黑龙江省各地市光伏电站的成本收益及发电量的计算方法

黑龙江，简称“黑”，是中华人民共和国省级行政区，省会哈尔滨，地处中国东北部，北、东部与俄罗斯隔江相望，西部与内蒙古相邻，南部与吉林省接壤，是中国最北端以及陆地最东端的省级行政区，介于东经121°11′至135°05′，北纬43°26′至53°33′之间，辖区总面积47.3万平方千米，居全国第6位。边境线长2981.26千米。

黑龙江地貌特征为“五山一水一草三分田”。地势大致呈西北、北部和东南部高，东北、西南部低，由山地、台地、平原和水面构成；地跨黑龙江、乌苏里江、松花江、绥芬河四大水系，属寒温带与温带大陆性季风气候。黑龙江省位于东北亚区域腹地，是亚洲与太平洋地区陆路通往俄罗斯和欧洲大陆的重要通道，中国沿边开放的重要窗口。

2020年，黑龙江省下辖12个地级市、1个地区，共54个市辖区、21个县级市、45个县、1个自治县，常住人口3185.01万人，实现地区生产总值（GDP）13698.5亿元，其中，第一产业增加值3438.3亿元，第二产业增加值3483.5亿元，第三产业增加值6776.7亿元，三次产业结构为25.1：25.4：49.5。

黑龙江省下辖12个地级市、1个地区他们分别是：哈尔滨市、齐齐哈尔市、鸡西市、鹤岗市、双鸭山市、大庆市、伊春市、佳木斯市、七台河市、牡丹江市、黑河市、绥化市、大兴安岭地区

1. 黑龙江省太阳能资源概况

根据图1-2所示，黑龙江省绝大部分地区的水平面年峰值日照时数都在1250小时以上，属于太阳能资源非常丰富的地区。由于黑龙江土地面积宽广，所蕴藏的太阳能资源总量也非常大。目前探明的可利用总量为0.574113乘以10的14次方千瓦时，即使按照15%至20%的光转换效率，其光伏发电量也是惊人的巨量。

黑龙江省的太阳能资源总体上分布比较均匀，北部大兴安岭地区，东部鹤岗、双鸭山、佳木斯地区太阳能资源相对弱于中西部地区的其他地市。其中大庆市太阳能资源最为丰富，年峰值日照时数可以达到1400小时以上。

2. 黑龙江各地市水平面分月日均峰值日照时数

根据图1-3所示，黑龙江省今年太阳辐照峰值主要集中在3~9月。其中5到6月份达到最大值，日均峰值日照时数可以达到5.5小时以上。其中大庆五六月份可以达到6.15小时以上，最少的牡丹江市也有4.7小时以上。

从全年来看平均日照时数最长的是大庆市达到4.05小时，最少的是大兴安岭地区3.49小时。从全国来看整个黑龙江省的太阳能资源，还是属于相对比较靠前的位置。但每年的11月开始太阳能资源就不太理想了，主要是因为下雪天气，导致太阳能光照不足，每年的12月份光照达到最低点平均每天只有不到2小时。

在我们的光伏电站，积雪覆盖到太阳能电池板上，导致发电量降低，甚至某些天发电量几乎为零。在每年的12月份发电量降到最低点，长时间的下雪天气，导致太阳能电池板上覆盖一层厚厚的积雪。这时候太阳电池板几乎丧失了发电能力，虽然可以通过人工除雪的方式，暂时恢复发电能力，但第2次降雪时又将重复丧失发电能力。

当然在冬季太阳能电池板除雪的劳动力成本相对比较高，尤其是大规模的光伏电站，有可能存在除雪后产生的收益还不抵劳动成本，所以也就失去了除雪的动力。

3. 黑龙江各地市地理环境概况

根据图1-4所示，黑龙江省各地市所处的地理环境都在北纬45度左右，东经130度左右，平均海拔高度普遍较低，最高的大兴安岭地区也平均海拔也不到500米。太阳能资源蕴藏量都比较丰富，水平面峰值日照时数普遍都在1250小时以上，其中大庆和齐齐哈尔达到了1400小时以上。

最佳倾角斜面日照峰值小时数普遍达到1600小时以上，最多的齐齐哈尔市达到1948小时，接近2000个小时。从上图不难看出纬度越高水平面和斜面的差值比例越大，其中纬度最高的大兴安岭地区水平面和斜面的比值差达到了30%以上。这也充分说明纬度越高越需要充分考虑倾角因素对总发电量的影响。

