劉進軍， 高林朝， 張香萍， 郝慶英， 謝 毅

（1.河南農業(yè)大學，鄭州 450002； 2.河南省科學院能源研究所有限公司，鄭州 450008；3.鄭州市綠文廣場管理中心，鄭州 450002）

大幅發(fā)展可再生能源，降低化石能源的比重，是構建清潔低碳、安全高效能源體系的必然趨勢［1］. 太陽能光伏行業(yè)正面臨重要的歷史發(fā)展機遇［2-3］. 近年來分布式光伏電站建設進入規(guī)?；ㄔO應用階段，在替代常規(guī)電能和實現(xiàn)低碳減排方面，具有明顯的經濟社會和生態(tài)環(huán)境意義［4-8］. 分布式光伏發(fā)電技術不斷完善，裝機成本和系統(tǒng)造價逐年降低，在工業(yè)用電和高耗能產業(yè)領域開展節(jié)能替代提升，實施節(jié)能服務具有巨大市場潛力，適合開展合同能源管理.

合同能源管理（Energy Performance Contracting，EPC）是一種基于市場的、全新的節(jié)能新機制，一種以節(jié)約的能源費用來支付節(jié)能項目全部成本的節(jié)能投資方式［9］. 基于這種機制運作的專業(yè)化節(jié)能服務公司通過與愿意進行節(jié)能改造的客戶簽訂節(jié)能服務合同，采用先進的節(jié)能技術和設備、全新的服務機制來為客戶實施節(jié)能改造，使企業(yè)減少能源消耗，產生節(jié)能收益，并用節(jié)能收益來支付實施節(jié)能改造的成本和費用的節(jié)能方式. EPC是一種具備諸多優(yōu)勢的市場化的節(jié)能新機制，它為我國節(jié)能改造新添生機與活力，提升發(fā)展可再生能源過程中合同能源管理的參與度［10-11］. 合同能源管理作為一種新興的節(jié)能管理機制，對于推進整個社會的節(jié)能工作、建設節(jié)約型社會和實施可持續(xù)發(fā)展有著重要的現(xiàn)實意義. 目前，在我國很多行業(yè)節(jié)能中都有成功的應用［12-13］.

目前，我國光伏發(fā)電運營模式主要以光伏電量全額上網的統(tǒng)購統(tǒng)銷模式為主，其次是電源投資方與用戶不是同一法人的合同能源管理模式和用戶自建的自發(fā)自用模式［14-17］. 從現(xiàn)有研究來看，國內外對光伏發(fā)電的關注主要集中在行業(yè)動態(tài)、補貼政策、投資可行性、光伏發(fā)電并網的經濟效益以及綜合評價體系研究等，鮮見對光伏發(fā)電運營模式的成本/效益進行分析［18-20］. 從技術方案來看，現(xiàn)有研究只考慮了光伏發(fā)電系統(tǒng)本身的成本與效益，并與常規(guī)發(fā)電系統(tǒng)進行了比較，并未考慮不同運營模式、不同并網方案以及不同補貼政策等對光伏發(fā)電并網成本與效益的影響［21-22］.

本文以鄭州某高校建設光伏發(fā)電站實施的合同能源管理項目為例，介紹了分布式光伏發(fā)電站項目的技術設計方案和EPC運營模式，依據實際運行數據，從項目的初投資、發(fā)電量、單位供電成本、凈現(xiàn)值和投資回收期等方面進行了技術經濟分析，初步給出了EPC模式下分布式光伏發(fā)電并網成本/效益的影響，并展望了應用前景. 希望能夠為光伏發(fā)電項目投資運營提供一定參考借鑒作用，同時也為不同能源系統(tǒng)節(jié)能方案在高校的應用比較提供依據.

1 概況

本項目地址位于鄭州市鄭東新區(qū)龍子湖某高校校區(qū)，一期在校師生人數6000人，校區(qū)教學與綜合實驗樓房共8棟，建筑面積共13.3 萬m2，框架6層，標高21.9 m. 據統(tǒng)計，2019年該校全年用電量638.4 萬kWh，日均耗電17 479.49 kWh，年最大負荷12.89 MW，以學生生活和教附負荷為主. 電力負荷高峰時段為18：00—24：00，用電高峰時段出現(xiàn)電力緊張問題；全年平均電費支出370 萬元以上. 居民用電價格0.56 元/（kWh）. 同時，隨著辦學規(guī)模的不斷擴大，學校的能源消耗呈逐年增長趨勢，原配電負荷設計及設備配置滿足不了正常需要，但電力改造或新建投資費用較大. 為此，學校決定引入社會資本采用EPC模式進行節(jié)能改造.

