2015年中国光伏电站投资成本分析

2015年中国光伏电站投资成本分析中国产业信息网发布的《2015-2020年太阳能发电站行业市场监测及投资前景预测报告》显示：

2013年8月30日，国家发改委发出《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》(发改价格[2013]1638号)，根据各地太阳能资源条件和建设成本，将全国(不含西藏地区)分为3类太阳能资源区，制定相应地面光伏电站标杆上网电价(含税) 。

地面光伏电站标杆上网电价

本次出台政策的资源分区基本按照国内太阳能资源从西北向东南逐步降低的大趋势分布划分。3类资源区有以下特点(由于政策中未

含西藏自治区，以下分析均不包含西藏):

（1）I类资源区主要集中在我国西北地区，包含少量华北北部地区。该类区域的纬度约在北纬35度-49度之间，大部分地区分布在我国纬度较高的地区，分布较为集中，总辐射较高，约在5400-7200 MJ/m2。

（3）III类资源区主要集中在华东、中南地区，包含少量西南和西北的南部地区。该类区域纬度在北纬18度-39度之间，大部分区域位于我国纬度较低区域，该区域总辐射值约在3600-5700MJ/m2。但在该区域中辐射较高的区域基本为沿海的少量区域，其他区域总辐射值约在3600-5200 MJ/m2之间。

根据已有项目，从III类资源区中各挑选一个规模为20 M W。的代表性项目，进行资源及发电量分析。

根据政策，执行标杆上网电价期限原则上为20年，因此本文发电年限按20年计算。

3个项目20年平均发电量及等效满发小时数

我国现行生产性建设项目总投资包括：建设投资、建设期利息和流动资金3个部分。其中，建设投资包括:工程费用(设备购置费、安装工程费、建筑工程费用)、工程建设其他费用和预备费。

投资成本分析：

依据上述3个项目进行投资分析，3个项目的建设规模均为20 MW，配套建设一座110 kV升压站。光伏场内方案:装配多晶硅(250W)光伏组件、固定式支架、1 MW逆变一升压单元(35 kV)。升压站内方案:配置1台50 MVA主变，110 kV配电装置户外布置，35 kV配电开关柜户内布置，站内生产及生活建筑总面积为2150m2，站内预留有扩建余地。项目地区地势平坦，无不良地质条件。I类地区项目占地约为700亩，II类地区项目占地约为680亩，III类地区项目占地约为590亩。占地价格5000-35000元/亩不等。I类地区地价较低，III类地区较高。

分析比较后，3个项目工程费用无太大差别，折合成单位造价约为8元/W。其中设备购置费6.2元/W，安装工程费0.7元/W，建筑工程费1.1元/W；工程建设其他费因地价及占地面积差异变化幅度较大，约为0.8-1.8元/W；基本预备费及建设期贷款利息差别不大，约为0.5元/W。流动资金忽略不计。项目建设总投资约为9.3-10.3元/W。

其中，主要设备，如光伏组件及逆变器，价格变动平缓，其他电气设备稳中有降。多晶硅组件价格按照2013年9月份招标中间价取4.4元/W。

另外，在运营期内为生产产品所发生的全部费用，等于经营成本与折旧、摊销和财务费用之和。

1、经营成本

经营成本作为项目运营期的主要现金流出，其构成和计算采用下式:经营成本=外购原材料、燃料和动力费+工资及福利费+修理费+其他费。光伏电站的经营成本主要体现在光伏组件清洗费用、运行人员工资、修理费用、电站其他运行管理费用。

1)组件的清洗费。组件清洗目前大多采用水冲洗和人工擦洗两种方式。I类地区电站大多建在戈壁滩及沙漠地带，一般在春季及冬季1月冲洗1次、夏季1.5个月冲洗1次，一年按11次计算; II、IB类地区所在地区环境较好，每个季度冲洗1次。目前，宁夏地区已投产项目清洗费用按约0.35元/块计，20 MW一次清洗费用约为2.8万元。3个项目的清洗单价参照此价格计算。I类地区项目年清洗费用30.8万元，II、III类地区项目年清洗费用为11.2万元。

2)维修费。依据已投产电站运行经验总结，光伏电站故障多集中在汇集电缆、汇流箱、逆变器等设备，投产初期故障率较高，消缺后故障率会明显降低。经调研，某西部30 MW光伏电站于2011年投运，2012年维修支出为88万元，截至2013年9月份，维修支出为23万元。结合上述调研结果，修理费率前10年取0.4%；后10年因设备

老化等因素适当放大，取0.6%。按固定资产原值(扣除建设期利息)x 修理费费率计算，20年的总修理费合计约1800万元。维修费地区差异不大，三类地区维修率取相同费率。

3)运行人员工资福利费。光伏电站所处的地理位置大都比较偏远，太阳电池板的数量极大，设备的巡视检查和常规处理工作量较大，因此配置合理的运行人员，才能为光伏阵列可靠运行、多发电量提供可靠的保证。电站规模在10MW及以上者，则需设置发电站站长、财务专员、主值、电站巡检简单维护人员、厨师及清洁人员。人员配置及工资水平各资源区相差较小，3个项目各类管理人员按10人考虑，人均年工资按7万元计，职工福利费按占工资总额的65%考虑。

4)其他费用。其他费用包括：其他制造费用、其他管理费用和其他销售费用3项。目前常规做法是给出单位费用指标，经过调研，3个项目费用指标取25元/KW。固定资产保险费费率取为0.25% 。

经测算，年经营成本约295万元，与调研的某西部同规模电站年经营成本相符合。

2、折旧费及摊销费

税法规定资产不允许作为成本、费用从纳税人的收人总额中作一次性扣除，只能采取分次计提折旧或分次摊销的方式予以扣除。对于光伏电站，按全部形成固定资产考虑，综合考虑税法规定及地面光伏电站固定资产性质及使用情况，3个项目都采用直线法计算折旧费，折旧年限18年，残值率5%。

