论文部分内容阅读
摘要：在对分布式光伏项目年发电小时数和投资效益指标进行理论计算及对五个项目实际分析的基础上，考虑建设成本、分时电价、目录电价变化等对分布式光伏项目效益的影响，分析在国家实行新补贴政策情况下的投资效益，认为随着光伏补贴政策的退坡，虽一定程度上压缩了投资方的利益，但仍然有一定的投资价值。
关键词：分布式光伏电站;投资效益分析;新补贴政策
受益于国家能源结构优化和国家政策的支持，集中式光伏发电项目以及分布式光伏发电项目近年来发展迅速，而且相较于准入和监管较为严格的集中式光伏发电项目，分布式光伏发电项目凭借相对宽松的制度环境和高效及时的补贴政策更受投资者所青睐。
国家未来为充分发挥市场机制作用，科学合理引导新能源投资，推动光伏发电产业健康有序发展，连年调整电价补贴，特别对分布式光伏项目的态度更倾向于鼓励自发自用，将分布式光伏项目生产的电量尽量做到自身消纳，以使分布式光伏项目与用户侧市场更紧密结合。
国家发展改革委印发《关于2020年光伏发电上网电价政策有关事项的通知》公布了2020年光伏发电上网电价政策，笔者根据新的政策情况对5个正在发电的分布式光伏项目投资效益进行分析，为将来分布式光伏项目投资决策打下基础。
笔者已参与完成寮步镇、凤岗镇、东城区、大岭山镇、松山湖区等5个分布式光伏项目的投资建设，下文将结合理论计算及分析，对这5个项目进行投资效益分析，以期指导未来项目的投资决策。
1 分布式光伏项目发电水平分析
1.1年发电小时数的理论计算
1.1.1发电水平计算的主要自变量
我们知道，对分布式光伏项目发电水平影响最大的因素是太阳总辐射平均值，所以就可认为太阳总辐射平均值是分布式光伏项目的主要自变量。而太阳总辐射平均值又与纬度和气候等自然因素有关，表征的是该地区光照资源的丰富程度。
笔者从事的5个分布式光伏项目均位于广东东莞。查询NASA数据库得到东莞地区22年太阳总辐射平均值，其中全年日均太阳辐射值为3.697kWh/㎡，东莞地区月度日均辐射值分布图如图1所示。
1.1.2分布式光伏項目发电水平理论计算方式
根据《GB50797-2012 光伏发电站设计规范》，光伏发电站发电量计算公式为：
Ep=HA×PAZ/ES×K
式中：
Ep—光伏发电量（kWh）
HA—水平面太阳能总辐照量（kWh/m2，峰值小时数）
PAZ—组件安装容量（kWp）
ES—标准条件下的辐照度（常数=1kW/m2）
K—综合效率系数。包括光伏组件类型修正系数、光伏方阵的倾角、方位角修正系数、光伏发电系统可用率、光照利用率、逆变器效率、集电线路损耗、升压变压器损耗、光伏组件表面污染修正系数、光伏组件转换效率修正系数。理论计算可取79.4%。
由公式可算得东莞地区的理论年发电小时数为：
HA/ES×K=3.697×79.4%×365=1071（h）。
在此计算公式中，对于给定的分布式光伏项目，仅有实际综合效率系数是随时间变化的变量，所以常用实际的HA/ES×K（单位：小时）作为“实际年等效发电小时数”来对比同地区光伏电站的实际发电情况，包括其衰减情况。“实际年等效发电小时数”顾名思义，它与电站容量的乘积即为电站年实际发电量，它关系到该项目的经济效益，是最主要的投资效益评判指标。
1.2实际日均发电小时数
明确分布式光伏项目投资效益理论分析方式之后，即可与实际生产中的光伏项目数据进行对比，检验理论的正确性，并以此为基础进行各项目的横向比较，甄别决定对分布式光伏项目投资收益影响最大的因素。
为便于将分布式光伏项目实际发电数据与理论分析值进行对比，以及进行各项目间的横向比较，需将项目电表实际记录的光伏发电量折算成日均等效发电小时数，公式如下：
分布式光伏项目每月发电量÷电站容量÷当月天数=每月实际日均等效发电小时数
至此，可进行不同电站之间的横向比较，并可与NASA气象数据中的理论值（图2中理论值已乘综合效率系数）进行比较。如图2各光伏项目每月日均等效发电小时数所示，部分项目发电未满一整年，数据未能全部列出。
