光伏投资成本分析篇1
一、引言
近几年，为应对光伏行业的美国及欧盟“双反”影响同时为保护国内组件制造企业，国家出台了相关光伏电站补贴政策，直接导致中国光伏发电装机量突飞猛进，2013年下半年中国大陆地区装机量竟超过10GW，市场异常火爆。近期中国能源局公布了《关于下达2014年光伏发电年度新增建设规模的通知》，并明确规定光伏分布式发电装机量占60%，旗帜鲜明的将光伏投资由地面大规模电站引导至光伏分布式发电。
二、分布式光伏发电系统介绍
分布式光伏发电是指在用户所在场地或附近建设运行，以用户侧自发自用为主、多余电量上网且在配电网系统平衡调节为特征的光伏发电设施。分布式光伏发电实行“自发自用、余电上网、就近消纳、电网调节”的运营模式，电网企业采用先进技术优化电网运行管理，为分布式光伏发电运行提供系统支撑，保障电力用户安全用电，鼓励项目投资经营主体与同一供电区内的电力用户在电网企业配合下以多种方式实现分布式光伏发电就近消纳。它是一种新型的、具有广阔发展前景的发电和能源综合利用方式，它倡导就近发电，就近并网，就近转换，就近使用的原则，不仅能够有效提高同等规模光伏电站的发电量，同时还有效解决了电力在升压及长途运输中的损耗问题。
目前应用最为广泛的分布式光伏发电系统，是建在城市建筑物屋顶与个人家庭屋顶的光伏发电项目，该类项目必须接入公共电网，与公共电网一起为附近的用户供电。
分布式光伏发电具有以下特点：
1、输出功率相对较小。一般而言，一个分布式光伏发电项目的容量在数千瓦以内。与集中式电站不同，光伏电站的大小对发电效率的影响很小，因此对其经济性的影响也很小，小型光伏系统的投资收益率并不会比大型的低。
2、污染小，环保效益突出。分布式光伏发电项目在发电过程中，没有噪声，也不会对空气和水产生污染。
3、能够在一定程度上缓解局地的用电紧张状况。但是，分布式光伏发电的能量密度相对较低，每平方米分布式光伏发电系统的功率仅约100瓦，再加上适合安装光伏组件的建筑屋顶面积有限，不能从根本上解决用电紧张问题。
4、可以发电用电并存。大型地面电站发电是升压接入输电网，仅作为发电电站而运行；而分布式光伏发电是接入配电网，发电用电并存，且要求尽可能地就地消纳。
三、分布式光伏发电系统建设投资成本
分布式光伏发电系统服务商提供给您的分布式光伏发电系统报价中，一般包含：晶硅电池组件、支架、逆变器、断路器、直流箱、交流箱、熔断器、直流电缆、交流电缆、汇流端子、接地端子、人工、运输、行政手续费、税费等项目，考虑到每个项目的大小、设计、施工难度不同，市场采购价格的浮动，报价也会随之浮动；
在华北、长三角、珠三角这三个分布式光伏发电应用比较密集的地区，太阳平面辐射量差异不像与西部地区差异那么大，一般不超过20%。如果设置到最佳发电倾角，整体系统效率在80%以上，一般来说1KW的项目25年年均发电量应在900~1300kwh左右；如果是钢结构彩钢瓦的工商业厂房屋顶，一般只在朝南的一面满铺光伏组件（标准厂房屋顶自然倾角一般为5°到10°不等），铺设比例一般为1KW占面积10O，也就是1MW(1MW=1000KW)项目需要使用1万O面积；如果是户用别墅砖瓦结构的屋顶，一般会在08:00~16:00没有遮挡的屋顶区域满铺光伏组件，安装方式虽与彩钢瓦屋顶略有不同，但占面积比是相似的，也是1KW占面积10O左右。也就是说，一个面积比较大(100~150O)的别墅屋顶，大概可以安装约10KW的光伏发电系统，25年年均发电约9000~1.3万kwh(具体参数需要航禹太阳能出具专业项目建议书后确定，这里只给出大致概念)；如果是平面混凝土屋顶，为了设计成最佳固定水平倾角，每排组件之间需要间隔一定间距以保证不被前排组件阴影遮挡，所以整个项目占用屋顶面积会大于可以实现组件平铺的彩钢瓦和别墅屋顶。一般来说，考虑到自然遮挡和女儿墙高度等复杂因素后，1KW占用屋顶面积为15~20O左右，也就是1MW项目需要使用1.5~2万O面积。大家可以据此估算自家屋顶可以安装多少容量，大致能发多少电了。
按照2013年年底西安地区某300kWp屋顶分布式光伏电站建设直接成本来分析，300kWp的项目总花费为220万多元，其中组件占到58.49%，逆变器占到总成本的12.2%，支架占到总成本的7.73%。项目总造价每瓦成本约合7.3元。考虑系统集成公司利润，对于常规屋顶电站项目市场报价按照8元每瓦较为合理。项目各项费用支出及比例详见上表及下图所示。
四、分布式光伏发电系统运营成本
分布式光伏发电系统的运行维护主要是对系统的机械安装、电气连接的日常点检、对光伏组建的清洗、对部分失效部件的更换等简单操作，成本相对较低，对于10千瓦以下的系统维护成本几乎可以忽略不计，但是MW（1MW=1000KW=1000000W）级的电站应当预提1%-3%的维护成本进入系统的总投资。每次每平方米组件的清洗成本在0.5元到0.8元不等，主要取决于当地人工成本和运维服务提供人员的多少。一般来说安装量大的系统所需运营成本高于安装量小的系统所需运营成本，但分摊到每瓦成本上，前者则具有成本优势。据目前市场行情，每年运营成本一般占初始投资成本的1%-5%。
五、分布式光伏发电系统运营税费
对于企业自身投资的分布式光伏电站。采用自发自用余量上网的模式，屋顶光伏发电系统设备以及所产生的电力所有权都归属企业自身。电力是有形动产，将多余的电力并网销售给电站，要缴纳增值税。增值税一般纳税人适用增值税率17%。小规模纳税人则按3%征收率纳税。同时，光伏发电有税收优惠。根据《财政部、国家税务总局关于光伏发电增值税政策的通知》(财税〔2013〕66号)，规定“自2013年10月1日至2015年12月31日，对纳税人销售自产的利用太阳能生产的电力产品，实行增值税即征即退50%的政策。”光伏发电系统需要购进相应设备，增值税一般纳税人购进货物可以抵扣进项税额。此外，光伏发电的一个缺陷是受天气影响居民社区自发自用余量上网，通常情况是开发商在建房时就把屋顶或外墙安装好光伏发电设备，然后移交给物业公司运营。电力归属权属于物业公司。物业公司主要涉及税种是营业税，归地税机关管辖;而销售电力要缴纳增值税，归国税机关管辖。因此物业公司还要到国税机关办理税务登记，并对销售电力的收入单位核算。如果居民社区规模不大，其屋顶面积不多，光伏发电的电力必将有限，当月销售电力收入小于2万元时，则根据《财政部、国家税务总局关于暂免征收部分小微企业增值税和营业税的通知》(财税〔2013〕52号)规定，可以免缴增值税。同时，《财政部、国家税务总局关于财政性资金、行政事业性收费、政府性基金有关企业所得税政策问题的通知》(财税〔2008〕151号)规定，在缴纳企业所得税时，增值税免税额、即征即退额都要计入应纳税所得额。个人家庭自发自用余量上网，多余电力销售额基本达不到增值税起征点2万元的标准，所以免缴增值税。光伏电站投资运营商租用企业、居民社区的屋顶，屋顶光伏发电系统设备以及产生的电力所有权都归属光伏电站投资运营商。屋顶楼面不属于不动产，出租屋顶楼面,出租方要缴纳营业税，但不缴纳房产税。营业税适用税率5%。如果出租方是工商企业，主体税种是增值税，而营业税归地税机关管辖，那么工商企业出租屋顶也要到地税机关办理税务登记，并对出租屋顶收入单独核算。有些屋顶出租方不收取租金，而是以获得优惠电价或一定数量的免费电力作为回报。这种情况要分解成正常租赁和正常售电两个业务。国税机关将依照增值税暂行条例实施细则第十六条规定，按同期光伏电价调整光伏电站的销售额;地税机关将依照营业税暂行条例实施细则第二十条规定，按同期同类屋顶出租行情核定其营业额。营业额即租金收入，作为征收营业税的计税依据。光伏电站通常都超过年销售收入50万元的标准，须认定增值税一般纳税人。适用增值税税率17%。电站建设属于公共基础设施项目，根据企业所得税法第二十七条第(二)项和企业所得税法实施条例第八十七条规定，从事国家重点扶持的公共基础设施项目，自项目取得第一笔生产经营收入所属纳税年度起，可享受企业所得税“三免三减半”优惠。《公共基础设施项目企业所得税优惠目录(2008年版)》(财税〔2008〕116号)中列入了“太阳能发电新建项目”，但前提条件为“由政府投资主管部门核准”。因此，光伏电站要先经核准然后才能享受优惠。而目前光伏电站只要完成备案即可享同时，《财政部关于分布式光伏发电实行按照电量补贴政策等有关问题的通知》(财建〔2013〕390号)和《国家发展改革委关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》(发改价格〔2013〕1638号)规定，分布式光伏发电项目经过备案，建成投产且完成并网验收后，将获得财政补贴，补贴标准为每千瓦时0.42元，获得的补贴应当计入当期应纳税所得额。
六、分布式光伏发电系统所产生的收入
从 2014 年开始，国家对大型光伏电站将实行分资源区的不同上网标杆电价，将此前实行的全国统一上网标杆电价1 元/kWh 分别调整到0.9 元/kWh(Ⅰ类区)、0.95 元/kWh(Ⅱ类区)和1.0 元/kWh(Ⅲ类区)，同时对于分布式光伏发电的激励政策从初投资补贴转为度电补贴(0.42 元/kWh)。
一般来说，国家承诺的补贴可以做到基本到位，并不会拖延时间，到账时间基本上在次年3月左右。而省、市两级政府所承诺的补贴则需要对应所在地财政收入优良情况，只是到账时间不一定。电网的电力收购所产生的收入，一般执行每月抄表，挂账运营。抄表数并作为政府补贴的参照依据。现在电网公司抄表难度加大，且一般居民无法开出增值税发票给电网公司，导致电网公司应支付的款项迟迟未能到账。
七、分布式光伏发电系统所面临的困境
1、并网艰难，各地方电网对并网没有细化标准，因此会出现不同地区对申请批准的标准不一致，且分布式光伏发电的并网技术还存在一定的难题。
2、政策配套尚未完善，分布式示范项目执行层面尚缺细则支持，即使细则出台，存在不合理的条款或者执行问题，导致项目进度偏慢也是大概率事件。
3、是部分地区大面积的不具备屋顶打桩条件。在中西部省份房屋未使用钢混结构，依旧使用预制水泥板甚至使用木梁结构，且彩钢瓦劣质，不具备承压能力。
参考文献：
1、王昆白一《分布式太阳能光伏发电系统浅析》，《城市建设理论研究》2014年第8期
光伏投资成本分析篇2
一、光伏发电的技术原理及政策背景
1、光伏发电的技术原理分析
光伏发电，其基本原理就是“光伏效应”。光子照射到金属上时，它的能量可以被金属中某个电子全部吸收，电子吸收的能量足够大，能克服金属内部引力做功，离开金属表面逃逸出来，成为光电子。白天采用高能vcz晶体发电板和太阳光互感对接和全天候24小时接收风能发电互补，通过全自动接收转换柜接收，直接满足所有家电用电需求。并通过国家信息产业化学物理电源产品质量监督检验中心检测合格。发电系统成本中，电池组件约占50%，电流转换器、安装费、其他辅助部件以及其他费用占另外 50%。
