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

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。

光伏系统设计计算公式

光伏发电系统设计计算公式 1、转换效率： η= Pm（电池片的峰值功率）/A（电池片面积）×Pin（单位面积的入射光功率） 其中：Pin=1KW/㎡=100mW/cm2。 2、充电电压： Vmax=V额×1.43倍 3.电池组件串并联 3.1电池组件并联数=负载日平均用电量（Ah）/组件日平均发电量（Ah） 3.2电池组件串联数=系统工作电压（V）×系数1.43/组件峰值工作电压（V） 4.蓄电池容量 蓄电池容量=负载日平均用电量（Ah）×连续阴雨天数/最大放电深度 5平均放电率 平均放电率（h）=连续阴雨天数×负载工作时间/最大放电深度 6.负载工作时间 负载工作时间（h）=∑负载功率×负载工作时间/∑负载功率 7.蓄电池： 7.1蓄电池容量=负载平均用电量（Ah）×连续阴雨天数×放电修正系数/最大放电深度×低温修正系数 7.2蓄电池串联数=系统工作电压/蓄电池标称电压 7.3蓄电池并联数=蓄电池总容量/蓄电池标称容量 8.以峰值日照时数为依据的简易计算 8.1组件功率=（用电器功率×用电时间/当地峰值日照时数）×损耗系数 损耗系数：取1.6～2.0，根据当地污染程度、线路长短、安装角度等； 8.2蓄电池容量=（用电器功率×用电时间/系统电压）×连续阴雨天数×系统安全系数 系统安全系数：取1.6～2.0，根据蓄电池放电深度、冬季温度、逆变器转换效率等； 9.以年辐射总量为依据的计算方式 组件（方阵）=K×（用电器工作电压×用电器工作电流×用电时间）/当地年辐射总量 有人维护+一般使用时，K取230；无人维护+可靠使用时，K取251；无人维护+环境恶劣+要求非常可靠时，K取276； 10.以年辐射总量和斜面修正系数为依据的计算 10.1方阵功率=系数5618×安全系数×负载总用电量/斜面修正系数×水平面年平均辐射量 系数5618：根据充放电效率系数、组件衰减系数等；安全系数：根据使用环境、有无备用电源、是否有人值守等，取1.1～1.3； 10.2蓄电池容量=10×负载总用电量/系统工作电压；10：无日照系数（对于连续阴雨不超过5天的均适用） 11.以峰值日照时数为依据的多路负载计算 11.1电流： 组件电流=负载日耗电量（Wh）/系统直流电压（V）×峰值日照时数（h）×系统效率系数 系统效率系数：含蓄电池充电效率0.9，逆变器转换效率0.85，组件功率衰减+线路损耗+尘埃等0.9.具体根据实际情况进行调整。 11.2功率：

发电效率PR计算公式

光伏电站发电效率的计算与监测 1、影响光伏电站发电量的主要因素 光伏发电系统的总效率主要由光伏阵列的效率、逆变器的效率、交流并网效率三部分组成。 1.1光伏阵列效率： 光伏阵列的直流输出功率与标称功率之比。光伏阵列在能量转换与传输过程中影响光伏阵列效率的损失主要包括：组件匹配损失、表面尘埃遮挡损失、不可利用的太阳辐射损失、温度的影响以及直流线路损失等。 1.2逆变器的转换效率: 逆变器输出的交流电功率与直流输入功率之比。影响逆变器转换效率的损失主要包括：逆变器交直流转换造成的能量损失、最大功率点跟踪（MPPT）精度损失等。 1.3交流配电设备效率： 即从逆变器输出至高压电网的传输效率，其中影响交流配电设备效率的损失最主要是：升压变压器的损耗和交流电气连接的线路损耗。 1.4系统发电量的衰减： 晶硅光伏组件在光照及常规大气环境中使用造成的输出功率衰减。 在光伏电站各系统设备正常运行的情况下，影响光伏电站发电量的主要因素为光伏组件表面尘埃遮挡所造成太阳辐射损失。 2、光伏电站发电效率测试原理 2.1光伏电站整体发电效率测试原理 整体发电效率E PR公式为： E PDR PR PT = —PDR为测试时间间隔(t?)内的实际发电量；—PT为测试时间间隔(t?)内的理论发电量；

理论发电量PT 公式中： i o I T I =，为光伏电站测试时间间隔(t ?)内对应STC 条件下的实际有效发电时间； －P 为光伏电站STC 条件下组件容量标称值； －I 0为STC 条件下太阳辐射总量值，Io =1000 w/m 2； －Ii 为测试时间内的总太阳辐射值。 2.2光伏电站整体效率测试（小时、日、月、年） 气象仪能够记录每小时的辐射总量，将数据传至监控中心。 2.2.1光伏电站小时效率测试 根据2.1公式，光伏电站1小时的发电效率PR H i H i PDR PR PT = 0I I i i T = —PDRi ，光伏电站1小时实际发电量，关口计量表通讯至监控系统获得； —P ，光伏电站STC 条件下光伏电站总容量标称值； —Ti ，光伏电站1小时内发电有效时间； —Ii ，1小时内最佳角度总辐射总量，气象设备采集通讯至监控系统获得； —I 0=1000w/m 2 。 2.2.2光伏电站日效率测试 根据气象设备计算的每日的辐射总量，计算每日的电站整体发电效率PR D D PDR PR PT = 0I I T = —PDR ，每日N 小时的实际发电量，关口计量表通讯至监控系统获得； —P ，光伏电站STC 条件下光伏电站总容量标称值； —T ，光伏电站每日发电有效小时数

