遼甯省光伏電站收益和發電量計算方法

遼甯省，簡稱“遼”，取遼河流域永遠安甯之意而得其名，是中華人民共和國省級行政區，省會沈陽。遼甯省共轄14個地級市（其中兩個為副省級市），共有59個市轄區、16個縣級市、17個縣，8個自治縣。

沈陽市

遼甯省下轄各地市分别為：沈陽市（副省級、省會）、大連市（副省級、計劃單列市）、鞍山市、撫順市、本溪市、丹東市、錦州市、營口市、阜新市、遼陽市、盤錦市鐵嶺市、朝陽市、葫蘆島市。

遼甯省位于東北地區南部，介于北緯38°43'至43°26'，東經118°53'至125°46'之間，南瀕黃海、渤海二海，西南與河北接壤，西北與内蒙古毗連，東北與吉林為鄰，東南以鴨綠江為界與朝鮮隔江相望，總面積14.86萬平方千米。

遼甯省地勢大緻為自北向南，自東西兩側向中部傾斜，山地丘陵分列東西兩廂，向中部平原下降，呈馬蹄形向渤海傾斜，由山地、丘陵、平原構成；地跨遼河、渾河、大淩河、太子河、繞陽河、鴨綠江六大水系，屬溫帶季風氣候。

圖1-1 遼甯省地圖

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1.遼甯省太陽能資源概況

圖1-2遼甯省太陽能資源分布

圖1-3遼甯省太陽能資源統計

根據圖1-2所示，遼甯省太陽能資源非常豐富，絕大多數地方年均峰值日照時數都在1300小時以上。太陽能資源大體呈東南部少西北部多，西部最多的地方均峰值日照時數甚至達到了1500小時。

遼甯全省探明可開發利用的太陽能資源儲量為0.209990乘以10的14次方，屬于太陽能資源非常豐富的地區之一。由于受季風氣候的影響，整個遼甯省太陽能資源水平面總輻射量的年均差異為6%左右，屬于年際差異比較大的地區。

2.分月日均峰值日照時數

可能很多朋友好奇我測算時的數據來源于哪裡。今天在這裡也給大家揭秘一下。我平常最主要用到的工具軟件有PVsyst 7.2、meteonorm 8.0，處理數據圖表隻用了WPS中的電子表格。

我們通過模拟軟件模拟出各個地市的太陽能資源情況時，需要參考至少近十年以上的氣象資料，以便得出相對比較合理的平均數據。我一般采用的主要是采用1995年到2015年的數據進行加權平均計算，也就是參考了近20的數據。

不同的數據來源會有一定的差異。例如meteonorm 8.0的數據加入了空氣相對濕度、空氣渾濁度、風速等因素對太陽輻照度的影響，所以水平面的峰值日照數據就相對小一點，也顯得可靠一點。NASA-SSE的數據就沒有考慮這些因素對太陽輻照度的影響。我一般計算時都采用meteonorm 8.0的氣象數據。

圖1-4 PVsyst 7.2軟件設定經緯度、海拔和時區界面

圖1-4中所示的是遼甯省沈陽市的經緯度、海拔和時區的設定假面。沈陽市市政府駐地的緯度為北緯41.78°、經度為東經123.42°、海拔57米、時區為東8區。設定好參數以後導入meteonorm 8.0中的太陽輻射數據。

圖1-5 meteonorm 8.0中沈陽市水平面日均峰值日照時數

圖1-6 meteonorm 8.0中沈陽市水平面年均峰值日照時數

設定好參數以後導入NASA-SSE中的太陽輻射數據。

圖1-7NASA-SSE中沈陽市水平面年均峰值日照時數

圖1-8 NASA-SSE中沈陽市水平面日均峰值日照時數

圖1-9 交互地圖選擇地點

如圖1-9所示，除了手動輸入經緯度數據以外，也可以通過交互地圖進行選擇需要提取數據的地點。通過整理得出遼甯省各個地市的太陽輻照情況數據。

圖1-10 遼甯省各地市水平面日照時數

如圖1-10所示的峰值日照數據是從NASA-SSE中得到數據。平均日照時數的計算方法就是将所有月份的日照時數進行加總，然後再除以12得到的數據就是一年内每日平均日照時數。

圖1-11 遼甯省各地市年平均日照（kWh/m²/day）

3.遼甯省地理概況

通過查地圖将遼甯省各個地市的市政府駐地的大緻經緯度進行統計，并通過導入meteonorm 8.0中的近20年的平均太陽輻射數據。這樣就可以得到經度、緯度、海拔、年均水平面輻射、日均水平面輻射的數據。