二、建立分布式光伏电站投资分析
投资分布式光伏电站的合理性和可操作性主要体现在以下几个方面：
1、近年来，我国光伏产品生产企业快速发展，产业规模迅速扩大，市场占有率位居世界前列，制造技术达到世界先进水平，致使我国光伏发电的主要元器件成本显著降低，这就为光伏发电的应用打好了基础。另外，由于全球光伏市场需求增速减缓，加上美国与欧盟市场均对我国的光伏出口产品进行“双反”调查，征收较高的惩罚性关税或限制价格及实行配额，光伏产品出口严重受阻，造成我国光伏生产企业普遍经营困难，产能严重过剩，产量严重积压，企业间竞争非常激烈，使光伏发电应用企业在使用光伏元器件时具有较强的议价能力。
2、我国政府已看到我国光伏产品市场过度依赖外部市场，国内应用市场开发严重不足，应用市场环境亟待改善等等情况，已出台或即将出台一系列产品导向政策文件。在国发〔2013〕24号文件中，强调在大力支持用户侧光伏应用，完善电价和补贴政策，改进补贴资金管理，加大财税政策支持力度，完善金融支持政策，以及土地支持政策和建设管理等方面，进一步加大并完善国家支持政策，这些非常丰厚的优惠政策的预期，也将为投资光伏电站的企业带来非常良好的经济效益。
3、随着地球上化石能源储量的日渐枯竭，化石能源价格必将不断大幅上涨，从而使化石能源发电成本呈不断上涨趋势，致使电费价格不断上涨；而光伏发电随着产品效率的不断改进，产量不断上升，成本必将大幅下降，特别是太阳能本身就是一种零成本的能源。电费不断上涨，光伏发电成本不断下降，两者之间形成了一个巨大的利润空间，为企业进一步带来非常可观的经济效益。
4、与其他投资项目不同的是，项目建成后没有传统投资项目的人财（流动资金）物的投入，以及销的运营。项目进入正常运行后，每年除了例行的设备维护保养，没有较大的费用开支，不需要牵涉较大的精力，在项目的生命周期中，由于采取自发自用和余电上网的模式，所产生的电源不会发生滞销，不会造成产品的积压。也可以说，随着项目的建成，项目就变成了一个每年有固定收益的投资产品。因此，在项目后续资本运作上，也带来不小空间。比如，可将项目未来收益权做质押来开展“未来收益权质押”融资业务，也可以将这些项目资产抵押，来发行企业资产抵押债券。如要想得远一些，更可将所有的光伏发电项目资产打包上市，获取社会融资。
5、分布式光伏电站的投资收益分析
以定性分析的方法可揭示当前投资分布式光伏发电项目的前瞻性与可行性。但是当前投资该项目是否有利可图呢？这就要用定量分析的方法，用数据测算来揭示了。
关于项目的投资总额，投资光伏电站的硬件设备有光伏电池组件、逆变器、升压变压器和各种配电柜等等。软件的费用包括光伏电站的设计费、建设费用、技术服务费用。按照现行的成本规模，如果建设一个装机容量为1 000千瓦规模的分布式光伏发电屋顶项目，初期投资总额，也就是硬件费用和安装费用大约为800万元，以后每年维护保养费用为投资总额的0.5%。
投资收益计算的基础是发电量，光伏电站的发电量取决于电站当地的日照辐射量和光伏发电系统的装机容量。有统计数据认为，上海地区的1 000千瓦规模的光伏电站每年可以产生100万千瓦时（度）的电量，相当于每瓦装机容量每年产生1度电。当然，光伏组件在生命周期内会发生衰减，按照《金太阳示范工程关键设备基本要求》每年的衰减率，不得高于0.8%。25年内，光伏组件的发电功率不得低于标称功率的80%。
6、不同光伏发电原件的投资及发电效能比较
光伏发电系统分为独立光伏发电系统、并网光伏发电系统及分布式光伏发电系统。
6.1独立光伏发电也叫离网光伏发电
主要由太阳能电池组件、控制器、蓄电池组成，若要为交流负载供电，还需要配置交流逆变器。独立光伏电站包括边远地区的村庄供电系统，太阳能户用电源系统，通信信号电源、阴极保护、太阳能路灯等各种带有蓄电池的可以独立运行的光伏发电系统。
6.2并网光伏发电
并网光伏发电，其本质上也就是太阳能组件所产生的直流电，并且经过相应并网逆变器转换成为符合市电电网运行要求的交流电后，再直接接入到公共电网系统中。光伏发电实例：通常能够分为带蓄电池的与不带蓄电池的这两大类并网发电系统。通常情况下，带有蓄电池的并网发电系统多具有了高度的可调度性，可以能够根据需要并入或者退出电网，因此还具有备用一些电源的功能，在电网因为故停电之时就可进行紧急供电。与此同时带有蓄电池的光伏并网发电系统多安装于居民建筑物内；而不带蓄电池并网发电系统一般不具备较好的可调度性与备用电源功能，一般需要安装于比较大型的电网系统中。在这里，并网光伏发电多有集中式的大型并网光伏电站通常都属于部级电站，其最主要的特点就是将自身所发出的电能直接输送到电网系统中，并且由电网系统统一地调配并且向用户供电。但是实际情况下这种电站投资比较大、建设周期比较长、占地面积比较大，并且还没有太大的发展。但是另一种分散式小型的并网光伏，尤其是光伏建筑一体化的光伏发电系统，由于其投资比较小、建设速度快、占地面积比较小、政策支持力度相对较大等优点，是当前并网光伏发电的绝对主流。
6.3分布式光伏发电系统
又称分散式发电或分布式供能，是指在用户现场或靠近用电现场配置较小的光伏发电供电系统，以满足特定用户的需求，支持现存配电网的经济运行，或者同时满足这两个方面的要求。
一般情况下，分布式光伏发电系统的一般设备，主要包括了光伏电池组件设备、光伏方阵支架装置、直流汇流箱设备、直流配电柜装置、并网逆变器设备以及交流配电柜等，另外一方面还有电网供电系统监控设备与环境监测设备。它的运行模式是在具有太阳辐射的基本条件下，自身光伏发电系统的太阳能电池组件等设备阵列把太阳能转换并且输出的电能，经过直流了汇流箱集中送入到直流配电柜中，由并网逆变器设备逆变成为交流电供给到建筑的自身负载，与此同时多余或者不足的电力要通过联接电网来进行调节。
三、不同的投资模式之间的效益比较
1、 现阶段光伏发电的装机成本
如果上网电价为1元/度，则项目投资回收期为10年（累计现金流入超过资本金投入，贷款还清）。到第10年后，因为折旧完成，因此，增值税和所得税大幅增加，每年两税合计大约600万元，即便如此，每年项目公司依然有1084万元的现金净流入。
2、系统改进的电站投资收益
上述电站没有采用固定支架，没有追日并且没有进行功率优化，如果增加追日系统和固定支架，则投资需要增加1600万元，从而使电站总投资从11160万元增加到12760万元。考虑贷款9000万元，自有资本金为3760万元。但这样，电站的年满负荷发电时间可以增加到1860小时，但运营费用也相应增加到200万元/年。按照这个条件，再对该电站进行测算可知（表略），增加电站优化系统，虽然使总投资增加了1600万元，而且维护费用也增加了20万元/年，但由于增加了发电量，因此，投资回收期反而缩短到9年零一个月。收回投资后，每年的现金流增加了280万元。因此，投资效益是明显的。实践证明，任何能够低成本而有效地增加光伏组件发电量的技术，都对提高光伏电站的投资回报率有很大的帮助。
结束语
模型的运用可使融资需要方算出未来的投资收益，并用这些收益质押构成融财物品，甚至能够构成财物抵押债券，获得融资支持。相信跟随国家扶持方针的进一步推动，市场投资需要的扩展，融资平台的完善能够使光伏工业得到继续健康的开展。投资光伏发电项目也能够使投资者获得安稳的、安全的投资收益，最终是全社会和我们家园出现蓝天白云将不再是奢侈品。
参考文献
光伏投资成本分析篇3
光伏电站投资组成
光伏电站按安装形式主要分为地面光伏电站、屋面光伏电站（BAPV）和光伏建筑一体化（BIPV）。地面光伏电站和屋面光伏电站是应用最广泛的二种形式，大装机容量以地面光伏电站为主。
不论何种形式的光伏电站，电站主要构成有光伏电池板及支架、直流防雷汇流箱、直流配电柜、逆变器、变压器以及配电设备等。光伏电站中投资占比最大的是光伏设备购置费，以10MWp地面光伏并网项目为例，设备购置费占总投资比为73.42%（除以上设备外为还包括电缆、高压柜等费用），下表为详细的地面光伏电立占投资组成：
光伏电站投资经济性分析
光伏电站投资经济性分析主要反映在项目投资回收期、投资内部收益率、投资财务净现值、投资收益率等几个重要参数上。经过对多个光伏电站项目进行经济分析发现，电价、发电量由于与光伏电站营业收入有直接关系，是影响经济参数的主要因素，成本费用（包括折旧费、维修费、工资福利、保险、摊销等）相对而言较为固定，投资的变化和贷款利率的变化也是影响经济参数的二个因素。
投资减少，产量增加，电价提高有利于提高光伏电站投资的经济参数，而利率变化对经济参数的影响较小。
从光伏电站投资组成中可知，要减少投资，重点要减少设备购置费和建安工程费，这两项占据总投资的百分比约为91%，而这两项费用需要分别在采购过程中和施工过程中进行控制。
产量（也即发电量）因素，需要根据太阳能地域分布情况在项目决策阶段对项目地址进行评估，以及设计阶段对太阳能电池板、电缆线路、逆变器、变压器以及系统效率进行优化，确保产量的最大化。
电价因素受政策影响较大，政策不一，各地电价也不一样。确保电价因素对光伏电站投资有利，需要在项目决策阶段了解和掌握各地的电价优惠政策，规避电价因素风险。
综合以上分析，光伏电站投资的经济性分析，需要综合考虑电价、发电量、投资以及利率等因素进行分析，确保各项经济参数处于最优，经济效益最大化。
光伏电站的社会效益
在全世界受到越来越严重环境污染问题困扰的今天，环保的重要性逐渐的得到社会的认可和关注。光伏发电作为清洁可再生能源，对全社会有着广泛而特别的作用。
光伏发电有利于节省不可再生资源，平衡能源的单一供给情况。随着石油和煤炭的大量开发，不可再生能源储量越来越少，面临很大的能源枯竭压力，因而新能源的开发已经提高到了战略高度。2005年2月28日通过的《中华人民共和国可再生能源法》明确提出“国家鼓励和支持风能、太阳能、水能、生物质能和海洋能等非化石能源并网发电”。太阳能的开发符合国家环保、节能政策，光伏电厂的开发建设可有效减少常规能源尤其是煤炭资源的消耗，保护生态环境，平衡能源的单一供给。
光伏发电可以减少温室气体排放，减少温室效应，保护环境。参考《能源基础数据汇编》（国家计委能源所，1999.1.）和《对我国能源及能源问题的思考》（国家发展和改革委员会能源局，史立山），火力发电每产生一度电能平均消耗标煤0.00035吨，而燃烧一吨标煤排放二氧化碳2.6吨，如此，一个装机容量为10MWp，首年发电量为1891.7万度电的光伏电站，首年节约标准煤6621吨，减排CO2为17214吨，整个光伏电站寿命周期内共节约标准煤150567吨，总减排CO2为391473吨。由此可见，光伏电站节能减排的力度和意义对于企业、国家乃至整个社会是非常重大的。