EPC公司對該校區(qū)供配電系統(tǒng)進行全面分析和能耗診斷，根據該項目特點和校區(qū)建筑屋頂面積條件，提出了建設屋頂分布式光伏發(fā)電站節(jié)能改造方案，采用EPC模式，自發(fā)自用，余電上網. 具體流程為：合作意向—報備資質與設備清單—方案設計—簽訂合同—項目實施—人員培訓—節(jié)能效益分享.

2 分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)方案

2.1 系統(tǒng)構成與技術原理

并網分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)發(fā)電原理圖如圖1所示，屋頂光伏發(fā)電系統(tǒng)主要由逆變器、電池組件、支架、連接電纜、監(jiān)控設備及其他輔助設備組成. 光伏組件是分布式光伏系統(tǒng)中最主要的組成部分，市場中多以單晶硅和多晶硅為主［23-24］. 除了光伏組件之外，其中關鍵核心部件為逆變器，其作用是將光伏電池組件在光照下產生的直流電（DC）匯集后，通過逆變器的轉化將其變?yōu)榭晒┢胀姎庠O備使用的交流電（AC）. 光伏發(fā)電系統(tǒng)逆變器的最大特點就是包括了最大功率點跟蹤，在光照強度較大時發(fā)出的多余電量經轉化成為滿足電網公司電能質量要求的交流電注入電網中；在陰雨天光照強度較弱、發(fā)電能力不足時，則由電網向建筑屋頂發(fā)電（用戶）供電. 這種系統(tǒng)的特點是太陽能發(fā)電站經過地域配電線直接向地域內的負荷供電，之后若有剩余電力時則送入電力系統(tǒng)（即逆潮流）. 當太陽能發(fā)電站的電力不能滿足負荷的要求量，則由電力系統(tǒng)供電［25］.圖1中的電度表用來測量與電力系統(tǒng)的買、賣電量. 整個系統(tǒng)設備與區(qū)域中建筑物協(xié)調一致緊密結合，有的甚至直接制作成建筑材料成為建筑物的一部分. 將太陽能發(fā)電站、地域內的民用、公用負荷等與地域配電線相連接，然后通過系統(tǒng)并網裝置與電力系統(tǒng)并網.

圖1 分布式并網光伏發(fā)電系統(tǒng)原理圖Fig.1 Schematic diagram of distributed grid-connected photovoltaic power generation system

2.2 裝機容量確定

該校位于北緯34.44°、東經113.42°地理位置，項目所處的鄭州地區(qū)年平均日照時數為2025～2119 h，日照百分率為45%～55%. 年平均氣溫13.8～15.5 ℃，年均降水量1380～533 mm，全年無霜期為198～220 d，年均輻射量為4806 MJ·m-2.

前期規(guī)劃選址過程中，選取建筑物屋頂面積約21 050 m2，可在綜合實驗樓和4棟學生公寓樓屋頂布置光伏板，將綜合實驗樓建設成建筑一體化并網型光伏發(fā)電項目. 現(xiàn)場勘察設計能容納布置的光伏電池組件所占區(qū)域面積11 270 m2，屋頂規(guī)劃裝機總容量為1.0 MW. 根據要求整個發(fā)電項目的設計不能影響校區(qū)整體建筑物風貌特點和視覺效果. 經過項目工程運算及實驗測試，發(fā)電系統(tǒng)配套支架等設備布置在校區(qū)實驗樓屋頂空置區(qū)域，光伏電池組件則選擇為固定安裝模式，太陽能電池板選用HR-250P-24/Ba多晶硅光伏組件，單體峰值功率250 W，轉換效率大于16%，共計4120組，總裝機1030 kW. 光伏方陣朝向正南，安裝傾角29°. 并網逆變器規(guī)格型號為KSG-300K，共4臺；4臺逆變器分散布置在空置區(qū)；4臺交流匯流箱規(guī)格型號為三進一出和兩進一出兩種型號. 太陽能電池組件和并網逆變器技術參數分別如表1、表2所示.

