重慶地區(qū)太陽能光伏發(fā)電潛力分析

唐爽，丁勇，董孟能，葉強,

（1重慶大學城市建設(shè)與環(huán)境工程學院，重慶400045；2重慶市城鄉(xiāng)建設(shè)委員會，重慶400014）

重慶地區(qū)太陽能光伏發(fā)電潛力分析

唐爽1，丁勇1，董孟能2，葉強1,2

（1重慶大學城市建設(shè)與環(huán)境工程學院，重慶400045；2重慶市城鄉(xiāng)建設(shè)委員會，重慶400014）

該文對重慶市太陽能資源進行實際測試與分析對比；并采用PVsyst軟件對單、多晶硅和非晶硅太陽能電池組件的比功率發(fā)電量進行模擬；將光伏發(fā)電與常規(guī)發(fā)電技術(shù)對比，計算光伏發(fā)電成本與投資回收期。結(jié)果表明，重慶地區(qū)非晶硅太陽能電池板的比功率發(fā)電量大于單、多晶硅的比功率發(fā)電量，光伏發(fā)電成本約為常規(guī)發(fā)電技術(shù)的2～3倍。

太陽能電池；PVsyst軟件；比功率；發(fā)電量；發(fā)電成本；投資回收期

0 引言

重慶市近年來大力發(fā)展可再生能源應(yīng)用，目前已經(jīng)開展的工作主要集中在利用淺層地熱能的地源熱泵系統(tǒng)，對太陽能資源的利用尚處于摸索階段。

由于氣候條件的限制，重慶地區(qū)的太陽能利用規(guī)模較小。為進一步探索重慶地區(qū)太陽能光伏在建筑上的應(yīng)用，本文對重慶地區(qū)全年太陽能資源進行測試分析，研究其全年分布特征，并與《中國建筑熱環(huán)境分析專用氣象數(shù)據(jù)集》中重慶地區(qū)的典型年太陽輻射數(shù)據(jù)進行對比；對比分析單晶硅、多晶硅、薄膜等不同太陽能電池在重慶地區(qū)太陽能資源條件下的應(yīng)用效果，并對全年逐月發(fā)電量進行了理論計算，對比火電、水電等常規(guī)發(fā)電技術(shù)做出技術(shù)經(jīng)濟分析，對重慶地區(qū)太陽能光伏發(fā)電做出評價。

1 重慶地區(qū)太陽能資源分析

太陽輻射強度主要與太陽高度角、緯度、地勢及天氣狀況有關(guān)。為探究重慶地區(qū)不同傾角表面下全年的太陽能資源分布，對重慶地區(qū)不同傾角表面下全年接收的太陽輻照量進行了連續(xù)測試。測試選用四種典型傾角表面，分別為39.5O、29.5O（重慶緯度）、19.5O、0O，四種表面朝向均為正南。

將本次0°傾角表面的測試值與《中國建筑熱環(huán)境分析專用氣象數(shù)據(jù)集》中典型年的數(shù)據(jù)進行對比。經(jīng)對比，二者全年變化趨勢基本相似，二者全年太陽輻照量分別為3155.7 MJ/m2和3058.5 MJ/m2，實測值僅比典型年大3.2%，測試值與典型年值基本接近，測試接近重慶地區(qū)太陽能資源的真實水平。

通過對重慶地區(qū)典型年太陽輻照量分析，重慶地區(qū)全年太陽能資源分布極不均勻，全年日太陽輻照量方差為46.42 MJ/m2，具有明顯的階段性分布特征，4～9月份的太陽輻照量占全年的72.3%，具有較好的太陽能應(yīng)用潛力。根據(jù)對重慶地區(qū)歷史太陽能資源分析，歷史年太陽輻照量平均值為3187.3 MJ/m2，該地區(qū)逐年太陽輻照量變化較小。通過對四種典型傾角表面全年太陽輻照量進行測試，0°傾角表面全年太陽輻照量最大，19.5°、29.5°次之，39.5°傾角表面最小。