3、财务费用

财务费用是指企业为筹集所需资金等而发生的费用。在分析与评价中，一般只考虑利息支出，包括:建设投资借款在投产后需支付的利息、用于流动资金的借款利息和短期借款利息。通行的还本付息方法主要有等额还本付息和等额还本利息照付两种。

分布式光伏电站收益率分析

投资收益｜分布式光伏电站收益率分析前言在2016年12月26日，《国家发展改革委关于调整光伏发电陆上风电报告上网电价的通知》中，光伏一、二、三类资源地区的光伏电站标杆电价确定分别0.65、0.75、0.85元/度。这个补贴的下降直接导致了2017年6月30日前的超过20GW 以上的光伏电站疯狂建设、并网。现在又到了年底的大关了，按照“惯例”，新的标杆电价即将出台。虽然不知道到底会降多少，还是来跟大家分析一下在不同电价的情况下，分布式光伏电站的成本需要降低多少才能符合我们的投资要求，并附上的速查表以供各位参考。因业内大部分电站投资商以融资前税后内部收益率达到8-8.5%作为决策依据，少部分融资成本高的投资商，甚至要求10%以上的收益率作为投资依据。 01 一类光伏资源区测算条件： 1、项目成本含EPC及路条费用 2、运维成本0.07元/瓦/年，含保险 3、装机容量5MW 4、I类地区有效发电小时数1500小时 5、平均脱硫煤电价0.300元/度 6、电站运营年限25年 7、折旧25年，残值无 8、租金15万/年 9、电站PR值80%

表一：一类地区标杆电价VS建设成本VS全投资项目收益率由上表可以发现，虽然电价已经降至0.65元/度，投资商成本控制在6元/瓦以下的时候，全额上网项目仍具有相当可观的项目收益率，但是，由于一类地区的限电及欠补严重，项目实际收益率打折现象严重。 02 二类光伏资源区： 4、II类地区有效发电小时数1250小时 5、平均脱硫煤电价0.35元/度 7、折旧25年，残值0 8、租金25万/年表二：二类地区标杆电价VS建设成本VS全投资项目收益率由上表可以发现，虽然电价已经降至0.75元/度，投资商成本控制在6元/瓦以下的时候，全额上网项目仍具有相当可观的项目收益率，二类地区的限电情况较少，虽然也面临欠补问题，项目实际收益率较一类区域要好。 03 三类光伏资源区： 4、III类地区有效发电小时数1100小时 5、平均脱硫煤电价0.38元/度 8、屋顶租金25万/年表三：三类地区标杆电价VS建设成本VS全投资项目收益率由上表可以发现，虽然电价已经降至0.85元/度，投资商成本控制在5.75元/瓦以下的时候，全额上网项目仍具有相当可观的项目收益率，三类地区的基本没有限电，虽然也面临欠补问题，项目实际收益率较其他二类区域要好。

光伏发电成本及投资效益分析(含数字图标)

一、影响光伏发电的成本电价的因素光伏发电的成本可以用下式表示： Tcost=Cp（1/Per+Rop+Rloan*Rintr-isub）/Hfp (1) 式（1）即为光伏发电的成本电价的计算公式（史博士定律）。它表示出了光伏电站的成本电价Tcost与光伏电站的单位装机成本Cp、投资回收期Per、运营费用比率Rop、贷款状况（包括贷款占投资额的比例Rloan和贷款利息Rintr两个参数）、年等效满负荷发电小时数Hfp、该电站所享受到的其它补贴收入系数等六大因素的具体关系。有了式（1）的光伏发电成本分析模型，可以对现阶段光伏发电成本做一个简要分析。本分析不考虑电站的其它补贴收入，即令式（1）中的isub=0。 1.1单位装机成本对电价的影响按照回收期20年，贷款比例为70%，贷款利率7%，运营费用2%计算。假设当地的年满负荷发电时间Hfp=1500小时，则不同的单位装机成本所对应的成本电价见表1-1。表1-1装机成本Cp对于成本电价的影响 1.2日照时间对于成本电价的影响按照回收期20年，贷款比例为70%，贷款利率7%，运营费用2%计算。假设单位装机成本为12000元/KW，则不同的满负荷发电时间所对应的成本电价见表1-2。表1-2年满负荷发电时间对于成本电价的影响可见，年满负荷发电时间对于成本电价的影响非常大。通常年满负荷发电时间与日照时间是直接相关的。但是，电站系统的设计方式、系统参数、系统追日与否，对年满负荷发电时间的影响都很大。下表给出几个地方的年日照时间与年满负荷发电时间的对照表。表1-3影响年满负荷发电时间的因素

由上表可见，年日照时间对于年满负发电时间的影响是最大的，但在同样的年日照时间下，采用不同的系统安装方式，以及是否进行功率优化差异也是很大的。例如，在年日照时间2800小时的地区（我国西北绝大多数是这类地区），固定支架的年满负荷发电时间为1456小时，但如果全部采用追日系统，并增添功率优化模块，则年满负荷发电时间可以达到1808小时。当然，年满负荷发电时间的增加需要投入的增大。但在组件不变的情况下，追加投入还是经济的。对于追日支架等，除了考虑一次投入外，同时还要考虑当地的气候条件和安装条件，例如，屋顶通常不适宜安装追日系统。对于常有大风的地面电站，那么对于跟踪支架的维修费用可能影响较大。 1.3贷款状况对于成本电价的影响目前，对于大型地面光伏电站的建设，多多少少都要采用部分银行贷款。银行贷款占总投资的比例以及贷款利息对于光伏电站的成本电价影响十分巨大。这里，假定装机成本为12000元/KW，按照投资回收期20年，年满负荷发电时间1500小时，运营费用2%的计算条件，对于不同的贷款条件所对应的成本电价进行计算，结果见表1-4。表1-4贷款条件对于成本电价的影响(电价单位：人民币元/度）