表1 太陽能電池組件技術參數Tab.1 Technical parameters of solar cell modules

表2 KSG-300K并網逆變器技術參數Tab.2 Technical parameters of KSG-300K grid connected inverter

2.3 光伏陣列間距計算

參照《CNCA/CTS0016—2015 并網光伏電站性能檢測與質量評估技術規(guī)范》規(guī)定的方陣遮擋限定條件為：按照冬至日9：00—15：00不遮擋原則設計，陣列間距由如下公式（1）計算：

式中：L為太陽能電池板斜面長度，mm；D為兩排方陣之間距離，mm；A為方陣傾角，取29°；?為當地緯度，取34.44°.

計算得出，光伏陣列間距為1850 mm.

2.4 光伏方陣并網接入方案

根據項目工程所在地區(qū)的太陽能輻照條件、建筑結構形式、電氣配電系統(tǒng)現(xiàn)狀及用電負荷情況，結合用能要求和項目建設單位的意見，本項目工程整體由4個257.5 kW的子系統(tǒng)組成. 每個子系統(tǒng)均選用1臺并網逆變器和1臺隔離升壓變壓器，經匯流后接至并網逆變器，光伏直流變?yōu)闈M足電網要求的10 kV三相交流輸出，匯集到站內10 kV配電室后，以一回出線，接入地區(qū)電網而并網. 系統(tǒng)布置如圖2所示.

圖2 光伏系統(tǒng)并網接入示意圖Fig.2 Schematic diagram of PV system grid connection

選用的并網逆變器采用有高性能濾波電路，防逆流檢測點的產品，并安裝在光伏發(fā)電系統(tǒng)至并網主線路上，實時采集交流電網的電壓信號，通過閉環(huán)控制，使逆變器的交流輸出相位與電網保持一致，計費用的關口使用電能計量裝置，相應的電流互感器和電壓互感器，準確度等級為0.2S級. 光伏發(fā)電項目在實驗樓內設中控室，通過后臺實現(xiàn)對光伏電池陣列、并網系統(tǒng)及電力系統(tǒng)的集中監(jiān)控和管理. 光伏發(fā)電站設備配置如表3所示.

表3 光伏發(fā)電系統(tǒng)技術參數Tab.3 Technical parameters of photovoltaic power generation system

2.5 項目運行測試

該項目于2018年9月安裝調試完成并開始運行. 經過2年多的運行實踐，目前設備運行良好. 為了全面考察其功率衰減及發(fā)電量情況，2019年10月分別對并網逆變器和光伏組件狀態(tài)參數進行監(jiān)測，記錄了發(fā)電功率、日發(fā)電量及直流輸入與交流輸出電壓、電流、頻率等. 光伏組件表面和背板溫度采用遠紅外相機配合PV900測試儀自動記錄存儲數據；逆變器和匯流箱的功率、電壓、電流、頻率等運行參數對應瞬時人工讀取記錄；測試方法參照（晶體硅光伏方陣I-V特性的現(xiàn)場測量）GB/T 18210—2000和（并網光伏電站性能檢測與質量評估技術規(guī)范）CNCA/CTS0016—2015 以及（Grid connected photovoltaic systems-Minimum requirements for system documentation，commissioning tests and inspection）IEC 62446—2009. 現(xiàn)場測試儀表采用錦州陽光生產的太陽輻射測量TMR-ZS1A 氣象生態(tài)環(huán)境監(jiān)測儀，太陽輻射值測試精度±5%，分辨率1 W·m-2，測溫精度±0.1 ℃，顯示分度0.1 ℃；蘇州諾威特測控科技有限公司生產的光伏組件功率衰減采用PV900 便攜式太陽能I-V測試儀，最大功率測試范圍50 W～10 kW，最大功率測試重復性±1%，轉換到STC（AM=1.5，1000 W·m-2，25 ℃）下最大功率準確性±5%.

以2019年10月23日10：30—10：50測試結果為例，當日太陽輻射強度為720～750 W·m-2，環(huán)境溫度為19.2～20.1 ℃，組件背板溫度為30.4～34.2 ℃. 從電站中隨機抽取20塊光伏組件，測試選定的20塊HR-250P-24/Ba多晶硅光伏組件I-V曲線，同時記錄光強和組件溫度，實測功率修正到STC條件，同標稱功率比較，得到組件功率衰減率. 并讀取當日電站發(fā)電量電表數據. 結果表明，20塊光伏組件中最大功率衰減率為2.7%，最小功率衰減率為0.4%，平均衰減率分別為1.8%. 電站運行時間為2年，基本符合《光伏制造行業(yè)規(guī)范條件（2015年本）》對多晶（單晶）組件首年功率衰減≤2.5%（3.0%），后續(xù)每年衰減在前一年的基礎上增加0.7%的規(guī)范要求；全天發(fā)電量累計5253 kWh. 滿足光伏電站正常運行狀態(tài).

