光伏电站投资项目建议书

***村20MW分布式集中并网光伏发电项目建议书

***发电投资有限公司

2015年04月07日

一、项目背景与意义

1．项目背景

我国是世界上最大的煤炭生产和消费国，能源基本都由煤炭供给，这种过度依赖化石燃料的能源结构已经造成了很大的环境、经济和社会负面影响。大力发展新能源与可再生能源已成为我国调整能源结构、缓解能源供需矛盾、降低环境污染，实现可持续发展的重要举措，是保证我国能源供应安全和可持续发展的必然选择。

为了进一步加快光伏在省内的推广和应用，全力打造“中国光伏应用第一城”，合肥市人民政府办公厅印发《关于进一步加快光伏推广应用的补充通知》（合政办﹝2014﹞24号）文，强调要加快规划引领，统筹资源，大力推进光伏应用工程，充分发挥光伏资源丰富的优势，启动一批光伏应用示范镇、示范村建设。积极推进光伏下乡“百千万”工程建设，按照“规划引导、政府扶持、户企合作、收益分成”的方式，着力打造具有合肥特色的“光伏社区”、“光伏小镇”。加快推进工业化、城镇化进程，努力实现安徽经济社会发展的新跨越。

2.项目意义

光伏应用是有效利用太阳能、推进能源生产和消费革命的重要途径。加快推进光伏发电是发展和利用新能源的关键着力点，这不仅有利于我省战略性新兴产业的培育，还有利于进一步拓展能源利用空间、优化能源结构，更有利于发展低碳节能经济,促进资源节约型、环境友好型社会建设，是转变经济发展方式、促进可持续发展的有效途径。

二、项目概况

1.企业简介

****有限公司为***集团在大陆地区的全资投资平台（简称：），于2008年12月注册成立，注册地址北京市海淀区*****，注册资金25亿元人民币。目前已在大陆区辽宁、吉林、内蒙古、甘肃、山东、安徽、湖南、江苏等区域设立风电和太阳能项目公司多家，投资风电场总容量已逾2000MW。

公司是中国太阳能发电投资领域内产业链最为完善的专业集团公司，拥有太阳能发电专业一流的技术人才和管理团队。公司致力于将自己发展成为一流的国际化的清洁和可再生能源企业，为人类提供优质的清洁可再生能源，持续改善和促进人与自然的和谐共存。

2.项目信息

项目业主：***光伏投资有限公司

项目名称：*** 20MW分布式集中并网光伏发电项目

项目所在地：***

建设规模：总占地600亩，光伏电站装机容量20MWp。

投资规模：项目总投资人民币1.8亿元。

资金筹措：企业自筹（部分申请银行贷款和国家相关补贴）。

节能减排：根据计算得出20MW光伏系统平均年发电量约为2200万度，25年发电总量约为5.5亿度。同时，按照火电煤耗平均360g 标煤/kWh计算，每年可节约标准煤约7920吨，减排二氧化碳约1.98万吨、二氧化硫约660吨、氮氧化物约330吨、烟尘约5236吨。25

年发电周期内，共可节约标准煤约19.8万吨，减排二氧化碳约49.5万吨、二氧化硫约1.65万吨、氮氧化物约0.825万吨、烟尘排放量约13.09万吨。

项目计算期：建设期1年，运行期25年。

项目建设期：2015年。

3.地理位置

拟建项目为***投资有限公司投资兴建，位于***市境内。***市位于安徽省中部，临近长江，环抱巢湖，周边分别与肥东、全椒、含山、庐江、无为接壤。肥西县位于安徽省中部、省会合肥西南，地跨江淮流域之间，临巢湖西岸。地理座标：东经117°00′-118°29′、北纬30°56′-32°02′；属北亚热带季风气候，年均气温16.1℃，1月平均气温2.7℃，极端最低气温-13.2℃，（1977年1月31日），7月平均气温28.7℃，极端最高气温39.6℃（1959年8月23日）。多年平均日照时数 2 170.1h，日照百分率49.0％，辐射总量499 092J/cm2。无霜期263d，多于合肥市39d、含山县27d、庐江县25d和无为县27d。多年平均年降水日数120d，降水量995.7mm，5~9月降水量535.1mm ，占年降水量的54％；最小年降水量473.3mm （1978年），最大年降水量1 604.0mm（1954年）。多年平均年蒸发量1 124.4mm；风速4.1m/s，盛行E、NE风，频率30％。冬季多NE、NW风，夏季多偏S风；平均每年8级以上大风日数18.8d，历史最大风速34.0m/s（1958年8月10日）。

***在安徽省的地理位置如图:

4.太阳能资源

巢湖市位于安徽中部，按最新太阳能资源划分为国家三类地区，太阳辐射年总量在119千卡/平方厘米左右。在大于等于0℃期间，总辐射达113.0千卡/平方厘米，光合有效辐射56.5千卡/平方厘米；在大于等于10℃期间，总辐射达87.8千卡/平方厘米，光合有效辐射43.9千卡/平方厘米。太阳辐射年内变化，夏季最多，春季次之，秋季较少，冬季最少。日照时数，即直接受太阳光照射的实有时数。合肥市年日照时数在2000小时左右，有效日照时数约为1100小时,

分布特点呈北多南少。日照时数的年内变化，夏季最多，春秋次之，冬季最少。

5. 工程地质

经过资料分析和现场踏勘，项目位于安徽省合肥市***村内的丘陵区。距合肥市直线距离约 60Km，距巢湖市区直线距离约 8Km。本阶段的勘测主要手段以现场踏勘和收资为主。

勘察目的及任务

根据规程、规范，本阶段勘测的主要任务是：

①初步查明厂址区的地形地貌特征及地质构造；

②初步查明厂址及其附近地区的不良地质现象并对其危害程度及发展趋势作出判断，提出防治的初步方案；

③初步查明厂址范围内的地层成因、时代、分布及各层岩土的主要物理力学性质；

④初步查明地下水的埋藏条件，对地下水对混凝土和金属的腐蚀性进行评价；

⑤确定厂址区的地震动参数及场地土类型和建筑场地类别；

⑥对工程中的地基问题，进行方案论证并提出建议。

参考资料：

《国电舒城电厂（2×600MW）工程可行性研究阶段岩土工程勘测报告》（安徽省电力设计院，2009.8）

《国电舒城电厂（2×600MW）工程场地地震安全性评价报告》（安徽省地震工程院，2009.8）

拟选场区域地貌为江淮丘陵，地形波状起伏。拟选场地区域位于我国大陆的东部，根据《中国及邻区海陆大地构造图》，本区域地跨3 个一级大地构造单元，大部分处于华北断块区的东南部，东南与下扬子断块区相截接，西南为秦岭～大别山断褶带。

在近场范围内没有破坏性地震的记载，对场地造成主要影响的是来自于近场区以外的一些中强震，地震对场地的最大影响烈度为 7 度。近场区内现代小震活动较弱。拟选场区未发现较大的断裂穿越，区域地质条件相对稳定，近场区历史上未发现破坏性地震记录，近场区内现代小震活动较弱。外围地震对场区影响有限，地震活动水平较低，不会对场地稳定性构成威胁。

由于可能位于低山、丘陵区，地形有起伏，场地平整时需挖填方，局部填土层较厚，需设挡土墙和护坡，以防滑坡、崩塌等不良地质作用。厂址区的区域稳定性属基本稳定。

6. 环境保护和水土保持

综合考虑当地自然环境及社会人文环境，整个工程项目建设无论是施工期还是运行期，对周围环境影响均不大。为尽可能小的对当地环境造成影响，对进场道路及施工道路优化线路路径，避免大面积开挖，并应采用先进的施工机械技术设备及优质燃料，加强施工管理，协调施工季节，加强对施工机械和施工运输车辆的维护保养。