由图2各光伏电站每月日均等效发电小时数月份可见，横向对比寮步镇、凤岗镇、大岭山镇、松山湖镇四个光伏项目的发电情况较为接近，而东城区项目显著低于理论值和其他项目水平。与理论值对比，各项目日均等效发电小时数随月份的变化波动情况与理论值较为接近，说明光伏系统运作正常并且实际天气为月发电水平的主要影响因素。值得注意的是，在2019年2月、3月、6月日均等效发电小时甚至部分超过理论平均值，代表当月天气晴朗天数多于历史平均值，该地受到更多光照，发电量更多。
1.3 实际年发电水平分析
年等效发电小时数是发电水平的表征指标，可由光伏项目全年发电量计算得来。公式如下：
分布式光伏项目全年发电量÷电站容量=年等效发电小时数
例如凤岗镇项目统计2018年3月1日到2019年2月28日的总发电量为301719kWh，该项目容量为278.04kW，实际年等效发电小时数为1085h。其他4个项目由于数据不满一年，通过NASA每月光照情况按比例拟合整年发电小时数，即可以得到年等效发电小时数，再对比理论计算值1071h。对比情况如表1 各光伏项目年等效发电小时数所示。
东城区项目由于布置于停车场雨棚上，一是在其上方有车棚的斜拉钢梁几乎全天都投下阴影，导致在某些特殊日照角度会造成大量光伏组件的功率同时下降;二是其东侧和西侧都有建筑物遮挡，早晨7：30前和下午15：30后发电量会显著低于正常值（见图3东城区项目与凤岗镇项目分时发电量水平对比图）。最终体现在图2中，“每月日均等效发电小时数”落后于其他项目。 图3东城区项目与凤岗镇项目分时发电量水平对比图
所以，除东城区项目外，其他光伏项目的发电水平均可认为达到设计标准。
2 分布式光伏项目投资效益分析
2.1建设成本分析
分布式光伏项目建设成本主要包括：光伏组件成本、逆变器成本、施工人工成本与直流电力设备成本、交流电力设备成本，其税后比例结构如图4分布式光伏项目建设成本构成图所示。
图4分布式光伏项目建设成本构成图
近年随着补贴退坡，光伏组件、光伏逆变器单价的震荡下降，分布式光伏项目建设成本一年间约下降15%，逐渐向不需补贴的“平价上网”模式靠拢。按目前的市场价格，根据现场实施环境的不同分布式光伏项目建设成本在4.5元/瓦上下浮动。
2.2投资效益分析
2.2.1 投资效益理论分析
为在项目开展前评估分布式光伏项目可行性，需要在理论上对项目进行投资效益分析。下文以大工业光伏项目为算例，算例所需要用到的基本参数如表2投资回报测算基本参数 所示。
在上述条件下，可算得静态回本周期5.7年，动态回本周期8.0年，静态投资收益率9.5%，内部收益率11.6%。此收益条件具有较好的投资效益。
2.2.2实际收益情况
经过对寮步镇、凤岗镇、东城区、大岭山镇、松山湖区等5个分布式光伏项目的实际发电量、年收益等情况进行统计分析，得到分布式光伏项目的经营情况如表3光伏项目经营情况分析表所示。
分析表格数据可得，实际回报年限与理论测算分析较为一致。其中东城区项目由于前文分析的物理遮挡等因素，发电水平低于设计值，故与理论测算分析有一定差异。
3 分布式光伏项目投资价值分析
光伏项目收益主要来源于将清洁的光伏发电电能以低于目录电价的价格出售给用户所获得的收益，次要收益来源于度电补贴的收益，即每发一度电就按一定价格對光伏投资方进行补贴。目录电价的下调和度电补贴的下降都会对光伏项目收益产生显著的影响。
3.1分时电价折算方式对收益计算的影响
按国家发改委定价，大工业用户使用带有“峰平谷”时段的分时电价，分布式光伏项目发电时段横跨电价的峰谷时段，所以在投资回报理论测算时，“就地消纳电价”采用中午3小时峰时、白天6小时平时电价按时长加权平均折算，据此计算光伏平均消纳电价理论值为0.7711元/kWh。
全年凤岗镇光伏项目在发电表录得发电峰平谷电量比例为11：18：1，如对大工业分时电价进行折算，平均电价为0.77￥/kWh;大岭山镇光伏项目3-6月发电表录得峰平谷电量比例为9：15：1，折算平均电价为0.73￥/kWh。
将实际折算值与理论折算值0.7711元/kWh进行对比，可知平均电价的理论计算会比实际情况略大（偏差0.1%～5.6%），但影响可忽略不计，故可采用简单的加权平均方式来计算光伏平均消纳电价。同样地，当分时电价定价政策发生改变时，也可粗略地按电价时长进行加权平均折算出平均电价，在可接受的偏差之内重新对光伏项目收益进行评估。
3.2目录电价下调对光伏项目收益的影响