2 不同太陽能電池在重慶地區(qū)應(yīng)用效果

2.1 發(fā)電量理論計算

單晶硅和多晶硅生產(chǎn)技術(shù)成熟，是光伏市場上的主導(dǎo)產(chǎn)品。多晶硅太陽能電池沒有光致衰退效應(yīng)，材料質(zhì)量有所下降時也不會導(dǎo)致太陽能電池受影響。非晶硅太陽能電池易于大面積化生產(chǎn)，成本較低，透光性和弱光發(fā)電性能好，缺點是光電轉(zhuǎn)換率低，要產(chǎn)生同樣的電力，采用非晶硅薄膜電池時需要安裝的面積應(yīng)成倍增加。

為比較不同太陽能電池在重慶地區(qū)的應(yīng)用效果，采用PVsyst軟件對單晶硅、多晶硅、非晶硅（薄膜）太陽能電池的月發(fā)電量進行模擬計算。

2.1.1計算過程

PVsyst軟件選取重慶作為項目地理位置。將軟件中氣象數(shù)據(jù)值與重慶地區(qū)典型年氣象數(shù)據(jù)進行對比。

圖1 太陽輻射逐月值對比

典型年太陽年輻射值為3058.5MJ/m2，軟件太陽年輻射值為3128.9 MJ/m2，差值為70.4 MJ/m2。從圖1中數(shù)據(jù)對比看來，軟件模擬使用的太陽逐月輻射值與典型年的數(shù)值接近，軟件模擬的結(jié)果具有一定的參考性。

重慶位于北半球，方位角選取正南面。最佳傾角的選取由實驗所得結(jié)論為0°傾角表面（水平面）全年太陽輻照量最大。安裝方式選擇固定角安裝。

模擬計算以70kW并網(wǎng)光電站為例。表1為非晶硅和單、多晶硅光伏發(fā)電系統(tǒng)的具體數(shù)據(jù)[1]。組件類型選擇標準型，通風狀態(tài)下，選擇平屋頂進行安裝。對不同的光伏材料進行選擇，將三種系統(tǒng)類型的安裝面積分別對應(yīng)輸入軟件中，模擬出不同的結(jié)果。

表1 不同太陽能電池光伏發(fā)電系統(tǒng)數(shù)據(jù)

表2 不同太陽能電池發(fā)電量及發(fā)電效率

對三種不同材料的太陽能電池發(fā)電量進行模擬，結(jié)果如表2。

2.1.2 不同太陽能電池應(yīng)用效果比較分析

用比功率發(fā)電量反映太陽能電池組件在應(yīng)用中的實際發(fā)電能力[2]。

由表3可知，該并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)中，每千瓦多晶硅太陽能電池的日平均發(fā)電量為2.44 kW·h，與單晶硅2.60 kW·h接近。但非晶硅的日平均發(fā)電量為3.50 kW·h，為單晶硅的1.35倍，為多晶硅的1.43倍。根據(jù)PVsyst軟件的模擬比較，結(jié)果表明，在重慶地區(qū)，非晶硅太陽能電池板的比功率發(fā)電量均大于單、多晶硅太陽能電池的比功率發(fā)電量。

非晶硅太陽能電池板的生產(chǎn)成本約為單、多晶硅太陽能電池板的60%，但由于非晶硅太陽能電池的轉(zhuǎn)換效率比單、多晶硅太陽能電池的轉(zhuǎn)換效率要低，在發(fā)電量相同的情況下采用非晶硅薄膜電池時，安裝面積需要成倍增加。重慶屬于山地城市，建筑密度大，安裝非晶硅薄膜電池時需要更大的面積，應(yīng)用的難度可能會增大。

2.2 太陽能光伏發(fā)電成本計算

2.2.1 度電成本計算

根據(jù)前文軟件模擬年發(fā)電量的結(jié)果，對重慶地區(qū)太陽能并網(wǎng)光伏系統(tǒng)發(fā)電系統(tǒng)成本與度電成本，及投資回收期進行測算，見表4。

表3 不同太陽能電池比功率發(fā)電量

表4 初始條件

假設(shè)Tcost為成本電價（在預(yù)定的投資回報期內(nèi)能夠收回光伏電站總投資成本的最低電價），因為光伏電站的日常運營費用很小，每個電站的成本電價主要取決于固定資產(chǎn)折舊，也就是與預(yù)期的投資回收期密切相關(guān)[3]。

