概括
结合工程经验，分析了工商业分布式光伏电站平准化能源成本（LCOE）和内部收益率（IRR）的主要影响因素。能源平准化成本主要受静态投资影响厂房钢结构屋面彩钢瓦维修加固，资本内部收益率主要受消费比例影响。针对上述影响因素，进一步探讨了LCOE和IRR指标的优化方法以及工程项目可采取的措施。最后，结合实际项目背景，在场地条件和模块瓦单价不利的条件下，根据提出的优化方法计算了LCOE和IRR。经过比较，达到了比较好的水平。
介绍
近年来，我国乃至全球光伏电站建设蓬勃发展。太阳能作为主要清洁能源之一，面对气候变化和化石燃料资源枯竭，在全球新能源布局中占据重要地位[1]。 2021年国内光伏系统新增装机容量54.88吉瓦，同比增长13.9%，其中分布式光伏系统新增装机容量29.28吉瓦，占我国新增装机容量的53.4% 2021年装机容量。根据我国中长期光伏战略规划，“十四五”期间我国光伏系统累计新增装机容量可能超过75吉瓦[2]。
分布式光伏电站方面，2021年新增系统主要是县乡级统筹项目、工商业分布式光伏项目、个人户用光伏系统。近年来，分布式光伏电站装机容量不断上升，预计“十四五”期间将形成分布式和集中式光伏电站并重的局面。 3]。本文重点对工商业分布式光伏电站平准化发电成本和投资内部收益率进行优化分析。
随着分布式光伏电站的普及，2021年、2022年新建的工商业分布式光伏电站往往面临“好屋顶紧缺”的情况。它们具有较大的使用面积（超过10,000平方米），没有庇护所，并且项目自耗电。优质屋顶覆盖已基本完成。近年来，新建的分布式项目面临屋顶分散、凹凸不平、遮挡污染难以避免、项目自用电量不足等诸多不利因素[4]。可供使用的屋顶中，彩钢瓦屋顶仍有相当大的比例。在彩钢瓦屋顶上建设光伏电站，屋顶承重不足，需要加固（增加初期建设投资），且彩钢瓦屋顶倾斜度和方向角固定（影响系统整体效率） ）和其他挑战[5]。因此，对于分布式光伏电站来说，优化电站LCOE、提高电站全生命周期的运营收入显得尤为重要。
0 1
分布式光伏电站平准化发电成本优化分析
1.1 平准化发电成本计算方法
平准化发电成本常用于衡量光伏电站全生命周期的单位发电成本（即电费）。受项目静态投资、年运行维护费用、年等效日照时数共同影响。根据《光伏发电系统效率规范》（NB/T 10394-2020）的定义，LCOE的计算方法如下：
(1)
式中：
i——贴现率（%）
n——系统已经运行的年数（年），n=1,2,…N
N——系统总生命周期，即评估年数（年）
I0——静态投资（元）
It ——该项目本年增值税抵扣金额（元）
VR——项目光伏系统固定资产残值（元）
Mn——第n年的运营成本，包括维修、保险、材料、人工、辅助服务等（元）
Yn - 年电网电量（kWh）
实际计算时，可以认为贴现率为5%。由于每个项目投资者的融资能力不同，贷（资）模式下的LCOE也不同。如果贷款利率低于自筹资金成本，资本模式下的LCOE低于完全自筹（全额投资）模式。度电成本低于[6-8]。为了消除静态投贷比、贷款利率、贷款周期等融资因素对LCOE的影响，简化分析过程，本文仅讨论全投资模式下的LCOE。
1.2 平准化发电成本影响因素分析
对于工商业分布式光伏电站来说，静态投资以外的增值税税率、保险费率、运营成本、贴现率等因素都相对固定，很难通过工程设计来改变。对于一定时间内建设的分布式光伏项目来说，几乎是一个不可改变的影响因素。其中，设备增值税税率为13%，建筑安装工程增值税税率为9%，勘察设计服务增值税税率为6%；保险费按年计算，费率一般为当期固定资产残值的千分之一；运行成本一般为0.04~0.06元/Wp。在LCOE计算过程中，静态投资对LCOE影响较大，且相对可控。
分布式光伏电站初期所需的典型静态投资包括光伏组件、光伏支架、逆变器、直流/交流电缆、辅助材料、配套一二次设备、屋顶租金、屋顶加固费用、勘察设计费等其中，逆变器、辅助材料、配套一二次设备、屋面加固、勘察设计等用量相对固定、稳定；屋顶租金随地区波动较大；支架、电缆价格可能随上游铜、铝等大宗商品价格波动而波动；光伏组件价格主要受上游硅片价格影响，且由于其静态投资占比较大，价格波动对项目整体度电成本影响较大。例如，2022年由于硅材料价格上涨，常用单晶硅光伏组件均价将上涨0.2~0.3元/Wp。