假定組件方位角朝向正南面為0°，接收到的太陽光輻射量為100%。組件斜面峰年均峰值小時數是通過模拟組件朝向正南面，各個傾斜角度的輻照量得出各地最佳傾角。通常緯度越高斜面與水平面峰值日照時數差距就越大。

圖1-12 遼甯省地理概況

根據圖1-12所示，遼甯省各個地市主要在北緯40°、東經120°左右，水平面峰值日照時數都在1350個小時以上，屬于太陽能資源非常豐富的地區。組件斜面峰值日照時數1650個小時以上，斜面比水平面的日照輻射量普遍多15%以上。

圖1-13 遼甯省各地市緯度對比圖

根據圖1-13所示，遼甯省各地市緯度最高的為鐵嶺市42.29°，緯度最低的為大連市38.92度。

圖1-14 遼甯省各地市最佳傾角對比

根據圖1-14所示，遼甯省各地市最佳傾角最低為大連35°，最高為阜新41°。通過圖1-13和圖1-14進行比較，可以知道組件的最佳傾角會随着緯度的增大而增大。

圖1-15遼甯省各地市組件斜面日均峰值小時數

根據圖1-15所示，遼甯省各地市組建斜面日均峰值小時數最高的為朝陽市4.93小時，最低的為大連市4.52小時。全省各地市斜面日照峰值小時數均超過4.5小時。

圖1-16遼甯省各地市斜面與平面差值百分比

根據圖1-16所示，遼甯省各地市斜面與平面差值百分比指的是斜面減去水平面的峰值日照時數，得到的值除以斜面峰值日照時數，再乘以100%。

具體公式為：

差值百分比＝（斜面峰值時數－平面峰值時數）÷斜面峰值時數×100%

以沈陽市為例，平面峰值日照時數為1373小時，斜面峰值日照時數為1664，則有：

差值百分比＝（1664－1373）÷1664×100%

差值百分比＝291÷1664×100%＝0.1749×100%＝17.49%

計算這個差值的目的，是為了間接證明，設置傾角對發電量影響的大小。通過上面的比較，我們可以得出一個初步的結論。緯度位置越高設置最佳傾角對光伏電站發電量影響越大，反之在低緯度地區平面和斜面光伏電站發電量差異相對較小。

因此我們可以得出一個結論，在低緯度地區建平屋頂光伏陽光房，也能獲得比較多的發電量，做平面露台遮陽棚也可以有很好的收益。但到了高緯度地區平面放置的光伏組件将比斜面得到的發電量少很多，所以不适合建平屋頂光伏陽光房，也不适合建平屋頂露台遮陽棚。

4.遼甯省餘量上網電價

圖1-17 遼甯省上網電價

圖1-17所示，遼甯省的上網電價為筆者通過互聯網渠道整理所得，并不代表當地的實時上網電價。要想獲得當地實時的上網電價，可以向供電部門進行咨詢。這裡隻是為了方便計算進行的随機取值。後面所有測算數據均依照圖1-16所示的電價數據進行測算。

圖1-18遼甯省餘量上網電價構成

如圖1-18所示，遼甯省餘量上網電價的有光伏上網指導價加上餘量上網補貼電價，當然這裡僅僅是為了測算需要進行了一個情景模拟，不代表當地的實際情況。當地具體有沒有電價補貼，每度電補貼多少，以當地實際情況為準。

5.系統效率損耗比例情況

圖1-19 系統效率損耗情況

根據圖1-19所示，系統效率損耗主要包括直流電纜損耗、防反二極管及線纜接頭損耗、電池闆不匹配損耗、灰塵遮擋損耗、交流線路損耗、逆變器損耗、系統故障損耗、溫度影響損耗等等。

上面所列舉的所有的項目中，在實際運行的時候有可能會某些項目的損耗不會産生，所以計算系統效率損耗時不能簡單地進行加總，而是需要根據系統的實際情況進行具體的分析。

根據以往的經驗，在不考慮組件光衰造成的功率損耗的情況下，系統的運行效率可以達到85%以上。這裡為了方便測算我們統一設定系統運行效率為85%。

6.組件光衰功率測算

圖1-20件光衰功率測算

根據圖1幹20所示，假設光伏組件首年光衰2%，以後逐年衰減0.4%，經過測算光伏組件25年加權平均發電效率為93.2%，光伏組件30年加權平均發電效率為92.2%。在後面測算光伏組件的總發電量時統一采用25年93.2%的發電效率，30年92.2%的發電效率。