静态投资回收期的计算公式

静态投资回收期的计算 公式 Company Document number：WTUT-WT88Y-W8BBGB-BWYTT-19998

内部收益率、财务净现值、静态投资回收期的计算公式 (2010-09-20 10:58:10) 标签：分类： （1）财务净现值（FNPV）。财务净现值是按行业基准收闪率或设定的目标折现率（ic），将计算期（n）_内各年净现金流量折现到建设期初的现值 之和。可根据现金流量表计算得到。在多方案比选中，取财务净现值勤 大者为优，如果FNPV0，说明项目的获利能力达到或超过了基准收益率的要求，因而在财务上可以接受。 （2）财务内部收益率（FIRR）。财务内部收益率是指项目在整个计算期内各年净现金流量现值累计等于零时的折现率。它的经济合义是在项目终了 时，保证所有投资被完全收回的折现率。代表了项目占用预期可获得的 收益率，可以用来衡量投资历的回报水平。其表达式为财务内部收益率 的计算应先采用试算法，后采内插法求得。内插公式为：内部收益率愈 大，说明项目的获利能力越大；将所求出的内部收益率与行业的基准收 益率或目标收益率ic相比，当FIRRic时，则项目的盈利能力已满足最低要求，在财务上可以被接受。 内部收益率就是实际可望达到的收益率,它是能使项目的净现值等于零的折现率.一般采用逐步测试法 基本原理是利用普通年金现值的计算公式 P=A*(P/A,i,n),推理出(P/A,i,n)=P/A 把P看成是原始投资,A看成是每年等额的现金净流量,求i

使用内部收益率指标的前提条件是1、项目的投资于建设起点一次性投入，无建设期，2、投产后每年的现金流量相等 例 建设起点投资100万,每年等额的现金流量是20万,经营期10年 有 100=20*（P/A,i,10） （P/A,i,10）=100/20=5 查10年的年金系数表， 当i等于14%时，（P/A,14%，10）=，大于5 当i等于16%时，（P/A,16%，10）=，小于5 利用内插法 i=14%+（）/（）*（16%-14%）=% 现金流折现法就是把以后各年的现金流量折算成现在的价值,然后再于原始投资比较,大于原始投资(大于0),该方案可行,小于0,不可行 比如现在投资5万元,以后5年都有2万元的收入,同期银行存款利率是6%,问你是否进行投资 5年都有2万元的收入相当于现在的价值=2*(P/A,6%,5)=2*= 由于大于原始投资,故该方案可行 （3）动态投资回收期（Pt）。 动态投资回收期是指项目以净收益抵偿全部投资所需的时间，是反映投资回收期力的重要指标。动态回收期以年表示，一般自建设开始年算起表达公式为：动态投资收回收期=[累计折现值开始出现正值的年数-1]+上年累计折现值的绝对值/当年净现金流量的折现值在项目财务评价中，动态投资回收期愈小说明项

投资回收期计算教学总结

投资回收期计算 投资回收期就是使累计的经济效益等于最初的投资费用所需的时间。投资回收期就是指通过资金回流量来回收投资的年限。标准投资回收期是国家根据行业或部门的技术经济特点规定的平均先进的投资回收期。追加投资回收期指用追加资金回流量包括追加利税和追加固定资产折旧两项。 中文名投资回收期计算性质累计的经济效益等于投资费用分类追加利税和追加固定资产特点不考虑资金时间价值 分类 静态投资回收期 静态投资回收期是在不考虑资金时间价值的条件下，以项目的净收益回收其全部投资所需要的时间。投资回收期可以自项目建设开始年算起，也可以自项目投产年开始算起，但应予注明。 动态投资回收期 在采用投资回收期指标进行项目评价时，为克服静态投资回收期未考虑资金时间价值的缺点，就要采用动态投资回收期。 计算公式 静态投资回收期可根据现金流量表计算，其具体计算又分以下两种情况： 1）项目建成投产后各年的净收益（即净现金流量）均相同，则静态投资回收期的计算公式如下：P t =K/A 2）项目建成投产后各年的净收益不相同，则静态投资回收期可根据累计净现金流量求得，也就是在现金流量表中累计净现金流量由负值转向正值之间的年份。其计算公式为： P t =累计净现金流量开始出现正值的年份数-1+上一年累计净现金流量的绝对值/出现正值年份的净现金流量 评价准则 将计算出的静态投资回收期（P t ）与所确定的基准投资回收期（Pc）进行比较： l）若P t ≤Pc ，表明项目投资能在规定的时间内收回，则方案可以考虑接受； 2）若P t >Pc，则方案是不可行的。 动态投资 计算公式 动态投资回收期是把投资项目各年的净现金流量按基准收益率折成现值之后，再来推算投资回收期，这就是它与静态投资回收期的根本区别。动态投资回收期就是净现金流量累计现值等于零时的年份。 动态投资回收期的计算在实际应用中根据项目的现金流量表，用下列近似公式计算： P't =（累计净现金流量现值出现正值的年数-1）+上一年累计净现金流量现值的绝对值/出现正值年份净现金流量的现值 评价准则 1）P't ≤Pc（基准投资回收期）时，说明项目（或方案）能在要求的时间内收回投资，是可行的； 2）P't >Pc时，则项目（或方案）不可行，应予拒绝。 按静态分析计算的投资回收期较短，决策者可能认为经济效果尚可以接受。但若考虑时间因素，用折现法计算出的动态投资回收期，要比用传统方法计算出的静态投资回收期长些，该方案未必能被接受。 优点缺点 优点

