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一、引言
近幾年，為應對光伏行業的美國及歐盟“雙反”影響同時為保護國內組件制造企業，國家出臺了相關光伏電站補貼政策，直接導致中國光伏發電裝機量突飛猛進，2013年下半年中國大陸地區裝機量竟超過10GW，市場異?；鸨＝谥袊茉淳止剂恕蛾P于下達2014年光伏發電年度新增建設規模的通知》，并明確規定光伏分布式發電裝機量占60%，旗幟鮮明的將光伏投資由地面大規模電站引導至光伏分布式發電。
二、分布式光伏發電系統介紹
分布式光伏發電是指在用戶所在場地或附近建設運行，以用戶側自發自用為主、多余電量上網且在配電網系統平衡調節為特征的光伏發電設施。分布式光伏發電實行“自發自用、余電上網、就近消納、電網調節”的運營模式，電網企業采用先進技術優化電網運行管理，為分布式光伏發電運行提供系統支撐，保障電力用戶安全用電，鼓勵項目投資經營主體與同一供電區內的電力用戶在電網企業配合下以多種方式實現分布式光伏發電就近消納。它是一種新型的、具有廣闊發展前景的發電和能源綜合利用方式，它倡導就近發電，就近并網，就近轉換，就近使用的原則，不僅能夠有效提高同等規模光伏電站的發電量，同時還有效解決了電力在升壓及長途運輸中的損耗問題。
目前應用最為廣泛的分布式光伏發電系統，是建在城市建筑物屋頂與個人家庭屋頂的光伏發電項目，該類項目必須接入公共電網，與公共電網一起為附近的用戶供電。
分布式光伏發電具有以下特點：
1、輸出功率相對較小。一般而言，一個分布式光伏發電項目的容量在數千瓦以內。與集中式電站不同，光伏電站的大小對發電效率的影響很小，因此對其經濟性的影響也很小，小型光伏系統的投資收益率并不會比大型的低。
2、污染小，環保效益突出。分布式光伏發電項目在發電過程中，沒有噪聲，也不會對空氣和水產生污染。
3、能夠在一定程度上緩解局地的用電緊張狀況。但是，分布式光伏發電的能量密度相對較低，每平方米分布式光伏發電系統的功率僅約100瓦，再加上適合安裝光伏組件的建筑屋頂面積有限，不能從根本上解決用電緊張問題。
4、可以發電用電并存。大型地面電站發電是升壓接入輸電網，僅作為發電電站而運行；而分布式光伏發電是接入配電網，發電用電并存，且要求盡可能地就地消納。
三、分布式光伏發電系統建設投資成本
分布式光伏發電系統服務商提供給您的分布式光伏發電系統報價中，一般包含：晶硅電池組件、支架、逆變器、斷路器、直流箱、交流箱、熔斷器、直流電纜、交流電纜、匯流端子、接地端子、人工、運輸、行政手續費、稅費等項目，考慮到每個項目的大小、設計、施工難度不同，市場采購價格的浮動，報價也會隨之浮動；
在華北、長三角、珠三角這三個分布式光伏發電應用比較密集的地區，太陽平面輻射量差異不像與西部地區差異那么大，一般不超過20%。如果設置到最佳發電傾角，整體系統效率在80%以上，一般來說1KW的項目25年年均發電量應在900~1300kwh左右；如果是鋼結構彩鋼瓦的工商業廠房屋頂，一般只在朝南的一面滿鋪光伏組件（標準廠房屋頂自然傾角一般為5°到10°不等），鋪設比例一般為1KW占面積10O，也就是1MW(1MW=1000KW)項目需要使用1萬O面積；如果是戶用別墅磚瓦結構的屋頂，一般會在08:00~16:00沒有遮擋的屋頂區域滿鋪光伏組件，安裝方式雖與彩鋼瓦屋頂略有不同，但占面積比是相似的，也是1KW占面積10O左右。也就是說，一個面積比較大(100~150O)的別墅屋頂，大概可以安裝約10KW的光伏發電系統，25年年均發電約9000~1.3萬kwh(具體參數需要航禹太陽能出具專業項目建議書后確定，這里只給出大致概念)；如果是平面混凝土屋頂，為了設計成最佳固定水平傾角，每排組件之間需要間隔一定間距以保證不被前排組件陰影遮擋，所以整個項目占用屋頂面積會大于可以實現組件平鋪的彩鋼瓦和別墅屋頂。一般來說，考慮到自然遮擋和女兒墻高度等復雜因素后，1KW占用屋頂面積為15~20O左右，也就是1MW項目需要使用1.5~2萬O面積。大家可以據此估算自家屋頂可以安裝多少容量，大致能發多少電了。
按照2013年年底西安地區某300kWp屋頂分布式光伏電站建設直接成本來分析，300kWp的項目總花費為220萬多元，其中組件占到58.49%，逆變器占到總成本的12.2%，支架占到總成本的7.73%。項目總造價每瓦成本約合7.3元?？紤]系統集成公司利潤，對于常規屋頂電站項目市場報價按照8元每瓦較為合理。項目各項費用支出及比例詳見上表及下圖所示。
四、分布式光伏發電系統運營成本
分布式光伏發電系統的運行維護主要是對系統的機械安裝、電氣連接的日常點檢、對光伏組建的清洗、對部分失效部件的更換等簡單操作，成本相對較低，對于10千瓦以下的系統維護成本幾乎可以忽略不計，但是MW（1MW=1000KW=1000000W）級的電站應當預提1%-3%的維護成本進入系統的總投資。每次每平方米組件的清洗成本在0.5元到0.8元不等，主要取決于當地人工成本和運維服務提供人員的多少。一般來說安裝量大的系統所需運營成本高于安裝量小的系統所需運營成本，但分攤到每瓦成本上，前者則具有成本優勢。據目前市場行情，每年運營成本一般占初始投資成本的1%-5%。
五、分布式光伏發電系統運營稅費
