光伏电站资源分析发电量计算与预期收益(完整版)

王淑娟 王淑娟 光伏电站资源分析 发电量计算与预期收益 深圳 2014年6月主要内容 第1 页 太阳能资源评价 1 2 发电量计算 4 项目收益估算第2 页 一、太阳能资源评价第3 页 一、太阳能资源评价一、太阳能资源评价 第4 页 等级 资源 带号 年总辐射量 （MJ/ m 2 ） 年总辐射量 （kWh/ m 2 ） 日总辐射量 （MJ/ m 2 ） 平均日辐射量 （kWh/m 2 ） 最丰富带 I ≥ 6300 ≥ 1750 ≥ 17.3 ≥ 4.8 很丰富带 II 5040 – 6300 1400 – 1750 13.8 –17.3 3.8 – 4.8 较丰富带 III 3780 – 5040 1050 – 1400 10.4 – 13.8 2.9 – 3.8 一般带 IV 3780 1050 10.4 2.9 太阳能资源评估1）丰富程度； 2）稳定程度 丰富程度 以太阳总辐射的年总量 为指标（QX/T89-2008 ） 1 kWh/ m 2 3.6 MJ/ m 2 （国际单位） （国内气象站单位）一、太阳能资源评价 第5 页 其中， 太阳能发电主要靠“直接辐射” 直接辐射量/总辐射量 直射比 直接辐射量 散射辐射量 反射辐射量 总辐射量一、太阳能资源评价 第6 页 直射比等级（即将发布的新国标） 等级 等级符号 分级阈值 很高 AR D ≥0.6 高 B0 . 5 ≤ R D 0.6 中 C0 . 3 5 ≤ R D 0.5 低 DR D 0.35 注R D 表示年直射比，计算R D 时，首先计算水平面直接辐射和总辐射年辐 照量的多年平均值（一般取30 年平均）， 然后求二者之比。一、太阳能资源评价 第7 页 稳定程度 稳定度等级（即将发布新国标） 等级 等级符号 分级阈值 很稳定AR w ≥0.47 稳定 B0 . 3 7 ≤ R w 0.47 一般 C0 . 2 8 ≤ R w 0.36 欠稳定DR w 0.28 注R w 表示太阳总辐射稳定度，计算R w 时，首先计 算多年平均（一般取30年平均）的总辐射各月平均 日辐照量，然后求最小值与最大值之比。 0 5 10 15 20 25 1234567891 01 11 2 月总辐射量日均值（MJ/m 2 ） 右图总辐射月总量日均值月际变化图 23.64 8.82 R w 0.373一、太阳能资源评价 第8 页 影响太阳能资源的因素 天文因素 太阳常数（1367W/m 2 ）、日地距离、太阳赤 纬角、太阳高度角、太阳方位角、时角 地理因素 纬度、经度、海拔高度、地形、地表反射率 气象环境因素 云量、气溶胶、水汽、臭氧、空气分子、沙 尘、雾霾 气象环境的差异是造成太阳能资源局地性差异的关键一、资源情况介绍 第9 页 一、资源情况介绍 9/44 70 80 90 100 110 120 130 20 30 40 50 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 70 80 90 100 110 120 130 20 30 40 50 0.20 0.25 0.30 0.35 0.40 0.45 0.50 0.55 0.60 0.65 0.70 70 80 90 100 110 120 130 20 30 40 50 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 70 80 90 100 110 120 130 20 30 40 50 900 1200 1500 1800 2100 2400 2700 3000 3300 总辐射（kWh/m 2 ） 直射比 直接辐射（kWh/m 2 ） 日照时数（h） 1 9 7 8 2 0 0 7一、太阳能资源评价 第10页 太阳能资源数据来源 实测数据 卫星数据 推算数据 1、辐射观测站实测的辐射数据 1）数据时间长；2）准确性高 3）点比较少 3、已建光伏电站实测的辐射数据 1）点比较多 2）数据时间短； 3）准确性需要考证 2、新立测光仪实测的辐射数据 1）数据时间短一、太阳能资源评价 第11 页 我国有98个辐射观测站，其中有17个一级站。