当然在选取最佳倾角的时候，还需要充分考虑到风力、冰雹、积雪、等因素。以前的设计思路是，冬季为了减少积雪的停留，将太阳能电池组件的倾角调到大于60度，但这种操作必然会损失一部分对太阳光照的利用。

一般分家庭布式式光伏发电站，电池组件都安装在屋顶上，很多场地斜屋面的倾角达不到60度，因此将倾角调到60度就不具有可操作性。

选择场地的时候还需要考虑到地震、泥石流、洪水等因素，也要考虑到山体遮挡、建筑物遮挡、积灰脏污等因素。总之要根据当地的实际情况进行具体的测绘和设计。

4.黑龙江上网电价

根据图1-5可知，黑龙江省的传统煤炭火力发电上网电价为0.374元每度，根据国家能源网网站公布的信息显示，黑龙江省的光伏上网指导价为0.3727元每度，并且自发自用或者余量上网有国家财政补贴0.03元每度。

因此上网架加上补贴电价，可以达到0.4元每度，这补贴的3分钱大致可以覆盖掉我们电站后期的运营维护成本，所以每度电在不摊派前期成本的前提下利润可达到0.37元每度左右。当然这仅仅是针对最近网上公开信息所作出的推断，具体情况请以当地供电部门的计价为准。

4. 光伏电站系统效率损耗比例情况

根据图1-6所示，光伏电站系统效率损耗中，由于家庭分布式光伏电站大多直接由逆变器逆变成交流电后就直接并网，所以就不存在变压器这部分的损耗。由于太阳能光伏电池板国家标准中规定功率偏差不超过±5瓦，也就是最大幅度不超过10瓦。

以目前市面上常见的450瓦、550瓦组件为例计算偏差比例，则有：

450瓦偏差比例=10÷450×100%=2.22%；

550瓦偏差比例=10÷550×100%=1.81%。

所有的组件并不是同一时间接受的辐照量都是一定相同的，比如云层或者其他树木、建筑的遮挡，也会直接导致组件功率存在偏差，所以根据历史经验来看，电池板不匹配造成的功率损耗，取值4%左右，还是相对比较合理的。

如果我们维护电站的时候，经常清理电池板上的灰尘和脏污，可以有效降低灰尘和脏污造成的功率损耗。根据历史经验来看，光伏电站系统的综合效率取85%来进行测算，还是相对比较保守的估算方式。当然这中间不包括光伏组件本身的光衰造成的功率损耗，光伏组件因光衰造成的功率损耗另行计算。

5. 光伏电池组件光衰功率测算

根据图1-7所示，光伏组件按首年光衰2%计算，以后逐年光衰按0.4%计算，经过加权平均后得出组件25年平均发电效率为93.2%点，30年平均发电效率为92.2%。当然这里只是理论计算值，光伏组件目前国内安装最早的光伏电站，也很少有已经达到30年的寿命。所以对光衰和老化这一块的实际运营数据的采集都比较有限。

目前得出的光衰和老化的数据，大多都是经过实验室模拟得出的数据。实验室模拟组件逐渐老化的方式为设置苛刻的运行环境参数加速老化，并根据组件各个材质的老化特性进行推算。最终得出光衰和老化的模拟数据，所以它的可靠性还有待验证。这里为了方便测算，还是沿用实验模拟数据，实际情况可能存在比实验数据优良或者比实验数据更差。

所以在这一点上，大家应该有充分的认识和了解，并做好心理准备。必须认识到试验得出的模拟数据并不等于实际运行数据，对实际运行数据进行测算时，我们应该持保守态度，要尽量多和尽量全面地考虑到所有影响组件发电效率的因素。

虽然大部分商家都宣称自己的光伏电池组件可以有效运行30年，但为了保险起见实际测算时，还是着重参考前25年的数据结果，余下的5年就当拆盲盒一样，开到就是赚到。组件表面钢化玻璃老化导致的发电效率降低，可以通过后期维保时进行抛光打磨进行适当的矫正恢复，但电池片的老化就几乎不可逆的存在。

6.光伏组件每瓦单价测算

根据图1-8所示，360~370瓦的光伏组件为158.75毫米单面单晶硅片的组件，435~455瓦为166毫米单面单晶硅片的光伏组件。目前158.75、166毫米单面单晶硅片的光伏电池组件，网络公开信息显示每瓦单价为2.06元，182毫米单面单晶硅片的每瓦单价为2.12元，210毫米单面单晶硅片的每瓦价格为2.11元。

