廣西某漁光互補(bǔ)光伏發(fā)電項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)

甘凱元

(廣西水利電力勘測(cè)設(shè)計(jì)研究院有限責(zé)任公司，南寧 530023）

1 項(xiàng)目概述

1.1 項(xiàng)目地點(diǎn)概況

廣西某漁光互補(bǔ)光伏發(fā)電項(xiàng)目地點(diǎn)位于廣西東部，所處位置為丘陵地帶。項(xiàng)目場(chǎng)地范圍內(nèi)有農(nóng)田、荒草地（不適合農(nóng)作物種植）、魚塘等。項(xiàng)目所占用的土地為魚塘及荒草地，不占用基本農(nóng)田。魚塘最高水位不超2 m，荒草地最大高差不超1 m。附近無樹木、建筑、山坡等遮擋物。項(xiàng)目所在地交通便利，場(chǎng)地離鄉(xiāng)鎮(zhèn)中心約2 km，3.5 m鄉(xiāng)村水泥路直達(dá)項(xiàng)目場(chǎng)地內(nèi)。項(xiàng)目選址區(qū)域可利用魚塘面積共約1300畝。

1.2 項(xiàng)目建設(shè)規(guī)模及方案

1.2.1 安裝方式及電池陣列的安裝方式選擇

（1）安裝方式選擇。光伏陣列的運(yùn)行方式主要有固定式、單軸跟蹤式和雙軸跟蹤式。跟蹤系統(tǒng)的控制方式又分為主動(dòng)式控制方式、被動(dòng)式控制方式和復(fù)合控制方式。光伏陣列運(yùn)行方式不同，其建設(shè)成本及年發(fā)電量也不同。其中固定式的建設(shè)成本最低，單軸跟蹤式的次之，雙軸跟蹤式的最高。對(duì)于光伏系統(tǒng)年發(fā)電量，則是雙軸跟蹤式的最高，單軸跟蹤的次之，固定式的最低。對(duì)于系統(tǒng)的運(yùn)行維護(hù)，相比于固定式，跟蹤式的結(jié)構(gòu)復(fù)雜，且故障率較高，因而具有較高的維護(hù)與維修成本。綜合考慮系統(tǒng)運(yùn)行可靠性、故障率、系統(tǒng)維護(hù)難易程度、經(jīng)濟(jì)性因素，并結(jié)合建設(shè)場(chǎng)址特點(diǎn)和項(xiàng)目特征，本項(xiàng)目的光伏陣列運(yùn)行方式推薦采用固定式。

（2）安裝方位角和安裝傾角。固定式運(yùn)行方式下，光伏陣列的安裝是影響光伏發(fā)電系統(tǒng)發(fā)電量的重要素。項(xiàng)目位于北半球且處于北回歸線以南，根據(jù)太陽運(yùn)行軌跡，為獲最大發(fā)電量，光伏陣列的安裝方位角選擇正南方向。

隨著工程分析思路及技術(shù)發(fā)展，除最大發(fā)電量?jī)A角外，還需進(jìn)一步分析最經(jīng)濟(jì)傾角。相關(guān)研究數(shù)據(jù)表明最大斜面輻射量?jī)A角附近，曲線有“平峰”現(xiàn)象，即在一個(gè)較寬的角度范圍內(nèi)，斜面輻射量變化不大。降低角度，在發(fā)電量受損不大的情況下，用地面積可大幅度節(jié)省，特別是在高緯度陰影較長(zhǎng)的地區(qū)，節(jié)省用地的效果更加明顯，同時(shí)降低臺(tái)風(fēng)的影響，節(jié)省工程造價(jià)。經(jīng)計(jì)算，項(xiàng)目組件采用16°傾角固定式安裝。

（3）基礎(chǔ)。光伏陣列基礎(chǔ)采用PHC管樁。PHC管樁單樁承載力高，樁身質(zhì)量可靠，安裝方便、操作簡(jiǎn)單、便于控制，單位承載力造價(jià)較沉管灌注樁、鉆孔灌注樁、人工挖孔樁便宜。

1.2.2 光伏列陣接入方案

項(xiàng)目用地主要為魚塘及荒草地，周圍無高大建筑物體遮擋。利用荒草地建設(shè)一座升壓站，光伏組件分布陣列于魚塘內(nèi)。場(chǎng)址水域面積約為1300畝，水位最大落差約2 m，落差小，擬采用固定傾角式光伏發(fā)電系統(tǒng)。經(jīng)計(jì)算，項(xiàng)目總規(guī)劃裝機(jī)容量94.068 MWp。

