時間：2023-08-04 16:49:42
序論：在您撰寫光伏投資成本分析時，參考他人的優秀作品可以開闊視野，小編為您整理的7篇范文，希望這些建議能夠激發您的創作熱情，引導您走向新的創作高度。
中圖分類號：U665文獻標識碼： A
一、引言
近幾年，為應對光伏行業的美國及歐盟“雙反”影響同時為保護國內組件制造企業，國家出臺了相關光伏電站補貼政策，直接導致中國光伏發電裝機量突飛猛進，2013年下半年中國大陸地區裝機量竟超過10GW，市場異常火爆。近期中國能源局公布了《關于下達2014年光伏發電年度新增建設規模的通知》，并明確規定光伏分布式發電裝機量占60%，旗幟鮮明的將光伏投資由地面大規模電站引導至光伏分布式發電。
二、分布式光伏發電系統介紹
分布式光伏發電是指在用戶所在場地或附近建設運行，以用戶側自發自用為主、多余電量上網且在配電網系統平衡調節為特征的光伏發電設施。分布式光伏發電實行“自發自用、余電上網、就近消納、電網調節”的運營模式，電網企業采用先進技術優化電網運行管理，為分布式光伏發電運行提供系統支撐，保障電力用戶安全用電，鼓勵項目投資經營主體與同一供電區內的電力用戶在電網企業配合下以多種方式實現分布式光伏發電就近消納。它是一種新型的、具有廣闊發展前景的發電和能源綜合利用方式，它倡導就近發電，就近并網，就近轉換，就近使用的原則，不僅能夠有效提高同等規模光伏電站的發電量，同時還有效解決了電力在升壓及長途運輸中的損耗問題。
目前應用最為廣泛的分布式光伏發電系統，是建在城市建筑物屋頂與個人家庭屋頂的光伏發電項目，該類項目必須接入公共電網，與公共電網一起為附近的用戶供電。
分布式光伏發電具有以下特點：
1、輸出功率相對較小。一般而言，一個分布式光伏發電項目的容量在數千瓦以內。與集中式電站不同，光伏電站的大小對發電效率的影響很小，因此對其經濟性的影響也很小，小型光伏系統的投資收益率并不會比大型的低。
2、污染小，環保效益突出。分布式光伏發電項目在發電過程中，沒有噪聲，也不會對空氣和水產生污染。
3、能夠在一定程度上緩解局地的用電緊張狀況。但是，分布式光伏發電的能量密度相對較低，每平方米分布式光伏發電系統的功率僅約100瓦，再加上適合安裝光伏組件的建筑屋頂面積有限，不能從根本上解決用電緊張問題。
4、可以發電用電并存。大型地面電站發電是升壓接入輸電網，僅作為發電電站而運行；而分布式光伏發電是接入配電網，發電用電并存，且要求盡可能地就地消納。
三、分布式光伏發電系統建設投資成本
分布式光伏發電系統服務商提供給您的分布式光伏發電系統報價中，一般包含：晶硅電池組件、支架、逆變器、斷路器、直流箱、交流箱、熔斷器、直流電纜、交流電纜、匯流端子、接地端子、人工、運輸、行政手續費、稅費等項目，考慮到每個項目的大小、設計、施工難度不同，市場采購價格的浮動，報價也會隨之浮動；
在華北、長三角、珠三角這三個分布式光伏發電應用比較密集的地區，太陽平面輻射量差異不像與西部地區差異那么大，一般不超過20%。如果設置到最佳發電傾角，整體系統效率在80%以上，一般來說1KW的項目25年年均發電量應在900~1300kwh左右；如果是鋼結構彩鋼瓦的工商業廠房屋頂，一般只在朝南的一面滿鋪光伏組件（標準廠房屋頂自然傾角一般為5°到10°不等），鋪設比例一般為1KW占面積10O，也就是1MW(1MW=1000KW)項目需要使用1萬O面積；如果是戶用別墅磚瓦結構的屋頂，一般會在08:00~16:00沒有遮擋的屋頂區域滿鋪光伏組件，安裝方式雖與彩鋼瓦屋頂略有不同，但占面積比是相似的，也是1KW占面積10O左右。也就是說，一個面積比較大(100~150O)的別墅屋頂，大概可以安裝約10KW的光伏發電系統，25年年均發電約9000~1.3萬kwh(具體參數需要航禹太陽能出具專業項目建議書后確定，這里只給出大致概念)；如果是平面混凝土屋頂，為了設計成最佳固定水平傾角，每排組件之間需要間隔一定間距以保證不被前排組件陰影遮擋，所以整個項目占用屋頂面積會大于可以實現組件平鋪的彩鋼瓦和別墅屋頂。一般來說，考慮到自然遮擋和女兒墻高度等復雜因素后，1KW占用屋頂面積為15~20O左右，也就是1MW項目需要使用1.5~2萬O面積。大家可以據此估算自家屋頂可以安裝多少容量，大致能發多少電了。
按照2013年年底西安地區某300kWp屋頂分布式光伏電站建設直接成本來分析，300kWp的項目總花費為220萬多元，其中組件占到58.49%，逆變器占到總成本的12.2%，支架占到總成本的7.73%。項目總造價每瓦成本約合7.3元。考慮系統集成公司利潤，對于常規屋頂電站項目市場報價按照8元每瓦較為合理。項目各項費用支出及比例詳見上表及下圖所示。
四、分布式光伏發電系統運營成本
分布式光伏發電系統的運行維護主要是對系統的機械安裝、電氣連接的日常點檢、對光伏組建的清洗、對部分失效部件的更換等簡單操作，成本相對較低，對于10千瓦以下的系統維護成本幾乎可以忽略不計，但是MW（1MW=1000KW=1000000W）級的電站應當預提1%-3%的維護成本進入系統的總投資。每次每平方米組件的清洗成本在0.5元到0.8元不等，主要取決于當地人工成本和運維服務提供人員的多少。一般來說安裝量大的系統所需運營成本高于安裝量小的系統所需運營成本，但分攤到每瓦成本上，前者則具有成本優勢。據目前市場行情，每年運營成本一般占初始投資成本的1%-5%。
五、分布式光伏發電系統運營稅費
對于企業自身投資的分布式光伏電站。采用自發自用余量上網的模式，屋頂光伏發電系統設備以及所產生的電力所有權都歸屬企業自身。電力是有形動產，將多余的電力并網銷售給電站，要繳納增值稅。增值稅一般納稅人適用增值稅率17%。小規模納稅人則按3%征收率納稅。同時，光伏發電有稅收優惠。根據《財政部、國家稅務總局關于光伏發電增值稅政策的通知》(財稅〔2013〕66號)，規定“自2013年10月1日至2015年12月31日，對納稅人銷售自產的利用太陽能生產的電力產品，實行增值稅即征即退50%的政策?！惫夥l電系統需要購進相應設備，增值稅一般納稅人購進貨物可以抵扣進項稅額。此外，光伏發電的一個缺陷是受天氣影響居民社區自發自用余量上網，通常情況是開發商在建房時就把屋頂或外墻安裝好光伏發電設備，然后移交給物業公司運營。電力歸屬權屬于物業公司。物業公司主要涉及稅種是營業稅，歸地稅機關管轄;而銷售電力要繳納增值稅，歸國稅機關管轄。因此物業公司還要到國稅機關辦理稅務登記，并對銷售電力的收入單位核算。如果居民社區規模不大，其屋頂面積不多，光伏發電的電力必將有限，當月銷售電力收入小于2萬元時，則根據《財政部、國家稅務總局關于暫免征收部分小微企業增值稅和營業稅的通知》(財稅〔2013〕52號)規定，可以免繳增值稅。同時，《財政部、國家稅務總局關于財政性資金、行政事業性收費、政府性基金有關企業所得稅政策問題的通知》(財稅〔2008〕151號)規定，在繳納企業所得稅時，增值稅免稅額、即征即退額都要計入應納稅所得額。