一、太阳能资源评价 第12页 气候学推算（ QX/T89-2008 ） 0 M QQab S   其中 Q M 项目场址太阳总辐射月总量。 Q 0 天文太阳总辐射月总量。 S月日照百分率，无量纲数据； a、b订正系数，无量纲数据。根据 项目场址和参考站点的观测资料推导。 1 ）参考点（最近的辐射观测站）的太 阳能总辐射量观测资料 2 ）参考点（最近的辐射观测站）的日 照时数观测资料 3 ）项目场址的日照时数观测资料 利用太阳辐射和日照时数基本正相关； 只适用于计算月及以上时间尺度。一、太阳能资源评价 第13页 卫星观测数据 卫星遥感观测数据考虑了各种气象环境因素（云量、臭氧、 气溶胶、水汽、地形）对辐射传输过程的影响后的结果一、太阳能资源评价 第14页 卫星观测数据 VS 气候学推算数据 为解决空间连续性问题提供 了可能，但卫星资料的精准度存在 不足； 对于地形复杂、大气环境局地 性较强、地面观测站稀少的地区而 言，采用卫星数据是较好的选择。 经验模型使用方便，误差可以控制； 在地面观测较多、地形、环境条件单 一的地区，精度较高。 依赖地面观测，在空间连续性方面存 在明显的不足； 在站点稀少、地形复杂、大气环境 局地性强的地区适用性不强。 一、太阳能资源评价 第15页 地面观测数据 世界气象组织（WMO ） 世界辐射数据中心（WRDC） 全球能量平衡档案（GEBA ） 基准地表辐射观测网络（BSRN ） 国际日照观测计划（IDMP ） 卫星数据 NASA 全球气象数据库Meteonorm 地表气象和太阳能（SSE ）数据集 HelioClim 数据集 欧洲日照及辐射数据库（Satel-Light ） SOLEMI （solar energy mining ）数据 再分析资料（ NCEP /ECMWF ） 中国太阳能资源数据 CMA太阳辐射数据库1 （实测数据） CWERA 太阳能资源评估数据库2（气候学方法推算） CWERA 太阳能资源评估数据库3（卫星数据） 中国太阳能资源详查数据库（筹建中） 按需使用； 实测优先； 数据质量评估； 多来源数据配合使用。一、太阳能资源评价 第16页 1）卫星数据（NASA、Meteonorm）选址阶段 2）气象站实测数据规划、项目建议书、可研 3）项目现场实测数据可研、运行期、后评估一、太阳能资源评价 第17页 基本气象参数 序号 名称 说明 1 年平均气温 1）温度造成系统效率的折减； 2）光伏组件串并联方案设计时，要考虑极端温度； 3）极端温度在电气设备的工作温度范围内。 2 极端最低气温 3 极端最高气温 4 平均风速 基础设计时考虑风荷载 5 极大风速 6 大风日数 7 年平均降水量 8 年平均蒸发量 9 沙尘暴日数 考虑灰尘遮挡折减；清洗方案。 10 扬沙日数 11 冰雹日数 12 雷暴日数 防雷设计 13 最大积雪深度 基础设计时考虑雪荷载；下沿离地高度 14 标准冻土深度 基础设计时考虑基础深度第18页 二、发电量计算二、发电量计算 第19页 峰值小时数 一般气象站观测数据为“水平面总辐射量”。 计算发电量时，要考虑“光伏组件上接收的总辐射量（倾斜面上的辐射量）” 峰值小时数 倾斜面上总辐射量/标准太阳辐射强度1000W/m 2 如果“倾斜面上总辐射量”以kWh/m 2 为单位，则 峰值小时数与倾斜面上的辐射量数值相同，但物理意义不同，单位不同 发电量计算L W H η L 光伏电站年发电量； W光伏电站装机容量； H 年峰值小时数； η 光伏电站系统总效率；二、发电量计算 第20页 水平面总辐射量 光伏电站运行方式 项目场址的经纬度 峰值小时数 影响因素二、发电量计算 第21页二、发电量计算 第22页 1000 1400 1800 2200 2600 水平固定 最佳倾角固定式 水平单轴 5 斜单轴 最佳倾角单轴 双轴 50 40 2427 ′ 8 海拔160m 海拔1768m 海拔1100m 海拔0m 不同纬度、海拔高度下测得不同运行方式下的峰值日照小时数 与最佳倾角的固定式安装相比，水平单轴跟踪的发电量提升了1730，倾斜 5单轴跟踪的发电量提升了2135，双轴跟踪的发电量提升了3543 。