厂区年总用电量约为85万kWh

19、逐月用电数据较为均衡，每年1月、2月略低于均值，其余月份基本相同。根据综合站址屋面无遮挡可用面积3340in?与所选555WP光伏组件的尺寸信息，在预留维修通道的情况下，站址无遮挡面积内共可布设约784块组件，此时装机容量约为435.12kWpo为降低项目初始静态投资，拟采用380V低压并网方式接入厂区电网，按照南方电网公司的分布式电源接入技术规范，每面低压并网柜接入直流侧装机容量不应超过400kWp0因此，若安装容量为435.12kWp的组件，需配备2面并网柜，如此将导致2面并网柜实际使用率较低，影响项目经济性。因此，可考虑将组件数量下调至720块，总直流装机功率为399.6kWp,使用1

20、面并网柜即可满足低压并网规范，且有助于保障自用电消纳比，进而提高工程经济性。3.2.6逆变器选型综合考虑光伏组件总数、光伏组件总功率以及组件单板电性能参数，选择使用某厂家SUN2000系列40kW逆变器。根据该厂家提供的产品资料，此逆变器最大可接入45.2kWp光伏组件，主要参数如表2所示，效率曲线如图3所示。表2SUN2000系列40kW逆变器指标指标项参数值最大效率/%98.65宜流最大输人电压ZVDC1100MPPT数量/输入路数4/8每路MPPT最大输入电流/A26MPPT电压范围/VDC540-850额定输入电压/VDC600额定输出功率ZkW40最大视在输出功率kVA44最大推荐组

21、件功率/kWp45.2表2中所述逆变器最大效率仅为实验室测试值，参考某认证中心提出的并网逆变器中国效率测试与评估技术条件可知，对于工作在不同地区的光伏系统，逆变器效率并不相同，该认证中心参考欧洲效率与加州效率加权系数制定方法，提出了适用于中国的加权效率权重。综合考虑日照时数、组串配置方式不同带来的影响，本文所选用逆变器的平均效率采用PVSyst计算值。3.2.1连接方式由图3可知，本文选用的逆变器在600VDC输入条件下转换效率最高，但光伏系统实际工作时，组串电压随日照条件不断变化，并不会稳定在一个特定值，因此实际配置时可结合站址当地日照条件与MPPT电压范围，合理配置组串长度，以求每日尽早达

22、到MPPT满载工作电压范围，并在日照峰值时间段内不损失或尽可能少损失功率。本文电站日照条件属于年日照1200kWh11）2量级，可考虑逆变器总接入组件功率尽量逼近推荐最大值。考虑当地12月份时极端低温可达5,计算时取0以预留冗余。综合组件开路电压与开路电压温度系数，计算得到极端低温0条件下开路电压为53.46VDCo逆变器允许直流最大输入电压为I1.OoVDC,则得到组串最大安全长度为20块组件串联。考察该市当地1月和2月的日照数据，可发现在极端低温可能发生的月份里，组件无法达到最大功率点，因此实际极端低温条件下组件开路电压小于53.46VDC,使用20块组串串联可靠性较高。综合逆变器MPPT

23、满载电压上限、组件STC条件下最大功率点电压，得到STC条件下MPPT满载组串长度为20块组件。20块组件直流装机功率为11.1kWp,每路组串STC条件下最大功率点电流为13.18ADC,未超过逆变器每路MPPT最大直流输入电流；4路组串总功率为44.4kWp,未超过逆变器推荐的最大接入组串功率45.2kWpo综上，使用20块组件串联，每台40kW逆变器接入4路组串，720块组件共使用9台逆变器。3.3测算结果3.3.1系统效率本文使用彩钢瓦屋面，屋脊线方位角为28（以正南方向为0。，顺时针方向为正方向），计算得到南坡方位角为298。，北坡方位角为118。，南北坡倾角均为5。（屋面法线与水平

24、面法线夹角）。结合该市当地太阳高度角数据，计算得到南北屋面综合方阵修正系数为1,相对于最优采光面的损失约为2.9%o根据PVSyst软件仿真结果，逆变器全年平均效率系数为0.98；可用率系数为0.99；进一步综合计算得到全年系统效率为0851Oo3.3.2发电量考虑光伏组件装机容量为399.6kWp,根据组件特性，首年功率衰减2%,后续逐年功率衰减0.55%,综合计算得首年发电量为41.00万kWh,进一步计算得到25年运营期内累计发电955.91万kWh,年均发电量38.24万kWh。3.3.3消纳比站址工厂年用电量较大，逐月用电量均大幅度超过光伏系统逐月发电量；进一步考察工厂典型日负荷曲线