除了因地区差异和价格波动导致的静态投资变化外，光伏组件和逆变器选型、配置方式、系统容量配比等工程因素也会影响系统发电效率，长期影响度电成本[9-10] 。
1.3 平准化发电成本优化方法分析
如1.2节所述，优化静态投资是降低工商业分布式光伏项目度电成本最直接、最可控的手段。下面对各主要影响因素的优化方法进行说明。
1.3.1 降低屋顶租赁成本
对于非工商业主自建光伏电站的场景，可以考虑能源管理合同（EMC）模式，电站投资者与屋顶业主合作运营分布式光伏电站，从而减少或免除屋顶租金费用。对于“自用余网”模式的分布式电站，电站投资者可以通过向业主提供自用电折扣来降低屋顶租金成本；对于“就近售电”模式的分布式电站，双方可以通过分享售电收入来降低屋顶租赁成本。
常见工商业分布式光伏电站的运营周期为20至25年，年发电量受太阳辐射和场地气象条件影响，存在一定程度的不确定性。因此，减少或取消屋顶租赁费相当于减少了一次性投资成本，而电站运营中涉及的固定费用和不确定风险由电站业主和屋顶业主共同分担厂房钢结构屋面彩钢瓦维修加固，有利于电站的长远发展。电站项目长期健康稳定运行。
1.3.2 避免原材料价格波动
近年来，受疫情和国际形势等因素的综合影响，分布式光伏电站建设所需的上游原材料价格出现一定波动，波动周期呈月度波动。或按季度计算。因此，对于建设周期在0.25年至0.5年量级的分布式光伏电站，可以与上游供应商沟通材料价格波动趋势，预测性投产，避免在材料价格高峰时开工建设，从而有利于光伏电站的建设。影响长远利益。例如，单晶硅原材料价格将在2022年中期上涨，并可能在2022年底回落。年内计划建设的项目可能会考虑推迟开工。
1.3.3 光伏组件选型优化
光伏组件的制造成本、发电效率、长期运行稳定性和抗暴力能力共同影响项目的整体经济性。现阶段应用最广泛的晶体硅光伏组件具有优越的稳定性和效率。近年来推广的PERC技术，使晶硅组件的发电效率从15%提升到19%左右。但受到制造工艺、防裂、防爆等方面的限制。由于安全等限制，晶体硅组件的厚度短期内不会有太大变化。因此，通过增加单片硅片面积、优化硅片堆叠方式来提高组件单板功率，成为提高组件LCOE的主要手段。
通过简单的计算可以看出，单板功率较大的元件，单位面积的功率相对较大。对于可用面积相对有限的分布式光伏电站，在所选逆变器允许的电流范围内，优先选择单板。大功率组件可以提高项目度电成本。
1.3.4 光伏系统直流电压等级选择优化
目前分布式光伏系统的直流电压等级正逐步向1 000 VDC/1 500 VDC等级发展。直流电压等级越高，组串电流越小，可以使用更细直径的直流电缆，从而减少项目的初始静态投资。
1.3.5 逆变器选型及连接优化
彩钢瓦屋顶常用于工商业分布式光伏电站场景。此类屋顶受到屋脊方位角和屋顶坡度的限制，往往不处于项目区域的最佳朝向和倾斜度。而且，一些电厂屋顶周围的遮阳条件复杂，因此在施工时需要注意将不同坡度的组串连接到逆变器的不同MPPT通道。为了避免因遮挡而导致组串不匹配，建议不要使用多个组串并将它们连接到MPPT功能。
1.3.6 光伏系统并网电压选择
“自用余电并网”类型的分布式光伏电站可优先以380V低压并网，可避免配套变压设备的建设成本、变压器损耗等。国家电网、南方电网提供的分布式电站参考。接入方案，380V低压并网接入方式如图1所示。选择380V低压并网时，应注意项目总装机容量不应超过工程总装机容量的85%至100%。厂内专用变压器容量，低压并网柜单柜容量不宜超过400kW。
图1 380V低压并网方式
“就近售电”型分布式光伏电站可根据最近售电距离评估输电成本后，灵活选择并网电压等级和并网方式。
1.3.7 提高配套设备利用率
通过简单计算可知，在不考虑屋顶租金、光伏支架、配套电缆、一二次设备等配套费用的情况下，仅光伏组件单板成本、发电量、维护成本（以电量计算），保险费等人计算的LCOE。代入式(1) 远小于工程实际中的平均值。因此，保证特定装机容量下配套设备的高效利用，有利于降低度电成本。实际项目中，可以适当提高逆变器容量比例，并根据配套设备的使用率微调装机容量，避免因工程规格而导致配套设备成本跳升。