光伏成本计算公式

光伏发电成本电价分析的数学模型史珺上海普罗新能源有限公司光伏技术研究所摘要：光伏发电从2005年进入产业化以来，成本不断降低。目前，我国国家发改委制定了1元/度的光伏发电的上网标杆电价。但许多投资者对于光伏发电的成本却感到难以分析，而不敢贸然投资。本文给出了光伏发电成本的数学分析模型，讨论了影响光伏成本电价的因素，如装机成本、日照时间、贷款状况、预期的投资回收期、以及运营费用等。并根据该模型对现阶段光伏发电的投资效益进行了一个投资分析。计算结果表明，在我国西北地区，按照1元/度的上网电价，目前投资光伏电站的投资回收期为10年。关键词：光伏发电；成本；投资效益；数学模型中图分类号：TK51 文献标识码：A ...... (前略）光伏发电的成本，也就是每度电多少钱，不能简单地根据装机成本分析，它与如下五大因素有关： 1）装机成本、2）日照条件（年满负荷发电时间）、3）贷款状况（贷款利息和贷款在总投资的比例）、4）投资回收期（折旧年限）、5）运营维护费用。由于这五大因素每个因素都有其独立的变化性，相互的影响也十分明显。例如，同样的装机成本放在不同的地域、或者同样地域、同样的装机成本、但投资采用了不同的贷款比例，或者采用不同的折旧年限，等等，都会带来截然不同的光伏发电成本价格。为了进行准确的光伏发电成本的测算，需要对于光伏发电的成本进行详细而科学的分析，这里，给出了一个光伏发电的成本电价的数学分析模型。

1发电成本构成 1.1 装机成本C ivs 装机成本就是一个光伏电站的总投入，它也是光伏电站公司的财务报表上的固定资产。由如下式构成： C ivs= C pan+C str+C asb+C cab+ C bas+ C trc+ C pom+ C inv+ C dis+ C trf+C acc+C con+C mon+C eng+C man+C land（1）其中，C pan为光伏组件成本；C str为组件支架成本，C asb为安装费，C cab为电缆成本，C bas 为支架基础成本，C trc为追踪系统成本，C pom为功率优化系统成本，C inv为逆变器成本，C dis为高低压配电系统成本，C trf为变压器成本，C acc为外线接入费用，C con为土建（基础、配电房、中控室、宿舍、道路）成本，C mon为电站监控系统成本， C eng为施工与安装费用，C man为施工管理费，C land为土地购置费用。式（1）所计算出的C ivs为装机成本，它实际上就是电站的总投入，也是电站的固定资产。 1.2 运营管理成本（C op）主要是电站维护和管理费用，光伏电站可以按照总体固定投资提取某一比例进行估算。由于光伏发电在营运过程中，不需要原材料，也没有运动磨损不部件，因此，维护费用很低，也完全可以预见。光伏电站的运营管理成本可用下式表达： C op = C ivs * R op（ 2）其中，R op为运营费率，指运营费用占总投资的比例。通常，维护费用除了人员工资外，主要是备件费用。根据目前为止的光伏电站经验，运营费率通常在1~3%之间。装机容量越大的电站，比例越低。 1.3 财务费用（C fn）：主要是贷款利息。这是光伏电站运营中变数最大的一项。它取决于贷款占总投资的比例R loan和贷款利率R intr:

mw光伏电站投资成本

1mw光伏电站投资成本分布式发电通常是指利用分散式资源，装机规模较小的、布置在用户附近的发电系统，它一般接入低于35千伏或更低电压等级的电网。分布式光伏发电特指采用光伏组件，将太阳能直接转换为电能的分布式发电系统。目前应用最为广泛的分布式光伏发电系统，是建在城市建筑物屋顶的光伏发电项目。该类项目必须接入公共电网，与公共电网一起为附近的用户供电。如果没有公共电网支撑，分布式系统就无法保证用户的用电可靠性和用电质量。那么如果是建一个1MW光伏电站需要的投资成本是多少呢？对于这个问题不好直接给具体的答案。因为一个光伏电站的投资成本的多少涉及到很多部分：1.电站建造需要的场地2.光伏太阳能组件 3.光伏线缆 4.支架 5.逆变器这些是建造光伏电站的必须部分。投资额可以根据你的具体安装光伏组件的总功率来计算，目前这个规模的电站的建造成本大概是8元/w左右，因此1MW的电站话费应该自800万人民币左右。具体的可以参考下表：

那么有朋友就会问了，我投资这么多收益怎么样呢？项目的投资效益有主要关注以下几个要素：场址的资源水平、电价、上网电量、投资水平等。为了方便读者查询。本文提供收益查询表格见下表。使用表格前，只需要确定当地资源的峰值小时数，确认投资水平，即可估算查询出项目融资前税前的内部收益率的大致范围。为了更加清楚的计算出光伏电站的收益，爱普特光能科技给您举例说明：如某地拟建一个光伏电站，通过查询市场价及获得类似项目经验，可知，现在组件的市场价格为4元/W，逆变站的投资为0.5元/W，电气设备及安装为2.5元/W。接入系统投资为0.35

元/W，建筑工程投资为0.65元/W、估算其他费用为0.8元/W（包括土地、设计、生产准备、建设管理费）。最后估算项目静态总投资为为8.8元/W。通过分析项目的资源情况，项目电价为0.95元，项目峰值小时数为1800小时，假设项目所发电量可以全部上网，通过查表可知，峰值小时数为1800小时，投资9元/W的项目的融资前税前的内部收益率为9.94%，所以，利用内插法估算在已知投资水平下项目的投资内部收益率在11.51%。