個人家庭自發自用余量上網，多余電力銷售額基本達不到增值稅起征點2萬元的標準，所以免繳增值稅。光伏電站投資運營商租用企業、居民社區的屋頂，屋頂光伏發電系統設備以及產生的電力所有權都歸屬光伏電站投資運營商。屋頂樓面不屬于不動產，出租屋頂樓面,出租方要繳納營業稅，但不繳納房產稅。營業稅適用稅率5%。如果出租方是工商企業，主體稅種是增值稅，而營業稅歸地稅機關管轄，那么工商企業出租屋頂也要到地稅機關辦理稅務登記，并對出租屋頂收入單獨核算。有些屋頂出租方不收取租金，而是以獲得優惠電價或一定數量的免費電力作為回報。這種情況要分解成正常租賃和正常售電兩個業務。國稅機關將依照增值稅暫行條例實施細則第十六條規定，按同期光伏電價調整光伏電站的銷售額;地稅機關將依照營業稅暫行條例實施細則第二十條規定，按同期同類屋頂出租行情核定其營業額。營業額即租金收入，作為征收營業稅的計稅依據。光伏電站通常都超過年銷售收入50萬元的標準，須認定增值稅一般納稅人。適用增值稅稅率17%。電站建設屬于公共基礎設施項目，根據企業所得稅法第二十七條第(二)項和企業所得稅法實施條例第八十七條規定，從事國家重點扶持的公共基礎設施項目，自項目取得第一筆生產經營收入所屬納稅年度起，可享受企業所得稅“三免三減半”優惠。《公共基礎設施項目企業所得稅優惠目錄(2008年版)》(財稅〔2008〕116號)中列入了“太陽能發電新建項目”，但前提條件為“由政府投資主管部門核準”。因此，光伏電站要先經核準然后才能享受優惠。而目前光伏電站只要完成備案即可享同時，《財政部關于分布式光伏發電實行按照電量補貼政策等有關問題的通知》(財建〔2013〕390號)和《國家發展改革委關于發揮價格杠桿作用促進光伏產業健康發展的通知》(發改價格〔2013〕1638號)規定，分布式光伏發電項目經過備案，建成投產且完成并網驗收后，將獲得財政補貼，補貼標準為每千瓦時0.42元，獲得的補貼應當計入當期應納稅所得額。
六、分布式光伏發電系統所產生的收入
從 2014 年開始，國家對大型光伏電站將實行分資源區的不同上網標桿電價，將此前實行的全國統一上網標桿電價1 元/kWh 分別調整到0.9 元/kWh(Ⅰ類區)、0.95 元/kWh(Ⅱ類區)和1.0 元/kWh(Ⅲ類區)，同時對于分布式光伏發電的激勵政策從初投資補貼轉為度電補貼(0.42 元/kWh)。
一般來說，國家承諾的補貼可以做到基本到位，并不會拖延時間，到賬時間基本上在次年3月左右。而省、市兩級政府所承諾的補貼則需要對應所在地財政收入優良情況，只是到賬時間不一定。電網的電力收購所產生的收入，一般執行每月抄表，掛賬運營。抄表數并作為政府補貼的參照依據?，F在電網公司抄表難度加大，且一般居民無法開出增值稅發票給電網公司，導致電網公司應支付的款項遲遲未能到賬。
七、分布式光伏發電系統所面臨的困境
1、并網艱難，各地方電網對并網沒有細化標準，因此會出現不同地區對申請批準的標準不一致，且分布式光伏發電的并網技術還存在一定的難題。
2、政策配套尚未完善，分布式示范項目執行層面尚缺細則支持，即使細則出臺，存在不合理的條款或者執行問題，導致項目進度偏慢也是大概率事件。
3、是部分地區大面積的不具備屋頂打樁條件。在中西部省份房屋未使用鋼混結構，依舊使用預制水泥板甚至使用木梁結構，且彩鋼瓦劣質，不具備承壓能力。
參考文獻：
1、王昆白一《分布式太陽能光伏發電系統淺析》，《城市建設理論研究》2014年第8期
2、/中研普華官方網站
關鍵詞：采煤沉陷區；光伏發電；綜合效益評估模型
中圖分類號：F2
文獻標識碼：A
doi：10.19311/ki.1672-3198.2017.16.012
1 太陽能光伏發電系統
1.1 聯網太陽能光伏系統類型
集中式大型聯網光伏系統和分散式小型聯網光伏系統。前者主要特點是將所發電能直接輸送到電網上，由電網統一分配向用戶供電，但存在投資龐大，建設期長，需要復雜的控制和配電設施，需占用大片土地等弊端，因而其發電成本要比市電貴數倍。而后者特別是與建筑結合的住宅屋頂聯網光伏系統，建設容易，投資不大，發展較為迅速。其中住宅聯網光伏系統為代表的發電系統可以將電能直接分配到用戶的用電負載上，多余或不足的電力通過聯結電網來調節。
1.2 聯網光伏發電系統的優點
不耗用化石燃料能源，無溫室氣體排放，符合經濟可持續發展戰略；以電網為儲能裝置，省掉蓄電池，降低發電成本；光伏電池組與建筑物完美聯結，使物質資源充分利用，降低建設費用，提高了建筑物的科技含量；分布式建設，增強了電力系統抵擋災害的能力且改善了電力系統的負荷平衡及電路損耗等問題。
2 利用光伏發電綜合效益評估模型進行分析
2.1 模型簡介
2.2 低碳效益分析
該基地一期規劃光伏電源100萬千瓦（1GW），總投資約100億元（包括相關配套設施），其中大部分為政府投資補貼，因而不考慮年貸款成本。年運行維護費用比例取2%，項目運營期為25年，采用單晶硅組件與多晶硅組件光伏系統，其中單晶硅組件轉換率有621MW達17%以上，多晶硅組件轉換率有379MW達16.5%以上（設兩種組件各占50%）。每年的平均峰值日照時間為2800h，系統的性能比取0.8。假設光伏設備總重量為865760t，從光伏生產地到光伏電站的距離為500km，運輸碳排放強度g為0.1553kg/（t*km）。光伏上網電價按當地脫硫電價（即每度0.3767元）加上國家相應補貼（每度0.42元），近似取為每千瓦時1元。集中發電側二氧化碳的排放因子0.76kg/（kwh）。
光伏發電收益：通過上式計算可得，在較為理想的情況下，該采煤沉陷區的年發電量為807288.6458，減少二氧化碳排放613539.3708t，產生的直接經濟效益為80728.8646萬元。
光伏發電的成本：在測算過程中僅考慮電能的消耗，生產單位容量的光伏系統（kw），組件，框架，配套分別消耗電能2205，91，229kwh，總計2525kwh；取β為5%。經計算，光伏發電系統制造過程中的碳排放為1919000t，運輸過程中的碳排放為67226.264t，因此初始的碳投資成本為1986226.264t，經濟成本為102億元。將碳投資成本和經濟成本平均分攤到每年后分別為79449.05t，40800萬元。
2.3 數據分析
根據效益成本分析，由于投資費用龐大，由政府來投資每年的低碳效益與經濟效益明顯。每年約可減少碳排放量每年約為534090.3208t，每年的經濟收益約為39928.8646萬元。除此之外，以國際碳排放權交易市場的核證減排量（CER）的碳排放權益價格107.5元/噸計算，該光伏發電系統每年可獲得的低碳收益為5741.47萬元。因此平均每年所獲得的經濟收益約為45670.3346萬元。
3 結語
基于上述數據分析，其初始投資成本遠高于傳統的火力發電。但在這種發電模式下，其低碳效益與經濟效益顯著（每發電1kwh，直接減少二氧化碳排放約560g），政府對光伏發電項目應當采取支持態度。
參考文獻
[1]彭蓮.基于物聯網的太陽能發電監測系統[D].柳州：廣西工學院，2012.