光伏电站的建设可以提高土地的利用率和价值。光伏电站一般选择建设在屋面、水面、荒废的地面（包括戈壁、沙漠等），大大的提高了土地的利用率和价值。宁夏平罗中电科一期30MWp光伏并网发电项目，是一个世界单机容量最大的位于沙漠中的光伏电站。
光伏电站的建设可以带动当地的经济增长和就业。光伏电站项目的开发和建设，可促进地区相关产业，如建材、交通运输业的大力发展，对扩大就业和发展第三产业将起到显著作用，从而带动和促进地区国民经济的全面发展和社会进步。随着光伏电厂的相继开发、建设和运营，光伏发电将成为地区又一大产业，为地方经济开辟新的增长点，拉动地方经济的发展。
光伏投资成本分析篇4
文献标识码：A
doi：10.19311/ki.1672-3198.2017.16.012
1 太阳能光伏发电系统
1.1 联网太阳能光伏系统类型
集中式大型联网光伏系统和分散式小型联网光伏系统。前者主要特点是将所发电能直接输送到电网上，由电网统一分配向用户供电，但存在投资庞大，建设期长，需要复杂的控制和配电设施，需占用大片土地等弊端，因而其发电成本要比市电贵数倍。而后者特别是与建筑结合的住宅屋顶联网光伏系统，建设容易，投资不大，发展较为迅速。其中住宅联网光伏系统为代表的发电系统可以将电能直接分配到用户的用电负载上，多余或不足的电力通过联结电网来调节。
1.2 联网光伏发电系统的优点
不耗用化石燃料能源，无温室气体排放，符合经济可持续发展战略；以电网为储能装置，省掉蓄电池，降低发电成本；光伏电池组与建筑物完美联结，使物质资源充分利用，降低建设费用，提高了建筑物的科技含量；分布式建设，增强了电力系统抵挡灾害的能力且改善了电力系统的负荷平衡及电路损耗等问题。
2 利用光伏发电综合效益评估模型进行分析
2.1 模型简介
2.2 低碳效益分析
该基地一期规划光伏电源100万千瓦（1GW），总投资约100亿元（包括相关配套设施），其中大部分为政府投资补贴，因而不考虑年贷款成本。年运行维护费用比例取2%，项目运营期为25年，采用单晶硅组件与多晶硅组件光伏系统，其中单晶硅组件转换率有621MW达17%以上，多晶硅组件转换率有379MW达16.5%以上（设两种组件各占50%）。每年的平均峰值日照时间为2800h，系统的性能比取0.8。假设光伏设备总重量为865760t，从光伏生产地到光伏电站的距离为500km，运输碳排放强度g为0.1553kg/（t*km）。光伏上网电价按当地脱硫电价（即每度0.3767元）加上国家相应补贴（每度0.42元），近似取为每千瓦时1元。集中发电侧二氧化碳的排放因子0.76kg/（kwh）。
光伏发电收益：通过上式计算可得，在较为理想的情况下，该采煤沉陷区的年发电量为807288.6458，减少二氧化碳排放613539.3708t，产生的直接经济效益为80728.8646万元。
光伏发电的成本：在测算过程中仅考虑电能的消耗，生产单位容量的光伏系统（kw），组件，框架，配套分别消耗电能2205，91，229kwh，总计2525kwh；取β为5%。经计算，光伏发电系统制造过程中的碳排放为1919000t，运输过程中的碳排放为67226.264t，因此初始的碳投资成本为1986226.264t，经济成本为102亿元。将碳投资成本和经济成本平均分摊到每年后分别为79449.05t，40800万元。
2.3 数据分析
根据效益成本分析，由于投资费用庞大，由政府来投资每年的低碳效益与经济效益明显。每年约可减少碳排放量每年约为534090.3208t，每年的经济收益约为39928.8646万元。除此之外，以国际碳排放权交易市场的核证减排量（CER）的碳排放权益价格107.5元/吨计算，该光伏发电系统每年可获得的低碳收益为5741.47万元。因此平均每年所获得的经济收益约为45670.3346万元。
3 结语
基于上述数据分析，其初始投资成本远高于传统的火力发电。但在这种发电模式下，其低碳效益与经济效益显著（每发电1kwh，直接减少二氧化碳排放约560g），政府对光伏发电项目应当采取支持态度。
参考文献
光伏投资成本分析篇5
一、光伏产业的优点
光伏产业是一项绿色又环保的能源，因此被看作是一项战略性的朝阳性产业，各国给予光伏发电的很高的重视程度，并给予大力的扶持，原因如下：
1.《京都议定书》给予各国以压力，迫使各国政府落实积极开发各项清洁型能源，包含太阳能在内，这样有利于减少温室气体的排放。
2.中东是全球的石油主产区，因此，中东地区的政治趋势一直处于一种紧张的状态。为了保证稳定的能源供应，各国政府不得不大力开发国内能源，其中包含太阳能在内。
3.像石油、煤炭这些矿物能源在渐渐枯竭，各国政府不得不积极开发包含太阳能在内的可再生能源，这样才能使能源长期供应。基于以上几个原因，在上世纪末的最后十年，全国光伏发电产业以每年百分之二十的速度高速增长。在新千年以后的三十年中，全球光伏发电产业以每年百分之三十的速度高速增长。光伏能源是可再生能源中一项独具潜力的能源，它的重要性和战略性日益凸显，世界各国积极出台相关政策和法律鼓励光伏产业。自1999年来，世界各国尤其是美、日、德这些西方发达国家逐步推出了大型国家光伏发展计划和太阳能屋顶计划，这在一定程度上推动了世界光伏产业的发展，世界光伏产业是比IT产业发展还快的产业。作为一项可再生清洁能源，在21世纪前半期，光伏发电将发展成最重要的基础能源。
二、光伏发电成本分析
（一）光伏发电成本和影响因素
光伏发电的成本，直接决定了其能否大规模的快速发展，和其在能源供应中的地位。光伏发电的成本主要受两方面因素的影响：光伏发电总成本以及总发电量。光伏发电成本主要是受初始投资的影响，诸如运行维护费、税收等因素则对系统的发电成本影响较小。1.初始投资。光伏电站的初始投资主要包含光伏组件、电缆、配电设备、并网逆变器等成本，在这其中，光伏组件投资的成本就占初始投资的一半以上。2.发电量。光伏发电系统的发电量受两个因素影响：太阳能资源、太阳发电的效率，与此同时，也受运行方式、线路耗损等因素的影响。因此，在中国与建筑结合在一起的光伏发电系统大多安装在东部沿海地区。3.单位电量成本。（也称度电成本）
（二）多种类型的光伏发电系统度电的成本分析
中国光伏发电市场的起步并不早，主要开展了投资补贴、特许权招标等项目，一些技术的经济分析并不能恰当地反映出成本所在，本文主要结合一些典型的运电站数据来分析。
1.聚光光伏电站的单位投资成本是比晶硅光伏要高的，聚光光伏电站度电成本比薄膜光伏电站要低，但仍然比大规模地面晶硅光伏电站要高一些。
2.薄膜光伏电站的单位成本比晶硅光伏电站的成本要低，但它的效率也低，而度电成本比晶硅光伏电站高。
（三）光伏发电系统度电成本的变化趋势
光伏系统的成本包含太阳电池组件、功率控制、组阵系统平衡、间接费用这四个部分。在这其中，组阵系统平衡涵盖了支撑组件的框架和支架、电线、基础土建和土地的使用费等。功率控制分为两个方面，逆变器和电器控制系统。简介费用包含涵盖了工程建设的管理费、工程设计费、建设期中的利息、意外的费用、运费等等。目前，制约光伏发电规模化发展的一大因素就是成本过高。随着电池效率的提高、组件成本的下降以及寿命的延长，光伏发电的成本和平价上网的水平相近，因此，光伏发电非常具有发电的竞争力。一些国际机构对未来光伏发电的系统度电成本做出了预测：现如今，中国并网光伏的发电单位的初始投资成本大约为15/W，光伏发电装机的容量是3GW。按照中国发电产业现有的发展趋势来看，在技术提升和装备国产化的大前提下，每年的投资成本会有百分之十的下降。按照《可再生能源“十二五”规划》的要求，到2015年年底，中国太阳能光伏发电的装机容量已经达到14GW。预计到2020年年底，太阳能光伏发电的装机容量会达到40GW，到2030年年底，装机容量会达到200GW。根据测算结果来看，2015年中国光伏发电的单位投资成本也大概是11元/W，2020年将会下降至10元/W，2030年会出现大幅下降，降至4元/W。太阳电池成本的下降，不仅仅是依靠技术进步，规模化的生产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。而系统平衡需要的构建成本也有了明显的下降。目前微电网的发电技术仍处于深入研究的阶段，虽然成本还是很高，但伴随着技术的不断革新和进步，成本也会逐步降低，未来光伏发电技术的前景是巨大的。2020年前，全球光伏发电的市场还是主要集中于欧盟地区，占到的比例约为百分之四十，2010~2020年，光伏发电在法国、德国、西班牙、意大利等国的地位逐步提升。2020年之后，光伏发电的新兴市场主要是中国、美国、巴西等国，光伏发电技术是重要的可再生能源发电技术。
三、光伏发电发展前景分析
1.多种光伏电池技术争相发展，第一代晶硅电池具有高校、低廉、使用广泛的主要用途，为市场主导。第二代薄膜电池成本低、耗能少，发展前景良好。第三代新型太阳能电池效率高但价格昂贵，目前仍处于探索阶段。
2.光伏微电网发电技术的发展方向是高成本和低稳定性光伏微电网是用光伏发电当作最主要的电源，它可以和其他的储能装置配合，直接在用户负荷周围供电，典型的微电网是可以脱离主网运行的，也可接到主网上运行，这样可以减少配电投资，大大减少了太阳能间歇性对用户带来的影响，这比较适合成本较高的边远山区和对供电有高可靠性的用户使用。
四、发展光伏产业的建议
综上所述，发展我国的光伏产业已经变得刻不容缓了。我国光伏产业的健康稳步发展，是与国家产业政策的宏观调控分不开的，国家各项政策的颁布和落实，将在很大程度上推动我国光伏产业的发展。
1.政府要做好带头作用，设立光伏产业发展的专项经费，更要在资金、电价、税收等方面制定相应的优惠政策，大力扶持。
2.技术上既要自主研发，又要学会技术引进，也可以和国内研究共同公关，建立健全一套创新的技术体系。
3.要以政府作为主导，多元化投资，建立一套完整的产业链，多方参与、共担风险，以更高的水平进行光伏技术师范建设项目。
4.努力培养国内的光伏市场，制定一套具体的分摊上网电价的实施细则，。5.对光伏产业的发展做出合理的规划。对行业标准的制定要加速，提升光伏产业在未来产业中的竞争力。
五、总结
总而言之，太阳能光伏发电是绿色、环保的可再生能源，光伏发电技术的发展前景非常可观，在2030~2050年间，光顾能源和常规能源在价格上会有真正的竞争力出现，因此，这必将成为我国多能互补能源中非常重要的组成部分。我国的光伏产业需要在市场的规范、设备国产化、提高技术支持、产业链的发展等方面继续努力。只有这样，中国的太阳能光伏产业才能跻身世界前列。
作者:杜娟 单位:黄河水电光伏产业技术有限公司
参考文献：
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[2]冯百乐．光伏发电在建筑中应用的技术经济和选型分析[J].山西建筑,2012(20).