對于企業自身投資的分布式光伏電站。采用自發自用余量上網的模式，屋頂光伏發電系統設備以及所產生的電力所有權都歸屬企業自身。電力是有形動產，將多余的電力并網銷售給電站，要繳納增值稅。增值稅一般納稅人適用增值稅率17%。小規模納稅人則按3%征收率納稅。同時，光伏發電有稅收優惠。根據《財政部、國家稅務總局關于光伏發電增值稅政策的通知》(財稅〔2013〕66號)，規定“自2013年10月1日至2015年12月31日，對納稅人銷售自產的利用太陽能生產的電力產品，實行增值稅即征即退50%的政策?！惫夥l電系統需要購進相應設備，增值稅一般納稅人購進貨物可以抵扣進項稅額。此外，光伏發電的一個缺陷是受天氣影響居民社區自發自用余量上網，通常情況是開發商在建房時就把屋頂或外墻安裝好光伏發電設備，然后移交給物業公司運營。電力歸屬權屬于物業公司。物業公司主要涉及稅種是營業稅，歸地稅機關管轄;而銷售電力要繳納增值稅，歸國稅機關管轄。因此物業公司還要到國稅機關辦理稅務登記，并對銷售電力的收入單位核算。如果居民社區規模不大，其屋頂面積不多，光伏發電的電力必將有限，當月銷售電力收入小于2萬元時，則根據《財政部、國家稅務總局關于暫免征收部分小微企業增值稅和營業稅的通知》(財稅〔2013〕52號)規定，可以免繳增值稅。同時，《財政部、國家稅務總局關于財政性資金、行政事業性收費、政府性基金有關企業所得稅政策問題的通知》(財稅〔2008〕151號)規定，在繳納企業所得稅時，增值稅免稅額、即征即退額都要計入應納稅所得額。個人家庭自發自用余量上網，多余電力銷售額基本達不到增值稅起征點2萬元的標準，所以免繳增值稅。光伏電站投資運營商租用企業、居民社區的屋頂，屋頂光伏發電系統設備以及產生的電力所有權都歸屬光伏電站投資運營商。屋頂樓面不屬于不動產，出租屋頂樓面,出租方要繳納營業稅，但不繳納房產稅。營業稅適用稅率5%。如果出租方是工商企業，主體稅種是增值稅，而營業稅歸地稅機關管轄，那么工商企業出租屋頂也要到地稅機關辦理稅務登記，并對出租屋頂收入單獨核算。有些屋頂出租方不收取租金，而是以獲得優惠電價或一定數量的免費電力作為回報。這種情況要分解成正常租賃和正常售電兩個業務。國稅機關將依照增值稅暫行條例實施細則第十六條規定，按同期光伏電價調整光伏電站的銷售額;地稅機關將依照營業稅暫行條例實施細則第二十條規定，按同期同類屋頂出租行情核定其營業額。營業額即租金收入，作為征收營業稅的計稅依據。光伏電站通常都超過年銷售收入50萬元的標準，須認定增值稅一般納稅人。適用增值稅稅率17%。電站建設屬于公共基礎設施項目，根據企業所得稅法第二十七條第(二)項和企業所得稅法實施條例第八十七條規定，從事國家重點扶持的公共基礎設施項目，自項目取得第一筆生產經營收入所屬納稅年度起，可享受企業所得稅“三免三減半”優惠?！豆不A設施項目企業所得稅優惠目錄(2008年版)》(財稅〔2008〕116號)中列入了“太陽能發電新建項目”，但前提條件為“由政府投資主管部門核準”。因此，光伏電站要先經核準然后才能享受優惠。而目前光伏電站只要完成備案即可享同時，《財政部關于分布式光伏發電實行按照電量補貼政策等有關問題的通知》(財建〔2013〕390號)和《國家發展改革委關于發揮價格杠桿作用促進光伏產業健康發展的通知》(發改價格〔2013〕1638號)規定，分布式光伏發電項目經過備案，建成投產且完成并網驗收后，將獲得財政補貼，補貼標準為每千瓦時0.42元，獲得的補貼應當計入當期應納稅所得額。
六、分布式光伏發電系統所產生的收入
從 2014 年開始，國家對大型光伏電站將實行分資源區的不同上網標桿電價，將此前實行的全國統一上網標桿電價1 元/kWh 分別調整到0.9 元/kWh(Ⅰ類區)、0.95 元/kWh(Ⅱ類區)和1.0 元/kWh(Ⅲ類區)，同時對于分布式光伏發電的激勵政策從初投資補貼轉為度電補貼(0.42 元/kWh)。
一般來說，國家承諾的補貼可以做到基本到位，并不會拖延時間，到賬時間基本上在次年3月左右。而省、市兩級政府所承諾的補貼則需要對應所在地財政收入優良情況，只是到賬時間不一定。電網的電力收購所產生的收入，一般執行每月抄表，掛賬運營。抄表數并作為政府補貼的參照依據?，F在電網公司抄表難度加大，且一般居民無法開出增值稅發票給電網公司，導致電網公司應支付的款項遲遲未能到賬。
七、分布式光伏發電系統所面臨的困境
1、并網艱難，各地方電網對并網沒有細化標準，因此會出現不同地區對申請批準的標準不一致，且分布式光伏發電的并網技術還存在一定的難題。
2、政策配套尚未完善，分布式示范項目執行層面尚缺細則支持，即使細則出臺，存在不合理的條款或者執行問題，導致項目進度偏慢也是大概率事件。
3、是部分地區大面積的不具備屋頂打樁條件。在中西部省份房屋未使用鋼混結構，依舊使用預制水泥板甚至使用木梁結構，且彩鋼瓦劣質，不具備承壓能力。
參考文獻：
1、王昆白一《分布式太陽能光伏發電系統淺析》，《城市建設理論研究》2014年第8期
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一、前言
面對人類的可持續發展，從現有常規能源向清潔、可再生新能源過渡已提到議事上來了；因為新能源是依托高新技術的發展，開辟持久可再生能源的道路，以滿足人類不斷增長的能源需求，并保護地球的潔凈；太陽能光伏發電是國際上公認并倡導的綠色發電方式，由于其既不需要燃料，也不存在煙塵和灰渣，不污染環境，不會產生二氧化碳，對大氣不存在任何影響，非常清潔。具有性能穩定，安全可靠，維護費用低，無安全隱患等特點。