關鍵詞：光伏發電；經濟分析；發展預測
太陽能是地球能源的基本來源，因此，如何更好地利用太陽光發電，是人類一直面臨的一個棘手的問題。太陽能是一項清潔性、安全性的能源，資源的來源廣泛且充足，而且其具有很長的壽命，也不像其他能源那樣，需要經常維護。基于這些其他能源不具備的特點，光伏能源被視為21世紀最有利用價值的能源。自上個世紀50年代，太陽能的應用已經從太陽能電池發展到如今太陽能光伏集成建筑等多個不同的領域?？v觀全世界的光伏產業，也歷經了半個世紀的發展，進入到21世紀之后，我國的光伏產業也漸漸地步入了高速的發展時期。因此，本文將以市場分析為基礎，由四個方面來深入探討技術經濟：技術、企業產業、國家。
一、光伏產業的優點
光伏產業是一項綠色又環保的能源，因此被看作是一項戰略性的朝陽性產業，各國給予光伏發電的很高的重視程度，并給予大力的扶持，原因如下：
1. 《京都議定書》給予各國以壓力，迫使各國政府落實積極開發各項清潔型能源，包含太陽能在內，這樣有利于減少溫室氣體的排放。
2. 中東是全球的石油主產區，因此，中東地區的政治趨勢一直處于一種緊張的狀態。為了保證穩定的能源供應，各國政府不得不大力開發國內能源，其中包含太陽能在內。
3. 像石油、煤炭這些礦物能源在漸漸枯竭，各國政府不得不積極開發包含太陽能在內的可再生能源，這樣才能使能源長期供應。
基于以上幾個原因，在上世紀末的最后十年，全國光伏發電產業以每年百分之二十的速度高速增長。在新千年以后的三十年中，全球光伏發電產業以每年百分之三十的速度高速增長。
光伏能源是可再生能源中一項獨具潛力的能源，它的重要性和戰略性日益凸顯，世界各國積極出臺相關政策和法律鼓勵光伏產業。
自1999年來，世界各國尤其是美、日、德這些西方發達國家逐步推出了大型國家光伏發展計劃和太陽能屋頂計劃，這在一定程度上推動了世界光伏產業的發展，世界光伏產業是比IT產業發展還快的產業。作為一項可再生清潔能源，在21世紀前半期，光伏發電將發展成最重要的基礎能源。
二、光伏發電成本分析
（一）光伏發電成本和影響因素
光伏發電的成本，直接決定了其能否大規模的快速發展，和其在能源供應中的地位。光伏發電的成本主要受兩方面因素的影響：光伏發電總成本以及總發電量。光伏發電成本主要是受初始投資的影響，諸如運行維護費、稅收等因素則對系統的發電成本影響較小。
1. 初始投資。光伏電站的初始投資主要包含光伏組件、電纜、配電設備、并網逆變器等成本，在這其中，光伏組件投資的成本就占初始投資的一半以上。
2. 發電量。光伏發電系統的發電量受兩個因素影響：太陽能資源、太陽發電的效率，與此同時，也受運行方式、線路耗損等因素的影響。因此，在中國與建筑結合在一起的光伏發電系統大多安裝在東部沿海地區。
3. 單位電量成本。（也稱度電成本）
（二）多種類型的光伏發電系統度電的成本分析
中國光伏發電市場的起步并不早，主要開展了投資補貼、特許權招標等項目，一些技術的經濟分析并不能恰當地反映出成本所在，本文主要結合一些典型的運電站數據來分析。
1. 聚光光伏電站的單位投資成本是比晶硅光伏要高的，聚光光伏電站度電成本比薄膜光伏電站要低，但仍然比大規模地面晶硅光伏電站要高一些。
2. 薄膜光伏電站的單位成本比晶硅光伏電站的成本要低，但它的效率也低，而度電成本比晶硅光伏電站高。
（三）光伏發電系統度電成本的變化趨勢
光伏系統的成本包含太陽電池組件、功率控制、組陣系統平衡、間接費用這四個部分。在這其中，組陣系統平衡涵蓋了支撐組件的框架和支架、電線、基礎土建和土地的使用費等。功率控制分為兩個方面，逆變器和電器控制系統。簡介費用包含涵蓋了工程建設的管理費、工程設計費、建設期中的利息、意外的費用、運費等等。
目前，制約光伏發電規模化發展的一大因素就是成本過高。隨著電池效率的提高、組件成本的下降以及壽命的延長，光伏發電的成本和平價上網的水平相近，因此，光伏發電非常具有發電的競爭力。
一些國際機構對未來光伏發電的系統度電成本做出了預測：現如今，中國并網光伏的發電單位的初始投資成本大約為15/W，光伏發電裝機的容量是3GW。按照中國發電產業現有的發展趨勢來看，在技術提升和裝備國產化的大前提下，每年的投資成本會有百分之十的下降。
按照《可再生能源“十二五”規劃》的要求，到2015年年底，中國太陽能光伏發電的裝機容量已經達到14GW。預計到2020年年底，太陽能光伏發電的裝機容量會達到40GW，到2030年年底，裝機容量會達到200GW。根據測算結果來看，2015年中國光伏發電的單位投資成本也大概是11元/W，2020年將會下降至10元/W，2030年會出現大幅下降，降至4元/W。
太陽電池成本的下降，不僅僅是依靠技術進步，規?；纳a也在一定程度上降低了成本，使得成本有二分之一到三分之一的下降幅度。而系統平衡需要的構建成本也有了明顯的下降。目前微電網的發電技術仍處于深入研究的階段，雖然成本還是很高，但伴隨著技術的不斷革新和進步，成本也會逐步降低，未來光伏發電技術的前景是巨大的。
2020年前，全球光伏發電的市場還是主要集中于歐盟地區，占到的比例約為百分之四十，2010～2020年，光伏發電在法國、德國、西班牙、意大利等國的地位逐步提升。2020年之后，光伏發電的新興市場主要是中國、美國、巴西等國，光伏發電技術是重要的可再生能源發電技術。
三、光伏發電發展前景分析
1. 多種光伏電池技術爭相發展，第一代晶硅電池具有高校、低廉、使用廣泛的主要用途，為市場主導。第二代薄膜電池成本低、耗能少，發展前景良好。第三代新型太陽能電池效率高但價格昂貴，目前仍處于探索階段。
2. 光伏微電網發電技術的發展方向是高成本和低穩定性
光伏微電網是用光伏發電當作最主要的電源，它可以和其他的儲能裝置配合，直接在用戶負荷周圍供電，典型的微電網是可以脫離主網運行的，也可接到主網上運行，這樣可以減少配電投資，大大減少了太陽能間歇性對用戶帶來的影響，這比較適合成本較高的邊遠山區和對供電有高可靠性的用戶使用。
四、發展光伏產業的建議
綜上所述，發展我國的光伏產業已經變得刻不容緩了。我國光伏產業的健康穩步發展，是與國家產業政策的宏觀調控分不開的，國家各項政策的頒布和落實，將在很大程度上推動我國光伏產業的發展。
1. 政府要做好帶頭作用，設立光伏產業發展的專項經費，更要在資金、電價、稅收等方面制定相應的優惠政策，大力扶持。
2. 技術上既要自主研發，又要學會技術引進，也可以和國內研究共同公關，建立健全一套創新的技術體系。
3. 要以政府作為主導，多元化投資，建立一套完整的產業鏈，多方參與、共擔風險，以更高的水平進行光伏技術師范建設項目。
4. 努力培養國內的光伏市場，制定一套具體的分攤上網電價的實施細則，。
5. 對光伏產業的發展做出合理的規劃。對行業標準的制定要加速，提升光伏產業在未來產業中的競爭力。
五、總結
總而言之，太陽能光伏發電是綠色、環保的可再生能源，光伏發電技術的發展前景非?？捎^，在2030～2050年間，光顧能源和常規能源在價格上會有真正的競爭力出現，因此，這必將成為我國多能互補能源中非常重要的組成部分。
我國的光伏產業需要在市場的規范、設備國產化、提高技術支持、產業鏈的發展等方面繼續努力。只有這樣，中國的太陽能光伏產業才能躋身世界前列。
參考文獻：
[1]曹石亞，李瓊慧，黃碧斌.光伏發電技術經濟分析及發展預測[J].中國電力，2012（08）.