光伏投资成本分析篇6
太阳能；光伏发电；投资风险；风险管理；风险因素
0引言
大力开发利用新能源和可再生能源，是我国优化能源结构、改善环境、促进社会经济可持续发展的重要战略措施之一［1］。太阳能光伏发电具有安全、稳定、清洁等特点，加快太阳能光伏发电项目技术开发，实现产业化和市场化，已成为世界各国能源发展的重要方向之一。为推动我国太阳能光伏发电项目快速发展，国家出台了一系列鼓励政策；预计2015年底，全国太阳能发电装机规模将达到2100万kW。太阳能光伏发电作为资金密集型项目，投资大、周期长，目前尚无完整、全面的投资风险因素分析体系，这将给项目投资带来不确定性［2］。因此，探讨太阳能光伏发电项目存在的投资风险因素，提出相关建议和管理措施，对于保障该产业健康发展、推动社会经济发展具有重要的现实意义。
1太阳能光伏发电项目产业特点
太阳能光伏发电项目作为新能源产业，不同于传统能源发电项目，如风力发电和水利发电，它有着自己的产业特点。
1.1鼓励政策扶持太阳能光伏发电项目的开发设计及并网发电都离不开国家政策的扶持，也正是在国家政策的鼓励下，太阳能光伏发电市场才能蓬勃发展［4］，这一切都来自于政府基于环境压力及能源结构的长远考虑。目前，太阳能光伏发电项目还处于发展的初级阶段，只有在一系列鼓励政策的扶持下，才能获得一定的经济收益。
1.2发电成本较高若不考虑环境因素，仅从经济效益角度分析，太阳能光伏发电项目的成本高于传统能源发电项目［4］，虽然太阳能光伏技术的进步正在使项目成本逐年降低，但目前高成本仍然是制约我国太能能光伏发电项目大规模商业化的主要因素之一。
1.3电量输出不稳太阳能光伏发电项目的能量输入源是光能，有太阳光时可以发电，反之则无法提供电能［5］。由于昼夜、季节、天气等因素影响，同一地区的单位面积太阳光能量既是间断的，又是不断变化的，项目的电量输出也随之变化，影响了电网安全运行。虽然可以通过储能技术缓解这个问题，但这将大大增加项目成本，使本来就居高不下的发电成本进一步抬高，不利于太阳能光伏发电项目健康发展。
1.4社会认知偏低太阳能光伏发电项目在我国还是新鲜事物，其商业模式还处于探索阶段，整个光伏市场还处于培育时期，公众对于项目投资额度、发电量大小、使用方式等概念还未形成统一认识，社会认知度水平还比较偏低。
1.5节能减排明显太阳能光伏发电项目在并网运营过程中，不但产生清洁电力，且无任何污染物排放，对周边环境影响较小。例如，一座1MW太阳能光伏电站的年发电量约113万kWh等同于节约383t标准煤，减少排放191t二氧化碳及5t粉尘污染物，节能减排效果非常明显。
2太阳能光伏发电项目投资风险识别
风险识别是指在风险事故发生之前，运用各种方法，系统的认识所面临的各种风险以及分析风险事故发生的潜在因素。风险识别是风险管理的第一步，也是风险管理的基础，只有科学合理的开展风险识别工作，才能全面确定存在的风险因素。
2.1投资风险来源太阳能光伏发电项目在新能源发电领域占有的份额逐年增大，其不仅需要鼓励政策的扶持更需要高新技术的支持，具有高成本、高技术、低能耗、零排放的特点［6］。作为一种新型的能源利用形式，其投资风险来源主要分为以下几个方面：
①外部环境。例如全球经济状况、国内政策调整、行业竞争等；
②项目复杂性。太阳能光伏发电项目涉及多个领域，多晶硅等核心技术尚未国产化；
③项目局限性。太阳能光伏发电项目从设计到施工运行均存在高技术人才储备的局限性。
2.2风险识别过程风险识别是一个既复杂又精细的管理过程，是太阳能光伏发电项目风险管理的切入点，需要从多个方面预测分析风险因素，科学提升和完善太阳能光伏发电风险管理体系，整个风险识别过程主要包括
：①查阅资料分析内外环境；
②汇总整理风险因素清单；
③确立风险因素分析方案；
④核实风险因素是否存在遗漏并完善风险因素清单；⑤完成分析并结束风险识别流程。
3太阳能光伏发电项目投资风险因素
3.1技术风险因素技术风险因素主要是来源于技术本身存在的缺陷或更先进、可替代技术的出现，可分为技术的成熟度、技术的可替代性、技术的生命周期、技术的适用性和技术的保密性等几个方面。太阳能光伏发电项目技术产业链条主要包括硅材料提纯、晶体硅片制造、太阳能电池组件制造、光伏电站建设等环节［7］。目前我国尚未完全掌握多晶硅核心技术，产业链的部分上游材料供应依赖进口，容易受制于人，给行业发展埋下隐患。
3.2市场风险因素市场风险是指由于市场中各因素的变化波动，给项目竞争优势带来的一种不确定性，风险因素主要包括市场规模、产品竞争力、服务水平、营销能力等方面。由于我国太阳能光伏发电项目上网还处于初级阶段，上网电价受国家政策管控，成本核算和费用分配存在波动。此外，太阳能光伏发电项目缺乏核心技术支持，存在设备资金“大投入”与电量效益“小产出”的矛盾，导致发电成本居高不下，市场竞争力较弱，给整个产业的发展带来局限性。与此同时，在政策扶持因素影响下，光伏企业的多晶硅产能快速提升且有过剩的迹象出现，产业的无序发展给市场风险增加了更多的不确定性。
3.3政策风险因素太阳能光伏发电项目的自身特点，决定了政策风险是该产业最为核心的风险因素，其可分为两个方面：①整个太阳能兴伏发电产业发展起步较晚，处于初级阶段，技术水平和市场占有率远不及风力发电等新能源项目，需要政府的扶持与引导；②缺乏完善的行业标准体系来保证太阳能光伏发电项目健康发展，目前主要依靠政府的规范与监督。因此，政府政策的改变会给整个光伏行业带来巨大影响。
3.4外部环境风险因素产业的发展以其所处的外部环境为依托，来自外部环境的变动导致市场需求发生改变易引发风险［8］。我国太阳能光伏发电项目对国外市场的依赖度较大，一旦国外经济出现问题或市场受到封锁，则太阳能光伏企业将面临资金链断裂的危险，给太阳能光伏产业带来巨大冲击。
4管理措施
4.1风险预警风险预警是为了可以提前避免或减少项目风险可能带来的损失而采取的有针对性的措施，即针对可能引起太阳能光伏发电项目风险的因素进行隔离及破坏，以达到降低项目投资风险发生的概率。建立全面的风险预警系统，需要重点从三方面考虑：
①自然条件。从太阳能光伏发电项目立项之前，针对目标地区全面开展日照时间、日照强度、空气湿度、天气变化等因素的分析工作；
②设计条件。调查委托设计单位的资质情况、业绩情况、人员情况等，分析工程设计能力；
③运营条件。从经济效益角度分析项目的可行性，如利润率、现金流动、负债率和毛利率等。
4.2风险隔离风险隔离指通过分离或复制风险单位，使任一风险事故的发生不至于导致项目整体资产受到致命损毁，是针对特定风险的一种重要管控措施，使项目的总体风险得以降低。针对太阳能光伏发电项目的产业性质，采取特定的管理制度以实现项目风险隔离，确保项目内部各部分之间不互相影响，维持总体风险处于较低水平。具体管理制度包括：
①特定的并网电价管理制度；
②特定的扶持政策管理制度；
③特定的购电补偿管理制度；
④特定的税收抵扣管理制度等。
4.3风险转移风险转移指通过相应的管理措施，实现太阳能光伏发电项目可能发生的风险损失等效转移至其他组织，以此来降低项目风险因素带来的损失。目前，最常用的一种风险转移方式就是购买商业保险，通过购买相应的商业保险种类，将太阳能光伏发电项目的风险损失转移至保险公司，保证项目总体利益。
5结语
太阳能光伏发电项目是我国发展可再生能源战略的重点领域之一，是优化能源结构的重要举措，总结太阳能光伏发电项目的产业特点，并通过风险识别理论详细分析项目投资风险因素，提出切实可行的管理措施，为今后的太阳能光伏发电项目投资提供理论指导，对于推动该产业的健康发展有着重要的现实意义。
［参考文献］
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［3］李伟，李世超.太阳能光伏发电风险评价［J］.农业工程学报，2011（5）：11-12.
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［6］张宁.中国光伏产业发展战略研究［D］.北京：中国政法大学，2010.