我国光伏发电成本变化分析

我国光伏发电成本变化分析近年来，特别是“十二五”期间，我国光伏发电发展取得了可喜的成绩，光伏装机规模和发电量均快速增长，至2015 年底，我国光伏发电累计装机容量达到4318 万千瓦（其中地面光伏电站为3712 万千瓦，分布式光伏为606 万千瓦），并网容量4158 万千瓦，年发电量383 亿千瓦时，约占全球光伏装机的1/5 ，并超过德国（光伏装机容量为3960 万千瓦）成为世界光伏装机第一大国。预计2020 年我国光伏装机容量将达到1.2 ～1.5 亿千瓦，2030 年光伏装机将达4～5 亿千瓦，以满足我国2020 年非化石能源占一次能源消费比重达到15% 、2030 年比重达到20% 的能源发展目标。我国光伏发电的快速发展、装机规模的不断扩大，带动了光伏行业的技术进步和材料价格下降，也带来了光伏装机和发电成本的下降，将使我国光伏发电由最初的主要依赖政策补贴转变为逐渐走向电力市场实现平价上网。光伏电池组件效率持续提升、成本不断下降太阳能光伏发电系统的核心是太阳能电池，又称光伏电池。近年来，中国太阳能电池与组件规模迅速扩大的同时，产业化太阳能电池与组件效率也大幅提升，太阳能电池每年绝对效率平均提升 0.3% 左右。2014 年，高效多晶太阳能电池产业化平均效率达17.5% 以上，2014 年底最高测试值已达20.76%; 单晶

太阳能电池产业效率达19% 以上，效率已达到或超过国际平均水平。2015 年底，我国多晶及单晶太阳能电池产业化平均效率分别达到18.3% 和19.5% 。伴随着太阳能电池效率持续提升，太阳能电池组件成本也在大幅下降。2007 年我国太阳能电池组件价格为每瓦约4.8 美元（36 元），2010 年底我国太阳能电池的平均成本为每瓦1.2 ～1.4 美元，2014 年底每瓦降至0.62 美元（3.8 元）以下，7 年时间成本下降到了原来的1/10（见下图），光伏组件成本已在2010 ～2013 年间大幅下降。2015 年，我国晶硅组件平均价格为0.568 美元/瓦，光伏制造商单晶硅太阳能电池组件的直接制造成本约0.5 美元/瓦，多晶硅太阳能电池组件成本已降至0.48 美元/瓦以下。同样条件下，美国平均每瓦组件的制造成本为0.68 ～0.70 美元，受制造成本影响，目前全球光伏产业也逐渐向少数国家和地区集中，中国大陆、台湾地区、马来西亚、美国是当今全球排在前四位的主要光伏制造产业集中地。预计未来3～5 年，中国晶体硅太阳能电池成本将下降至每瓦0.4 美元左右（2.5 元）。光伏发电系统单位建设成本持续下降已建地面光伏电站初始投资的大小占光伏电站总成本的大部分，土地费用等占整

屋顶光伏电站成本计算与效益分析

屋顶光伏电站成本计算与效益分析一、补贴说明: 光伏发电每度电国家补贴元每度补贴20 年，各个地方还有地方补贴，北京为元每度补贴 5 年。二、方式说明（一）全自发自用指的是屋顶光伏所发电量全额消纳。此方式投资回报率最高，例如商业用电元每度，光伏发电国家每度电补贴元（按照实际用量算）补贴20 年，在此基础上北京市政府再给补贴每度电元（各地政策不一样），那么一度电实际产生的价值为元（省了元电费再加上元补贴）在此基础上的投资回报率非常高，年收益率在30%左右。（二）自发自用余额上网指的是屋顶光伏所发电量不能全额消纳，剩余电量上网卖给供电局。此方式自用部分同上，上网部分按照当地上网电价加国家补贴计算。例如北京上网电价元每度，那么一度电的实际价值为元加元。此方式投资回报率取决于用电量，用电量越大回报率就越高。（三）全额上网指的是屋顶光伏所发电量全部卖给供电局，根据各地上网电价不同，一般元每度电。此方式投资回报率较低，年收益率在15%左右。根据前段时间炒得很热的“绿屋顶行动”计划，我们也总结了一下，测算方法如下

成本核算：光伏发电成本目前大约7元/瓦，10平米屋顶大概能安装1kw的光伏，也就是说10 平米的屋顶成本7000 元。发电量计算： 1kw 的光伏组件光照一小时能发电1 度（理论值），年发电量是按照年日均光照时间计算的，以北京为例，北京的日均光照时间大约为小时，那么1kw的光伏组件每天能发电度（理论值）案例分析：以1w平米屋顶做例子，1w平米可安装1000kw的光伏组件，那么投资成本为700w1w平米屋顶每天可发电1000*=4200度（理论），年发电1533000度。如果是自发自用，每度电能产生元的价值，那么一年能产生1533000*=3096660 元，也就是说2 年多就能回本，屋顶光伏发电设备的理论使用寿命是25年（实际还要长）也就是说后面20多年都是纯利润。（实际发电量因设备损耗等原因会低一些，但也不会太多，投资回报率在 3 年多一点。）三、合作方式租赁屋顶: 由我公司出资按照平米数计算每年支付屋顶租金。（具体费用根据用电量和并网方式计算）电费打折:屋顶光伏所发电量给予企业价格折扣。（一般为9折左右，根据具体项目不同进行确定）自行出资建设：由我方承担工程施工，企业出资建设，之后电站由企业持有，免费用电加补贴。合资建设：由企业和我方共同出资建设，根据出资比例逐年进行

