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    黑龍江省各地市光伏電站成本收益及發(fā)電量的計算方法

    2021-11-26      |      點(diǎn)擊次數:2263

    黑龍江省各地市光伏電站的成本收益及發(fā)電量的計算方法


    黑龍江,簡(jiǎn)稱(chēng)“黑”,是中華人民共和國省級行政區,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行政區,介于東經(jīng)121°11′至135°05′,北緯43°26′至53°33′之間,轄區總面積47.3萬(wàn)平方千米,居全國第6位。邊境線(xiàn)長(cháng)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、臺地、平原和水面構成;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域腹地,是亞洲與太平洋地區陸路通往俄羅斯和歐洲大陸的重要通道,中國沿邊開(kāi)放的重要窗口。

    2020年,黑龍江省下轄12個(gè)地級市、1個(gè)地區,共54個(gè)市轄區、21個(gè)縣級市、45個(gè)縣、1個(gè)自治縣,常住人口3185.01萬(wàn)人,實(shí)現地區生產(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)結構為25.1:25.4:49.5。

    黑龍江省下轄12個(gè)地級市、1個(gè)地區他們分別是: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、七臺河市、牡丹江市、黑河市、綏化市、大興安嶺地區

    黑龍江省各地市光伏電站成本收益及發(fā)電量的計算方法

    圖1-1 黑龍江省輪廓圖

    1. 黑龍江省太陽(yáng)能資源概況


    黑龍江省各地市光伏電站成本收益及發(fā)電量的計算方法


    黑龍江省各地市光伏電站成本收益及發(fā)電量的計算方法

    圖1-2黑龍江省太陽(yáng)能資源概況圖


    根據圖1-2所示,黑龍江省絕大部分地區的水平面年峰值日照時(shí)數都在1250小時(shí)以上,屬于太陽(yáng)能資源非常豐富的地區。由于黑龍江土地面積寬廣,所蘊藏的太陽(yáng)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%的光轉換效率,其光伏發(fā)電量也是驚人的巨量。

    黑龍江省的太陽(yáng)能資源總體上分布比較均勻,北部大興安嶺地區,東部鶴崗、雙鴨山、佳木斯地區太陽(yáng)能資源相對弱于中西部地區的其他地市。其中大慶市太陽(yáng)能資源最為豐富,年峰值日照時(shí)數可以達到1400小時(shí)以上。

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    2. 黑龍江各地市水平面分月日均峰值日照時(shí)數


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    圖1-3 黑龍江各地市水平面分月日均峰值日照時(shí)數

    根據圖1-3所示,黑龍江省今年太陽(yáng)輻照峰值主要集中在3~9月。其中5到6月份達到最大值,日均峰值日照時(shí)數可以達到5.5小時(shí)以上。其中大慶五六月份可以達到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(lái)看平均日照時(shí)數最長(cháng)的是大慶市達到4.05小時(shí),最少的是大興安嶺地區3.49小時(shí)。從全國來(lái)看整個(gè)黑龍江省的太陽(yáng)能資源,還是屬于相對比較靠前的位置。但每年的11月開(kāi)始太陽(yáng)能資源就不太理想了,主要是因為下雪天氣,導致太陽(yáng)能光照不足,每年的12月份光照達到最低點(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(yáng)能電池板上,導致發(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(cháng)時(shí)間的下雪天氣,導致太陽(yáng)能電池板上覆蓋一層厚厚的積雪。這時(shí)候太陽(yáng)電池板幾乎喪失了發(fā)電能力,雖然可以通過(guò)人工除雪的方式,暫時(shí)恢復發(fā)電能力,但第2次降雪時(shí)又將重復喪失發(fā)電能力。

    當然在冬季太陽(yáng)能電池板除雪的勞動(dòng)力成本相對比較高,尤其是大規模的光伏電站,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。

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    3. 黑龍江各地市地理環(huán)境概況

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    根據圖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也平均海拔也不到500米。太陽(yáng)能資源蘊藏量都比較豐富,水平面峰值日照時(shí)數普遍都在1250小時(shí)以上,其中大慶和齊齊哈爾達到了1400小時(shí)以上。

    最佳傾角斜面日照峰值小時(shí)數普遍達到1600小時(shí)以上,最多的齊齊哈爾市達到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水平面和斜面的比值差達到了30%以上。這也充分說(shuō)明緯度越高越需要充分考慮傾角因素對總發(fā)電量的影響。