二、太陽能光伏照明系統原理及特點
1、系統原理
太陽能光伏發電是國際上公認并倡導的綠色發電方式，它具有節約能源、減少污染的特點。太陽能電池組件把太陽能轉化為電能，經過大功率二極管及控制系統給蓄電池充電。充電到一定程度時，控制器內的自保系統動作，切斷充電電源。晚間，太陽能電池組件充當了光電控制器，啟動控制器，蓄電池給照明燈供電，點燃照明燈；凌晨，太陽能電池組件又充當了光電控制器，啟動控制器，切斷照明燈電源，重新開始進行轉化太陽能為電能的工作。在太陽能路燈點亮時，還能夠根據設置進行調光。
2、系統特點
①太陽能獨立電站系統使用壽命25年；
②全封閉免維護鉛酸蓄電池500AH/2V，壽命5年以上；
③太陽能電池組件：單/多晶硅太陽能電池組件效率15％以上，功率110W，壽命25年以上；
④控制系統：采用均衡維護充電，大電流快速充電，涓流鞏固充電方式進行充電，其中充電過程采用PWM調制方式，具備延長蓄電池壽命的負脈沖緩沖充電過程，使用壽命達到10年以上；
⑤使用溫度：攝氏-40至50度，具有低溫工作功能；
⑥照明時間：每天工作14小時，可連續工作3個陰雨天；
⑦功耗低：LED燈具功耗是一般高壓鈉燈的50-60%左右，具有顯著的節能效果；
⑧顯色指數高：LED燈具色溫3000-7000K可選，顯色指數80以上，LED燈具發出的光線更接近自然光，對顏色的顯現更真實、鮮艷、辨識性強。
⑨壽命長：LED燈具是固體冷光源，使用壽命10萬小時；
⑩綠色光源：LED燈光線穩定，無頻閃，無紫外線和紅外線、無不良眩光，無光污染，消除了不良眩光所引起的刺眼、視覺疲勞與視線干擾，提高駕駛的安全性，減少交通事故的發生；
三、服務區太陽能路燈系統、收費站雨棚燈照明系統設計
(一)項目概況
遼寧省海城析木服務區、析木收費站位于丹東至錫林浩特高速公路東港至海城段。析木收費站車道總數為5個，進2出3，收費站出口指向正南方向。每個車道安裝3盞，共15盞照明燈。雨棚棚頂高7米，燈頭采用120W/220V LED燈。收費雨棚為平頂設計，適合以太陽能電站的形式給照明燈供電。收費站照明燈工作時間14小時（光控整夜亮燈），按3個連陰天設計太陽能供電系統。析木服務區在高速公路兩側對稱分布，其中南北兩區路燈各23盞，燈桿高8m，燈頭采用80W/220V LED燈。本服務區采用集中太陽能路燈供電系統,以太陽能電站的形式給路燈供電。南北服務區路燈供電采用分離方式，南北服務區各安裝太陽能電站系統，供服務區路燈照明使用。服務區路燈工作時間14小時（光控整夜亮燈），按3個連陰天設計太陽能供電系統。太陽能光伏照明系統建設時原常規供電系統仍然建設，采用市電作為補充電源，提高系統運行可靠性?？紤]到供電距離較遠，負載采用DC220V供電系統，以減少電壓損失，避免由于超過3天連陰天造成照明燈熄滅的情況發生。
(二)系統配置方案
1、析木收費站系統配置
表1-1 析木收費站系統配置表
負載數量 材料 數量
15盞 太陽能電池板110W/17V 90
鉛酸蓄電池500Ah/2V（帶電池柜） 110
控制器60A/220V 1
LED燈頭120W/220V 15
太陽能電池板支架9900W 1套
市電切換、匯流及配電等裝置 1套
2、析木服務區系統配置
表1-2單側服務區系統配置表
負載數量 材料 數量
23盞 太陽能電池板110W/17V 90
鉛酸蓄電池500Ah/2V（帶電池柜） 110
控制器220V/60A 1
LED燈頭220V/80W 23
太陽能電池板支架9360 1套
匯流、配電及市電切換裝置 1套
四、系統實際應用效益
(一)經濟效益
以太陽能光伏照明系統全生命周期25年為基礎，進行成本分析計算。
1、收費站雨棚照明運行成本分析。
（1）使用傳統高壓鈉燈照明系統的運行成本
析木收費站收費雨棚共需15盞250W高壓鈉燈對收費車道進行照明，平均每天照明時間為12小時，目前用電電價0.9元/kWh，考慮電價平均每年上漲0.05元/ kWh，高壓鈉燈鎮流器損耗20%，夜晚電壓過高浪費電能10%，則使用高壓鈉燈照明每年實際耗電量為：
0.25[kWh]×1.2×1.1×12[h] ×365[天] ×15[盞]=21681[kWh]
即：第一年用電費用為：
21681[kWh]×0.9[元/kWh]=1.95萬元
每年因電價上調而增加的費用額為：
21681[kWh]×0.05[元/kWh]=0.1084萬元；
高壓鈉燈系統25年消耗的電費Sn為等差數列求和，計算過程如下：
Sn= a1×n＋n(n－1)d/2=1.95×25＋25×24×0.1084÷2=81.27萬元；
式中：a1為第一年用電電費；
n為系統全生命周期25年；
d為每年因電價上調而增加的費用。
即平均每年需要電費為81.27÷25=3.25萬元；
高壓鈉燈燈泡壽命1.5年，更換一次100元/支，鎮流器壽命2年，更換一次150元/個，加上燈高為7m照明燈，需要升降車等設備運輸及安裝，因此考慮50%安裝費用，電力照明燈年運行成本統計如下表：
表1-3收費站傳統高壓鈉燈照明系統年平均運行成本統計表
項目 25年內更換次數 總投入（萬元） 年均投入（萬元）
更換鈉燈燈泡 16 3.6 0.144
更換鎮流器 12 4.05 0.162
年用電費用 ―― ―― 3.250
合計 3.556
（2）使用太陽能光伏照明系統的運行成本