根据工程性质、规模及工程区环境情况，对环境影响因子进行筛选认为，工程对局地气候、环境地质、地表水及地下水、野生生物不

产生影响或影响较小。从总体情况来看，工程对环境的影响源主要是施工噪声、施工扬尘、风机的噪声及光影闪烁、电力设备的电磁辐射、生活污水及垃圾、生态环境的破坏。

在项目设计、建设和运营阶段严格执行环境保护措施。项目不同施工阶段产生的固体废弃物、废污水就地或集中收集处置；施工扬尘采用洒水作业、车辆覆盖蓬布和风天禁止作业等防尘措施，项目建设对当地区域环境质量及敏感目标影响较小。施工过程采取合理施工、优化机组布置避免对点居的村落和现有植被等保护目标的占用和影响，并采取有效的植被恢复和异地补偿绿化。同时，项目建设也推动了节能技术进步，促进了当地节约能源和建设资源节约型、环境友好型社会。项目建设也推动了节能技术进步，促进了当地节约能源和产业结构优化升级，建设资源节约型、环境友好型社会。

水土保持。本项目所处地理位置为丘陵荒坡，基本无植被。结合项目施工布局特点及当地水土流失构成因素，工程水土保持方案将整个项目区划分为机房电缆区、道路区、输电线路区和临时施工生产生活区等四个分区。针对不同分区：工程分类采取相应水土流失防治措施，包括平衡施工、路面硬化等等，并提出相关措施技术要求，建立健全光伏电场项目区建设运行的水土保持措施体系，实现对当地土地水土流失的防治、治理，达到水土保持方案的预期目标。

三、工程方案

1.设计依据及原则

（1）根据项目建设位置地理环境，气象资料及太阳能资源数据，变电站位置，建筑物条件及电力负荷作为设计依据。

分析太阳能电池的应用发展状况，选择太阳能电池组件的类型。

根据电气设备技术指标和设计技术文件，并按照如下规范和标准进行光伏发电系统设计。

《GB/T 19939-2005 光伏发电系统并网技术要求》

《GB/T 20046-2006 光伏（PV）系统电网接口特性（IEC 61727:2004,MOD）》

《GB/Z 19964-2005 光伏发电站接入电力系统技术规定》

《GB/T 14549-1993 电能质量公用电网谐波》

《GB/T 15543-1995 电能质量三相电压允许不平衡度》

《GB/T 18479-2001 地面用光伏（PV）发电系统概述和导则》

设计依据太阳能组件技术指标，逆变器及相关交直流低压配电柜设备和计量仪表技术和设计手册等资料，以及本地接入电网技术条件和要求等。

2.系统设计基本原则：

节省系统建设投资，尽可能减小使用功率，减小污染，保护环境，电池板提供的功率应满足发电量要求。

安装电池板的区域要满足系统需要的面积

说明光照等气象条件，提供系统发电效率

避免对太阳能组件的光照遮挡

系统设计要求使用的设备与电网兼容

系统设计各连接部分要求最小电气损耗

系统设计满足接入电网条件和要求

3.太阳能光伏阵列的布置

山地光伏阵列图：

太阳能光伏组件阵列单列排列面布置见下图：

4. 系统接入方案

合肥地区电网现状。合肥电网位于安徽电网的中间枢纽位置，现通过 500kV 平圩电厂 ~肥西双线、洛河电厂~众兴线以及 220kV 洛河变 ~陶楼双线、220kV 洛河电厂 ~振宁线与淮南电网相连，通过500kV 肥西 ~繁昌双回线与皖南电网相连，通过 500kV 皋城~肥西双回线、220kV 肥西~游乐~六安双回线与六安电网相连，另外合肥电网还通过 220kV 肥西~庐江、肥西~春秋塘、紫云~庐江、紫云~春秋塘线路与安庆电网相连，通过 220kV合二厂~巢湖线、桥头集~含山线路与巢湖电网相连。

近两年电网规模发展迅速，新建多条电网线路110kV和35kV变电站，电网容量充足，发电型式以火电为主，有部分新能源发电，此项

目电站接入电网，调节光伏发电所占比例，对电网的合理规划具有积极作用。

本光伏发电项目装机容量 20MW，输出电压10KV（采用阳光电源箱式逆变器），就近接入巢湖庙集35KV变电站线路（直线距离约7KM）,供给当地企业和居民用电。

5. 运维方案

按照光伏并网发电行业技术管理规定对本光伏发电站进行管理，由专业技术人员负责电站的日常工作和设备检修。

（1）电气设备管理

运行的电气设备检修按照电网有关检修规定进行。并做到一、二次检修相配合。电气设备更新改造计划于改造前规定日期提交给电力调度机构，电气设备更新达到有关国家、行业标准的要求，其技术规范满足所接入电网的具体要求。

（2）电气参数管理

根据不同阶段分别向电力调度机构提供对电网运行构成影响的数据。包括：建设规模，出线电压等级。接入系统方案，电气主接线原理接线图。额定容量，额定功率因数，主变型式及参数。主要电气设备铭牌参数。

根据发电运行要求进行光伏发电系统的正常运行及检修运行方式保证供电频率及电压允许范围。

（3）继电保护及安全自动装置技术管理

在运行中应严格遵守和执行有关的继电保护及安全自动装置的运行规程、规定、条例、标准，和电网有关继电保护运行规定。

按照有关规定、标准要求配置，通过通信网络无障碍地接入电力调度机构的故障信息系统。

保证两条不同路由或不同通信方式与电力调度机构通讯，满足调度通信、调度自动化信息传输的需要；调度通信系统达到并网安全性评价要求。

系统正式运行后的维护包括：专业人员定期对光伏组件进行外观检查和设备内部进行检查。防止导线连接部分，功率元件和易锈蚀的地方出现问题。对照检查显示仪表内容。对显示数据记录，分析和整理。对异常数据显示及时做出分析判断，查找原因和处理解决。

每年对照系统图纸完成一次接地电阻检查，系统绝缘检查。

定期检查建设部接线端子，熔断器等，数据显示，设备温度，声音和气味异常等。定期检查防雷接地。

四、节能环保

太阳能光伏发电是一种清洁无噪声，无污染的能源，不使用任何燃料，不产生任何废料。相应减少二氧化碳排放，保护环境及生态。

1．环境空气影响

光伏发电系统在运行工程中没有废气排放，工作人员的办公地点和生活场所全部采用电采暖设备，因此本项目在营运期没有废气产生，不会对当地环境空气质量产生影响。

2．水环境影响

本项目的产生废水水质简单，多为生活用水，因此可直接排放或供种植使用，基本不会对水环境产生影响。

3．声环境影响

本项目没有明显噪声源，且环境保护目标距离项目区较远，因此基本不会对周围环境敏感目标产生影响。

4．固体废物环境影响

本项目产生的固废产生量小，且固废成分简单，基本均是生活垃圾，依照环评措施处理后，对环境影响较小。

5．生态环境影响

太阳能光伏发电厂永久占地较小，不会改变当地的动植被分布，不会对当地的生态环境产生明显的影响。

6．光污染环境影响

本项目靠近县道和示园内道，路不会对其产生光污染影响，也不会对县道和示范园的行车安全产生不利影响。

7．服务期满后环境影响

本项目服务期满后，拆除的废光伏组件均由生产厂家回收，不会对环境产生二次污染影响。

根据计算得出20MW光伏系统平均年发电量约为2200万度，25年发电总量约为5.5亿度。同时，按照火电煤耗平均360g标煤/kWh 计算，每年可节约标准煤约7920吨，减排二氧化碳约1.98万吨、二氧化硫约660吨、氮氧化物约330吨、烟尘约5236吨。25年发电周期内，共可节约标准煤约19.8万吨，减排二氧化碳约49.5万吨、二

