探尋BIPV的空間與回報(bào)踏雪歸來(lái)

1、圖 1：BIPV 幕墻空間：依托建筑市場(chǎng)，規(guī)模較大BIPV 的全稱為建筑光伏一體化（Building Integrated Photovoltaic, BIPV），即將光伏組件集成于建材，實(shí)現(xiàn)建筑利用太陽(yáng)能的產(chǎn)品。在光伏發(fā)電端，隨技術(shù)的不斷進(jìn)步，組件成本長(zhǎng)期持續(xù)保持下行趨勢(shì)，這使光伏+建筑的應(yīng)用場(chǎng)景逐步具備商業(yè)價(jià)值。圖 2：BIPV 屋頂資料來(lái)源：metsolar，圖 3：存量屋頂面積測(cè)算（億平米）資料來(lái)源：龍焱能源科技，我國(guó)建筑市場(chǎng)規(guī)模龐大，存量/新建建筑屋頂均具備相當(dāng)體量。我們?cè)趯ｎ}報(bào)告有多少屋頂可以采用 BIPV？中系統(tǒng)測(cè)算了我國(guó)存量/新建建筑的屋頂面積，其中存量屋頂面積合計(jì) 315.1

2、 億平米，包括城市、縣城、建制鎮(zhèn)、鄉(xiāng)、村莊，存量屋頂面積分別為 182.6、 57.2、20.6、2.3、52.4 億平米；新建屋頂面積 8 億平米，包括住宅、辦公用房、商業(yè)及服務(wù)用房、科研教育醫(yī)療用房、文化體育娛樂(lè)用房、廠房及建筑物、倉(cāng)庫(kù)、其他未列明的房屋建筑，新建屋頂面積分別為：4.1、0.3、0.6、0.4、0.1、1.8、0.1、0.4 億平米。圖 4：2020 年新建屋頂測(cè)算（億平米）200180160140120100806040200城市縣城建制鎮(zhèn)鄉(xiāng)村莊4.543.532.521.510.5住宅辦公用房商業(yè)及服務(wù)用房科研教育醫(yī)療用房文化體育娛樂(lè)用房廠房及建筑物倉(cāng)庫(kù)其他未列明的房屋

3、建筑0資料來(lái)源：landchina，住建部，資料來(lái)源：龍焱能源科技，依據(jù)有多少屋頂可以采用 BIPV？中的部分結(jié)論，按照屋頂+幕墻測(cè)算行業(yè)空間：新建屋頂：滲透率或升至 25%，對(duì)應(yīng) 2 億平米當(dāng)前水平：裝機(jī)規(guī)模 15.52GW，或?qū)?yīng)面積 0.78 億平米，滲透率 10%左右1。根據(jù)國(guó)家能源局，截至 2020 年底新增分布式光伏裝機(jī) 15.52GW，其中戶用裝機(jī)在 10GW 左右，其余基本為工商業(yè)裝機(jī)規(guī)模。據(jù)此，按照每平米裝機(jī) 200Wp 計(jì)算，可得戶用裝機(jī)此處未考慮分布式裝機(jī)中的幕墻部分，假設(shè)我國(guó)新建分布式裝機(jī)全為屋頂。圖 5：歷年分布式光伏新增裝機(jī)規(guī)模（萬(wàn)千瓦）面積在 0.5 億平米，對(duì)應(yīng)

4、住宅類(lèi)屋頂?shù)臐B透率為 12.3%；工商業(yè)裝機(jī)面積 0.3 億平米，對(duì)應(yīng)滲透率在 10.6%；合計(jì)裝機(jī)面積 0.8 億平米，對(duì)應(yīng)滲透率 10%左右。圖 6：2020 年分布式裝機(jī)規(guī)模結(jié)構(gòu)（萬(wàn)千瓦）2500200 01500100 05000201 6201 7201 8201 9202 0202 1Q10200400600800100 01200工商業(yè)戶用資料來(lái)源：能源局，資料來(lái)源：能源局，遠(yuǎn)景目標(biāo)：假設(shè)未來(lái)滲透率提升至 25%，每平米裝機(jī) 200Wp，每瓦價(jià)格 4 元，對(duì)應(yīng)新建分布式屋頂面積 2 億平米，市場(chǎng)規(guī)模 1591 億元?？紤]到建筑市場(chǎng)已經(jīng)逐步邁入成熟階段，假設(shè)我國(guó)新建屋頂面積維持不變

5、、未來(lái)滲透率提升至 20%/25%/30%、每平米裝機(jī)規(guī)模在 150/175/200Wp、以及每瓦均價(jià) 4 元，可以計(jì)算得到我國(guó)分布式光伏未來(lái)裝機(jī)面積可達(dá) 2 億平米（新建，對(duì)應(yīng) 25%滲透率）、按照 200Wp/平米計(jì)算裝機(jī)規(guī)模在 39.8GW，市場(chǎng)規(guī)模 1591 億元。表 1：新建屋頂分布式市場(chǎng)空間敏感性測(cè)算滲透率新建分布式屋頂/億平平米裝機(jī)/Wp裝機(jī)規(guī)模/GW市場(chǎng)空間/億元15023.9954.620%1.617527.81113.720031.81272.815029.81193.325%217534.81392.120039.8159115035.81431.930%2.417541

6、.81670.620047.71909.2資料來(lái)源：landchina，能源局，存量屋頂：滲透率或升至 2.5%，對(duì)應(yīng) 7.9 億平米當(dāng)前水平：按照每平米裝機(jī) 200Wp 測(cè)算，存量分布式光伏市場(chǎng)滲透率為 1.2%，按 200Wp/平米計(jì)對(duì)應(yīng)面積 3.9 億平米，裝機(jī)規(guī)模 78.3GW，按金額計(jì)在 3133 億元左右。根據(jù)國(guó)家能源局歷年披露的分布式光伏新增裝機(jī)情況對(duì)分布式累計(jì)裝機(jī)規(guī)模進(jìn)行估計(jì)，截至 2020 年底，全國(guó)分布式光伏裝機(jī)規(guī)模在 78.3GW 左右（不考慮折舊影響），按照每平米裝機(jī) 200Wp，對(duì)應(yīng)累計(jì)裝機(jī)面積 3.9 億平米，結(jié)合我們對(duì)存量屋頂面積的估計(jì)，可得當(dāng)前分布式光伏在存量市

7、場(chǎng)的滲透率約為 1.2%。圖 7：分布式光伏累計(jì)裝機(jī)規(guī)模（GW）908070605040302010020162017201820192020資料來(lái)源：國(guó)家能源局，遠(yuǎn)景目標(biāo)：假設(shè)未來(lái)滲透率能提升至 2.5%，則存量分布式屋頂面積可達(dá) 7.9 億平米，對(duì)應(yīng)金額 6303 億元?？紤]到存量屋頂規(guī)模龐大，且未來(lái)更新?lián)Q代需求可能存在不穩(wěn)定性，我們將未來(lái)目標(biāo)滲透率定在 2%/2.5%/3%水平上，按照測(cè)算新建市場(chǎng)相同參數(shù)進(jìn)行敏感性測(cè)算。結(jié)果表明，按照 2.5%滲透率、200Wp/平米裝機(jī)密度，對(duì)應(yīng)存量分布式屋頂面積將擴(kuò)大至 7.9 億平米，按金額計(jì)約 6303 億元。表 2：存量屋頂分布式市場(chǎng)空間敏感性

8、測(cè)算滲透率新建分布式屋頂/億平平米裝機(jī)/Wp裝機(jī)規(guī)模/GW市場(chǎng)空間/億元15094.53781.52%6.3175110.34411.820012624726.92.5%7.9175137.95514.7200157.66302.5150141.85672.33%9.5175165.46617.6200189.17563資料來(lái)源：landchina，能源局，新建幕墻：參考屋頂滲透率，對(duì)應(yīng)面積 1.5 億平米測(cè)算 2020 年竣工公共/商業(yè)建筑立面面積約 5.8 億平米。由于幕墻應(yīng)用場(chǎng)景特殊，在使用建筑業(yè)竣工面積進(jìn)行測(cè)算時(shí)，僅考慮公共建筑和商業(yè)建筑，包括：辦公用房、商業(yè)