25、与光伏系统出力曲线，排除节假日用电量下降、随机用电波动等因素，经综合计算消纳比可达到90%o结合当地两部制峰谷电价、火电标杆上网电价，可计算出光伏系统综合售电价格为0.5367元/kWh（含13%增值税）。3.3.41.COE根据分布式光伏电站概算相关标准，结合站址当地物料2022年的市场价，计算得到该电站静态投资共129.28万元，其中光伏组件价格为2.1元/Wp,设备费共计101.80万元,建安费共计21.O1.万元，其他费用与基本预备费共计6.46万元。使用式（1）对该电站的1.COE情况进行分析，自筹资金成本（折现率）为5%；设备、材料增值税率为13%,建安工程增值税率为9%,其他服务

26、增值税率为6%,销售电能增值税率为13%；年保险费率为当期固定资产价值的千分之一；电站运维采用EPC外包方式，年运维服务费为0051元/即；25年运营期结束后固定资产残值为5%；综合计算得到电站1.COE为0.3079元/kWh。3.3.5IRR电站所在地三项营业税金附加累计为增值税应缴纳税额的12%；所得税基础税率为25%；该电站适用公共基础设施项目企业所得税优惠目录所规定的太阳能发电设施，可享受“三免三减半”政策;同时该电站适用国家发改委西部地区鼓励类产业目录（2020年本）,至2030年12月31日可享受所得税率减按15%缴纳；印花税率为年售电合同额的万分之三。综合以上信息，按一般IRR

27、计算方法得到所得税后IRR为I1.57%。3.3.6敏感性分析分别考虑总投资、年发电量、年运营成本变动5%、10%的情况，计算该项目各因素1.COE敏感性系数如表3所示。可见发电量变化对于1.COE的影响最大，总投资次之，运营成本最小。表3敏感性分析不确定因素不确定因素变化率/%1.COE/(7tkWh)1.COE变化率/%1.COE敏感度系数基本方案0.0003079总投资-10.000.2876-6.610.66-5.000.2978-3.290.665.000.31723.010.6010.000.32656.020.60发电量-10.000.33368.340.83-5.000.320

28、13.950.795.000.2961-3.860.7710.000.2852-7.390.74运营成本-10.000.3028-1.660.17-5.000.3054-0.830.175.000.31050.830.1710.000.31301.660.173.3.7对比分析根据中国光伏行业协会发布的中国光伏产业发展路线图（2021版），2021年我国工商业分布式光伏电站年平均运维成本为0.051元/Wp,1200h等效时数条件下平均1.COE为0.31元/kWh。本文所述的光伏电站，在屋面方位角严重不利、光伏组件瓦单价处于高位、平均运维成本等于2021年平均值的条件下，1.COE可达到0.

29、3079元，且IRR达到11.57%,在1200h等效时数日照条件及0.5元电价等级条件下属于较高值。如避开组件价格高位，以2022年组件均价2.0元/Wp进行建设,1.COE可进一步降低至0.3016元/Wp,IRR可提高至12.05%o4、结论本文分析了面向工商业的分布式光伏电站在设计、建设过程中1.COE.IRR指标的优化思路与方法，并结合实际项目进行了仿真测算，验证了优化方法的有效性，为分布式光伏系统所生产的电能“平价上网”提供了参考依据。同时，对于近年来“好屋面匮乏”的情况，可考虑将光伏系统生产电能自用业主的消纳能力也一并纳入屋面质量衡量因素。受限于非储能类分布式光伏系统电能生产的不连续性，分布式光伏电站“自发自用”模式或“就近售电”模式更符合分布式清洁能源的发展初衷，因此综合考虑了消纳情况的“屋面综合质量”更有助于准确地衡量分布式电站的投资价值。电信运营商的信息通信基础设施，如基站、核心机房、数据中心等，是其能耗产生的主要因素，在电信运营商生产环境中引入新能源及微电网技术，是运营商开展“双碳”节能行动的重要路径，文献11-13对系统方案、优化设计等内容进行了讨论。因部署场景相仿，运营商微网光伏系统可参考分布式光伏系统优化其1.COE,进而有助于降低微网系统总持有成本、提高节能效益。