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光伏电站系统经济性分析完整电子文档配习题

光伏电站系统经济性分析（完整电子文档，配习题）

储能系统是光伏发电系统中重要的组成部分。

一方面储能系统可以存储光伏系统电能，另一方面储能系统可以很好的解决电网局部失衡引起的电能质量问题。

当前储能技术有蓄电池组、超级电容、锂离子电池、抽水储能、飞轮储能等技术。

9.1光伏系统损耗与发电量

9.1.1光伏发电系统能量损耗

在光伏发电系统中，能量损耗主要在光伏阵列、直流导线、交流导线、逆变器、变压器等部件上。

如下图9-1所示。

图9-1光伏系统损耗

1.光伏阵列损耗

光伏阵列损耗包括失谐损耗、倾斜角损耗、遮蔽损耗、温度损耗等内容。

（1）失谐损耗

因为光伏组件电流具有恒流性，组件串联后“就小不就大”，即“木桶效应”，所以必须选择电流一致性好的组件串联，选择电压一致性好的串组在并联。

（2）光伏阵列的倾斜角

其倾斜角一般在10度到90度的范围计算而得，计算的输入数据不准，或计算方式不精确，均易导致受光效率下降。

同时还可能受到积尘、积雪等因素的影响。

（3）遮蔽损耗

大型电站内的光伏阵列因限于地形、建筑等可能导致部分组件被遮挡。

在较长的电池组串中，如果某个电池被完全遮蔽，就没有了电压，但因其在组串内，还必须承载电流，本身有内阻，所以反而变成了负载，产生局部损耗和发热。

通常消除遮蔽损耗的方法是将一定长度的电池用旁路二极管分成几部分。

跨接在被遮蔽的组件二极管只将该部分旁路，这样可使电池串电压和电流按比例损失，不会损失更多的功率。

（4）温度损耗

光伏组件的温度特性是，温度越高，电压越低。

一般，工作温度比参考温度每上升1度，光伏电池的电压就降低0.5%。

2.MPPT损耗

MPPT最大功率跟踪，存在一个寻找最大功率的过程，再完美的算法也不可能达到100%的最优。

3.直流线缆线损

直流侧电流较大，损耗不可避免。

减少这种损耗的方法是增大电缆的截面积（减小电缆电阻），和增加组串电池的数量（升高直流电压）。

4.逆变器损耗

目前国内并网逆变器的效率一般为92~97%之间。

以1.5元/度的电价计算，逆变器效率差2%，年发电量会减少1.6%。

5.交流线缆损耗

与直流电缆损耗一样，解决方式也一样。

6.变压器损耗

目前普通变压器的效率一般为96%。

电站规模越大，其效率影响越大。

结论：

提升整体电站的效率，是注重每个环节的损耗，除上述损耗外，还有光伏组件的表面清洁度，以及所选用的无功补偿的效率等等。

一般全站效率范围在70%~90%。

如下表9-1所示。

表9-1光伏系统综合效率分析

序号

损耗

综合效率

1

光伏阵列综合效率：

取95%

100%×95%=95%

2

MPPT效率：

取97%

95%×97%=92.15%

3

直流线路效率：

取98%

92.15%×98%=90.31%

4

逆变器效率：

取95%

90.31%×95%=85.79%

5

交流线路效率：

取99%

85.79%×99%=84.93%

6

升压变压器效率：

取97%

84.93%×97%=82.38%

9.1.2光伏方阵总功率与占地面积

光伏方阵总功率与占地面积的关系取决于光伏组件的安装方式、光伏组件种类（晶体硅或薄膜电池）及其光伏组件光电转换效率。

组件安装方式可分为两种：

1.复盖型：

如复盖在坡屋面或平屋面或墙面上的安装方式。

这种方式能安装的光伏方阵总功率较多。

根椐组件不同光电转换率，大致如下：

（1）晶体硅组件（光电转换率15-17%）：

130—145WP/m2；

（2）薄膜电池（光电转换率5-7%，可根据实际取）：

43-60WP/m2。

2.锯齿型：

在平屋顶或平地上安装倾斜光伏组件方式。

这种安装方式，有利于提高光伏方阵的发电量。

但从前面所述，为防止前排遮挡后排，前后排之间必须有一定间距。

这种间距随着光伏发电系统所在纬度的增大而增加。