9、及服務(wù)用房、文化體育娛樂(lè)用房。在已經(jīng)獲得屋頂面積的基礎(chǔ)上，簡(jiǎn)單按照建筑立面面積為屋頂面積的 4 倍計(jì)算，得到我國(guó) 2020 年竣工公共/商業(yè)建筑對(duì)應(yīng)的立面面積約 5.8 億平米。圖 8：新建公共/商業(yè)建筑立面面積測(cè)算（億平米）876543210201220132014201520162017201820192020辦公用房商業(yè)及服務(wù)用房科研教育醫(yī)療用房文化體育娛樂(lè)用房資料來(lái)源：Wind，landchina，遠(yuǎn)景目標(biāo)：按照與屋頂相同滲透率測(cè)算，市場(chǎng)空間有望達(dá)到 1.5 億平米，按裝機(jī)量計(jì) 21.8GW，對(duì)應(yīng)金額 2832 億元。假設(shè)未來(lái) BIPV 幕墻能夠達(dá)到屋頂滲透率，即按照前文敏感性分析設(shè)定

10、目標(biāo)滲透率為 20%/25%/30%，單價(jià)方面，假設(shè) BIPV 幕墻價(jià)格在 13 元/Wp（依據(jù)后文測(cè)算結(jié)果），對(duì)新建 BIPV 幕墻市場(chǎng)空間進(jìn)行測(cè)算。結(jié)果如下表所示，若按照 25%滲透率、平米裝機(jī) 150Wp、平米價(jià)格 13 元計(jì)算，則未來(lái) BIPV 幕墻市場(chǎng)空間有望達(dá)到 2832 億元。表 3：新建BIPV 幕墻市場(chǎng)空間敏感性測(cè)算滲透率新建分布式幕墻/億平平米裝機(jī)/Wp裝機(jī)規(guī)模/GW市場(chǎng)空間/億元10011.61510.320%1.212514.51887.815017.42265.410014.51887.825%1.512518.22359.815021.82831.710017.42

11、265.430%1.712521.82831.715026.13398.1資料來(lái)源：Wind，landchina，存量幕墻：參考屋頂滲透率，對(duì)應(yīng)面積 4.3 億平米按照 2.5%滲透率、平米裝機(jī) 150Wp 測(cè)算，存量幕墻 BIPV 更新改造需求約 4.3 億平米/64.9GW/8433 億元。同樣按照屋頂面積*4 計(jì)算，且僅考慮城市/縣城的公共建筑和商業(yè)建筑（對(duì)應(yīng)公共管理與公共服務(wù)用地和商業(yè)服務(wù)業(yè)設(shè)施用地），假設(shè)未來(lái) BIPV 幕墻能夠達(dá)到屋頂滲透率，即按照前文敏感性分析設(shè)定目標(biāo)滲透率為 2%/2.5%/3%，其他假設(shè)與測(cè)算增量幕墻相同。經(jīng)測(cè)算，按照 2.5%滲透率、平米裝機(jī) 150Wp 測(cè)

12、算，我國(guó)存量建筑幕墻市場(chǎng)對(duì)應(yīng)的 BIPV 改造需求約為 4.3 億平米/64.9GW/8433 億元。圖 9：存量公共/商業(yè)建筑立面面積測(cè)算（億平米）706050403020100公共管理與公共服務(wù)用地商業(yè)服務(wù)業(yè)用地縣城城市資料來(lái)源：Wind，landchina，表 4：存量BIPV 幕墻市場(chǎng)空間敏感性測(cè)算滲透率新建分布式幕墻/億平平米裝機(jī)/Wp裝機(jī)規(guī)模/GW市場(chǎng)空間/億元10034.64497.620%3.512543.2562215051.96746.410043.2562225%4.312554.17027.515064.98432.910051.96746.430%5.212564.9

13、8432.915077.810119.5資料來(lái)源：Wind，landchina，BIPV 成功的將國(guó)內(nèi)快速發(fā)展的光伏產(chǎn)業(yè)與龐大的建筑市場(chǎng)有機(jī)結(jié)合在一起，成為建筑業(yè)踐行雙碳目標(biāo)的重要途徑，其所蘊(yùn)藏的藍(lán)海市場(chǎng)逐漸吸引到各方資本的青睞。而 BIPV 項(xiàng)目能否盈利，以及收益率受哪些因素影響較大，同樣成為市場(chǎng)關(guān)注的焦點(diǎn)。收益：受自然條件、電價(jià)及補(bǔ)貼水平約束為簡(jiǎn)化測(cè)算 BIPV 項(xiàng)目的回報(bào)情況，我們?cè)诂F(xiàn)金模型中用收益作為模型中的現(xiàn)金流入，投資和運(yùn)營(yíng)成本衡量現(xiàn)金流出。收益部分，我們主要考察發(fā)電收益與補(bǔ)貼，其中發(fā)電收益根據(jù)電價(jià)*發(fā)電量測(cè)算，電價(jià)可根據(jù)發(fā)改委/電網(wǎng)公告獲取，發(fā)電量則結(jié)合光伏組件參數(shù)與當(dāng)?shù)刈匀粭l件

14、測(cè)算得到；補(bǔ)貼根據(jù)中央/地方政府公告代入計(jì)算。在測(cè)算發(fā)電量時(shí)，綜合考慮太陽(yáng)輻射強(qiáng)度與溫度對(duì)單晶硅電池發(fā)電性能的影響發(fā)電功率與溫度負(fù)相關(guān)，但與太陽(yáng)輻射強(qiáng)度正相關(guān)。圖 10：不同溫度下單晶硅電池 I-V 特性曲線單位度電收益可進(jìn)一步拆分為發(fā)電收益和補(bǔ)貼收益。其中，發(fā)電收益方面，由于自用電價(jià)與上網(wǎng)電價(jià)存在差異，我們將收益分為自用部分與上網(wǎng)部分 2 個(gè)方面，并通過(guò)設(shè)定二者的比例對(duì)總發(fā)電量進(jìn)行分配；分布式光伏的補(bǔ)貼，包括國(guó)家補(bǔ)貼和地方補(bǔ)貼，2020 年非戶用分布式光伏度電補(bǔ)貼 0.05 元，補(bǔ)貼時(shí)效原則上為 20 年。地方補(bǔ)貼方面，目前北京、上海、江蘇、湖北、陜西、廣東 6 省/市存在尚未到期的分布式光

15、伏補(bǔ)貼政策，其中北京補(bǔ)貼力度最高。綜上，發(fā)電收益+補(bǔ)貼收益合計(jì)為項(xiàng)目總收益，作為現(xiàn)金流模型的現(xiàn)金流入。自然條件：溫度和輻射強(qiáng)度影響發(fā)電功率太陽(yáng)電池的標(biāo)準(zhǔn)測(cè)試條件（standard test conditions, STC）包括：電池溫度 25、輻照度 1000W/m2，并具有標(biāo)準(zhǔn)的太陽(yáng)光譜輻照度分布（通常稱為 AM1.5，指陽(yáng)光通過(guò)大氣的距離比大氣的垂直厚度）,地面應(yīng)用的太陽(yáng)電池一般針對(duì) AM1.5 進(jìn)行優(yōu)化，因此我們?cè)谟懻撎?yáng)輻射強(qiáng)度的變化時(shí)，忽略太陽(yáng)光譜變化對(duì)光伏發(fā)電的影響。溫度：與峰值發(fā)電功率負(fù)相關(guān)溫度對(duì)最大發(fā)電功率呈負(fù)面影響。溫度是太陽(yáng)電池伏安特性的重要影響因素，單晶硅太陽(yáng)電池的伏安特