光伏成本计算公式

光伏成本计算公式 Revised by Hanlin on 10 January 2021

装机成本放在不同的地域、或者同样地域、同样的装机成本、但投资采用了不同的贷款比例，或者采用不同的折旧年限，等等，都会带来截然不同的光伏发电成本价格。为了进行准确的光伏发电成本的测算，需要对于光伏发电的成本进行详细而科学的分析，这里，给出了一个光伏发电的成本电价的数学分析模型。 1发电成本构成装机成本C ivs 装机成本就是一个光伏电站的总投入，它也是光伏电站公司的财务报表上的固定资产。由如下式构成： C ivs = C pan +C str +C asb +C cab + C bas + C trc + C pom + C inv + C dis + C trf +C acc +C con +C mon +C eng +C man +C land （1）其中，C pan 为光伏组件成本；C str 为组件支架成本，C asb 为安装费，C cab 为电缆成本，C bas 为支架基础成本，C trc 为追踪系统成本，C pom 为功率优化系统成本，C inv 为逆变器成本，C dis 为高低压配电系统成本，C trf 为变压器成本，C acc 为外线接入费用， C con 为土建（基础、配电房、中控室、宿舍、道路）成本，C mon 为电站监控系统成本， C eng 为施工与安装费用，C man 为施工管理费，C land 为土地购置费用。式（1）所计算出的C ivs 为装机成本，它实际上就是电站的总投入，也是电站的固定资产。运营管理成本（C op ）

光伏行业投资回报率

3.2、集中式电站投资回报分析（注：此处不考虑限电和上网损耗） 3.2.1、Ⅰ类地区光伏集中式电站投资回报由于集中式光伏电站一般规模比较大，因此造价可以有所降低，可按照8元/w进行计算。假设项目规模为20MW，位于宁夏地区，年机组运行小时数为1600小时。由于宁夏属于Ⅰ类地区，宁夏电价执行0.9元/kwh。本例依旧假设项目运行20年，则：项目建设成本为：20，000，000W×8元/w=16000万元项目年发电量为：20，000kw×1600h=3200万kwh 项目年电费为：30，000，000kwh×0.9元/kwh=2880万元项目IRR为：17.25% 3.2.2、Ⅱ类地区集中式光伏电站投资回报假设集中式电站规模为20MW，建设成本为8元/W，位于Ⅱ类地区青海。Ⅱ类地区机组运行小时数劣于Ⅰ类地区，假设该项目年机组运行小时数为1500小时。Ⅱ类地区光伏上网电价为0.95元/kwh。本例依旧假设项目运行20年，则：项目建设成本为：20，000，000W×8元/w=16000万元项目年发电量为：20，000kw×1500h=3000万kwh 项目年电费为：30，000，000kwh×0.95元/kwh=2850万元项目IRR为：17.05% 3.2.3、Ⅲ类地区集中式光伏电站投资回报假设集中式电站规模为20MW，建设成本为8元/W，位于Ⅲ类地区浙江。Ⅲ类地区机组运行小时数劣于Ⅱ类地区，假设该项目年机组运行小时数为1200小时。Ⅲ类地区光伏上网电价为1元/kwh。本例依旧假设项目运行20年，为保守起见，暂时不将地方政府补贴纳入计算范围。则：项目建设成本为：20，000，000w×8元/w=16000万元项目年发电量为：20，000kw×1200h=2400万kwh 项目年电费为：24，000，000kwh×1元/kwh=2400万元项目IRR为：13.89% 在建造成本相同的情况下，集中式光伏发电项目的IRR由电费与年机组运行小时数决定，电费越高，项目IRR也越高。机组运行小时数越长，项目IRR越高。 3.3、分布式投资回报情况分布式光伏发电是指位于用户附近，所发电能就地利用，以低于35千伏或更低电压等级接入电网，且单个并网点总装机容量不超过6MW的光伏发电项目。由于运营维护成本比较低，以下项目投资回报计算中均假设项目运行期间运营维护成本为0。 3.3.1、应用端主体为自然人主体即一般居民依据2013年统计数据，北京市人均住宅面积31平方米，在考虑公摊面积的基础上，按照最保守的6层普通住宅进行测算，1000平方米约可容纳60户（三口之家），户年均可用光伏发电量约为1600kwh，此电量低于北京市居民住宅阶梯电价最低档电量要求（240kwh/月），考虑到居民电价上涨因素居民用电电价，按照0.6元/kwh 进行计算，此测算中假定光伏发电全部自发自用，则电价为0.6元/kwh加度电补贴0.42元/kwh进行计算。假设项目运行20年：项目建设成本为：9元/w×80kw=72万元全年满发电量约为：80kw×1200h=9.6万kwh 每年电费与补贴收益为：96000kwh×0.6元/kwh+96000kwh×0.42元/kwh=9.79万元

我国光伏发电成本变化分析

我国光伏发电成本变化分析 2015年来，特别是“十二五”期间，我国光伏发电发展取得了可喜的成绩，光伏装机规模和发电量均快速增长，至2015年底，我国光伏发电累计装机容量达到4318万千瓦（其中地面光伏电站为3712万千瓦，分布式光伏为606万千瓦），并网容量4158万千瓦，年发电量383亿千瓦时，约占全球光伏装机的1/5，并超过德国（光伏装机容量为3960万千瓦）成为世界光伏装机第一大国。预计2020年我国光伏装机容量将达到1.2～1.5亿千瓦，2030年光伏装机将达4～5亿千瓦，以满足我国2020年非化石能源占一次能源消费比重达到15%、2030年比重达到20%的能源发展目标。我国光伏发电的快速发展、装机规模的不断扩大，带动了光伏行业的技术进步和材料价格下降，也带来了光伏装机和发电成本的下降，将使我国光伏发电由最初的主要依赖政策补贴转变为逐渐走向电力市场实现平价上网。光伏电池组件效率持续提升、成本不断下降太阳能光伏发电系统的核心是太阳能电池，又称光伏电池。近年来，中国太阳能电池与组件规模迅速扩大的同时，产业化太阳能电池与组件效率也大幅提升，太阳能电池每年绝对效率平均提升0.3%左右。2014年，高效多晶太阳能电池产业化平均效率达17.5%以上，2014年底最高测试值已达20.76%；单晶太阳能电池产业效率达19%以上，效率已达到或超过国际平均水平。2015年底，我国多晶及单晶太阳能电池产业化平均效率分别达到18.3%和19.5%。伴随着太阳能电池效率持续提升，太阳能电池组件成本也在大幅下降。2007年我国太阳能电池组件价格为每瓦约4.8美元（36元），2010年底我国太阳能电池的平均成本为每瓦1.2～1.4美元，2014年底每瓦降至0.62美元（3.8元）以下，7年时间成本下降到了原来的1/10（见下图），光伏组件成本已在2010～2013年间大幅下降。2015年，我国晶硅组件平均价格为0.568美元/瓦，光伏制造商单晶硅太阳能电池组件的直接制造成本约0.5美元/瓦，多晶硅太阳能电池组件成本已降至0.48美元/瓦以下。

