引言屋顶分布式光伏技术利用闲置的屋顶资源建设光伏电站设施，是新能源开发的重要形式之一。截至2022年6月底，我国光伏总装机容量为3.36亿kW，分布式光伏装机容量为1.27亿kW，占光伏总装机容量的37.80%[1]。2021年9月国家能源局下发《关于公布整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点名单的通知》，要求各省（自治区、直辖市）及新疆生产建设兵团共报送试点县（市、区）676个，全部列为整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点，可开发规模预计达到100 GW[2-3]。屋顶光伏项目的可开发资源丰富、潜力较大。2021年6月，国家发展改革委下发《国家发展改革委关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，2021年起，针对新备案的集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，不再提供补贴，实行平价上网[4]。2018年3月，我国发展改革委下发了《国家发展改革委关于降低一般工商业电价有关事项的通知》，2019年5月再次下发了《国家发展改革委关于降低一般工商业电价的通知》，国家一般工商业电价连续两年下降了10%[5-6]。补贴逐步被取消以及工商业电价连续下调，均在一定限度上影响国内屋顶分布式光伏项目的开发。文中以某典型屋顶光伏项目开发为例，开展光资源计算与分析、典型设备比选、光伏组件安装形式选择和技术经济性评价等研究，探索提升屋顶光伏项目盈利能力和市场竞争力的措施，助力国内屋顶光伏项目的开发。1项目基础条件1.1屋面建设条件项目利用的厂房屋顶类型包括彩钢瓦和水泥屋面，以彩钢瓦屋面为主。其中，彩钢瓦屋面共17个，可开发利用面积约9万m2；水泥屋面共2个，可开发利用面积约0.2万m2。1.2光资源情况采用商业光资源数据库开展项目光资源分析，项目所在地水平面太阳能辐射量如表1所示。项目所在地太阳能辐射量的月平均值为286.95~640.79 MJ/m2，在7月达到最高值，为640.79 MJ/m2。按照《太阳能资源评估方法》（GB/T 37526—2019）中对太阳能资源丰富程度等级的划分标准，项目所在地的水平面太阳能辐射量总量为5 273.8 MJ/m²，属于太阳能属资源很丰富区；太阳能资源稳定度为0.485，属于太阳能资源很稳定区域。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.11.006.T001表1项目所在地水平面太阳能辐射量月份月平均值辐射值日平均值辐射值年辐射值平均值5 273.80—一月311.4510.05二月286.9510.24三月352.3911.37四月439.1114.64五月486.3515.69六月529.5617.66七月640.7920.67八月572.6718.47九月498.9016.63十月466.3015.04十一月373.2712.45十二月315.9010.19MJ/m22项目实施方案2.1光伏组件选型商用电池组件的主要类型包括单晶硅电池、多晶硅电池、薄膜电池等。通过分析技术成熟度、光电转换效率、组件价格、环境适应性、运行维护、使用寿命等内容，项目选择单晶硅电池。按照峰值分类，单晶硅电池主要被分为420 Wp、470 Wp和545 Wp等规格。结合工程的实际情况，屋顶面积有限，选择尺寸大、工作电压高和峰值功率高的组件可以节约屋顶使用面积，减少施工量和支架用材，选用峰值功率为545 Wp的单晶硅电池组件。2.2光伏阵列设计（1）支架形式设计。光伏方阵支架的安装类型被分为固定支架、可调支架和跟踪支架。其中，跟踪支架又被分为单轴跟踪、双轴跟踪和斜轴跟踪等类型。结合屋顶光伏工程的实际情况，方案的光伏方阵支架选用固定支架。（2）阵列方位角设计。方位角指太阳光线在地平面上投影和地平面上正南方向线之间的夹角。同等条件下，光伏组件方阵朝向正南时，光伏发电系统的发电量达到最佳值。方案的光伏阵列方位角同建筑物方位角，方位角整体为45°。（3）阵列倾角设计。文中工程的屋面类型包括彩钢瓦屋面与混凝土屋面。综合工程造价、屋面有效利用面积和装机容量等因素，彩钢瓦屋面阵列倾角同屋顶倾角，采用平铺布置方式，安装倾角±4.0°；混凝土屋面阵列发电量随着倾角先增加后降低，理论最佳阵列倾角为16°。阵列倾角增大将增加阵列阴影避让距离，导致屋面有效利用面积下降，同时因提升防风能力导致建设成本增加，混凝土屋顶阵列的最佳倾角为10°。（4）阵列间距设计。依据《光伏发电站设计规范》（GB 50797—2012）[7]要求，布置光伏阵列各排、列的间距时，应保证每天9：00至15：00（当地真太阳时）时太阳电池阵列不被遮挡。