光伏投资成本分析篇7
1项目概况及发电量计算
天津某医院综合医疗楼总建筑面积124290m2，裙楼5层，主楼14层，总高60m，裙楼位于主楼的北侧，朝向正北方向，主楼外墙采用玻璃幕墙和金属铝板。为了不影响楼内采光，以除玻璃幕墙以外的立面作为光伏发电的可利用面积。由于主楼的影响，裙楼楼顶的可利用面积较少，故不计入可利用面积内，裙楼部分立面计算在可利用面积之内。经过测算得到可利用面积如表1所示。立面和顶面的光伏板安装角度分别为90°和31°，根据文献[7]得到天津地区不同建筑立面的太阳辐射量，理论发电量计算公式为：2020年医院光伏系统每月发电量，如表2所示。由表2可知，南立面发电量为476635kWh；东立面发电量为135344kWh；西立面发电量为135344kWh；顶面发电量为127282kWh；系统的年发电量为874605kWh。由于太阳能光伏板的性能衰减、尘埃遮挡、逆变器和其他电气设备老化等，造成光电转化效率降低。按照光伏材料寿命25年计算，项目全寿命期间的损耗及老化综合效率取0.9，得到光伏发电系统在全寿命周期内，年均发电量787144kWh，总发电量19678612kWh。根据2020年医院每月的耗电量，光伏系统第1年医院用电量与光伏预计发电量变化趋势如图1所示，2020年光伏预计发电量占医院耗电量的比例如表3所示。该光伏发电系统在第1年的总发电量占医院总用电量最高的月份为4月，占比15.15%；最低为8月，占比6.51%，主要原因是8月份的用电量最大。经计算该光伏发电系统的年总发电量占医院总用电量的9.76%，就光伏发电量而言，4月和5月的发电量最大分别为：84984kWh和84758kWh；发电量最小的月份为12月，发电量为57845kWh。
2应用效益分析
2.1经济效益分析
为了便于计算，本研究仅考虑光伏组件的安装成本，未考虑新建项目安装光伏组件替代铝扣板幕墙节约的成本。根据其他光伏幕墙的建设经验[8]，项目光伏幕墙的初始投资成本为0.189万元/m2，估算得到本项目的初始投资成本约为1386万元。另外每年的运维费用约为总投资的0.1%[9]，日常维护费用为8元/kW[10]，则系统运行25年总运行维护费用为595700元。系统总投资成本为系统初期投资和运行维护费用之和，得到总投资成本为14455700元。单位供电成本计算公式为：A=B/(C×d)(2)式中：A——单位供电成本，元；B——总投资成本，元；C——年平均发电量，kWh;d——寿命周期，a。经过计算，单位供电成本为0.7345元/kWh。按照天津地区35kV等级用户的电费标准，在8：30~18：00的电费约为0.7385元/kWh，若采用“自发自用”模式，得到全寿命周期内可节约医院电费78714元。
2.2环境效益分析
与煤炭电力相比，太阳能光伏发电可以避免产生大量的CO2、SO2、NOx和粉尘等污染物。以燃煤火力发电站为参照，分析光伏发电在全寿命周期内的环境效益。按照我国火力发电煤耗325克标准煤/kWh为标准，本系统25年内可节约6395.55吨标准煤，折算为原煤8953.59t。2020年我国原煤的平均价格约为550元/t，则该系统产生的价值约为4924474元。按照每燃烧1吨标准煤所排放的污染物和每单位污染物排放所对应的环境成本[10]，得到25年总减排量和总环境效益如表4所示。由表4可知，该系统总减排效益1807493元，总环境效益为总减排效益与节约的资源价值之和，共计6731967元。
3结语
通过对天津市某医院综合医疗楼光伏建筑一体化应用的研究和分析，光伏发电可以作为一种清洁的能源供给方式，并作为未来建设绿色综合性医院的技术路径。得到如下结论：（1）考虑建设成本的条件下，光伏建筑一体化技术应用于综合医院建筑的经济效益并不突出，全寿命周期内仅可节约78714元。BIPV系统的发电量占建筑总耗电比例约为9.76%，但是该系统可作为应急电源向重要负荷供电，提高医院供电系统的可靠性。由于光伏材料价格下降趋势明显，且光电转化效率和使用寿命的进一步提高，可以预见未来光伏发电系统将产生良好的经济效益。（2）BIPV系统的环境效益较明显，总环境效益为6731967元，可以有效降低因使用煤炭带来的环境污染。在我国鼓励光伏系统加入碳交易的背景下，BIPV系统有效减少医院建筑碳排放量，同时可以增大经济效益。（3）本研究未考虑因布设光伏幕墙替代原有铝板幕墙的花费，若在新建项目中统筹考虑光伏幕墙的安装，也会节约整个建设项目初始的投资成本。另外光伏玻璃幕墙也可以替代立面原有玻璃幕墙，进一步增大立面的利用面积，增大系统的发电量。未来的研究可以更全面地评估医院建筑的发电潜力及效益。
参考文献
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光伏投资成本分析篇8
业内人士和证券分析师均表示，对在光伏电站领域乏善可陈的海润光伏与实力弱小的顺风光电合作难以理解。记者研读顺风光电和海润光伏的财报发现，42亿元的项目投资额，对两家公司来说都是难以承受之重。更有知情人士直言，这或许只是一个愿打一个愿挨的资本运作游戏。
接盘者名不见经传
提起此次合同的出资方顺风光电，不少光伏从业人士表示没听说过。“中国光伏企业巨头太多了，这种小公司不为人所知也是很自然的事情”，有业内人士对记者表示。
在中欧光伏价格磋商拉锯战仍在进行，光伏行情依旧黯淡的形势下，“名不见经传”的顺风光电与海润光伏签订42亿的合同，可谓出手阔绰。但是据记者了解，顺风光电只是一家生产太阳能电池片、电池组件的生产销售企业，且规模并不大。公司2012年年报显示，报告期内87.1%的销售收入来自于中国客户，剩余部分则来自于加拿大和欧洲的客户。在2011年，中国区销售更是占总销售收入的95.5%。
2012年，顺风光电的营业收入为10.6亿元，比上年减少46.3%；净利亏损2.71亿元，同比大幅下滑889.1%。其现金流也不充裕，年报显示，截至2012年底公司经营活动产生的现金为2.45亿。公司如何能够拿出42亿资金呢？
记者注意到，7月1日公司公告称，将向其主要股东郑建明全资持有的PEACE LINK SERVICES LIMITED，发行本金额1.2亿美元的可换股债券。对于募集资金的用途，顺风光电表示将用于发展及建设太阳能发电站。但是，对于高达42亿的合同来说，这些资金仍然显得过少。
运营光伏电站需要企业具有雄厚的资金实力，顺风光电的资产负债率逐年上升，截止去年底为62.9%。“当然，顺风光电可以在公开市场进行融资，其港股上市平台使其融资相对容易，但是在目前的行情下，这并非明智之举，特别是考虑到去年底公司的股价还不足现在的十分之一”，一位不愿具名的中信证券新能源分析师对记者表示。
脆弱的承建者
作为此次项目的承建方，海润光伏也备受质疑。此前，海润光伏专注于太阳能硅片、电池和组件的制造。但是，在光伏电站缺乏成熟的经验。
但海润光伏似乎想后来居上，年报显示，2012年年底海润光伏共投资26个光伏发电项目，其中，国内项目18个，国外项目8个，“在建工程”金额达到了30.92亿元，占总资产的比例为23.74%，同比增幅高达214.55%。其中，位于保加利亚的电站项目投资达到了14.5亿元，占在建工程的46.7%。值得注意的是其中只有10个发电项目实现并网运行或试运行，3个项目带了实际收益，所获收益不足3000万。
一位姓苏的光伏从业人士向记者透露，投资建设光伏电站的企业很多，但是海润光伏在这个领域的影响力一般，而且到目前为止，还没有独立运营光伏电站的成功案例。建设光伏电站跟制造光伏电池和组件有很大的不同，相对于那些有成熟运作经验的公司来说，他们建设的电站质量姑且不说，首先拿到发改委的“路条”就会更加困难。
据记者了解，目前能够拿到大型光伏发电项目“路条”的，多数为国企或者光伏巨头旗下的工程公司。当前，在地方发改委收紧“路条”发放，同时倾向国企和发电企业的情况下，479MW的光伏电站项目，对于缺乏独立运营经验的海润光伏来说是一个巨大的挑战。
目前，海润光伏479MW的光伏发电项目尚未取得项目分部的各地发改委的“路条”，不具备开工条件。海润光伏在其补充公告中也指出，项目所在地发改委有可能不予核准。
“海润光伏在公告中甚至没有在公告中预测该项目可能给公司带来的盈利数额，不知道是心虚还是觉得根本不可能盈利”，苏姓人士称，“在当前形势下，即使项目顺利推进，对海润来说，也是象征意义大于实际利得”。
由于光伏发电项目所依靠的主要经济来源是电费及补贴收入，补贴政策的变化将会使盈利情况具有极大的不确定性。欧盟的“双反”扑朔迷离，各国对于光伏产业的补贴政策摇摆不定，对于有着8个国外发电项目的海润光伏而言，已经压力山大。
此外，海润光伏在2012年依靠近4亿的补贴才勉强实现207万的净利润，今年一季度亏损1.43亿，接近去年上半年的亏损幅度。
神秘的资本玩家
“汤国强和郑建明都是有名的资本运作高手，现在还不好说背后隐藏着怎样不为人知的意图，但可以肯定的是这背后肯定是有猫腻的，海润光伏和顺风光电的合作本身就让人显得匪夷所思”，上述中信证券新能源分析师表示。
记者注意到，汤国强为顺风光电的前任董事长。公司7月4日宣布与海润光伏达成项目合作协议，7月11日即公告称，汤国强因个人事宜辞任公司非执行董事、董事长、薪酬委员会之成员以及提名委员会之成员及主席。公司委任张懿出任公司新董事长。
对此，上述分析师表示，“这可能是汤国强和郑建明角力的结果，毕竟一山不容二虎”。
公开信息显示，郑建明出生于上海，投资房地产行业起家，2012年下半年进军光伏行业，是一位资本运作高手。但是，其在光伏领域却还是一个相对陌生的人物。记者采访多位光伏从业人士，他们均表示在42亿大单轰动光伏界之前，他们从来没听说过。但近一年，郑建明却在光伏领域动作频频。去年，汤国强向Faithsmart Limited出售全部Peace Link Services Limited已发行股本，共计4.62亿股公司股份，占公司已发行股本约29.65%。今年一月，Fulai Investments以3110万美元的价格收购赛维LDK大约12%的股份，成为赛维LDK的第三大股东。公告显示，Fulai Investments和Faithsmart Limited都是在英属维尔京群岛注册的公司，郑建明全资拥有。至于顺风光电收购的光伏电站开发和建设公司更是不胜枚举。
