刘进军， 高林朝， 张香萍， 郝庆英， 谢 毅

（1.河南农业大学，郑州 450002； 2.河南省科学院能源研究所有限公司，郑州 450008；3.郑州市绿文广场管理中心，郑州 450002）

大幅发展可再生能源，降低化石能源的比重，是构建清洁低碳、安全高效能源体系的必然趋势［1］. 太阳能光伏行业正面临重要的历史发展机遇［2-3］. 近年来分布式光伏电站建设进入规模化建设应用阶段，在替代常规电能和实现低碳减排方面，具有明显的经济社会和生态环境意义［4-8］. 分布式光伏发电技术不断完善，装机成本和系统造价逐年降低，在工业用电和高耗能产业领域开展节能替代提升，实施节能服务具有巨大市场潜力，适合开展合同能源管理.

合同能源管理（Energy Performance Contracting，EPC）是一种基于市场的、全新的节能新机制，一种以节约的能源费用来支付节能项目全部成本的节能投资方式［9］. 基于这种机制运作的专业化节能服务公司通过与愿意进行节能改造的客户签订节能服务合同，采用先进的节能技术和设备、全新的服务机制来为客户实施节能改造，使企业减少能源消耗，产生节能收益，并用节能收益来支付实施节能改造的成本和费用的节能方式. EPC是一种具备诸多优势的市场化的节能新机制，它为我国节能改造新添生机与活力，提升发展可再生能源过程中合同能源管理的参与度［10-11］. 合同能源管理作为一种新兴的节能管理机制，对于推进整个社会的节能工作、建设节约型社会和实施可持续发展有着重要的现实意义. 目前，在我国很多行业节能中都有成功的应用［12-13］.

目前，我国光伏发电运营模式主要以光伏电量全额上网的统购统销模式为主，其次是电源投资方与用户不是同一法人的合同能源管理模式和用户自建的自发自用模式［14-17］. 从现有研究来看，国内外对光伏发电的关注主要集中在行业动态、补贴政策、投资可行性、光伏发电并网的经济效益以及综合评价体系研究等，鲜见对光伏发电运营模式的成本/效益进行分析［18-20］. 从技术方案来看，现有研究只考虑了光伏发电系统本身的成本与效益，并与常规发电系统进行了比较，并未考虑不同运营模式、不同并网方案以及不同补贴政策等对光伏发电并网成本与效益的影响［21-22］.

本文以郑州某高校建设光伏发电站实施的合同能源管理项目为例，介绍了分布式光伏发电站项目的技术设计方案和EPC运营模式，依据实际运行数据，从项目的初投资、发电量、单位供电成本、净现值和投资回收期等方面进行了技术经济分析，初步给出了EPC模式下分布式光伏发电并网成本/效益的影响，并展望了应用前景. 希望能够为光伏发电项目投资运营提供一定参考借鉴作用，同时也为不同能源系统节能方案在高校的应用比较提供依据.

1 概况

本项目地址位于郑州市郑东新区龙子湖某高校校区，一期在校师生人数6000人，校区教学与综合实验楼房共8栋，建筑面积共13.3 万m2，框架6层，标高21.9 m. 据统计，2019年该校全年用电量638.4 万kWh，日均耗电17 479.49 kWh，年最大负荷12.89 MW，以学生生活和教附负荷为主. 电力负荷高峰时段为18：00—24：00，用电高峰时段出现电力紧张问题；全年平均电费支出370 万元以上. 居民用电价格0.56 元/（kWh）. 同时，随着办学规模的不断扩大，学校的能源消耗呈逐年增长趋势，原配电负荷设计及设备配置满足不了正常需要，但电力改造或新建投资费用较大. 为此，学校决定引入社会资本采用EPC模式进行节能改造.

EPC公司对该校区供配电系统进行全面分析和能耗诊断，根据该项目特点和校区建筑屋顶面积条件，提出了建设屋顶分布式光伏发电站节能改造方案，采用EPC模式，自发自用，余电上网. 具体流程为：合作意向—报备资质与设备清单—方案设计—签订合同—项目实施—人员培训—节能效益分享.