氧化硫约1.65万吨、氮氧化物约0.825万吨、烟尘排放量约13.09万吨。

所以建设此项目不会对环境产生不利影响，反而改善当地生态环境，相应国家政策完善“十二五”节能减排目标，对其市场应用起到推广作用。

五、投资与分析

1．投资估算和资金筹措

投资规模：项目总投资人民币1.8亿元。

资金筹措：项目建设投资资本金0.36亿元,占总投资20%；其余部分利用国内银行贷款本金为1.44亿元，占总投资80%，贷款期限为15年。另申请国家相关补助资金若干。

2．主要技术经济指标

3．财务指标

六、产业分析

1．项目建设理由

（1）符合国家及地方发展规划

《国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》、《可再生能源中长期发展规划》、《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》中多次提到发展太阳能光伏发电，并提出在太阳能资源充足地区建设大规模分布式并网太阳能光伏发电示范工程。

（2）符合国家及地方产业政策

本项目采用太阳能电池建设太阳能光伏发电站，开发利用太阳能，属于光伏发电项目，符合合肥市打造光伏应用第一城产业政策。

2014年6月，合肥市出台了《关于加快光伏推广应用促进光伏产业发展的实施意见》明确了除按政策享受国家、省有关补贴外，合肥市将按年发电量给予项目运营企业0.25元/千瓦时补贴，让合肥在全国率先进入了光伏“度电补贴”时代。

光伏产业是合肥的重点发展产业，据悉，合肥市委、市政府将继续通过引进高科技人才、提供优惠政策等措施，支持国内外新能源企业在合肥市发展。

（3）符合节能及环保要求

项目建成后,按照火电煤耗平均360g标煤/kWh计算，每年可节约标准煤约7920吨，减排二氧化碳约1.98万吨、二氧化硫约660吨、氮氧化物约330吨、烟尘约5236吨。25年发电周期内，共可节约标准煤约19.8万吨，减排二氧化碳约49.5万吨、二氧化硫约1.65万吨、氮氧化物约0.825万吨、烟尘排放量约13.09万吨。同时，本项目的实施可以为新能源的推广起到积极的示范作用、有助于改善地区能源结构。项目运营过程也将严格遵守国家和地方节能相关要求；项目单位严格执行环保设施与主体工程三同时原则，并落实环保相关要求。可有助改善当地的大气环境，促进我国的节能减排工作。

（4）特殊优势

巢湖桥东村光伏项目位于巢湖市居巢区桥东村部周围，土地性质为一般农用地（无法耕种的丘陵荒地）。有现成的35KV变电站（庙集站）可以利用，站内正好有空余间隔可以接入，不用增容，节约了成本。

2.产业发展规划分析

（1）《国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》

《国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》将―非化石能源占一次能源消费比重达到11.4%、单位国内生产总值能源消耗降低16%、单位国内生产总值二氧化碳排放降低17%列入十二五时期的约束性指标；在―推动能源生产和利用方式变革方面提出：―坚持节约优先、立足国内、多元发展、保护环境，加强国际互利合作，调整优化能源结构，构建安全、稳定、经济、清洁的现代能源产业体系；推进能源多元清洁发展，积极发展太阳能、生物质能、地热能等其他新能源；在―积极应对全球气候变化方面提出―综合运用调整产业结构和能源结构、节约能源和提高能效、增加森林碳汇等多种手段，大幅度降低能源消耗强度和二氧化碳排放强度，有效控制温室气体排放。

本项目利用多晶硅太阳能电池组件建设太阳能光伏电站，进行并网发电，有助于减少化石能源的使用以及温室气体的排放，降低化石能源占一次能源消费比重和单位国内生产总值二氧化碳排放，可以为呼市及周边地区利用太阳能起到积极的示范作用，项目的建设符合《国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》的相关要求。

（2）《可再生能源中长期发展规划》

为加快可再生能源发展，促进节能减排，积极应对气候变化，更好地满足经济和社会可持续发展的需要，我国制定了《可再生能源中长期发展规划》，提出了到2020 年期间我国可再生能源发展的指导思想、主要任务、发展目标、重点领域和保障措施，以指导我国可再

生能源发展和项目建设。对于太阳能这种重要的可再生能源，该―规划‖明确指出：―扩大城市可再生能源的利用量，并为太阳能光伏发电提供必要的市场规模；为促进我国太阳能发电技术的发展，做好太阳能技术的战略储备，建设若干个太阳能光伏发电示范电站和太阳能热发电示范电站；到2020 年，太阳能发电总容量达到180万kW。

（3）《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》

把扩大国内市场、提高技术水平、加快产业转型升级作为促进光伏产业持续健康发展的根本出路和基本立足点，建立适应国内市场的光伏产品生产、销售和服务体系，形成有利于产业持续健康发展的法规、政策、标准体系和市场环境。2013—2015年，年均新增光伏发电装机容量1000万千瓦左右，到2015年总装机容量达到3500万千瓦以上。

本项目利用太阳能电池组件建设太阳能光伏电站，进行并网发电，可以为合肥市及周边地区利用太阳能起到积极的示范作用，项目的建设符合《可再生能源中长期发展规划》的相关要求。

4.产业政策分析

（1）《产业结构调整指导目录（2011 年本）》

本项目利用多晶硅太阳能电池组件建设太阳能光伏电站，属于《产业结构调整指导目录（2011 年本）》鼓励类中―五、新能源之―1、太阳能热发电集热系统、太阳能光伏发电系统集成技术开发应用、逆变控制系统开发制造的范畴，属于《产业结构调整指导目录（2011 年本）》鼓励类项目。

（2）《可再生能源产业发展指导目录》

为了促进我国可再生能源产业的发展，根据《中华人民共和国可再生能源法》的要求，国家发展改革委编制了该―目录，用以指导相关部门制定支持政策和措施，引导相关研究机构和企业的技术研发、项目示范和投资建设方向。经分析对照，本项目属于―目录中第二类―太阳能之―并网型太阳能光伏发电（用于为电网供电，包括建筑集成太阳能光伏发电）的范畴，属于《可再生能源产业发展指导目录》确定的发展方向。

（3）国家发改委出台《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》（发改价格2013 1638号）

它完善了光伏发电价格政策，通知规定将全国分为三类太阳能资源区，对大型光伏发电站发电（含分布式的20MW以下集中并网电站）和分布式发电分别制定标杆上网电价和补贴。标杆电价三类地区为1.5元/千瓦时；对分布式光伏发电实施全电量补贴政策，补贴价格为0.42元／度。

七、进度计划与安排

根椐目前的设计、施工的经验及水平、主要设备订货情况与光伏阵列定点放线先期开工，同时要求施工机械的安排能同时满足要求。本工程计划2015年7开工，计划建设期6个月。工期总目标是：光伏电站全部设备安装调试完成，全部光伏组件并网发电。

光伏发电成本及投资效益分析(含数字图标)

一、影响光伏发电的成本电价的因素光伏发电的成本可以用下式表示： Tcost=Cp（1/Per+Rop+Rloan*Rintr-isub）/Hfp (1) 式（1）即为光伏发电的成本电价的计算公式（史博士定律）。它表示出了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。有了式（1）的光伏发电成本分析模型，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，即令式（1）中的isub=0。 1.1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1-1。表1-1装机成本Cp对于成本电价的影响 1.2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1-2。表1-2年满负荷发电时间对于成本电价的影响可见，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1-3影响年满负荷发电时间的因素

