黑龍江省各地市光伏電站成本收益及發(fā)電量的計(jì)算方法
2021-11-26 | 點(diǎn)擊次數(shù)：2767
黑龍江省各地市光伏電站的成本收益及發(fā)電量的計(jì)算方法
黑龍江，簡稱“黑”，是中華人民共和國省級(jí)行政區(qū)，省會(huì)哈爾濱，地處中國東北部，北、東部與俄羅斯隔江相望，西部與內(nèi)蒙古相鄰，南部與吉林省接壤，是中國最北端以及陸地最東端的省級(jí)行政區(qū)，介于東經(jīng)121°11′至135°05′，北緯43°26′至53°33′之間，轄區(qū)總面積47.3萬平方千米，居全國第6位。邊境線長2981.26千米。
黑龍江地貌特征為“五山一水一草三分田”。地勢大致呈西北、北部和東南部高，東北、西南部低，由山地、臺(tái)地、平原和水面構(gòu)成；地跨黑龍江、烏蘇里江、松花江、綏芬河四大水系，屬寒溫帶與溫帶大陸性季風(fēng)氣候。黑龍江省位于東北亞區(qū)域腹地，是亞洲與太平洋地區(qū)陸路通往俄羅斯和歐洲大陸的重要通道，中國沿邊開放的重要窗口。
2020年，黑龍江省下轄12個(gè)地級(jí)市、1個(gè)地區(qū)，共54個(gè)市轄區(qū)、21個(gè)縣級(jí)市、45個(gè)縣、1個(gè)自治縣，常住人口3185.01萬人，實(shí)現(xiàn)地區(qū)生產(chǎn)總值（GDP）13698.5億元，其中，第一產(chǎn)業(yè)增加值3438.3億元，第二產(chǎn)業(yè)增加值3483.5億元，第三產(chǎn)業(yè)增加值6776.7億元，三次產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)為25.1：25.4：49.5。
黑龍江省下轄12個(gè)地級(jí)市、1個(gè)地區(qū)他們分別是：哈爾濱市、齊齊哈爾市、雞西市、鶴崗市、雙鴨山市、大慶市、伊春市、佳木斯市、七臺(tái)河市、牡丹江市、黑河市、綏化市、大興安嶺地區(qū)
圖1-1 黑龍江省輪廓圖
1. 黑龍江省太陽能資源概況
圖1-2黑龍江省太陽能資源概況圖
根據(jù)圖1-2所示，黑龍江省絕大部分地區(qū)的水平面年峰值日照時(shí)數(shù)都在1250小時(shí)以上，屬于太陽能資源非常豐富的地區(qū)。由于黑龍江土地面積寬廣，所蘊(yùn)藏的太陽能資源總量也非常大。目前探明的可利用總量為0.574113乘以10的14次方千瓦時(shí)，即使按照15%至20%的光轉(zhuǎn)換效率，其光伏發(fā)電量也是驚人的巨量。
黑龍江省的太陽能資源總體上分布比較均勻，北部大興安嶺地區(qū)，東部鶴崗、雙鴨山、佳木斯地區(qū)太陽能資源相對(duì)弱于中西部地區(qū)的其他地市。其中大慶市太陽能資源最為豐富，年峰值日照時(shí)數(shù)可以達(dá)到1400小時(shí)以上。
2. 黑龍江各地市水平面分月日均峰值日照時(shí)數(shù)
圖1-3 黑龍江各地市水平面分月日均峰值日照時(shí)數(shù)
根據(jù)圖1-3所示，黑龍江省今年太陽輻照峰值主要集中在3~9月。其中5到6月份達(dá)到最大值，日均峰值日照時(shí)數(shù)可以達(dá)到5.5小時(shí)以上。其中大慶五六月份可以達(dá)到6.15小時(shí)以上，最少的牡丹江市也有4.7小時(shí)以上。
從全年來看平均日照時(shí)數(shù)最長的是大慶市達(dá)到4.05小時(shí)，最少的是大興安嶺地區(qū)3.49小時(shí)。從全國來看整個(gè)黑龍江省的太陽能資源，還是屬于相對(duì)比較靠前的位置。但每年的11月開始太陽能資源就不太理想了，主要是因?yàn)橄卵┨鞖猓瑢?dǎo)致太陽能光照不足，每年的12月份光照達(dá)到最低點(diǎn)平均每天只有不到2小時(shí)。
