A分布式光伏發(fā)電項目可行性研究

1、A分布式光伏發(fā)電項目可行性研究總目錄1工程概述資源狀況工程設計原則與典型方案工程設計投資概算工程經濟性評價工程概況本項目位于B省C市。該區(qū)域可利用屋頂資源主要分為公共建筑、工商業(yè)廠房和小區(qū)居民3類，本項目計劃2019年底前完成37MW分布式光伏建設，其中公共建筑屋頂3MW、工商業(yè)屋頂30MW、農村居民屋頂4MWo工程整體施工工期按5月考慮。本項目采用BOT模式運行，由自有資金出全資建設運營,無銀行貸款。本項目不設專職運行人員，由單位及居民進行日常巡檢、維護。全年定期清掃、檢查維護，光伏組件維修及更換工作由公司運維團隊負責。資源概況項目所在區(qū)域水平面的年總輻射量為4800MJ/1112及以上，具

2、有一定開發(fā)價值。利用meteonorm輻射數據推算，項目場區(qū)水平面年總輻射量為1368.2kWli/m2,根據太陽能資源評估方法(GB/T37526-2019),該場區(qū)屬于太陽能資源豐富帶，太陽能輻射等級為C類地區(qū)。A經計算，項目場區(qū)水平面總輻射穩(wěn)定度GHRS=0.3549o根據太陽能資源評估方法(GB37526-2019),水平面總輻射穩(wěn)定度等級為一般，屬于C類。經計算，項目場區(qū)直射比DHRR=0.3886o根據太陽能資源評估方法(GB37526-2019),場址區(qū)域直射比等級為高，屬于B類，直接輻射較多。資源狀況本項目為分布式光伏，推薦采用峰值功率460Wp以上的單晶單面硅半片組件?？裳邪?/p>

3、例暫按540Wp組件進行測算。根據目前市場調研與大量工程經驗，主流品牌光伏組件首年衰減率2.0%,之后每年衰減率0.55%。JA分布式光伏建設規(guī)模多樣，但布置相對集中式光伏較分散,各建筑可能采用功率為20100kW的多種組串式逆變器。資源狀況本工程綜合系統(tǒng)效率為85.7%厶匚據分布式光伏安裝特點，測算以綜合考慮衰減系數后的25年加權平均小時數進行測算，按以下原則進行預估：暫按黨政機關全部按照最佳傾角安裝；公共建筑全部按照20傾角安裝；80%工商業(yè)屋頂按照3。傾角安裝，其余20%按照最佳傾角安裝；40%百姓屋頂按10傾角安裝，另外60%按照20。安裝。各房頂的屋頂傾角分別為3。、10、20、32

4、時25年等效利用小時數為109511、114111、11871k120611o則按比例折算本項目整體年均發(fā)電小時數為1143ho工程設計原則與典型方案由于分布式光伏布置分散、多樣，采用組串式逆變器，逆變器匯集到并網點或視項目情況通過匯流箱匯集到并網點。根據單體項目容量及電網建設實際情況，各項目采用10kV和0.4kV兩種形式并網。采用10kV時，一般接入10kV線路或項目所在地10kV母線；采用0.4kV時，一般接入項目低壓配電箱/柜。丿以某寫字樓為例，其屋頂面積為10000m2,可安裝光伏組件容量800kW,擬并網容量800kW;光伏發(fā)電系統(tǒng)擬采用0.4kV并網接入方式，就近接至該配電室低壓

5、側母線。公共連接點.公共電網配電宅、箱變或柱匕變壓器38OY母線并網點因例并網逆變器斷路器熔斷器式隔離開關以某家屬樓為例，該家屬樓屋頂面積合計為30000m2,假定北向側大傾角斜面及加固困難屋頂不進行安裝，可安裝光伏組件容量1200kW,擬并網容量1200kW;多臺逆變器輸出的低壓交流電通過低壓交流電纜送至附近箱式變壓器升壓至10kV,并通過高壓交流電纜送至用戶配電室接入變壓器10kV側母線。公共連接點.公兵電網冊母線ii-i用戶10kV母線1帝I用戶內部負*III光伏d站I圖例斷路器斷路器/負荷開關I1_：Li居民用戶分布式光伏發(fā)電以戶為單位安裝，每戶可安裝光伏容量約為9-20kW不等，本項

