陸曉靜，林德順，范朋歡，吳星亮，陳圣金

(浙江正泰安能電力系統(tǒng)工程有限公司，杭州310000)

0 引言

受“531”光伏新政的影響，目前許多地區(qū)的光伏發(fā)電項目處于“全額上網(wǎng)”模式時，其項目的內(nèi)部收益率(IRR)無法滿足企業(yè)自身的投資需求，于是這些企業(yè)將投資方向轉(zhuǎn)向了市電價格較高、廠區(qū)用電量較大的“自發(fā)自用”項目。

對于采用“自發(fā)自用、余量上網(wǎng)”模式的分布式光伏發(fā)電項目，在投資評估測算中，平均電價和光伏消納率是確定項目投資收益至關(guān)重要的2個指標。本文對于如何更精確地計算這2個指標進行了分析。

1 分布式光伏發(fā)電項目平均電價的計算方法

電力系統(tǒng)的負荷是變動的，為了碾平電力系統(tǒng)的高峰，填平低谷，促進用戶有計劃的用電和節(jié)約用電，充分發(fā)揮價格的經(jīng)濟杠桿作用，我國多地采用了峰谷電價制。2018年4月20日，江蘇省物價局發(fā)布的《關(guān)于降低一般工商業(yè)電價有關(guān)事項的通知》中，就有工業(yè)用電峰谷分時銷售電價的信息，具體如表1所示。

表1 江蘇省工業(yè)用電峰谷分時銷售電價表[1]Table 1 Peak and valley time-of-use electricity sales price for industrial electricity in Jiangsu Province

采用“自發(fā)自用、余量上網(wǎng)”模式的分布式光伏發(fā)電項目的平均電價是基于銷售電價計算的。但不同時段工業(yè)用電的銷售電價不同，因此在實際項目評估時，采用加權(quán)平均值進行平均電價的計算比較合理。

下文以江蘇省“1～10 kV”大工業(yè)用電項目為例，分別采用“峰、平、谷”時段的加權(quán)平均值和不同時段的光伏輸出功率加權(quán)平均值2種方式來確定平均銷售電價。

1)采用“峰、平、谷”時段的加權(quán)平均值[2]。由于光伏發(fā)電時段主要集中在08:00～16:00，因此僅選取該時段內(nèi)的銷售電價進行加權(quán)平均值計算，即：

將表1中的數(shù)據(jù)代入式(1)可知，該項目的平均電價為0.8558元/kWh。

但由于不同地區(qū)的光伏發(fā)電時段不同，而且不同時段的太陽輻照度不同，因此每個時段的光伏發(fā)電時間占比均取“1”會存在較大誤差。

2)采用不同時段的光伏輸出功率加權(quán)平均值。由于每天不同時段的太陽輻射量不同，為更精確地得到一天中不同時段的光伏輸出功率占比，利用光伏軟件PVsyst 6.63導(dǎo)出江蘇省淮安市全年365天24個時間點的太陽輻射量，然后取每個時間點的平均值，圖1為江蘇省淮安市一天中各時刻的平均太陽輻射量分布曲線圖。利用圖1計算出各時段的面積及其占全天發(fā)電時段面積的比例，如表2所示。

圖1 江蘇省淮安市一天中各時刻平均太陽輻射量曲線Fig.1 Curve of average solar radiation in Huai'an City，Jiangsu Province

表2 江蘇省淮安市一天中各時段的面積及其占比情況Table 2 The each period area and its proportion of power generation period area of a day in Huai'an City, Jiangsu Province

由于太陽輻射量直接影響光伏輸出功率，因此光伏輸出功率的情況由太陽輻射量來表征。對以上不同時段的光伏輸出功率進行加權(quán)平均值計算，得到平均電價，即：

根據(jù)表1和表2中的數(shù)值，代入式(2)，得出平均電價為0.8064元/kWh。

但根據(jù)式(2)進行計算仍會存在一定誤差，主要原因為：①PVsyst軟件所提供數(shù)據(jù)的準確性需進一步論證。②由于上述電價計算過程中均使用的是峰谷分時銷售電價，未考慮“余量上網(wǎng)”部分的電價為脫硫煤標桿上網(wǎng)電價，這相當于默認了光伏電站所發(fā)電力均被完全消耗。但電站實際運行過程中，廠區(qū)逐時電力負荷與光伏輸出功率曲線并不是完全重合的，即不同時段的光伏消納率不相等，所以會導(dǎo)致以上計算仍存在一定誤差。

2 分布式光伏發(fā)電項目的消納率測算

2.1 光伏消納率的不同計算方法

當分布式光伏發(fā)電項目所發(fā)電量不能被完全消耗，即存在“余量上網(wǎng)”部分時，該部分電力的電價為脫硫煤標桿上網(wǎng)電價。因此下文就“自發(fā)自用”所占比例，即光伏消納率情況進行分析。