在我們的光伏電站，積雪覆蓋到太陽能電池板上，導(dǎo)致發(fā)電量降低，甚至某些天發(fā)電量幾乎為零。在每年的12月份發(fā)電量降到最低點(diǎn)，長時(shí)間的下雪天氣，導(dǎo)致太陽能電池板上覆蓋一層厚厚的積雪。這時(shí)候太陽電池板幾乎喪失了發(fā)電能力，雖然可以通過人工除雪的方式，暫時(shí)恢復(fù)發(fā)電能力，但第2次降雪時(shí)又將重復(fù)喪失發(fā)電能力。
當(dāng)然在冬季太陽能電池板除雪的勞動(dòng)力成本相對(duì)比較高，尤其是大規(guī)模的光伏電站，有可能存在除雪后產(chǎn)生的收益還不抵勞動(dòng)成本，所以也就失去了除雪的動(dòng)力。
3. 黑龍江各地市地理環(huán)境概況
根據(jù)圖1-4所示，黑龍江省各地市所處的地理環(huán)境都在北緯45度左右，東經(jīng)130度左右，平均海拔高度普遍較低，最高的大興安嶺地區(qū)也平均海拔也不到500米。太陽能資源蘊(yùn)藏量都比較豐富，水平面峰值日照時(shí)數(shù)普遍都在1250小時(shí)以上，其中大慶和齊齊哈爾達(dá)到了1400小時(shí)以上。
最佳傾角斜面日照峰值小時(shí)數(shù)普遍達(dá)到1600小時(shí)以上，最多的齊齊哈爾市達(dá)到1948小時(shí)，接近2000個(gè)小時(shí)。從上圖不難看出緯度越高水平面和斜面的差值比例越大，其中緯度最高的大興安嶺地區(qū)水平面和斜面的比值差達(dá)到了30%以上。這也充分說明緯度越高越需要充分考慮傾角因素對(duì)總發(fā)電量的影響。
當(dāng)然在選取最佳傾角的時(shí)候，還需要充分考慮到風(fēng)力、冰雹、積雪、等因素。以前的設(shè)計(jì)思路是，冬季為了減少積雪的停留，將太陽能電池組件的傾角調(diào)到大于60度，但這種操作必然會(huì)損失一部分對(duì)太陽光照的利用。
一般分家庭布式式光伏發(fā)電站，電池組件都安裝在屋頂上，很多場地斜屋面的傾角達(dá)不到60度，因此將傾角調(diào)到60度就不具有可操作性。
選擇場地的時(shí)候還需要考慮到地震、泥石流、洪水等因素，也要考慮到山體遮擋、建筑物遮擋、積灰臟污等因素?？傊鶕?jù)當(dāng)?shù)氐膶?shí)際情況進(jìn)行具體的測繪和設(shè)計(jì)。
4.黑龍江上網(wǎng)電價(jià)
根據(jù)圖1-5可知，黑龍江省的傳統(tǒng)煤炭火力發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)為0.374元每度，根據(jù)國家能源網(wǎng)網(wǎng)站公布的信息顯示，黑龍江省的光伏上網(wǎng)指導(dǎo)價(jià)為0.3727元每度，并且自發(fā)自用或者余量上網(wǎng)有國家財(cái)政補(bǔ)貼0.03元每度。
因此上網(wǎng)架加上補(bǔ)貼電價(jià)，可以達(dá)到0.4元每度，這補(bǔ)貼的3分錢大致可以覆蓋掉我們電站后期的運(yùn)營維護(hù)成本，所以每度電在不攤派前期成本的前提下利潤可達(dá)到0.37元每度左右。當(dāng)然這僅僅是針對(duì)最近網(wǎng)上公開信息所作出的推斷，具體情況請(qǐng)以當(dāng)?shù)毓╇姴块T的計(jì)價(jià)為準(zhǔn)。
4. 光伏電站系統(tǒng)效率損耗比例情況
根據(jù)圖1-6所示，光伏電站系統(tǒng)效率損耗中，由于家庭分布式光伏電站大多直接由逆變器逆變成交流電后就直接并網(wǎng)，所以就不存在變壓器這部分的損耗。由于太陽能光伏電池板國家標(biāo)準(zhǔn)中規(guī)定功率偏差不超過±5瓦，也就是最大幅度不超過10瓦。
以目前市面上常見的450瓦、550瓦組件為例計(jì)算偏差比例，則有：