16、性曲線如下圖所示，整體來(lái)看，在一定范圍內(nèi)，負(fù)載電流并不隨著負(fù)載電壓的提升而大幅變化，該范圍內(nèi)，發(fā)電功率隨電壓的增大而增大；然而一旦電壓過(guò)大，則會(huì)引起電流的快速衰減，導(dǎo)致發(fā)電功率迅速降低。在恒定溫度下，存在使得發(fā)電功率最大的電壓和電流。圖 11：不同溫度下單晶硅電池 P-V 特性曲線資料來(lái)源：硅光伏電池工程數(shù)學(xué)模型研究與仿真，資料來(lái)源：硅光伏電池工程數(shù)學(xué)模型研究與仿真，研究表明，隨溫度升高，短路電流增加，開(kāi)路電壓減小，最終導(dǎo)致最大發(fā)電功率減小，轉(zhuǎn)化效率降低。根據(jù)太陽(yáng)能電池的溫度和光強(qiáng)特性研究，如下圖所示，當(dāng)溫度上升，短路電流（ISC）和開(kāi)路電壓（VOC）分別趨于上升/下降，但從幅度上看 VOC

17、降幅高于 ISC增幅，最終的結(jié)果是發(fā)電效率（）趨于減小。圖 12：溫度對(duì)短路電流的影響資料來(lái)源：太陽(yáng)能電池的溫度和光強(qiáng)特性研究，圖 13：溫度對(duì)開(kāi)路電壓的影響資料來(lái)源：太陽(yáng)能電池的溫度和光強(qiáng)特性研究，圖 14：溫度對(duì)發(fā)電效率的影響資料來(lái)源：太陽(yáng)能電池的溫度和光強(qiáng)特性研究，圖 15：溫度對(duì)填充因子的影響資料來(lái)源：太陽(yáng)能電池的溫度和光強(qiáng)特性研究，我國(guó)晝間氣溫自北向南逐步升高，且溫差較大。根據(jù) TPDC 提供的 610 個(gè)氣象站 19812010 年各站的逐日平均氣溫和最低氣溫測(cè)算當(dāng)日晝間平均氣溫2，結(jié)果表明：在 19812010 年 30 年時(shí)間跨度內(nèi)，我國(guó)晝間均溫最低-3.1（青海，五道梁），最

18、高 27.6（海南，西沙），二者相差超過(guò) 30。從分布上看，北方地區(qū)晝間均溫明顯低于南方地區(qū)。采用（日平均氣溫*4-日最低氣溫）/3測(cè)算當(dāng)日晝間平均氣溫，因?yàn)楦鶕?jù)數(shù)據(jù)說(shuō)明文檔，日平均氣溫為 4 次定時(shí)（02:00、08:00、14:00、20:00）觀測(cè)值的平均值，可以合理推測(cè)，在大部分情況下，最低氣溫在 02:00 測(cè)得，而剩余 3 個(gè)觀測(cè)值基本覆蓋了白晝時(shí)間段；在計(jì)算 30 年日平均晝間氣溫時(shí)，僅考慮質(zhì)量控制碼為0（即數(shù)據(jù)正確）的條目。圖 16：19812010 年 610 個(gè)氣象站晝間均溫測(cè)算（0.1）3資料來(lái)源：TPDC，溫度的高低變化存在周期性，不同大區(qū)氣溫分布差異顯著。時(shí)間序列上看

19、，由于太陽(yáng)直射點(diǎn)的周年回歸，溫度變化存在較為穩(wěn)定的周期性。太陽(yáng)赤緯在一個(gè)回歸年內(nèi)，從 0依次變化到北緯 2326、0、南緯 2326，最后返回至 0，帶來(lái)一個(gè)回歸年內(nèi)溫度的趨勢(shì)性高低變化。此外，由于我國(guó)幅員遼闊，不同地區(qū)緯度差異較大，導(dǎo)致溫度數(shù)據(jù)存在顯著區(qū)別，僅從大區(qū)來(lái)看，冬至前后各大區(qū)溫度差異較為顯著，而在夏至前后，各大區(qū)溫度差異相對(duì)較小。之后的圖表若無(wú)專門(mén)提及，數(shù)據(jù)均來(lái)自 19812010 年 610 個(gè)氣象站。圖 17：晝間均溫分布（橫軸：日期；縱軸：0.1；顏色：數(shù)量/個(gè)）4資料來(lái)源：TPDC，圖 18：夏至日晝間均溫分布（橫軸：；縱軸：個(gè)）140 0120 0100 08006004

20、00200(-2, -1(0, 1 (2, 3 (4, 5 (6, 7 (8, 9 (10, 11(12, 13(14, 15(16, 17(18, 19(20, 21(22, 23(24, 25(26, 27(28, 29(30, 31(32, 33(34, 35(36, 37(38, 39(40, 410圖 19：冬至日晝間均溫分布（橫軸：；縱軸：個(gè)）800700600500400300200100(-38 , -37(-35 , -34(-32 , -31(-29 , -28(-26 , -25(-23 , -22(-20 , -19(-17 , -16(-14 , -13(-11 ,

21、-10(-8, -7(-5, -4(-2, -1(1, 2 (4, 5 (7, 8 (10, 11(13, 14(16, 17(19, 20(22, 23(25, 260東北西北華北華東華中西南華南東北西北華北華東華中西南華南資料來(lái)源：TPDC，資料來(lái)源：TPDC，太陽(yáng)輻射：決定發(fā)電強(qiáng)弱太陽(yáng)輻射強(qiáng)度與光伏最大發(fā)電功率呈正相關(guān)。太陽(yáng)輻射對(duì)光伏電池的影響可簡(jiǎn)單分為輻射強(qiáng)度和太陽(yáng)光譜 2 個(gè)方面。一般情況下，輻射強(qiáng)度越大，光伏系統(tǒng)吸收的能源越高，短路電流、開(kāi)路電壓、最大發(fā)電功率也將提升。太陽(yáng)光譜采用大氣質(zhì)量（Air Mass, AM，指太陽(yáng)直射光線通過(guò)大氣層時(shí)的實(shí)際厚度與大氣層法向厚度之比）進(jìn)行描述

22、，光線在大氣層行進(jìn)的距離越長(zhǎng)，受大氣吸收衰減越重，導(dǎo)致最終光伏可吸收的光子波長(zhǎng)/數(shù)量發(fā)生變化。由于地面應(yīng)用的太陽(yáng)電池一般針對(duì) AM1.5 進(jìn)行優(yōu)化，我們?cè)谟懻撎?yáng)輻射強(qiáng)度的變化時(shí)，忽略太陽(yáng)光譜變化對(duì)光伏發(fā)電的影響。將 610 個(gè)氣象站不同年份同一日期的分布情況匯總到一列，圖 X、圖 X 采用的方法類(lèi)似。圖 20：不同光照強(qiáng)度下單晶硅電池 I-V 特性曲線資料來(lái)源：硅光伏電池工程數(shù)學(xué)模型研究與仿真，圖 21：不同光照強(qiáng)度下單晶硅電池 P-V 特性曲線資料來(lái)源：硅光伏電池工程數(shù)學(xué)模型研究與仿真，圖 22：AM1.5 太陽(yáng)光譜資料來(lái)源：美國(guó)國(guó)家可再生能源實(shí)驗(yàn)室，與溫度分布相反，我國(guó)北方地區(qū)太陽(yáng)能資源

23、較為豐富。從日照時(shí)數(shù)來(lái)看，華北、西北地區(qū)日均日照時(shí)數(shù)分別為 7.6h、7.5h，高于東北（6.8h）、西南（5.3h）、華東（5.3h）、華南（4.8h）、華中（4.6h）地區(qū)。在部分緯度較高的省份，如內(nèi)蒙古、新疆、寧夏、青海、甘肅和西藏，日均日照時(shí)數(shù)較高，分別為 8.1 h、7.8 h、7.7 h、7.7 h、7.5 h、7.5h。太陽(yáng)輻射的分布與日照時(shí)數(shù)類(lèi)似，不同大區(qū) 30 年年平均太陽(yáng)輻射量分別為：華北：6238.6 MJ/m2，西北：6698.2 MJ/m2，東北：5537.4 MJ/m2，西南：6219 MJ/m2，華東：5444.4MJ/m2，華中：4998.9 MJ/m2，華南：