0 2
分布式光伏电站投资内部收益率优化分析
2.1 投资内部收益率计算方法简述
投资内部收益率的计算基于货币时间价值理论。其值为资本流入总现值等于资本流出总现值（即净现值为零时）时的贴现率。对于运营期为n年的项目，其净现值（NPV）的计算公式如下：
(2)
式中：
t - 计算周期数，从周期 1 到周期 n
CIt——t期现金流入（元）
COt——t期现金流出（元）
i——贴现率（%）
对于分布式光伏电站，CIt一般指当期售电收入（含增值税），COt一般包括当期运维费用（含增值税），以及印花税金额，当期需要缴纳的增值税、附加税和所得税。
观察式（2）可知，项目IRR的计算需要反复计算NPV值，并寻找NPV=0时的i值（贴现率）。因此，实际计算往往是通过计算机软件完成的。
2.2 影响投资内部收益率的因素分析
2.2.1 提高用电比例
对于“自用、余电上网”和“就近售电”模式运行的分布式光伏电站，用电比例是指工商业主自用电量与外送电量的比例到公共电网。常见EMC场景下，工商业业主自用光伏系统产生的电能价格仍高于上网电价（相当于项目当地火电标杆上网电价） 。因此，没有额外储能系统的分布式电站自用比例越高，IRR越高。高的。
光伏系统装机容量过大、光伏系统发电曲线与自用电量曲线时间段不一致等因素都会导致项目用电比例降低。因此，在设计系统方案之前，应详细收集自用电业主的用电量。 、用电曲线等信息来合理规划装机容量；合格的项目还可以根据业主每年的用电曲线，根据需要优化光伏组件仰角，以最大限度地提高冬季或夏季的发电量。
2.2.2合理申报优惠政策
随着行业的成熟和壮大，近年来分布式光伏电站的政策补贴逐渐减少。筹建时，可结合国家和地方项目政策法规，积极申请优惠政策，从而提高项目内部收益率。相关优惠政策可在国家发展和改革委员会等管理部门网站查询。
0 3
模拟计算
3.1 计算方法
本文结合实际工程背景，考虑年日照当量利用小时1200小时条件下的非南向彩钢瓦屋面情况。系统设计是根据本文所述的优化方法进行的。利用PVSyst软件计算首年发电量，并与2021年1 200等效小时条件下分布式电站平均LCOE与2022年预测值进行比较，验证各参数对发电量的影响本文描述的关于 LCOE 和 IRR 的优化方法。
3.2 系统设计
3.2.1 场地条件
计划在某市某工厂建设电站。该厂采用钢结构厂房彩钢瓦屋顶。由于当地常年风向影响，厂房屋脊线方位角为28°（以正南方向为0°，顺时针方向为正），屋顶坡度为5°。屋顶总面积6336平方米，屋顶上有5座与屋架平行的空中塔。按全年无遮挡法计算，无遮挡可用面积约为3 340平方米。厂区设有配电室，专用变压器容量1000kVA。
经查阅Meteonorm8数据库，该场地年日照总量约为1 230.2 kWh/m²（水平面）。
3.2.2 运营模式
该电站计划以“自用、余电并网”模式运营，免费使用厂房屋顶。光伏系统产生的电力将按两部电价的85%卖给工厂。基本电价由工厂单独支付。该电站将运行25年。剩余固定资产25年后一次性收回。
3.2.3 系统电压及并网方式
现阶段1 500 VDC电平逆变器的价格略高。光伏系统总体规模中等。采用1 500 VDC电平系统带来的电缆成本降低并不明显。因此，考虑使用在成本和稳定性方面更具优势的1 000 VDC。级系统并采用380V低压并网。
3.2.4 元件选择
该项目拟采用稳定、经济的单晶硅组件。为了平衡组件单板功率与单板重量、机械强度等因素，经过比较，最终选择了某厂家采用182mm硅片的555Wp组件，以避免因使用较大硅片而带来的运输和安装隐性成本。面积和单板功率。运行过程中的开裂风险和抗风暴能力不足的风险（例如，遇到冰雹或强风时更容易损坏）。各元件主要电气参数如表1所示。
表1 光伏组件参数表
由于官方并未给出555Wp组件的特性曲线，其PV曲线可以参考同系列540Wp组件的PV曲线，如图2所示。
图2 540Wp组件PV曲线