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。 1.3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1-4。表1-4贷款条件对于成本电价的影响(电价单位：人民币元/度）

mw光伏电站投资成本

1mw光伏电站投资成本分布式发电通常是指利用分散式资源，装机规模较小的、布置在用户附近的发电系统，它一般接入低于35千伏或更低电压等级的电网。分布式光伏发电特指采用光伏组件，将太阳能直接转换为电能的分布式发电系统。目前应用最为广泛的分布式光伏发电系统，是建在城市建筑物屋顶的光伏发电项目。该类项目必须接入公共电网，与公共电网一起为附近的用户供电。如果没有公共电网支撑，分布式系统就无法保证用户的用电可靠性和用电质量。那么如果是建一个1MW光伏电站需要的投资成本是多少呢？对于这个问题不好直接给具体的答案。因为一个光伏电站的投资成本的多少涉及到很多部分：1.电站建造需要的场地2.光伏太阳能组件 3.光伏线缆 4.支架 5.逆变器这些是建造光伏电站的必须部分。投资额可以根据你的具体安装光伏组件的总功率来计算，目前这个规模的电站的建造成本大概是8元/w左右，因此1MW的电站话费应该自800万人民币左右。具体的可以参考下表：

那么有朋友就会问了，我投资这么多收益怎么样呢？项目的投资效益有主要关注以下几个要素：场址的资源水平、电价、上网电量、投资水平等。为了方便读者查询。本文提供收益查询表格见下表。使用表格前，只需要确定当地资源的峰值小时数，确认投资水平，即可估算查询出项目融资前税前的内部收益率的大致范围。为了更加清楚的计算出光伏电站的收益，爱普特光能科技给您举例说明：如某地拟建一个光伏电站，通过查询市场价及获得类似项目经验，可知，现在组件的市场价格为4元/W，逆变站的投资为0.5元/W，电气设备及安装为2.5元/W。接入系统投资为0.35

元/W，建筑工程投资为0.65元/W、估算其他费用为0.8元/W（包括土地、设计、生产准备、建设管理费）。最后估算项目静态总投资为为8.8元/W。通过分析项目的资源情况，项目电价为0.95元，项目峰值小时数为1800小时，假设项目所发电量可以全部上网，通过查表可知，峰值小时数为1800小时，投资9元/W的项目的融资前税前的内部收益率为9.94%，所以，利用内插法估算在已知投资水平下项目的投资内部收益率在11.51%。

屋顶光伏电站成本计算与效益分析

屋顶光伏电站成本计算与效益分析一、补贴说明: 光伏发电每度电国家补贴元每度补贴20 年，各个地方还有地方补贴，北京为元每度补贴 5 年。二、方式说明（一）全自发自用指的是屋顶光伏所发电量全额消纳。此方式投资回报率最高，例如商业用电元每度，光伏发电国家每度电补贴元（按照实际用量算）补贴20 年，在此基础上北京市政府再给补贴每度电元（各地政策不一样），那么一度电实际产生的价值为元（省了元电费再加上元补贴）在此基础上的投资回报率非常高，年收益率在30%左右。（二）自发自用余额上网指的是屋顶光伏所发电量不能全额消纳，剩余电量上网卖给供电局。此方式自用部分同上，上网部分按照当地上网电价加国家补贴计算。例如北京上网电价元每度，那么一度电的实际价值为元加元。此方式投资回报率取决于用电量，用电量越大回报率就越高。（三）全额上网指的是屋顶光伏所发电量全部卖给供电局，根据各地上网电价不同，一般元每度电。此方式投资回报率较低，年收益率在15%左右。根据前段时间炒得很热的“绿屋顶行动”计划，我们也总结了一下，测算方法如下

成本核算：光伏发电成本目前大约7元/瓦，10平米屋顶大概能安装1kw的光伏，也就是说10 平米的屋顶成本7000 元。发电量计算： 1kw 的光伏组件光照一小时能发电1 度（理论值），年发电量是按照年日均光照时间计算的，以北京为例，北京的日均光照时间大约为小时，那么1kw的光伏组件每天能发电度（理论值）案例分析：以1w平米屋顶做例子，1w平米可安装1000kw的光伏组件，那么投资成本为700w1w平米屋顶每天可发电1000*=4200度（理论），年发电1533000度。如果是自发自用，每度电能产生元的价值，那么一年能产生1533000*=3096660 元，也就是说2 年多就能回本，屋顶光伏发电设备的理论使用寿命是25年（实际还要长）也就是说后面20多年都是纯利润。（实际发电量因设备损耗等原因会低一些，但也不会太多，投资回报率在 3 年多一点。）三、合作方式租赁屋顶: 由我公司出资按照平米数计算每年支付屋顶租金。（具体费用根据用电量和并网方式计算）电费打折:屋顶光伏所发电量给予企业价格折扣。（一般为9折左右，根据具体项目不同进行确定）自行出资建设：由我方承担工程施工，企业出资建设，之后电站由企业持有，免费用电加补贴。合资建设：由企业和我方共同出资建设，根据出资比例逐年进行

光伏行业投资回报率

3.2、集中式电站投资回报分析（注：此处不考虑限电和上网损耗） 3.2.1、Ⅰ类地区光伏集中式电站投资回报由于集中式光伏电站一般规模比较大，因此造价可以有所降低，可按照8元/w进行计算。假设项目规模为20MW，位于宁夏地区，年机组运行小时数为1600小时。由于宁夏属于Ⅰ类地区，宁夏电价执行0.9元/kwh。本例依旧假设项目运行20年，则：项目建设成本为：20，000，000W×8元/w=16000万元项目年发电量为：20，000kw×1600h=3200万kwh 项目年电费为：30，000，000kwh×0.9元/kwh=2880万元项目IRR为：17.25% 3.2.2、Ⅱ类地区集中式光伏电站投资回报假设集中式电站规模为20MW，建设成本为8元/W，位于Ⅱ类地区青海。Ⅱ类地区机组运行小时数劣于Ⅰ类地区，假设该项目年机组运行小时数为1500小时。Ⅱ类地区光伏上网电价为0.95元/kwh。本例依旧假设项目运行20年，则：项目建设成本为：20，000，000W×8元/w=16000万元项目年发电量为：20，000kw×1500h=3000万kwh 项目年电费为：30，000，000kwh×0.95元/kwh=2850万元项目IRR为：17.05% 3.2.3、Ⅲ类地区集中式光伏电站投资回报假设集中式电站规模为20MW，建设成本为8元/W，位于Ⅲ类地区浙江。Ⅲ类地区机组运行小时数劣于Ⅱ类地区，假设该项目年机组运行小时数为1200小时。Ⅲ类地区光伏上网电价为1元/kwh。本例依旧假设项目运行20年，为保守起见，暂时不将地方政府补贴纳入计算范围。则：项目建设成本为：20，000，000w×8元/w=16000万元项目年发电量为：20，000kw×1200h=2400万kwh 项目年电费为：24，000，000kwh×1元/kwh=2400万元项目IRR为：13.89% 在建造成本相同的情况下，集中式光伏发电项目的IRR由电费与年机组运行小时数决定，电费越高，项目IRR也越高。机组运行小时数越长，项目IRR越高。 3.3、分布式投资回报情况分布式光伏发电是指位于用户附近，所发电能就地利用，以低于35千伏或更低电压等级接入电网，且单个并网点总装机容量不超过6MW的光伏发电项目。由于运营维护成本比较低，以下项目投资回报计算中均假设项目运行期间运营维护成本为0。 3.3.1、应用端主体为自然人主体即一般居民依据2013年统计数据，北京市人均住宅面积31平方米，在考虑公摊面积的基础上，按照最保守的6层普通住宅进行测算，1000平方米约可容纳60户（三口之家），户年均可用光伏发电量约为1600kwh，此电量低于北京市居民住宅阶梯电价最低档电量要求（240kwh/月），考虑到居民电价上涨因素居民用电电价，按照0.6元/kwh 进行计算，此测算中假定光伏发电全部自发自用，则电价为0.6元/kwh加度电补贴0.42元/kwh进行计算。假设项目运行20年：项目建设成本为：9元/w×80kw=72万元全年满发电量约为：80kw×1200h=9.6万kwh 每年电费与补贴收益为：96000kwh×0.6元/kwh+96000kwh×0.42元/kwh=9.79万元