二、发电量计算 第23页 美国凤凰城气象站提供的10年平均太阳辐射资料王斯成提供 0.0 2.0 4.0 6.0 8.0 10.0 12.0 14.0 1234567891 01 11 2 月份 辐射量 kWh/m2/ 天 水平面 固定倾纬度角 单轴水平跟踪 双轴全跟踪二、发电量计算 第24页 甘肃武威2009年5 月19日当天的出力曲线王斯成提供二、发电量计算 第25页 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 2 009年 5 月 1 9日 2009年 5月 2 1 日 20 0 9年 5 月 2 3日 200 9 年5 月 2 5日 2009年 5月 27日 2 009年 5 月 2 9日 200 9 年5 月 3 1 日 单轴（KWH） 双轴 固定二、发电量计算 第26页 日期 天气 单轴 kWh 双轴 kWh 固定 kWh 单轴比固 定发电效 率提高 双轴比固 定发电效 率提高 5 月19日晴 750.8 789.8 603.4 24.4 30.9 5 月20日多 云 574.9 586.3 485.3 18.4 20.8 5 月21日阴 369.5 390 352.9 4.70 10.5 5 月22日晴 779.9 876 617.1 26.4 41.9 分析  晴天---跟踪比固定发电效率提高20-40 ；  多云---单双轴跟踪相差不多；  阴天---跟踪与固定差异不大。二、发电量计算 第27页 跟踪式能大幅提高发电量，但较少采用的原因  性价比。固定式支架5毛，约占总造价6 ；跟踪式能占到2030  技术成熟度低，运行不稳定，尤其在风沙大的西部； 固定可调式二、发电量计算 第28页 相对于最佳倾角  三种角度（每年调节3次），可提高发电量6.2 ；  15和36（每年调节1次），可提高发电量2.9 ；  55和36（每年调节1次），可提高发电量1.6 ；二、发电量计算 第29页 固定式的“倾斜面上 辐射量“计算 Klein.S.A 和Theilacker.J.K的 天空异向模型 RETScreen（独立电站） PVSystem二、发电量计算 第30页 7,660 7,665 7,670 7,675 7,680 7,685 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 倾斜面上的 总辐射量 （MJ/m 2 ） 7,790 7,795 7,800 7,805 7,810 7,815 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 倾斜面上的 总辐射量（MJ/m 2 ） 7,750 7,760 7,770 7,780 7,790 7,800 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 倾斜面上的 总辐射量 （MJ/m 2 ） 角度 模型计算 PVSystem RETScreen 36 7680.93 7812.30 7790.72 最佳倾角 7681.39 7815.60 7795.76 差值 0.006 0.042 0.065 模型计算二、发电量计算 第31页 几点经验 1）最佳倾角接近于当地纬度； 2）在最佳倾角附近，倾斜面上总辐射量相差很小。 3 ）RETScreen 最早用于独立式，所以最佳倾角一般较高。 4）直射比较高时，倾角相对较大；散射比例高时，倾角相对较小。 若 K 倾斜面上总辐射量/水平面上总辐射量 则 纬度越低， K值越小； 纬度越高， K值越大。 