根据相关机构统计，2021年光伏组件出货量主要以166、 182组件为主，210组件产能还处于爬坡阶段，但可以预计210组件必将是今后很长一段时间的主流。主要是因为光伏组件面积越大，安装时所耗费的周边成本越低。同样通过各项技术的进步，如硅料纯度的提高、生产制程工艺的改进光伏组件的单位面积，发电效率也在不断地提高。

根据各个厂家公开资料显示，2021年光伏组件单位面积发现效率已经全面进入22.5%的新高度。在充分考虑运行过程中光衰造成的功率损耗后，光伏组件单位面积25年年均发电效率经过测算还是可以达到20%以上，当然实际运行状况还有待验证。

光伏组件在2020年第三、四季度迎来了它短暂的高光时刻，166、182组件当时每瓦单价最低已经到1.66元每瓦，不过好景不长。随着上游原材料价格不断攀升，光伏组件也被迫不断涨价，目前已突破2.1元每瓦，涨幅一度达到26.5%。

本来有机构乐观预测，光伏组件2021年至2022年在集中式光伏电站中占总成本的比例，最低可下降到30%至35%，从目前的态势来看基本化为泡影。不过随着上游原材料价格的回落，光伏组件的价格也一定会呈下降趋势。

7.光伏电站装机容量所需组件数量测算

根据图1-9所示，由于预计装机容量功率不能被单个光伏组件的功率整除，其计算结果采用四舍五入的方式取整数。因此实际装机容量可能比预计装机容量大，也可能比预计装机容量小，但装机容量偏差不会大于单个组件的标称功率。

具体测算装机容量所需组件数量的公式为：

所需组件数量=装机容量÷组件标称功率

以10千瓦、166组件为例，则有：

所需组件数量=装机容量÷组件标称功率=10000÷445＝22.47≈22块。

8.光伏电站装机容量所需总价测算

根据图1-10所示，光伏组件的价格等于所需光伏组件数量乘以组件每瓦单价，再乘以组件标称功率。

还是以10千瓦、166组件为例，则有：

组件价格=组件数量×组件每瓦单价×件标称功率=22×2.06×445=20167元；

前面也讲到过，单个组件的面积越大、标称功率越大，在相同的安装要求条件下，所需要的周边成本也就越低，周边成本英文缩写为BOS。同时还可以降低度电成本，度电成本全称平整化度电成本，就是将所有的成本平摊到生命周期里所发的每一度电上的成本，英文缩写LCOE。

通过机构研究表明，以158.75毫米硅片的组件为基准，使用166毫米硅片的组件周边成本降低0.8%，使用182毫米硅片的组件，周边成本降低8.1%，使用210毫米硅片组件的组件，周边成本降低9.8%。具体情况如图1-11所示。

在图1-10中，在测算光伏电站装机容量总价时，也在大尺寸电池对周边成本的影响上有所体现。假设光伏电池组件占总成本的67.74%，分别以166毫米硅片、182毫米硅片和210毫米硅片组件10千瓦装机容量为例，介绍具体的计算公式。

166毫米硅片装机容量总价：

装机容量总价=（组件价格÷67.74%－组件价格）×（100%－0.8%）＋组件价格

装机容量总价=（20167÷67.74%－20167）×（1-0.008）+20167

装机容量总价=29694元

182毫米硅片装机容量总价：

装机容量总价=（组件价格÷67.74%－组件价格）×（100%－8.1%）＋组件价格

装机容量总价=（21751÷67.74%－21751）×（1-0.081）+21751

装机容量总价=31270元

210毫米硅片装机容量总价：

装机容量总价=（组件价格÷67.74%－组件价格）×（100%－9.8%）＋组件价格

装机容量总价=（20889÷67.74%－20889）×（1-0.098）+20889

装机容量总价=29861元

9. 光伏电站装机容量总发电量测算

根据图1-12所示，测算光伏电站装机容量总发电量时，系统效率才用85%，加权平均光伏组件效率衰减后，25年平均发电效率为93.2%，30年平均发电效率为92.2%。总发电量建议主要参考25年的总发电量。以哈尔滨市装机容量10千瓦为例，分别计算25年总发电量和30年总发电量。