[2]馮百樂.光伏發電在建筑中應用的技術經濟和選型分析[J].山西建筑，2012（20）.
[3]陳貺，王亮，王滿倉.不同容量光伏發電單元的技術經濟對比分析[J].有色冶金節能，2014（03）.
[4]劉江建筑.屋頂太陽能光伏發電項目的分析研究[J].能源與節能，2014（06）.
關鍵詞：光伏發電；經濟分析；發展預測
太陽能是地球能源的基本來源，因此，如何更好地利用太陽光發電，是人類一直面臨的一個棘手的問題。太陽能是一項清潔性、安全性的能源，資源的來源廣泛且充足，而且其具有很長的壽命，也不像其他能源那樣，需要經常維護?；谶@些其他能源不具備的特點，光伏能源被視為21世紀最有利用價值的能源。自上個世紀50年代，太陽能的應用已經從太陽能電池發展到如今太陽能光伏集成建筑等多個不同的領域。縱觀全世界的光伏產業，也歷經了半個世紀的發展，進入到21世紀之后，我國的光伏產業也漸漸地步入了高速的發展時期。因此，本文將以市場分析為基礎，由四個方面來深入探討技術經濟：技術、企業產業、國家。
一、光伏產業的優點
光伏產業是一項綠色又環保的能源，因此被看作是一項戰略性的朝陽性產業，各國給予光伏發電的很高的重視程度，并給予大力的扶持，原因如下：
1.《京都議定書》給予各國以壓力，迫使各國政府落實積極開發各項清潔型能源，包含太陽能在內，這樣有利于減少溫室氣體的排放。
2.中東是全球的石油主產區，因此，中東地區的政治趨勢一直處于一種緊張的狀態。為了保證穩定的能源供應，各國政府不得不大力開發國內能源，其中包含太陽能在內。
3.像石油、煤炭這些礦物能源在漸漸枯竭，各國政府不得不積極開發包含太陽能在內的可再生能源，這樣才能使能源長期供應?；谝陨蠋讉€原因，在上世紀末的最后十年，全國光伏發電產業以每年百分之二十的速度高速增長。在新千年以后的三十年中，全球光伏發電產業以每年百分之三十的速度高速增長。光伏能源是可再生能源中一項獨具潛力的能源，它的重要性和戰略性日益凸顯，世界各國積極出臺相關政策和法律鼓勵光伏產業。自1999年來，世界各國尤其是美、日、德這些西方發達國家逐步推出了大型國家光伏發展計劃和太陽能屋頂計劃，這在一定程度上推動了世界光伏產業的發展，世界光伏產業是比IT產業發展還快的產業。作為一項可再生清潔能源，在21世紀前半期，光伏發電將發展成最重要的基礎能源。
二、光伏發電成本分析
（一）光伏發電成本和影響因素
光伏發電的成本，直接決定了其能否大規模的快速發展，和其在能源供應中的地位。光伏發電的成本主要受兩方面因素的影響：光伏發電總成本以及總發電量。光伏發電成本主要是受初始投資的影響，諸如運行維護費、稅收等因素則對系統的發電成本影響較小。1.初始投資。光伏電站的初始投資主要包含光伏組件、電纜、配電設備、并網逆變器等成本，在這其中，光伏組件投資的成本就占初始投資的一半以上。2.發電量。光伏發電系統的發電量受兩個因素影響：太陽能資源、太陽發電的效率，與此同時，也受運行方式、線路耗損等因素的影響。因此，在中國與建筑結合在一起的光伏發電系統大多安裝在東部沿海地區。3.單位電量成本。（也稱度電成本）
（二）多種類型的光伏發電系統度電的成本分析
中國光伏發電市場的起步并不早，主要開展了投資補貼、特許權招標等項目，一些技術的經濟分析并不能恰當地反映出成本所在，本文主要結合一些典型的運電站數據來分析。
1.聚光光伏電站的單位投資成本是比晶硅光伏要高的，聚光光伏電站度電成本比薄膜光伏電站要低，但仍然比大規模地面晶硅光伏電站要高一些。
2.薄膜光伏電站的單位成本比晶硅光伏電站的成本要低，但它的效率也低，而度電成本比晶硅光伏電站高。
（三）光伏發電系統度電成本的變化趨勢
光伏系統的成本包含太陽電池組件、功率控制、組陣系統平衡、間接費用這四個部分。在這其中，組陣系統平衡涵蓋了支撐組件的框架和支架、電線、基礎土建和土地的使用費等。功率控制分為兩個方面，逆變器和電器控制系統。簡介費用包含涵蓋了工程建設的管理費、工程設計費、建設期中的利息、意外的費用、運費等等。目前，制約光伏發電規?；l展的一大因素就是成本過高。隨著電池效率的提高、組件成本的下降以及壽命的延長，光伏發電的成本和平價上網的水平相近，因此，光伏發電非常具有發電的競爭力。一些國際機構對未來光伏發電的系統度電成本做出了預測：現如今，中國并網光伏的發電單位的初始投資成本大約為15/W，光伏發電裝機的容量是3GW。按照中國發電產業現有的發展趨勢來看，在技術提升和裝備國產化的大前提下，每年的投資成本會有百分之十的下降。按照《可再生能源“十二五”規劃》的要求，到2015年年底，中國太陽能光伏發電的裝機容量已經達到14GW。預計到2020年年底，太陽能光伏發電的裝機容量會達到40GW，到2030年年底，裝機容量會達到200GW。根據測算結果來看，2015年中國光伏發電的單位投資成本也大概是11元/W，2020年將會下降至10元/W，2030年會出現大幅下降，降至4元/W。太陽電池成本的下降，不僅僅是依靠技術進步，規?；纳a也在一定程度上降低了成本，使得成本有二分之一到三分之一的下降幅度。而系統平衡需要的構建成本也有了明顯的下降。目前微電網的發電技術仍處于深入研究的階段，雖然成本還是很高，但伴隨著技術的不斷革新和進步，成本也會逐步降低，未來光伏發電技術的前景是巨大的。2020年前，全球光伏發電的市場還是主要集中于歐盟地區，占到的比例約為百分之四十，2010~2020年，光伏發電在法國、德國、西班牙、意大利等國的地位逐步提升。2020年之后，光伏發電的新興市場主要是中國、美國、巴西等國，光伏發電技術是重要的可再生能源發電技術。
三、光伏發電發展前景分析
1.多種光伏電池技術爭相發展，第一代晶硅電池具有高校、低廉、使用廣泛的主要用途，為市場主導。第二代薄膜電池成本低、耗能少，發展前景良好。第三代新型太陽能電池效率高但價格昂貴，目前仍處于探索階段。
2.光伏微電網發電技術的發展方向是高成本和低穩定性光伏微電網是用光伏發電當作最主要的電源，它可以和其他的儲能裝置配合，直接在用戶負荷周圍供電，典型的微電網是可以脫離主網運行的，也可接到主網上運行，這樣可以減少配電投資，大大減少了太陽能間歇性對用戶帶來的影響，這比較適合成本較高的邊遠山區和對供電有高可靠性的用戶使用。
四、發展光伏產業的建議
綜上所述，發展我國的光伏產業已經變得刻不容緩了。我國光伏產業的健康穩步發展，是與國家產業政策的宏觀調控分不開的，國家各項政策的頒布和落實，將在很大程度上推動我國光伏產業的發展。
1.政府要做好帶頭作用，設立光伏產業發展的專項經費，更要在資金、電價、稅收等方面制定相應的優惠政策，大力扶持。
2.技術上既要自主研發，又要學會技術引進，也可以和國內研究共同公關，建立健全一套創新的技術體系。
3.要以政府作為主導，多元化投資，建立一套完整的產業鏈，多方參與、共擔風險，以更高的水平進行光伏技術師范建設項目。
4.努力培養國內的光伏市場，制定一套具體的分攤上網電價的實施細則，。5.對光伏產業的發展做出合理的規劃。對行業標準的制定要加速，提升光伏產業在未來產業中的競爭力。
五、總結
總而言之，太陽能光伏發電是綠色、環保的可再生能源，光伏發電技術的發展前景非?？捎^，在2030~2050年間，光顧能源和常規能源在價格上會有真正的競爭力出現，因此，這必將成為我國多能互補能源中非常重要的組成部分。我國的光伏產業需要在市場的規范、設備國產化、提高技術支持、產業鏈的發展等方面繼續努力。只有這樣，中國的太陽能光伏產業才能躋身世界前列。
作者:杜娟 單位:黃河水電光伏產業技術有限公司
參考文獻：
[1]曹石亞,李瓊慧,黃碧斌．光伏發電技術經濟分析及發展預測[J].中國電力,2012(08).