太陽能光伏照明系統無電費費用，運行成本主要為設備的更換費用。由太陽能光伏照明系統的特點可知，LED整體燈具壽命為12.5年，25年壽命期內需更換一次，更換20元/W，每盞燈更換一次需2400元，全部更換一次需要5.4萬元（含50%安裝費用）；2V鉛酸蓄電池壽命為8.5年，壽命期內需更換2次，更換兩次共需15.84萬元（電池回收價值可抵消安裝費用）。即太陽能照明燈系統的運行成本為為5.4+15.84=21.24萬元，平均每年運行成本為21.24÷25=0.8496萬元。
（3）投資回收期
太陽能光伏照明系統與高壓鈉燈照明系統相比的投資回收期N為：
N=(C1B1)/(B-C)=(48.56-5.425)/(3.556-0.8496)=15.9年
式中：B為高壓鈉燈照明系統您平均運行成本；
C為太陽能照明系統年平均運行成本；
B1為高壓鈉燈照明系統初投資費用；
C1為太陽能照明系統初投資費用；
則壽命期內節約費用為3.556×（25－15.9）=31.54萬元。
2、服務區路燈照明系統運行成本分析。
（1）使用傳統高壓鈉燈照明系統的運行成本
析木服務區兩側共需46盞250W高壓鈉燈對服務區廣場進行照明，平均每天照明時間為12小時，目前用電電價0.9元/kWh，考慮電價平均每年上漲0.05元/ kWh，高壓鈉燈鎮流器損耗20%，夜晚電壓過高浪費電能10%，則使用高壓鈉燈照明每年實際耗電量為：
0.25[kWh]×1.2×1.1×12[h] ×365[天] ×46[盞]=66488.4[kWh]
即：第一年用電費用為：
66488.6[kWh]×0.9[元/kWh]=5.983萬元
每年因電價上調而增加的費用額為：
5.983[kWh]×0.05[元/kWh]=0.2991萬元；
高壓鈉燈系統25年消耗的電費Sn為等差數列求和，計算過程如下：
Sn= a1×n＋n(n－1)d/2=5.983×25＋25×24×0.2991÷2=239.305萬元；
式中：a1為第一年用電電費；
n為系統全生命周期25年；
d為每年因電價上調而增加的費用。
即平均每年電費為239.305÷25=9.5722萬元；
高壓鈉燈燈泡壽命1.5年，更換一次100元/支，鎮流器壽命2年，更換一次150元/個，加上燈高為10m照明燈，需要升降車等設備運輸及安裝，因此考慮50%安裝費用，電力照明燈年運行成本統計如下表：
表1-4服務區傳統高壓鈉燈照明系統年平均運行成本統計表
項目 25年內更換次數 總投入（萬元） 年均投入（萬元）
更換鈉燈燈泡 16 9.6 0.384
更換鎮流器 12 10.8 0.432
年用電費用 ―― ―― 9.5722
合計 10.3882
（2）使用太陽能光伏照明燈系統的運行成本
太陽能光伏照明系統無電費費用，運行成本主要為設備的更換費用。由太陽能光伏照明系統的特點可知，運行成本主要為系統部件更換費用。LED整體燈具壽命為12.5年，25年壽命期內需更換一次，更換20元/W，每盞燈80 W更換一次需1600元，46盞全部更換一次需要11.04萬元（含50%安裝費用）；鉛酸蓄電池壽命為8.5年，壽命期內需更換2次，更換兩次共需31.68萬元（電池回收價值可抵消安裝費用）。即太陽能光伏照明系統的追加投資為8.28+31.68=42.72萬元，平均每年運行成本為42.72÷25=1.7088萬元。
（3）投資回收期
太陽能光伏照明系統與高壓鈉燈照明系統相比的投資回收期N為：
N=(C1-B1)/(B-C)=110.54-23.2)/(10.3882-1.7088)=10.06年
式中：B為高壓鈉燈照明系統年平均運行成本；
C為太陽能照明系統年平均運行成本；
B1為高壓鈉燈照明系統初投資費用；
C1為太陽能照明系統初投資費用；
則壽命期內節約費用為10.3882×（25－10.06）=155.1997萬元。
3、整個系統的實際應用效益
通過三個月來對本系統的跟蹤測試及用戶的反饋信息，得到了以下結論：
（1）整個海城析木高速公路工程的太陽能發電系統平均每天總共能夠發電約134.28度。整個工程的負載每天消耗68.64度電。假設應用常規的市電高壓鈉燈，平均一個高壓鈉燈功率在250W~400W ，一天平均按12小時計算，64盞高壓鈉燈的總共可以發電192~307.2度。按照系統的負載用電量而言，該系統每天至少可為用戶節省約130~240度市電，一年便可節省下47450~86400度電。如果按照一度電0.9元計算一年下來單單負載耗電量的節省成本就為42705~77760元。其中并不包括高壓鈉燈的鎮流器耗電量以及線損的耗電量。如果算上鎮流器和線損的耗電量，起碼最少節省成本約5萬到8萬元之間。如果按照系統的總節能計算該系統能夠為用戶節省每天節省電能260.64~375.64度，全年節省成本約為10~13萬之間。
（2）本系統每天總發電量為134.28度電，而負載的耗電量為68.64度，可見發電量為耗電的1.9倍，其中還有很大的使用空間，如果把整個系統的發電量充分利用，還能節省現有成本的1.9倍，節省成本最少在19~24.7萬之間。
(二)環境效益
太陽能光伏照明系統是利用太陽能光伏發電系統原理來工作的，不消耗化石燃料，無二氧化碳、二氧化硫等有害氣體的排放，清潔干凈，環境效益良好。太陽能光伏照明系統每年提供的電量為21681[kWh]，即電力照明燈系統年消耗電量。根據相關部門的數據，煤燃料火力發電每生產1 kWh電，將產生0.92千克的CO2。假設電力照明燈系統電能來源為煤燃料火電，則收費站太陽能照明燈系統年減少CO2排放量為21681[kWh]×0.92 [千克 CO2 /kWh]= 19947[千克 CO2]，服務區太陽能路燈系統年減少CO2排放量為57816[kWh]×0.92 [千克 CO2 /kWh]= 53191[千克 CO2]，。
