黑龍江省各地市光伏電站的成本收益及發電量的計算方法

黑龍江，簡稱“黑”，是中華人民共和國省級行政區，省會哈爾濱，地處中國東北部，北、東部與俄羅斯隔江相望，西部與內蒙古相鄰，南部與吉林省接壤，是中國最北端以及陸地最東端的省級行政區，介于東經121°11′至135°05′，北緯43°26′至53°33′之間，轄區總面積47.3萬平方千米，居全國第6位。邊境線長2981.26千米。

黑龍江地貌特征為“五山一水一草三分田”。地勢大致呈西北、北部和東南部高，東北、西南部低，由山地、臺地、平原和水面構成；地跨黑龍江、烏蘇里江、松花江、綏芬河四大水系，屬寒溫帶與溫帶大陸性季風氣候。黑龍江省位于東北亞區域腹地，是亞洲與太平洋地區陸路通往俄羅斯和歐洲大陸的重要通道，中國沿邊開放的重要窗口。

2020年，黑龍江省下轄12個地級市、1個地區，共54個市轄區、21個縣級市、45個縣、1個自治縣，常住人口3185.01萬人，實現地區生產總值（GDP）13698.5億元，其中，第一產業增加值3438.3億元，第二產業增加值3483.5億元，第三產業增加值6776.7億元，三次產業結構為25.1：25.4：49.5。

黑龍江省下轄12個地級市、1個地區他們分別是：哈爾濱市、齊齊哈爾市、雞西市、鶴崗市、雙鴨山市、大慶市、伊春市、佳木斯市、七臺河市、牡丹江市、黑河市、綏化市、大興安嶺地區

1. 黑龍江省太陽能資源概況

根據圖1-2所示，黑龍江省絕大部分地區的水平面年峰值日照時數都在1250小時以上，屬于太陽能資源非常豐富的地區。由于黑龍江土地面積寬廣，所蘊藏的太陽能資源總量也非常大。目前探明的可利用總量為0.574113乘以10的14次方千瓦時，即使按照15%至20%的光轉換效率，其光伏發電量也是驚人的巨量。

黑龍江省的太陽能資源總體上分布比較均勻，北部大興安嶺地區，東部鶴崗、雙鴨山、佳木斯地區太陽能資源相對弱于中西部地區的其他地市。其中大慶市太陽能資源最為豐富，年峰值日照時數可以達到1400小時以上。

2. 黑龍江各地市水平面分月日均峰值日照時數

根據圖1-3所示，黑龍江省今年太陽輻照峰值主要集中在3~9月。其中5到6月份達到最大值，日均峰值日照時數可以達到5.5小時以上。其中大慶五六月份可以達到6.15小時以上，最少的牡丹江市也有4.7小時以上。

從全年來看平均日照時數最長的是大慶市達到4.05小時，最少的是大興安嶺地區3.49小時。從全國來看整個黑龍江省的太陽能資源，還是屬于相對比較靠前的位置。但每年的11月開始太陽能資源就不太理想了，主要是因為下雪天氣，導致太陽能光照不足，每年的12月份光照達到最低點平均每天只有不到2小時。

在我們的光伏電站，積雪覆蓋到太陽能電池板上，導致發電量降低，甚至某些天發電量幾乎為零。在每年的12月份發電量降到最低點，長時間的下雪天氣，導致太陽能電池板上覆蓋一層厚厚的積雪。這時候太陽電池板幾乎喪失了發電能力，雖然可以通過人工除雪的方式，暫時恢復發電能力，但第2次降雪時又將重復喪失發電能力。

當然在冬季太陽能電池板除雪的勞動力成本相對比較高，尤其是大規模的光伏電站，有可能存在除雪后產生的收益還不抵勞動成本，所以也就失去了除雪的動力。

3. 黑龍江各地市地理環境概況

根據圖1-4所示，黑龍江省各地市所處的地理環境都在北緯45度左右，東經130度左右，平均海拔高度普遍較低，最高的大興安嶺地區也平均海拔也不到500米。太陽能資源蘊藏量都比較豐富，水平面峰值日照時數普遍都在1250小時以上，其中大慶和齊齊哈爾達到了1400小時以上。