[2]馮百樂．光伏發電在建筑中應用的技術經濟和選型分析[J].山西建筑,2012(20).
[3]陳貺,王亮,王滿倉．不同容量光伏發電單元的技術經濟對比分析[J].有色冶金節能,2014(03).
關鍵詞：集中式市電互補；太陽能光伏照明系統，系統配置；運行成本分析；投資回收期；
中圖分類號：TK511文獻標識碼： A
一、前言
面對人類的可持續發展，從現有常規能源向清潔、可再生新能源過渡已提到議事上來了；因為新能源是依托高新技術的發展，開辟持久可再生能源的道路，以滿足人類不斷增長的能源需求，并保護地球的潔凈；太陽能光伏發電是國際上公認并倡導的綠色發電方式，由于其既不需要燃料，也不存在煙塵和灰渣，不污染環境，不會產生二氧化碳，對大氣不存在任何影響，非常清潔。具有性能穩定，安全可靠，維護費用低，無安全隱患等特點。
二、太陽能光伏照明系統原理及特點
1、系統原理
太陽能光伏發電是國際上公認并倡導的綠色發電方式，它具有節約能源、減少污染的特點。太陽能電池組件把太陽能轉化為電能，經過大功率二極管及控制系統給蓄電池充電。充電到一定程度時，控制器內的自保系統動作，切斷充電電源。晚間，太陽能電池組件充當了光電控制器，啟動控制器，蓄電池給照明燈供電，點燃照明燈；凌晨，太陽能電池組件又充當了光電控制器，啟動控制器，切斷照明燈電源，重新開始進行轉化太陽能為電能的工作。在太陽能路燈點亮時，還能夠根據設置進行調光。
2、系統特點
①太陽能獨立電站系統使用壽命25年；
②全封閉免維護鉛酸蓄電池500AH/2V，壽命5年以上；
③太陽能電池組件：單/多晶硅太陽能電池組件效率15％以上，功率110W，壽命25年以上；
④控制系統：采用均衡維護充電，大電流快速充電，涓流鞏固充電方式進行充電，其中充電過程采用PWM調制方式，具備延長蓄電池壽命的負脈沖緩沖充電過程，使用壽命達到10年以上；
⑤使用溫度：攝氏-40至50度，具有低溫工作功能；
⑥照明時間：每天工作14小時，可連續工作3個陰雨天；
⑦功耗低：LED燈具功耗是一般高壓鈉燈的50-60%左右，具有顯著的節能效果；
⑧顯色指數高：LED燈具色溫3000-7000K可選，顯色指數80以上，LED燈具發出的光線更接近自然光，對顏色的顯現更真實、鮮艷、辨識性強。
⑨壽命長：LED燈具是固體冷光源，使用壽命10萬小時；
⑩綠色光源：LED燈光線穩定，無頻閃，無紫外線和紅外線、無不良眩光，無光污染，消除了不良眩光所引起的刺眼、視覺疲勞與視線干擾，提高駕駛的安全性，減少交通事故的發生；
三、服務區太陽能路燈系統、收費站雨棚燈照明系統設計
(一)項目概況
遼寧省海城析木服務區、析木收費站位于丹東至錫林浩特高速公路東港至海城段。析木收費站車道總數為5個，進2出3，收費站出口指向正南方向。每個車道安裝3盞，共15盞照明燈。雨棚棚頂高7米，燈頭采用120W/220V LED燈。收費雨棚為平頂設計，適合以太陽能電站的形式給照明燈供電。收費站照明燈工作時間14小時（光控整夜亮燈），按3個連陰天設計太陽能供電系統。析木服務區在高速公路兩側對稱分布，其中南北兩區路燈各23盞，燈桿高8m，燈頭采用80W/220V LED燈。本服務區采用集中太陽能路燈供電系統,以太陽能電站的形式給路燈供電。南北服務區路燈供電采用分離方式，南北服務區各安裝太陽能電站系統，供服務區路燈照明使用。服務區路燈工作時間14小時（光控整夜亮燈），按3個連陰天設計太陽能供電系統。太陽能光伏照明系統建設時原常規供電系統仍然建設，采用市電作為補充電源，提高系統運行可靠性?？紤]到供電距離較遠，負載采用DC220V供電系統，以減少電壓損失，避免由于超過3天連陰天造成照明燈熄滅的情況發生。
(二)系統配置方案
1、析木收費站系統配置
表1-1 析木收費站系統配置表
負載數量 材料 數量
15盞 太陽能電池板110W/17V 90
鉛酸蓄電池500Ah/2V（帶電池柜） 110
控制器60A/220V 1
LED燈頭120W/220V 15
太陽能電池板支架9900W 1套
市電切換、匯流及配電等裝置 1套
2、析木服務區系統配置
表1-2單側服務區系統配置表
負載數量 材料 數量
23盞 太陽能電池板110W/17V 90
鉛酸蓄電池500Ah/2V（帶電池柜） 110
控制器220V/60A 1
LED燈頭220V/80W 23
太陽能電池板支架9360 1套
匯流、配電及市電切換裝置 1套
四、系統實際應用效益
(一)經濟效益
以太陽能光伏照明系統全生命周期25年為基礎，進行成本分析計算。
1、收費站雨棚照明運行成本分析。
（1）使用傳統高壓鈉燈照明系統的運行成本
析木收費站收費雨棚共需15盞250W高壓鈉燈對收費車道進行照明，平均每天照明時間為12小時，目前用電電價0.9元/kWh，考慮電價平均每年上漲0.05元/ kWh，高壓鈉燈鎮流器損耗20%，夜晚電壓過高浪費電能10%，則使用高壓鈉燈照明每年實際耗電量為：
0.25[kWh]×1.2×1.1×12[h] ×365[天] ×15[盞]=21681[kWh]
即：第一年用電費用為：
21681[kWh]×0.9[元/kWh]=1.95萬元
每年因電價上調而增加的費用額為：
21681[kWh]×0.05[元/kWh]=0.1084萬元；
高壓鈉燈系統25年消耗的電費Sn為等差數列求和，計算過程如下：
Sn= a1×n＋n(n－1)d/2=1.95×25＋25×24×0.1084÷2=81.27萬元；
式中：a1為第一年用電電費；
n為系統全生命周期25年；
d為每年因電價上調而增加的費用。
即平均每年需要電費為81.27÷25=3.25萬元；
高壓鈉燈燈泡壽命1.5年，更換一次100元/支，鎮流器壽命2年，更換一次150元/個，加上燈高為7m照明燈，需要升降車等設備運輸及安裝，因此考慮50%安裝費用，電力照明燈年運行成本統計如下表：
表1-3收費站傳統高壓鈉燈照明系統年平均運行成本統計表
項目 25年內更換次數 總投入（萬元） 年均投入（萬元）
更換鈉燈燈泡 16 3.6 0.144
更換鎮流器 12 4.05 0.162
年用電費用 ―― ―― 3.250
合計 3.556
（2）使用太陽能光伏照明系統的運行成本