3 EPC商業(yè)運作模式下經濟性分析

合同能源管理模式，即第三方投資者投資建設光伏電源，所發(fā)電量優(yōu)先滿足和光伏電源位于同一地點的用戶使用，多余電量上網，不足電量由電網企業(yè)按當地銷售電價向用戶提供. 在這種模式下，光伏發(fā)電逆變并到低壓電網后直接送到用戶，投資者按全電量獲得政府補貼. 光伏多余電量按照當地燃煤脫硫機組標桿電價由供電企業(yè)收購，供電企業(yè)并按照當地銷售目錄電價向用戶收取下網電量電費［26］. 這種模式真正實現(xiàn)了光伏發(fā)電的就地消納，多余電量賣給市電，不足電量由市電供給.

經雙方友好協(xié)商，該項目采用節(jié)能效益分享型，在投建光伏發(fā)電站過程中，EPC公司出資100%，光伏發(fā)電項目完成投入使用后，學校和EPC公司采取1∶9的比例對能源效益進行分享，合同期限15年，15年后，項目經營權與所有權全權歸學校所有.

3.1 系統(tǒng)初投資

系統(tǒng)的初投資主要包括光伏電池組件、并網逆變器、支撐結構、防雷設備、安裝運輸、電纜等直接費用，如表4所示.

表4 光伏發(fā)電項目初投資Tab.4 Initial investments in photovoltaic power generation project單位：萬元

由表4 可看出，該項目光伏組件采用BAPV 方式搭建在現(xiàn)有建筑屋頂上，安裝方便，工期短，安裝費用較低. 系統(tǒng)初投資總計697.45 萬元，折合裝機單價6771 元/kW. 其中，光伏組件單價2.2 元/W，并網逆變器單價約1.85 元/W.

3.2 系統(tǒng)年發(fā)電量

3.2.1 年平均太陽輻射量 年平均太陽輻射總量通常采用月平均日輻照量乘以當月的天數，然后逐月相加得到. 鄭州地區(qū)日平均月輻射總量如圖3 所示，由此可求得南向29°傾角平面上的年平均太陽輻射總量為5 125.5 MJ/m2.

圖3 各月太陽輻射量曲線Fig.3 Monthly solar radiation curve

3.2.2 并網光伏發(fā)電系統(tǒng)綜合效率系數K的確定 由年太陽輻射總量、電池總面積和光電轉換效率可求出理論年發(fā)電量. 但實際輸出功率和發(fā)電量受多種因素的影響，這些影響因素的數值主要根據文獻［27-29］以及光伏發(fā)電系統(tǒng)各組成設備的性能指標確定［27-28］. 具體說明為組件表面清潔度損失K1約3%，組件固定傾角損失K2約8%，方陣組合損失K3約3%，溫度損失K4約0.4%（晶硅電池溫度系數（-0.35%～-0.6%）/℃），最大功率點偏離損失K5約4%，線路損失K6約3%，逆變器效率損失K7約2%.

綜合以上數據，可以計算出并網光伏發(fā)電系統(tǒng)綜合效率系數K=97%×92%×97%×99.6%×96%×97%×98%=78.68%. 其中，并網逆變器轉換效率取98%.

3.2.3 年發(fā)電量 年發(fā)電量可以由裝機容量和年日照峰值時數來計算，并網光伏系統(tǒng)第i年發(fā)電量Qi值可由公式（2）算出：

式中：Qi為第i年上網發(fā)電量，kWh；P為系統(tǒng)裝機容量，kW；Ts為光伏系統(tǒng)年峰值日照小時數，可依據當地氣象數據得知，h；K為并網系統(tǒng)綜合效率系數；λ為光伏發(fā)電系統(tǒng)平均年衰減率，可依據《光伏制造行業(yè)規(guī)范條件（2015年本）》對多晶（單晶）組件首年功率衰減≤2.5%（3.0%），后續(xù)每年衰減在前一年的基礎上增加0.7%的規(guī)范要求選取.

該光伏發(fā)電項目25年內年發(fā)電量如圖4所示. 從圖4可知，項目25年累計并網電量3 022.97 萬kWh，年均發(fā)電量120.92 萬kWh. 而在前15年合同能源管理期內，總發(fā)電量可達1 869.80 萬kWh，年平均發(fā)電量達124.65 萬kWh.