光伏并网项目的效率及损耗

将各种损耗都算进来后光伏并网电站系统效率通常为多少呢? 光伏组件虽然使用寿命可达25-30年，但随着使用年限增长，组件功率会衰减，会影响发电量。另外，系统效率对发电量的影响更为重要。 1组件的衰减 1，由于破坏性因素导致的组件功率骤然衰减，破坏性因素主要指组件在焊接过程中焊接不良、封装工艺存在缺胶现象，或者由于组件在搬运、安装过程中操作不当，甚至组件在使用过程中受到冰雹的猛烈撞击而导致组件内部隐裂、电池片严重破碎等现象; 2，组件初始的光致衰减，即光伏组件的输出功率在刚开始使用的最初几天内发生较大幅度的下降，但随后趋于稳定，一般来说在2%以下; 3，组件的老化衰减，即在长期使用中出现的极缓慢的功率下降现象，每年的衰减在0.8%,25年的衰减不超过20%;25年的效率质保已经在日本和德国两家光伏公司的组件上得到证实。2012年以后国内光伏组件已经基本能够达到要求，生产光伏组件的设备及材料基本采用西德进口。 2系统效率 个人认为系统效率衰减可以不必考虑，系统效率的降低，我们可以通过设备的局部更新或者维护达到要求，就如火电站，水电站来说，不提衰减这一说法。 影响发电量的关键因素是系统效率，系统效率主要考虑的因素有：灰尘、雨水遮挡引起的效率降低、温度引起的效率降低、组件串联不匹配产生的效率降低、逆变器的功率损耗、直流交流部分线缆功率损耗、变压器功率损耗、跟踪系统的精度等等。 1)灰尘、雨水遮挡引起的效率降低 大型光伏电站一般都是地处戈壁地区，风沙较大，降水很少，考虑有管理人员人工清理方阵组件频繁度一般的情况下，采用衰减数值：8%; 2)温度引起的效率降低 太阳能电池组件会因温度变化而输出电压降低、电流增大，组件实际效率降低，发电量减少，因此，温度引起的效率降低是必须要考虑的一个重要因素，在设计时考虑温度变化引起的电压变化，并根据该变化选择组件串联数量，保证组件能在绝大部分时间内工作在最大跟踪功率范围内，考虑0.45%/K的功率变化、考虑各月辐照量计算加权平均值，可以计算得到加权平均值，因不同地域环境温度存在一定差异，对系统效率影响存在一定差异，因此考虑温度引起系统效率降低取值为3%。 3)组件串联不匹配产生的效率降低 由于生产工艺问题，导致不同组件之间功率及电流存在一定偏差，单块电池组件对系统影响不大，但光伏并网电站是由很多电池组件串并联以后组成，因组件之间功率及电流的偏差，对光伏电站的发电效率就会存在一定的影响。组件串联因为电流不一致产生的效率降低，选择该效率为2%的降低。 4)直流部分线缆功率损耗 根据设计经验，常规20MWP光伏并网发电项目使用光伏专用电缆用量约为350km，汇流箱至直流配电柜的电力电缆(一般使用规格型号为ZR-YJV22-1kV-2*70mm2)用量约为35km，经计算得直流部分的线缆损耗3%。 5)逆变器的功率损耗 目前国内生产的大功率逆变器(500kW)效率基本均达到97.5%的系统效率，并网逆变器采用无变压器型，通过双分裂变压器隔离2个并联的逆变器，逆变器内部不考虑变压器效率，即逆变器功率损耗可为97.5%，取97.5%。 6)交流线缆的功率损耗 由于光伏并网电站一般采用就地升压方式进行并网，交流线缆通常为高压电缆，该部分