3.2.5 装机容量
据测算，涉案工厂年总用电量约为85万千瓦时。各月用电量数据较为平衡。每年1、2月份略低于平均值，其余月份基本持平。
根据综合场地屋顶无障碍使用面积3 340 m²以及所选555 Wp光伏组件的尺寸信息，在预留维护通道的情况下，共计约784块组件可布置在屋顶无障碍区域内。地点。此时装机容量约为435.12kWp。为减少项目初期静态投资，拟采用380V低压并网方式接入厂区电网。根据南方电网公司分布式电源接入技术规范，每个低压并网柜直流侧装机容量不应超过400kWp。 。因此，如果安装容量为435.12kWp的组件，则必须配备双面并网柜。这将导致两侧并网柜的实际利用率较低，影响项目经济性。
因此，部件数量可考虑减少至720个，直流总装机功率为399.6kWp。采用一台并网柜即可满足低压并网规范，有利于保证自用电耗比，从而提高项目经济性。性别。
3.2.6 逆变器选型
综合考虑光伏组件总数、光伏组件总功率以及组件单板电气性能参数，选用某厂家SUN2000系列40kW逆变器。根据厂家提供的产品信息，这款逆变器最大可连接45.2kWp的光伏组件。主要参数如表2所示，效率曲线如图3所示。
表2 SUN2000系列40kW逆变器规格
图3 SUN2000系列40kW逆变器效率曲线
表2中提到的逆变器最大效率仅为实验室测试值。参考某认证中心提出的《中国并网逆变器效率测试与评价技术条件》可以看出，对于工作在不同地区的光伏系统，逆变器设备的效率并不相同。认证中心参考欧洲效率和加州效率加权系数制定方法，提出了适合中国的加权效率权重。考虑到不同日照时数和组串配置方式的影响，本文选用的逆变器的平均效率采用PVSyst进行计算。
3.2.7 连接方法
从图3可以看出，本文选用的逆变器在600VDC输入条件下具有最高的转换效率。然而，当光伏系统实际工作时，组串电压会随着阳光条件的变化而不断变化，并不会稳定在特定值。因此，实际配置时可根据现场当地日照条件和MPPT电压范围合理配置组串长度，以每天尽早达到MPPT满载工作电压范围，且不失电。在日照高峰期间损失或尽可能少的电力损失。
本文电站日照条件为年日照1 200 kWh/m2量级。可以认为逆变器连接组件的总功率应尽可能接近推荐的最大值。
考虑到1-2月当地极端低温可达5℃，计算时采用0℃，保留冗余。根据元件开路电压和开路电压温度系数，计算出极低温0℃下的开路电压为53.46VDC。
逆变器允许的最大直流输入电压为1100VDC，组串最大安全长度为20个模块串联。考察该市当地1月和2月的日照数据可以发现，在可能出现极端低温的月份，组件无法达到最大功率点。因此实际极端低温条件下组件开路电压小于53.46VDC，并采用20个组件串联使用。可靠性高。
结合逆变器MPPT满载电压上限和STC条件下组件最大功率点电压，STC条件下MPPT满载组串长度为20个模块。
20个模块直流装机功率为11.1kWp，STC条件下每串最大功率点电流为13.18ADC，不超过逆变器每路MPPT最大直流输入电流； 4组串总功率为44.4kWp，不超过逆变器建议最大并串功率45.2kWp。
综上，采用20个模块串联，每个40kW逆变器连接4组串。总共720个模块使用9台逆变器。
3.3 计算结果
3.3.1 系统效率
本文采用彩钢瓦屋面，屋面线方位角为28°（以正南方向为0°，顺时针方向为正方向）。计算出南坡方位角为298°，北坡方位角为118°，南北方向为298°。坡度角度均为 5°（屋顶法线与水平面法线之间的角度）。结合城市当地太阳高度角数据，计算出南北屋顶综合方阵修正系数为1，相对最佳采光面的损失约为2.9%。根据PVSyst软件仿真结果，逆变器年平均效率系数为0.98；可用系数为0.99；进一步综合计算，系统年效率为0.851 0。
3.3.2 发电
考虑到光伏组件装机容量为399.6kWp，根据组件特性，第一年功率衰减2%，逐年功率衰减0.55%。综合计算，第一年发电量为41万千瓦时。进一步测算，25年运营期累计发电量955.91万千瓦时，年均发电量38.24万千瓦时。
3.3.3 消费比例