2 分布式光伏发电系统方案

2.1 系统构成与技术原理

并网分布式光伏发电系统发电原理图如图1所示，屋顶光伏发电系统主要由逆变器、电池组件、支架、连接电缆、监控设备及其他辅助设备组成. 光伏组件是分布式光伏系统中最主要的组成部分，市场中多以单晶硅和多晶硅为主［23-24］. 除了光伏组件之外，其中关键核心部件为逆变器，其作用是将光伏电池组件在光照下产生的直流电（DC）汇集后，通过逆变器的转化将其变为可供普通电气设备使用的交流电（AC）. 光伏发电系统逆变器的最大特点就是包括了最大功率点跟踪，在光照强度较大时发出的多余电量经转化成为满足电网公司电能质量要求的交流电注入电网中；在阴雨天光照强度较弱、发电能力不足时，则由电网向建筑屋顶发电（用户）供电. 这种系统的特点是太阳能发电站经过地域配电线直接向地域内的负荷供电，之后若有剩余电力时则送入电力系统（即逆潮流）. 当太阳能发电站的电力不能满足负荷的要求量，则由电力系统供电［25］.图1中的电度表用来测量与电力系统的买、卖电量. 整个系统设备与区域中建筑物协调一致紧密结合，有的甚至直接制作成建筑材料成为建筑物的一部分. 将太阳能发电站、地域内的民用、公用负荷等与地域配电线相连接，然后通过系统并网装置与电力系统并网.

图1 分布式并网光伏发电系统原理图Fig.1 Schematic diagram of distributed grid-connected photovoltaic power generation system

2.2 装机容量确定

该校位于北纬34.44°、东经113.42°地理位置，项目所处的郑州地区年平均日照时数为2025～2119 h，日照百分率为45%～55%. 年平均气温13.8～15.5 ℃，年均降水量1380～533 mm，全年无霜期为198～220 d，年均辐射量为4806 MJ·m-2.

前期规划选址过程中，选取建筑物屋顶面积约21 050 m2，可在综合实验楼和4栋学生公寓楼屋顶布置光伏板，将综合实验楼建设成建筑一体化并网型光伏发电项目. 现场勘察设计能容纳布置的光伏电池组件所占区域面积11 270 m2，屋顶规划装机总容量为1.0 MW. 根据要求整个发电项目的设计不能影响校区整体建筑物风貌特点和视觉效果. 经过项目工程运算及实验测试，发电系统配套支架等设备布置在校区实验楼屋顶空置区域，光伏电池组件则选择为固定安装模式，太阳能电池板选用HR-250P-24/Ba多晶硅光伏组件，单体峰值功率250 W，转换效率大于16%，共计4120组，总装机1030 kW. 光伏方阵朝向正南，安装倾角29°. 并网逆变器规格型号为KSG-300K，共4台；4台逆变器分散布置在空置区；4台交流汇流箱规格型号为三进一出和两进一出两种型号. 太阳能电池组件和并网逆变器技术参数分别如表1、表2所示.

表1 太阳能电池组件技术参数Tab.1 Technical parameters of solar cell modules

表2 KSG-300K并网逆变器技术参数Tab.2 Technical parameters of KSG-300K grid connected inverter

2.3 光伏阵列间距计算

参照《CNCA/CTS0016—2015 并网光伏电站性能检测与质量评估技术规范》规定的方阵遮挡限定条件为：按照冬至日9：00—15：00不遮挡原则设计，阵列间距由如下公式（1）计算：

式中：L为太阳能电池板斜面长度，mm；D为两排方阵之间距离，mm；A为方阵倾角，取29°；ϕ为当地纬度，取34.44°.

计算得出，光伏阵列间距为1850 mm.

2.4 光伏方阵并网接入方案

根据项目工程所在地区的太阳能辐照条件、建筑结构形式、电气配电系统现状及用电负荷情况，结合用能要求和项目建设单位的意见，本项目工程整体由4个257.5 kW的子系统组成. 每个子系统均选用1台并网逆变器和1台隔离升压变压器，经汇流后接至并网逆变器，光伏直流变为满足电网要求的10 kV三相交流输出，汇集到站内10 kV配电室后，以一回出线，接入地区电网而并网. 系统布置如图2所示.

图2 光伏系统并网接入示意图Fig.2 Schematic diagram of PV system grid connection

选用的并网逆变器采用有高性能滤波电路，防逆流检测点的产品，并安装在光伏发电系统至并网主线路上，实时采集交流电网的电压信号，通过闭环控制，使逆变器的交流输出相位与电网保持一致，计费用的关口使用电能计量装置，相应的电流互感器和电压互感器，准确度等级为0.2S级. 光伏发电项目在实验楼内设中控室，通过后台实现对光伏电池阵列、并网系统及电力系统的集中监控和管理. 光伏发电站设备配置如表3所示.