成本電價計算公式：

用Cp代表單位裝機容量的裝機成本，即Cp=Civs/P，isub=Isub/ Civs，作為單位裝機成本的其他補貼收入，稱為電站的其他補貼收入系數(shù)。

Cp=1.6萬元；Per=20年；Rop=2%；Rloan=70%；Rintr=6.55%；Hfp= 1048kW·h；isub=0。

Tcost=16000（1/20+2%+70%×6.55%）/1048=1.77元kW·h

在未考慮光伏電力輸送成本及其他電網(wǎng)服務(wù)成本的前提下，測算出并網(wǎng)光伏度電成本為1.77元/kW·h左右。

2.2.2 投資回收期計算

表5 投資回收年限對比

按照上文對該光伏系統(tǒng)所設(shè)置的條件，對投資回收期（年）進行計算。

由表5可見，如果全部采用自有資金投入，投資回收期設(shè)定在25年，目前的光伏發(fā)電成本電價僅為0.92元/kW·h。而如果設(shè)定投資回收期為5年，則成本電價高達3～4元/kW·h。因此，投資回收期的設(shè)定對于光伏發(fā)電成本電價的影響是巨大的。在我國，火力發(fā)電廠的投資回收期通常為15－30年，而核電的投資回收期為50年。因此，對于光伏發(fā)電的可行性分析計算時，按照20年或者25年的投資回收期計算比較合理。

從表5可看出，在70%貸款的條件下，如果電價定為1.77元/kW·h，則20年可回收投資，如果電價定為1.62元/kW·h，則25年可回收投資。

3 太陽能光伏發(fā)電與常規(guī)發(fā)電技術(shù)對比

我國現(xiàn)階段火力發(fā)電所采用的能源主要是煤，火力發(fā)電所造成的環(huán)境污染嚴重。在目前，我國的電力還是以火電為主，火電裝機容量仍占電力總裝機容量的73%左右，火力發(fā)電量占總發(fā)電量的比例超過80%[4]。水資源是可再利用資源，水力發(fā)電成本也相對較少。小型水電的發(fā)電成本與火電相當，大型水電的發(fā)電成本為火力發(fā)電的50%左右。風力發(fā)電是一種環(huán)保潔凈的綠色能源。風力發(fā)電廠初投資較高，投資的供應(yīng)成本還不具備與常規(guī)能源產(chǎn)品進行競爭的能力，這也是阻礙風力發(fā)電發(fā)展的原因之一。

不同發(fā)電方式的成本價格對比見表6。

表6 發(fā)電成本價格對比

太陽能是可再生清潔能源，相對水力發(fā)電和風力發(fā)電沒有地域的限制，相對于火力發(fā)電和水力發(fā)電不會對生態(tài)環(huán)境產(chǎn)生影響。太陽能發(fā)電不需要燃料，機械維修的必要性也低，成本幾乎都是初期投資。產(chǎn)生的電量取決于日照強度和轉(zhuǎn)化效率，日照強度取決于裝置設(shè)置的場所。

表6中所示的現(xiàn)太陽能發(fā)電電價比常規(guī)電價約高一倍，而上文計算出重慶地區(qū)的發(fā)電電價是常規(guī)電價的3倍左右。除了太陽能大量普及能帶來成本下降的效果以外，還必須從根本上提高太陽能發(fā)電裝置的經(jīng)濟性。

重慶地區(qū)冬季太陽輻射量小，夏季輻射量大，模擬太陽能電池組月發(fā)電量最大差值如表7所示。

表7 不同太陽能電池月發(fā)電量比較

三種類型電池組發(fā)電量月最大差值的平均值為8987kW· h。重慶地區(qū)太陽能電池組冬季發(fā)電量遠遠低于夏季發(fā)電量。重慶地區(qū)夏季由于大量制冷設(shè)備的使用，電網(wǎng)處于高峰期?？蓪⑻柲芄夥l(fā)電與建筑空調(diào)制冷結(jié)合起來。光伏系統(tǒng)在建筑上的應(yīng)用，除了保證建筑自身用電外，還可向電網(wǎng)供電，舒緩高峰電力需求，解決電網(wǎng)峰谷供應(yīng)矛盾，具有極大的社會效益。

