福建省分布式光伏发电工程经济的效益

摘要:以福建省太阳能资源现状为切入点，通过建立经济效益模型测算福建省主要地区分布式光伏发电工程的经济效益，研究福建省分布式光伏发电工程投资开发价值分布空间，为投资者决策提供参考。

关键词:分布式;光伏发电工程;经济效益

随着煤电引发环境问题日趋严重，调整电力能源结构、提高能源效率已成为解决电力能源问题的重要措施，而太阳能资源因其高开发潜力低开发比例成为“十三五”期间重要开发的可再生清洁电力能源。2016年，国家发展改革委颁布《可再生能源十三五规划》明确规定2020年光伏发电规模105GW，而2015年底光伏累计装机43GW，年复合增长率19.55%；同年福建省《福建省十三五能源发展专项规划》预计到2020年光伏发电规模900MW，新增规模750MW，年复合增长率高达43.10%。数据表明，福建省光伏发电开发潜力巨大，“十三五”期间将是福建省光伏发电加速发展的好时期。本文以福建省太阳能资源现状为切入点，研究具备投资开发价值的太阳能资源规划空间，为投资者决策提供参考。

1光伏组件发电量计算

（1）福建省太阳能资源分布情况。福建省年平均太阳总辐射量约3800～5400MJ/m2，年平均直接辐射量约1800～3000MJ/m2，其中莆田至诏安沿海一线是全省最高值区域，年总辐射量4780～5400MJ/m2。根据中华人民共和国气象行业标准《太阳能资源的评估方法（2006版）》，以太阳总辐射的年总量为指标进行太阳能资源丰富程度评估，福建太阳能资源丰富程度大部分区域属于“较丰富”区，东山、诏安、泉州沿海以及厦门、龙海局部属于“很丰富”区。（2）光伏组件发电量计算。根据NASA公开数据库中福建省主要地区的太阳能年总辐射量，结合经纬度、倾斜面辐射量等相关参数，得到在最优方位角、最佳组件倾角（固定式安装）及相同系统效率下各地区光伏电站年等效利用小时数.

2分布式光伏发电上网模式及定价规则

按照国家发展改革委最新光伏发电定价政策（发改价格［2016］2729号和［2013］1638号），分布式光伏发电工程按照并网模式分为“全额上网”和“自发自用、余电上网”2种模式。前者根据太阳能资源条件和建设成本判定工程所在地区的太阳能资源区类别，执行相应类别的标杆上网电价；后者按照全电量补贴政策，电价补贴标准为0.42元/kWh（含税，下同），连续补贴20a，其中“自发自用”部分按用户购电电价计算，“余电上网”部分电量按照当地燃煤机组标杆上网电价收购。由于目前福建省尚未出台地方性补贴政策，因此，“自发自用、余电上网”模式下存在2个电价：①自发自用部分电价=用户电价+0.42元/kWh；②余电上网部分电价=当地燃煤机组标杆上网电价+0.42元/kWh。

3分布式光伏发电工程经济效益

（1）装机规模及电价区间。福建省分布式光伏发电工程多集中于利用工业厂房，而大工业用户相对集中且拥有较大面积的屋顶条件。通过对福建省大工业厂房屋顶可利用面积实地调查，考虑单个电站装机规模按2MW为宜。由于大工业用户一般用电需求大，结合装机规模考虑电量“自发自用”比例100%。根据福建省物价局的最新销售电价表，大工业电量电价区间为0.5622～0.6222元/kWh。按照分布式光伏发电工程定价规则，采用“自发自用、余电上网”模式电价区间为0.9822～1.0422元/kWh。福建属于第3类太阳能资源区，“全额上网”模式下光伏发电工程标杆上网电价0.85元/kWh，显著低于“自发自用、余电上网”模式的上网电价，因此本文考虑福建省分布式光伏发电工程均采用“自发自用、余电上网”模式。（2）建设投资及运行成本。光伏电站建设投资主要受光伏组件和支架成本的影响，2者占比超过50%。光伏电站发展初期受组件价格居高影响建设投资高，近几年随着光伏电池技术创新能力大幅提升，晶硅电池技术转换效率创造了世界纪录，多晶硅产量也占全球总产量约40%，技术进步及生产规模扩大使“十二五”时期光伏组件价格下降了60%以上。目前福建省光伏电站静态单位投资基本可控制在6.5元/kW，建设期6个月。光伏工程多数为内资项目，资本金比例按20%考虑，其余为国内贷款。运行成本主要包括折旧费、修理费、职工工资及福利费、保险费、材料费、其他费用、租金和利息，其中修理费和保险费按费率计提，材料费和其他费用按单位kW指标计列。（3）经济效益模型。本文采用已知销售电价正算项目收益的评价模式对分布式光伏工程进行经济效益分析，考察项目的盈利能力，以资本金内部收益率IRR是否达到12%为评判项目经济可行的标准。福建省主要地区光伏电站发电小时和上网电价按前述章节已列数据计，考虑到电价补贴的申报程序，按以往经验数据，考虑电价补贴以延迟18个月到位。运行成本参数参照5大发电集团光伏项目经济评价参数，结合福建省已运行光伏电站运维情况进行修正。通过建立经济评价模型进行测算。在电价为1.0422元/kWh条件下，除福州外其余地区都具备投资开发价值；在电价为0.9822元/kWh条件下，不满足投资开发收益率要求的地区为南平（北）、三明和福州。（4）抗风险能力分析。工程建设投资和上网电价是影响收益的关键因素，且这两个因素受投资主体的建设能力和经营能力的影响较大。通过对这2个因素进行敏感性分析，可研究项目的抗风险能力，从而进一步评估光伏发电工程的可开发利用价值。基于分析的保守性，本文在最低电价0.9822元/kWh条件下针对因素进行敏感性分析，得到实现预期目标收益率条件下因素变化的可接受限值，详见图1。依据表3和图1中数据分布，综合考虑所在地区工程财务盈利能力和抗风险能力，可以将福建省12个主要地区分为4个梯队，第1梯队为东山岛、厦门、泉州（南），具有很高开发利用价值；第2梯队为漳州，具有较高开发利用价值；第3梯队为泉州（北）、龙岩、南平（南）、莆田、宁德，具备开发利用价值，但需投资主体谨慎控制建设投资、通过谈判等尽量获取更高上网电价；第4梯队为南平（北）、三明、福州，低开发利用价值，收益低于本文所要求标准，可考虑寻找大面积厂房扩大装机规模发挥规模效益、寻找高性价比光伏组件或通过谈判获取更高上网电价来弥补日照资源不足。

4结束语

本文根据福建省太阳能资源分布情况，通过建立经济效益模型评估福建省主要地区分布式光伏发电工程开发利用价值情况。综合资本金内部收益率指标和抗风险能力进行开发利用价值序列排布，将全省主要地区划分4个开发梯队，并针对不同的梯队提出不同的开发建议，为投资者投资决策提供参考。本文假设所有投资主体在同一投资水平和同一财务接受能力情况下进行测评，后续投资方进行项目可行性研究时需根据投资主体自身建设水平和财务状况修正模型基础数据，进一步进行模型分析论证。

参考文献

1《可再生能源发展“十三五”规划》、《福建省“十三五”能源发展专项规划》

2张欣莉，莫丽丽.基于组件输出功率估算的光伏电站经济效益研究［J］.水电能源科学，2015，10（33）：212-214.

3安文，刘萌，田泽.基于F-AHP模型的光伏电站项目后评价研究［J］.工业技术经济，2014，5（247）：81-86.

作者:吴敬芳 林伟 胡文 王礼伟 林玲 单位:福建省电力勘测设计院