表3 光伏发电系统技术参数Tab.3 Technical parameters of photovoltaic power generation system

2.5 项目运行测试

该项目于2018年9月安装调试完成并开始运行. 经过2年多的运行实践，目前设备运行良好. 为了全面考察其功率衰减及发电量情况，2019年10月分别对并网逆变器和光伏组件状态参数进行监测，记录了发电功率、日发电量及直流输入与交流输出电压、电流、频率等. 光伏组件表面和背板温度采用远红外相机配合PV900测试仪自动记录存储数据；逆变器和汇流箱的功率、电压、电流、频率等运行参数对应瞬时人工读取记录；测试方法参照（晶体硅光伏方阵I-V特性的现场测量）GB/T 18210—2000和（并网光伏电站性能检测与质量评估技术规范）CNCA/CTS0016—2015 以及（Grid connected photovoltaic systems-Minimum requirements for system documentation，commissioning tests and inspection）IEC 62446—2009. 现场测试仪表采用锦州阳光生产的太阳辐射测量TMR-ZS1A 气象生态环境监测仪，太阳辐射值测试精度±5%，分辨率1 W·m-2，测温精度±0.1 ℃，显示分度0.1 ℃；苏州诺威特测控科技有限公司生产的光伏组件功率衰减采用PV900 便携式太阳能I-V测试仪，最大功率测试范围50 W～10 kW，最大功率测试重复性±1%，转换到STC（AM=1.5，1000 W·m-2，25 ℃）下最大功率准确性±5%.

以2019年10月23日10：30—10：50测试结果为例，当日太阳辐射强度为720～750 W·m-2，环境温度为19.2～20.1 ℃，组件背板温度为30.4～34.2 ℃. 从电站中随机抽取20块光伏组件，测试选定的20块HR-250P-24/Ba多晶硅光伏组件I-V曲线，同时记录光强和组件温度，实测功率修正到STC条件，同标称功率比较，得到组件功率衰减率. 并读取当日电站发电量电表数据. 结果表明，20块光伏组件中最大功率衰减率为2.7%，最小功率衰减率为0.4%，平均衰减率分别为1.8%. 电站运行时间为2年，基本符合《光伏制造行业规范条件（2015年本）》对多晶（单晶）组件首年功率衰减≤2.5%（3.0%），后续每年衰减在前一年的基础上增加0.7%的规范要求；全天发电量累计5253 kWh. 满足光伏电站正常运行状态.

3 EPC商业运作模式下经济性分析

合同能源管理模式，即第三方投资者投资建设光伏电源，所发电量优先满足和光伏电源位于同一地点的用户使用，多余电量上网，不足电量由电网企业按当地销售电价向用户提供. 在这种模式下，光伏发电逆变并到低压电网后直接送到用户，投资者按全电量获得政府补贴. 光伏多余电量按照当地燃煤脱硫机组标杆电价由供电企业收购，供电企业并按照当地销售目录电价向用户收取下网电量电费［26］. 这种模式真正实现了光伏发电的就地消纳，多余电量卖给市电，不足电量由市电供给.

经双方友好协商，该项目采用节能效益分享型，在投建光伏发电站过程中，EPC公司出资100%，光伏发电项目完成投入使用后，学校和EPC公司采取1∶9的比例对能源效益进行分享，合同期限15年，15年后，项目经营权与所有权全权归学校所有.

3.1 系统初投资

系统的初投资主要包括光伏电池组件、并网逆变器、支撑结构、防雷设备、安装运输、电缆等直接费用，如表4所示.

表4 光伏发电项目初投资Tab.4 Initial investments in photovoltaic power generation project单位：万元

由表4 可看出，该项目光伏组件采用BAPV 方式搭建在现有建筑屋顶上，安装方便，工期短，安装费用较低. 系统初投资总计697.45 万元，折合装机单价6771 元/kW. 其中，光伏组件单价2.2 元/W，并网逆变器单价约1.85 元/W.

3.2 系统年发电量

3.2.1 年平均太阳辐射量 年平均太阳辐射总量通常采用月平均日辐照量乘以当月的天数，然后逐月相加得到. 郑州地区日平均月辐射总量如图3 所示，由此可求得南向29°倾角平面上的年平均太阳辐射总量为5 125.5 MJ/m2.

图3 各月太阳辐射量曲线Fig.3 Monthly solar radiation curve

3.2.2 并网光伏发电系统综合效率系数K的确定 由年太阳辐射总量、电池总面积和光电转换效率可求出理论年发电量. 但实际输出功率和发电量受多种因素的影响，这些影响因素的数值主要根据文献［27-29］以及光伏发电系统各组成设备的性能指标确定［27-28］. 具体说明为组件表面清洁度损失K1约3%，组件固定倾角损失K2约8%，方阵组合损失K3约3%，温度损失K4约0.4%（晶硅电池温度系数（-0.35%～-0.6%）/℃），最大功率点偏离损失K5约4%，线路损失K6约3%，逆变器效率损失K7约2%.

综合以上数据，可以计算出并网光伏发电系统综合效率系数K=97%×92%×97%×99.6%×96%×97%×98%=78.68%. 其中，并网逆变器转换效率取98%.