因此，相同的水平面总辐射量，纬度较高地区的发电量更大。二、发电量计算 第32页 L W H η 序号 项 目 1 温度造成的年平均损失 2 光伏组件匹配造成的损失 3 灰尘/ 积雪造成的损失、遮挡造成的损失 4 不可利用的太阳能辐射损失等 5 直流线路造成的损失 6 逆变器直流交流转换效率损失 7 箱式变压器升压效率损失 8 交流线路造成的损失 9 系统维修及故障造成的损失 地面电站一般在80左右，屋顶电站根据项目特点差异较大，75左右。二、发电量计算 第33页 1、晶硅电池的温度相应系数一般是 -0.35 ～-0.45/ ℃ 2、非晶硅电池的温度响应系数优于晶硅电池，一般是 - 0.2/℃左右二、发电量计算 第34页 图片来源于参考文献大型光伏电站受灰尘积垢影响的研究。二、发电量计算 第35页 主要为灰尘作为一种非透光型物质附在光伏 板表面，遮挡住阳光直射至光伏电池 表面，使得光伏电池所获得的单位面积有效辐射量减少。二、发电量计算 第36页 光伏组件选型对发电量影响衰减特性 薄膜组件，每年1; 多晶硅组件，10年衰减10，25年衰减20. 25年平均发电量约为首 年发电量的88.8第37页 三、项目收益估算第38页 三、项目收益估算 投资 发电量 上网电价 项目收益 地面光伏电站、分布式光伏上述三要素差异很大，将分别介绍。第39页 地面光伏电站 项目收益估算 三、项目收益估算第40页 三、项目收益估算 一个典型大型并网光伏电站的投资基本构成 光伏组件 44.5 元/W 50 支架 0.5 元/W 左右 6 逆变器 0.4 元/W 左右 5 目前，一个大型并网光伏电站的造价约为89.5 元/W第41页 三、项目收益估算 资源区 标杆上网电 价 各资源区所包括的地区 Ⅰ 类 资源区 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 Ⅱ 类 资源区 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、忻州，陕西榆林、延安，青海、甘肃、新疆 除Ⅰ类外其他地区 Ⅲ 类 资源区 1 除Ⅰ类、Ⅱ类资源区以外的其他地区 全国光伏电站标杆上网电价表 单位元/千瓦时（含税）一、光伏电站电价政策 第42页 Ⅰ类区（0.90元） Ⅲ类区（1.0元） Ⅱ类区（0.95元） 西藏自治区光伏电站标杆电价另行制定 Ⅱ类区（0.95元）三、项目收益估算 第43页 光伏上网电价区分布和太阳能资源分布不完全匹配。 以西藏南部和青海格尔木地区两个 高值中心，向东、向西逐渐降低， 即由西北到东南呈先增加再减少然 后又增加的趋势。 一类电价区主要集中在西北部； 三类电价区主要在东南沿海地区； 中部广阔的地带为二类电价区。 问题1在分区电价下，哪个地区的收益更好 问题2某个地区项目的收益如何三、项目收益估算 第44页 纬度不同时，“k倾斜面上总辐射量/水平面总辐射量”不相同。 即“水平面总辐射”相同时，“峰值小时数 ”不相同。 基本条件 发电量计算 多晶硅组件，固定式安装； 运行25年（10年衰减10，25年衰减20） 系统效率采用80，分析时采用峰值小时数表达 财务条件 20年分区标杆电价，5年脱硫标杆电价 资本金20，长期贷款利率6.55 为了使模型具有普遍的代表性，采用了一些常规、典型条件 。 为解决上述问题，依据三个电价区特点，建立起“资源-收益模型”。