(三)社會效益
太陽能光伏照明系統在高速公路收費站及服務區的應用，充分的利用收費站及服務區基礎設施實現了節能環保的理念，同時通過雙電源切換裝置與現有電力供電系統實現互補，極大提高了系統供電的科學性與可靠性，對于帶動人們觀念更新、環保意識增強及科技文化進步發展意義重大，它也是社會穩定、經濟繁榮的重要標志，其社會效益顯著。
五、結論
集中式市電互補太陽能路燈及雨棚燈供電系統每天總發電量為134.28度電，如果全部把整個系統的發電量充分利用，還能節省現有成本的1.9倍，節省成本最少在19~24.7萬之間。上述將收費站、服務區高壓鈉燈照明系統與太陽能光伏照明系統從運行成本、投資回收期等2個方面進行了分析，其收益顯著，在壽命期回收初始投資成本的同時，仍可節約大量的電費。
[參考文獻]
[1]．T.C Kandpal, H.P Garg, Financial Evaluation of Renewable Energy Technologies, P.47。
[2]．T.C Kandpal, H.P Garg, Financial Evaluation of Renewable Energy Technologies, P.58。
[3]．Gordon J M. Optimal sizing of stand-alone photovoltaic solar power systems. Solar Cells, 1987, 20:295-313。
[4]《PV Standalone System in Traffic。
篇3
一、新能源項目生產的現狀分析
新能源是在新技術基礎上，系統地開發利用的可再生能源。如核能、太陽能、風能、生物質能、地熱能、海洋能、氫能等。新能源的開發和利用對增強企業發展能力有著重要的作用，目前新能源項目生產已經為企業取得了較好的經濟效益，從新能源項目生產的情況分析來看，新能源有著很多的優勢，但是在具體的項目建設過程中還是需要考慮很多方面的內容。
1.成本分析欠缺
新能源項目投資建設需要引進技術，目前我國的新能源技術正在快速發展，很多科技項目都有著很好的發展前景，但是就企業而言，新能源的技術開發需要有明確的成本分析，但是目前的企業一般還是借鑒國外的成本分析經驗，而過多的借鑒必然會導致成本分析的欠缺。同時，目前的新能源企業內部缺少資金投入的成本分析模式，利用傳統的財務分析則不能完全地把握新能源技術的未來發展方向，相對的財務成本分析也就不夠全面。為了轉變企業的生產形勢，為企業帶著新的發展空間，使得創業之路更為寬廣，就必須盡快加強成本分析的模式建設。如今的國有大中型企業的新能源投資以大中型風能、核能、太陽能項目為主；風險投資機構則以生物質能、太陽能和風能相關技術研發及產業化項目為主。在國有企業的新能源成本分析問題上除了要考慮資金問題之外，還有有明確的資金使用計劃，確保新能源的利用能夠適應外部社會環境，企業的資金投入，除了增強市場競爭能力之外，還要考慮到其能源開發是否是建立在成熟的資本市場基礎之上的，資金的投入要考慮到其能源資金投入是否保證企業的權益資本成本。因此必須建立一種以價值為導向的能源項目生產成本分析制度和運作環境。
2.經營現狀分析
從整體上看，目前新能源企業的經營現狀不佳，不同企業的贏利能力差異大。而對于國有企業來說，由于大都選擇了一些大型新能源項目，導致大量資金投入卻獲得了較少的企業回報率，致使虧損較多。與此相反，一些中小型新能源項目的生產投資就有高額投資回報。就新能源分類來說，光熱類太陽能項目的盈利狀況最好，其次是中小型風能項目，尤其是提供中小型風力發電設備和工程服務類的企業盈利能力強，成長迅速。部分實用性強的光伏類項目、大型風力發電項目、生物能項目在相應的優惠政策下，具有發展潛力。而海洋能、地熱能等項目還處于概念炒作階段，能真正獲得投資回報的項目少。透過這些現狀分析，國有企業的經營者必須認識到新能源的生產控制是企業發展的一項重要內容，在新能源的投入生產之前，必須對能源的經濟價值和社會價值作出一定的比對、分析，要將能源投資變為一場運用成熟技術，開發市場的實用性利潤發展行為。
二、針對成本分析而建立的新能源項目控制模式
針對以上的新能源發展現狀可以看出，國有企業的新能源項目生產必須要考慮到企業的經濟利益，這樣就必須在投入頭期資金之處，先進行必要的成本核算，然后在生產過程在進行成本控制，克服現有的成本管理制度障礙，以經濟成本去衡量企業的經濟利潤，使得對新能源的估算資本價值權重、資本加權成本更加準確。所以，國有企業目前必須針對新能源生產成本控制，以傳統會計體系為主，建立起一整套的成本分析控制體系。
1.建立成本分析模式