最佳傾角斜面日照峰值小時數普遍達到1600小時以上，最多的齊齊哈爾市達到1948小時，接近2000個小時。從上圖不難看出緯度越高水平面和斜面的差值比例越大，其中緯度最高的大興安嶺地區水平面和斜面的比值差達到了30%以上。這也充分說明緯度越高越需要充分考慮傾角因素對總發電量的影響。

當然在選取最佳傾角的時候，還需要充分考慮到風力、冰雹、積雪、等因素。以前的設計思路是，冬季為了減少積雪的停留，將太陽能電池組件的傾角調到大于60度，但這種操作必然會損失一部分對太陽光照的利用。

一般分家庭布式式光伏發電站，電池組件都安裝在屋頂上，很多場地斜屋面的傾角達不到60度，因此將傾角調到60度就不具有可操作性。

選擇場地的時候還需要考慮到地震、泥石流、洪水等因素，也要考慮到山體遮擋、建筑物遮擋、積灰臟污等因素?？傊鶕數氐膶嶋H情況進行具體的測繪和設計。

4.黑龍江上網電價

根據圖1-5可知，黑龍江省的傳統煤炭火力發電上網電價為0.374元每度，根據國家能源網網站公布的信息顯示，黑龍江省的光伏上網指導價為0.3727元每度，并且自發自用或者余量上網有國家財政補貼0.03元每度。

因此上網架加上補貼電價，可以達到0.4元每度，這補貼的3分錢大致可以覆蓋掉我們電站后期的運營維護成本，所以每度電在不攤派前期成本的前提下利潤可達到0.37元每度左右。當然這僅僅是針對最近網上公開信息所作出的推斷，具體情況請以當地供電部門的計價為準。

4. 光伏電站系統效率損耗比例情況

根據圖1-6所示，光伏電站系統效率損耗中，由于家庭分布式光伏電站大多直接由逆變器逆變成交流電后就直接并網，所以就不存在變壓器這部分的損耗。由于太陽能光伏電池板國家標準中規定功率偏差不超過±5瓦，也就是最大幅度不超過10瓦。

以目前市面上常見的450瓦、550瓦組件為例計算偏差比例，則有：

450瓦偏差比例=10÷450×100%=2.22%；

550瓦偏差比例=10÷550×100%=1.81%。

所有的組件并不是同一時間接受的輻照量都是一定相同的，比如云層或者其他樹木、建筑的遮擋，也會直接導致組件功率存在偏差，所以根據歷史經驗來看，電池板不匹配造成的功率損耗，取值4%左右，還是相對比較合理的。

如果我們維護電站的時候，經常清理電池板上的灰塵和臟污，可以有效降低灰塵和臟污造成的功率損耗。根據歷史經驗來看，光伏電站系統的綜合效率取85%來進行測算，還是相對比較保守的估算方式。當然這中間不包括光伏組件本身的光衰造成的功率損耗，光伏組件因光衰造成的功率損耗另行計算。

5. 光伏電池組件光衰功率測算

根據圖1-7所示，光伏組件按首年光衰2%計算，以后逐年光衰按0.4%計算，經過加權平均后得出組件25年平均發電效率為93.2%點，30年平均發電效率為92.2%。當然這里只是理論計算值，光伏組件目前國內安裝最早的光伏電站，也很少有已經達到30年的壽命。所以對光衰和老化這一塊的實際運營數據的采集都比較有限。

目前得出的光衰和老化的數據，大多都是經過實驗室模擬得出的數據。實驗室模擬組件逐漸老化的方式為設置苛刻的運行環境參數加速老化，并根據組件各個材質的老化特性進行推算。最終得出光衰和老化的模擬數據，所以它的可靠性還有待驗證。這里為了方便測算，還是沿用實驗模擬數據，實際情況可能存在比實驗數據優良或者比實驗數據更差。

所以在這一點上，大家應該有充分的認識和了解，并做好心理準備。必須認識到試驗得出的模擬數據并不等于實際運行數據，對實際運行數據進行測算時，我們應該持保守態度，要盡量多和盡量全面地考慮到所有影響組件發電效率的因素。

雖然大部分商家都宣稱自己的光伏電池組件可以有效運行30年，但為了保險起見實際測算時，還是著重參考前25年的數據結果，余下的5年就當拆盲盒一樣，開到就是賺到。組件表面鋼化玻璃老化導致的發電效率降低，可以通過后期維保時進行拋光打磨進行適當的矯正恢復，但電池片的老化就幾乎不可逆的存在。