光伏成本计算公式

光伏成本计算公式 Revised by Hanlin on 10 January 2021

光伏发电成本电价分析的数学模型史珺上海普罗新能源有限公司光伏技术研究所摘要：光伏发电从2005年进入产业化以来，成本不断降低。目前，我国国家发改委制定了1元/度的光伏发电的上网标杆电价。但许多投资者对于光伏发电的成本却感到难以分析，而不敢贸然投资。本文给出了光伏发电成本的数学分析模型，讨论了影响光伏成本电价的因素，如装机成本、日照时间、贷款状况、预期的投资回收期、以及运营费用等。并根据该模型对现阶段光伏发电的投资效益进行了一个投资分析。计算结果表明，在我国西北地区，按照1元/度的上网电价，目前投资光伏电站的投资回收期为10年。关键词：光伏发电；成本；投资效益；数学模型中图分类号：TK51 文献标识码：A ...... (前略）光伏发电的成本，也就是每度电多少钱，不能简单地根据装机成本分析，它与如下五大因素有关： 1）装机成本、2）日照条件（年满负荷发电时间）、3）贷款状况（贷款利息和贷款在总投资的比例）、4）投资回收期（折旧年限）、5）运营维护费用。由于这五大因素每个因素都有其独立的变化性，相互的影响也十分明显。例如，同样的

装机成本放在不同的地域、或者同样地域、同样的装机成本、但投资采用了不同的贷款比例，或者采用不同的折旧年限，等等，都会带来截然不同的光伏发电成本价格。为了进行准确的光伏发电成本的测算，需要对于光伏发电的成本进行详细而科学的分析，这里，给出了一个光伏发电的成本电价的数学分析模型。 1发电成本构成装机成本C ivs 装机成本就是一个光伏电站的总投入，它也是光伏电站公司的财务报表上的固定资产。由如下式构成： C ivs = C pan +C str +C asb +C cab + C bas + C trc + C pom + C inv + C dis + C trf +C acc +C con +C mon +C eng +C man +C land （1）其中，C pan 为光伏组件成本；C str 为组件支架成本，C asb 为安装费，C cab 为电缆成本，C bas 为支架基础成本，C trc 为追踪系统成本，C pom 为功率优化系统成本，C inv 为逆变器成本，C dis 为高低压配电系统成本，C trf 为变压器成本，C acc 为外线接入费用， C con 为土建（基础、配电房、中控室、宿舍、道路）成本，C mon 为电站监控系统成本， C eng 为施工与安装费用，C man 为施工管理费，C land 为土地购置费用。式（1）所计算出的C ivs 为装机成本，它实际上就是电站的总投入，也是电站的固定资产。运营管理成本（C op ）

我国光伏发电成本变化分析

我国光伏发电成本变化分析近年来，特别是“十二五”期间，我国光伏发电发展取得了可喜的成绩，光伏装机规模和发电量均快速增长，至2015 年底，我国光伏发电累计装机容量达到4318 万千瓦（其中地面光伏电站为3712 万千瓦，分布式光伏为606 万千瓦），并网容量4158 万千瓦，年发电量383 亿千瓦时，约占全球光伏装机的1/5 ，并超过德国（光伏装机容量为3960 万千瓦）成为世界光伏装机第一大国。预计2020 年我国光伏装机容量将达到1.2?1.5亿千瓦，2030年光伏装机将达4?5亿千瓦，以满足我国2020 年非化石能源占一次能源消费比重达到15%、2030 年比重达到20% 的能源发展目标。我国光伏发电的快速发展、装机规模的不断扩大，带动了光伏行业的技术进步和材料价格下降，也带来了光伏装机和发电成本的下降，将使我国光伏发电由最初的主要依赖政策补贴转变为逐渐走向电力市场实现平价上网。光伏电池组件效率持续提升、成本不断下降太阳能光伏发电系统的核心是太阳能电池，又称光伏电池。近年来，中国太阳能电池与组件规模迅速扩大的同时，产业化太阳能电池与组件效率也大幅提升，太阳能电池每年绝对效率平均提升0.3%左右。2014 年，高效多晶太阳能电池产业化平均效率达17.5% 以上，2014 年底最高测试值已达20.76%; 单晶太阳能电池产业效率达19% 以上，效率已达到或超过国际平均水平。2015 年底，我国多晶及单晶太阳能电池产业

化平均效率分别达到18.3% 和19.5% 。伴随着太阳能电池效率持续提升，太阳能电池组件成本也在大幅下降。2007 年我国太阳能电池组件价格为每瓦约4.8 美元（36 元），2010 年底我国太阳能电池的平均成本为每瓦1.2?1.4美元，2014年底每瓦降至0.62美元（3.8元）以下，7年时间成本下降到了原来的1/10（见下图），光伏组件成本已在2010 ?2013 年间大幅下降。2015 年，我国晶硅组件平均价格为0.568 美元/瓦，光伏制造商单晶硅太阳能电池组件的直接制造成本约0.5 美元/瓦，多晶硅太阳能电池组件成本已降至0.48 美元/瓦以下。同样条件下，美国平均每瓦组件的制造成本为0.68?0.70 美元，受制造成本影响，目前全球光伏产业也逐渐向少数国家和地区集中，中国大陆、台湾地区、马来西亚、美国是当今全球排在前四位的主要光伏制造产业集中地。预计未来3?5 年，中国晶体硅太阳能电池成本将下降至每瓦0.4 美元左右（2.5 元）。光伏发电系统单位建设成本持续下降已建地面光伏电站初始投资的大小占光伏电站总成本的大部分，土地费用等占整体建设及运行维护的成本一般不大，暂不考虑其影响。光伏电站初始投资大致可分为光伏组件、并网逆变器、配电设备及电缆、电站建设安装等成本，其中光伏组件投资成本占初始投资的50%?60%。因此，光伏电池组件效率的提升、制造工艺的进步以及原材料价格下降等因素

光伏电站生产成本标准

企业标准 Q/CPI XX—2015 光伏电站生产成本标准（试行） 2015—04— 发布 2015—04— 实施中国电力投资集团公司发布

目录前言..........................................................III 1 范围 (1) 2 规范性引用文件 (1) 3 定义与术语 (1) 4 购入电力费 (2) 4.1说明 (2) 4.2制定依据 (2) 4.3制定方法 (2) 4.4弹性征收 (2) 5 职工薪酬 (2) 5.1构成要素 (2) 5.2制定方法 (2) 6 折旧费 (3) 6.1制定依据 (3) 6.2制定方法 (3) 7 材料费 (3) 7.1构成要素 (3) 7.2分类 (3) 7.3制定方法 (3) 7.4调整系数 (4) 8 修理费 (4) 8.1内容 (4) 8.2分类 (4) 8.3制定方法 (4) 8.4调整系数 (5) 9 委托运行费 (5) 9.1分类 (5)