目录电价在近年逐步降低，2018年5月10kV大工业平时电价0.6393元/kWh，10kV一般工商业电价0.8085元/kWh;2019年7月10kV大工业平时电价0.6381元/kWh，10kV一般工商业电价0.6752元/kWh。大工业电价下降0.2%，一般工商业下降16.5%。
因与用户结算时采用当前的电价进行打折，所以一般工商业光伏收益下降程度与电价下降程度一致。由于东城区光伏项目、寮步镇光伏项目采用一般工商业电价，所以受到电价下降的影响，收益减少16.5%，静态回收期从7年延后到8年，内部收益率从10.1%下降至8.2%。
3.3 补贴下降对分布式光伏投资收益的分析
2018年5月31日发改能源〔2018〕823号文调整分布式光伏补贴至0.32元/kW·h。这是继2017年12月19日发改价格规〔2017〕2196号文将补贴从0.42元/kW·h降至0.37元/kW·h之后短时间内又一次的光伏退补政策。2020年政策“采用“自发自用、余量上网”模式的工商业分布式光伏发电项目，全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.05元”。
未来光伏投资可能会面临无国家补贴的情况，下文展示“0.32元补贴”和“无补贴”两种情况的投资收益指标。表4有无补贴对投资收益指标的影响展示前文计算条件下的主要投资收益指标，可见补贴取消使动态回收期延长至约2倍，但成本的调控可减少动态回收期约30%，即使无补贴且成本仍未明显下降，分布式光伏项目仍具有投资价值。图5成本高低与补贴有无对动态投资回收情况的影响曲线 展示不同条件下的动态投资收益曲线，其中与横坐标的交点为动态投资回收年限，图中可见有补贴的曲线均在无补贴上方，说明补贴是最主要的影响因素，建设成本是次要影响因素。
4结语
从上述分析可以看出，随着光伏补贴政策的退坡，平价上网（取消补贴）已经成为大势所趋，光伏退补的政策也在倒逼光伏行业上游产业进一步降低成本。经计算，光伏补贴退坡程度与光伏行业成本下降趋势相近，虽一定程度上压缩了投资方的利益，但也仍然有一定的投资价值。
作者简介：高堃植（1993-）毕业于华南理工大学，主要从事综合能源项目开发与全生命周期管理、电动汽车项目开发与管理工作。
关键词：分布式光伏电站;投资效益分析;新补贴政策
受益于国家能源结构优化和国家政策的支持，集中式光伏发电项目以及分布式光伏发电项目近年来发展迅速，而且相较于准入和监管较为严格的集中式光伏发电项目，分布式光伏发电项目凭借相对宽松的制度环境和高效及时的补贴政策更受投资者所青睐。
国家未来为充分发挥市场机制作用，科学合理引导新能源投资，推动光伏发电产业健康有序发展，连年调整电价补贴，特别对分布式光伏项目的态度更倾向于鼓励自发自用，将分布式光伏项目生产的电量尽量做到自身消纳，以使分布式光伏项目与用户侧市场更紧密结合。
国家发展改革委印发《关于2020年光伏发电上网电价政策有关事项的通知》公布了2020年光伏发电上网电价政策，笔者根据新的政策情况对5个正在发电的分布式光伏项目投资效益进行分析，为将来分布式光伏项目投资决策打下基础。
笔者已参与完成寮步镇、凤岗镇、东城区、大岭山镇、松山湖区等5个分布式光伏项目的投资建设，下文将结合理论计算及分析，对这5个项目进行投资效益分析，以期指导未来项目的投资决策。
1 分布式光伏项目发电水平分析
1.1年发电小时数的理论计算
1.1.1发电水平计算的主要自变量
我们知道，对分布式光伏项目发电水平影响最大的因素是太阳总辐射平均值，所以就可认为太阳总辐射平均值是分布式光伏项目的主要自变量。而太阳总辐射平均值又与纬度和气候等自然因素有关，表征的是该地区光照资源的丰富程度。
笔者从事的5个分布式光伏项目均位于广东东莞。查询NASA数据库得到东莞地区22年太阳总辐射平均值，其中全年日均太阳辐射值为3.697kWh/㎡，东莞地区月度日均辐射值分布图如图1所示。
1.1.2分布式光伏項目发电水平理论计算方式
根据《GB50797-2012 光伏发电站设计规范》，光伏发电站发电量计算公式为：
Ep=HA×PAZ/ES×K
式中：
Ep—光伏发电量（kWh）