6.光伏組件每瓦單價測算

根據圖1-8所示，360~370瓦的光伏組件為158.75毫米單面單晶硅片的組件，435~455瓦為166毫米單面單晶硅片的光伏組件。目前158.75、166毫米單面單晶硅片的光伏電池組件，網絡公開信息顯示每瓦單價為2.06元，182毫米單面單晶硅片的每瓦單價為2.12元，210毫米單面單晶硅片的每瓦價格為2.11元。

根據相關機構統計，2021年光伏組件出貨量主要以166、 182組件為主，210組件產能還處于爬坡階段，但可以預計210組件必將是今后很長一段時間的主流。主要是因為光伏組件面積越大，安裝時所耗費的周邊成本越低。同樣通過各項技術的進步，如硅料純度的提高、生產制程工藝的改進光伏組件的單位面積，發電效率也在不斷地提高。

根據各個廠家公開資料顯示，2021年光伏組件單位面積發現效率已經全面進入22.5%的新高度。在充分考慮運行過程中光衰造成的功率損耗后，光伏組件單位面積25年年均發電效率經過測算還是可以達到20%以上，當然實際運行狀況還有待驗證。

光伏組件在2020年第三、四季度迎來了它短暫的高光時刻，166、182組件當時每瓦單價最低已經到1.66元每瓦，不過好景不長。隨著上游原材料價格不斷攀升，光伏組件也被迫不斷漲價，目前已突破2.1元每瓦，漲幅一度達到26.5%。

本來有機構樂觀預測，光伏組件2021年至2022年在集中式光伏電站中占總成本的比例，最低可下降到30%至35%，從目前的態勢來看基本化為泡影。不過隨著上游原材料價格的回落，光伏組件的價格也一定會呈下降趨勢。

7.光伏電站裝機容量所需組件數量測算

根據圖1-9所示，由于預計裝機容量功率不能被單個光伏組件的功率整除，其計算結果采用四舍五入的方式取整數。因此實際裝機容量可能比預計裝機容量大，也可能比預計裝機容量小，但裝機容量偏差不會大于單個組件的標稱功率。

具體測算裝機容量所需組件數量的公式為：

所需組件數量=裝機容量÷組件標稱功率

以10千瓦、166組件為例，則有：

所需組件數量=裝機容量÷組件標稱功率=10000÷445＝22.47≈22塊。

8.光伏電站裝機容量所需總價測算

根據圖1-10所示，光伏組件的價格等于所需光伏組件數量乘以組件每瓦單價，再乘以組件標稱功率。

還是以10千瓦、166組件為例，則有：

組件價格=組件數量×組件每瓦單價×件標稱功率=22×2.06×445=20167元；

前面也講到過，單個組件的面積越大、標稱功率越大，在相同的安裝要求條件下，所需要的周邊成本也就越低，周邊成本英文縮寫為BOS。同時還可以降低度電成本，度電成本全稱平整化度電成本，就是將所有的成本平攤到生命周期里所發的每一度電上的成本，英文縮寫LCOE。

通過機構研究表明，以158.75毫米硅片的組件為基準，使用166毫米硅片的組件周邊成本降低0.8%，使用182毫米硅片的組件，周邊成本降低8.1%，使用210毫米硅片組件的組件，周邊成本降低9.8%。具體情況如圖1-11所示。

在圖1-10中，在測算光伏電站裝機容量總價時，也在大尺寸電池對周邊成本的影響上有所體現。假設光伏電池組件占總成本的67.74%，分別以166毫米硅片、182毫米硅片和210毫米硅片組件10千瓦裝機容量為例，介紹具體的計算公式。

166毫米硅片裝機容量總價：

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毫米硅片裝機容量總價：

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毫米硅片裝機容量總價：

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

9. 光伏電站裝機容量總發電量測算

根據圖1-12所示，測算光伏電站裝機容量總發電量時，系統效率才用85%，加權平均光伏組件效率衰減后，25年平均發電效率為93.2%，30年平均發電效率為92.2%?？偘l電量建議主要參考25年的總發電量。以哈爾濱市裝機容量10千瓦為例，分別計算25年總發電量和30年總發電量。