24、5622.6MJ/m2。獲得太陽(yáng)輻射量最高的 5 個(gè)省份分別為：西藏 8151.2 MJ/m2、青海 7529.9 MJ/m2、甘肅 6811 MJ/m2、寧夏 6760 MJ/m2、海南 6668.8 MJ/m2。圖 23：我國(guó)日平均日照時(shí)數(shù)分布（小時(shí)）5圖 24：我國(guó)年平均太陽(yáng)輻射量分布（MJ/m2）資料來(lái)源：TPDC，資料來(lái)源：TPDC，測(cè)算各大區(qū) 19812010 年期間單日平均太陽(yáng)輻射強(qiáng)度分別為6：西北 405.8W/m2，西南 385W/m2，華北 375.6W/m2，華南 348.5W/m2，華東 333.9W/m2，東北 331.2W/m2，華中 305.1W/m2。分省份來(lái)看

25、，光照強(qiáng)度排名前 5 的地區(qū)為：西藏、青海、甘肅、海南、寧夏；排名后 5 的地區(qū)為：重慶、貴州、湖南、湖北、江西。610 個(gè)氣象站中，測(cè)算得到單日晝間平均太陽(yáng)輻射強(qiáng)度最大值為 809.9 W/m2，最小值為 37.5 W/m2，可以推測(cè)：實(shí)際光照條件在很多時(shí)候都不能達(dá)到標(biāo)準(zhǔn)測(cè)試條件規(guī)定的 1000 W/m2 光照強(qiáng)度。圖 25：各省日平均太陽(yáng)輻射強(qiáng)度測(cè)算（W/m2）550500450400350300250西藏青海 甘肅 海南 寧夏 云南 內(nèi)蒙古新疆 山西 山東 河北 四川 北京 天津 廣東 遼寧 陜西 江蘇 吉林 福建 浙江 廣西 河南 安徽 黑龍江江西 湖北 湖南 貴州 重慶200資料來(lái)源

26、：TPDC，太陽(yáng)輻射強(qiáng)度在一年內(nèi)同樣存在周期性變化，但相比溫度，對(duì)發(fā)電的影響更加劇烈。如下圖所示，相比溫度的周年變化，太陽(yáng)輻射強(qiáng)度在一年內(nèi)呈現(xiàn)更加明顯雙峰式分布，可能的原因是天氣情況的不確定性，導(dǎo)致本該按照趨勢(shì)變化的數(shù)據(jù)呈現(xiàn)部分異常，并如下圖所示分布于上條帶，太陽(yáng)輻射的大幅減小會(huì)顯著影響光伏發(fā)電水平。根據(jù)深圳市氣象局，日照時(shí)數(shù)的定義為：太陽(yáng)中心從某地東方地平線進(jìn)入西方地平線，光線直接照射地面所經(jīng)歷的時(shí)間。日照時(shí)數(shù)會(huì)受到天氣影響，光線無(wú)法直接照射地面，故可能為 0。測(cè)算方法：根據(jù) NOAA 太陽(yáng)位置計(jì)算器，計(jì)算每個(gè)區(qū)站在某個(gè)日期的白晝時(shí)長(zhǎng)，用當(dāng)日太陽(yáng)輻射值除以當(dāng)日白晝時(shí)間得到當(dāng)日平均太陽(yáng)輻射強(qiáng)度

27、。圖 26：太陽(yáng)輻射強(qiáng)度分布（橫軸：日期；縱軸：W/m2；顏色：數(shù)量/個(gè)）資料來(lái)源：TPDC，測(cè)算我國(guó)北京、上海7、廣州地區(qū)年峰值日照時(shí)數(shù)分別為：1440、1365.4、1268.3 小時(shí)。年峰值日照時(shí)數(shù)指光伏在某一地區(qū)在一年內(nèi)所發(fā)電量按照 STC 下的最大發(fā)電功率折算的小時(shí)數(shù)，可以用于對(duì)比不同地區(qū)的發(fā)電潛力，根據(jù)測(cè)算，我國(guó)峰值日照時(shí)數(shù)較高的地區(qū)主要分布于西部、北部地區(qū)，以及海南省，但考慮到 BIPV 主要解決供給和需求錯(cuò)配的問(wèn)題，我們認(rèn)為應(yīng)更加關(guān)注國(guó)內(nèi)經(jīng)濟(jì)相對(duì)發(fā)達(dá)的城市，如北京（1440）、上海（1365.4）、廣州（1268.3）等地。圖 27：部分城市峰值日照時(shí)數(shù)測(cè)算（小時(shí)）成都重慶杭州

28、廣州武漢南京鄭州上海深圳北京02004006008001000120014001600資料來(lái)源：TPDC，發(fā)電量測(cè)算：北上廣年均 400 度左右假設(shè)單晶硅組件在 STC 下峰值功率為 300Wp，測(cè)算該組件位于北京、上海、廣州 3 地，30 年年平均發(fā)電量分別約為：432、410、381 度8。1）采用北京、平湖（此氣象站距離上海最近，采用該站作為上海地區(qū)的近似）、廣州 3 地 19812010 年的逐日氣象數(shù)據(jù) 測(cè)算光伏組件發(fā)電量；2）在測(cè)算時(shí)，對(duì)于每日發(fā)電量，我們假設(shè)在一天的時(shí)間內(nèi)，晝間 溫度和太陽(yáng)輻射強(qiáng)度為不變值，同時(shí)假設(shè)只有溫度和太陽(yáng)輻射強(qiáng)度影響組件的發(fā)電功率，上海太陽(yáng)輻射數(shù)據(jù)缺失較多

29、，此處采用距離上海較近的氣象站（平湖）代替。測(cè)算時(shí)忽略不同品牌/質(zhì)量的組件對(duì)發(fā)電功率的影響，不考慮系統(tǒng)效率。當(dāng)這 2 個(gè)變量變化時(shí)，我們根據(jù)太陽(yáng)能光伏電池工程用數(shù)學(xué)模型的研究對(duì)組件的峰值發(fā)電功率進(jìn)行調(diào)整9，得到當(dāng)日發(fā)電功率；3）利用發(fā)電量=功率*發(fā)電時(shí)長(zhǎng)得到日發(fā)電量估計(jì)值。圖 28：300Wp 組件在北京、上海、廣州 30 年日平均發(fā)電量（橫軸：一年內(nèi)的第幾天；縱軸：發(fā)電量/度）2.521.510.518152229364350576471788592991061131201271341411481551621691761831901972042112182252322392462532602

30、672742812882953023093163233303373443513583650北京上海廣州資料來(lái)源：TPDC，NOAA，電價(jià)：優(yōu)選發(fā)電自用電價(jià)顯然對(duì) BIPV 發(fā)電收益有顯著影響，不同地區(qū)電價(jià)不同，會(huì)導(dǎo)致 BIPV 投資回報(bào)率存在差異。對(duì)于 BIPV 收益測(cè)算所需電價(jià)，我們將其分為自用電價(jià)和上網(wǎng)電價(jià)兩部分進(jìn)行討論。自用電價(jià)：北京高于上海、廣州BIPV 所發(fā)電量中，若有部分直接為負(fù)載所使用，則在計(jì)算收益率時(shí)，這部分用電適用自用電價(jià)。不同用電分類(lèi)（如農(nóng)業(yè)生產(chǎn)用電、一般工商業(yè)用電、大工業(yè)用電等）、計(jì)價(jià)方式（單一制、兩部制）適用的電價(jià)不同。為了簡(jiǎn)化分析，只考慮單一制一般工商業(yè)用電。整體上看