三、项目收益估算 第45页 1 由太阳能资源估算发电量 36007380 20 55 10001600 36005760 3 40 54007200 15002000 总辐射 年总量 （MJ/m 2 ） 总辐射 年总量 （kWh/m 2 ） 纬度 35 50 10002050 数据参考中国分省太阳能资源图集（2006 年3月）三、项目收益估算 第46页 根据纬度、海拔，在各电价区内选取812个代表点，对发电情况进行估算； 电价区 I类区 II类区 III类区 纬度 倾斜面上辐 射量提高 峰值小 时数h 首年满发 小时h 25年平均 满发小时 h 3550 2055 340 1525 1025 020 17502300 11002200 10001800 14001840 8801760 8001360 12401630 7801560 7101210第47页 2 根据发电量、投资，计算项目的内部收益率 三、项目收益估算 1）目前光伏电站根据建设条件的不同，造价水平大约在80009500元/kW 左右，考虑到项目的个体差异，为使结果适用范围更广， 计算了造价在700012000元/kW之间的收益情况 2）由于每个项目的融资成本不同，所以采用融资前税前内部收益率 作为衡量标准 业内普遍采用IRR8作为项目合理收益第48页 三、项目收益估算 I类电价区第49页 三、项目收益估算 I类电价区范围 1）宁夏 2）青海省海西州 3）甘肃嘉峪关、武威、张掖、酒泉、敦煌、金昌 4）新疆哈密、塔城、阿勒泰、克拉玛依 5）内蒙古（除赤峰、通辽、兴安盟、呼伦贝尔以外）第50页 三、项目收益估算 I类电价区特点 1）土地以未利用荒漠、戈壁、退化草场为主；（土地成本相对较低，容量可扩展空间大） 2）许多地方建立光伏产业园区； （土地、接入、交通等边界条件政府已经落实） 3）地质状况普遍良好，山地少，建筑施工等相关费用相对较低并可控。 4）电力负荷低，存在限电可能性。（需要特别注意） 5）其他盐碱地多，应加强防腐；高海拔地区，应注意设备降容等要求。第51页 三、项目收益估算 I类电价区财务分析结果 I类电价区不同资源、投资条件下项目收益情况 内部收益率（ ） 峰值小时数 （h ）第52页 三、项目收益估算 I类电价区财务分析结果 I类电价区不同资源、投资条件下项目收益情况 峰值小时数（h ） 1750 1850 1950 2050 2150 2250 2300 单位千瓦 静态投资 （元/kW ） 7000 12.8 13.8 14.79 15.77 16.75 17.72 18.2 8000 10.5 11.41 12.3 13.18 14.05 14.92 15.35 9000 8.65 9.48 10.3 11.11 11.91 12.69 13.08 10000 7.1 7.88 8.65 9.4 10.14 10.87 11.23 11000 5.79 6.53 7.25 7.96 8.65 9.34 9.67 12000 4.64 5.35 6.04 6.71 7.37 8.02 8.34第53页 三、项目收益估算 I类电价区投资优选地区 地点 资源范围（kWh/m 2 ） 青海省海西州 1850 2000 甘肃嘉峪关、武威、张掖、酒泉、敦煌、金昌 1700 1900 内蒙古除赤峰、通辽、兴安盟、呼伦贝尔以外 1500 1800 宁夏 1550 1750 新疆哈密、塔城、阿勒泰、克拉玛依 1500 1750 单 位千瓦造价 元/kW 最低峰值 小 时 数（h ） 水平面总辐射 量kWh/m 2 峰 值 小 时 数区间 17502350 7000 全部 全部 8000 全部 全部 9000 全部 全部 10000 1870 1600 11000 2060 1760 12000 2250 1930第54页 三、项目收益估算 II类电价区第55页 三、项目收益估算 II类电价区范围 1）新疆除 Ⅰ 类外其他地区 2）青海除 Ⅰ 类外其他地区 3）四川 4）云南 5）北京、天津 6）河北承德、张家口、唐山、秦皇岛 7）山西大同、朔州、忻州， 8）甘肃除 Ⅰ 类外其他地区 9）内蒙古赤峰、通辽、兴安盟、呼伦贝尔 10）陕西榆林、延安 11 ）吉林 12）辽宁 13）黑龙江第56页 三、项目收益估算 II类电价区特点 1）分布区域最广，经、纬 度跨度大。 2）各地建设条件差异大， 资源条件也有较大差异。 3）部分地区经济相对较发 达，有一定的电力消纳能 力。