“不止郑建明，顺风投资也是一家很神秘的公司，据他们透露，很多光伏巨头排着队跟他们谈合作”，一位接近顺风投资高层的人士向记者透露，“现在光伏企业都缺钱，地方政府也为此焦头烂额，有人愿意掏钱，政企双方都乐意，此前也有一些公司借此搞资本运作，不知道顺风是不是下一家。”
这与此前海润光伏CEO杨怀进“有很多公司想买我们的项目，最后才定下来卖给郑建明”的表述显然冲突。
记者就此致电海润光伏和杨怀进本人，电话均无人接听。
光伏投资成本分析篇9
0 引言
近年来，太阳能光伏发电技术迅速进步，相关制造产业和开发利用规模逐步扩大，已经成为可再生能源发展的主要领域。根据全国可再生能源发展十二五规划和太阳能发电发展十二五规划，促进太阳能发电产业可持续发展，国家能源局和国家电网分别于9月和10月了《关于申报分布式光伏发电规模化应用示范区的通知》和《关于做好分布式光伏发电并网服务工作的意见》，鼓励大力推动分布式太阳能光伏在城市的应用，加快在居民住宅和政府公用建筑物、商业设施等的普及，实行自发自用、多余上网、免费并网、电网调剂，形成千家万户开发应用新能源的局面。相信该政策的出台将极大推动我国分布式光伏发电的发展。但是，由于光伏发电具有随机性、波动性以及不可控性，使得光伏发电的出力波动极大。这种波动将对电网的频率电压稳定性造成不良影响[1]。为了消除光伏发电系统对电网稳定性的影响，国内外提出了多种能源互补系统，如风电-太阳能发电互补系统[2]，光伏-燃油发电系统[3]，光伏-储能系统[4]，光伏-微型燃气轮机系统[5]等。
现阶段，中国城市屋顶资源广阔。以上海为例，共有两亿平米的建筑屋顶，现有光伏电池在标准条件下的功率都高于100W/m2，若这些面积全部利用起来，其装机容量要大于一个三峡。但是光伏发电系统等分布式电源的输出功率具有波动性、随机性、间歇性的特点，微网采用微燃机、燃料电池、储能装置等实现微网中的功率平衡调节，大大降低间歇式分布式电源对电网的影响，增强功率调节的可控性。本文就分布式屋顶光伏/微型燃气轮机微电网系统的成本进行初步分析，验证该微电网系统的经济可行性。
屋顶光伏与微型燃气轮机系统简介
屋顶光伏/微型燃气轮机互补发电系统包括太阳能光伏板、逆变器和若干台微型燃气轮机成的小型微电网系统。系统中配备微型燃气轮机的目的是通过燃气轮机特有的快速启停和出力调节特性，来补偿由于天气变化引起的光伏出力波动，是的这个互补发电系统的输出平稳，消除光伏发电对电网的不利影响。
考虑到屋顶分布式光伏规模（1MW-100MW）不是很大，为了保证互补系统有较高的经济性，互补发电装置中一般采用微型燃气轮机（30kW-200kW）或者相应的联合循环机组。
以10MW屋顶光伏发电为例，配备两台100kW微型燃气轮机。发电系统框图见下图1所示。
图1 分布式屋顶光伏/微型燃机互补系统发电框图
2. 系统成本初步分析
对于光伏发电与微型燃气轮机发电互补系统而言，发电系统的成本由以下三个部分组成
总投资折旧成本
燃料成本
运行维护成本
2.1 总投资折旧成本Cod
总投资折旧成本Cod包括光伏发电的单位折旧成本Cod_p和微型燃机电站折旧成本Cod_g，即Cod=ωpCod_p+ωgCod_g
其中ωp和ωg分别为微型燃气轮机所占发电量的百分比。
（1）光伏发电总投资成本Cod_p
光伏发电总投资费用主要包括光伏发电的静态投资费用，财务费用（主要是主要是利息支出）以及运行与维护费用三个部分。其中静态投资费用由电站的单位容量造价和装机容量得到。为了体现出全生命周期的总投资费用，将其折算为现值。具体可表示为：
TCRp=UIP×Kp+FCp+MCp×(P/A,i,n) （1）
其中，TCRp是光伏发电的总投资费用的现值（元）；UIp是单位容量造价费用（元/kW）；Kp是电站的装机容量（kW），FCp是财务费用（元）； MCp是运行与维护费用（元）；i是折现率（%）；n是电站投产运行期（年）。
但是考虑到光伏/微型燃机发电系统的特殊性，本研究采取按运行小时数分摊固定成本的策略。则电站总投资的折旧成本可表示为：
（2）
其中，Cod_p是光伏电站总投资的折旧成本（元/kWh）；SUIp是电站单位动态投资费用（元/kW）；ψ是净残值率；δ是厂用电率（%）；T是设备年运行小时数（h）。
目前由于光伏组件的价格较低，基本维持在4.2-4.7元/W之间，因此，10MW屋顶光伏系统动态总投资可以按照8600万元计，光伏平均利用小时数按照1000h的地区计，厂用电率按照2%，净残值率按照5%，电站投产运行期按20年计算，得到Cod_p=0.42元/kWh。
（2）微型燃机发电总投资成本Cod_g
按照目前微型燃机造价，100kW燃机发电系统动态总投资大约为14000元/kW，微燃机只是白天平滑光伏曲线运行，年平均运行时间按照1500h计，厂用电率按照2%，净残值率5%，折旧20年计，按照光伏总投资成本同样的算法，可以得到Cod_g=0.485元/kWh。
综合光伏和微燃机的投资成本，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）光伏电站燃料成本Cof_p
由于光伏电站主要是利用太阳能发电，除了光伏组件每年有少许损失外，几乎无发电成本，而光伏组件每年的衰减已经在光伏年平均利用小时数中考虑，所以光伏电站燃料成本可以忽略。
（2）微型燃机发电燃料成本
燃气发电燃料费用不仅与天然气价格有关，还与发电机组供电效率等因素有关。根据1kWh输出电力=3.6 MJ，微型燃机发电燃料费用可表示为：
Cof_p=(((1×3600/4.1868)/Q)/η)×Pg(3)
其中，Cof_p是电站燃料成本（元/kWh）；Q是天然气发热量（kcal/m3）；η是机组供电效率（%）；Pg是天然气市场价格（元/m3）。
同时，微型燃机发电还有除了大部分的发电原料天然气费用外，还包括少部分的水费和材料费。根据相关工程数据资料显示，水费和材料费占燃料费比重极低，约为0.008元/kWh。
按照目前天然气市场价格2.2元/m3，天然气热量8500kcal/m3，100kW微燃机供电效率32%计，得出微型燃机发电燃料成本Cof_p=0.632+0.008=0.64元/kwh。
按照光伏和微燃机发电所占比重计算得出：Cof=3%×0.64=0.0192元/kWh。
2.3 运行维护成本
光伏/微型燃机互补发电系统中，光伏组件和微型燃机几乎都是免维护的，光伏组件就是每隔时间进行一次清洗，微型燃机定期加油等即可，所以该系统的运行维护成本很低，暂按照0.1元/kWh计。
综合以上三个方面，可以得出整个互补系统的成本为Coe=Cod+Cof+0.1=0.5412元/kwh。
3 成本分析及结论
从以上分析可知，该互补系统发电成本与三个影响因素的关系最大：光伏电站动态总投资、微型燃机投资成本和微型燃机燃料成本。本项目中由于微型燃机发电在系统中运行小时数较少，所占比重较低，所以对系统成本影响不大。因此，主要影响因素在于光伏电站单位投资。
根据2012年9月国家能源局的《关于申报分布式光伏发电规模化应用的通知》，国家对分布式光伏发电项目实行单位电量定额补贴政策，补贴金额可能为0.4~0.6元/kwh，如果分布式发电的销售电价为0.6元/kwh的话，互补系统能有0.459元/kwh的收益，互补系统经济性较好。如果没有政府补贴的话，互补系统的经济性较差。
因此，在目前政府对分布式光伏发电有补贴的情况下，建设分布式光伏/微型燃机发电系统在经济上是可行的。同时，随着技术进步，光伏发电单位投资的下降，也会降低整个电站的成本，从而慢慢实现光伏平价上网。
参考文献
[1] 李碧君,方勇杰, 杨卫东,徐泰山.光伏发电并网大电网面临的问题与对策[J].电网与清洁能源. 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
光伏投资成本分析篇10
近年来，由于经济发展带来的能源需求不断增加，能源的利用形式呈现多样性发展。日本福岛核泄漏事故对核电的发展造成了严重的打击，核电发展的争议甚嚣尘上，而内陆核电更是备受争议，新能源迎来前所未有发展机遇。世界许多国家都加大了对太阳能光伏发电技术的研究，并制定了相关的法律和政策鼓励太阳能产业的发展。然而，国内光伏产业的迅速扩张给新能源的发展带来新的挑战，欧美的双反使光伏产业产能过剩的问题雪上加霜。国家虽然出台了一系列的利好于光伏发展的政策，以促进国内的光伏发电建设，但是光伏产业的发展仍需谨慎。反观国内光伏发电建设，特别是大型并网光伏电站的建设更应该谨慎对待，那么电站的选址工作更应该做得扎实。
1 光伏发电的特点
光伏发电项目具有无污染、占地面积大、建设周期短、系统简单、设备占投资比例大、资源决定收益、电能质量低等特点。光伏发电无污染，对环境影响小，对于电力供应紧张、污染较严重的地区，适合开发光伏发电项目。但是其建设开发往往受土地和资源限制，在经济发达地区一般很少有适合的场址，主要是因为在这些地区不但很难找到较大面积的场地，同时光资源情况也不尽如人意，达不到最低投资收益的要求。最近国家加大了对分布式光伏发电的支持力度，实现了在城市中建设光伏的愿望。而在较为偏远的地方开发建设光伏项目，电力送出就成为光伏电站建设需要解决的首要问题，由于光伏发电电能质量较低，在电网不健全的地方常常会出现弃光伏限电的现象，影响光伏电站的效益。光伏发电项目虽然系统简单，但是其设备约占总投资的80%，因此光伏发电项目的质量管理不容忽视。光伏发电站在选址过程中应充分结合其自身的特点，对影响电站收益的主要因素进行详细的调查和分析。根据行业内经济评价要求，或是本企业的测算要求，对项目进行初步测算。
2 光伏发电站开发过程
光伏发电项目的开发可分为选址阶段、预可研阶段、可研阶段、电站建设四个阶段，光伏发电项目的选址工作，按照国家及地方政府要求，并结合其本身的特点，包括光资源、现场情况勘查、土地情况、气候资料、区域电力情况、送出线路、地方政策等方面内容的调查和分析。从而初步确定电站建设方案，进行投资估算和经济性分析。在进一步项目论证阶段，根据以上内容在核准或是备案前完成可行性研究报告、环境影响评价报告、水土保持报告、接入系统报告、土地预审、地灾报告、压覆矿情况报告等项目情况的分析报告，此阶段需要对项目用地进行测绘及岩土初勘。由于光伏发电项目系统简单、建设周期短等特点，通常项目可行性研究报告编制达到初步设计的深度，项目省略初步设计，直接开展施工图设计配合电站建设。