    當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。以前的設計思路是,冬季為了減少積雪的停留,將太陽(yáng)能電池組件的傾角調到大于60度,但這種操作必然會(huì )損失一部分對太陽(yáng)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(chǎng)地斜屋面的傾角達不到60度,因此將傾角調到60度就不具有可操作性。

    選擇場(chǎng)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數氐膶?shí)際情況進(jìn)行具體的測繪和設計。

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    4.黑龍江上網(wǎng)電價(jià)

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    根據圖1-5可知,黑龍江省的傳統煤炭火力發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)為0.374元每度,根據國家能源網(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)有國家財政補貼0.03元每度。

    因此上網(wǎng)架加上補貼電價(jià),可以達到0.4元每度,這補貼的3分錢(qián)大致可以覆蓋掉我們電站后期的運營(yíng)維護成本,所以每度電在不攤派前期成本的前提下利潤可達到0.37元每度左右。當然這僅僅是針對最近網(wǎng)上公開(kāi)信息所作出的推斷,具體情況請以當地供電部門(mén)的計價(jià)為準。

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    4. 光伏電站系統效率損耗比例情況

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    根據圖1-6所示,光伏電站系統效率損耗中,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(yáng)能光伏電池板國家標準中規定功率偏差不超過(guò)±5瓦,也就是最大幅度不超過(guò)10瓦。

    以目前市面上常見(jiàn)的450瓦、550瓦組件為例計算偏差比例,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(shù)木、建筑的遮擋,也會(huì )直接導致組件功率存在偏差,所以根據歷史經(jīng)驗來(lái)看,電池板不匹配造成的功率損耗,取值4%左右,還是相對比較合理的。

    如果我們維護電站的時(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。根據歷史經(jīng)驗來(lái)看,光伏電站系統的綜合效率取85%來(lái)進(jìn)行測算,還是相對比較保守的估算方式。當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算。

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    5. 光伏電池組件光衰功率測算

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    根據圖1-7所示,光伏組件按首年光衰2%計算,以后逐年光衰按0.4%計算,經(jīng)過(guò)加權平均后得出組件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%。當然這里只是理論計算值,光伏組件目前國內安裝最早的光伏電站,也很少有已經(jīng)達到30年的壽命。所以對光衰和老化這一塊的實(shí)際運營(yíng)數據的采集都比較有限。

    目前得出的光衰和老化的數據,大多都是經(jīng)過(guò)實(shí)驗室模擬得出的數據。實(shí)驗室模擬組件逐漸老化的方式為設置苛刻的運行環(huán)境參數加速老化,并根據組件各個(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據,所以它的可靠性還有待驗證。這里為了方便測算,還是沿用實(shí)驗模擬數據,實(shí)際情況可能存在比實(shí)驗數據優(yōu)良或者比實(shí)驗數據更差。

    所以在這一點(diǎn)上,大家應該有充分的認識和了解,并做好心理準備。必須認識到試驗得出的模擬數據并不等于實(shí)際運行數據,對實(shí)際運行數據進(jìn)行測算時(shí),我們應該持保守態(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(chēng)自己的光伏電池組件可以有效運行30年,但為了保險起見(jiàn)實(shí)際測算時(shí),還是著(zhù)重參考前25年的數據結果,余下的5年就當拆盲盒一樣,開(kāi)到就是賺到。組件表面鋼化玻璃老化導致的發(fā)電效率降低,可以通過(guò)后期維保時(shí)進(jìn)行拋光打磨進(jìn)行適當的矯正恢復,但電池片的老化就幾乎不可逆的存在。

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    6.光伏組件每瓦單價(jià)測算

    黑龍江省各地市光伏電站成本收益及發(fā)電量的計算方法


    根據圖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(kāi)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。

    根據相關(guān)機構統計,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,但可以預計210組件必將是今后很長(cháng)一段時(shí)間的主流。主要是因為光伏組件面積越大,安裝時(shí)所耗費的周邊成本越低。同樣通過(guò)各項技術(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。

    根據各個(gè)廠(chǎng)家公開(kāi)資料顯示,2021年光伏組件單位面積發(fā)現效率已經(jīng)全面進(jìn)入22.5%的新高度。在充分考慮運行過(guò)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(guò)測算還是可以達到20%以上,當然實(shí)際運行狀況還有待驗證。