现场工厂年用电量较大，每月用电量大大超过光伏系统每月发电量；进一步检查工厂日典型负荷曲线和光伏系统出力曲线，排除节假日用电量减少和随机电力波动等情况。等因素综合计算，消耗率可达90%。结合当地两部制峰谷电价和火电标杆上网电价，可计算出光伏系统综合售电电价为0.536 7元/kWh（含13%价值） - 附加税）。
3.3.4 度电成本
根据分布式光伏电站概算相关标准，并结合2022年现场就地材料市场价格，测算电站总静态投资为129.28万元，其中光伏组件价格为2.1元/Wp，设备费合计101.8万元，建筑安装费合计21.01万元，其他费用及基本储备费合计6.46万元。
利用式（1）分析电站的LCOE情况。自筹资金成本（贴现率）5%；设备、材料增值税税率为13%，建筑安装工程增值税税率为9%，其他服务增值税税率为6%，电能销售13%；年保险费率为当前固定资产价值的千分之一；电站运维采用EPC外包方式，年运维服务费0.051元/Wp； 25年的运营期后，固定资产的剩余价值为5％；全面的计算表明，电站的LCOE为0.307 9 yuan/kWh。
3.3.5 IRR
电站位置的三项业务税收附加费累计占价值纳税的12％；基本所得税率为25％；该发电站适用于“公共基础设施项目的企业所得税偏好目录”中规定的太阳能发电设施，并且可以同时享受“三豁免”，该发电站受国家发展和改革委员会的约束“西部地区鼓励行业的目录（2020年）”，直到2030年12月31日，所得税税率降低了15％；邮票税率是年度电力销售合同的三分之三。根据上述信息，根据一般IRR计算方法，收入后的IRR收入为11.57％。
3.3.6灵敏度分析
考虑到总投资的总投资，年度发电和年度运营成本变化分别±5％和±10％，如表3所示，计算了项目每个因素的LCOE敏感性系数。发电对LCOE的影响最大，其次是总投资和最小的运营成本。
表3灵敏度分析
3.3.7比较分析
根据“中国光伏行业发展路线图（2021版）”，中国光伏工业协会发布的，我国家的工业和商业分布的平均年度运营和维护成本，2021年的光伏电站为0.051 yuan/wp，平均LCOE在1,200小时的等效小时下为0.31元/千瓦时。
对于本文中描述的光伏电站，在屋顶方位角非常不利的情况下，光伏模块瓷砖的单位价格高水平，平均操作和维护成本等于2021平均值， LCOE可以达到0.307 9 yuan，在1 200 h时，IRR达到11.57％，在阳光相等的条件下，相对较高的值和电力价格水平为0.5 yuan。如果避免了高模块价格并在2022年以平均模块价格进行施工，则可以将LCOE进一步降低至0.301 6 yuan/wp，而IRR可以增加到12.05％。
0 4
综上所述
本文分析了在设计和构建为行业和商业的分布式光伏电站设计和构建过程中优化LCOE和IRR指标的思想和方法，并根据实际项目进行模拟计算，以验证优化方法的有效性。用于分布式光伏系统的生产，它为电能的“负担得起的网格访问”提供了参考。同时，鉴于近年来的“良好屋顶短缺”，所有者吸收光伏系统自我使用产生的电力的能力可以被视为测量屋顶质量的一个因素。受非能量存储分布式光伏系统，“自我消费”模型或分布式光伏电站的“自我消费”模型或“附近的电力销售”模型的限制，更符合分布式清洁的开发的最初意图活力。因此，全面考虑消费。这种情况的“全面屋顶质量”更有帮助地衡量分布式电站的投资价值。
电信运营商的信息和通信基础设施，例如基站，核心计算机房，数据中心等，是导致其能耗的主要因素。将新的能源和微电网技术引入电信运营商的生产环境中是运营商执行“双重碳”的重要步骤。 “文献[11-13]讨论了系统解决方案，优化设计和其他内容。由于部署场景相似，运营商的微电动电动汽车系统可以参考分布式光伏系统以优化其LCOE，其LCOE，，这将有助于降低微电网系统的总拥有成本并提高节能收益。
参
测试
艺术
提供
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关于作者
Sun Hetong毕业于Nanjing邮政与电信学院，高级工程师，硕士学位，主要从事通信网络计划咨询和设计工作。