新能源項目投產之后，必須要建立起固定的資金控制模式，其流程包括：建立會計成本責任中心按照預算要求將目標成本進行細分嚴格按照考核系統進行操作完成部門控制報告責任人進行評估合理信息反饋。在這樣的控制系統中，預算環節是控制成本的關鍵，在完成預算的過程中必須先確立市場評估，以新能源的市場切入為主進行“小組市場調查”，根據市場調查情況來進行市場效益評估，評估的結果是預算的收益重要依據。因為，投入的新能源項目必須要保證能夠在一定時間內獲得資金利潤，利潤自然要大于投入資金。另外，在新能源系統投入生產之后，會出現很多項目管理部門，而信息反饋就是保證每一個部門都能夠完成成本控制的要求，例如：一個生產部門完成了能源利用，就有主管會計負責計量、傳送和報告成本控制使用的信息，而下一個部門就必須在此信息反饋的基礎上進行成本控制報告的書寫。這樣一來，企業編制銷售、生產、成本和財務等預算就都按生產經營的領域來落實企業的總體計劃。因為對新能源生產進行控制，必須分別按責任中心來重編控制報告，考慮到新能源的投資成本和收獲效益，按責任中心來落實企業的總體計劃。這項工作目的是使各責任中心的管理人員明確其應負的責任和應控制的事項。在實際業務開始之前，責任預算和其他控制標準要下達給有關人員，他們以此控自己的活動。對實際發生的成本、取得的收入利潤，以及占用的資金等，要按責任中心來匯集和分類。
2. 成本控制機制的建立
成本控制機制的建立首先要進行項目資源計劃，通過分析進而識別和確定項目所需各種資源的種類（人力、設備、材料、資金等）、多少和投入時間。然后是進行項目成本估算，是指根據項目資源計劃以及各種資源的市場價格或預期價格等信息，估算和確定項目各種活動的成本和這個項目全部成本。接下來是進行項目成本控制。在項目實施過程中依據項目成本預算，努力將項目實際成本控制在項目預算范圍之內的管理工作。然后是進行項目成本預測。具體來說是在項目的實施過程中，依據項目成本實際的發生情況和各種相關影響因素的發展與變化，經常地分析和預測項目成本未來的發展和變化趨勢，為項目的成本控制和預算調整提供依據。最后是控制項目的生產實施過程，具體來說包括：①控制訂單的評審；②控制生產排程與進度；③控制產品的質量瓶頸；④控制工藝保障生產順暢；⑤保障物料供應控制停工待料；⑥控制生產員工心態穩定，建立其相關的激勵機制。
3.成本效益核算系統
成本效益核算系統包括：生產費用的核算、生產成本的計算和效益成本計算。生產費用核算，是根據經過審核的各項原始憑證匯集生產費用，進行生產費用的總分類核算和明細分類核算。然后，將匯集在有關費用賬戶中的費用再進行分配，分別分配給各成本核算對象。生產成本的計算，是將通過生產費用核算分配到各成本計算對象上的費用進行整理，按成本項目歸集并在此基礎上進行產品成本計算。效益成本計算就是對投產的新能源在全部完工后所能夠創造的經濟價值進行核實。新能源企業的成本效益核算與普通企業不同，其效益要考慮到長遠的價值特點，這樣就與平常的“減少支出、降低成本”的概念有所區別。在新能源的經濟效益基數的計算過程中，要考慮到經濟年限的問題，也就是在長期的發展情況下，新能源技術會獲得較為豐厚的收入。簡單來說，就是新能源的新增功能會相應地增加一部分成本,只要這部分成本的增加能提高企業產品在市場的競爭力,最終為企業帶來更大的經濟效益,這種成本增加就是符合成本效益觀念的。那么未來的預計效益核算就必須要通過實際調查和軟件分析相結合，通過市場評估和經濟價值軟件的虛擬核算來實現。在核算過程中，由于新能源生產具有高投入、高風險、高科技和追求整體效益的特點，經濟效益的提高有賴于技術創新。所以，企業的技術人員必須要徹底了解投入生產的新能源的高新技術優勢，以技術創新來培育新的經濟增長點，通過技術創新形成一批具有自主知識產權，具有競爭優勢的高新技術國有企業。
總之，我國常規能源形勢嚴峻。當前常規能源資源有限且使用低效。我國的能源系統效率為33．4%，比國際先進水平低10個百分點左右。而且常規能源污染嚴重，我國大氣污染造成的經濟損失已相當于GDP的2%－3%。在這樣的經濟背景和環境現實面前，國有企業發展新能源生產是切實可行的，新能源生產的投入可以改變傳統技術落后的生產現實，改變能源結構的慣性和新能源發展緩慢的現狀。但是在新能源生產和資金投入過程中，必須要對生產成本進行有效地分析和控制，不能盲目地追求新能源建設，要將能源建設與成本分析控制結合起來，建立起以組織系統、項目投產后的成本分析控制、成本效益核算系統三位一體的成本控制模式，為新能源生產的成本控制和消減提供依據。
參考文獻：
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二、基本原理
太陽能發電（光伏發電）是指利用太陽能電池的光伏效應，將太陽光能直接轉化為電能的一種技術。光伏效應是指由硅材料摻雜其它雜質形成的太陽能電池包含許多P-N結，當太陽光照射在P-N結上時可以產生可自由移動的空穴-電子對，在P-N結電場的作用下，空穴由N區流向P區，電子由P區流向N區，形成壓降，接通電路后就就會形成電流。將若干太陽能電池封裝在一起形成光伏組件，將數量不同的光伏組件串聯或者并聯在一起，則可以產出所需的功率。
三、光伏發電系統構成
按并網與否，光伏發電系統分為并網發電系統和獨立發電系統，獨立發電系統是在并網發電系統的基礎上增加了蓄電池組。光伏發電系統的核心部件為光伏組件陣列、逆變器、控制器、蓄電池等。光伏系統各部分的作用如下：
四、光伏組件陣列
光伏組件是太陽能發電系統中的核心部分，也是價值最高的部分，光伏組件中最核心的部分則是太陽能電池。光伏組件的作用是利用光伏效應，將太陽輻射能轉換為電能。
按生產工藝技術，目前常見的太陽能電池主要分為晶硅電池和薄膜電池，其中晶硅電池主要分為單晶硅、多晶硅、類單晶等，薄膜電池主要分為非晶硅薄膜電池、砷化鎵薄膜電池、銅銦鎵硒薄膜電池等。不同太陽能電池的區別主要體現在生產工藝上，其所用的發電原理相同。