分布式光伏发电项目系统效率测试方法

附件十一 光伏电站系统效率保证协议 (发包方)与(承包方)经友好协商，一致同意将以下内容作为光伏发电项目总承包合同技术协议的补充协议。 一、光伏电站系统效率要求 发包方要求光伏电站的系统效率（Performance Ratio，即PR值）≥80％。 二、光伏电站系统效率测试方法 1. 目的 光伏电站系统效率测试（PR性能测试）用于证明光伏电站的整体转换效率能够满足电站设计转换效率的要求。 本测试方法是参照《Functional test,Seven day performance test criteria and procedure》，如有不明确的地方，以《Functional test,Seven day performance test criteria and procedure》为准。 2. 最小辐照度要求 测试期间的最小辐照度要求：每15分钟记录一个数据，至少获得40个光伏阵列倾斜面的太阳辐照度采样值数据，并且所测数据不小于600瓦每平方米。如果在测试初期最小辐照度要求不能达到上述要求，应该延长测试周期直至满足最小辐照度要求，或者由合同双方来确定测试周期。 简言之，在测试周期内，至少获得40个数据，每个数据持续15分钟，并且每个数据均满足辐照度大于600瓦每平方米的要求。 3. 性能测试方 合同双方应指定一个经双方认可的性能测试方（独立第三方）来负责测试事宜。性能测试方应起草一份详细的测试方案，并至少在测试开始前30天将方案提交给业主，经业主审核同意后才能实施。性能测试方应保证测试的权威性、公正性。 4. 一般测试条件 测试应该从测试周期第一天的零点开始，到测试周期最后一天的零点结束，

投资回收期-计算方法

静态投资回收期和动态投资回收期 1.静态投资回收期（简称回收期），是指投资项目收回原始总投资所需要的时间，即以投资项目经营净现金流量抵偿原始总投资所需要的全部时间。它有"包括建设期的投资回收期（PP）"和"不包括建设期的投资回收期（PP′）"两种形式。 确定静态投资回收期指标可分别采取公式法和列表法。 （1）公式法 如果某一项目的投资均集中发生在建设期内，投产后各年经营净现金流量相等，可按以下简化公式直接计算不包括建设期的投资回收期： 不包括建设期的回收期( PP′)=原始总投资/投产后若干年相等的净现金流量 包括建设期的回收期=不包括建设期的回收期+建设期 （2）列表法 所谓列表法是指通过列表计算"累计净现金流量"的方式，来确定包括建设期的投资回收期，进而再推算出不包括建设期的投资回收期的方法。因为不论在什么情况下，都可以通过这种方法来确定静态投资回收期，因此，此法又称为一般方法。该法的原理是：按照回收期的定义，包括建设期的投资回收期PP满足以下关系式，即： 这表明在财务现金流量表的"累计净现金流量"一栏中，包括建设期的投资回收期PP恰好是累计净现金流量为零的年限。 如果无法在"累计净现金流量"栏上找到零，必须按下式计算包括建设期的投资回收期PP： 包括建设期的投资回收期(PP) =最后一项为负值的累计净现金流量对应的年数＋最后一项为负值的累计净现金流量绝对值÷下年净现金流量 或： 包括建设期的投资回收期(PP) =累计净现金流量第一次出现正值的年份-1＋该年初尚未回收的投资÷该年净 现金流量 2.静态投资回收期的优点是能够直观地反映原始总投资的返本期限，便于理解，计算简单；可以直接利用回收期之前的净现金流量信息。缺点是没有考虑资金时间价值和回收期满后发生的现金流量；不能正确反映投资方式不同对项目的影响。只有静态投资回收期指标小于或等于基准投资回收期的投资项目才具有财务可行性。 而动态投资回收期弥补了静态投资回收期没有考虑资金的时间价值这一缺点，使其更符合实际情况。动态投资回收期是项目从投资开始起，到累计折现现金流量等于0时所需的时间。

大型光伏电站系统效率计算方法优化分析

大型光伏电站系统效率计算方法优化分析 曹晓宁康巍连乾钧 光伏产业近年来继风力发电后发展最快的行业，据不完全统计，目前全世界范围内光伏发电系统的装机容量已超过40GWp，而且在持续高速增长。近几年我国光伏产业发展速度迅猛，2010年国内光伏发电新增装机容量达到520MWp，大大的超过了2009年的228MWp，而2011年国内光伏发电新增装机容量预计达到2GWp。对于大批进入运营阶段的光伏电站，电站运行状况的检测和运行维护工作将成为研究重点。 系统效率是表征光伏电站运行性能的最终指标，对于一个投入运行的光伏电站，在电站容量和光辐照量一致的情况下，系统效率越高就代表发电量越大。因此系统效率的准确性重要，本文就系统效率的计算方法的优化进行讨论。 一、系统效率的定义 一个发电系统的年发电量衡量这个系统优劣的最直接的标准，在进行一个发电系统的设计时，都要对发电系统的年发电量进行估算，作为后期运行维护的参考标准。进行发电量的估算首先要算出并网光伏发电系统的总效率，并网光伏发电系统的总效率由太阳电池阵列的效率、逆变器的效率、交流并网效率三部分组成。 太阳电池阵列效率η1，太阳电池阵列在太阳辐射强度下，实际的直流输出功率与理论功率之比。太阳电池阵列在能量转换与传输过程中的损失包括：组件匹配损失、表面尘埃遮挡损失、光谱失配损失、温度的影响以及直流线路损失等。 逆变器转换效率η2，逆变器输出的交流电功率与直流输入功率之比。包括逆变器转换的损失、最大功率点跟踪（MPPT）精度损失等。 并网效率η3，即从逆变器输出汇流并入南区10kV变电站400V低压母线段的传输效率，其中最主要的是升压变压器的效率和交流电气连接的线路损耗。 综上，光伏电站系统的总效率为η=η1*η2*η3，在进行光伏电站的设计和设备选型时，可针对性的进行优化设计，提高光伏电站的系统效率。 二、系统效率的算法 对于一个光伏电站，进行系统效率的测算时，通常是用实际计量的发电量与理论发电量相比得到，具体如下所示。