对于我国大部分地区而言，每平方米能安装的组件功率仅为复盖型的一半。

（1）晶体硅组件（光电转换率15-17%）：

65—72WP/m2  ；

（2）薄膜电池（光电转换率5-7%，可根据实际取）：

22-30WP/m2；

有了上列各项数椐，就可以计算不同组件安装方式情况下，光伏组件总功率所需安装面积。

反之，巳知面积，可以计算能安装的最大光伏方阵总功率。

下图9-2为复盖型和锯齿型光伏发电系统。

跟踪型光伏电站的占地比更低。

（a）复盖型（b）锯齿型

图9-2为复盖型和锯齿型光伏发电系统

9.1.3系统发电量分析

1.系统无故障率

光伏系统实际发电量不仅要考虑系统效率，还要考虑系统的无故障率，系统无故障率是个＜1的数，一般在0.9以上，越接近1，说明系统的可靠性越高。

例如，以武威100kWp固定37°倾角安装为例，发电量统计时间间隔：

2009.5.19-2010.5.18，平均日峰值瓦时5.2H，无故障日平均发电量为418kWH,全年所有无故障发电量418x365=152635.7kWH，则可得系统效率和系统无故障率为：

实际光照理论发电量：

100kWx5.2Hx365=189800kWH

系统效率=（152635.7kWH/189800kWH）x100%=80%

全年实际发电量141599kWH，无故障发电量152635.7。

系统无故障率=（141599/152635.7）x100%=92.7%

系统实际发电量是理论发电量的74.5%（141599/189800或80.41%*92.7%）

2.系统实际发电量

对于光伏发电系统，系统实际发电量可由下式表示：

系统实际发电量=理论发电量x系统效率x系统无故障率

发电量估算：

日发电量=安装容量*平均日辐照量*系统效率*系统无故障率；

年发电量等于日发电量乘以365或等于安装容量*年辐照量*系统效率*系统无故障率；

以北京地区为例：

安装倾角30°，全年平均日辐照量=4.2kWh/㎡，年辐照量=1533kWh/㎡，设安装容量100kWp，系统无故障率为0.95，那么日发电量约为100kW*4.2h*80%*95%=319kWh，年发电量约为319*365=116435kWh=11.6万度。

下表9-2为各类型光伏电站不同地区实际有效利用时数对照表。

表9-2各类型光伏电站有效利用时数

不同地区

水平面年太阳辐射（KWh/㎡）

倾斜面年太阳辐射（KWh/㎡）

独立光伏电站有效利用小时数

建筑并网系统有效利用时数

开阔地并网系统有效利用时数

西北地区

1610.80

1828.41

1250

1450

1540

东南沿海

1364.65

1502.04

1000

1200

1250

全国平均

1487.73

1665.23

1100

1250

1350

一般情况下，独立光伏电站实际发电效率：

60%-65%；建筑并网电站实际发电效率：

70-75%；大型并网电站实际发电效率：

75-80%。

3.节能减排效益

太阳能光伏发电是一种取用不竭的清洁能源，既不消耗化石燃料，同时又不释放污染物、废物，也几乎不产生温室气体破坏大气环境，没有废渣的堆放、废水处理等问题，有利于保护周围环境。

与火力发电等传统能源相比，县有建设周期短、运行维护简便、系统模块化结构、容量规模可大可小等优点。

如在江苏沿海滩涂上建设大型集中式并网光伏电站，新增装机容量为1GWp，则年平均上网电量约为105855万千瓦时。

与相同发电量的火电厂相比，可相应每年减排二氧化碳（C02）1481970t，为电网节约标煤约412835t[按火电煤耗390g/（kWh）计]。

由此可见，光伏发电具有明显的节能减排效益。

9.2光伏系统成本分析

9.2.1光伏发电系统成本影响因素

光伏电站的成本电价Tcost与光伏电站的单位装机成本Cp、投资回收期Per、运营费用比率Rop、贷款状况（包括贷款占投资额的比例Rloan和贷款利息Rintr两个参数）、年等效满负荷发电小时数Hfp、该电站所享受到的其它补贴收入系数等六大因素的具体关系。

