1 分布式光伏發(fā)電項目平均電價的計算方法

      電力系統(tǒng)的負(fù)荷是變動的，為了碾平電力系統(tǒng)的高峰，填平低谷，促進(jìn)用戶有計劃的用電和節(jié)約用電，充分發(fā)揮價格的經(jīng)濟(jì)杠桿作用，我國多地采用了峰谷電價制。2018 年4 月20 日，江蘇省物價局發(fā)布的《關(guān)于降低一般工商業(yè)電價有關(guān)事項的通知》中，就有工業(yè)用電峰谷分時銷售電價的信息，具體如表1 所示。

      采用“自發(fā)自用、余量上網(wǎng)”模式的分布式光伏發(fā)電項目的平均電價是基于銷售電價計算的。但不同時段工業(yè)用電的銷售電價不同，因此在實(shí)際項目評估時，采用加權(quán)平均值進(jìn)行平均電價的計算比較合理。

      下文以江蘇省“1～10 kV”大工業(yè)用電項目為例，分別采用“峰、平、谷”時段的加權(quán)平均值和不同時段的光伏輸出功率加權(quán)平均值2 種方式來確定平均銷售電價。

      1) 采用“峰、平、谷”時段的加權(quán)平均值[2]。由于光伏發(fā)電時段主要集中在08:00～16:00，因此僅選取該時段內(nèi)的銷售電價進(jìn)行加權(quán)平均值計算，即：

      將表1 中的數(shù)據(jù)代入式(1) 可知，該項目的平均電價為0.8558 元/kWh。

      但由于不同地區(qū)的光伏發(fā)電時段不同，而且不同時段的太陽輻照度不同，因此每個時段的光伏發(fā)電時間占比均取“1”會存在較大誤差。

      2) 采用不同時段的光伏輸出功率加權(quán)平均值。由于每天不同時段的太陽輻射量不同，為更精確地得到一天中不同時段的光伏輸出功率占比，利用光伏軟件PVsyst 6.63 導(dǎo)出江蘇省淮安市全年365 天24 個時間點(diǎn)的太陽輻射量，然后取每個時間點(diǎn)的平均值，圖1 為江蘇省淮安市一天中各時刻的平均太陽輻射量分布曲線圖。利用圖1 計算出各時段的面積及其占全天發(fā)電時段面積的比例，如表2 所示。

      由于太陽輻射量直接影響光伏輸出功率，因此光伏輸出功率的情況由太陽輻射量來表征。對以上不同時段的光伏輸出功率進(jìn)行加權(quán)平均值計算，得到平均電價，即：

      根據(jù)表1 和表2 中的數(shù)值，代入式(2)，得出平均電價為0.8064 元/kWh。

      但根據(jù)式(2) 進(jìn)行計算仍會存在一定誤差，主要原因為：  ① PVsyst 軟件所提供數(shù)據(jù)的準(zhǔn)確性需進(jìn)一步論證。  ②由于上述電價計算過程中均使用的是峰谷分時銷售電價，未考慮“余量上網(wǎng)”部分的電價為脫硫煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價，這相當(dāng)于默認(rèn)了光伏電站所發(fā)電力均被完全消耗。 但電站實(shí)際運(yùn)行過程中，廠區(qū)逐時電力負(fù)荷與光伏輸出功率曲線并不是完全重合的，即不同時段的光伏消納率不相等，所以會導(dǎo)致以上計算仍存在一定誤差。

2 分布式光伏發(fā)電項目的消納率測算

2.1 光伏消納率的不同計算方法

      當(dāng)分布式光伏發(fā)電項目所發(fā)電量不能被完全消耗，即存在“余量上網(wǎng)”部分時，該部分電力的電價為脫硫煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價。因此下文就“自發(fā)自用”所占比例，即光伏消納率情況進(jìn)行分析。目前工商業(yè)項目中，僅部分項目能提供其實(shí)時負(fù)荷曲線，一般只能提供從供電公司調(diào)取的項目12 個月的電費(fèi)清單。

      以江蘇省某個廠區(qū)的裝機(jī)容量為10004.25 kW的分布式光伏發(fā)電項目為例，對其光伏消納率情況進(jìn)行分析。

      1) 利用電量清單計算光伏消納率。工業(yè)用電的峰時為08:00～12:00，共4 h；平時為12:00～17:00，共5 h；而光伏發(fā)電時段主要是在08:00～16:00，故光伏發(fā)電時段用電量可表示為：