31、，對(duì)于單一制一般工商業(yè)用電，不論為分時(shí)電價(jià)還是不分時(shí)電價(jià)，北京、上海、廣州 3 地的電價(jià)水平依次遞減。北京：城區(qū)/郊區(qū)電價(jià)相對(duì)較高，開(kāi)發(fā)區(qū)電價(jià)較低。北京市分時(shí)電價(jià)分為高峰（10:00-15:00；18:00-21:00）、平段（7:00-10:00；15:00-18:00；21:00-23:00）、低谷（23:00-7:00），夏季（7-8 月）增設(shè)尖峰時(shí)段（11:00-13:00；16:00-17:00）。在不同電壓等級(jí)/峰谷時(shí)段，城區(qū)分時(shí)電價(jià)略高于郊區(qū)，但城區(qū)/郊區(qū)均明顯高于經(jīng)濟(jì)技術(shù)開(kāi)發(fā)區(qū)。電壓等級(jí)尖峰高峰平段低谷不滿 1 千伏1.42231.2930.76730.29391-10 千伏1

32、.39931.2710.75230.2849（東城區(qū)、西城區(qū)、朝20 千伏1.39231.2640.74530.2779陽(yáng)區(qū)、海淀區(qū)、豐臺(tái)35 千伏1.38431.2560.73730.2699110 千伏1.36931.2410.72230.2549220 千伏及以上1.35431.2260.70730.2399郊區(qū)不滿 1 千伏1.37811.24880.72310.2497表 5：北京單一制一般工商業(yè)用電電價(jià)（元/度）城區(qū)區(qū)、石景山區(qū)）該模型的參數(shù)對(duì)晶硅電池更加適用。（門(mén)頭溝區(qū)、房山區(qū)、通州區(qū)、順義區(qū)、大興1-10 千伏1.35511.22680.70810.2407區(qū)、昌平區(qū)、平谷區(qū)、

33、20 千伏1.34811.21980.70110.2337懷柔區(qū)、密云區(qū)、延慶區(qū)）35 千伏1.34011.21180.69310.2257110 千伏1.32511.19680.67810.2107220 千伏及以上1.31011.18180.66310.1957不滿 1 千伏0.88611-10 千伏0.871120 千伏0.8631110 千伏0.8411經(jīng)濟(jì)技術(shù)開(kāi)發(fā)區(qū)資料來(lái)源：北京發(fā)改委，上海：上海單一制峰谷電價(jià)劃分標(biāo)準(zhǔn)為：峰時(shí)段（6-22 時(shí)），谷時(shí)段（22 時(shí)-次日 6 時(shí)），峰時(shí)段電價(jià)高于未分時(shí)電價(jià)；電壓標(biāo)準(zhǔn)劃分為：不滿 1KV、10KV、35KV，未分時(shí)電價(jià)增設(shè) 110KV 及

34、以上；夏季電價(jià)高于非夏季。表 6：上海單一制一般工商業(yè)用電電價(jià)（元/度）電壓等級(jí)非夏季夏季峰時(shí)段谷時(shí)段峰時(shí)段谷時(shí)段分時(shí)未分時(shí)不滿 1 千伏0.8250.3960.853 0.42310 千伏0.8010.3710.828 0.39935 千伏0.7760.3470.804 0.375不滿 1 千伏0.711 0.73810 千伏0.690 0.71935 千伏0.670 0.698110 千伏及以上0.654 0.682資料來(lái)源：上海發(fā)改委，廣州：廣州峰谷電價(jià)時(shí)段劃分為：高峰（14:00-17:00；19:00-22:00）、平段（08:00-14:00； 22:00-24:00）、低谷（00

35、:00-08:00）。一般工商業(yè)用電的峰谷電價(jià)執(zhí)行范圍僅限于原普通工業(yè)專變用戶，且一般工商業(yè)峰谷電價(jià)平段報(bào)價(jià)與同類(lèi)型用電的不分時(shí)電價(jià)相同。電壓等級(jí)高峰平段低谷不滿 1 千伏1.137268750.700168750.36396875分時(shí)1-10 千伏1.096068750.675168750.35146875戶）20 千伏1.089268750.671068750.3493687535 千伏及以上1.054768750.650168750.33896875不滿 1 千伏0.700168751-10 千伏0.6751687520 千伏0.6710687535 千伏及以上0.65016875表 7

36、：廣州單一制一般工商業(yè)用電電價(jià)（元/度）（僅限于原普通工業(yè)專變用不分時(shí)資料來(lái)源：廣州發(fā)改委，南方電網(wǎng)，上網(wǎng)電價(jià)：較自用電價(jià)顯著降低BIPV 所發(fā)電量中，若有部分為電網(wǎng)所購(gòu)買(mǎi)，則該部分電量歸于“自發(fā)自用，余量上網(wǎng)”的上網(wǎng)電價(jià)。隨著光伏進(jìn)入平價(jià)上網(wǎng)時(shí)代，許多項(xiàng)目已基本具備與燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)平價(jià)的條件。根據(jù) 2013 年國(guó)家發(fā)改委關(guān)于發(fā)揮價(jià)格杠桿作用促進(jìn)光伏產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的通知，分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)自用有余上網(wǎng)的電量，由電網(wǎng)企業(yè)按照當(dāng)?shù)厝济簷C(jī)組標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)收購(gòu)。根據(jù) 3 地發(fā)改委，北京、上海、廣州燃煤機(jī)組標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)分別為： 0.3598、0.4155、0.453 元/度。若 BIPV 項(xiàng)目采用“全額上

37、網(wǎng)”模式，則根據(jù)發(fā)改委相關(guān)文件要求，其光伏上網(wǎng)電價(jià)根據(jù)項(xiàng)目所在地所屬資源區(qū)適用不同價(jià)格。根據(jù)發(fā)改委關(guān)于 2020 年光伏發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)政策有關(guān)事項(xiàng)的通知，采用“全額上網(wǎng)”模式的工商業(yè)分布式光伏發(fā)電項(xiàng)目，按所在資源區(qū)集中式光伏電站指導(dǎo)價(jià)執(zhí)行，2020 年 IIII 類(lèi)資源區(qū)光伏上網(wǎng)電價(jià)分別為：0.35、 0.4、0.49 元/度。北京、上海、廣州分別屬于 II 類(lèi)、III 類(lèi)、III 類(lèi)資源區(qū)，對(duì)應(yīng)上網(wǎng)電價(jià)分別為：0.4、0.49、0.49 元/度。資源區(qū)資源區(qū)所包括的區(qū)域表 8：光伏資源區(qū)分類(lèi)類(lèi)寧夏，青海海西，甘肅嘉峪關(guān)、武威、張掖、酒泉、敦煌、金昌，新疆哈密、塔城、阿勒泰、克拉瑪依，內(nèi)蒙古除赤

38、峰、通遼、興安盟、呼倫貝爾以外地區(qū)北京，天津，黑龍江，吉林，遼寧，四川，云南，內(nèi)蒙古赤峰、通遼、興安盟、呼倫類(lèi)貝爾，河北承德、張家口、唐山、秦皇島，山西大同、朔州、忻州，陜西榆林、延安，青海、甘肅、新疆除類(lèi)外其他地區(qū)類(lèi)除類(lèi)、類(lèi)資源區(qū)以外的其他地區(qū)資料來(lái)源：發(fā)改委，整體上看，相比自用電價(jià)，上網(wǎng)電價(jià)顯著較低，因而對(duì)分布式光伏項(xiàng)目，自用比例越高，則收益越高。補(bǔ)貼：國(guó)家補(bǔ)貼力度趨弱，地方補(bǔ)貼差異顯著針對(duì)分布式光伏的補(bǔ)貼可根據(jù)來(lái)源分為國(guó)家補(bǔ)貼和地方補(bǔ)貼：國(guó)家度電補(bǔ)貼隨光伏發(fā)電成本下行趨于減少，2020 年非戶用分布式光伏度電補(bǔ)貼 0.05元，較 2013 年下降 88%，2021 年 8 月 1 日起工