光伏发电的成本可以用下式表示：

Tcost=Cp（1/Per+Rop+Rloan*Rintr-isub）/Hfp

按上式，可以对现阶段光伏发电成本做一个简要分析。

本分析不考虑电站的其它补贴收入，即令上式中的isub=0。

1.单位装机成本对电价的影响

　　按照回收期20年，贷款比例为70%，贷款利率7%，运营费用2%计算。

假设当地的年满负荷发电时间Hfp=1500小时，则不同的单位装机成本所对应的成本电价见表9-3。

表9-3装机成本Cp对于成本电价的影响

单位装机成本（元/KW）

10000

11000

12000

13000

14000

成本电价（元/度）

0.79

0.87

0.95

1.03

1.11

2.日照时间对于成本电价的影响

　　按照回收期20年，贷款比例为70%，贷款利率7%，运营费用2%计算。

假设单位装机成本为12000元/KW，则不同的满负荷发电时间所对应的成本电价见表9-4。

表9-4年满负荷发电时间对于成本电价的影响

年满负荷发电时间（小时）

900

1100

1300

1500

1700

成本电价（元/度）

1.59

1.30

1.10

0.95

0.85

　　可见，年满负荷发电时间对于成本电价的影响非常大。

通常年满负荷发电时间与日照时间是直接相关的。

但是，电站系统的设计方式、系统参数、系统追日与否，对年满负荷发电时间的影响都很大。

下表9-5给出几个地方的年日照时间与年满负荷发电时间的对照表。

表9-5影响年满负荷发电时间的因素

年日照时间（小时）（气象数据）

年发电时间（小时）

1200

1600

2000

2400

2800

3200

全部固定支架安装

720

928

1120

1296

1456

1600

50%固定支架，50%追日

770

993

1198

1387

1558

1712

100%追日

828

1067

1288

1490

1674

1840

功率优化模块

894

1153

1391

1610

1808

1987

　　由上表可见，年日照时间对于年满负发电时间的影响是最大的，但在同样的年日照时间下，采用不同的系统安装方式，以及是否进行功率优化差异也是很大的。

例如，在年日照时间2800小时的地区（我国西北绝大多数是这类地区），固定支架的年满负荷发电时间为1456小时，但如果全部采用追日系统，并增添功率优化模块，则年满负荷发电时间可以达到1808小时。

当然，年满负荷发电时间的增加需要投入的增大。

但在组件不变的情况下，追加投入还是经济的。

对于追日支架等，除了考虑一次投入外，同时还要考虑当地的气候条件和安装条件，例如，屋顶通常不适宜安装追日系统。

对于常有大风的地面电站，那么对于跟踪支架的维修费用可能影响较大。

3.贷款状况对于成本电价的影响

目前，对于大型地面光伏电站的建设，多多少少都要采用部分银行贷款。

银行贷款占总投资的比例以及贷款利息对于光伏电站的成本电价影响十分巨大。

这里，假定装机成本为12000元/KW，按照投资回收期20年，年满负荷发电时间1500小时，运营费用2%的计算条件，对于不同的贷款条件所对应的成本电价进行计算，结果见表9-6。