4 結(jié)語

根據(jù)前文假設(shè)條件，計算出重慶地區(qū)的單晶硅的比功率發(fā)電量為2.60 kW·h，多晶硅為2.44 kW·h，非晶硅為3.50 kW·h。非晶硅太陽能電池的比功率發(fā)電量為單晶硅的1.35倍，為多晶硅的1.43倍。

通過前文對不同太陽能電池在重慶地區(qū)的發(fā)電量模擬計算及對比，綜合發(fā)電比功率、成本、安裝各方面，非晶硅太陽能電池板在重慶地區(qū)的應(yīng)用效果優(yōu)于單、多晶硅。

在未考慮政策補貼的情況下，貸款占總投資比例為70%，投資回收期定為20年時，測算出重慶地區(qū)光伏發(fā)電成本為1.77元/kW·h左右，為常規(guī)發(fā)電技術(shù)成本的3倍左右。當投資全部為自有資金，投資回收期定為25年時，測算出發(fā)電成本為0.92元/ kW·h左右，此時的發(fā)電成本仍為常規(guī)發(fā)電技術(shù)成本的2倍左右。光伏發(fā)電成本平均值為1.0～1.3元/kW·h，重慶地區(qū)光伏發(fā)電成本高于光伏發(fā)電成本平均水平，重慶地區(qū)為太陽能資源IV地區(qū)對此有較大影響。

通過比較，重慶地區(qū)夏季光伏發(fā)電效果遠優(yōu)于冬季，且發(fā)電量差值較大。不建議建設(shè)大規(guī)模的太陽能電站，建議將太陽能發(fā)電與建筑結(jié)合，采用并網(wǎng)發(fā)電的方式，滿足公建、住宅部分用電。

[1]馬勝紅，李斌，陳東兵，等.中國光伏發(fā)電成本、價格及技術(shù)進步作用的分析[J].太陽，2010（04）.

[2]李振全，徐云亮，Shyshenq P Liou.幾種太陽能電池組件比功率發(fā)電量的模擬與比較[J].電工電氣，2010（04）.

[3]史珺.光伏發(fā)電成本的數(shù)學模型分析[J].太陽能，2012（02）.

[4]楊勇平，楊志平，徐鋼.中國火力發(fā)電能耗狀況及展望[J].中國電機工程學報，2013，33（23）.

[5]胡仁芳.四大發(fā)電方式大比拼，解決電力緊缺靠煤不夠[EB/OL].[2014-07-17].http://zqrb.ccstock.cn/html/2011-05/09/ content_243787.htm.

[6]湯鑫華.論水力發(fā)電的比較優(yōu)勢[J].中國科技論壇，2011（10）.

[7]張雯，劉瑞豐，劉靜，等.基于多影響因素分析的光伏發(fā)電成本及走勢預(yù)測模型[J].陜西電力，2013（11）.

Analysis on Solar Photovoltaic Power Generation Potentialin Chongqing

Actualtestand analysis are made in solar energy sources in Chongqing and simulations are also made in power amount by monocrystalsilicon, polycrystalline silicon solar cells,and amorphous silicon solar cells with PVsystsoftware.Photovoltaic power generation is compared with conventional power generation methods to calculate the cost of photovoltaic power generation and investmentreturn period.The results show thatamorphous silicon solar cells specific yield is larger than monocrystaland polycrystalsilicon solarcells and the costis two to three times thatofconventionalpower generation.

solarcells;PVsystsoftware;specific yield;generating cost;payback period

TU18

A

1671-9107（2014）09-0008-04

基金論文：該論文為國家科技支撐計劃項目子課題（項目編號：2013BAL01B03-6）；重慶市可再生能源建筑應(yīng)用城市示范配套能力建設(shè)項目論文之一。

10.3969／j.issn.1671-9107.2014.09.008

2014-07-18

唐爽（1992—），女，重慶人，碩士研究生，主要從事可再生能源建筑應(yīng)用方面的研究。

丁勇（1975—），男，山東黃縣人，博士，教授，主要從事可持續(xù)建筑環(huán)境與建筑節(jié)能方面的研究。