39、商業(yè)分布式不再補(bǔ)貼。2013 年國(guó)家發(fā)改委關(guān)于發(fā)揮價(jià)格杠桿作用促進(jìn)光伏產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的通知下達(dá)的電價(jià)補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)為0.42 元/度，此后一直維持到 2017 年底。2018 年初開(kāi)始執(zhí)行的新度電補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)將普通分布式項(xiàng)目補(bǔ)貼調(diào)低 0.05 元至 0.37 元/度，2018 年 5 月 31 日后再度下調(diào) 0.05 元/度。 2019 年 7 月 1 日開(kāi)始，針對(duì)分布式光伏普通項(xiàng)目的補(bǔ)貼政策進(jìn)一步細(xì)分為戶用（0.18元/度）和非戶用（0.1 元/度），相比上次調(diào)整，補(bǔ)貼水平進(jìn)一步降低。2020 年 6 月 1 日起，戶用、非戶用度電補(bǔ)貼再度降低至 0.08 元/度和 0.05 元/度。而根據(jù)發(fā)改委最新政

40、策，2021 年 8 月 1 日起不再對(duì)工商業(yè)分布式光伏項(xiàng)目進(jìn)行補(bǔ)貼。補(bǔ)貼時(shí)效方面，根據(jù)發(fā)改委關(guān)于發(fā)揮價(jià)格杠桿作用促進(jìn)光伏產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的通知，光伏發(fā)電項(xiàng)目自投入運(yùn)營(yíng)起執(zhí)行標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)或電價(jià)補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)，期限原則上為 20 年。因而，前期建設(shè)項(xiàng)目可獲得的補(bǔ)貼幅度將比新建項(xiàng)目的補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)更高。圖 29：普通分布式光伏項(xiàng)目國(guó)家補(bǔ)貼（元/度）0.450.40.350.30.250.20.150.10.050201320142015201620172018201920202021戶用非戶用表 9：6 省市分布式光伏地方補(bǔ)貼政策資料來(lái)源：發(fā)改委，地方補(bǔ)貼方面，目前北京、上海、江蘇、湖北、陜西、廣東 6 省/市存

41、在尚未到期的分布式光伏補(bǔ)貼政策，其中北京補(bǔ)貼力度最高。從度電補(bǔ)貼的標(biāo)準(zhǔn)和時(shí)效上比較，北京地區(qū)的補(bǔ)貼力度為 6 省/市最高，全市分布式光伏度電補(bǔ)貼在 0.3 元/度以上，時(shí)效 5 年，其中全部實(shí)現(xiàn)光伏建筑一體化應(yīng)用的項(xiàng)目補(bǔ)貼為 0.4 元/度。上海市分布式光伏（含戶用光伏）補(bǔ)貼金額為 0.05、0.1、0.15 元/度，分別對(duì)應(yīng) 2021、2020、2019 年投產(chǎn)發(fā)電的項(xiàng)目，補(bǔ)貼時(shí)效 8 年。廣州分布式光伏項(xiàng)目在并網(wǎng)后在線持續(xù)運(yùn)行滿 6 個(gè)月可以獲得 0.15（非公共機(jī)構(gòu)）或 0.3（公共機(jī)構(gòu)）元/度的補(bǔ)貼，時(shí)效 5 年，采用合同能源管理模式建設(shè)還可享受 0.2 元/Wp 的一次性補(bǔ)貼。政策/

42、文件補(bǔ)貼時(shí)效補(bǔ)貼金額元/度補(bǔ)貼對(duì)象補(bǔ)貼范圍省/直轄市地區(qū)上海市上海全市本市 2019 年投產(chǎn)發(fā)電（2019 年底前完成備案并開(kāi)工、2020 年 6 月底之前建成并網(wǎng)的項(xiàng)目）本市 2020 年投產(chǎn)發(fā)電（2020 年底前完成備案并開(kāi)工、2021 年 6 月底之前建成并網(wǎng)的項(xiàng)目）光伏電站 0.3分布式光伏（含戶用光伏） 0.15學(xué)校 0.36光伏電站 0.2分布式光伏（含戶用光伏） 0.1學(xué)校 0.242020/7/15至2028/7/14關(guān)于印發(fā)上海市可再生能源和新能源發(fā)展專項(xiàng)資金扶持辦法（2020 版）的通知本市 2021 年投產(chǎn)發(fā)電光伏電站 0.1分布式光伏（含戶用光伏）0.05學(xué)校 0.12

43、一般工商業(yè)電價(jià)、大工業(yè)電價(jià)0.3北京市發(fā)展和改革委已完成備案，于 2020 年 1 月 1 日至 或農(nóng)業(yè)生產(chǎn)電價(jià)的項(xiàng)目員會(huì)北京市財(cái)政局北北京市北京全市2021 年 12 月 31 日期間采用“自發(fā)自用學(xué)校、社會(huì)福利場(chǎng)所等執(zhí)行居0.45 年京市住房和城鄉(xiāng)建設(shè)為主，余量上網(wǎng)”模式并網(wǎng)發(fā)電的分布 民電價(jià)的非居民用戶項(xiàng)目委員會(huì)關(guān)于進(jìn)一步支式光伏發(fā)電項(xiàng)目全部實(shí)現(xiàn)光伏建筑一體化應(yīng)用的項(xiàng)目0.4持光伏發(fā)電系統(tǒng)推廣應(yīng)用的通知蘇州市在園區(qū)備案實(shí)施、且已并網(wǎng)投運(yùn)分布式光伏項(xiàng)目。0.13 年蘇州工業(yè)園區(qū)綠色發(fā)江蘇省工業(yè)園區(qū)在園區(qū)備案實(shí)施、且已并網(wǎng)投運(yùn)分布式燃機(jī)以及儲(chǔ)能項(xiàng)目0.33 年展專項(xiàng)引導(dǎo)資金管理辦法在黃石境內(nèi)

44、投資建設(shè)的、具備獨(dú)立核本細(xì)則執(zhí)行期為黃石市太陽(yáng)能光伏發(fā)黃石市算，手續(xù)齊備，且已通過(guò)供電公司驗(yàn)收所有光伏發(fā)電項(xiàng)目 0.12016 年 1 月 1 日起 電項(xiàng)目資金補(bǔ)貼實(shí)施湖北省并網(wǎng)發(fā)電光伏發(fā)電示范工程，包括分布執(zhí)行，有效期 10 年細(xì)則關(guān)于印發(fā)宜昌市光伏宜昌市在宜昌范圍內(nèi)建設(shè)式光伏發(fā)電系統(tǒng)和光伏電站0.252014 年 5 月以后發(fā)電項(xiàng)目財(cái)政補(bǔ)貼資金撥付程序的通知分布式光伏發(fā)電，應(yīng)用方（屋頂方）為非公共機(jī)構(gòu)的分布式光伏發(fā)電，應(yīng)用方（屋0.152020-2025廣州市黃埔區(qū)廣州開(kāi)發(fā)區(qū)廣州高新區(qū)促進(jìn)綠色低碳發(fā)展辦法廣東省廣州市黃埔區(qū)廣州開(kāi)發(fā)區(qū)廣州高新區(qū)項(xiàng)目并網(wǎng)后在線持續(xù)運(yùn)行滿 6 個(gè)月頂方）為公共機(jī)

45、構(gòu)的 0.3采用合同能源管理模式建設(shè)分0.2一次性補(bǔ)貼布式光伏發(fā)電項(xiàng)目（修改）（征求意見(jiàn)稿）廣州市黃埔區(qū)廣州開(kāi)發(fā)區(qū)廣州高新區(qū)促進(jìn)綠色低碳發(fā)展辦法實(shí)施細(xì)則（修改）（征求意見(jiàn)稿）關(guān)于受理南山區(qū)深圳市南山區(qū)裝機(jī)容量不小于 20KWP2021 年 1 月 1 日至 2023 年 12 月 31采用太陽(yáng)能光電建設(shè)工程一體化的建設(shè)項(xiàng)目或分布式光伏發(fā) 2 元/WP電項(xiàng)目分布式光伏項(xiàng)目 0.1自發(fā)布之日起有效期 2020 年度第二批自3 年主創(chuàng)新產(chǎn)業(yè)發(fā)展專項(xiàng)資金綠色建筑分項(xiàng)資金的通知關(guān)于進(jìn)一步促進(jìn)光伏陜西省西安市 日期間建成并網(wǎng)且符合國(guó)家和行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)5 年產(chǎn)業(yè)持續(xù)健康發(fā)展的2021 年 1 月 1 日至 202