7.組件每瓦單價測算

圖1-21 組件尺寸對成本的影響

根據圖1-21所示，使用大尺寸電池組件可以顯著降低周邊成本及度電成本。以158.75毫米矽片電池組件基準。使用166毫米矽片電池組件可以降低周邊成本0.8%、度電成本4.5%；使用182毫米矽片電池組件可以降低周邊成本8.1%、度電成本9.3%；使用210毫米矽片電池組件可以降低周邊成本9.8%、度電成本10.9%。

圖1-22 裝機容量每瓦單價測算

如圖1-22所示，為筆者根據網絡公開信息收集到的光伏電池組件每瓦單價，這裡僅僅是為了測算的需要進行的随機處置，不代表當前的光伏電池組件市場價格。要了解當前光伏電池組件市場價格，請以當地的供應商報價為準。

因為任何一個商品它的價格組成必然包含了生産成本和流通環節的成本，以及各個環節的利潤。所以商品到達我們消費者手中時，價格一定是靈活多變的，不可能做到全國價格統一、成本固定。

任何商家都是以盈利為目的，進行報價時一定都會為自己預留足夠的利潤空間。要充分考慮貨物集散地到安裝目的地的距離，貨物集散地距離目的地越遠産生的交通費用和食宿費用越多，反之則越少。

按照目前的市場行情以3元每公裡估算運輸費用相對比較合理。由于貨物集散地到安裝目的地距離随機性太大，這裡統一不計算運輸費用。

這裡為了方便測算光伏電池組件的價格統一采用每瓦2.1元，逆變器、支架、電纜電櫃、施工、輔材、設計費等按照比例進行測算，最終得出裝機容量每瓦單價3.1元。

圖1-23 典型分布式光伏電站每瓦單價組成

圖1-24 典型分布式光伏電站每瓦單價組成占比

圖1-25 360-370/435-445W單面單晶PERC組件

圖1-26 360-370/435-445W單面單晶PERC組件

圖1-27 182mm單面單晶PERC組件

圖1-28 182mm單面單晶PERC組件

圖1-29 210mm單面單晶PERC組件

圖1-30 210mm單面單晶PERC組件

通過比較可以看出組件的尺寸越大單位面積的發電效率不變的情況下，也有利于節約周邊初成本的支出。當然更大尺寸的矽片一般都是更先進的設計和更先進的制程工藝，相應的單位面積的發電效率也會有所提高。所以在價格不變的情況下，如果場地允許不妨優先考慮使用大尺寸矽片的電池組件。