具体计算公式为：

25年总发电量：

总发电量=装机容量×年峰值小时数×系统效率×组件效率×25年

总发电量=10×1676×0.85×0.932×25

总发电量=331932度

30年总发电量：

总发电量=装机容量×年峰值小时数×系统效率×组件效率×30年

总发电量=10×1676×0.85×0.922×30

总发电量=394044度

10.光伏电站装机容量总收入

根据图1-13所示，计算装机容量总收入时，采用的是使用图1-12中总发电量数据乘以每度电的上网电价。假设上网电价为0.4027元每度，则可计算出总收入。由于仅仅只是简单的乘法，这里就不展开讲了。

当然这里讲的总收入，是以现在的电价来计算的，这种计算方式又可称为发电量现值计算法。由于价格会受市场供求关系、通货膨胀、通货紧缩、国家宏观政策等因素的影响，所以每度电的价格不可能是一成不变的，由于这种变化不可预测，我们只能以现在的每度电价格进行估算以后所有发电量的价值。

11.光伏电站装机容量总支出

如图1-14所示，我们以182毫米硅片组件为例，计算光伏组件生命周期内的总支出。光伏组件生命周期内的总支出，包括前期的建设成本以及后期的运营维护成本。根据以往经验，后期维护成本均摊到所发的每一度电上大约为0.04元。

以182组件10千瓦装机容量为例，前期的建设成本为30478元。以哈尔滨为例，25年总发电量为331932度。假设后期运行维护的成本每度电为0.04元，则可以算出生命周期内总支出费用。

具体计算公式为：

总支出=建设成本＋运维成本

总支出=建设成本＋总发电量×0.04元

总支出=30478元＋331932度×0.04元

总支出=43755元

12.光伏电站装机容量总利润

根据图1-15所示，光伏电站的总利润等于总收入减去总支出。直接用图1-13的数据减去图1-14的数据就即可求得，这里就不再展开来讲。

13.光伏电站装机容量总利润率

根据图1-16所示，光伏电站装机容量总利润率等于总利润除以总成本或者是总支出乘以100%。因为是非常简单的乘除法，这里就不展开来讲了。

14. 光伏电站装机容量年化利润率

根据图1-17所示，光伏电站的年化利润率等于总利润率除以光伏电站运营年限。由于这里是简单的乘除法，就不展开来讲了。

当然这里需要强调的是，光伏电站建成后的前几年由于发电效率高，所以发电量大于后期的发电量，相应的年利润率也会高于后期。从回收资金和资金利用率的角度来看，前期回收资金的速度越快，资金的利用率越高，相应的赚钱效应也就越强。

如果我们在计算利润率的时候，后期把前面回收的资金进行复利计算，产生的现金流也是一笔不小的数目。总之任何投资只要回收资金的速度越快，我们赚钱的机会就越多。所以如果有的小伙伴前期建设光伏电站感觉资金压力较大，不妨可以考虑采用分批分次建设进行滚动投资。

15. 光伏电站收回成本时间测算

如图，1-18所示。以182毫米硅片组件为例进行测算。图中红色叉为未收回成本，绿色勾为以收回成本。从图中可知黑龙江省大部分地区光伏电站回收成本的时间集中在第6年和第7年。其中哈尔滨、佳木斯、七台河、鹤岗需要在第7年才能收回成本，而其他地市在第6年就已经收回成本。

图中测算回收成本时间的方法为，每一年的收入依次减去前期建设成本，未收回成本则记为负数，收回成本以后则记为正数。其中每年的收入还应当减去运营维护成本，每度电的维护成本设定为0.04元。

具体计算公式为：

第1年收入＝第1年发电量×（上网电价＋补贴电价）－第1年发电量×0.04元

以后逐年收入依据上式，可求得。

剩余未收费成本＝第1年收入－前期建设成本...第n年收入－前期建设成本

依据上式进行计算，直到求得的值为正数的年限时，即为收回成本的时间。

不过上图所采用的数据仅仅只是通过模拟得出，仅供大家了解家庭分布式光伏电站基本情况之用，不得作为直接投资的依据。光伏电池组件及其他材料的具体价格以当地供应商给出的为准。本文只讲述计算的方式方法，不针对具体的市场行情。欢迎大家在区留言讨论最新的市场行情及行业动态。

如果大家对计算方式方法有疑问，可以在评论区留言讨论或直接私信给我探讨。由于本人才疏学浅，文中有不对的地方，请大家批评指正，本人将不胜感激。