46、3 年 12 月 31日期間建成運(yùn)行資料來(lái)源：各政府網(wǎng)站，光伏儲(chǔ)能系統(tǒng) 1意見(jiàn)（征求意見(jiàn)稿）成本：主要包括初始投資和運(yùn)維費(fèi)用成本方面，需分別考慮 BIPV 的初始投資成本以及運(yùn)營(yíng)期運(yùn)維費(fèi)用，作為現(xiàn)金流模型的現(xiàn)金流出部分。假設(shè)初始投資成本為在某一時(shí)點(diǎn)的一次性投入，運(yùn)維費(fèi)用則假設(shè)在每日產(chǎn)生并支付。測(cè)算屋頂 BIPV 每瓦成本較 BAPV 變化-10%+8%。根據(jù)我們上一篇報(bào)告山雨欲來(lái)從成本端看 BIPV 與 BAPV，近半年來(lái)較大規(guī)模的分布式屋頂光伏系統(tǒng)報(bào)價(jià)范圍在 3.35.7 元/Wp，按照裝機(jī)容量加權(quán)平均報(bào)價(jià)在 4 元/Wp。測(cè)算屋頂 BIPV 成本可能較 BAPV 上升或下降，主要因?yàn)?BI

47、PV 減少了支架的使用，但由于 BIPV 設(shè)計(jì)壽命提升，帶來(lái)廠房屋面系統(tǒng)成本提升。圖 30：某 BAPV 項(xiàng)目成本結(jié)構(gòu)（%）圖 31：某 BAPV 項(xiàng)目成本結(jié)構(gòu)（元/Wp）光伏組件45.9%支架系統(tǒng)4.6%逆變器5.1%交流匯流箱4.03.53.02.52.01.5其他未列項(xiàng)材料明細(xì)，如圓鋼、壓 塊、穿線管、人工費(fèi)、輔材, 42.3%0.4%電纜1.8%1.00.50.0光伏組件支架系統(tǒng)逆變器交流匯流箱電纜其他資料來(lái)源：全國(guó)公共資源交易平臺(tái)，資料來(lái)源：全國(guó)公共資源交易平臺(tái)，圖 32：隆頂較傳統(tǒng) BAPV 增量成本敏感性測(cè)算（元/Wp）200Wp/平米150Wp/平米100Wp/平米-10123

48、45基礎(chǔ)造價(jià)彩鋼瓦增量區(qū)間（可變） 檁條增量區(qū)間（可變）支架減量（相對(duì)穩(wěn)定）支架減量區(qū)間（可變）資料來(lái)源：全國(guó)公共資源交易平臺(tái)，建設(shè)工期一般為 3 個(gè)月左右，從數(shù)據(jù)上看最高 5 個(gè)月。參考近半年來(lái)全國(guó)公共資源交易平臺(tái)上公布的分布式光伏系統(tǒng)項(xiàng)目，如下表所示，建設(shè)工期范圍在 40 天5 個(gè)月范圍內(nèi)，出現(xiàn)頻率最高的是 3 個(gè)月（90 天），一般而言，項(xiàng)目規(guī)模越大，所需工期也會(huì)提升。表 10：部分分布式光伏項(xiàng)目建設(shè)工期項(xiàng)目名稱裝機(jī)規(guī)模/MW工期寧波國(guó)際郵件互換中心工程屋頂分布式光伏發(fā)電項(xiàng)目1.43 個(gè)月廣汽豐田汽車(chē)有限公司第四生產(chǎn)線分布式光伏項(xiàng)目 EPC 總承包245 個(gè)月黑龍江北大荒農(nóng)墾集團(tuán)和平牧場(chǎng)

49、有限公司安達(dá)畜牧場(chǎng)建設(shè) 850KW分布式光伏發(fā)電項(xiàng)目海南華金鋼構(gòu) 3.92MWp 分布式光伏電站項(xiàng)目土建及電氣設(shè)備采購(gòu)安裝工程常州國(guó)際機(jī)場(chǎng)有限公司建設(shè)常州機(jī)場(chǎng)屋頂 1.26MW 分布式光伏發(fā)電項(xiàng)目0.960 天3.990 天1.360 天黑龍江省和平牧場(chǎng) 1.04MW 分布式光伏發(fā)電建設(shè)項(xiàng)目146 天沙洋縣鼎誠(chéng)公司分布式光伏發(fā)電項(xiàng)目3.940 天南海丹灶新能源產(chǎn)業(yè)廠房（C1 區(qū) C4 廠房及 C2 區(qū) C5、C7 廠房）2.132MWp 分布式光伏發(fā)電工程總承包（EPC）2.145 天廣寧縣五和鎮(zhèn)水電會(huì)分布式光伏發(fā)電扶貧項(xiàng)目0.150 天寧波杭州灣新區(qū)滬甬合作示范區(qū)（一期）建設(shè)項(xiàng)目 4.87M

50、W 分布式光伏發(fā)電項(xiàng)目4.975 天表 11：電站運(yùn)維服務(wù)價(jià)格金華市藍(lán)波能源有限公司 100KWp 分布式光伏發(fā)電項(xiàng)目0.160 天資料來(lái)源：全國(guó)公共資源交易平臺(tái)，運(yùn)維費(fèi)用按照裝機(jī)規(guī)模計(jì)價(jià)在 0.030.1 元/Wp。分布式光伏電站的日常運(yùn)維一般包括：光伏組件表面清潔及定期性能檢查，以及逆變器、匯流箱、配電柜、電纜線路等其他配件的完整性和性能檢查。我們搜集了全國(guó)公共資源交易平臺(tái)公布的 2020 年以來(lái)的光伏電站運(yùn)維服務(wù)中標(biāo)公告10，從這些公告來(lái)看，運(yùn)維服務(wù)的報(bào)價(jià)方式包括：按照裝機(jī)規(guī)模（0.030.1 元/Wp）、按照發(fā)電量（0.030.05 元/度）、按照電站收益（僅搜集到 1 個(gè)項(xiàng)目，報(bào)價(jià)為

51、電站收益的 3.9%）。由于我們獲取到的電站運(yùn)維服務(wù)項(xiàng)目幾乎全為扶貧電站，其收費(fèi)可能較經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)地區(qū)偏低，因而我們?cè)谟?jì)算運(yùn)維費(fèi)用時(shí)，按照初始投資成本*（3%至 6%）測(cè)算。項(xiàng)目名稱運(yùn)維成本/中標(biāo)價(jià)/第裝機(jī)規(guī)模 一候選人價(jià)/招標(biāo)限 每瓦運(yùn)維成本 首年保底發(fā)電量/ 度電報(bào)價(jià)/元/MW價(jià)/控制價(jià)萬(wàn)元元/Wp度豐寧滿族自治縣 2016 年第一批村級(jí)光伏扶貧電站運(yùn)維服務(wù)項(xiàng)目（二次）中標(biāo)公告電站年收益的 3.9%上饒市城投 256.94MW 光伏精準(zhǔn)扶貧電站運(yùn)維服務(wù)代理公開(kāi)摸球256.9422500.09贛州元盛工程咨詢有限公司關(guān)于江西省贛州市南康區(qū)發(fā)展和改革委45.24214.910.0542981800

52、0.05靈璧縣三十六點(diǎn)五兆瓦村級(jí)光伏扶貧電站運(yùn)維服務(wù)項(xiàng)目中標(biāo)結(jié)果公36.5140.530.04汝州市光伏扶貧村級(jí)電站后期運(yùn)維服務(wù)項(xiàng)目-結(jié)果公告-汝州市光伏23.291940.08壽縣光伏扶貧第三方運(yùn)維服務(wù)項(xiàng)目(第二次)（第一包） 17.33309.850.07壽縣光伏扶貧第三方運(yùn)維服務(wù)項(xiàng)目(第二次)（第二包） 16.72265.050.07河北省平山縣 70MW 光伏發(fā)電 3 個(gè)項(xiàng)目運(yùn)維服務(wù)中標(biāo)候選人公示 70720.130.1G1311282000462001 阜城縣城鄉(xiāng)建設(shè)投資有限公司 13.8MW 光伏13.80.04全區(qū)村級(jí)光伏扶貧電站開(kāi)展集中運(yùn)維服務(wù)項(xiàng)目中標(biāo)公示 46.71143.8