太陽能光伏照明系統無電費費用，運行成本主要為設備的更換費用。由太陽能光伏照明系統的特點可知，LED整體燈具壽命為12.5年，25年壽命期內需更換一次，更換20元/W，每盞燈更換一次需2400元，全部更換一次需要5.4萬元（含50%安裝費用）；2V鉛酸蓄電池壽命為8.5年，壽命期內需更換2次，更換兩次共需15.84萬元（電池回收價值可抵消安裝費用）。即太陽能照明燈系統的運行成本為為5.4+15.84=21.24萬元，平均每年運行成本為21.24÷25=0.8496萬元。
（3）投資回收期
太陽能光伏照明系統與高壓鈉燈照明系統相比的投資回收期N為：
N=(C1B1)/(B-C)=(48.56-5.425)/(3.556-0.8496)=15.9年
式中：B為高壓鈉燈照明系統您平均運行成本；
C為太陽能照明系統年平均運行成本；
B1為高壓鈉燈照明系統初投資費用；
C1為太陽能照明系統初投資費用；
則壽命期內節約費用為3.556×（25－15.9）=31.54萬元。
2、服務區路燈照明系統運行成本分析。
（1）使用傳統高壓鈉燈照明系統的運行成本
析木服務區兩側共需46盞250W高壓鈉燈對服務區廣場進行照明，平均每天照明時間為12小時，目前用電電價0.9元/kWh，考慮電價平均每年上漲0.05元/ kWh，高壓鈉燈鎮流器損耗20%，夜晚電壓過高浪費電能10%，則使用高壓鈉燈照明每年實際耗電量為：
0.25[kWh]×1.2×1.1×12[h] ×365[天] ×46[盞]=66488.4[kWh]
即：第一年用電費用為：
66488.6[kWh]×0.9[元/kWh]=5.983萬元
每年因電價上調而增加的費用額為：
5.983[kWh]×0.05[元/kWh]=0.2991萬元；
高壓鈉燈系統25年消耗的電費Sn為等差數列求和，計算過程如下：
Sn= a1×n＋n(n－1)d/2=5.983×25＋25×24×0.2991÷2=239.305萬元；
式中：a1為第一年用電電費；
n為系統全生命周期25年；
d為每年因電價上調而增加的費用。
即平均每年電費為239.305÷25=9.5722萬元；
高壓鈉燈燈泡壽命1.5年，更換一次100元/支，鎮流器壽命2年，更換一次150元/個，加上燈高為10m照明燈，需要升降車等設備運輸及安裝，因此考慮50%安裝費用，電力照明燈年運行成本統計如下表：
表1-4服務區傳統高壓鈉燈照明系統年平均運行成本統計表
項目 25年內更換次數 總投入（萬元） 年均投入（萬元）
更換鈉燈燈泡 16 9.6 0.384
更換鎮流器 12 10.8 0.432
年用電費用 ―― ―― 9.5722
合計 10.3882
（2）使用太陽能光伏照明燈系統的運行成本
太陽能光伏照明系統無電費費用，運行成本主要為設備的更換費用。由太陽能光伏照明系統的特點可知，運行成本主要為系統部件更換費用。LED整體燈具壽命為12.5年，25年壽命期內需更換一次，更換20元/W，每盞燈80 W更換一次需1600元，46盞全部更換一次需要11.04萬元（含50%安裝費用）；鉛酸蓄電池壽命為8.5年，壽命期內需更換2次，更換兩次共需31.68萬元（電池回收價值可抵消安裝費用）。即太陽能光伏照明系統的追加投資為8.28+31.68=42.72萬元，平均每年運行成本為42.72÷25=1.7088萬元。
（3）投資回收期
太陽能光伏照明系統與高壓鈉燈照明系統相比的投資回收期N為：
N=(C1-B1)/(B-C)=110.54-23.2)/(10.3882-1.7088)=10.06年
式中：B為高壓鈉燈照明系統年平均運行成本；
C為太陽能照明系統年平均運行成本；
B1為高壓鈉燈照明系統初投資費用；
C1為太陽能照明系統初投資費用；
則壽命期內節約費用為10.3882×（25－10.06）=155.1997萬元。
3、整個系統的實際應用效益
通過三個月來對本系統的跟蹤測試及用戶的反饋信息，得到了以下結論：
（1）整個海城析木高速公路工程的太陽能發電系統平均每天總共能夠發電約134.28度。整個工程的負載每天消耗68.64度電。假設應用常規的市電高壓鈉燈，平均一個高壓鈉燈功率在250W~400W ，一天平均按12小時計算，64盞高壓鈉燈的總共可以發電192~307.2度。按照系統的負載用電量而言，該系統每天至少可為用戶節省約130~240度市電，一年便可節省下47450~86400度電。如果按照一度電0.9元計算一年下來單單負載耗電量的節省成本就為42705~77760元。其中并不包括高壓鈉燈的鎮流器耗電量以及線損的耗電量。如果算上鎮流器和線損的耗電量，起碼最少節省成本約5萬到8萬元之間。如果按照系統的總節能計算該系統能夠為用戶節省每天節省電能260.64~375.64度，全年節省成本約為10~13萬之間。
（2）本系統每天總發電量為134.28度電，而負載的耗電量為68.64度，可見發電量為耗電的1.9倍，其中還有很大的使用空間，如果把整個系統的發電量充分利用，還能節省現有成本的1.9倍，節省成本最少在19~24.7萬之間。
(二)環境效益
太陽能光伏照明系統是利用太陽能光伏發電系統原理來工作的，不消耗化石燃料，無二氧化碳、二氧化硫等有害氣體的排放，清潔干凈，環境效益良好。太陽能光伏照明系統每年提供的電量為21681[kWh]，即電力照明燈系統年消耗電量。根據相關部門的數據，煤燃料火力發電每生產1 kWh電，將產生0.92千克的CO2。假設電力照明燈系統電能來源為煤燃料火電，則收費站太陽能照明燈系統年減少CO2排放量為21681[kWh]×0.92 [千克 CO2 /kWh]= 19947[千克 CO2]，服務區太陽能路燈系統年減少CO2排放量為57816[kWh]×0.92 [千克 CO2 /kWh]= 53191[千克 CO2]，。
(三)社會效益
太陽能光伏照明系統在高速公路收費站及服務區的應用，充分的利用收費站及服務區基礎設施實現了節能環保的理念，同時通過雙電源切換裝置與現有電力供電系統實現互補，極大提高了系統供電的科學性與可靠性，對于帶動人們觀念更新、環保意識增強及科技文化進步發展意義重大，它也是社會穩定、經濟繁榮的重要標志，其社會效益顯著。
五、結論
集中式市電互補太陽能路燈及雨棚燈供電系統每天總發電量為134.28度電，如果全部把整個系統的發電量充分利用，還能節省現有成本的1.9倍，節省成本最少在19~24.7萬之間。上述將收費站、服務區高壓鈉燈照明系統與太陽能光伏照明系統從運行成本、投資回收期等2個方面進行了分析，其收益顯著，在壽命期回收初始投資成本的同時，仍可節約大量的電費。
[參考文獻]