450瓦偏差比例=10÷450×100%=2.22%；
550瓦偏差比例=10÷550×100%=1.81%。
所有的組件并不是同一時(shí)間接受的輻照量都是一定相同的，比如云層或者其他樹木、建筑的遮擋，也會(huì)直接導(dǎo)致組件功率存在偏差，所以根據(jù)歷史經(jīng)驗(yàn)來看，電池板不匹配造成的功率損耗，取值4%左右，還是相對(duì)比較合理的。
如果我們維護(hù)電站的時(shí)候，經(jīng)常清理電池板上的灰塵和臟污，可以有效降低灰塵和臟污造成的功率損耗。根據(jù)歷史經(jīng)驗(yàn)來看，光伏電站系統(tǒng)的綜合效率取85%來進(jìn)行測算，還是相對(duì)比較保守的估算方式。當(dāng)然這中間不包括光伏組件本身的光衰造成的功率損耗，光伏組件因光衰造成的功率損耗另行計(jì)算。
5. 光伏電池組件光衰功率測算
根據(jù)圖1-7所示，光伏組件按首年光衰2%計(jì)算，以后逐年光衰按0.4%計(jì)算，經(jīng)過加權(quán)平均后得出組件25年平均發(fā)電效率為93.2%點(diǎn)，30年平均發(fā)電效率為92.2%。當(dāng)然這里只是理論計(jì)算值，光伏組件目前國內(nèi)安裝最早的光伏電站，也很少有已經(jīng)達(dá)到30年的壽命。所以對(duì)光衰和老化這一塊的實(shí)際運(yùn)營數(shù)據(jù)的采集都比較有限。
目前得出的光衰和老化的數(shù)據(jù)，大多都是經(jīng)過實(shí)驗(yàn)室模擬得出的數(shù)據(jù)。實(shí)驗(yàn)室模擬組件逐漸老化的方式為設(shè)置苛刻的運(yùn)行環(huán)境參數(shù)加速老化，并根據(jù)組件各個(gè)材質(zhì)的老化特性進(jìn)行推算。最終得出光衰和老化的模擬數(shù)據(jù)，所以它的可靠性還有待驗(yàn)證。這里為了方便測算，還是沿用實(shí)驗(yàn)?zāi)M數(shù)據(jù)，實(shí)際情況可能存在比實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)優(yōu)良或者比實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)更差。
所以在這一點(diǎn)上，大家應(yīng)該有充分的認(rèn)識(shí)和了解，并做好心理準(zhǔn)備。必須認(rèn)識(shí)到試驗(yàn)得出的模擬數(shù)據(jù)并不等于實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)，對(duì)實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)進(jìn)行測算時(shí)，我們應(yīng)該持保守態(tài)度，要盡量多和盡量全面地考慮到所有影響組件發(fā)電效率的因素。
雖然大部分商家都宣稱自己的光伏電池組件可以有效運(yùn)行30年，但為了保險(xiǎn)起見實(shí)際測算時(shí)，還是著重參考前25年的數(shù)據(jù)結(jié)果，余下的5年就當(dāng)拆盲盒一樣，開到就是賺到。組件表面鋼化玻璃老化導(dǎo)致的發(fā)電效率降低，可以通過后期維保時(shí)進(jìn)行拋光打磨進(jìn)行適當(dāng)?shù)某C正恢復(fù)，但電池片的老化就幾乎不可逆的存在。
6.光伏組件每瓦單價(jià)測算
根據(jù)圖1-8所示，360~370瓦的光伏組件為158.75毫米單面單晶硅片的組件，435~455瓦為166毫米單面單晶硅片的光伏組件。目前158.75、166毫米單面單晶硅片的光伏電池組件，網(wǎng)絡(luò)公開信息顯示每瓦單價(jià)為2.06元，182毫米單面單晶硅片的每瓦單價(jià)為2.12元，210毫米單面單晶硅片的每瓦價(jià)格為2.11元。