光伏电站生产成本标准

企业标准 Q/CPI XX—2015 光伏电站生产成本标准（试行） 2015—04— 发布 2015—04— 实施中国电力投资集团公司发布

目录前言..........................................................III 1 范围 (1) 2 规范性引用文件 (1) 3 定义与术语 (1) 4 购入电力费 (2) 4.1说明 (2) 4.2制定依据 (2) 4.3制定方法 (2) 4.4弹性征收 (2) 5 职工薪酬 (2) 5.1构成要素 (2) 5.2制定方法 (2) 6 折旧费 (3) 6.1制定依据 (3) 6.2制定方法 (3) 7 材料费 (3) 7.1构成要素 (3) 7.2分类 (3) 7.3制定方法 (3) 7.4调整系数 (4) 8 修理费 (4) 8.1内容 (4) 8.2分类 (4) 8.3制定方法 (4) 8.4调整系数 (5) 9 委托运行费 (5) 9.1分类 (5)

9.2内容 (5) 9.3制定依据 (5) 9.4制定方法 (5) 10 其他费用 (5) 10.1分类 (5) 10.2制定依据 (6) 10.3制定方法 (6) 附录 A (7) 表A.1光伏电站材料费定额标准 (7) 表A.2光伏电站检修费定额标准(一) (8) 表A.3光伏电站检修费定额标准(二) (9) 表A.4光伏电站其他费用定额标准 (10)

前言为了规范和统一集团公司光伏电站生产成本指标，完善集团公司生产标准成本体系，强化集团公司系统各光伏电站的综合计划和预算编制、审查、控制和考评，特制订本标准。本标准由集团公司财务部提出、组织起草并归口管理。本标准主要起草单位（部门）：集团公司财务部、水电与新能源部、科研院、黄河公司。本标准主要起草人：方格飞、袁蕊、陈卓卓、葛明波本标准系首次发布。

分布式光伏电站投资成本分析

分布式光伏电站投资成本分析有人留言问兔子君，说为什么现在市场上分布式光伏电站的造价报价范围从5元/瓦-10元/瓦不等，到底什么价格才是正常的呢今天兔子君与大家一同解剖光伏电站的构成及成本，让大家在购买光伏电站设备及选择安装服务商的时候做到心中有数。兔子君简要的介绍一个分布式光伏电站都会涉及到什么内容及相应的价格 1、光伏组件光伏组件是光伏电站的核心构成部分，组件的发电效率和寿命关系着电站建成后的收益，价格也占电站总价的50%以上，因此选购光伏组件的选购是电站建设中的重点。然而，光伏组件在生产过程中，为了确保客户的发电性能，一般都会在出厂时做严格检测，凡是一致化程度较差或有一些瑕疵的组件都会做等外品处理，也就是说每个厂家在生产过程中都会产生一定数量的等外品(B类组件)。这种B类组件，首先从质量角度就有问题，自然发电量无法与A类组件相比；其次，因为存在瑕疵，后续的功率和衰减率也无法保证能符合国家规定，最关键的，这类组件根本无法保证能有25年的使用寿命。某些不良安装服务商采用劣质的降级组件，可以将电站的造价极大的降低，代价则是业主收益完全无法保证。目前市场上一线厂商组件价格：265W以上多晶光伏组件价格在元/瓦不等；而单晶270W以上组件价格则在元/瓦之间不等；CIGS组件价格在4-6元/瓦不等。当然，具体的购买价格会随组件的品牌、组件功率以及项目规模而定。当然，目前行业预期在630后，组件会有较大幅度的降价潮，兔子君预期降价在元/瓦。 2、逆变器根据逆变器在光伏发电系统中的用途可分为独立型电源用和并网用二种。目前光伏系统一般采用并网方式，逆变器将光伏产生的直流电变成交流电，将电力送入电网。逆变器是电力转化的上网的关键设备，因此逆变器的选择与购买对系统的稳定运营有极大的影响。目前500KW-1MW的集中式逆变器价格约在元/瓦，组串式逆变器在元/瓦，微

中国光伏电站投资成本分析

中国光伏电站投资成本分析 xx 年中国光伏电站投资成本分析中国产业* 的《xx-2020 年太阳能发电站行业市场监测及投资前景预测报告》显示： xx 年8 月30 日，国家发改委发出《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展* 》（发改价格[xx]1638 号），根据各地太阳能资源条件和建设成本，将全国（不含西藏地区）分为3 类太阳能资源区，制定相应地面光伏电站标杆上网电价（含税）。地面光伏电站标杆上网电价本次出台政策的资源分区基本按照国内太阳能资源从西北向东南逐步降低的大趋势分布划分。3类资源区有以下特点（由于政策中未含西藏自治区，以下分析均不包含西藏）: （1）I 类资源区主要集中在我国西北地区，包含少量华北北部地区。该类区域的纬度约在北纬35 度-49 度之间，大部分地区分布在我国纬度较高的地区，分布较为集中，总辐射较高，约在5400-7200 MJ/m2。

