目前光伏發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合作，按節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，按當地所屬光照資源區的上網标杆電價直接銷售給電網公司。

對于第一種，光伏項目作為一個附加在屋頂上的發電系統，在廠區變壓器容量滿足接入條件的情況下，接入原企業廠區的配電室，按“用戶自用、餘量上網”原則，項目所發電量優先供應企業業主廠區内使用，可通過安裝雙向計量表記錄正向和反向用電，向用戶供應的淨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産生的節能效益。

通過合同能源管理方式，投資方可獲得高于燃煤脫硫标杆電價的銷售價格，企業用電方可獲得低于市電的優惠電價，另外光伏發電曲線如果與負荷曲線基本一緻，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赢的。

工商業屋頂分布式光伏發電項目的經濟效益測算較地面光伏電站要更加複雜，它需要考慮當地的電費計價方式和用電價格、企業用戶的用電負荷、當地太陽輻照資源情況、光伏出力情況及與企業用電負荷曲線的匹配性，根據目前分布式光伏發電補貼政策，用戶自發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，餘電上網部分電費收益則是按照當地脫硫煤标杆上網電價收購。

目前行業内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，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。假設投資方向企業用戶收取的電費為企業白天用電電價的8.8折。經過測算，光伏發電被企業自身消納的比例約59.25%，剩餘40.75%為餘電上網部分，脫硫煤标杆上網電價為0.378元/kWh。

粗略計算

這種方法适用于難以獲取用電企業負荷曲線的情況，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；企業光伏發電的消納比例約59.25%，剩餘40.75%餘電上網，投資方向用戶收取的電費為企業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為某個電價時間段内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為該地區的電價時段劃分表：

表1 不同時段的電價劃分表

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。那麼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。

表2根據光伏平均出力加權系數計算

根據光伏年均負荷計算綜合售電電價

圖1為經過數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定，處于400kW到500kW之間，光伏年均出力随太陽輻照而變化，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餘電上網電量，其他時段光伏出力均被企業自身消納，根據12個月的峰谷平電費清單以及節假期天數，計算峰谷平時段的用電平均負荷。

通過PVsyst光伏設計軟件模拟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、餘電上網電價，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計算

加權平均電價=峰段時數/發電小時*峰段電價 平段時數/發電小時*平段電價 谷段時數/發電小時*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。

表3 根據峰谷平時段數作為加權系數計算

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，光伏系統效率按75%計算，首年有效發電小時數為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電系統經濟性評價模型，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自身的用電需求，用電需求又取決于企業的自身經營情況。一般在現勘所獲取的電費清單為近一年的統計數據，不能代表未來幾年的用電趨勢，因此存在一定的不确定性，給投資測算帶來了難度、光伏自發自用消納比例取決于光伏出力和用電情況，而前者取決于當地實際的太陽輻照情況、溫度和實際的系統效率等，也存在一定的不确定性，所以客觀上難以得到一個非常準确的自發自用比例。

表3 不同計算方法得到的電價比較

結論

基于能源合同管理模式的分布式光伏發電項目投資收益測算需要考慮企業的用電電價、企業消納能力等情況，文中對不同的電價計算方法進行了總結，相對準确地來講，經濟評價模型根據所設定的光伏發電系統容量結合當地太陽輻射強度等氣候條件和光伏組件技術特性，使用PVsyst軟件模拟光伏系統逐時發電出力，在此基礎上，再通過與企業需求側的逐時用電負荷需求的比較，基于“自用為主、餘電上網”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确度。

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