HA—水平面太阳能总辐照量（kWh/m2，峰值小时数）
PAZ—组件安装容量（kWp）
ES—标准条件下的辐照度（常数=1kW/m2）
K—综合效率系数。包括光伏组件类型修正系数、光伏方阵的倾角、方位角修正系数、光伏发电系统可用率、光照利用率、逆变器效率、集电线路损耗、升压变压器损耗、光伏组件表面污染修正系数、光伏组件转换效率修正系数。理论计算可取79.4%。
由公式可算得东莞地区的理论年发电小时数为：
HA/ES×K=3.697×79.4%×365=1071（h）。
在此计算公式中，对于给定的分布式光伏项目，仅有实际综合效率系数是随时间变化的变量，所以常用实际的HA/ES×K（单位：小时）作为“实际年等效发电小时数”来对比同地区光伏电站的实际发电情况，包括其衰减情况。“实际年等效发电小时数”顾名思义，它与电站容量的乘积即为电站年实际发电量，它关系到该项目的经济效益，是最主要的投资效益评判指标。
1.2实际日均发电小时数
明确分布式光伏项目投资效益理论分析方式之后，即可与实际生产中的光伏项目数据进行对比，检验理论的正确性，并以此为基础进行各项目的横向比较，甄别决定对分布式光伏项目投资收益影响最大的因素。
为便于将分布式光伏项目实际发电数据与理论分析值进行对比，以及进行各项目间的横向比较，需将项目电表实际记录的光伏发电量折算成日均等效发电小时数，公式如下：
分布式光伏项目每月发电量÷电站容量÷当月天数=每月实际日均等效发电小时数
至此，可进行不同电站之间的横向比较，并可与NASA气象数据中的理论值（图2中理论值已乘综合效率系数）进行比较。如图2各光伏项目每月日均等效发电小时数所示，部分项目发电未满一整年，数据未能全部列出。
由图2各光伏电站每月日均等效发电小时数月份可见，横向对比寮步镇、凤岗镇、大岭山镇、松山湖镇四个光伏项目的发电情况较为接近，而东城区项目显著低于理论值和其他项目水平。与理论值对比，各项目日均等效发电小时数随月份的变化波动情况与理论值较为接近，说明光伏系统运作正常并且实际天气为月发电水平的主要影响因素。值得注意的是，在2019年2月、3月、6月日均等效发电小时甚至部分超过理论平均值，代表当月天气晴朗天数多于历史平均值，该地受到更多光照，发电量更多。
1.3 实际年发电水平分析
年等效发电小时数是发电水平的表征指标，可由光伏项目全年发电量计算得来。公式如下：
分布式光伏项目全年发电量÷电站容量=年等效发电小时数
例如凤岗镇项目统计2018年3月1日到2019年2月28日的总发电量为301719kWh，该项目容量为278.04kW，实际年等效发电小时数为1085h。其他4个项目由于数据不满一年，通过NASA每月光照情况按比例拟合整年发电小时数，即可以得到年等效发电小时数，再对比理论计算值1071h。对比情况如表1 各光伏项目年等效发电小时数所示。
东城区项目由于布置于停车场雨棚上，一是在其上方有车棚的斜拉钢梁几乎全天都投下阴影，导致在某些特殊日照角度会造成大量光伏组件的功率同时下降;二是其东侧和西侧都有建筑物遮挡，早晨7：30前和下午15：30后发电量会显著低于正常值（见图3东城区项目与凤岗镇项目分时发电量水平对比图）。最终体现在图2中，“每月日均等效发电小时数”落后于其他项目。 图3东城区项目与凤岗镇项目分时发电量水平对比图
所以，除东城区项目外，其他光伏项目的发电水平均可认为达到设计标准。
2 分布式光伏项目投资效益分析
2.1建设成本分析
分布式光伏项目建设成本主要包括：光伏组件成本、逆变器成本、施工人工成本与直流电力设备成本、交流电力设备成本，其税后比例结构如图4分布式光伏项目建设成本构成图所示。
图4分布式光伏项目建设成本构成图
近年随着补贴退坡，光伏组件、光伏逆变器单价的震荡下降，分布式光伏项目建设成本一年间约下降15%，逐渐向不需补贴的“平价上网”模式靠拢。按目前的市场价格，根据现场实施环境的不同分布式光伏项目建设成本在4.5元/瓦上下浮动。
2.2投资效益分析
2.2.1 投资效益理论分析
为在项目开展前评估分布式光伏项目可行性，需要在理论上对项目进行投资效益分析。下文以大工业光伏项目为算例，算例所需要用到的基本参数如表2投资回报测算基本参数 所示。