第57页 三、项目收益估算 II类电价区不同资源、投资条件下项目收益情况 内部收益率（ ） 峰值小时数 （h ） II类电价区财务分析结果 I第58页 三、项目收益估算 地点 资源范围 （kWh/m 2 ） 新疆除 Ⅰ 类外其他地区 1500 2050 青海除 Ⅰ 类外其他地区 1650 1850 四川 1000 1800 云南 1200 1750 北京、天津、河北承德、张家口、 唐山、秦皇岛 1400 1700 山西大同、朔州、忻州， 1550 1700 甘肃除 Ⅰ 类外其他地区 1300 1700 内蒙古赤峰、通辽、兴安盟、 呼伦贝尔 1200 1550 陕西榆林、延安 1400 1650 吉林 1300 1500 辽宁 1300 1500 黑龙江 1200 1400 II类电价区投资优选地区 单 位千瓦 造价 元/kW 最低峰值 小 时 数（h ） 水平面总辐射 量kWh/m 2 峰 值 小 时 数区间 11002200 7000 1220 1080 8000 1400 1240 9000 1582 1400 10000 1763 1570 11000 1943 1730 12000 2134 1900 资源最好的区域青海II类区、新疆II 类区、 四川西部、云南丽江、河北沽源以西等地； 具有较好的开发价值区域北京、天津、 山西II类区、 甘肃II类区、陕西II 类区、内 蒙古海拉尔以西、辽宁抚顺- 鞍山以西、吉 林长春以西。第59页 三、项目收益估算 III 类电价区第60页 三、项目收益估算 III类电价区范围 1）河北除II类外其他地区 2）山西除II类外其他地区 3）陕西除II类外其他地区 4）山东 5）江苏 6）河南 7）安徽 8）湖北 9）重庆 10）浙江 11 ）福建 12）上海 13）广东 14）广西 15）江西 16）贵州 17）湖南 18）海南第61页 三、项目收益估算 III类电价区特点 特点 1）东南部沿海，经济发达； 2）土地资源稀缺，可用于开发光伏电站 的大面积土地少，土地成本高； 3）电力消纳能力强 4）部分省份有地区补贴电价。第62页 三、项目收益估算 III类电价区不同资源、投资条件下项目收益情况 内部收益率（ ） 峰值小时数 （h ） I I III类电价区财务分析结果第63页 三、项目收益估算 III类电价区投资优选地区 单位千瓦造价 元/kW 最低峰值 小时数（h ） 水平面总辐射量 kWh/m 2 峰值小时数区间11001800 7000 1157 1020 8000 1328 1180 9000 1500 1330 10000 1670 1470 11000 无无 12000 无无 收益较好，适合开发的区域 河北、山西、陕西除II类电价区以外的地方 海南除中部以外的地区; 山东、福建龙岩以南; 江苏射阳以北; 安徽、河南 、 广 东 小 部 分 地 区 。 整体资源较差，若无其他优惠政策，仅有少部分区域适 合开发，收益情况不如I 类区、II类区的资源较好区域。 地点 资 源范 围 （kWh/m 2 ） 河北III类区 1450 1550 山西III类区 1400 1600 陕西III类区 1100 1400 海南 1300 1600 河北 1450 1550 山东 1350 1500 福建 1200 1500 上海、江苏 1300 1450 安徽 1200 1400 广东 1200 1400 河南 1300 1400 广西 1100 1350 江西 1250 1350 湖北 1000 1350 贵州 1000 1300 浙江 1250 1300 湖南 1000 1200 重庆 1000 1150三、项目收益估算 序号 省份 地级市 县级市 1 江西省 2 山东省 3 洛阳市（河南省） 4 合肥市（安徽省） 5 江苏省 6 河北省 7 上海市 8 浙江省 温州市 永嘉县 嘉兴市 秀洲区 海宁市 桐乡市 杭州市 萧山区 富阳市 衢州市 龙游县 江山市 合计 6个省 8个市 6个县/ 区第65页 三、项目收益估算 三类电价区 收益对比第66页 三、项目收益估算 