      利用從供電公司調(diào)取的上述廠區(qū)12 個月的電費(fèi)清單，根據(jù)式(3)，通過PVsyst 軟件模擬出光伏發(fā)電時段該廠區(qū)的用電量，如表3 所示。從表3 中的相關(guān)數(shù)據(jù)可知，該廠區(qū)的光伏消納率為100%，但在財務(wù)預(yù)測過程中，考慮到廠區(qū)放假和設(shè)備維護(hù)等因素，光伏消納率按照85% 進(jìn)行保守計算。

      2) 利用廠區(qū)負(fù)載有功功率和電站的理論光伏輸出功率計算光伏消納率。

      由于本案例中的項目尚未建成運(yùn)行，光伏發(fā)電效率僅能參考該項目所在地附近的電站數(shù)據(jù)，即監(jiān)控平臺調(diào)取的該項目附近區(qū)域已正常運(yùn)行的電站的真實(shí)數(shù)據(jù)。

      根據(jù)式(4) 可計算得到該廠區(qū)分布式光伏發(fā)電項目的理論光伏輸出功率。理論光伏輸出功率 和廠區(qū)負(fù)載有功功率曲線如圖2 所示。從圖中可以看出，該廠區(qū)的負(fù)載有功功率在光伏發(fā)電時段(08:00～16:00) 內(nèi)基本為穩(wěn)定狀態(tài)。因此，光伏消納率隨光伏輸出功率的變化而變化。

      根據(jù)圖2 中光伏發(fā)電時段的相關(guān)數(shù)據(jù)，利用式(5) 可以得到該廠區(qū)的光伏消納率約為92%。

2.2 不同計算方法的結(jié)果分析

      通過上述光伏消納率的計算過程和結(jié)果可知，利用廠區(qū)負(fù)載有功功率和項目理論光伏輸出功率進(jìn)行計算是最為保守的方法，但也最為合理。因此在做項目財務(wù)測算時，最好是收集到廠區(qū)的負(fù)載有功功率和電站的光伏發(fā)電效率數(shù)據(jù)。但是由于廠區(qū)實(shí)時負(fù)荷曲線的獲取存在一定難度，因此在采用月電費(fèi)清單進(jìn)行計算時，最好預(yù)留10%～15% 的上網(wǎng)余量，即若采用電費(fèi)清單計算的光伏消納率為100% 時，建議財務(wù)測算時取85%～90%。

3 光伏發(fā)電時段的選取

      在以上分析過程中，大部分情況選取的光伏發(fā)電時段是08:00～16:00。但由于不同地區(qū)的光 伏輸出功率的時段不同，例如，我國西北地區(qū)在18:00 時的光伏輸出功率依然很高，因此針對不同地區(qū)，應(yīng)通過PVsyst 軟件或監(jiān)控平臺查詢出其一天中每個時段的光伏輸出功率占比后，綜合選取合適的光伏發(fā)電時段。

4 計算結(jié)果分析

      利用前文計算分析后得到的平均電價和光伏消納率進(jìn)行投資測算，結(jié)果如表5 所示。

      由表5 可看出，不同情況下計算的回收期各有不同，最大差異約為1.3 年。

5 總結(jié)

      本文通過對平均電價和光伏消納率的合理選取進(jìn)行分析，得出以下結(jié)論：

      1) 光伏發(fā)電時段的確定，可通過Pvsyst 軟件或監(jiān)控平臺查詢出各時段的光伏輸出功率占比后，綜合選取合適的光伏發(fā)電時段。

      2) 平均銷售電價的計算，建議采用不同時段的光伏輸出功率加權(quán)平均值進(jìn)行計算。其中各時段的太陽輻射量數(shù)據(jù)可通過PVsyst 軟件查詢獲得，建議查詢1 年的數(shù)據(jù)取平均值進(jìn)行計算。

      3) 光伏消納率的計算，建議利用廠區(qū)負(fù)載有功功率和項目理論光伏輸出功率進(jìn)行計算。但不同項目的用電情況差異較大，且大部分項目負(fù)荷曲線獲取難度較大，因此當(dāng)無法獲取項目所在廠區(qū)的負(fù)載有功功率時，可利用電費(fèi)清單進(jìn)行計算，但建議預(yù)留10%～15% 的上網(wǎng)余量。