表9-6贷款条件对于成本电价的影响（电价单位：

人民币元/度）

贷款比例

贷款利息

90%

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0%

10%

1.28

1.20

1.12

1.04

0.96

0.88

0.80

0.72

0.64

0.56

9%

1.21

1.14

1.06

0.99

0.92

0.85

0.78

0.70

0.63

0.56

8%

1.14

1.07

1.01

0.94

0.88

0.82

0.75

0.69

0.62

0.56

7%

1.06

1.01

0.95

0.90

0.84

0.78

0.73

0.67

0.62

0.56

6%

0.99

0.94

0.90

0.85

0.80

0.75

0.70

0.66

0.61

0.56

5%

0.92

0.88

0.84

0.80

0.76

0.72

0.68

0.64

0.60

0.56

4%

0.85

0.82

0.78

0.75

0.72

0.69

0.66

0.62

0.59

0.56

3%

0.78

0.75

0.73

0.70

0.68

0.66

0.63

0.61

0.58

0.56

　　从表9-6可见，在其余条件均给定的条件下，仅贷款条件的变化，光伏电价就可能从0.56元/度升高到1.28元/度。

　　对于光伏电站的建设来说，贷款利息当然是越低越好。

贷款比例的升高也会导致成本电价的提升，但由于自有资本金占用少，所以，适当提高贷款比例也未必是坏事。

这要通过计算内部收益率和根据能够得到的最低利率来确定最合适的贷款比例。

本文对此不作深入讨论。

4.投资回收期对于成本电价的影响

　　设单位装机成本为12000元/KW，运营费用按照2%计算。

年等效满负荷发电时间按照1500小时计算。

在两种贷款条件下，则不同的投资回收期所对应的成本电价见表9-7。

表9-7年满负荷发电时间对于成本电价的影响（电价单位：

人民币元/度）

投资回收期（年）

贷款条件

5

10

15

20

25

全部自有资金

1.76

0.96

0.69

0.56

0.48

70%贷款，7%的年息

2.15

1.35

1.08

0.95

0.87

由表（1-5）可见，如果全部采用自有资金投入，投资回收期设定在25年，目前的光伏发电成本电价仅为0.48元/度。

这个价格已经低于许多地方的火电上网电价。

而如果设定投资回收期为5年的话，则成本电价高达1.76元。

因此，投资回收期的设定对于光伏发电的成本电价的影响也是巨大的。

在我国，火力发电厂的投资回收期通常为15~30年，而核电的投资回收期更高达50年。

因此，对于光伏发电的可行性分析计算时，按照20年或者25年的投资回收期计算是较为合理的。

从表（2-5）可见，在70%贷款的条件下，如果电价定为0.95元，则20年可回收投资，如果电价定为0.87元/度，则25年可回收投资。

5.运营维护费对于光伏发电成本电价的影响

设定单位装机成本为12000元/KW，按照回收期20年，贷款比例为70%，贷款利率7%，年等效满负荷发电时间为1500小时，则不同的运营费用所对应的成本电价见表9-8。

表9-8运营费用对于成本电价的影响

不同运营费用

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

8%

9%

成本电价

0.87

0.95

1.03

1.11

1.19

1.27

1.35

1.43

1.51

由表9-8可见，运营费用对于光伏发电成本电价的影响也是较大的。

同样一个电站，如果运营费用控制在1%，则成本电价可为0.87元/度；而如果成本控制在5%，则成本电价会飙升到1.51元/度。

因此，对于电站的运营和维护的成本一定要精打细算。

9.2.2光伏发电成本及投资效益分析

　　1.光伏发电的装机成本

当前，光伏发电系统装机成本单晶硅电池组件、逆变器含隔离变压器、支架、水泥基础、直流电缆、安装人员雇佣、管理人员、项目设计、系统调试、其他（项目水电费等）、线缆桥架、汇流箱、工程保险费、项目接入、吊车租凭、项目备案、安装辅材、交流电缆等费用组成。

从近几年大型光伏电站建设成本分析，各环节成本比例如图9-3所示。

（a）光伏系统建设成本（b）其他内容

图9-3光伏发电系统建设成本

从上图来看，电池组件是光伏电站建成设备最大部分，约占总成本的58%-60%左右。

其次是逆变器成本，约为0.8元/W。

下表9-9是2011年青海某地戈壁滩10MW的光伏电站建设成本分析表。

表9-92011年四季度在青海省一个10MW光伏电站的装机成本

序号

模块

名称

单位

数量

价格（万元）

备注

1

光伏产业的行情

组件

MW

10

6600

6.6元/W（2011年，目前4元/W）

2

追日系统

0

0

0

不含追日系统

3

功率优化模块

0

0

0

提高组件发电量

4

逆变器

MW

10

800

500KW10台，效率98.6%

5

电站监控系统

120

视频和数据监控机远传

6

钢材和铜材

组件支架

400

全部固定支架

7

高低压配电

300

电源/开关/配电/转接/计量

8

变压器

160

100000KVA（400V/10KV）

9

电缆

650

所有电缆

10

支架基础

600

支架的地下及地面基础

11

电站土建工程

760

基础/道路/变电所/地面硬化/绿化

12

组件安装费用

120

现场组件上支架的安装费用

13

外线接入

KM

1

120

假定输电站1公里

14

施工费用

300

含设备运费/安装/接线

15

管理费用

120

管理人员工资、报批、验收

16

土地费用

亩

500

150

3000元/亩，隔壁

合计

11160万元

上表9-9为2011年大型光伏电站建设费用，第1~5项的价格是由光伏产业的行情决定的；第6~9项是由钢材和铜材的市场价格决定的；第10~15则是土建与安装施工费用，取决于当地的施工条件和业主和项目公司的管理水平；最后一项土地价格，在东部光伏电站中，一般以租凭形式购置土地。