9.2内容 (5) 9.3制定依据 (5) 9.4制定方法 (5) 10 其他费用 (5) 10.1分类 (5) 10.2制定依据 (6) 10.3制定方法 (6) 附录 A (7) 表A.1光伏电站材料费定额标准 (7) 表A.2光伏电站检修费定额标准(一) (8) 表A.3光伏电站检修费定额标准(二) (9) 表A.4光伏电站其他费用定额标准 (10)

前言为了规范和统一集团公司光伏电站生产成本指标，完善集团公司生产标准成本体系，强化集团公司系统各光伏电站的综合计划和预算编制、审查、控制和考评，特制订本标准。本标准由集团公司财务部提出、组织起草并归口管理。本标准主要起草单位（部门）：集团公司财务部、水电与新能源部、科研院、黄河公司。本标准主要起草人：方格飞、袁蕊、陈卓卓、葛明波本标准系首次发布。

分布式光伏电站投资成本分析

分布式光伏电站投资成本分析有人留言问兔子君，说为什么现在市场上分布式光伏电站的造价报价范围从5元/瓦-10元/瓦不等，到底什么价格才是正常的呢今天兔子君与大家一同解剖光伏电站的构成及成本，让大家在购买光伏电站设备及选择安装服务商的时候做到心中有数。兔子君简要的介绍一个分布式光伏电站都会涉及到什么内容及相应的价格 1、光伏组件光伏组件是光伏电站的核心构成部分，组件的发电效率和寿命关系着电站建成后的收益，价格也占电站总价的50%以上，因此选购光伏组件的选购是电站建设中的重点。然而，光伏组件在生产过程中，为了确保客户的发电性能，一般都会在出厂时做严格检测，凡是一致化程度较差或有一些瑕疵的组件都会做等外品处理，也就是说每个厂家在生产过程中都会产生一定数量的等外品(B类组件)。这种B类组件，首先从质量角度就有问题，自然发电量无法与A类组件相比；其次，因为存在瑕疵，后续的功率和衰减率也无法保证能符合国家规定，最关键的，这类组件根本无法保证能有25年的使用寿命。某些不良安装服务商采用劣质的降级组件，可以将电站的造价极大的降低，代价则是业主收益完全无法保证。目前市场上一线厂商组件价格：265W以上多晶光伏组件价格在元/瓦不等；而单晶270W以上组件价格则在元/瓦之间不等；CIGS组件价格在4-6元/瓦不等。当然，具体的购买价格会随组件的品牌、组件功率以及项目规模而定。当然，目前行业预期在630后，组件会有较大幅度的降价潮，兔子君预期降价在元/瓦。 2、逆变器根据逆变器在光伏发电系统中的用途可分为独立型电源用和并网用二种。目前光伏系统一般采用并网方式，逆变器将光伏产生的直流电变成交流电，将电力送入电网。逆变器是电力转化的上网的关键设备，因此逆变器的选择与购买对系统的稳定运营有极大的影响。目前500KW-1MW的集中式逆变器价格约在元/瓦，组串式逆变器在元/瓦，微

中国光伏电站投资成本分析

中国光伏电站投资成本分析 xx 年中国光伏电站投资成本分析中国产业* 的《xx-2020 年太阳能发电站行业市场监测及投资前景预测报告》显示： xx 年8 月30 日，国家发改委发出《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展* 》（发改价格[xx]1638 号），根据各地太阳能资源条件和建设成本，将全国（不含西藏地区）分为3 类太阳能资源区，制定相应地面光伏电站标杆上网电价（含税）。地面光伏电站标杆上网电价本次出台政策的资源分区基本按照国内太阳能资源从西北向东南逐步降低的大趋势分布划分。3类资源区有以下特点（由于政策中未含西藏自治区，以下分析均不包含西藏）: （1）I 类资源区主要集中在我国西北地区，包含少量华北北部地区。该类区域的纬度约在北纬35 度-49 度之间，大部分地区分布在我国纬度较高的地区，分布较为集中，总辐射较高，约在5400-7200 MJ/m2。

（2）II 类资源区主要集中在我国华北、东北地区，包含少量西北、西南南部地区。该类区域的纬度在北纬21 度-53 度之间，分布范围很广，总辐射值的变化范围也很大，约在3600-7200MJ/m2之间，但除新疆南部、青海西南部、四川东部和云南东部外，其他大部分区域总辐射值在4500- 6300MJ/m2之间，在国内属中等水平。新疆南部、青海西南部部分地区总辐射值较高，可达到7200 MJ/mz2；而四川东部、云南东部部分地区总辐射值较低，仅3600 MJ/m2。（3）III 类资源区主要集中在华东、中南地区，包含少量西南和西北的南部地区。该类区域纬度在北纬18 度-39 度之间，大部分区域位于我国纬度较低区域，该区域总辐射值约在3600-5700MJ/m2。但在该区域中辐射较高的区域基本为沿海的少量区域，其他区域总辐射值约在3600-5200 MJ/m2 之间。根据已有项目，从III 类资源区中各挑选一个规模为20 M W。的代表性项目，进行资源及发电量分析。根据政策，执行标杆上网电价期限原则上为20 年，因此本文发电年限按20 年计算。 3 个项目20 年平均发电量及等效满发小时数

分布式光伏电站收益率分析

投资收益｜分布式光伏电站收益率分析前言在2016年12月26日，《国家发展改革委关于调整光伏发电陆上风电报告上网电价的通知》中，光伏一、二、三类资源地区的光伏电站标杆电价确定分别0.65、0.75、0.85元/度。这个补贴的下降直接导致了2017年6月30日前的超过20GW 以上的光伏电站疯狂建设、并网。现在又到了年底的大关了，按照“惯例”，新的标杆电价即将出台。虽然不知道到底会降多少，还是来跟大家分析一下在不同电价的情况下，分布式光伏电站的成本需要降低多少才能符合我们的投资要求，并附上的速查表以供各位参考。因业内大部分电站投资商以融资前税后内部收益率达到8-8.5%作为决策依据，少部分融资成本高的投资商，甚至要求10%以上的收益率作为投资依据。 01 一类光伏资源区测算条件： 1、项目成本含EPC及路条费用 2、运维成本0.07元/瓦/年，含保险 3、装机容量5MW 4、I类地区有效发电小时数1500小时 5、平均脱硫煤电价0.300元/度 6、电站运营年限25年 7、折旧25年，残值无 8、租金15万/年 9、电站PR值80%

表一：一类地区标杆电价VS建设成本VS全投资项目收益率由上表可以发现，虽然电价已经降至0.65元/度，投资商成本控制在6元/瓦以下的时候，全额上网项目仍具有相当可观的项目收益率，但是，由于一类地区的限电及欠补严重，项目实际收益率打折现象严重。 02 二类光伏资源区： 4、II类地区有效发电小时数1250小时 5、平均脱硫煤电价0.35元/度 7、折旧25年，残值0 8、租金25万/年表二：二类地区标杆电价VS建设成本VS全投资项目收益率由上表可以发现，虽然电价已经降至0.75元/度，投资商成本控制在6元/瓦以下的时候，全额上网项目仍具有相当可观的项目收益率，二类地区的限电情况较少，虽然也面临欠补问题，项目实际收益率较一类区域要好。