根據(jù)相關(guān)機(jī)構(gòu)統(tǒng)計(jì)，2021年光伏組件出貨量主要以166、 182組件為主，210組件產(chǎn)能還處于爬坡階段，但可以預(yù)計(jì)210組件必將是今后很長一段時(shí)間的主流。主要是因?yàn)楣夥M件面積越大，安裝時(shí)所耗費(fèi)的周邊成本越低。同樣通過各項(xiàng)技術(shù)的進(jìn)步，如硅料純度的提高、生產(chǎn)制程工藝的改進(jìn)光伏組件的單位面積，發(fā)電效率也在不斷地提高。
根據(jù)各個(gè)廠家公開資料顯示，2021年光伏組件單位面積發(fā)現(xiàn)效率已經(jīng)全面進(jìn)入22.5%的新高度。在充分考慮運(yùn)行過程中光衰造成的功率損耗后，光伏組件單位面積25年年均發(fā)電效率經(jīng)過測算還是可以達(dá)到20%以上，當(dāng)然實(shí)際運(yùn)行狀況還有待驗(yàn)證。
光伏組件在2020年第三、四季度迎來了它短暫的高光時(shí)刻，166、182組件當(dāng)時(shí)每瓦單價(jià)最低已經(jīng)到1.66元每瓦，不過好景不長。隨著上游原材料價(jià)格不斷攀升，光伏組件也被迫不斷漲價(jià)，目前已突破2.1元每瓦，漲幅一度達(dá)到26.5%。
本來有機(jī)構(gòu)樂觀預(yù)測，光伏組件2021年至2022年在集中式光伏電站中占總成本的比例，最低可下降到30%至35%，從目前的態(tài)勢來看基本化為泡影。不過隨著上游原材料價(jià)格的回落，光伏組件的價(jià)格也一定會(huì)呈下降趨勢。
7.光伏電站裝機(jī)容量所需組件數(shù)量測算
根據(jù)圖1-9所示，由于預(yù)計(jì)裝機(jī)容量功率不能被單個(gè)光伏組件的功率整除，其計(jì)算結(jié)果采用四舍五入的方式取整數(shù)。因此實(shí)際裝機(jī)容量可能比預(yù)計(jì)裝機(jī)容量大，也可能比預(yù)計(jì)裝機(jī)容量小，但裝機(jī)容量偏差不會(huì)大于單個(gè)組件的標(biāo)稱功率。
具體測算裝機(jī)容量所需組件數(shù)量的公式為：
所需組件數(shù)量=裝機(jī)容量÷組件標(biāo)稱功率
以10千瓦、166組件為例，則有：
所需組件數(shù)量=裝機(jī)容量÷組件標(biāo)稱功率=10000÷445＝22.47≈22塊。
8.光伏電站裝機(jī)容量所需總價(jià)測算
根據(jù)圖1-10所示，光伏組件的價(jià)格等于所需光伏組件數(shù)量乘以組件每瓦單價(jià)，再乘以組件標(biāo)稱功率。
還是以10千瓦、166組件為例，則有：
組件價(jià)格=組件數(shù)量×組件每瓦單價(jià)×件標(biāo)稱功率=22×2.06×445=20167元；
前面也講到過，單個(gè)組件的面積越大、標(biāo)稱功率越大，在相同的安裝要求條件下，所需要的周邊成本也就越低，周邊成本英文縮寫為BOS。同時(shí)還可以降低度電成本，度電成本全稱平整化度電成本，就是將所有的成本平攤到生命周期里所發(fā)的每一度電上的成本，英文縮寫LCOE。
通過機(jī)構(gòu)研究表明，以158.75毫米硅片的組件為基準(zhǔn)，使用166毫米硅片的組件周邊成本降低0.8%，使用182毫米硅片的組件，周邊成本降低8.1%，使用210毫米硅片組件的組件，周邊成本降低9.8%。具體情況如圖1-11所示。
圖1-11 大尺寸電池組件對(duì)降低光伏電站周邊成本的作用