3.2.3 年发电量 年发电量可以由装机容量和年日照峰值时数来计算，并网光伏系统第i年发电量Qi值可由公式（2）算出：

式中：Qi为第i年上网发电量，kWh；P为系统装机容量，kW；Ts为光伏系统年峰值日照小时数，可依据当地气象数据得知，h；K为并网系统综合效率系数；λ为光伏发电系统平均年衰减率，可依据《光伏制造行业规范条件（2015年本）》对多晶（单晶）组件首年功率衰减≤2.5%（3.0%），后续每年衰减在前一年的基础上增加0.7%的规范要求选取.

该光伏发电项目25年内年发电量如图4所示. 从图4可知，项目25年累计并网电量3 022.97 万kWh，年均发电量120.92 万kWh. 而在前15年合同能源管理期内，总发电量可达1 869.80 万kWh，年平均发电量达124.65 万kWh.

图4 并网光伏系统年发电量Fig.4 Annual power generation of grid-connected PV systems

3.3 经济性指标分析

本文选用单位供电成本、净现值NPV和投资回收期3个经济指标来衡量系统的经济性. 为此，先将系统总成本折现值. 总成本Ctotal是初投资Csystem、总运行维护费用Co&m以及寿命期内偶生成本Cac的总和［29-31］.各项费用统一折算到投资初期的现值就是总成本现值. 标准折现率的计算公式为：

式中：i为利率，取4%；g为通胀率，取3%. 计算得折现率i′为0.97%.

系统运行维护费用的现值计算如下：

其中：运行系数（年运行维护费用系数）α为0.5%.

由于是并网系统，所以系统的偶生成本Cac主要为逆变器的更换成本或维护成本，取初始成本的20%.

综合各项费用，系统的总成本折现值为775.18万元.

1）单位供电成本

系统的单位供电成本=总成本折现值/（25年×实际年均发电量）

2）净现值NPV

寿命期内每年的现金流量Qj为：

式中：C′o&m为每年的运行维护费，取初投资的1‰；N为组件寿命，取25年；PS为电价，取0.56 元/（kWh）（郑州居民用电价格）；Pi为国家补贴电价，元/kWh；j=1，2，…，N. 净现值为：

3）投资回收期

投资回收期即净现值为零时系统运行的时间.

在不考虑国家对上网电价进行补贴情况下的并网光伏发电项目经济性指标如表5所示.

由表5可看出，该项目的供电成本0.256 元/（kWh），远低于居民用电价格；项目总投资折现值775.18 万元，折合工程建设造价单价成本7526 元/kW，符合现阶段并网光伏发电站建设投资预算额度范围；同时，项目净现值NPV为7.33 元/WP，投资回收期10.77年，显然系统在寿命期间可以收回投资. 但参照目前我国节能改造行业的投资回报期为5～7年看，该项目合同能源管理的效益分享期限15年，收益期低于5年稍显不足. 为保障合同能源管理项目节能服务公司的合理盈利率，建议适当延长合同实施期限. 当然，随着光伏发电技术日臻完善和光伏组件及设备成本不断下降，并网光伏发电项目的投资回收期将逐年缩短，合同能源管理的节能服务公司的盈利能力也会得以增强，投资价值凸显.

表5 项目经济性指标Tab.5 Project economic indicators

同时，现阶段如果为了使系统能够适度盈利，还可考虑国家或地方对上网电价进行一定补贴. 该项目如果考虑国家或校方对上网电价进行0.10 元/（kWh）补贴优惠，则项目的净现值可为9.93 元/WP，投资回收期将缩短为8.68年. 效益分享期限仍按15年计，节能服务公司方的盈利能力增大，收益率将会处于合理范围内.

4 结论

通过以上分析和计算结果表明：

1）在EPC 模式下建筑屋顶设计安装分布式光伏发电系统用于替代常规电力满足日常供电需求合理可行. 在不考虑国家对上网电价进行补贴情况下的并网光伏发电项目供电成本0.256 元/（kWh），远低于居民用电价格；项目建设单价成本7526 元/kW，符合现阶段并网光伏发电站建设造价范围；项目净现值NPV 为7.33元/WP，投资回收期10.77年，系统在寿命期间可以收回投资.

2）该项目合同能源管理的效益分享期限15年，收益期稍显不足，可适当延长合同实施期限. 现阶段若考虑一定的上网电价补贴，则项目的投资经济性较好.

3）随着光伏发电技术日臻完善和光伏组件及设备成本不断下降，并网光伏发电项目的投资回收期将逐年缩短，合同能源管理服务公司的盈利能力也会得以增强，投资价值凸显.