光伏组件效率及系统效率

一、组件的衰减： 光致衰减也称S-W效应。a-Si∶H薄膜经较长时间的强光照射或电流通过，在其内部将产生缺陷而使薄膜的性能下降，称为Staebler-Wronski效应（D.L.Staebler和C.R.Wronski最早发现。个人认为光伏组件的衰减实际就是硅片性能的衰减，首先硅片在长期有氧坏境中会发生缓慢化学反应被氧化，从而降低性能，这是组件长期衰减的主要原因；在真空成型过程中会以一定比例掺杂硼（空穴）和磷（给体），提高硅片的载流子迁移率，从而提高组件性能，但是硼作为缺电子原子会与氧原子（给体）发生复合反应，降低载流子迁移率，从而降低组件的性能，这是组件第一年衰减2%左右的主要原因。 组件的衰减分为： 1，由于破坏性因素导致的组件功率骤然衰减，破坏性因素主要指组件在焊接过程中焊接不良、封装工艺存在缺胶现象，或者由于组件在搬运、安装过程中操作不当，甚至组件在使用过程中受到冰雹的猛烈撞击而导致组件内部隐裂、电池片严重破碎等现象； 2，组件初始的光致衰减，即光伏组件的输出功率在刚开始使用的最初几天内发生较大幅度的下降，但随后趋于稳定，一般来说在2%以下； 3，组件的老化衰减，即在长期使用中出现的极缓慢的功率下降现象，每年的衰减在0.8%,25年的衰减不超过20%；25年的效率质保已经在日本和德国两家光伏公司的组件上得到证实。2012年以后国内光伏组件已经基本能够达到要求，生产光伏组件的设备及材料基本采用西德进口。 二、系统效率： (个人认为系统效率衰减可以不必考虑，系统效率的降低，我们可以通过设备的局部更新或者维护达到要求，就如火电站，水电站来说，不提衰减这一说法。 影响发电量的关键因素是系统效率，系统效率主要考虑的因素有：灰尘、雨水遮挡引起的效率降低、温度引起的效率降低、组件串联不匹配产生的效率降低、逆变器的功率损耗、直流交流部分线缆功率损耗、变压器功率损耗、跟踪系统的精度等等。 1）灰尘、雨水遮挡引起的效率降低 大型光伏电站一般都是地处戈壁地区，风沙较大，降水很少，考虑有管理人员人工清理方阵组件频繁度一般的情况下，采用衰减数值：8%； 2）温度引起的效率降低 太阳能电池组件会因温度变化而输出电压降低、电流增大，组件实际效率降低，发电量减少，因此，温度引起的效率降低是必须要考虑的一个重要因素，在设计时考虑温度变化引起的电压变化，并根据该变化选择组件串联数量，保证组件能在绝大部分时间内工作在最大跟踪功率范围内，考虑0.45%/K的功率变化、考虑各月辐照量计算加权平均值，可以计算得到加权平均值，因不同地域环境温度

光伏发电量计算及综合效率影响因素

光伏发电量计算及综合效率影响因素 Hessen was revised in January 2021

光伏发电量计算及综合效率影响因素 一、光伏电站理论发电量计算 1.太阳电池效率n的计算 在太阳电池受到光照时，输出电功率和入射光功率之比就称为太阳电池的效率，也称为光电转换效率。 厂巴一AX—〃仏匕 A几A几A几 其中，At为太阳电池总而积（包括栅线图形面积）。考虑到栅线并不产生光电，所以可以把At换成有效面积Aa （也称为活性面积），即扣除了栅线图形面积后的而积，同时计算得到的转换效率要高一些。Pin为单位而积的入射光功率。实际测量时是在标准条件下得到的：Pin取标准光强：AM 条件，即在25°C下，Pin 二1000W / nA 2.光伏系统综合效率（PR） n 总=HIX n 2X n 3 光伏阵列效率Hl：是光伏阵列在1000 W/m2太阳辐射强度下实际的直流输出功率与标称功率之比。光伏阵列在能量转换过程中的损失包括：灰尘/污渍，组件功率衰减，组件串联失配损失、温升损失、方阵相互遮挡损失、反射损失、光谱偏离损失、最大功率点跟踪精度及直流线路损失等，目前取效率86%计算。 逆变器转换效率112:是逆变器输岀的交流电功率与直流输入功率之比，取逆变器效率97%计算。 交流并网效率A3:是从逆变器输出，至交流配电柜，再至用户配电室变压器10 KV高压端，主要是升压变压器和交流线缆损失，按96%计算。