項(xiàng)目采用分塊發(fā)電，匯流后接入升壓站，集中并網(wǎng)的方案。項(xiàng)目擬采用3.125 MW 光伏發(fā)電系統(tǒng)作1個(gè)模塊設(shè)計(jì)，光伏模塊共25個(gè)。每個(gè)3.125 MW光伏系統(tǒng)模塊安裝540 Wp 高效單面單玻單晶硅太陽能電池板6968塊，26塊光伏板為一個(gè)組件串，每18串接入1臺(tái)方陣匯流箱（20進(jìn)1出），每15臺(tái)方陣匯流箱接入1臺(tái)3125 kVA逆變升壓一體機(jī)，升壓為35 kV。

1.3 接入系統(tǒng)分析

光伏電站接入系統(tǒng)設(shè)計(jì)需根據(jù)自身發(fā)電容量，結(jié)合項(xiàng)目周邊電網(wǎng)情況，綜合考慮其接入電網(wǎng)電壓等級(jí)。接入設(shè)計(jì)還需考慮光伏發(fā)電對(duì)電能質(zhì)量的影響。經(jīng)調(diào)研和計(jì)算分析后，結(jié)合電網(wǎng)公司建議，本項(xiàng)目接入項(xiàng)目地附近220 kV變電站。

根據(jù)項(xiàng)目規(guī)劃容量、位置及其作用，直流側(cè)裝機(jī)容量約為94 MWp，擬新建一座110 kV升壓站，光伏子陣通過35 kV集電線路接入項(xiàng)目場(chǎng)地內(nèi)配套新建的110 kV 光伏升壓站，采用就近接入原則接入220 kV變電站輸入電網(wǎng)系統(tǒng)。其中，每個(gè)發(fā)電子系統(tǒng)由太陽能電池組件、逆變器、就地升壓變壓器發(fā)電模塊構(gòu)成。

將所有發(fā)電單元的就地升壓變壓器分別以掛燈籠形式T 接于集電線路，共以4 回集電線路接入擬建于區(qū)場(chǎng)址附近的光伏110 kV 升壓站的35 kV側(cè)。110 kV 升壓站采用“線路—變壓器組”的接線形式，通過變壓器升壓后，最終以一回110 kV 架空線接入220 kV 變電站的110 kV 側(cè)，項(xiàng)目規(guī)劃110 kV送出線路長(zhǎng)度約為9.2 km。

2 項(xiàng)目地太陽能輻射數(shù)據(jù)

通過光伏系統(tǒng)PVsyst 軟件建立solorgis 數(shù)據(jù)庫(kù)測(cè)算，項(xiàng)目站址所在地附近水平面的多年平均太陽輻射量為4 776.48 MJ/m2，屬于廣西一級(jí)光照資源豐富區(qū)，有較高的利用價(jià)值，項(xiàng)目地水面開闊且無遮擋物，交通運(yùn)輸?shù)葪l件較好；氣候溫和，雨量適中，無霜期長(zhǎng)，區(qū)域氣溫的月際變化不顯著，適宜光伏電池工作。

通過PVsyst 軟件建模進(jìn)一步測(cè)算，光伏組件傾角為16°。地面擬建固定傾角面對(duì)應(yīng)太陽輻射量（最佳傾角）為4 929.48 MJ/m2，即1 369.3 kW·h/m2。因此，項(xiàng)目場(chǎng)址適合建設(shè)大型光伏發(fā)電項(xiàng)目。

3 項(xiàng)目發(fā)電量估算

采用最佳傾角固定式光伏系統(tǒng)，項(xiàng)目首年利用小時(shí)數(shù)為1114 h，首年發(fā)電量為10 477 萬kW·h，運(yùn)行25年年均利用小時(shí)數(shù)為1039 h，年平均發(fā)電量約為9 771.58 萬kW·h，運(yùn)行期（按25 年設(shè)計(jì)）總的上網(wǎng)電量244 290萬kW·h（年衰減率按第一年2%，其余24年每年0.55%計(jì)算）。

4 節(jié)能方案分析

項(xiàng)目規(guī)劃直流側(cè)裝機(jī)容量為94.068 MWp，年均發(fā)電量約為9 771.58萬kW·h，與同容量燃煤發(fā)電廠相比，以2019年全國(guó)火電廠發(fā)電標(biāo)煤煤耗0.312 kg/（kW·h）計(jì)算，每年可節(jié)約標(biāo)煤30 487.33 t，相應(yīng)可減排溫室效應(yīng)氣體CO2約78 583.05 t，減排SO2約220.83 t，減排NOx（以NO2計(jì)）約234.53 t，減少粉塵排放約38.12 t。減少了有害物質(zhì)排放量，減輕環(huán)境污染，同時(shí)不需要消耗水資源，也沒有污水排放。