在圖1-10中，在測算光伏電站裝機(jī)容量總價(jià)時(shí)，也在大尺寸電池對(duì)周邊成本的影響上有所體現(xiàn)。假設(shè)光伏電池組件占總成本的67.74%，分別以166毫米硅片、182毫米硅片和210毫米硅片組件10千瓦裝機(jī)容量為例，介紹具體的計(jì)算公式。
166毫米硅片裝機(jī)容量總價(jià)：
裝機(jī)容量總價(jià)=（組件價(jià)格÷67.74%－組件價(jià)格）×（100%－0.8%）＋組件價(jià)格
裝機(jī)容量總價(jià)=（20167÷67.74%－20167）×（1-0.008）+20167
裝機(jī)容量總價(jià)=29694元
182毫米硅片裝機(jī)容量總價(jià)：
裝機(jī)容量總價(jià)=（組件價(jià)格÷67.74%－組件價(jià)格）×（100%－8.1%）＋組件價(jià)格
裝機(jī)容量總價(jià)=（21751÷67.74%－21751）×（1-0.081）+21751
裝機(jī)容量總價(jià)=31270元
210毫米硅片裝機(jī)容量總價(jià)：
裝機(jī)容量總價(jià)=（組件價(jià)格÷67.74%－組件價(jià)格）×（100%－9.8%）＋組件價(jià)格
裝機(jī)容量總價(jià)=（20889÷67.74%－20889）×（1-0.098）+20889
裝機(jī)容量總價(jià)=29861元
9. 光伏電站裝機(jī)容量總發(fā)電量測算
根據(jù)圖1-12所示，測算光伏電站裝機(jī)容量總發(fā)電量時(shí)，系統(tǒng)效率才用85%，加權(quán)平均光伏組件效率衰減后，25年平均發(fā)電效率為93.2%，30年平均發(fā)電效率為92.2%。總發(fā)電量建議主要參考25年的總發(fā)電量。以哈爾濱市裝機(jī)容量10千瓦為例，分別計(jì)算25年總發(fā)電量和30年總發(fā)電量。
具體計(jì)算公式為：
25年總發(fā)電量：
總發(fā)電量=裝機(jī)容量×年峰值小時(shí)數(shù)×系統(tǒng)效率×組件效率×25年
總發(fā)電量=10×1676×0.85×0.932×25
總發(fā)電量=331932度
30年總發(fā)電量：
總發(fā)電量=裝機(jī)容量×年峰值小時(shí)數(shù)×系統(tǒng)效率×組件效率×30年
總發(fā)電量=10×1676×0.85×0.922×30
總發(fā)電量=394044度
10.光伏電站裝機(jī)容量總收入
根據(jù)圖1-13所示，計(jì)算裝機(jī)容量總收入時(shí)，采用的是使用圖1-12中總發(fā)電量數(shù)據(jù)乘以每度電的上網(wǎng)電價(jià)。假設(shè)上網(wǎng)電價(jià)為0.4027元每度，則可計(jì)算出總收入。由于僅僅只是簡單的乘法，這里就不展開講了。
當(dāng)然這里講的總收入，是以現(xiàn)在的電價(jià)來計(jì)算的，這種計(jì)算方式又可稱為發(fā)電量現(xiàn)值計(jì)算法。由于價(jià)格會(huì)受市場供求關(guān)系、通貨膨脹、通貨緊縮、國家宏觀政策等因素的影響，所以每度電的價(jià)格不可能是一成不變的，由于這種變化不可預(yù)測，我們只能以現(xiàn)在的每度電價(jià)格進(jìn)行估算以后所有發(fā)電量的價(jià)值。
11.光伏電站裝機(jī)容量總支出
如圖1-14所示，我們以182毫米硅片組件為例，計(jì)算光伏組件生命周期內(nèi)的總支出。光伏組件生命周期內(nèi)的總支出，包括前期的建設(shè)成本以及后期的運(yùn)營維護(hù)成本。根據(jù)以往經(jīng)驗(yàn)，后期維護(hù)成本均攤到所發(fā)的每一度電上大約為0.04元。