3 影响光伏发电站选址的因素
光伏电站选址应该结合各要素有序进行，依次可分为三步，即决定性因素分析、边界条件分析、固有要素分析。决定性因素包括光资源、土地情况，边界条件包括送出条件、电力消纳、交通情况、附近遮挡物等，固有因素包括地面附着物、环境要素等。首先对场址的光资源、土地等决定性因素进行调查分析，对场址初步判断，判定场址是否可以建设光伏发电项目。其次对厂址的周边条件进行实地踏勘，收集资料进行详细分析，进行投资估算及经济初评价，判定场址是否符合投资方对投资及收益的要求。最后进行场址固有信息的收集，结合前两个阶段的分析，确定光伏发电的技术方案、送出方案，制定投资概算并进行经济评价，完成项目选址工作。
3.1 资源分析
光资源情况是场址是否有开发价值的先决因素，太阳总辐射受地理纬度、日照时数、海拔高度和大气成分等因素的影响，太阳能资源分布特征对于电站系统的布局和太阳能利用效率非常重要。根据国家气象局的日照辐射数据，全国大致上可分为五类地区，根据目前光伏电站建设单位投资水平，三类以上地区较适宜太阳能资源的开发，四类地区为较难开发地区，五类地区几乎为不可能开发地区。但是如果有特殊的地方补贴政策，可以考虑开展进一步工作。
3.2 土地情况
光伏发电项目占地面积较大，土地是否可以合法使用是项目的决定性因素。光伏发电项目用地采取征地和租赁两种形式，对于青海、新疆等西北地区的荒山、戈壁，由于土地补偿费用较低，光伏发电区可采用征地方式，对于其他地区为了降低工程的前期投入成本，可探索采用租赁国有未利用土地的供地方式。光伏发电项目要求地质稳定，对于可能出现塌陷等潜在的地质灾害的场址，则需慎重考虑开发光伏发电项目。
3.3 边界条件
边界条件包括送出条件、电力消纳、交通情况、附近遮挡物、水源等。
按照国家“合理布局、就近接入、当地消纳、有序推进”的总体思路，根据当地电力市场发展和能源结构调整需要，与当地电网公司（或供电公司）沟通，落实市场电力消纳条件，避免电站运行中出现弃光现象。并且通过水光互补、风光互补的方式提高电能质量，以减少电网的负担，提高电站的等效利用小时，保证项目收益。
3.4 环境要素
环境要素包括水文、大气质量、湿度、气象因素等。水文因素包括短时最大降雨量、积水深度、洪水水位等，直接影响光伏系统的支架系统、支架基础的设计以及电气设备安装高度。大气质量因素包括：空气透明度、空气内悬浮尘埃、空气湿度等因素。前两者主要影响实际日照辐射量，空气内悬浮尘埃量影响光伏组件的清洗频率，空气湿度除了对金属设备的腐蚀外，还存在诱发组件的PID效应，加速组件的衰减，严重影响发电量。气象因素应充分考虑冰雹、沙尘暴、大雪等灾害性天气光伏发电站的影响程度。
3.5 地方政策
除了上述因素外，正确把握地方政府对光伏发电项目的鼓励政策会使光伏发电项目的开发事半功倍。地方政府对光伏发电项目的补贴，能够有效地提高项目本身的收益，使光资源较差的地区具备了开发价值，增加光资源稍好的地区执行的灵活度。
4 光伏电站的选址方法
光伏发电站选址可以采用以要素定点的方法，影响光伏发电项目选址的决定因素为资源和土地情况，可分为以资源定点和以土地定点两种方法。光伏发电项目的选址可以结合两种方法，在收集资料信息的同时，进行实地踏勘，对项目场址要素综合分析。另外，可以根据地方政府对光伏项目的鼓励政策，开发水光互补、风光互补、渔光互补、农光互补等特色项目，采取“以特色要素定点”的方法，在水电、风电项目附近进行选址，提高并网光伏项目的电能质量；在鱼塘、特色经济作物种植区进行有效论证，满足光伏发电项目对土地的要求。
5 结 论
大型并网光伏发电项目的选址虽然没有火电、核电项目的选址复杂、时间长，但是其各要素的调查分析也是一件繁复的工作。光资源和土地情况的分析是选址工作的重点，光资源决定项目收益，土地情况决定项目是否可行，边界条件决定项目实施难度，固有要素影响项目投资，针对各要素材料的收集并结合实地踏勘，全面细致的分析是顺利完成项目选址的保障。
光伏投资成本分析篇11
引言
太阳能是指太阳光的辐射能量，在现代一般用作集热或发电。太阳能是可再生能源，既可免费使用，又无需运输，对环境无任何污染。自1995年以后，世界太阳能利用进入一个新的发展期，太阳能利用与世界可持续发展和环境保护紧密结合；在加大太阳能研究开发力度的同时，注意将科技成果转化为生产力，加速商业化进程，扩大太阳能利用领域和规模，经济效益逐渐提高。
当今世界，化石能源日趋紧张，环境污染日益严重，为了顺应节能环保、绿色低碳的能源利用趋势，本文从太阳能发电系统组成入手，分析了太阳能光伏发电的投资费用、运营成本、政策补贴、发展前景等问题，对太阳能发电的前景做出展望。
太阳能系统介绍
2.1太阳能光伏发电系统组成
太阳能光伏发电是利用半导体界面的光生伏特效应而将光能直接转变为电能的一种技术。太阳能光伏发电系统由太阳能电池组、太阳能控制器、蓄电池（组）组成。各部分的作用为：
（1）太阳能电池板：太阳能电池板是太阳能发电系统中的核心部分，其作用是将太阳能转化为电能，或送往蓄电池中存储起来，或推动负载工作。太阳能电池板的质量和成本将直接决定整个系统的质量和成本。
（2）太阳能控制器：太阳能控制器的作用是控制整个系统的工作状态，并对蓄电池起到过充电保护、过放电保护的作用。在温差较大的地方，合格的控制器还应具备温度补偿的功能。
（3）蓄电池：一般为铅酸电池，一般有12V和24V这两种，小微型系统中，也可用镍氢电池、镍镉电池或锂电池。其作用是在有光照时将太阳能电池板所发出的电能储存起来，到需要的时候再释放出来。
（4）逆变器：在很多场合，都需要提供AC220V、AC110V的交流电源。由于太阳能的直接输出一般都是DC12V、DC24V、DC48V。为能向AC220V的电器提供电能，需要将太阳能发电系统所发出的直流电能转换成交流电能，因此需要使用DC-AC逆变器。
太阳能相关政策
国家相关政策
2013年8月31日，国家发展改革委出台《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》（发改价格[2013]1638号），对光伏电站实行分区域的标杆上网电价政策。
通知明确，对光伏电站实行分区域的标杆上网电价政策。根据各地太阳能资源条件和建设成本，将全国分为三类资源区，分别执行每千瓦时0.9元、0.95元、1元的电价标准。对分布式光伏发电项目，实行按照发电量进行电价补贴的政策，电价补贴标准为每千瓦时0.42元。 通知指出，分区标杆上网电价政策适用于今年9月1日后备案（核准），以及9月1日前备案（核准）但于2014年1月1日及以后投运的光伏电站项目；电价补贴标准适用于除享受中央财政投资补贴之外的分布式光伏发电项目。标杆上网电价和电价补贴标准的执行期限原则上为20年。国家将根据光伏发电规模、成本等变化，逐步调减电价和补贴标准，以促进科技进步，提高光伏发电市场竞争力。
北京市太阳能光伏发电经济价值分析
北京市气候条件
根据调查北京市历年气候条件得知，北京的气候为典型的暖温带半湿润大陆性季风气候，年平均日照2780.2小时，属于比较优质的太阳能发电区域，平均每年为115.84天，平均每天约7小时40分钟。
经济测算补充说明
1. 分布式太阳能发电享受0.42元/度的光伏发电补贴政策；
2. 对于屋顶放置的分布式光伏发电项目来说，1MW的装机容量大概需要1.2万-1.5万平米的屋顶面积；
3. 目前太阳能发电的投资成本在8-10元/W左右,本测算中取9元/W；
4. 对于北京市来说，适用于光伏发电的全年满发小时数为1100-1300小时，鉴于北京市雾霾天气严重，而雾霾对于太阳能发电的影响较大，所以本测算中取1100小时；
5. 光伏发电项目的后期维护成本很低， 10MW的光伏发电项目，其每年的维护费用约为50万元（包含人工费用）。
太阳能光伏发电经济价值数据分析
以北京地区为例，根据北京市气候条件及能源公司到京仪集团和中材天华国际光伏工程技术有限公司调研的数据得知，目前北京市分布式太阳能发电相关数据如下表所示：
由上表计算得出，在比较理想的光照条件下，1MW光伏发电项目经济分析如下：
下面列举北京某太阳能项目经济分析的实际案例，进一步佐证本文中对太阳能发电经济价值分析的结果。
北京某影视产业园屋顶光伏电站项目
项目地址：北京东五环外，可利用屋顶面积约3800平米。项目所在地太阳资源辐射量在120-140千卡/cm2（5020-5840MJ/m2 )之间。鉴于光伏行业现状综合考虑，计算发电量时，太阳能年辐射量取4000-4650MJ/㎡，峰值日照时数取1250h。
初步估算可安装光伏发电容量350kW，本工程实际安装容量为348.4kW,得出本工程第一年理论发电量为43.55万千瓦时。电池组件在光照及常规大气环境中使用会有衰减，按系统每年输出衰减0.8%计算，25年累计发电量为783.46万kwh,平均每年发电31.34万kWh/年。
下表为该项目经济价值分析：
根据两个太阳能项目的对比结果可知：理论研究得出的数值与实际案例相符。不同项目条件下，太阳能屋顶光伏发电项目的投资回收期一般为6-9年左右，在现有补贴政策下，太阳能发电具有较好的经济收益和投资价值。
结语
分布式光伏电站工程的建设，符合我国可持续发展能源战略规划，也是发展循环经济模式，建设和谐社会的具体体现。对于促进节能减排、打造低碳城市将产生积极的推动作用，同时对推进太阳能利用及光伏发电产业的发展进程具有非常大的意义。
自1995年起，太阳能光伏发电进入了一个新的发展阶段，由于技术水平的提高，太阳能项目初投资的关键——太阳能板的造价平均每五年降低一半，由此发展下去，太阳能发电必将迎来发展的黄金期。
参考文献：
[1] 王亦南.对我国太阳能热发电的一点看法[J].中国能源，2006（8）.
[2] 刘静静，杨帆，金以明.太阳能热发电系统的研究开发现状[J].电力与能源，2012（6）.
[3] 孙德胜，陈雁.太阳能热发电技术最新进展与前景研究[J].电源技术，2010（8）.
[4] 刘爽.太阳能资源利用与太阳能建筑发展.科技成果纵横，2007（6）.
[5] 郑拴虎.2013北京能源发展报告. 2013.