具體計算公式為：

25年總發電量：

總發電量=裝機容量×年峰值小時數×系統效率×組件效率×25年

總發電量=10×1676×0.85×0.932×25

總發電量=331932度

30年總發電量：

總發電量=裝機容量×年峰值小時數×系統效率×組件效率×30年

總發電量=10×1676×0.85×0.922×30

總發電量=394044度

10.光伏電站裝機容量總收入

根據圖1-13所示，計算裝機容量總收入時，采用的是使用圖1-12中總發電量數據乘以每度電的上網電價。假設上網電價為0.4027元每度，則可計算出總收入。由于僅僅只是簡單的乘法，這里就不展開講了。

當然這里講的總收入，是以現在的電價來計算的，這種計算方式又可稱為發電量現值計算法。由于價格會受市場供求關系、通貨膨脹、通貨緊縮、國家宏觀政策等因素的影響，所以每度電的價格不可能是一成不變的，由于這種變化不可預測，我們只能以現在的每度電價格進行估算以后所有發電量的價值。

11.光伏電站裝機容量總支出

如圖1-14所示，我們以182毫米硅片組件為例，計算光伏組件生命周期內的總支出。光伏組件生命周期內的總支出，包括前期的建設成本以及后期的運營維護成本。根據以往經驗，后期維護成本均攤到所發的每一度電上大約為0.04元。

以182組件10千瓦裝機容量為例，前期的建設成本為30478元。以哈爾濱為例，25年總發電量為331932度。假設后期運行維護的成本每度電為0.04元，則可以算出生命周期內總支出費用。

具體計算公式為：

總支出=建設成本＋運維成本

總支出=建設成本＋總發電量×0.04元

總支出=30478元＋331932度×0.04元

總支出=43755元

12.光伏電站裝機容量總利潤

根據圖1-15所示，光伏電站的總利潤等于總收入減去總支出。直接用圖1-13的數據減去圖1-14的數據就即可求得，這里就不再展開來講。

13.光伏電站裝機容量總利潤率

根據圖1-16所示，光伏電站裝機容量總利潤率等于總利潤除以總成本或者是總支出乘以100%。因為是非常簡單的乘除法，這里就不展開來講了。

14. 光伏電站裝機容量年化利潤率

根據圖1-17所示，光伏電站的年化利潤率等于總利潤率除以光伏電站運營年限。由于這里是簡單的乘除法，就不展開來講了。

當然這里需要強調的是，光伏電站建成后的前幾年由于發電效率高，所以發電量大于后期的發電量，相應的年利潤率也會高于后期。從回收資金和資金利用率的角度來看，前期回收資金的速度越快，資金的利用率越高，相應的賺錢效應也就越強。

如果我們在計算利潤率的時候，后期把前面回收的資金進行復利計算，產生的現金流也是一筆不小的數目?？傊魏瓮顿Y只要回收資金的速度越快，我們賺錢的機會就越多。所以如果有的小伙伴前期建設光伏電站感覺資金壓力較大，不妨可以考慮采用分批分次建設進行滾動投資。

15. 光伏電站收回成本時間測算

如圖，1-18所示。以182毫米硅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。從圖中可知黑龍江省大部分地區光伏電站回收成本的時間集中在第6年和第7年。其中哈爾濱、佳木斯、七臺河、鶴崗需要在第7年才能收回成本，而其他地市在第6年就已經收回成本。

圖中測算回收成本時間的方法為，每一年的收入依次減去前期建設成本，未收回成本則記為負數，收回成本以后則記為正數。其中每年的收入還應當減去運營維護成本，每度電的維護成本設定為0.04元。

具體計算公式為：

第1年收入＝第1年發電量×（上網電價＋補貼電價）－第1年發電量×0.04元

以后逐年收入依據上式，可求得。

剩余未收費成本＝第1年收入－前期建設成本...第n年收入－前期建設成本

依據上式進行計算，直到求得的值為正數的年限時，即為收回成本的時間。

不過上圖所采用的數據僅僅只是通過模擬得出，僅供大家了解家庭分布式光伏電站基本情況之用，不得作為直接投資的依據。光伏電池組件及其他材料的具體價格以當地供應商給出的為準。本文只講述計算的方式方法，不針對具體的市場行情。歡迎大家在區留言討論最新的市場行情及行業動態。

如果大家對計算方式方法有疑問，可以在評論區留言討論或直接私信給我探討。由于本人才疏學淺，文中有不對的地方，請大家批評指正，本人將不勝感激。