五、逆變器
由于光伏組件所發的電能為直流電，而大多數負載及電網系統傳輸的均為交流電，因此需要使用逆變器將直流電轉換為滿足要求的交流電。除此之外，逆變器還具有最大限度地發揮太陽電池性能的功能和系統故障保護功能，歸納起來主要功能有自動運行和停機、最大功率跟蹤控制、防單獨運行（并網系統用）、自動電壓調整（并網系統用）、直流檢測（并網系統用）、直流接地檢測（并網系統用）。
按運行方式，可分為獨立運行逆變器和并網逆變器，獨立運行逆變器用于獨立運行的太陽能電池發電系統，為獨立負載供電，并網逆變器用于并網運行的太陽能電池發電系統。按輸出波型，可分為方波逆變器和正弦波逆變器，方波逆變器電路簡單，造價低，但諧波分量大，一般用于幾百瓦以下和對諧波要求不高的系統，正弦波逆變器成本高，但可以適用于各種負載。
六、蓄電池組
光伏系統中的蓄電池起著儲存和調節電能的作用，當光照充足組件陣列產生的能量較多時，蓄電池組將多余的電能儲存起來；當系統發電量不足或負載用電量較大時，蓄電池組向負載補充電能，并保持供電電壓的穩定。為保證更好的使用光伏系統所發電，我們所選取的蓄電池應該有以下特點：使用壽命長、充電效率高、深放電能力強、自放電率低、工作溫度范圍寬、價格低廉、維護簡單。
七、控制器
控制器會根據輻照強度和負載大小的變化，不斷切換和調整蓄電池的工作狀態，使其在充電、放電或浮充電等多種狀態下交替運行，從而保證光伏電站工作的連續性和穩定性；通過檢測蓄電池的工作狀態，發出蓄電池繼續/停止充電、繼續/減少/停止放電的指令，保護蓄電池組不受過度充電和放電的影響。除此之外，控制器還具多種保護和監測功能，控制器是整個電站的控制中樞，它的運行狀況直接影響整個電站的可靠性，是系統設計、生產和安裝過程中需要特別注意的關鍵部分。我們再對控制器設計選型時，必須考慮到控制器是否能夠對光伏電站的電能變換和蓄電池充、放電進行優化控制和管理，只有選擇了合適的類型，才能提高光伏電站的安全可靠性，為用戶提供更好的用電質量。
八、投資成本分析
近兩年，隨著國內光伏發電市場爆發式增長，投資家用光伏電站成為越來越多人的選擇。所謂家用光伏電站，就是利用家庭現有建筑物上的閑置資源，如屋頂、墻壁立面、陽臺、院落等，安裝和使用光伏發電系統。它能直接將太陽能轉化成電能，是國家大力提倡和推廣的清潔能源利用方式。此類投資方式不光擁有減少碳排放、保護環境的成就感，還擁有較為客觀的投資回報率。
以英利最近推出的Innergy-5.1kW家用光伏電站為例，此光伏電站使用多晶255W光伏組件安裝在閑置屋頂、水泥屋頂、彩鋼屋頂或者瓦式屋頂上，所需屋頂面積約為40-60平方米。
根據《國家能源局關于進一步落實分布式光伏發電有關政策的通知》（2014年9月20日）的發文規定，分布式光伏發電項目可選擇“全額上網”模式，河北保定地區按照當地光伏電站標桿上網電價0.98元/度收購。另外，根據河北省2015年12月1日《關于光伏發電項目有關電價補貼政策的通知》發文要求，對2015年10月1日至2017年底以前建成投產的光伏發電項目，河北省按照全電量進行電價補貼0.2元/度，自并網之日起補貼3年。
由以上發文可知，度電收益計算公式為：0.98元/度（國家補貼）+0.2元（河北省補貼）=1.18元/度。
根據河北地區歷年的輻照度數據計算，此光伏電站每天發電量約為20°左右，每年可以發電6000度以上，創收超過7000元。詳細收益計算如下：
項目投資總額：48600元
電站年發電量：1.2*5100=6120度（最低測算）
電站年收益：6120度*1.18元/度=7221.6元（前3年）
6120度*0.98元/度=5997.6元
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青岡縣位于黑龍江省中南部，地理坐標為北緯46º28´~47°07´，東經125°19´~126°22´，隸屬綏化市。是黑龍江省省級貧困縣，距離電網負荷較遠，太陽輻射在黑龍江屬一類地區，如果研究光伏發電可行性，不僅對當地缺電狀況起到很大緩解作用，還可以增大地方投資，增加稅收，推動當地經濟發展。根據對全國太陽能資源分類，依據國家能源局太陽能十二五規劃，結合黑龍江省太陽能十二五規劃，再結合黑龍江及青岡縣具體資源條件，對項目初步可行性分析如下。
一、我國太陽能資源總體情況：
表1 我國太陽能資源分布
二、黑龍江省太陽能資源概況（根據黑龍江省氣候中心研究成果）
黑龍江省屬于太陽能資源豐富區，年太陽總輻射量為4400～5028MJ/m2（相當于1222～1397KWh/m2），其總輻射的空間分布趨勢為西南部太陽總輻射值最大，中東部和北部地區太陽總輻射相對較少。齊齊哈爾、大慶、綏化以及黑河、哈爾濱的部分地區年太陽總輻射值最大，在4800 MJ/m2以上，其中齊齊哈爾市和泰來縣太陽總輻射在5000 MJ/m2以上，大興安嶺大部分地區、伊春和我省的東部地區太陽總輻射低于4600 MJ/m2，其它地區太陽能總輻射在4600～4800 MJ/m2。
太陽能發電主要利用的是太陽直接輻射資源。我省太陽直接輻射年總量為2526～3162 MJ/m2，直接輻射在總輻射中所占比例較大，在0.57～0.63之間，其空間分布與總輻射的空間分布相近，我省大部分地區太陽直接輻射都在2800 MJ/m2以上。其中，西部地區齊齊哈爾、大慶、黑河、綏化的大部分地區以及賓縣太陽直接輻射在3000 MJ/m2以上。我省太陽直接輻射資源豐富，有利于太陽能光伏發電和熱利用。