屋顶分布式光伏发电项目施工承包合同

分布式光伏发电建设总包工程合同合同编号: 项目名称: 年月曰

依照《中华人民共和国合同法》、《中华人民共和国建筑法》及其它有关法律、行政法规，遵循平等、自愿、公平和诚实信用的原则，甲方与乙方就建设工程施工事项协商达成一致，订立本合同。 1. 建设工程施工对象及内容： 1.1 工程名称：闽清县坂东镇文定小学屋顶分布式光伏发电项目 1.2 工程地点：闽清县坂东镇文定村 2. 工程计价方式： 2.1 本合同价款采用固定综合单价方式确定。固定综合单价：工程量清单见附件一暂定总价：（小写：Y 元；大写：）施工范围：以现场项目经理出具的施工范围平面图为准。（见附件一：工程量清单）。工程结算价：工程结算价二甲方确认（甲方施工技术员、项目经理、预算员三方共同确认）的工程量* 工程量清单中的单价+ （- ）设计变更部分费用。 2.2 价格调整除下列情况之一者可作调整外，不会因施工过程中人工、材料价格或其他不可预见的变动做任何调整： 2.2.1 甲方确认的设计变更、修改和施工现场签证。 2.2.2 甲方代表签证的工程量的增减。 2.3 乙方同意现场签证按甲方的签证制度执行，否则甲方不予认可。 2.4 上述情况发生后，由乙方编制调整预（结）算书送甲方和监理工程师审核，甲方有权委托

造价咨询机构进行审计，确定合同价款的增减。 2.5 除2.2 款规定情况外，甲方不再支付任何费用，由于乙方自行核算导致的漏项由乙方自行承担。 2.6 工程竣工结算严格按照工程量清单中锁定的综合单价及审核后确认的工程量计算总价进行结算。综合单价所包含的范围’除合同另有规定外，工程量清单中有标

光伏发电成本及投资效益分析

我国现阶段光伏发电成本及投资效益分析 (说明：此文为WORD文档，下载后可直接使用)

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1-2。表1-2年满负荷发电时间对于成本电价的影响可见，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1-3影响年满负荷发电时间的因素由上表可见，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。

中国光伏电站投资成本分析

中国光伏电站投资成本分析 xx年中国光伏电站投资成本分析中国产业 * 的《xx-2020年太阳能发电站行业市场监测及投资前景预测报告》显示： xx年8月30日，国家发改委发出《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展 * 》(发改价格[xx]1638号)，根据各地太阳能资源条件和建设成本，将全国(不含西藏地区)分为3类太阳能资源区，制定相应地面光伏电站标杆上网电价(含税) 。地面光伏电站标杆上网电价本次出台政策的资源分区基本按照国内太阳能资源从西北向东南逐步降低的大趋势分布划分。3类资源区有以下特点(由于政策中未含西藏自治区，以下分析均不包含西藏): （1）I类资源区主要集中在我国西北地区，包含少量华北北部地区。该类区域的纬度约在北纬35度-49度之间，大部分地区分布在我国纬度较高的地区，分布较为集中，总辐射较高，约在5400-7200 MJ/m2。

（2）II类资源区主要集中在我国华北、东北地区，包含少量西北、西南南部地区。该类区域的纬度在北纬21度-53度之间，分布范围很广，总辐射值的变化范围也很大，约在3600-7200MJ/m2之间，但除新疆南部、青海西南部、四川东部和云南东部外，其他大部分区域总辐射值在4500-6300MJ/m2之间，在国内属中等水平。新疆南部、青海西南部部分地区总辐射值较高，可达到7200 MJ/mz2；而四川东部、云南东部部分地区总辐射值较低，仅3600 MJ/m2。（3）III类资源区主要集中在华东、中南地区，包含少量西南和西北的南部地区。该类区域纬度在北纬18度-39度之间，大部分区域位于我国纬度较低区域，该区域总辐射值约在3600-5700MJ/m2。但在该区域中辐射较高的区域基本为沿海的少量区域，其他区域总辐射值约在3600-5200 MJ/m2之间。根据已有项目，从III类资源区中各挑选一个规模为20 M W。的代表性项目，进行资源及发电量分析。根据政策，执行标杆上网电价期限原则上为20年，因此本文发电年限按20年计算。 3个项目20年平均发电量及等效满发小时数

分布式光伏电站投资收益对照表概要

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光伏电站投资回收期计算

分布式电站业务模式与可行性分析一、业务模式目前分布式电站与地面电站一样，有两种业务模式，一种为EPC （工程总承包）模式，另一种为投资建设模式。 1、EPC（工程总承包）模式：由业主投资分布式电站，高新股份作为代建方，只需按合同价提供产品和安装后交予业主。项目收益和政策补贴由业主享受。该模式业主安照“1-4-4-1”的比例付款。即预付款10%，设备到场支付到合同金额的50%，安装调试并网后支付到合同金额的90%，10%质保期一年后支付。分布式电站建设安装周期快，一般不超过20天。所以这种模式只要在采购付款周期和施工付款周期进行谈判，可能需要少量垫付资金。 2、投资模式：由我方全额垫支完成项目建设运行，如项目属于自发自用，则后续可向相关使用单位收取电费，余电出售的则另有售电收入；如执行标杆电价全额出售的项目，则售电所得即是收入；如果采取BOT形式或者由其他公司收购，则依赖于谈判。项目的相关政策补贴当然是由我方获得。二、可行性分析关于投资回报分析，先以一兆瓦（100万度）投资性分布式电站建设为例。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25年的投资回收期计算是较为合理的。按行业水平，输出一兆瓦电站总投资750万元，自筹资金250，外部融资500万元，设定折现率为8%，电价0.75元/度，补贴0.42/度。

项目投资现金流量测算表

从上表可知:项目静态回收期8.76年,项目动态回收期10.81年,项目年均回报率29.72%,财务净现值322.33万元,财务内部收益率17.11%。从理论上讲，财务内部收益率大于贴现率项目是可行的。其他条件不变的前提下，项目总投资的变动比电价收入变动更为敏感。项目敏感性分析表 2014-7-21

光伏发电光伏电站发电成本

光伏发电光伏电站发电成本太阳能发电定日杂谈太阳能发电方式百花齐放，但尚未形成可以广为复制的模式，内中原因就是对发电成本等制约因素，没有充足的验证时间，所以无从判断哪种技术会成为低成本高效率光伏发电的主流。常胜将军刘伯承曾说，“同一孙子兵法，马谡的用法就是教条主义，孔明就不是；庞涓、孙膑同师鬼谷子，一个是教条主义，一个就不是。”汉能文化提倡低调务实，其本质就是实事求是、与时俱进的有机综合。一分为二的分析求证，创造性地研究太阳能光伏，以现有方法为中介进行分析，从每一个主要思索对象出发，充分展开综合、判断，在分析比对过程中，发现新问题，提出新观点，从中找出规律性的东西。目前，光伏发电有两种形式，一是“光-电”方式，即利用太阳能电池将光能直接转化为电能，二是利用镜面聚光，先将光能转化为热能，再把热能转化为电能，俗称“光-热-电”方式。但无论哪种形式，光能利用效率低、发电成本高、占地面积大、维护困难等问题，都是光伏发电大规模应用的瓶颈。 1.“阵列式”光伏发电是我国最流行的太阳能发电方式，其特点是，系统庞大，占地面积广，光电转换率低，投入资金量大，不能24小时发电。假定有效日照时间为年2000小时，每兆瓦光伏电站平均占地50-60亩地。作为标杆的敦煌光伏电站项目，10兆瓦装机占地面积高达1平方公里，平均每兆瓦占地150亩地，如果使用光电转化率较低的薄膜电池，占地面积、人工成本、BOS均比晶硅电池光伏电站高出三分之一。 2.太阳能塔式热发电技术主要特点是，利用阳光把循环水加热转换为蒸汽推动汽轮机发电，具有安装简单、维护方便，没有环境和水污染，能保证24小时发电，太阳能转化率可达25%，每度电成本可控制在0.5—0.6元，属于低成本、高效率光伏发电方式，也是美国目前最流行的光伏发电方式。 3.模块定日阵聚焦光热技术，采用“光-热-电”方法，通过特殊装置，将阳光转化为热能，通过传输、储存、热交换，在光学聚焦、跟踪及提高光热转换效率方面实现了重大突破，在光热效率与成本方面有较大优势，此技术10万千瓦规模发电成本0. 42元/度，100万千瓦发电成本0.29元/度，与最低煤发电成本0.28元/度相当。可实现高压蒸汽发电，其最大的特点是效率高，成本低廉，有望实现24小时可持续、规模化并网发电。从技术特点上看，该技术主要亮点有三:一是采用了廉价有效的二维跟踪技术，使得每个模块都可以一年四季全天候自动追日，从而保证不受气候条件制约的获取太阳能。其次，是独特的低成本超级储热技术，通过数百面小银镜组成的凹面镜体，将太阳能聚焦在光热转换的“太阳能锅炉”上面，几百个模块“锅炉”串、并联形成一个巨大的集热、传热、储热矩阵，使得终端储热器集热温度超过300摄氏度。这种低成本的超级储能技术，可以持续稳定地发电，从而解决了太阳能发电并网调峰难的问题。 4. 高倍聚光光伏也是先进太阳能发电的一种方式。其优点呈综合性分布，例如，发电成本比晶硅和薄膜电池低20-30%；占地面积是晶体硅的60%，薄膜的3成；光电转换率是晶体硅的1.5-2倍，薄膜的2.5-5倍。 5. 太阳能屋顶发电。在屋顶和建筑物立面敷设太阳能电池组件，形成一个不需维护，工作寿命长达30-50年的光伏发电系统。以上海市为例，在2亿平方米屋顶面积的1.5%，即十