8.裝機容量所需組件數量測算

圖1-31 裝機容量所需組件數量測算

計算公式為：所需組件數據量＝預計裝機容量÷組件标稱功率

以10千瓦182組件裝機容量為例：所需組件數據量＝10000÷540＝18.51≈19塊

圖1-32 10KW裝機容量所需組件數量測算

9.裝機容量所需總價測算

圖1-33 裝機容量所需總價測算

圖1-34 10千瓦裝機容量所需總價測算

如圖1-33所示，166組件、182組件、210組件都充分考慮了大尺寸電池對降低成本的作用。計算公式為：

裝機容量總價=組件單格×組件數據量÷組件占總成本的比例

10千瓦裝機容量，以158.75毫米矽片組件為例，假如組件每瓦單價為2.06元，組件占總成本的67.74%，則有：

裝機容量總價=組件單價×組件數量×組件标稱功率÷組件占總成本的比例

裝機容量總價＝2.06×24×410÷0.6774＝29,923.82元

或者：

裝機容量總價=組件單價×裝機容量÷組件占總成本的比例

裝機容量總價=2.06×10000÷0.6774＝30,410.39元

前者計算方式主要用于知道具體組件型号時的精确估算，後者适合已知預計裝機容量進行粗略估算。

以158.75組件為基準，采用166組件、182組件、210組件可降低一定的周邊成本。具體計算方式為：

假設光伏電池組件占總成本的67.74%，分别以166毫米矽片、182毫米矽片和210毫米矽片組件10千瓦裝機容量為例，介紹具體的計算公式。

166毫米矽片裝機容量總價：

裝機容量總價=（組件價格÷67.74%－組件價格）×（100%－0.8%）＋組件價格

裝機容量總價=（20167÷67.74%－20167）×（1-0.008） 20167

裝機容量總價=29694元

182毫米矽片裝機容量總價：

裝機容量總價=（組件價格÷67.74%－組件價格）×（100%－8.1%）＋組件價格

裝機容量總價=（21751÷67.74%－21751）×（1-0.081） 21751

裝機容量總價=31270元

210毫米矽片裝機容量總價：

裝機容量總價=（組件價格÷67.74%－組件價格）×（100%－9.8%）＋組件價格

裝機容量總價=（20889÷67.74%－20889）×（1-0.098） 20889

裝機容量總價=29861元

10.裝機容量總發電量

圖1-35 裝機容量總發電量測算

圖1-36 10KW裝機容量總發電量測算

在往期作品中已經講過了，如何計算總發電量的公式，今天再重複一下。

總發電量＝裝機容量×組件綜合發電效率×系統綜合發電效率×年峰值小時數×25年

總發電量＝裝機容量×組件綜合發電效率×系統綜合發電效率×年峰值小時數×30年

以沈陽市10千瓦裝機容量為例：

總發電量＝10×0.932×0.85×1664×25＝329555.2度

總發電量＝10×0.922×0.85×1664×30＝395466.24度

11.裝機容量總收入

圖1-37 裝機容量總收入測算

圖1-38 10KW裝機容量總收入測算

以沈陽市10千瓦裝機容量為例，假設度電單價為0.4019元，則有：

總收入=總發電量×度電單價

25年總發電量＝10×0.932×0.85×1664×25＝329555.2度

30年總發電量＝10×0.922×0.85×1664×30＝395466.24度

25年總收入=329555.2度×0.4019元＝132448.23元

30年總收入＝395466.24度×0.4019元＝158937.88元

12.裝機容量總支出

圖1-39 182組件裝機容量總支出測算

圖1-40 182組件10千瓦裝機容量總支出測算

以沈陽市182毫米矽片10千瓦裝機容量為例，假設裝機每瓦單價為3.1元，每度電的運營成本為0.04元則有：

總支出=建設成本 運營成本

運營成本=總發電量×0.04元

總支出＝建設成本 總發電量×0.04元

25年總支出＝31270元＋329555.2度×0.04元＝44452.20元

30年總支出＝31270元＋395466.24度×0.04元＝47088.65元

13.裝機容量總利潤

圖1-41 182組件裝機容量總利潤測算

圖1-42 182組件10千瓦裝機容量總利潤測算

以沈陽市182毫米矽片10千瓦裝機容量為例，計算總利潤則有：

總利潤＝總收入－總支出

25年總利潤＝132448.23元－44452.20元＝87996.03元

30年總利潤＝158937.88元－47088.65元＝111849.23元

14.裝機容量總利潤率

圖1-43 182組件裝機容量總利潤率測算

圖1-44 182組件10千瓦裝機容量總利潤率測算

以沈陽市182毫米矽片10千瓦裝機容量為例計算總利潤率，則有：

總利潤率＝總利潤÷總支出×100%

25年總利潤率＝87996.03元÷44452.20元×100%＝197.89%

30年總利潤率＝111849.23元÷48150.90元×100%＝232.29%

這裡必須要進行說明的是，這僅僅是粗略地計算，還有很多變量和因數沒有考慮進來。這裡隻是為了便于大家直觀地感受光伏電站的收入等各種數據的大緻走向所做的估算。

比如維護人員的工資漲了、電價降低、更換電氣設備成本下降、年與年氣候差異變化大等等總收入就相應的會産生波動。總利潤也就會和預期值産生差異。

15.裝機容量年化利潤率

圖1-45 182組件裝機容量年化利潤率測算

圖1-46 182組件10千瓦裝機容量年化利潤率測算

以沈陽市182毫米矽片10千瓦裝機容量為例計算總利潤率，則有：

年化利潤率＝總利潤率÷電站運營時間

25年年化利潤率＝197.89%÷25年＝7.91%

30年年化利潤率＝232.29%÷30年＝7.43%

這裡我們可以預見的是運營時間越長，光伏電站各個設備和部件出現故障和損耗的概率就會增大，而且由于組件光衰發電效率降低，以及系統各個設備的老化傳輸轉換效率也會降低，總發電量也會逐年減少。所以就會出現雖然總收入還是在不斷增加，但是你的年收益率卻會不斷變小。

16.182組件收回成本時間

圖1-47 182組件收回成本時間測算

圖1-48 182組件收回成本時間

計算方式為每年發電産生的收入減去運營維護成本後和總建設成本相減。未收回成本時記為負數，收回成本後記為正數。

未收回成本金額＝年發電收入－總建設成本

未收回成本金額＝（年發電量×度電單價－年發電量×0.04元）－總建設成本

如圖，1-47所示，以182毫米矽片組件為例進行測算。圖中紅色叉為未收回成本，綠色勾為以收回成本。從圖中可知遼甯省光伏電站回收成本的時間集中在第6年和第7年。其中需要第7年才能回收成本的地區有6個，能在第6年完成回收成本的地區有8個。

這其中由于前期的故障少，實際發電效率也可能會高于測算值，維護成本也低于0.04元每度，實際回收成本時間大概率會提前到來。

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