（2）II 类资源区主要集中在我国华北、东北地区，包含少量西北、西南南部地区。该类区域的纬度在北纬21 度-53 度之间，分布范围很广，总辐射值的变化范围也很大，约在3600-7200MJ/m2之间，但除新疆南部、青海西南部、四川东部和云南东部外，其他大部分区域总辐射值在4500- 6300MJ/m2之间，在国内属中等水平。新疆南部、青海西南部部分地区总辐射值较高，可达到7200 MJ/mz2；而四川东部、云南东部部分地区总辐射值较低，仅3600 MJ/m2。（3）III 类资源区主要集中在华东、中南地区，包含少量西南和西北的南部地区。该类区域纬度在北纬18 度-39 度之间，大部分区域位于我国纬度较低区域，该区域总辐射值约在3600-5700MJ/m2。但在该区域中辐射较高的区域基本为沿海的少量区域，其他区域总辐射值约在3600-5200 MJ/m2 之间。根据已有项目，从III 类资源区中各挑选一个规模为20 M W。的代表性项目，进行资源及发电量分析。根据政策，执行标杆上网电价期限原则上为20 年，因此本文发电年限按20 年计算。 3 个项目20 年平均发电量及等效满发小时数

分布式光伏电站收益率分析

光伏发电成本电价分析的数学模型

光伏发电成本电价分析的数学模型 The Standardization Office was revised on the afternoon of December 13, 2020

光伏发电成本及投资效益分析

我国现阶段光伏发电成本及投资效益分析 (说明：此文为WORD文档，下载后可直接使用)

按照回收期20年，贷款比例为70%，贷款利率7%，运营费用2%计算。假设单位装机成本为12000元/KW，则不同的满负荷发电时间所对应的成本电价见表1-2。表1-2年满负荷发电时间对于成本电价的影响可见，年满负荷发电时间对于成本电价的影响非常大。通常年满负荷发电时间与日照时间是直接相关的。但是，电站系统的设计方式、系统参数、系统追日与否，对年满负荷发电时间的影响都很大。下表给出几个地方的年日照时间与年满负荷发电时间的对照表。表1-3影响年满负荷发电时间的因素由上表可见，年日照时间对于年满负发电时间的影响是最大的，但在同样的年日照时间下，采用不同的系统安装方式，以及是否进行功率优化差异也是很大的。

光伏电站成本构成

光伏电站成本构成 This model paper was revised by the Standardization Office on December 10, 2020

光伏电站成本构成光伏电站成本构成有： 1、设备成本。即光伏逆变器、太阳能电池板等。不同的光伏安装公司有自己的定价标准，目前光伏系统的合理建设成本一般在每瓦8-10块钱左右。光伏组件大约占总投资的49%，逆变器及其它电气设备大约占10%，电缆和支架各占大约10%，这几个分项所占比例较高。 2、装机容量。怎么算自己家的装机容量主要看两点：每月用电量与可安装面积。根据当前实际的用电量情况来判断需要安装多少千瓦的光伏电站，这样比较经济。也可以建设稍大功率的电站，这样用不完的电可以并网卖给国家。计算方法：每千瓦光伏发电系统每天可以发四度电，需要10平方安装面积。只要光伏电站的发电量大于家里的用电量，那么就可以带动家里所有的电器。比如家里每个月要用360度电，屋顶可安装面积50平方。根据计算方法，家里可以装3KW光伏发电系统就可以满足每月的所有用电，安装面积30平方。如果想将家里的屋顶全部利用起来，那么最多可装5KW光伏发电系统，既可以满足家里的用电，还可以有多余的电上传到国家电网，卖电赚钱。 3、补贴政策。2013年8月26日，国家发改委确定，分布式光伏发电国家级补贴为元/度(税前)，原则期限20年。此外，还有地方补贴，不同省份地区补贴力度都不一样。 4、其他费用。其他费用除征地费用外，其余基本依据编制办法规定的比率计取，而征地费用需根据当地用地政策和用地类别确定。据洛阳智凯光电（专做光伏电站）专家介绍，一般，在光伏电站的成本中光伏组件的购置与安装费约占静态投资的%，支架投资占%，两者合计约占60%左右。因此，光伏电站投资中光伏阵列部分（包含组件和支架）对总投资的影响很大。光伏阵列部分及其他电气设备通过公开招标，在全国进行采购，各地区采购的差价主要在运杂费，而运杂费只占整个投资的很小一部分。

中国光伏电站投资成本分析

中国光伏电站投资成本分析 xx年中国光伏电站投资成本分析中国产业 * 的《xx-2020年太阳能发电站行业市场监测及投资前景预测报告》显示： xx年8月30日，国家发改委发出《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展 * 》(发改价格[xx]1638号)，根据各地太阳能资源条件和建设成本，将全国(不含西藏地区)分为3类太阳能资源区，制定相应地面光伏电站标杆上网电价(含税) 。地面光伏电站标杆上网电价本次出台政策的资源分区基本按照国内太阳能资源从西北向东南逐步降低的大趋势分布划分。3类资源区有以下特点(由于政策中未含西藏自治区，以下分析均不包含西藏): （1）I类资源区主要集中在我国西北地区，包含少量华北北部地区。该类区域的纬度约在北纬35度-49度之间，大部分地区分布在我国纬度较高的地区，分布较为集中，总辐射较高，约在5400-7200 MJ/m2。