以182組件10千瓦裝機(jī)容量為例，前期的建設(shè)成本為30478元。以哈爾濱為例，25年總發(fā)電量為331932度。假設(shè)后期運(yùn)行維護(hù)的成本每度電為0.04元，則可以算出生命周期內(nèi)總支出費(fèi)用。
具體計(jì)算公式為：
總支出=建設(shè)成本＋運(yùn)維成本
總支出=建設(shè)成本＋總發(fā)電量×0.04元
總支出=30478元＋331932度×0.04元
總支出=43755元
12.光伏電站裝機(jī)容量總利潤
根據(jù)圖1-15所示，光伏電站的總利潤等于總收入減去總支出。直接用圖1-13的數(shù)據(jù)減去圖1-14的數(shù)據(jù)就即可求得，這里就不再展開來講。
13.光伏電站裝機(jī)容量總利潤率
根據(jù)圖1-16所示，光伏電站裝機(jī)容量總利潤率等于總利潤除以總成本或者是總支出乘以100%。因?yàn)槭欠浅：唵蔚某顺?，這里就不展開來講了。
14. 光伏電站裝機(jī)容量年化利潤率
根據(jù)圖1-17所示，光伏電站的年化利潤率等于總利潤率除以光伏電站運(yùn)營年限。由于這里是簡單的乘除法，就不展開來講了。
當(dāng)然這里需要強(qiáng)調(diào)的是，光伏電站建成后的前幾年由于發(fā)電效率高，所以發(fā)電量大于后期的發(fā)電量，相應(yīng)的年利潤率也會(huì)高于后期。從回收資金和資金利用率的角度來看，前期回收資金的速度越快，資金的利用率越高，相應(yīng)的賺錢效應(yīng)也就越強(qiáng)。
如果我們在計(jì)算利潤率的時(shí)候，后期把前面回收的資金進(jìn)行復(fù)利計(jì)算，產(chǎn)生的現(xiàn)金流也是一筆不小的數(shù)目?？傊魏瓮顿Y只要回收資金的速度越快，我們賺錢的機(jī)會(huì)就越多。所以如果有的小伙伴前期建設(shè)光伏電站感覺資金壓力較大，不妨可以考慮采用分批分次建設(shè)進(jìn)行滾動(dòng)投資。
15. 光伏電站收回成本時(shí)間測算
如圖，1-18所示。以182毫米硅片組件為例進(jìn)行測算。圖中紅色叉為未收回成本，綠色勾為以收回成本。從圖中可知黑龍江省大部分地區(qū)光伏電站回收成本的時(shí)間集中在第6年和第7年。其中哈爾濱、佳木斯、七臺(tái)河、鶴崗需要在第7年才能收回成本，而其他地市在第6年就已經(jīng)收回成本。
圖中測算回收成本時(shí)間的方法為，每一年的收入依次減去前期建設(shè)成本，未收回成本則記為負(fù)數(shù)，收回成本以后則記為正數(shù)。其中每年的收入還應(yīng)當(dāng)減去運(yùn)營維護(hù)成本，每度電的維護(hù)成本設(shè)定為0.04元。
具體計(jì)算公式為：
第1年收入＝第1年發(fā)電量×（上網(wǎng)電價(jià)＋補(bǔ)貼電價(jià)）－第1年發(fā)電量×0.04元
以后逐年收入依據(jù)上式，可求得。
剩余未收費(fèi)成本＝第1年收入－前期建設(shè)成本...第n年收入－前期建設(shè)成本
依據(jù)上式進(jìn)行計(jì)算，直到求得的值為正數(shù)的年限時(shí)，即為收回成本的時(shí)間。
不過上圖所采用的數(shù)據(jù)僅僅只是通過模擬得出，僅供大家了解家庭分布式光伏電站基本情況之用，不得作為直接投資的依據(jù)。光伏電池組件及其他材料的具體價(jià)格以當(dāng)?shù)毓?yīng)商給出的為準(zhǔn)。本文只講述計(jì)算的方式方法，不針對(duì)具體的市場行情。歡迎大家在區(qū)留言討論最新的市場行情及行業(yè)動(dòng)態(tài)。
如果大家對(duì)計(jì)算方式方法有疑問，可以在評(píng)論區(qū)留言討論或直接私信給我探討。由于本人才疏學(xué)淺，文中有不對(duì)的地方，請(qǐng)大家批評(píng)指正，本人將不勝感激。