圖4 并網光伏系統(tǒng)年發(fā)電量Fig.4 Annual power generation of grid-connected PV systems

3.3 經濟性指標分析

本文選用單位供電成本、凈現(xiàn)值NPV和投資回收期3個經濟指標來衡量系統(tǒng)的經濟性. 為此，先將系統(tǒng)總成本折現(xiàn)值. 總成本Ctotal是初投資Csystem、總運行維護費用Co&m以及壽命期內偶生成本Cac的總和［29-31］.各項費用統(tǒng)一折算到投資初期的現(xiàn)值就是總成本現(xiàn)值. 標準折現(xiàn)率的計算公式為：

式中：i為利率，取4%；g為通脹率，取3%. 計算得折現(xiàn)率i′為0.97%.

系統(tǒng)運行維護費用的現(xiàn)值計算如下：

其中：運行系數（年運行維護費用系數）α為0.5%.

由于是并網系統(tǒng)，所以系統(tǒng)的偶生成本Cac主要為逆變器的更換成本或維護成本，取初始成本的20%.

綜合各項費用，系統(tǒng)的總成本折現(xiàn)值為775.18萬元.

1）單位供電成本

系統(tǒng)的單位供電成本=總成本折現(xiàn)值/（25年×實際年均發(fā)電量）

2）凈現(xiàn)值NPV

壽命期內每年的現(xiàn)金流量Qj為：

式中：C′o&m為每年的運行維護費，取初投資的1‰；N為組件壽命，取25年；PS為電價，取0.56 元/（kWh）（鄭州居民用電價格）；Pi為國家補貼電價，元/kWh；j=1，2，…，N. 凈現(xiàn)值為：

3）投資回收期

投資回收期即凈現(xiàn)值為零時系統(tǒng)運行的時間.

在不考慮國家對上網電價進行補貼情況下的并網光伏發(fā)電項目經濟性指標如表5所示.

由表5可看出，該項目的供電成本0.256 元/（kWh），遠低于居民用電價格；項目總投資折現(xiàn)值775.18 萬元，折合工程建設造價單價成本7526 元/kW，符合現(xiàn)階段并網光伏發(fā)電站建設投資預算額度范圍；同時，項目凈現(xiàn)值NPV為7.33 元/WP，投資回收期10.77年，顯然系統(tǒng)在壽命期間可以收回投資. 但參照目前我國節(jié)能改造行業(yè)的投資回報期為5～7年看，該項目合同能源管理的效益分享期限15年，收益期低于5年稍顯不足. 為保障合同能源管理項目節(jié)能服務公司的合理盈利率，建議適當延長合同實施期限. 當然，隨著光伏發(fā)電技術日臻完善和光伏組件及設備成本不斷下降，并網光伏發(fā)電項目的投資回收期將逐年縮短，合同能源管理的節(jié)能服務公司的盈利能力也會得以增強，投資價值凸顯.

表5 項目經濟性指標Tab.5 Project economic indicators

同時，現(xiàn)階段如果為了使系統(tǒng)能夠適度盈利，還可考慮國家或地方對上網電價進行一定補貼. 該項目如果考慮國家或校方對上網電價進行0.10 元/（kWh）補貼優(yōu)惠，則項目的凈現(xiàn)值可為9.93 元/WP，投資回收期將縮短為8.68年. 效益分享期限仍按15年計，節(jié)能服務公司方的盈利能力增大，收益率將會處于合理范圍內.

4 結論

通過以上分析和計算結果表明：

1）在EPC 模式下建筑屋頂設計安裝分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)用于替代常規(guī)電力滿足日常供電需求合理可行. 在不考慮國家對上網電價進行補貼情況下的并網光伏發(fā)電項目供電成本0.256 元/（kWh），遠低于居民用電價格；項目建設單價成本7526 元/kW，符合現(xiàn)階段并網光伏發(fā)電站建設造價范圍；項目凈現(xiàn)值NPV 為7.33元/WP，投資回收期10.77年，系統(tǒng)在壽命期間可以收回投資.

2）該項目合同能源管理的效益分享期限15年，收益期稍顯不足，可適當延長合同實施期限. 現(xiàn)階段若考慮一定的上網電價補貼，則項目的投資經濟性較好.

3）隨著光伏發(fā)電技術日臻完善和光伏組件及設備成本不斷下降，并網光伏發(fā)電項目的投資回收期將逐年縮短，合同能源管理服務公司的盈利能力也會得以增強，投資價值凸顯.