（2）II类资源区主要集中在我国华北、东北地区，包含少量西北、西南南部地区。该类区域的纬度在北纬21度-53度之间，分布范围很广，总辐射值的变化范围也很大，约在3600-7200MJ/m2之间，但除新疆南部、青海西南部、四川东部和云南东部外，其他大部分区域总辐射值在4500-6300MJ/m2之间，在国内属中等水平。新疆南部、青海西南部部分地区总辐射值较高，可达到7200 MJ/mz2；而四川东部、云南东部部分地区总辐射值较低，仅3600 MJ/m2。（3）III类资源区主要集中在华东、中南地区，包含少量西南和西北的南部地区。该类区域纬度在北纬18度-39度之间，大部分区域位于我国纬度较低区域，该区域总辐射值约在3600-5700MJ/m2。但在该区域中辐射较高的区域基本为沿海的少量区域，其他区域总辐射值约在3600-5200 MJ/m2之间。根据已有项目，从III类资源区中各挑选一个规模为20 M W。的代表性项目，进行资源及发电量分析。根据政策，执行标杆上网电价期限原则上为20年，因此本文发电年限按20年计算。 3个项目20年平均发电量及等效满发小时数

分布式光伏电站投资成本分析

分布式光伏电站投资成本分析有人留言问兔子君，说为什么现在市场上分布式光伏电站的造价报价范围从5元/瓦-10元/瓦不等，到底什么价格才是正常的呢？今天兔子君与大家一同解剖光伏电站的构成及成本，让大家在购买光伏电站设备及选择安装服务商的时候做到心中有数。兔子君简要的介绍一个分布式光伏电站都会涉及到什么内容及相应的价格 1、光伏组件光伏组件是光伏电站的核心构成部分，组件的发电效率和寿命关系着电站建成后的收益，价格也占电站总价的50%以上，因此选购光伏组件的选购是电站建设中的重点。然而，光伏组件在生产过程中，为了确保客户的发电性能，一般都会在出厂时做严格检测，凡是一致化程度较差或有一些瑕疵的组件都会做等外品处理，也就是说每个厂家在生产过程中都会产生一定数量的等外品(B类组件)。这种B类组件，首先从质量角度就有问题，自然发电量无法与A类组件相比；其次，因为存在瑕疵，后续的功率和衰减率也无法保证能符合国家规定，最关键的，这类组件根本无法保证能有25年的使用寿命。某些不良安装服务商采用劣质的降级组件，可以将电站的造价极大的降低，代价则是业主收益完全无法保证。目前市场上一线厂商组件价格：265W以上多晶光伏组件价格在2.75-3.00元/瓦不等；而单晶270W以上组件价格则在2.95-3.6元/瓦之间不等；CIGS组件价格在4-6元/瓦不等。当然，具体的购买价

格会随组件的品牌、组件功率以及项目规模而定。当然，目前行业预期在630后，组件会有较大幅度的降价潮，兔子君预期降价在0.35-0.5元/瓦。 2、逆变器根据逆变器在光伏发电系统中的用途可分为独立型电源用和并网用二种。目前光伏系统一般采用并网方式，逆变器将光伏产生的直流电变成交流电，将电力送入电网。逆变器是电力转化的上网的关键设备，因此逆变器的选择与购买对系统的稳定运营有极大的影响。目前500KW-1MW的集中式逆变器价格约在0.18-0.25元/瓦，组串式逆变器在0.3-0.45元/瓦，微逆则在0.8元/瓦以上。2017年的SNEC，各大逆变器厂家推出3-8KW的户用光伏逆变器价格约在0.65-0.9元/瓦不等。此外，各大逆变器厂家开始使用功率优化器，不过由于成本问题，功率优化器一般在国外项目使用较多。 3、光伏支架太阳能光伏支架，是太阳能光伏发电系统中为了摆放、安装、固定太阳能面板设计的特殊的支架。一般材质有铝合金（如：Al6005-T5 表面阳极氧化）、碳钢及不锈钢（如：不锈钢304）、镀锌件（如; Q235 热镀锌）等。一般而言，光伏支架需满足： 1）风荷载，雪荷载的荷载要求及地震要求； 2）设计排列方式及间距需结合当地日照情况； 3）10年不锈蚀，20年钢性不降低，25年仍具有一定的结构稳定性的质量要求。

光伏电站投资回收期计算

分布式电站业务模式与可行性分析一、业务模式目前分布式电站与地面电站一样，有两种业务模式，一种为EPC （工程总承包）模式，另一种为投资建设模式。 1、EPC（工程总承包）模式：由业主投资分布式电站，高新股份作为代建方，只需按合同价提供产品和安装后交予业主。项目收益和政策补贴由业主享受。该模式业主安照“1-4-4-1”的比例付款。即预付款10%，设备到场支付到合同金额的50%，安装调试并网后支付到合同金额的90%，10%质保期一年后支付。分布式电站建设安装周期快，一般不超过20天。所以这种模式只要在采购付款周期和施工付款周期进行谈判，可能需要少量垫付资金。 2、投资模式：由我方全额垫支完成项目建设运行，如项目属于自发自用，则后续可向相关使用单位收取电费，余电出售的则另有售电收入；如执行标杆电价全额出售的项目，则售电所得即是收入；如果采取BOT形式或者由其他公司收购，则依赖于谈判。项目的相关政策补贴当然是由我方获得。二、可行性分析关于投资回报分析，先以一兆瓦（100万度）投资性分布式电站建设为例。在我国，火力发电厂的投资回收期通常为15~30年，而核电的投资回收期更高达50年。因此，对于光伏发电的可行性分析计算时，按照25年的投资回收期计算是较为合理的。按行业水平，输出一兆瓦电站总投资750万元，自筹资金250，外部融资500万元，设定折现率为8%，电价0.75元/度，补贴0.42/度。

项目投资现金流量测算表

从上表可知:项目静态回收期8.76年,项目动态回收期10.81年,项目年均回报率29.72%,财务净现值322.33万元,财务内部收益率17.11%。从理论上讲，财务内部收益率大于贴现率项目是可行的。其他条件不变的前提下，项目总投资的变动比电价收入变动更为敏感。项目敏感性分析表 2014-7-21