目前光伏發(fā)電項目主要分為兩種模式操作，第一種是投資方和屋頂企業(yè)合作，按節(jié)能項目的要求采用合同能源管理方式(EMC)，第二種是全額上網模式，按當?shù)厮鶎俟庹召Y源區(qū)的上網標桿電價直接銷售給電網公司。

如何合理準確的計算分布式光伏發(fā)電收益？

對于第一種，光伏項目作為一個附加在屋頂上的發(fā)電系統(tǒng)，在廠區(qū)變壓器容量滿足接入條件的情況下，接入原企業(yè)廠區(qū)的配電室，按“用戶自用、余量上網”原則，項目所發(fā)電量優(yōu)先供應企業(yè)業(yè)主廠區(qū)內使用，可通過安裝雙向計量表記錄正向和反向用電，向用戶供應的凈電量即為用戶減少的電網購電量，由此減少的購電支出即為實施光伏項目所產生的節(jié)能效益。

通過合同能源管理方式，投資方可獲得高于燃煤脫硫標桿電價的銷售價格，企業(yè)用電方可獲得低于市電的優(yōu)惠電價，另外光伏發(fā)電曲線如果與負荷曲線基本一致，可在一定程度上起到削峰作用。這樣對投資方和用電方都是雙贏的。

如何合理準確的計算分布式光伏發(fā)電收益？

工商業(yè)屋頂分布式光伏發(fā)電項目的經濟效益測算較地面光伏電站要更加復雜，它需要考慮當?shù)氐碾娰M計價方式和用電價格、企業(yè)用戶的用電負荷、當?shù)靥栞椪召Y源情況、光伏出力情況及與企業(yè)用電負荷曲線的匹配性，根據目前分布式光伏發(fā)電補貼政策，用戶自發(fā)自用部分的補貼是在用戶用電電價之上加國家、省市地方固定度電補貼，余電上網部分電費收益則是按照當?shù)孛摿蛎簶藯U上網電價收購。

目前行業(yè)內針對分布式光伏電價的計算方法有多種，不同的方法也會存在一定的差異，由于投資收益率敏感性和電價有直接關聯(lián)，因此不同的電價計算方式也會帶來收益率的偏差。

電價計算方法

以江蘇某企業(yè)為例，用電情況如下：高峰時段電價為1.1002元/千瓦時，平段電價為0.6601元/千瓦時，谷段電價為0.32元/千瓦時。假設投資方向企業(yè)用戶收取的電費為企業(yè)白天用電電價的8.8折。經過測算，光伏發(fā)電被企業(yè)自身消納的比例約59.25%，剩余40.75%為余電上網部分，脫硫煤標桿上網電價為0.378元/kWh。

粗略計算

這種方法適用于難以獲取用電企業(yè)負荷曲線的情況，而白天一般是峰平兩個時段，所以計算電價時，可對峰段和平段電價取平均值，即(1.1002+0.6601)/2=0.88015元/千瓦時;企業(yè)光伏發(fā)電的消納比例約59.25%，剩余40.75%余電上網，投資方向用戶收取的電費為企業(yè)白天用電網點均值電價的8.8折，投資方按照折扣電價0.88015*88.0%=0.7745元/千瓦時向企業(yè)用戶收取電費。投資方根據合同能源管理獲得的電費電價：投資方向用戶收取的電費電價+光伏電能量上網電價=0.7745*59.25%+0.378*40.75%≈0.6129元/kWh。

以光伏平均出力比例加權

王淑娟老師在《分布式光伏項目電價的計算方法》一文中提出了平均出力比例加權的計算方法，即以不同電價時的全年日平均出力加權，其計算公式應該如下：

i為某個電價時間段，峰、平、谷;

Pi/P為某個電價時間段內的出力占全天總出力的比例;

Ci為某個時間段的電價;

下圖1為該地區(qū)逐時出力的年平均值，即對365天的24小時逐時出力求平均。

圖1光伏逐時出力年平均值(單位：kW)

表1為該地區(qū)的電價時段劃分表：

根據光伏出力情況，可計算得到低谷時段、平段和峰段的光伏出力比例和出力總量。那么對電價進行加權可得到平均電價為0.8117元/kWh。根據EMC能源管理獲得的電費電價：0.8117*88%*59.25%+0.378*40.75%≈0.577元/kWh。

根據光伏年均負荷計算綜合售電電價

圖1為經過數(shù)據處理過的光伏年均出力曲線和逐時電力負荷曲線，從圖可知，用電負荷基本上比較穩(wěn)定，處于400kW到500kW之間，光伏年均出力隨太陽輻照而變化，最大可達到1200kW以上，因此遠大于用電負荷，光伏出力曲線和用電負荷曲線交叉部分的面積為余電上網電量，其他時段光伏出力均被企業(yè)自身消納，根據12個月的峰谷平電費清單以及節(jié)假期天數(shù)，計算峰谷平時段的用電平均負荷。

通過PVsyst光伏設計軟件模擬得到各時段的平均出力，根據光伏出力、用電負荷以及不同時段的電價、余電上網電價，可計算得到綜合售電電價。經計算EMC電價為0.626元/kWh，同時反推可得到企業(yè)的平均電價為：0.856元/度。

圖1光伏年均出力曲線和逐時電力負荷

根據峰谷平時段作為加權系數(shù)計算

加權平均電價=峰段時數(shù)/發(fā)電小時*峰段電價+平段時數(shù)/發(fā)電小時*平段電價+谷段時數(shù)/發(fā)電小時*谷段電價，可計算得到EMC電價為0.775835714*88%*59.25%+0.378*40.75%≈0.55855元/kWh。

投資收益率比較

基于不同電價計算方法的投資收益率比較：為了對上述不同電價計算方法進行比較，測算時，光伏系統(tǒng)效率按75%計算，首年有效發(fā)電小時數(shù)為986h，多晶組件的次年的衰減率按0.7%計算。項目投資費用中自有資金比例30%，銀行貸款比例70%，貸款利率7%，年限5年，在輸入其他條件構建分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)經濟性評價模型，可得到表3所示投資收益率結果。

需要指出的是，文中所提到的計算方法僅供大家參考。因為用電負荷大小取決于企業(yè)自身的用電需求，用電需求又取決于企業(yè)的自身經營情況。一般在現(xiàn)勘所獲取的電費清單為近一年的統(tǒng)計數(shù)據，不能代表未來幾年的用電趨勢，因此存在一定的不確定性，給投資測算帶來了難度、光伏自發(fā)自用消納比例取決于光伏出力和用電情況，而前者取決于當?shù)貙嶋H的太陽輻照情況、溫度和實際的系統(tǒng)效率等，也存在一定的不確定性，所以客觀上難以得到一個非常準確的自發(fā)自用比例。

結論

基于能源合同管理模式的分布式光伏發(fā)電項目投資收益測算需要考慮企業(yè)的用電電價、企業(yè)消納能力等情況，文中對不同的電價計算方法進行了總結，相對準確地來講，經濟評價模型根據所設定的光伏發(fā)電系統(tǒng)容量結合當?shù)靥栞椛鋸姸鹊葰夂驐l件和光伏組件技術特性，使用PVsyst軟件模擬光伏系統(tǒng)逐時發(fā)電出力，在此基礎上，再通過與企業(yè)需求側的逐時用電負荷需求的比較，基于“自用為主、余電上網”原則來計算投資方的售電價格，個人認為這樣操作是相對比較合理的，可提高經濟評價預測模型的準確度。