目前工商業(yè)項目中，僅部分項目能提供其實時負荷曲線，一般只能提供從供電公司調(diào)取的項目12個月的電費清單。

以江蘇省某個廠區(qū)的裝機容量為10004.25 kW的分布式光伏發(fā)電項目為例，對其光伏消納率情況進行分析。

1)利用電量清單計算光伏消納率。工業(yè)用電的峰時為08:00～12:00，共4 h；平時為12:00～17:00，共5 h；而光伏發(fā)電時段主要是在08:00～16:00，故光伏發(fā)電時段用電量可表示為：

利用從供電公司調(diào)取的上述廠區(qū)12個月的電費清單，根據(jù)式(3)，通過PVsyst軟件模擬出光伏發(fā)電時段該廠區(qū)的用電量，如表3所示。從表3中的相關(guān)數(shù)據(jù)可知，該廠區(qū)的光伏消納率為100%，但在財務(wù)預(yù)測過程中，考慮到廠區(qū)放假和設(shè)備維護等因素，光伏消納率按照85%進行保守計算。

表3 某廠區(qū)1年的用電量清單及光伏消納率情況Table 3 A year's electricity inventory and PV consumption rate of a plant

2)利用廠區(qū)負載有功功率和電站的理論光伏輸出功率計算光伏消納率。

由于本案例中的項目尚未建成運行，光伏發(fā)電效率僅能參考該項目所在地附近的電站數(shù)據(jù)，即監(jiān)控平臺調(diào)取的該項目附近區(qū)域已正常運行的電站的真實數(shù)據(jù)。

根據(jù)式(4)可計算得到該廠區(qū)分布式光伏發(fā)電項目的理論光伏輸出功率。理論光伏輸出功率和廠區(qū)負載有功功率曲線如圖2所示。從圖中可以看出，該廠區(qū)的負載有功功率在光伏發(fā)電時段(08:00～16:00)內(nèi)基本為穩(wěn)定狀態(tài)。因此，光伏消納率隨光伏輸出功率的變化而變化。

圖2 光伏輸出功率和負載有功功率曲線Fig.2 PV output power and load active power curve

根據(jù)圖2中光伏發(fā)電時段的相關(guān)數(shù)據(jù)，利用式(5)可以得到該廠區(qū)的光伏消納率約為92%。

2.2 不同計算方法的結(jié)果分析

通過上述光伏消納率的計算過程和結(jié)果可知，利用廠區(qū)負載有功功率和項目理論光伏輸出功率進行計算是最為保守的方法，但也最為合理。因此在做項目財務(wù)測算時，最好是收集到廠區(qū)的負載有功功率和電站的光伏發(fā)電效率數(shù)據(jù)。但是由于廠區(qū)實時負荷曲線的獲取存在一定難度，因此在采用月電費清單進行計算時，最好預(yù)留10%～15%的上網(wǎng)余量，即若采用電費清單計算的光伏消納率為100%時，建議財務(wù)測算時取85%～90%。

3 光伏發(fā)電時段的選取[3]

在以上分析過程中，大部分情況選取的光伏發(fā)電時段是08:00～16:00。但由于不同地區(qū)的光伏輸出功率的時段不同，例如，我國西北地區(qū)在18:00時的光伏輸出功率依然很高，因此針對不同地區(qū)，應(yīng)通過PVsyst軟件或監(jiān)控平臺查詢出其一天中每個時段的光伏輸出功率占比后，綜合選取合適的光伏發(fā)電時段。

4 計算結(jié)果分析

利用前文計算分析后得到的平均電價和光伏消納率進行投資測算，結(jié)果如表5所示。

表5 投資測算結(jié)果Table 5 Investment calculation results

由表5可看出，不同情況下計算的回收期各有不同，最大差異約為1.3年。

5 總結(jié)

本文通過對平均電價和光伏消納率的合理選取進行分析，得出以下結(jié)論：

1)光伏發(fā)電時段的確定，可通過Pvsyst軟件或監(jiān)控平臺查詢出各時段的光伏輸出功率占比后，綜合選取合適的光伏發(fā)電時段。

2)平均銷售電價的計算，建議采用不同時段的光伏輸出功率加權(quán)平均值進行計算。其中各時段的太陽輻射量數(shù)據(jù)可通過PVsyst軟件查詢獲得，建議查詢1年的數(shù)據(jù)取平均值進行計算。

3)光伏消納率的計算，建議利用廠區(qū)負載有功功率和項目理論光伏輸出功率進行計算。但不同項目的用電情況差異較大，且大部分項目負荷曲線獲取難度較大，因此當無法獲取項目所在廠區(qū)的負載有功功率時，可利用電費清單進行計算，但建議預(yù)留10%～15%的上網(wǎng)余量。