光伏投资成本分析篇12
一、引言：
随着社会的发展，能源需求日益增长。在我国化石能源已日趋紧缺，传统不可再生能源的过度开发导致的生态同题已日益突出，并危及到我国未来的能源供给和能源安全。能源供应和环境保护是国民经济可持续发展的基本条件。提高可再生能源利用率，发展太阳能发电是改善生态、保护环境的有效途径。光伏发电由于其特有的可再生性，在生产能源的同时，具有较好的生态环境亲和力。因此大力发展太阳能光伏发电已成为中国21世纪可持续发展国民经济和建设小康社会刻不容缓的主要任务和战略目标 。
二、光伏电站的分类
光伏电站主要是分为集中式地面光伏电站与分布式光伏电站。其中，集中式地面电站是指利用荒漠地区丰富和相对稳定的太阳能资源构建大型光伏电站，接入高压输电系统供给远距离负荷；分布式光伏电站指利用分散式资源，装机规模较小的、布置在用户附近的发电系统，它一般接入低于35千伏或更低电压等级的电网。
三、光伏电站的现状与发展趋势
根据中国国家能源局所的官方统计数据：中国2016年光伏新增装机量达34.54GW，累计装机量77.42GW，均为全球第一。以区域来看，全国新增装机量最多的省分是新疆省，新增了3.29GW。《中电新闻网》统计，新能源在甘肃、内蒙、新疆、青海、陕西、宁夏等西北方六个省份已成为第二大电源。然而，这六个省份都面临程度不等的弃风、弃光问题。能源消纳能力不足是主因，也因而限制了大西部地区的新能源开发脚步。中国已暂停下发2016年度甘肃、新疆的光伏发电指标，内蒙、青海、宁夏等省分2017年的光伏指标下形也不明朗。2017年1月1日之后，“全额上网”一类至三类资源区新建光伏电站的标杆上网电价分别调整为每千瓦时0.65元、0.75元、0.85元/千瓦时，比2016年电价每千瓦时下调0.15元、0.13元、0.13元/千瓦时。分布式光伏发电实行全电量补贴，补贴标准仍然为0.42元/千瓦时。同时明确，今后光伏标杆电价根据成本变化情况每年调整一次。一些省市对分布式光伏发电额外还有补贴0.1元/千瓦～0.4元/千瓦不等。
由此可见，随着环境和能源问题的日益突出，国家在光伏发电的支持力度也不断加大。集中式光伏电站发展遇到的瓶颈，正是对分布式光伏发电的优势所在，不仅有高额的补贴，而且根据《关于分布式光伏发电项目管理暂行办法的通知》大大简化了分布式电站的建设流程，为分布式安装者带来福音，也为分布式提供了发展的温床。
四、分布式光伏电站技术方案
太阳能通过光伏组件转化为直流电力，再通过并网逆变器将直流电能转化为与电网同频率、同相位的交流电，升压后并入电网或者直接并网。
光伏并网发电系统由光伏电池组件、汇流箱、光伏并网变流器以及综合监控系统组成。
接入电网的模式有2种：“自发自用、余电上网”和“全额上网”
以中建材（合肥）新能源有限公司9MW分布式光伏电站项目为例：
本工程光伏电站系统布置分为8个1MW分系统，每个子系统由太阳能电池方阵、并网逆变器、交流汇流箱和升压变组成；逆变器采用60KW组串式逆变器，共132台；交流汇流箱采用四进一出汇流箱，每台交流汇流箱接4台逆变器，共33台。每1MW逆变单元通过1台双绕组干式变压器升压致35KV，然后每4台升压变高压侧经并接后，最终以2回电缆线路接入本工程新建35KV开关站。
本工程新建35KV开关站一座，35KV母线采用单母线接线，光伏电力通过2回35KV电缆汇集至35KV母线，最终经1回电缆出线接至厂区内35KV开闭所Ⅰ段备用间隔。
五、节能分析
光伏发电是一种清洁的能源，既不直接消耗资源，同时又不释放污染物、废料，也不产生温室气体破坏大气环境，也不会有废渣的堆放、废水排放等问题，有利于保护周围环境，是一种绿色可再生能源。
以中建材（合肥）新能源有限公司9MW光伏电站项目为例，该项目实际装机容量8.24MW，系统效率为80%，根据总装机容量，系统效率及倾斜面辐照量，可预测首年发电量为873万千瓦时，预测系统效率每年平均衰减为0.8%，由此可测算出20年总发电量为16202万千瓦时，平均年发电量为810万千瓦时。
以每万千瓦时电力消耗3.6吨标准煤计算，每年可替代常规能源2916.5吨的标准煤，每年二氧化碳p排量为7064吨，二氧化硫减排量为213吨，氮氧化物减排量为106吨，标准煤粉尘减排量为1928吨。以上的计算是不考虑光伏发电系统在生产过程耗能量。
六、投资估算与投资回报率
（一）光伏电站成本估算分析
1.光伏电站的建设成本分析
一个光伏电站建设主要由太阳能电池组件、电气设备、支架、施工建安费以及设计费组成。
以中建材（合肥）新能源有限公司9MW光伏电站项目为例：总投资约7500万元。建成后平均年发电量为810万千瓦时
2.光伏电站运营成本分析
（1）光伏电站运营成本计算
运营成本主要由运维人员的工资、设备维护费用组成。
（2）税，包括增值税和所得税。增值税税率按17%计算，所得税税率按照25%计算。
（3）偿还建设投资贷款的资金来源：企业未分配利润、固定资产折旧。
以中建材（合肥）新能源有限公司9MW光伏电站项目为例：每年运营成本为30万元。
（二）光伏电站收益分析
接入电网模式不一样，收益相对也不一样。具体算法如下：
①自发自用、余电上网模式：
自发自用的电量×当地电价+上网电量×卖电价+补贴×全部发电量；
②全额上网模式：
（补贴+卖电价）×全部发电量。
以中建材（合肥）新能源有限公司9MW光伏电站项目为例，每年发电收益为1215万元。总投资回报率为216%，年收益率为10.8%，项目投资回收期为6.33年。符合长期投资的盈利要求，盈利能力良好。
七、结论
随着石油、煤炭、天然气等化石能源日益紧张，水力资源有限并对生态产生影响，核材料出现紧缺以及对环境、安全产生重大威胁，世界范围内频繁出现能源短缺问题，并对环境造成严重污染。建设太阳能光伏并网发电系统，利用太阳能发电，节约能源保护环境，对节能减排和建设环境友好型的社会起到积极的作用。因此，光伏项目的建设是符合加快建设节约型社会的战略要求。分布式光伏电站项目的建设有国家政策支持、投资环境优良、丰富的能源优势、项目经济效益良好等优点。综上所述，2017年我国太阳能光伏发电行业规模将会进一步突破，由74GW突破至100GW，新增规模将达到26GW。由此可见，2017年我国太阳能光伏发电行业前景广阔。
光伏投资成本分析篇13
财务预测是根据财务活动的历史资料，考虑现实的环境和条件，对企业未来的财务活动和财务成果作出科学可预计和测算。工程项目财务评价分析是从工程项目角度出发，依据国家现行财税制度和现行价格体系，分析计算项目的财务效益，编制财务报表，计算财务评价指标，考察项目的盈利能力、清偿能力等财务状况，借以判别项目的财务可行性，为项目决策提供公正、可靠、科学的咨询意见。格尔木光伏电站工程的财务预测及评价分析依照项目实际状况和财税环境等进行编制，就预测分析结果形成该项目的可行性结论。
一、项目简介
青海京能建设投资有限公司（以下简称“青海京投”）是2010年10月在青海注册成立的独立法人机构，作为京能集团控股设立的区域性投资公司，公司经营范围包括电力能源及产业项目的投资、建设及运营；节能技术及新能源、可再生能源的开发；旅游及房地产开发。青海京投格尔木光伏电站建在青海省格尔木市，距格尔木市东约35，工程规划先期总装机容量为50MWp。该电站场址海拔高度在2780m左右，场址区地形开阔、地势较为平坦、地面植被稀少、辐射量大、有利于大型光伏电站布置。电站主要工程项目包括生产综合楼、配电室、电池阵列（含支架基础）、逆变器室、箱变及基础、电缆沟、送出工程以及场区道路等。青海京投格尔木一期20 MWp并网光伏发电项目于2011年建成投产；本年度，青海京投格尔木二期20 MWp并网光伏发电项目建设顺利展开，先后完成了可研报告审查、环评批复及土地预审批复等前期工作，并于7月6日取得了青海省发改委的核准文件。为加强和指导电站运营，促进项目收益的实现，做好对该工程项目的财务预测及评价分析具有重要意义。
二、工程财务数据预测
工程建设期：3年（2011年至2013年分期实施）；假设项目经营期：25年（2012年至2036年）；等效年利用小时：1760小时；定员：20人；人员工资：35000员人/年；其他人工费系数：61.8%；其他费用：4元/ MWh，考虑阶梯递增；保险费率：3.5‰；修理费率：0.4%；增值税率：17%；企业所得税率：经营期第一年至第三年免征，第四至第六年为7.50%，第七至第十年为15%，其余期间按25%估计；法定公积金率：10%。
项目总投资和资金筹措：格尔木50MWp光伏电站工程项目总投资约5.80亿元，建设资金由资本金和借款两部分组成，其中资本金占20%约1.16亿元，外部借款80%约4.64亿元。外部一期20 MWp项目2011年借款2.80亿元，其余2012年筹措到位。
借款归还及利息支付：经营期每年末归还借款4，800.00万元，经营期第十年末归还借款3，200.00万元；借款年利率6.65%，按季结息，贷款偿还期10年，宽限期1年。
上网电价：依据国家发改委《关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》（发改价格[2011]1594号）文件的规定，结合青海京投项目进程安排，经测算青海京投格尔木先期50MWp光伏电站含税上网电价为1.06元/kWh。
数据预测：按照装机容量、等效年利用小时和电价测算经营期间年收入达7，972.65万元；该项目正在申请注册CDM项目，预计经营期年CDM收入220.00万元；考虑到折旧费、维修费、职工工资、材料费等其他费用以及偿付利息等，结合上述数据，此项目经营期营业总成本92，639.46万元，年均经营成本在3705.58万元。不考虑时间价值，经营期可实现利润总额合计105，798.66万元，净利润合计82，727.50万元，经营期年均利润总额为4，231.95万元，年均净利润3，309.10万元。
三、财务评价分析
1.财务评价指标
依据上述预测数据计算，该工程项目财务评价指标如下：机组总容量50MWp，总投资5.80亿元，项目内部收益率9.48%，项目静态回收期（含建设期）10.77年，折现率为8%时的财务净现值5，205.94万元，总投资收益率8.55%。
2.敏感性分析
因太阳能光伏发电项目执行国家发改委标杆上网电价，故电价不作为敏感性因素。敏感性分析反映总投资、年利用小时等因素变化时对平均利润总额、平均净利润、内部收益率及投资回收期的影响。敏感性分析结果如下。根据数据分析，参数的变化会对内部收益率等指标引起不同程度的影响，总投资变化与平均利润总额、平均净利润、内部收益率的变化成反向变动，与投资回收期成正向变动；电量变化与平均利润总额、平均净利润、内部收益率的变化成正向变动，与投资回收期成反向变动。从结果来看，总投资与发电年利用小时的变化是决定项目盈利和收益的关键，且发电年利用小时变化更为敏感。
3.偿债能力分析
企业的偿债能力是指企业用其资产偿还长短期债务的能力，企业有无支付现金的能力和偿还债务能力，关系着能否健康生存和发展。青海京投格尔木光伏电站项目中，外部借款占80%，借款年利率为6.65%，由于该项目付现总成本仅包括营业成本和各项税费，且营业成本占总成本比重较小，故电费收入大多数可用于归还借款。根据电价以及运营年限来看，该项目偿还贷款能力较强，偿还期限为10年左右。未来该项目可加强标准化管理水平，为公司持续健康的发展，降低公司债务风险打下了坚实的基础。
4.盈利能力分析
该电站项目建成后，预计投入运营期限为25年，在此期间内，不考虑工程及设备损耗情况，其财务经营预测指标见上表。根据表中数据我们可以看到，电站投入运营就会产生盈利，且盈利情况较好。依据年均息税前利润与总投资的比值计算可得该项目总投资收益率8.55%，就电力生产行业而言，其盈利能力远远高于行业平均水平。目前，由于上游产业光伏组件企业出口受阻和产能过剩导致的产品价格下降，预计该项目实际总投资将较前述假设投资额降低5%左右，该项目具有良好的盈利能力。
5.财务生存和发展能力
依据财务现金流量预测指标表可以看到不同时期财务能力的变化情况。从表中数据我们可以看出，剔除分期建设电站影响净现金流量外，项目每年净现金流量均为正值，且随着负债的减少利润逐年增加，综合来看项目财务生存能力较强。财务发展能力是电站运营的关键，也是扩大运营规模，追求更高经济效益的基础，盈利稳定增长是关键性决定因素。由表可见，该项目发电收入较为平稳，但是并不影响其总体盈利能力，特别是随着折旧、利润不断归还借款，后期项目的盈利能力非常强。因此，可以认为其在财务上较为成功，整体的经济效益也很理想。
总之，财务预测和评价分析对项目的可行性研究具有重要意义，通过对青海京投格尔木光伏电站工程的财务预测和评价分析，证明其是盈利能力较强的可行项目，在投入运营后能够获得较好的经济收益。
参考文献：
[1]Michael Grubb，Tooraj Jamasb，Michael G.et a1.Delivering a Low-Carbon Electricity System.Cambridge University Press.2008.