按照要求进行计算与分析，方案的混凝土屋面光伏阵列间距距离应不小于4.5 m；彩钢瓦屋面光伏阵列因采用平铺方式，没有阵列间距距离要求。（5）阵列组串设计。根据《光伏发电站设计规划》要求，光伏方阵中，同一光伏组件串中，各光伏组件的电性能参数宜保持一致，且阵列中光伏组件组串数量应满足以下要求：N≤VdcmaxVoc×1+t-25×Kv (1)式中：N——光伏组件的串联数（取整）；Vdcmax——逆变器允许的最大直流输入电压，V；Voc——光伏组件的开路电压，V；t——光伏组件工作条件下的极限低温，℃；Kv——光伏组件的开路电压温度系数。VMPPTminVpm×1+t'-25×Kv'≤N≤VMPPTmaxVpm×1+t-25×Kv' (2)式中：Vpm——光伏组件的工作电压，V；Kv'——光伏组件的工作电压温度系数；t'——光伏组件工作条件下的极限高温，℃；VMPPTmax——逆变器MPPT电压最大值，V；VMPPTmin——逆变器MPPT电压最小值，V。阵列组串采用28块组件串联成1路组串，形成1个基本发电单元。为了简化接线，减少线缆用量，组串主要以组件竖向两排排布（2×14），组件之间保留20 mm间隙。2.3发电量及电力消纳（1）系统综合发电效率。影响系统综合发电效率的因素主要包括光伏组件类型修正系数、光伏发电系统的可利用率、光伏温度因子、逆变器的平均效率、集电线路和升压变压器损耗和其他损耗等。混凝土屋面系统综合效率取83.19%，彩钢板屋面系统综合效率取81.08%。（2）系统发电量。方案共安装15 384块545 Wp单晶硅光伏组件，装机总容量为8.384 3 MWp。其中，混凝土屋面装机容量为155.87 kWp，彩钢瓦屋面为8 228.41 kWp。方案运行25年的年利用小时和年发电量如表2所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.11.006.T002表2方案运行25年的年利用小时和年发电量年数年衰减率/%年利用小时数/h年综合利用小时数/h年综合发电量/万kWh混凝土屋面彩钢瓦屋面12.001 214.231 162.851 163.80975.7720.551 207.561 156.451 157.40970.4030.551 200.911 150.091 151.04965.0640.551 194.311 143.771 144.71959.7550.551 187.741 137.481 138.41954.4860.551 181.211 131.221 132.15949.2370.551 174.711 125.001 125.92944.0180.551 168.251 118.811 119.73938.8190.551 161.831 112.661 113.57933.65100.551 155.431 106.541 107.45928.52110.551 149.081 100.451 101.36923.41120.551 142.761 094.401 095.30918.33130.551 136.471 088.381 089.28913.28140.551 130.221 082.391 083.28908.26150.551 124.011 076.441 077.33903.26160.551 117.831 070.521 071.40898.29170.551 111.681 064.631 065.51893.35180.551 105.561 058.781 059.65888.44190.551 099.481 052.951 053.82883.55200.551 093.441 047.161 048.02878.69210.551 087.421 041.401 042.26873.86220.551 081.441 035.681 036.53869.05230.551 075.491 029.981 030.83864.27240.551 069.581 024.321 025.16859.52250.551 063.701 018.681 019.52854.79根据太阳能辐射数据、太阳能发电系统参数、组件年衰减率等参数计算，第一年的项目综合利用小时为1 163.80 h，年综合发电量为975.77万kWh，项目运行25年的发电量总计22 850.03万kWh。（3）电力消纳。屋面所属企业日常采用三班制生产模式，生产用电负荷约10 MWh。项目光伏装机容量为8.384 MWp，发电出力峰值在10：30~14：30时，最大发电量约达8 MWh，项目的发电量可以被屋面所属企业完全消纳。考虑法定节假日和企业设备检修时间（暂时以55 d计算），发电量采用上网消纳模式。项目的全年自消纳比例达到85%。2.4电气部分设计（1）电气一次设计。