从上表中可以分析出光伏系统建设成本为11160元/KW。

当前，如果扣除EPC（设计采购施工）单位项目建设利润,光伏系统建设成本约8000元/KW。

2.光伏电站投资效益

（1）上网电价

光伏上网标杆电价

我国光伏上网标杆电价是从2013年开始设施，2016年对上网标杆电价进行调整（拟调整），具体情况如下表9-10所示。

表9-10光伏电站价格（单位：

元/千瓦时（含税））

资源区

2016标杆电价

2015标杆电价

地区

类资源区

0.8

0.9

宁夏，青海海西，甘肃嘉峪关、武威、张掖、酒泉、敦煌、金昌，新疆哈密、塔城、阿勒泰、克拉玛依，内蒙古除赤峰、通辽、兴安盟、呼伦贝尔以外地区

类资源区

0.88

0.95

北京，天津，黑龙江，吉林，辽宁，四川，云南，内蒙古赤峰、通辽、兴安盟、呼伦贝尔，河北承德、张家口、唐山、秦皇岛，山西大同、朔州、沂州，陕西榆林、延安，青海、甘肃、新疆除Ⅰ类外其他地区

类资源区

0.98

1

除Ⅰ、Ⅱ类资源区以外的其它地区

分布式光伏发电价格

分布式光伏发电实行按照全电量补贴的政策，电价补贴标准为每千瓦时0.42元（含税）。

不同地区在此基础上进行不同政策补贴，下表9-11为浙江省部分地区的分布式电站上网电价情况。

表9-11浙江省分布式上网电价

序号

地区

国家补贴

省补贴

市级补贴

合计

备注

1

浙江温州

0.42

0.1

0.1-

0.2

0.62-

0.72

商业电站

2

浙江温州

0.42

0.1

0.3

0.82

一般性户用电站

3

浙江杭州

0.42

0.1

0.1

0.62

4

浙江桐乡

0.42

0.1

0.3

0.82

前2年，一次性补贴1.5元/WP

0.42

0.1

0.2

0.72

3-5年，一次性补贴1.5元.WP

5

安徽合肥

0.42

/

0.25

0.67

一次性前置资金补贴2元/WP

6

江苏省

0.42

/

/

/

2012年至2015年，对在此期间新授权的非国家补贴光伏电站项目实行地面、屋顶、建筑一体化，上网电价分别为2014年1.2元和2015年1.15元。

2．光伏电站收益分析

（1）上网电价为1.15元/度的投资收益

　　以上述电站为例。

当地年日照时间为3100小时，经过试验测算，年等效满负荷发电时间为1538小时（固定支架，已扣除站内消耗）。

电价经过国家发改委审批为1.15元/度。

电站发电的运营维护采用三班两倒方式，共设立15人，年运营维护费用大约为180万元。

　　项目方资本金为3176万元；银行贷款8000万元，年利率为7.5%，每年利息为600万元。

此外，该项目每年减排约20000吨二氧化碳，可产生125万元的CDM指标收入。

　　利用下面公式可计算光伏电站的年税前利润：

Iint=P*Hfp*Tarif+Isub–Cop–Cfn

式中，Iint为年税前利润，P为电站功率，Hfp为年等效满负荷发电时间Tarif为上网电价，Isub为CDM指标收入，Cop为年运营维护费用，Cfn为年利息。

带入上述参数，可得Iint=10000*1538*1.15+1250000-1800000–6000000=10,439,600.00元

　　如果电站按照10年加速折旧，则每年折旧费用约1116万元，前10年可不用交税，每年的税前利润可以用来归还银行贷款。

假设每年除利息外，再归还1000万元贷款本金，八年还清，则利息将逐年递减75万元。

　　运营财务状况表见表9-12。

表9-12青海某地10MW光伏电站运营财务状况表（上网电价：

1.15元/度）

年

电价收入

CDM

运营

财务

贷款本金

增值税

税前利润

所得税

现金流入

累计现金流入

1

1725

125

180

600

8000

（18.02）

（106）

（26.50）

96.50

96.50

2

1725

125

180

525

7000

（5.27）

（31）

（7.75）

152.75

249.25

3

1725

125

180

450

6000

7.48

44

11.00

209.00

458.25

4

1725

125

180

375

5000

20.23

119

29.75

265.25

723.50

5

1725

125

180

300

4000

32.98

194

48.50

321.50

1045.00

6

1725

125

180

225

3000

45.73

269

67.25

377.75

1422.75

7

1725

125

180

150

2000

58.48

344

86.00

434.00

1856.75

8

1725

125

180

75

1000

71.23

419

104.75

490.25

2347.00

9

1725

125

180

0

0

83.98

494

123.50

1546.50

3893.50

10

1725