[1]．T.C Kandpal, H.P Garg, Financial Evaluation of Renewable Energy Technologies, P.47。
[2]．T.C Kandpal, H.P Garg, Financial Evaluation of Renewable Energy Technologies, P.58。
[3]．Gordon J M. Optimal sizing of stand-alone photovoltaic solar power systems. Solar Cells, 1987, 20:295-313。
[4]《PV Standalone System in Traffic。
Signal Application》,Qiong Wang，2009/11，Graduation thesis in European Solar Energy Engineering School。
關鍵詞 分布式;光伏發電;經濟性
中圖分類號：TM615 文獻標識碼：A 文章編號：1671-7597（2014）21-0211-02
在“節能減排”概念日益盛行的今天，在追求“高能”、“高效”、“清潔”能源的進程中，以太陽能為代表的綠色能源正越來越受到人們的重視。由于分布式光伏發電行業開發的技術門檻相對不高，投入困難不大，使其成為了當前充滿活力和朝氣的新興產業，并在國家的支持下得到迅速的發展[1]。近期，國家電網公司出臺政策鼓勵個人投資分布式光伏發電并網，各市電力部門執行國家相關規定的優惠政策，免收系統容量備用費，并網申請受理、接入系統方案制定、合同協議簽署、并網驗收、并網調試全過程不收費[2]，發電量可全部上網，也可全部自用，或者自發自用，余電上網。用戶不足的電量由電網企業提供，上下網電量分開計算。這些政策將大大鼓勵了居民投資分布式光伏發電的熱情，越來越多的居民到供電公司咨詢光伏發電相關事宜，其中最關切的問題就是其經濟性如何？多久才能收回成本？
1 居民分布式光伏發電并網系統
圖l所示的是居民分布式光伏發電結構示意圖。屋頂分布式光伏發電并網系統由屋頂太陽能電池陣列、并網逆變器、主配電箱、接線箱、電能計量表和電網組成[3]。逆變器是用來將發電設備發出的直流電轉換為符合并網要求的交流電，其輸入接到太陽能電池組，輸出通過主配電箱分成兩路，，一路經電能表接入電網，另一路接居民用電負荷。目前計量方式一般采取兩塊電能表計量，分別計量上網電量和下網電量。如圖2所示。
圖1 居民屋頂太陽能光伏并網系統結構示意圖
2 居民分布式光伏發電項目成本分析
光伏發電項目成本的高低，是影響其能否大規模迅速發展起來的重要因素，也決定著其未來在能源供應中是否認仍占有重要地位，而居民分布式光伏發電項目的投入成本直接影響用戶的投資積極性。居民光伏發電成本主要受壽命期內光伏發電總成本和總發電量的影響。居民光伏發電總成本的主體在于初始投資的大小，而運行維護費等其它因素對系統發電成本影響不大[4]。本文將主要分析居民光伏發電的初始投資。初始投資的含義：光伏電站的初始投資主要包括光伏組件、并網逆變器、配電設備及電纜、電站建設安裝等成本，其中光伏組件投資成本比重最大，占初始總投資的50%-60%[5]。在2009年的國際金融危機爆發后，光伏電池價格大幅下跌，特別是2011年歐洲大幅削減了光伏發電補貼，造成國際太陽能電池及組件的產能過剩，截至目前，國內光伏組件在5元/W左右。目前并網逆變器價格為25元/W，電線投資成本為5元/米，加上其它投資系統投資達到9元/W。
圖2 兩塊電能表計量的接線方式
3 居民分布式光伏發電成本回收時間分析
以本市首家光伏電站分析：本市一位村民，在村里經營了一家小超市，平均每天用電量在60多度。去年2月，他看到關于個人分布式光伏發電的有關信息，于是專門咨詢有關部門并進行了學習，共投入近18萬元購進了一套光伏發電設備，這個光伏發電站設備包括80塊黑色太陽能光伏板和一臺逆變器等，裝機容量為20千瓦，去年11月初，他家的光伏發電站建好的同時，也順利地并入國家電網。“現在屋頂的這個光伏太陽能發電站發的電量除了供自家使用外，多余的電量還能賣給國家電網。”該村民高興地說道，他家屋頂上的家庭光伏發電站一個多月時間，向國家電網輸送電量2000多度。
假設1）：該光伏電站每天發電量能達到80-90度，每月發電量在2400多度，每年發電量為28800度，用電性質為商業用電，電度電價為0.882/度。
假設全部自用，年收益Y=28800*（0.882+0.42）=28800*1.302=37497.6元;成本回收時間為4.8年;
假設全部上網，年收益=28800*（0.43+0.42）=24480元，成本回收時間為7.35年;
假設自用電量為24000度，上網電量為4800度，年收益=24000*（0.882+0.42）+4800*（0.43+0.42）=35328元，成本回收時間為5.1年;
由此可見回收時間與用戶用電量有直接關系，即用戶用電量越多，其回收周期越短。
假設2）：該光伏電站每天發電量能達到80-90度，每月發電量在2400多度，每年發電量為28800度，用電性質為居民生活用電，電度電價為0.5283/度。
假設全部自用，年收益Y=28800*（0.5283+0.42）=28800*0.9483=27311.04元;成本回收時間為6.6年;
假設全部上網，年收益=28800*（0.43+0.42）=24480元，成本回收時間為7.35年;
假設自用電量為24000度，上網電量為4800度，年收益=24000*（0.5283+0.42）+4800*（0.43+0.42）=26839.2元，成本回收時間為6.7年;
由此可見回收時間與用戶用電性質有直接關系，即用戶電價越高，其回收周期越短。
綜上，可得出居民分布式光伏發電成本回收時間與用戶用電性質和用電量有直接關系，即用戶電價越高、用電量越多，其回收周期越短。當然其回收時間還與當地的氣候，運行中設備的維修成本等有關，這些本文不做研究。
4 結束語
居民分布式光伏發電成本回收周期隨著光伏組件及逆變器成本的下降正日益縮短，相信居民投資熱情也會日益高漲，光伏發電在減少污染、節能減排等方面的積極作用將日益突出。
參考文獻
[1]張垠.居民太陽能光伏發電并網引起的問題研究[J].供用電，2009，26（4）.
[2]本刊編輯部.真誠履責全心服務 支持光伏產業發展.