方案采用组串式逆变器，配置196 kW逆变器24台、175 kW逆变器16台，逆变器额定输出电压为800 V。方案采用干式变压器，配置3 150 kVA升压箱式变2台，1 500 kVA升压箱式变1台和1 000 kVA升压箱式变1台。其中，设置1台1 500 kVA升压箱式变和1台3 150 kVA升压箱式变，将光伏发电系统经压变后接入企业10 kV Ⅰ段母线；设置1台3 150 kVA升压箱式变和1台1 000 kVA升压箱式变，将光伏发电系统接入企业10 kV Ⅱ段母线。（2）电气二次设计。光伏发电系统按照“无人值守，少人维护”要求设计，并接入区域级远程集控中心。集控中心配置通信安全防护设备，并通过专网进行采集监控信息传输，实现对方案项目的远程管理。方案配置电力专用无线通信柜，由数据采集器采集监控信息，信息经通信加密网络设备被上传至集控中心。接入点配置双向关口计量电能表和10 kV线路保护，并网点配置双向并网电能表、安全自动装置、故障解列保护和电能质量在线监测装置，实现系统计量、保护等功能；配置视频安防系统，实现视频监视和报警等功能。2.5土建工程设计光伏发电系统组件和组串逆变器被布置在企业厂房屋面，箱式变压器和配电装置预制舱被布置在企业厂区空地。企业原有供水系统、排水系统和道路均满足施工期和运行期需求，不再另行建设。光伏支架按照屋面类型分别设计，混凝土屋面采用配重块支架形式，支架梁、柱及配件均采用Q235B材质，并满足50年一遇基本风压（0.80 kN/m2）要求；彩钢瓦屋面采用夹具支架形式，支架采用铝合金材质，铝合金横梁与彩钢瓦棱边通过铝合金扣件连接，光伏组件与横梁通过铝合金连接。3方案财务评价3.1财务评价方案装机总容量为8.384 3 MWp，工程静态总投资为3 568万元，静态单位投资为4 255.57元/kW，工程动态总投资为3 619.05万元，动态单位投资为4 316.40元/kW。财务评价过程中，资本金占工程静态总投资的20%，贷款利率为4.9%；流动资金为40元/kWp，70%的流动资金为贷款金额，贷款利率为4.35%；固定资产折旧年限为20年，固定资产残值比例为5%；材料费和其他费用分别为5元/kWp和30元/kWp。项目定员2人，人均年工资为15万元。方案全生命周期的总成本为6 784.96万元，销售总收入为9 634.69万元，销售利润总额为2 746.08万元，自有资金内部收益率为11.88%，具有较好的盈利能力。财务评价关键指标如表3所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.11.006.T003表3财务评价关键指标关键指标参数值装机容量/MW8.384 3首年上网电量/MWh9 956.78工程动态总投资/万元3 619.05建设期利息/万元17.51流动资金/万元33.54销售收入总额（不含增值税）/万元9 634.69总成本费用/万元6 784.96销售税金附加总额/万元103.65销售利润总额/万元2 746.08经营期平均电价（含增值税）/(元/kWh)0.481 6投资回收期（所得税前）/a10.82投资回收期（所得税后）/a12.55总投资内部收益率（所得税前）/%8.19总投资内部收益率（所得税后）/%6.38总投资财务净现值（所得税前）/万元304.09总投资财务净现值（所得税后）/万元103.53自有资金内部收益率/%11.88自有资金财务净现值/万元261.79总投资收益率（ROI）/%4.28投资利税率/%3.28项目资本金净利润率（ROE）/%12.38盈亏平衡点（生产能力利用率）0.708 7盈亏平衡点（年产量）/MWh7 056.463.2敏感性分析方案自有资金内部收益率受投资、电量、电价和利率等不确定风险因素的影响较大，具体情况如表4所示。经计算分析，本方案抗风险能力较强，方案自有资金内部收益率对投资、电量和电价变化相对比较敏感。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.11.006.T004表4风险因素变化对自有资金内部收益率的影响项目风险因素变化幅度/%-10-50510投资变化17.9514.5311.889.798.09产量变化6.879.1811.8815.0518.82电价变化6.879.1811.8815.0518.82利率变化13.2012.5211.8811.2710.70%4结语项目开发过程中应做好优化设计，合理确定项目装机规模，保障电量就地消纳；合理选择系统设备，降低项目造价，提升系统综合发电效率；合理制定运行管理模式，提升运行管理水平，降低系统运行管理费；合理制定开发模式，如光伏+虚拟电厂、光伏+储能+充电桩、光伏+微网等，拓展多元化开发应用场景。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.11.006.F001