3. 理论发电量计算

太阳电池的名牌功率是在标准测试条件下测得的，也就是说在入射功率为 1000W/m:的光照条件下，lOOOWp太阳电池1小时才能发一度电。而实际上，同一天不同的时间光照条件不同，因此不能用系统的容量乘以日照时间来预测发电量。计算日发电量时，近似计算： 理论日发电量二系统峰值功率(kw) x等效日照小时数(h) x系统效率 等效峰值日照小时数h/d二(日太阳辐照量m7d) /lkW/m: (H照时数：辐射强度^120W/m2的时间长度) 二、影响发电量的因素 的发电量由三个因素决定：装机容量、峰值小时数、系统效率。当电站的 地点和规模确定以后，前两个因素基木己经定了，要想提高发电量，只能提高 此图：来源于王斯成老师的ppi 灿观

现金平衡点和投资回收期计算公式

盈亏平衡点盈亏平衡点损益点，也叫盈亏平衡点。 比如某家女鞋店的月盈亏平衡点是15万，那么，你的生意额超过15万，就开始赚钱，低于15万就开始亏钱，正好做到15万的话，则是既不亏也不赚。 盈亏平衡点的计算公式是：固定费用/1-变动费率 固定费用：包括商场租金、管理费、装修费分摊、其它费用等每月固定不变的费用项目。变动费用：包括商品成本、商场扣点、员工工资（销售提成提成）等随销售额变化的相关费用。 例子：比如某家女鞋店每个月的固定费用是8000元，变动费用是：商品成本占销售额的30%，商场扣点是26%，员工工资占销售额的8%，那么，这家女鞋店的盈亏平衡点是： 8000/1- （0.3+0.26+0.08）=22222元 测算一下，结果如下表： 销售额 - 固定费用 - 商品成本 -商场扣点 -员工费用＝盈或亏 22222 - 8000 -6667 -5778 -1778 ＝0 需要说明一点的是以上的计算中，商品是正价销售。如果商品是打折销售，需要将折扣并入到商品成本中计算。 现金平衡点和投资回收期计算公式： 现金平衡点的概念和计算方法，简单说盈亏平衡点销售额减去折旧、待摊费用、计提费用等固定成本就是现金平衡点，计算现金平衡点的意义在于知道店铺不需要追加资金而且能维持正常运营的最低营业额，这个数字对新开业店铺尤其有用。为了便于计算，特归纳出计算公式如下： 现金平衡点=固定支出×平均售价/边际贡献 以上公式中固定支出是指店铺每月需要用现金支付的与销售量没有直接关系的费用，包括工资、水电费、房租等，但不包括原辅材料、包装物等。边际贡献是指产品扣除直接成本后的毛利润。如果知道了现金平衡点，也可以很方便地计算出盈亏平衡点，其计算公式如下：盈亏平衡点=现金平衡点+每月折旧摊销额×平均售价/边际贡献 以上公式中每月折旧摊销额是指每月应计入费用的设备装修折旧额、开办费及特许加盟费等待摊费用。 下面介绍一种与店铺投资回收期相关的盈亏平衡点计算方法。投资回收期是考察投资收益情况的重要指标，也是计算投资回报率的基础。预期的投资回收期不同，所需要的盈亏平衡点也不同。为了便于使用，特将其计算公式归纳如下： 盈亏平衡点=（折摊额/N+每月固定支出）×售价/边际贡献 以上是计算不同投资回收期下的盈亏平衡点的公式，这个盈亏平衡点也就是为了在限定的时间收回投资所需要的最低营业额，这里是以月为单位。其中折摊额是指设备装修投资额、开办费及特许加盟费等的总额，不包括房租；N是预期投资回收期，以月为单位；每月需要用现金支付的与销售量没有直接关系的费用，包括工资、水电费、房租等，但不包括原辅材料、包装物等。 边际贡献是管理会计中一个经常使用的十分重要的概念，它是指销售收入减去变动成本后的余额，边际贡献是运用盈亏分析原理，进行产品生产决策的一个十分重要指标。通常边际贡献又称为“边际利润”或“贡献毛益”等。 边际贡献一般可分为单位产品的边际贡献和全部产品的边际贡献，其计算方法为： 单位产品边际贡献=销售单价－单位变动成本 全部产品边际贡献=全部产品的销售收入－全部产品的变动成本 很显然，边际贡献越大越好，在订价决策中，必首先保证边际贡献不为负数，其次应考虑，全部产品的边际贡献应足以弥补固定成本，并仍有一定的积余。而在特殊订价中，边际贡献保持正数是接受与否的底线。 在产品销售过程中，一定量的品种边际贡献首先是用来弥补企业生产经营活动所发生的固定成本总额，在弥补了企业所发生的所有固定成本后，如有多余，才能构成企业的利润。这就有可能出现以下三种情况： (1) 当提供的品种边际贡献刚好等于所发生的固定成本总额时，企业只能保本，即做到不盈不亏。 (2) 当提供的品种边际贡献小于所发生的固定成本总额时，企业就要发生亏损。 (3) 当提供的品种边际贡献大于所发生的固定成本总额时，企业将会盈利。 因此，品种边际贡献的实质所反映的就是产品为企业盈利所能作出的贡献大小，只有当产品销售达到一定的数量后，所得品种边际贡献才有可能弥补所发生的固定成本总额，为企业盈利作贡献。 非贴现投资回收期又称静态投资回收期分二种：一是每年营业现金流量相等，则投资回收期=原始投资额/每年营业现金流量 二是每年营业现金流量不相等，则投资回收期=收回全部投资前所需要的整年数+年初没有收回的成本/相应年度的现金流量,贴现的又称动态投资回收期就是折现现金流量其他方面类似静态的。