關鍵詞：分布式光伏發電；微型燃氣輪機；互補發電系統；發電成本
中圖分類號： TK47 文獻標識碼： A 文章編號：
0 引言
近年來，太陽能光伏發電技術迅速進步，相關制造產業和開發利用規模逐步擴大，已經成為可再生能源發展的主要領域。根據全國可再生能源發展十二五規劃和太陽能發電發展十二五規劃，促進太陽能發電產業可持續發展，國家能源局和國家電網分別于9月和10月了《關于申報分布式光伏發電規模化應用示范區的通知》和《關于做好分布式光伏發電并網服務工作的意見》，鼓勵大力推動分布式太陽能光伏在城市的應用，加快在居民住宅和政府公用建筑物、商業設施等的普及，實行自發自用、多余上網、免費并網、電網調劑，形成千家萬戶開發應用新能源的局面。相信該政策的出臺將極大推動我國分布式光伏發電的發展。但是，由于光伏發電具有隨機性、波動性以及不可控性，使得光伏發電的出力波動極大。這種波動將對電網的頻率電壓穩定性造成不良影響[1]。為了消除光伏發電系統對電網穩定性的影響，國內外提出了多種能源互補系統，如風電-太陽能發電互補系統[2]，光伏-燃油發電系統[3]，光伏-儲能系統[4]，光伏-微型燃氣輪機系統[5]等。
現階段，中國城市屋頂資源廣闊。以上海為例，共有兩億平米的建筑屋頂，現有光伏電池在標準條件下的功率都高于100W/m2，若這些面積全部利用起來，其裝機容量要大于一個三峽。但是光伏發電系統等分布式電源的輸出功率具有波動性、隨機性、間歇性的特點，微網采用微燃機、燃料電池、儲能裝置等實現微網中的功率平衡調節，大大降低間歇式分布式電源對電網的影響，增強功率調節的可控性。本文就分布式屋頂光伏/微型燃氣輪機微電網系統的成本進行初步分析，驗證該微電網系統的經濟可行性。
屋頂光伏與微型燃氣輪機系統簡介
屋頂光伏/微型燃氣輪機互補發電系統包括太陽能光伏板、逆變器和若干臺微型燃氣輪機成的小型微電網系統。系統中配備微型燃氣輪機的目的是通過燃氣輪機特有的快速啟停和出力調節特性，來補償由于天氣變化引起的光伏出力波動，是的這個互補發電系統的輸出平穩，消除光伏發電對電網的不利影響。
考慮到屋頂分布式光伏規模（1MW-100MW）不是很大，為了保證互補系統有較高的經濟性，互補發電裝置中一般采用微型燃氣輪機（30kW-200kW）或者相應的聯合循環機組。
以10MW屋頂光伏發電為例，配備兩臺100kW微型燃氣輪機。發電系統框圖見下圖1所示。
圖1 分布式屋頂光伏/微型燃機互補系統發電框圖
2. 系統成本初步分析
對于光伏發電與微型燃氣輪機發電互補系統而言，發電系統的成本由以下三個部分組成
總投資折舊成本
燃料成本
運行維護成本
2.1 總投資折舊成本Cod
總投資折舊成本Cod包括光伏發電的單位折舊成本Cod_p和微型燃機電站折舊成本Cod_g，即Cod=ωpCod_p+ωgCod_g
其中ωp和ωg分別為微型燃氣輪機所占發電量的百分比。
（1）光伏發電總投資成本Cod_p
光伏發電總投資費用主要包括光伏發電的靜態投資費用，財務費用（主要是主要是利息支出）以及運行與維護費用三個部分。其中靜態投資費用由電站的單位容量造價和裝機容量得到。為了體現出全生命周期的總投資費用，將其折算為現值。具體可表示為：
TCRp=UIP×Kp+FCp+MCp×(P/A,i,n) （1）
其中，TCRp是光伏發電的總投資費用的現值（元）；UIp是單位容量造價費用（元/kW）；Kp是電站的裝機容量（kW），FCp是財務費用（元）； MCp是運行與維護費用（元）；i是折現率（%）；n是電站投產運行期（年）。
但是考慮到光伏/微型燃機發電系統的特殊性，本研究采取按運行小時數分攤固定成本的策略。則電站總投資的折舊成本可表示為：
（2）
其中，Cod_p是光伏電站總投資的折舊成本（元/kWh）；SUIp是電站單位動態投資費用（元/kW）；ψ是凈殘值率；δ是廠用電率（%）；T是設備年運行小時數（h）。
目前由于光伏組件的價格較低，基本維持在4.2-4.7元/W之間，因此，10MW屋頂光伏系統動態總投資可以按照8600萬元計，光伏平均利用小時數按照1000h的地區計，廠用電率按照2%，凈殘值率按照5%，電站投產運行期按20年計算，得到Cod_p=0.42元/kWh。
（2）微型燃機發電總投資成本Cod_g
按照目前微型燃機造價，100kW燃機發電系統動態總投資大約為14000元/kW，微燃機只是白天平滑光伏曲線運行，年平均運行時間按照1500h計，廠用電率按照2%，凈殘值率5%，折舊20年計，按照光伏總投資成本同樣的算法，可以得到Cod_g=0.485元/kWh。
綜合光伏和微燃機的投資成本，并按照比例得出：
Cod=97%×0.42+3%×0.485=0.422元/kWh。
2.2燃料成本Cof
（1）光伏電站燃料成本Cof_p
由于光伏電站主要是利用太陽能發電，除了光伏組件每年有少許損失外，幾乎無發電成本，而光伏組件每年的衰減已經在光伏年平均利用小時數中考慮，所以光伏電站燃料成本可以忽略。
（2）微型燃機發電燃料成本
燃氣發電燃料費用不僅與天然氣價格有關，還與發電機組供電效率等因素有關。根據1kWh輸出電力=3.6 MJ，微型燃機發電燃料費用可表示為：
Cof_p=(((1×3600/4.1868)/Q)/η)×Pg(3)
其中，Cof_p是電站燃料成本（元/kWh）；Q是天然氣發熱量（kcal/m3）；η是機組供電效率（%）；Pg是天然氣市場價格（元/m3）。
同時，微型燃機發電還有除了大部分的發電原料天然氣費用外，還包括少部分的水費和材料費。根據相關工程數據資料顯示，水費和材料費占燃料費比重極低，約為0.008元/kWh。
按照目前天然氣市場價格2.2元/m3，天然氣熱量8500kcal/m3，100kW微燃機供電效率32%計，得出微型燃機發電燃料成本Cof_p=0.632+0.008=0.64元/kwh。
按照光伏和微燃機發電所占比重計算得出：Cof=3%×0.64=0.0192元/kWh。
2.3 運行維護成本
光伏/微型燃機互補發電系統中，光伏組件和微型燃機幾乎都是免維護的，光伏組件就是每隔時間進行一次清洗，微型燃機定期加油等即可，所以該系統的運行維護成本很低，暫按照0.1元/kWh計。
綜合以上三個方面，可以得出整個互補系統的成本為Coe=Cod+Cof+0.1=0.5412元/kwh。
3 成本分析及結論
從以上分析可知，該互補系統發電成本與三個影響因素的關系最大：光伏電站動態總投資、微型燃機投資成本和微型燃機燃料成本。本項目中由于微型燃機發電在系統中運行小時數較少，所占比重較低，所以對系統成本影響不大。因此，主要影響因素在于光伏電站單位投資。
根據2012年9月國家能源局的《關于申報分布式光伏發電規?；瘧玫耐ㄖ罚瑖覍Ψ植际焦夥l電項目實行單位電量定額補貼政策，補貼金額可能為0.4~0.6元/kwh，如果分布式發電的銷售電價為0.6元/kwh的話，互補系統能有0.459元/kwh的收益，互補系統經濟性較好。如果沒有政府補貼的話，互補系統的經濟性較差。
因此，在目前政府對分布式光伏發電有補貼的情況下，建設分布式光伏/微型燃機發電系統在經濟上是可行的。同時，隨著技術進步，光伏發電單位投資的下降，也會降低整個電站的成本，從而慢慢實現光伏平價上網。
參考文獻
[1] 李碧君,方勇杰, 楊衛東,徐泰山.光伏發電并網大電網面臨的問題與對策[J].電網與清潔能源. 2010（04）
[2] S. Neris, N.A.Vovos,G.B. Gannakopoulos.A variable speed wind energy coversion scheme for connection to weak ac systems[J] . IEEE Trans. on Energy Conv.,1999,14(1):122-127
[3] 吳炯.光伏與柴油發電并網控制系統設計[D].上海交通大學.2011碩士畢業論文