    光伏組件在2020年第三、四季度迎來(lái)了它短暫的高光時(shí)刻,166、182組件當時(shí)每瓦單價(jià)最低已經(jīng)到1.66元每瓦,不過(guò)好景不長(cháng)。隨著(zhù)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,漲幅一度達到26.5%。

    本來(lái)有機構樂(lè )觀(guān)預測,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(lái)看基本化為泡影。不過(guò)隨著(zhù)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。

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    7.光伏電站裝機容量所需組件數量測算

    黑龍江省各地市光伏電站成本收益及發(fā)電量的計算方法


    根據圖1-9所示,由于預計裝機容量功率不能被單個(gè)光伏組件的功率整除,其計算結果采用四舍五入的方式取整數。因此實(shí)際裝機容量可能比預計裝機容量大,也可能比預計裝機容量小,但裝機容量偏差不會(huì )大于單個(gè)組件的標稱(chēng)功率。

    具體測算裝機容量所需組件數量的公式為:

    所需組件數量=裝機容量÷組件標稱(chēng)功率

    以10千瓦、166組件為例,則有:

    所需組件數量=裝機容量÷組件標稱(chēng)功率=10000÷445=22.47≈22塊。

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    8.光伏電站裝機容量所需總價(jià)測算

    黑龍江省各地市光伏電站成本收益及發(fā)電量的計算方法


    根據圖1-10所示,光伏組件的價(jià)格等于所需光伏組件數量乘以組件每瓦單價(jià),再乘以組件標稱(chēng)功率。

    還是以10千瓦、166組件為例,則有:

    組件價(jià)格=組件數量×組件每瓦單價(jià)×件標稱(chēng)功率=22×2.06×445=20167元;

    前面也講到過(guò),單個(gè)組件的面積越大、標稱(chēng)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(xiě)為BOS。同時(shí)還可以降低度電成本,度電成本全稱(chēng)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(xiě)LCOE。

    通過(guò)機構研究表明,以158.75毫米硅片的組件為基準,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。

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    圖1-11 大尺寸電池組件對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容量總價(jià)時(shí),也在大尺寸電池對周邊成本的影響上有所體現。假設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10千瓦裝機容量為例,介紹具體的計算公式。

    166毫米硅片裝機容量總價(jià):

    裝機容量總價(jià)=(組件價(jià)格÷67.74%-組件價(jià)格)×(100%-0.8%)+組件價(jià)格

    裝機容量總價(jià)=(20167÷67.74%-20167)×(1-0.008)+20167

    裝機容量總價(jià)=29694元

    182毫米硅片裝機容量總價(jià):

    裝機容量總價(jià)=(組件價(jià)格÷67.74%-組件價(jià)格)×(100%-8.1%)+組件價(jià)格

    裝機容量總價(jià)=(21751÷67.74%-21751)×(1-0.081)+21751

    裝機容量總價(jià)=31270元

    210毫米硅片裝機容量總價(jià):

    裝機容量總價(jià)=(組件價(jià)格÷67.74%-組件價(jià)格)×(100%-9.8%)+組件價(jià)格

    裝機容量總價(jià)=(20889÷67.74%-20889)×(1-0.098)+20889

    裝機容量總價(jià)=29861元

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    9. 光伏電站裝機容量總發(fā)電量測算

    黑龍江省各地市光伏電站成本收益及發(fā)電量的計算方法


    根據圖1-12所示,測算光伏電站裝機容量總發(fā)電量時(shí),系統效率才用85%,加權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%??偘l(fā)電量建議主要參考25年的總發(fā)電量。以哈爾濱市裝機容量10千瓦為例,分別計算25年總發(fā)電量和30年總發(fā)電量。

    具體計算公式為:

    25年總發(fā)電量:

    總發(fā)電量=裝機容量×年峰值小時(shí)數×系統效率×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=裝機容量×年峰值小時(shí)數×系統效率×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

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    10.光伏電站裝機容量總收入

    黑龍江省各地市光伏電站成本收益及發(fā)電量的計算方法


    根據圖1-13所示,計算裝機容量總收入時(shí),采用的是使用圖1-12中總發(fā)電量數據乘以每度電的上網(wǎng)電價(jià)。假設上網(wǎng)電價(jià)為0.4027元每度,則可計算出總收入。由于僅僅只是簡(jiǎn)單的乘法,這里就不展開(kāi)講了。