光伏发电量计算及综合效率影响因素

一、光伏电站理论发电量计算 1．太阳电池效率η 的计算 在太阳电池受到光照时，输出电功率和入射光功率之比就称为太阳电池的效率，也称为光电转换效率。 其中，At 为太阳电池总面积（包括栅线图形面积）。考虑到栅线并不产生光电，所以可以把 At 换成有效面积 Aa （也称为活性面积），即扣除了栅线图形面积后的面积，同时计算得到的转换效率要高一些。Pin 为单位面积的入射光功率。实际测量时是在标准条件下得到的：Pin 取标准光强：AM 条件，即在 25℃下， Pin= 1000W / m 2。 2．光伏系统综合效率（PR） η总＝η1×η2×η3 光伏阵列效率η1：是光伏阵列在 1000 W/m2 太阳辐射强度下实际的直流输出功率与标称功率之比。光伏阵列在能量转换过程中的损失包括：灰尘/污渍，组件功率衰减，组件串联失配损失、温升损失、方阵相互遮挡损失、反射损失、光谱偏离损失、最大功率点跟踪精度及直流线路损失等，目前取效率86%计算。 逆变器转换效率η2:是逆变器输出的交流电功率与直流输入功率之比，取逆变器效率97%计算。 交流并网效率η3:是从逆变器输出，至交流配电柜，再至用户配电室变压器10 KV 高压端，主要是升压变压器和交流线缆损失，按96%计算。 3．理论发电量计算 太阳电池的名牌功率是在标准测试条件下测得的，也就是说在入射功率为1000W/m2的光照条件下，1000Wp 太阳电池 1 小时才能发一度电。而实际上，

同一天不同的时间光照条件不同，因此不能用系统的容量乘以日照时间来预测发电量。计算日发电量时，近似计算： 理论日发电量=系统峰值功率(kw)x等效日照小时数(h)x系统效率 等效峰值日照小时数h/d=（日太阳辐照量m2/d）/1kW/m2 （日照时数：辐射强度≥120W/m2的时间长度） 二、影响发电量的因素 光伏电站的发电量由三个因素决定：装机容量、峰值小时数、系统效率。当电站的地点和规模确定以后，前两个因素基本已经定了，要想提高发电量，只能提高系统效率。 自然原因：温度折减、不可利用太阳光； 设备原因：光伏组件的匹配度、逆变器、箱变的效率、直流线损、交流线损、设备故障，光伏组件衰减速度超出预期； 人为原因：设计不当、清洁不及时。 三、影响光伏发电效率的具体情况如下： 1．温度折减 对系统效率影响最大的自然因素就是温度。温度系数是光伏组件非常重要的一个参数。一般情况下，晶硅电池的温度系数一般是～%/℃，非晶硅电池的温度系数一般是%/℃左右。而光伏组件的温度并不等于环境温度。下图就是光伏组件输出功率随组件温度的变化情况。 在正午12点附近，图中光伏组件的温度达到60摄氏度左右，光伏组件的输出功率大约仅有85%左右。除了光伏组件，当温度升高时，逆变器等电气设备