6、目考慮小區(qū)光伏組件分布及臺區(qū)變壓器分布情況，本項目采用多點接入，逆變器出線多點就近T接至380V線路，并網線路采用1回。用戶低壓側新增低壓并網才目。lnx?uQIHTt允伏電站w斷麗at,負屍開s戲y開發(fā)當居民用戶較為密集、并網容量較集中時，也可升壓后直接接入10kV公用電網，逆變器出線多點就近T接至380V線路,并網線路采用1回或多會接入10Kv升壓變，升壓后接入公網，計量點設在升壓變上口。丿公共電網開關站、環(huán)網室（箱）、配電室或箱變圖例斷路魁儲能主要采用鉛酸蓄電池方式。暫按光伏容量20%,充放電2小時原則配置，根據應用場景、單變電臺區(qū)光伏并網容量的不同，儲能可采用0.4kV或10kV并網模

7、式。可根據現(xiàn)場情況選擇室內安裝或室外安裝集裝箱式電池電網單變電臺區(qū)光伏并網容量大于500kW,配置儲能容量大于125kVA/250kWH（20%,2小時）,從經濟性考慮推薦采用04kV并網模式。10kV10/0.4kV630kVA0.4kViirz/”ITT員載|光伏1光伏2JL光伏1005kW5kW5kW單臺區(qū)光總容500ktfLO.并網!儲能系統(tǒng)100kV/200KWh單臺區(qū)光伏并網容量小于500kW,配置儲能容量小于100kVA/200kWH時，每個臺區(qū)建設小型儲能，經濟性較差,且存在管理站點多、運維繁瑣等相關問題；推薦將多臺區(qū)進行合并后從進線端、甚至上級電站端，安裝集中式儲能系統(tǒng)，從1

8、0kV側進行并網。10kV單臺區(qū)10/0.4kV300kVA0.4kV克伏1II光伏叮rIf光伏5|員義j.餚能爹色100kf/200KIh5kV5kT光伏并網容里總計250k*5k5kV光伏并網容星總計250kff光伏并網總容雖500k*儲能在10kV并網建筑密集、人員密集區(qū)域（醫(yī)院、學校、黨政機關、商場等），安裝空間受限時，推薦從10kV進線側進行并網，可遠離建筑、及人員降低運行時風險。電網lOkV單臺區(qū)光伏片網總容雖ASOOk罄觀地無安裝空同SkW5kW10/0-4：kVGSOkVAO.4KV儲as系統(tǒng)光伏JLOOSkW100kf/200KWh光伏幷網容里總計5OOkW本項目為屋頂光伏，

9、根據房屋形式不同，可選擇相應的安裝方式。/公共建筑屋頂一般以規(guī)整混凝土結構為主,可采用混凝土支墩、固定支架最佳傾角布置。工商業(yè)建筑以廠房為主，廠房一般以鋼結構支撐、彩鋼板屋面為主，可采用夾具固定彩鋼板屋面隨坡布置。丿丿居民建筑以集中建設村莊為主，該類建筑一般為磚砌民居，屋頂常見小面積水平屋面和有角度瓦頂屋面。當平屋面面積較小時，采用最佳傾角方式避讓遮擋會造成可裝容量過小，推薦采用平鋪或較小角度緊密安裝；當屋面為有角度瓦頂時，基本不具備增加一定荷載支架的條件，采用隨屋頂平鋪布置方式。工程投資估算分項價榕/元組件2.1逆變器0.19支架、翩、E1.19110.37技柵務費0.13合計3.98八光伏

10、投資：光伏組件按2.1元/Wp計列，組串式逆變器按0.19元/w計列。根據可研編制時材料價格和市場行情調研，光伏建設單價為3.98元/W。丿儲能投資：根據市場調研，儲能系統(tǒng)以低壓并網每瓦時1.7元、高壓并網每瓦時2.6元測算。本階段以高、低壓并網容量各50%測算，則儲能綜合單位造價:215元/11。工程投資估算本項目由自有資金投資建設，無銀行貸款，則工程概算為：2019年底前37MW光伏不含儲能投資：工程靜態(tài)投資16766萬元，單位投資3980元/kW。無貸款，無建設期利息。2019年底前37MW光伏+20%,2小時儲能投資：工程靜態(tài)投資18228萬元，單位投資4080元/kW。無貸款，無建設