单位千瓦造价 7000元/kW 8000元/kW 三类电价区项目的最低峰值小时数h 9000元/kW 10000元/kW 11000元/kW 12000元/kW 一类区 二类区 三类区 全部 全部 全部 1866 2060 2250 1220 1400 1582 1763 1943 2134 1157 1328 1500 1670 无 无第67页 三、项目收益估算 上网电价对项目内部收益率的影响 相同的项目内部收益率 各电价区的峰值小时数相差 大约100120h ； 相同的峰值小时 各电价区的项目内部收益率 相差大约0.9 。第68页 三、项目收益估算 投资建议 1 在不限电的情况下，I类区整体仍然最适合投资的区域； 2 II类区部分地区（河北、山西等）资源好，电力消纳空间 大，是投资者可以重点考虑的投资区域； 3 III类区整体收益较差，但有地区性补贴的省份，是投资者 可以重点考虑的投资区域； 4 相邻电价区的电价下降5 分钱，要收益相当，峰值小时数 相差100120h时（25年满发小时相差7085h）； 5 相邻电价区的电价下降5 分钱，当资源条件相当时，内部 收益率大约相差0.9。第69页 分布式光伏项目 收益估算 三、项目收益估算第70页 三、项目收益估算 上网电价 上网电价 基础电价 0.42（国家补贴） 地方性补贴 1）基础电价居民电价、一般工商业电价、大工业 电价、农业电价、脱硫标杆电价 2）0.42元补贴全部电量，包含自发自用、余电上 网、全部上网第71页 三、项目收益估算 发电量 1）地面电站最佳倾角；分布式光伏倾角根据实际情 况（往往不是最佳倾角） 2）需要考虑出力曲线与用电负荷曲线的匹配性 蓝色出力特性； 紫色负荷曲线第72页 三、项目收益估算 居民项目案例 前提条件 1）一栋居民楼屋顶面积1000m 2 进行测算（约可安装80kW）； 2）造价按照9 元/W 进行计算（规模小不具备规模效应，施工不便安装成本相 对偏高）； 3）年发电小时数约为1200 小时（以北京地区为例，不考虑雾霾影响），全年 满发电量约为96000kWh； 4）居民用电电价按0.6 元/kWh 进行计算（考虑到电价上涨因素）； 5）光伏发电全部自发自用； 结果 1居民自建模式100自有资金，按存款利率4.75考虑，成本回收期约为11 年。 2）开发商投资模式如按资70贷款，期限15 年，则成本回收期延长为17 年 ，全投资内部收益率仅为6.11 。 如果综合考虑运行成本、屋顶租赁成本及其他因素，项目运行即不具有财务上 的可行性。 案例来源于中国分布式光伏投融资机制的研究第73页 三、项目收益估算 一般工商业项目案例 前提条件 1）一栋商业建筑屋顶面积2000m 2 进行测算（约可安装160kW）； 2）造价按照9 元/W 进行计算（规模小不具备规模效应，施工不便安装成 本相对偏高）； 3）年发电小时数约为1200 小时； 4）一般工商业电价按0.5171.0584元/kWh 考虑； 5）光伏发电全部自发自用； 结果 1业主自建模式100自有资金，按存款利率4.75考虑，成本回收期约为 610 年。 2）开发商投资模式如按资70贷款，期限15 年，电价每年上涨2，则成 本回收期延长为79年。 案例来源于中国分布式光伏投融资机制的研究第74页 三、项目收益估算 大工业用户项目案例 前提条件 1）厂房面积比较大，消纳条件好，按分布式容量上限6MWp考虑； 2）造价按照8 元/W 进行计算（规模效应，施工成本相对较低）； 3）年发电小时数约为1200 小时； 4）一般工商业电价按0.4530.7079元/kWh 考虑； 5）光伏发电全部自发自用； 结果 1业主自建模式100自有资金，按存款利率4.75考虑，成本回收期约 为79 年。 2）开发商投资模式如按资70贷款，内部收益率将超过8 。 案例来源于中国分布式光伏投融资机制的研究 大工业分布式项目为优先考虑的项目类型 联系方式  王淑娟  13811276098  78843899qq.com