光伏電站是將太陽能轉(zhuǎn)化成電能的過程，在整個(gè)工藝流程中，不產(chǎn)生氣體、液體、固體廢棄物等方面的污染物，也不會(huì)產(chǎn)生大的噪聲污染。從節(jié)約煤炭資源和環(huán)境保護(hù)角度來分析，本項(xiàng)目的建設(shè)具有較為明顯的經(jīng)濟(jì)效益、社會(huì)效益及環(huán)境效益。

5 工程投資匡算

5.1 編制原則及依據(jù)

5.1.1 編制原則

工程項(xiàng)目劃分、費(fèi)用構(gòu)成、概算編制及費(fèi)用指標(biāo)按國(guó)家能源局發(fā)布的《光伏發(fā)電工程設(shè)計(jì)概算編制規(guī)定及費(fèi)用標(biāo)準(zhǔn)》（NB/T 32027-2016）編制，工程設(shè)計(jì)概算按2022年第一季度價(jià)格水平編制。

5.1.2 編制依據(jù)

（1）《光伏發(fā)電工程可行性研究報(bào)告編制辦法（試行）》（GD 003-2011）。

（2）《光伏發(fā)電工程設(shè)計(jì)概算編制規(guī)定及費(fèi)用標(biāo)準(zhǔn)》（NB/T 32027-2016）。

（3）《光伏發(fā)電場(chǎng)工程概算定額》（NB/T 32035-2016）。

（4）水電水利規(guī)劃設(shè)計(jì)總院可再生能源定額站關(guān)于發(fā)布《建筑業(yè)營(yíng)業(yè)稅改征增值稅后光伏發(fā)電工程計(jì)價(jià)依據(jù)調(diào)整實(shí)施意見》的通知（可再生定額〔2016〕61號(hào)文）。

（5）廠家提供的主要設(shè)備、材料報(bào)價(jià)和同類工程設(shè)備及建筑安裝工程價(jià)格等。

5.2 主要基礎(chǔ)資料取值及匡算方法

根據(jù)最新市場(chǎng)價(jià)格及廠家初步報(bào)價(jià)，光伏電站建造成本基礎(chǔ)數(shù)據(jù)取值下表。項(xiàng)目工程裝機(jī)規(guī)模為94.068 MWp，工程投資匡算見表1，分項(xiàng)單瓦造價(jià)投資見表2。

表1 工程匡算投資

表2 分項(xiàng)單瓦造價(jià)投資

6 項(xiàng)目財(cái)務(wù)評(píng)價(jià)與社會(huì)效果分析

6.1 財(cái)務(wù)評(píng)價(jià)依據(jù)

（1）《光伏發(fā)電工程可行性研究報(bào)告編制辦法（試行）》（GD 003-2011）。

（2）國(guó)家發(fā)展改革委和建設(shè)部聯(lián)合發(fā)布《建設(shè)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)方法與參數(shù)》（第三版）。

6.2 分年投資及使用計(jì)劃

工程建設(shè)投資年度使用計(jì)劃，分配比例如下：第一年投資100%投入使用。

6.3 基本數(shù)據(jù)

財(cái)務(wù)評(píng)價(jià)基礎(chǔ)數(shù)據(jù)參數(shù)匯總見表3。

表3 基礎(chǔ)數(shù)據(jù)參數(shù)匯總表

序號(hào)指標(biāo)指標(biāo)值三12345678 15等額還本付息4.65 3.85 20 5.00 1～10年，0.1%；11～20年，0.2%；21～25年，0.3%。8.1 8.2 8.3 9 10 11 11.1 11.2 6 8.00 60.00 0.10 3 3.09 8.00四12345681 0成本類參數(shù)還款期限/年還本付息方式長(zhǎng)期貸款利率/%流動(dòng)資金代款利率/%折舊年限/年殘值率/%修理費(fèi)提存率/%人工成本定員標(biāo)準(zhǔn)/人人均年工資/萬元綜合福利費(fèi)/%保險(xiǎn)費(fèi)率/%材料費(fèi)/（元·kW-1·年-1）其他費(fèi)用其中：場(chǎng)地租金項(xiàng)1（200元/畝，5年一漲按5%）/（元·kW-1·年-1）其他費(fèi)用項(xiàng)2/（元·kW-1·年-1）收益類參數(shù)上網(wǎng)電價(jià)（含增值稅）/（元·kW-1·h-1）年等效利用小時(shí)數(shù)/h增值稅稅率/%西部大開發(fā)優(yōu)惠所得稅稅率15%（自2021年1月1日至2030年12月31日）疊加（三免三減半）/%城市維護(hù)建設(shè)稅/%教育費(fèi)附加/%所得稅N免N減半補(bǔ)貼收入（含可抵扣稅金）/萬元0.4 207 1 114 13.00 1～3年，0%；4～6年7.5%；7～9年，15%；10～25年，25%。5.00 5.00 3免3減半3 920.75