    當然這里講的總收入,是以現在的電價(jià)來(lái)計算的,這種計算方式又可稱(chēng)為發(fā)電量現值計算法。由于價(jià)格會(huì )受市場(chǎng)供求關(guān)系、通貨膨脹、通貨緊縮、國家宏觀(guān)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測,我們只能以現在的每度電價(jià)格進(jìn)行估算以后所有發(fā)電量的價(jià)值。

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    11.光伏電站裝機容量總支出


    黑龍江省各地市光伏電站成本收益及發(fā)電量的計算方法


    如圖1-14所示,我們以182毫米硅片組件為例,計算光伏組件生命周期內的總支出。光伏組件生命周期內的總支出,包括前期的建設成本以及后期的運營(yíng)維護成本。根據以往經(jīng)驗,后期維護成本均攤到所發(fā)的每一度電上大約為0.04元。

    以182組件10千瓦裝機容量為例,前期的建設成本為30478元。以哈爾濱為例,25年總發(fā)電量為331932度。假設后期運行維護的成本每度電為0.04元,則可以算出生命周期內總支出費用。

    具體計算公式為:

    總支出=建設成本+運維成本

    總支出=建設成本+總發(fā)電量×0.04元

    總支出=30478元+331932度×0.04元

    總支出=43755元

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    12.光伏電站裝機容量總利潤

    黑龍江省各地市光伏電站成本收益及發(fā)電量的計算方法


    根據圖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的數據減去圖1-14的數據就即可求得,這里就不再展開(kāi)來(lái)講。

    黑龍江省各地市光伏電站成本收益及發(fā)電量的計算方法


    13.光伏電站裝機容量總利潤率


    黑龍江省各地市光伏電站成本收益及發(fā)電量的計算方法


    根據圖1-16所示,光伏電站裝機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%。因為是非常簡(jiǎn)單的乘除法,這里就不展開(kāi)來(lái)講了。

    黑龍江省各地市光伏電站成本收益及發(fā)電量的計算方法


    14. 光伏電站裝機容量年化利潤率

    黑龍江省各地市光伏電站成本收益及發(fā)電量的計算方法


    根據圖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營(yíng)年限。由于這里是簡(jiǎn)單的乘除法,就不展開(kāi)來(lái)講了。

    當然這里需要強調的是,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(lái)看,前期回收資金的速度越快,資金的利用率越高,相應的賺錢(qián)效應也就越強。

    如果我們在計算利潤率的時(shí)候,后期把前面回收的資金進(jìn)行復利計算,產(chǎn)生的現金流也是一筆不小的數目??傊魏瓮顿Y只要回收資金的速度越快,我們賺錢(qián)的機會(huì )就越多。所以如果有的小伙伴前期建設光伏電站感覺(jué)資金壓力較大,不妨可以考慮采用分批分次建設進(jìn)行滾動(dòng)投資。

    黑龍江省各地市光伏電站成本收益及發(fā)電量的計算方法


    15. 光伏電站收回成本時(shí)間測算

    黑龍江省各地市光伏電站成本收益及發(fā)電量的計算方法


    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成本,未收回成本則記為負數,收回成本以后則記為正數。其中每年的收入還應當減去運營(yíng)維護成本,每度電的維護成本設定為0.04元。

    具體計算公式為:

    第1年收入=第1年發(fā)電量×(上網(wǎng)電價(jià)+補貼電價(jià))-第1年發(fā)電量×0.04元

    以后逐年收入依據上式,可求得。

    剩余未收費成本=第1年收入-前期建設成本...第n年收入-前期建設成本

    依據上式進(jìn)行計算,直到求得的值為正數的年限時(shí),即為收回成本的時(shí)間。

    不過(guò)上圖所采用的數據僅僅只是通過(guò)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。光伏電池組件及其他材料的具體價(jià)格以當地供應商給出的為準。本文只講述計算的方式方法,不針對具體的市場(chǎng)行情。歡迎大家在區留言討論最新的市場(chǎng)行情及行業(yè)動(dòng)態(tài)。

    如果大家對計算方式方法有疑問(wèn),可以在評論區留言討論或直接私信給我探討。由于本人才疏學(xué)淺,文中有不對的地方,請大家批評指正,本人將不勝感激。


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