我国现阶段光伏发电成本及投资效益分析

我国现阶段光伏发电成本及投资效益分析一、影响光伏发电的成本电价的因素光伏发电的成本可以用下式表示：Tcost=Cp（1/Per+Rop+Rloan*Rintr-isub）/Hfp (1) 式（1）即.. 一、影响光伏发电的成本电价的因素光伏发电的成本可以用下式表示： Tcost=Cp（1/Per+Rop+Rloan*Rintr-isub）/Hfp (1) 式（1）即为光伏发电的成本电价的计算公式（史博士定律）。它表示出了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。有了式（1）的光伏发电成本分析模型，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，即令式（1）中的isub=0。 1.1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1-1。表1-1装机成本Cp对于成本电价的影响

1.2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1-2。表1-2年满负荷发电时间对于成本电价的影响可见，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1-3影响年满负荷发电时间的因素

光伏电站成本构成

光伏电站成本构成 Revised final draft November 26, 2020

光伏电站成本构成光伏电站成本构成有： 1、设备成本。即光伏逆变器、太阳能电池板等。不同的光伏安装公司有自己的定价标准，目前光伏系统的合理建设成本一般在每瓦8-10块钱左右。光伏组件大约占总投资的49%，逆变器及其它电气设备大约占10%，电缆和支架各占大约10%，这几个分项所占比例较高。 2、装机容量。怎么算自己家的装机容量?主要看两点：每月用电量与可安装面积。根据当前实际的用电量情况来判断需要安装多少千瓦的光伏电站，这样比较经济。也可以建设稍大功率的电站，这样用不完的电可以并网卖给国家。计算方法：每千瓦光伏发电系统每天可以发四度电，需要10平方安装面积。只要光伏电站的发电量大于家里的用电量，那么就可以带动家里所有的电器。比如家里每个月要用360度电，屋顶可安装面积50平方。根据计算方法，家里可以装3KW光伏发电系统就可以满足每月的所有用电，安装面积30平方。如果想将家里的屋顶全部利用起来，那么最多可装5KW光伏发电系统，既可以满足家里的用电，还可以有多余的电上传到国家电网，卖电赚钱。 3、补贴政策。2013年8月26日，国家发改委确定，分布式光伏发电国家级补贴为0.42元/度(税前)，原则期限20年。此外，还有地方补贴，不同省份地区补贴力度都不一样。 4、其他费用。其他费用除征地费用外，其余基本依据编制办法规定的比率计取，而征地费用需根据当地用地政策和用地类别确定。据洛阳智凯光电（专做光伏电站）专家介绍，一般，在光伏电站的成本中光伏组件的购置与安装费约占静态投资的51.5%，支架投资占8.5%，两者合计约占60%左右。因此，光伏电站投资中光伏阵列部分（包含组件和支架）对总投资的影响很大。光伏阵列部分及其他电气设备通过公开招标，在全国进行采购，各地区采购的差价主要在运杂费，而运杂费只占整个投资的很小一部分。近来，光伏组件价格持续下降，但是光伏阵列部分的投资对整个光伏电站投资的影响仍占据主导地位。

屋顶光伏电站成本计算与效益分析

屋顶光伏电站成本计算与效益分析 Document number：NOCG-YUNOO-BUYTT-UU986-1986UT

屋顶光伏电站成本计算与效益分析一、补贴说明: 光伏发电每度电国家补贴元每度补贴20年，各个地方还有地方补贴，北京为元每度补贴5年。二、方式说明（一）全自发自用指的是屋顶光伏所发电量全额消纳。此方式投资回报率最高，例如商业用电元每度，光伏发电国家每度电补贴元（按照实际用量算）补贴20年，在此基础上北京市政府再给补贴每度电元（各地政策不一样），那么一度电实际产生的价值为元（省了元电费再加上元补贴）在此基础上的投资回报率非常高，年收益率在30%左右。（二）自发自用余额上网指的是屋顶光伏所发电量不能全额消纳，剩余电量上网卖给供电局。此方式自用部分同上，上网部分按照当地上网电价加国家补贴计算。例如北京上网电价元每度，那么一度电的实际价值为元加元。此方式投资回报率取决于用电量，用电量越大回报率就越高。（三）全额上网指的是屋顶光伏所发电量全部卖给供电局，根据各地上网电价不同，一般元每度电。此方式投资回报率较低，年收益率在15%左右。根据前段时间炒得很热的“绿屋顶行动”计划，我们也总结了一下，测算方法如下成本核算：光伏发电成本目前大约7元/瓦，10平米屋顶大概能安装1kw的光伏，也就是说10平米的屋顶成本7000元。

发电量计算： 1kw的光伏组件光照一小时能发电1度（理论值），年发电量是按照年日均光照时间计算的，以北京为例，北京的日均光照时间大约为小时，那么1kw 的光伏组件每天能发电度（理论值）案例分析：以1w平米屋顶做例子，1w平米可安装1000kw的光伏组件，那么投资成本为700w。1w平米屋顶每天可发电1000*=4200度（理论），年发电1533000度。如果是自发自用，每度电能产生元的价值，那么一年能产生 1533000*=3096660元，也就是说2年多就能回本，屋顶光伏发电设备的理论使用寿命是25年（实际还要长）也就是说后面20多年都是纯利润。（实际发电量因设备损耗等原因会低一些，但也不会太多，投资回报率在3年多一点。）三、合作方式租赁屋顶:由我公司出资按照平米数计算每年支付屋顶租金。（具体费用根据用电量和并网方式计算）电费打折:屋顶光伏所发电量给予企业价格折扣。（一般为9折左右，根据具体项目不同进行确定）自行出资建设：由我方承担工程施工，企业出资建设，之后电站由企业持有，免费用电加补贴。合资建设：由企业和我方共同出资建设，根据出资比例逐年进行分成。适合的屋顶：原则是有自己产权或使用权的、电费较贵且用电量较大的屋顶。实际来说就是工厂、商场、写字楼等，既推动了环保新能源，又等到了稳定的投资收益。