我省年日照時數在2242～2842小時之間，日照時間較長，利用太陽能資源的條件較好，其空間分布與太陽能總輻射分布基本一致，自西向東減少。年平均日照時數最大值主要分布在我省的西部地區，其中年平均日照時數大于2600小時的地區主要分布在齊齊哈爾、大慶、綏化、黑河和哈爾濱的部分地區；日照時數最少的地區在大興安嶺、佳木斯東部、伊春中部和雞西的大部分地區，日照時數在2242～2400小時之間。黑龍江省的春、夏季日照時數較多。
黑龍江省太陽能資源豐富，年平均太陽輻射量為1316千瓦時/平方米，全省太陽能資源總儲量約為2.3×106億千瓦時（含加格達奇區和松嶺區），相當于750億噸標準煤。年平均太陽總輻射量大于5000兆焦/平方米（1389千瓦時/平方米）的面積為0.2263萬平方公里，總儲能11.6×103億千瓦時，主要分布于泰來縣和齊齊哈爾市；年平均太陽總輻射在4800～5000兆焦/平方米（1333～1389千瓦時/平方米）的面積為14.12萬平方公里，對應總儲能709.1×103億千瓦時，主要分布于黑龍江省西南的大部分地區，包括大慶、齊齊哈爾、綏化、黑河和哈爾濱的部分地區以及牡丹江市；年平均太陽總輻射在4600～4800兆焦/平方米（1278～1333千瓦時/平方米）的面積為22.43萬平方公里，對應總儲能1080.5×103億千瓦時，主要分布于黑龍江省中部地區，包括牡丹江、鶴崗、七臺河以及佳木斯、雙鴨山、伊春、黑河和哈爾濱的大部分地區。年平均太陽總輻射在4400～4600兆焦/平方米（1222～1333千瓦時/平方米）的面積為10.52萬km2，對應總儲能485.2×103億千瓦時，主要分布在黑龍江省東部地區、大興安嶺和伊春北部。
如果按1％可利用面積、轉換效率20％計算，全省太陽能可獲得量見表2。
表2 黑龍江省太陽能資源總儲量及可獲得量
綜合全省各地區年太陽輻射總量、直接輻射和日照時數，我省西南部地區，包括齊齊哈爾、大慶、綏化和哈爾濱南部等地，太陽能資源最為豐富，同時該地區為平原地帶，草場和鹽堿地、沙漠化地多，適合集中建設大型太陽能電站（包括風光互補電站等）；哈爾濱、大慶、齊齊哈爾、綏化、黑河和牡丹江等大中城市適合發展屋頂太陽能發電等太陽能利用。
黑龍江省太陽能資利用現狀
黑龍江大規模利用太陽能剛剛起步。我省目前已經核準的太陽能發電項目一共有五個，總裝機容量50.622 MWp，均在建。穆棱市金躍集團穆棱金太陽示范項目,建設規模為10MWp；雞西市紳港能源開發有限公司0.622 MWp光伏發電項目，建設規模為0.622MWp；雙鴨山漢能光伏發電項目，建設規模為10MWp；綏化寶利光伏發電項目，建設規模為20MWp；黑河東方綠洲光伏發電項目，建設規模為10MWp。
三、青岡縣光伏項目
依據國家能源局太陽能發展十二五規劃，“在河北北部、山西北部、四川高原地區、遼寧西北部、吉林西部、黑龍江西部和山東部分地區，穩步推進太陽能電站建設，在確保資源條件與建設條件可行的基礎上，統籌安排部分太陽能光伏電站項目?！苯椈星鄬h處于黑龍江西部，符合國家能源局規劃。
1．綏化市總體規劃
綏化市規劃大型太陽能發電項目2個，規劃容量為30MWp。
肇東光伏發電項目，位于肇東市宣化鄉，規劃容量為20MWp，計劃2012年開工。該區域主要為松嫩平原，有大面積的鹽堿地可以用于開發太陽能發電資源。
綏化市區光伏發電項目，位于綏化郊區，規劃容量為10MWp，計劃2012年開工。該區域主要為松嫩平原，有大面積的鹽堿地可以用于開發太陽能發電資源。
2．青岡地區太陽能資源情況
年平均太陽總輻射在4800～5000兆焦/平方米（1333～1389千瓦時/平方米），全年日照小時數為，年可利用小時數，年發電量為。淶源氣象站的年均太陽輻射約為5763.82MJ /m2,日均輻射量為15.79 MJ /m2。
與河北兩項目太陽能資源比較
3．青岡地區建設條件
擬建設太陽能光伏發電項目處于青岡縣永豐鎮，地貌為草原，建設條件較好。
4．青岡縣太陽能光伏發電項目接入條件分析
國家能源局2012年9月14日下發的《關于申報分布式光伏發電規?；瘧檬痉俄椖康耐ㄖ芬?，“示范區的分布式光伏發電項目應具備長期穩定的用電負荷需求和安裝條件，所發電量主要滿足自發自用。優先選擇電力用戶用電價格高、自用電量的區域及工商企業集中開展應用示范?！?，擬建設太陽能光伏發電項目距離青岡縣新建工業園區15公里，所發電量在青岡縣境內消納。
接入系統方案擬以一回10千米10千伏線路或35千伏線路接入永豐35千伏變電站，或接入規劃建設的永豐220千伏變電站。為永豐鎮、迎春鄉、興華鎮、青岡鎮及新建工業園區供電，實現就地消納。
5.投資成本分析
10MW項目預計投資1.36億元人民幣，由于光伏組件大幅下降，目前價格月在5元/瓦左右，因此總造價比去年和前年項目大幅度降低。用地成本10MW項目約占地500-600畝，根據大慶、綏化風電項目草甸征地成本核算，一畝地在2萬左右，保守起見按4萬元計算。
10MW光伏發電項目主要成本
綜上所述，在黑龍江電網末端發展太陽能發電項目具有技術可行，經濟合理性。不僅對當地缺電狀況起到很大緩解作用，還可以增大地方投資，增加稅收，推動當地經濟發展。
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