投资回收期指标的计算讲解

投资回收期指标的计算讲解 掌握投资回收期指标的计算 项目投资回收期也称返本期，是反映项目投资回收能力的重要指标，分为静态和动态投资回收期。 一、静态投资回收期 ( 一) 概念 项目静态投资回收期(Pt) 是在不考虑资金时间价值的条件下，以项目的净收益回收其总投资( 包括建设投资和流动资金) 所需要的时间，一般以年为单位。 项目投资回收期宜从项目建设开始年算起，若从项目投产开始年算起，应予以特别注明。 从建设开始年算起，投资回收期计算公式 ( 二) 应用式具体计算又分以下两种情况: 当项目建成投产后各年的净收益( 即净现金流量)均相同时，静态投资回收期的计算公式如下: Pt=I/A 式中I —总投资A —每年的净收益, 即A=(CI 一CO)t 由于年净收益不等于年利润额,所以投资回收期不等于投资利润率的倒数。 ?例lZlOl028-1?见教材34页 注意：Pt=I/A=500/100=5年。那么在第五年收回来了吗? 此公式对于当年投资当年就有收益时可直接用，否则应指的是从投产期开始算的投资回收期。如不作特殊说明应在此计算基础上加上建设期。当项目建成技产后各年的净收益不相同时，静态投资回收期可根据累计净现金流量求得, 也就是在项目投资现金流量表中累计净现金流量由负值变为零的时点。 其计算公式为：Pt=(累计净现金流量出现正值的年份-1)+(上一年累计净现金流量的绝对值/当年净现金流量) [例lZlOl028-2] 计算该项目的静态投资回收期。见教材3435页 ( 三) 判别准则若Pt≤Pc，则方案可以考虑接受; 若PtPc，则方案是不可行的。 二、动态投资回收期 ( 一) 概念动态投资回收期是把项目各年的净现金流量按基准收益率折成现值之后，再来推算投资回收期，这是它与静态投资回收期的根本区别。 动态投资回收期就是累计现值等于零时的年份。其计算表达式为： ( 二) 计算Pt’=(累计净现金流量现值出现正值的年份-1)+(上一年累计净现金流量现值的绝对值/当年净现金流量现值) [例lZlOl028-3]计算该项目的动态投资回收期。见教材35页 (三) 判别准则 Pt’≤Pc(项目寿命期)时，说明项目(或方案)是可行的 Pt’Pc 时，则项目(或方案)不可行，应予拒绝 动态投资回收期一般要比静态投资回收期长些。 注意动态投资回收期、财务净现值和财务内部收益率之间的关系 Pt’0，FIRRic Pt’=n，则FNPV=0，FIRR=ic Pt’n，则FNPV0，FIRR

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0.42元每度补贴20年，各个地方还有地方补贴，北京为0.3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1.3元每度，光伏发电国家每度电补贴0.42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0.3元（各地政策不一样），那么一度电实际产生的价值为2.02元（省了1.3元电费再加上0.72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0.36元每度，那么一度电的实际价值为0.36元加0.72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 0.9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4.2小时，那么1kw的光伏组件每天能发电4.2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700w。1w平米屋顶每天可发电1000*4.2=4200度（理论），年发电1533000度。 如果是自发自用，每度电能产生2.02元的价值，那么一年能产生1533000*2.02=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分成。 适合的屋顶：原则是有自己产权或使用权的、电费较贵且用电量较大的屋顶。 实际来说就是工厂、商场、写字楼等，既推动了环保新能源，又等到了稳定的投资收益。

电力光伏系统设计计算公式

光伏电能发电系统设计计算公式 1、转换效率： η= Pm（电池片的峰值功率）/A（电池片面积）×Pin（单位面积的入射光功率） 其中：Pin=1KW/㎡=100mW/cm2。 2、充电电压： Vmax=V额×1.43倍 3.电池组件串并联 3.1电池组件并联数=负载日平均用电量（Ah）/组件日平均发电量（Ah） 3.2电池组件串联数=系统工作电压（V）×系数1.43/组件峰值工作电压（V） 4.蓄电池容量 蓄电池容量=负载日平均用电量（Ah）×连续阴雨天数/最大放电深度 5平均放电率 平均放电率（h）=连续阴雨天数×负载工作时间/最大放电深度 6.负载工作时间 负载工作时间（h）=∑负载功率×负载工作时间/∑负载功率 7.蓄电池： 7.1蓄电池容量=负载平均用电量（Ah）×连续阴雨天数×放电修正系数/最大放电深度×低温修正系数 7.2蓄电池串联数=系统工作电压/蓄电池标称电压 7.3蓄电池并联数=蓄电池总容量/蓄电池标称容量 8.以峰值日照时数为依据的简易计算 8.1组件功率=（用电器功率×用电时间/当地峰值日照时数）×损耗系数 损耗系数：取1.6～2.0，根据当地污染程度、线路长短、安装角度等； 8.2蓄电池容量=（用电器功率×用电时间/系统电压）×连续阴雨天数×系统安全系数 系统安全系数：取1.6～2.0，根据蓄电池放电深度、冬季温度、逆变器转换效率等； 9.以年辐射总量为依据的计算方式 组件（方阵）=K×（用电器工作电压×用电器工作电流×用电时间）/当地年辐射总量 有人维护+一般使用时，K取230；无人维护+可靠使用时，K取251；无人维护+环境恶劣+要求非常可靠时，K取276； 10.以年辐射总量和斜面修正系数为依据的计算 10.1方阵功率=系数5618×安全系数×负载总用电量/斜面修正系数×水平面年平均辐射量 系数5618：根据充放电效率系数、组件衰减系数等；安全系数：根据使用环境、有无备用电源、是否有人值守等，取1.1～1.3； 10.2蓄电池容量=10×负载总用电量/系统工作电压；10：无日照系数（对于连续阴雨不超过5天的均适用） 11.以峰值日照时数为依据的多路负载计算 11.1电流： 组件电流=负载日耗电量（Wh）/系统直流电压（V）×峰值日照时数（h）×系统效率系数 系统效率系数：含蓄电池充电效率0.9，逆变器转换效率0.85，组件功率衰减+线路损耗+尘埃等0.9.具体根据实际情况进行调整。 11.2功率：

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。