6.4 財(cái)務(wù)評(píng)價(jià)指標(biāo)

按表3測(cè)算本項(xiàng)目在當(dāng)?shù)叵嚓P(guān)企業(yè)新建光伏電站標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)0.4207 元/(kW·h)（含稅）下的財(cái)務(wù)評(píng)價(jià)指標(biāo)，主要技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)見表4。

表4 主要技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)

12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27經(jīng)營(yíng)期平均電價(jià)（不含增值稅）/(元·kW-1·h-1)經(jīng)營(yíng)期平均電價(jià)（含增值稅）/(元·kW-1·h-1)項(xiàng)目投資回收期（所得稅前）/年項(xiàng)目投資回收期（所得稅后）/年項(xiàng)目投資財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率（所得稅前）/%項(xiàng)目投資財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率（所得稅后）/%項(xiàng)目投資財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值（所得稅前）/萬元項(xiàng)目投資財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值（所得稅后）/萬元稅后資本金財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率/%資本金財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值/萬元總投資收益率/%投資利稅率/%項(xiàng)目資本金凈利潤(rùn)率/%資產(chǎn)負(fù)債率（最大值）/%盈虧平衡點(diǎn)（生產(chǎn)能力利用率）/%盈虧平衡點(diǎn)（年產(chǎn)量）/MW·h 0.3723 0.4207 11.68 12.40 7.68 6.71 2219.75 2331.29 9.21 2983.51 4.81 3.72 9.34 70.00 59.46 58104.55

6.5 財(cái)務(wù)結(jié)論

（1）項(xiàng)目建設(shè)工期為12 個(gè)月，項(xiàng)目靜態(tài)投資39 207.54萬元，單位投資4 168.00元/kWp。

（2）項(xiàng)目按上網(wǎng)電價(jià)0.4 207元/（kW·h）進(jìn)行財(cái)務(wù)評(píng)價(jià)得出：項(xiàng)目稅后項(xiàng)目投資財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率為6.71%，稅后資本金財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率為9.21%（高于資本金基準(zhǔn)收益率7.00%），稅后投資回收期為12.4年，總投資收益率為4.81%，項(xiàng)目資本金凈利潤(rùn)率為9.34%。

因此，該項(xiàng)目財(cái)務(wù)評(píng)價(jià)可行。

6.6 社會(huì)效果分析

（1）有利于推進(jìn)廣西境內(nèi)豐富水資源與太陽光資源的綜合利用，符合我國(guó)能源發(fā)展戰(zhàn)略的需要。

（2）符合廣西能源結(jié)構(gòu)調(diào)整和可持續(xù)發(fā)展的需要，促進(jìn)當(dāng)?shù)氐哪茉唇Y(jié)構(gòu)多元化發(fā)展。

（3）滿足廣西經(jīng)濟(jì)發(fā)展需要。相比于火力發(fā)電，太陽能光伏發(fā)電場(chǎng)建設(shè)有利于保護(hù)生態(tài)環(huán)境，有利于促進(jìn)經(jīng)濟(jì)與環(huán)境保護(hù)的協(xié)調(diào)發(fā)展。

（4）太陽能光伏發(fā)電作為環(huán)保型能源項(xiàng)目，在促進(jìn)經(jīng)濟(jì)發(fā)展的同時(shí)，對(duì)改善環(huán)境具有重要作用。

該項(xiàng)目符合我國(guó)21 世紀(jì)可持續(xù)發(fā)展能源戰(zhàn)略規(guī)劃，符合“雙碳”目標(biāo)下的發(fā)展要求，具有較好的社會(huì)效益。

7 結(jié)語

本項(xiàng)目在不影響魚塘養(yǎng)殖的前提下，合理利用光資源發(fā)電，既不影響原有的養(yǎng)殖經(jīng)濟(jì)，同時(shí)場(chǎng)地所有者還可以通過租賃場(chǎng)地增加收入，另外光伏發(fā)電可為當(dāng)?shù)亟?jīng)濟(jì)建設(shè)提供電力支持，各相關(guān)方都可以獲益。

本項(xiàng)目綜合指標(biāo)及電價(jià)在光伏發(fā)電市場(chǎng)上具有一定的競(jìng)爭(zhēng)能力，具備償還能力，社會(huì)、經(jīng)濟(jì)和環(huán)境效益較大。但是項(xiàng)目對(duì)投資因素的變化非常敏感，需要政府在政策、資金等方面的大力支持，建議通過采取稅收優(yōu)惠政策等措施提高電站的效益，增加電站的抗風(fēng)險(xiǎn)能力。