11、期利息。工程資金來源與融資方案結合本項目估算情況，以參考市場價格，采用建設容量乘以單位造價進行預估。光伏概算=光伏建設容量X光伏單位造價。儲能概算=儲能建設容量X儲能單位造價。所有屋頂、公共建筑資源，按租金按照前十年50元/塊，后十五年30元/塊/年支付。公共機構采用自發(fā)自用、固定租金方式和用戶合作；工商業(yè)企業(yè)采用自發(fā)自用、余電上網，自用部分采用電價打折（九折）形式和用戶合作。本項目流動資金按30元/kW估算，總計151萬元，其中100%為自有資金，無銀行貸款。流動資金隨機組投產投入使用，利息計入發(fā)電成本，本金在計算期末一次性收回。工程資金來源與融資方案項目折舊年限取12年，殘值率取5%。儲能

12、部分考慮設備更換維修，根據當前市場行情，第9年及第18年分別投入儲能設備更換維修費，每次按儲能初投資60%計算。本項目維護團隊工人定員為5人，人年均工資按6萬元計。工程經濟性評價發(fā)電小時數暫按全部按照最佳傾角安裝；公共建筑全部按照20。傾角安裝；80%工商業(yè)屋頂按照3。傾角安裝，其余20%按照最佳傾角安裝；40%百姓屋頂按10傾角安裝，另外60%按照20安裝。各房頂的屋頂傾角分別為3、10、20、32時25年等效利用小時數為1095h1141h、1187h、1206h。則按比例折算本項目整體年均發(fā)電小時數為1143ho光伏發(fā)電時間按照早8點晚5點。則替代電價為05629*408%+07777*

13、509%+08850*83%=0698元/kWh。電價階段低谷段平段高峰段尖峰段時間范圍22：00次日6：006：00-8：0012：00-16：0020：00-22：008：00-12：0016：00-20：00每年68月9：00-12：00出力比例040.8%50.9%8.3%電價0.34810.56290.77770.88502019年底前所建設的黨政機關、公共建筑，以交付租金，自發(fā)自用、余電上網方式，自發(fā)自用率按40%考慮；工商業(yè)按照自發(fā)自用、余電上網、電費打折(九折)方式，自發(fā)自用率按60%考慮；其他容量均按照支付租金、全額上網方式。所以本項目總體替代電價按(0.3644*17.6%

14、*60%+0.698*17.6%*40%)+(0.3644*58.8%*40%+0.698*58.8%*60%*0.9)+0.3644*23.6%=0.4810元/kWh。財務指標匯總表項目單位數值裝機容呈MW37.00年上網電雖MWh19431.00總投資萬元6817.00流動資金萬元51.00銷售收入總額（不含增值稅）萬元20677.68總成本費用萬元10342.99經營期平均電價（含增值稅）元/kWh0.4810項目投資回收期（所得稅前）年10.64項目投資回收期（所得稅后）年11.27項目投資財務內部收益率（所得稅前）%9.01項目投資財務內部收益率（所得稅后）%7.58項目投資財務凈

15、現(xiàn)值（所得稅前萬元1873.38項目投資財務凈現(xiàn)值（所得稅后萬元900.30資本金財務內部收益率%7.61資本金財務凈現(xiàn)值萬元910.18總投資收益率（ROI）%5.97盈虧平衡點（生產能力利用率）%50.51盈虧平衡點（年產雖）MWh9814.33工程經濟性評價光伏部分造價及收益條件不變,儲能造價原則暫按：2019年底前建設儲能按照總容量20%,充放電2小時原則測算。建設總容量中50%為高壓側儲能，單位造價1.7元/Wh,另50%為低壓側儲能，單位造價2.6元/Wh,綜合造價2.15元/Wh。儲能收益低壓側按照一天兩充兩放原則，峰谷電價差0.44元/kWh,高壓側輔助服務費0.2元/kWh,所以儲能收益為0.44*50%+02*50%=032/kWh。財務指標匯總表項目單位數值裝機容量MW37.00年上網電址MWh19131.00總投資萬元8279.00建設期利息萬元0.00流動資金萬元51.00