在上述条件下，可算得静态回本周期5.7年，动态回本周期8.0年，静态投资收益率9.5%，内部收益率11.6%。此收益条件具有较好的投资效益。
2.2.2实际收益情况
经过对寮步镇、凤岗镇、东城区、大岭山镇、松山湖区等5个分布式光伏项目的实际发电量、年收益等情况进行统计分析，得到分布式光伏项目的经营情况如表3光伏项目经营情况分析表所示。
分析表格数据可得，实际回报年限与理论测算分析较为一致。其中东城区项目由于前文分析的物理遮挡等因素，发电水平低于设计值，故与理论测算分析有一定差异。
3 分布式光伏项目投资价值分析
光伏项目收益主要来源于将清洁的光伏发电电能以低于目录电价的价格出售给用户所获得的收益，次要收益来源于度电补贴的收益，即每发一度电就按一定价格對光伏投资方进行补贴。目录电价的下调和度电补贴的下降都会对光伏项目收益产生显著的影响。
3.1分时电价折算方式对收益计算的影响
按国家发改委定价，大工业用户使用带有“峰平谷”时段的分时电价，分布式光伏项目发电时段横跨电价的峰谷时段，所以在投资回报理论测算时，“就地消纳电价”采用中午3小时峰时、白天6小时平时电价按时长加权平均折算，据此计算光伏平均消纳电价理论值为0.7711元/kWh。
全年凤岗镇光伏项目在发电表录得发电峰平谷电量比例为11：18：1，如对大工业分时电价进行折算，平均电价为0.77￥/kWh;大岭山镇光伏项目3-6月发电表录得峰平谷电量比例为9：15：1，折算平均电价为0.73￥/kWh。
将实际折算值与理论折算值0.7711元/kWh进行对比，可知平均电价的理论计算会比实际情况略大（偏差0.1%～5.6%），但影响可忽略不计，故可采用简单的加权平均方式来计算光伏平均消纳电价。同样地，当分时电价定价政策发生改变时，也可粗略地按电价时长进行加权平均折算出平均电价，在可接受的偏差之内重新对光伏项目收益进行评估。
3.2目录电价下调对光伏项目收益的影响
目录电价在近年逐步降低，2018年5月10kV大工业平时电价0.6393元/kWh，10kV一般工商业电价0.8085元/kWh;2019年7月10kV大工业平时电价0.6381元/kWh，10kV一般工商业电价0.6752元/kWh。大工业电价下降0.2%，一般工商业下降16.5%。
因与用户结算时采用当前的电价进行打折，所以一般工商业光伏收益下降程度与电价下降程度一致。由于东城区光伏项目、寮步镇光伏项目采用一般工商业电价，所以受到电价下降的影响，收益减少16.5%，静态回收期从7年延后到8年，内部收益率从10.1%下降至8.2%。
3.3 补贴下降对分布式光伏投资收益的分析
2018年5月31日发改能源〔2018〕823号文调整分布式光伏补贴至0.32元/kW·h。这是继2017年12月19日发改价格规〔2017〕2196号文将补贴从0.42元/kW·h降至0.37元/kW·h之后短时间内又一次的光伏退补政策。2020年政策“采用“自发自用、余量上网”模式的工商业分布式光伏发电项目，全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.05元”。
未来光伏投资可能会面临无国家补贴的情况，下文展示“0.32元补贴”和“无补贴”两种情况的投资收益指标。表4有无补贴对投资收益指标的影响展示前文计算条件下的主要投资收益指标，可见补贴取消使动态回收期延长至约2倍，但成本的调控可减少动态回收期约30%，即使无补贴且成本仍未明显下降，分布式光伏项目仍具有投资价值。图5成本高低与补贴有无对动态投资回收情况的影响曲线 展示不同条件下的动态投资收益曲线，其中与横坐标的交点为动态投资回收年限，图中可见有补贴的曲线均在无补贴上方，说明补贴是最主要的影响因素，建设成本是次要影响因素。
4结语
从上述分析可以看出，随着光伏补贴政策的退坡，平价上网（取消补贴）已经成为大势所趋，光伏退补的政策也在倒逼光伏行业上游产业进一步降低成本。经计算，光伏补贴退坡程度与光伏行业成本下降趋势相近，虽一定程度上压缩了投资方的利益，但也仍然有一定的投资价值。
作者简介：高堃植（1993-）毕业于华南理工大学，主要从事综合能源项目开发与全生命周期管理、电动汽车项目开发与管理工作。