53、0.03483212550.03中標(biāo)公告員會(huì)光伏扶貧電站運(yùn)維服務(wù)項(xiàng)目告扶貧村級(jí)電站后期運(yùn)維服務(wù)項(xiàng)目第一標(biāo)段扶貧電站運(yùn)維服務(wù)項(xiàng)目二次中標(biāo)結(jié)果公示資料來(lái)源：全國(guó)公共資源交易平臺(tái)，IRR 測(cè)算：整體上北京上海廣州上文所分析的收入、成本信息可代入簡(jiǎn)易的現(xiàn)金流折現(xiàn)模型，對(duì)項(xiàng)目 IRR 進(jìn)行草算。為簡(jiǎn)化分析，我們主要針對(duì) 1MW 屋頂 BIPV 項(xiàng)目，并做以下假設(shè)：按照發(fā)電收益=自用部分發(fā)電量*自用電價(jià)+上網(wǎng)部分發(fā)電量*上網(wǎng)電價(jià)+國(guó)家補(bǔ)貼+地方補(bǔ)貼-運(yùn)維成本計(jì)算 BIPV 項(xiàng)目的每日發(fā)電收益，國(guó)家補(bǔ)貼按照 0.05 元/度計(jì)算。假設(shè)自用/上網(wǎng)電價(jià)在 30 年內(nèi)未發(fā)生變化，為簡(jiǎn)化分析，僅考慮一般工商業(yè)單一制

54、電價(jià)，其中分時(shí)電價(jià)按照 921 點(diǎn)時(shí)間加權(quán)平均得到，不分時(shí)電價(jià)按照發(fā)改委或電網(wǎng)公告；由于網(wǎng)站頻繁更新，此處可能為不完全統(tǒng)計(jì)。假設(shè)項(xiàng)目性質(zhì)為業(yè)主自建，所發(fā)電量自用率為 70%，其余賣(mài)給電網(wǎng)；假設(shè)光伏組件發(fā)電效率從開(kāi)始使用時(shí)的 98%衰減到線性衰減到 84.95%，衰減耗時(shí) 30 年整（參考隆基組件LR4-72HBD 425455Wp）；假設(shè)屋頂 BIPV 項(xiàng)目建設(shè)時(shí)長(zhǎng)在 3 個(gè)月，裝機(jī)規(guī)模 1MW；假設(shè)與建筑的集成度提升導(dǎo)致 BIPV 帶來(lái)成本增量，根據(jù)上文分析，考慮 BIPV成本在 4.4 元/Wp（基礎(chǔ)條件），為了具備更廣泛的代表性，考慮將該成本水平提升 0%15%進(jìn)行敏感性分析；假設(shè)項(xiàng)目可

55、以使用 30 年；按照初始投資成本百分比測(cè)算運(yùn)維服務(wù)規(guī)模，假設(shè)項(xiàng)目開(kāi)始發(fā)電時(shí)為初始投資的 3%（此為基礎(chǔ)條件，后為了具備更廣泛的代表性，在敏感性分析時(shí)，將該比例擴(kuò)展為 3%6%區(qū)間），此后在首期成本的基礎(chǔ)上，按照 3%的年化增速遞增（考慮未來(lái)通貨膨脹）；假設(shè)系統(tǒng)效率為 80%。按照不分時(shí)電價(jià)測(cè)算按照不分時(shí)電價(jià)，結(jié)合敏感性測(cè)算，北京屋頂 BIPV IRR 范圍在 12.6%20.6%（開(kāi)發(fā)區(qū)）、上海 6.4%12.1%、廣州 4.9%11%。北京 IRR 較上海/廣州更高，主要受益于更高的電價(jià)、更好的光照條件、以及更優(yōu)的地方補(bǔ)貼力度。北京（開(kāi)發(fā)區(qū)）：經(jīng)濟(jì)技術(shù)開(kāi)發(fā)區(qū)一般工商業(yè)單一制電價(jià)按照電壓等級(jí)

56、分為 4 檔，基礎(chǔ)條件下這 4 個(gè)電壓等級(jí)對(duì)應(yīng)的 IRR 分別為：不滿 1KV 20.6%、1-10KV 20.3%、20KV 20.2%、110KV 19.7%?？紤]初始投資成本分別增長(zhǎng) 5%/10%/15%，運(yùn)維費(fèi)用分別在初始 3%的基礎(chǔ)上增長(zhǎng) 1%/2%/3%，進(jìn)行敏感性測(cè)算，得到北京 BIPV IRR 范圍整體在 12.6%20.6%區(qū)間，其中不滿 1KV 在 13.6%20.6%，1-10KV 13.3%20.3%，20KV13.1%20.2%，110KV 12.6%19.7%。表 12：北京初始投資成本、運(yùn)維費(fèi)用變化對(duì) IRR 影響的敏感性測(cè)算（開(kāi)發(fā)區(qū)不分時(shí)電價(jià)）11電壓等級(jí)電壓等

57、級(jí)0%5%10%15%不滿 1KV3%20.6%19.3%18.0%16.8%4%（+1%）19.3%17.9%16.5%15.3%5%（+2%）17.8%16.3%14.9%13.6%6%（+3%）16.3%14.7%1-10KV3%20.3%19.0%17.7%16.5%4%（+1%）19.0%17.5%16.2%15.0%5%（+2%）17.5%16.0%14.6%13.3%6%（+3%）15.9%20KV3%20.2%18.8%17.5%16.4%4%（+1%）18.8%17.4%16.0%14.8%5%（+2%）17.3%15.8%14.4%13.1%6%（+3%）15.7%110K

58、V3%19.7%18.3%17.1%16.0%當(dāng)初始投資增長(zhǎng) 5%以上，運(yùn)維費(fèi)用擴(kuò)大到初始投資成本的 6%時(shí)，在部分電壓等級(jí)下，由于電價(jià)較低，在 BIPV 30 年運(yùn)營(yíng)期的后幾年，會(huì)出現(xiàn)收入低于成本的情況（按照假設(shè)運(yùn)維費(fèi)用每年增長(zhǎng) 3%），這些情況下的 IRR 我們不予展示，后同。4%（+1%）18.3%16.9%15.6%14.4%5%（+2%）16.8%15.3%13.9%12.6%6%（+3%）15.1%資料來(lái)源：TPDC，NOAA，發(fā)改委，全國(guó)公共資源交易平臺(tái)，上海：上海一般工商業(yè)單一制電價(jià)按照電壓等級(jí)分為 4 檔，基礎(chǔ)條件下這 4 個(gè)電壓等級(jí)對(duì)應(yīng)的 IRR 分別為：不滿 1KV 12

59、.1%、10KV 11.7%、35KV 11.3%、110KV 及以上 11.2%。進(jìn)行敏感性測(cè)算，上海 BIPV IRR 范圍整體在 6.4%12.1%區(qū)間，其中不滿 1KV7.5%12.1%，1-10KV 7%11.7%，20KV 6.6%11.3%，110KV 及以上6.4%11.2%。表 13：上海初始投資成本、運(yùn)維費(fèi)用變化對(duì) IRR 影響的敏感性測(cè)算（不分時(shí)電價(jià)）電壓等級(jí)電壓等級(jí)0%5%10%15%不滿 1KV3%12.1%11.1%10.3%9.4%4%（+1%）10.5%9.4%8.5%7.5%5%（+2%）8.6%1-10KV3%11.7%10.7%9.9%9.0%4%（+1%

60、）10.0%9.0%8.0%7.0%5%（+2%）20KV3%11.3%10.3%9.5%8.6%4%（+1%）9.6%8.6%7.5%6.6%5%（+2%）110KV 及以上3%11.2%10.2%9.3%8.5%4%（+1%）9.5%8.4%7.4%6.4%5%（+2%）資料來(lái)源：TPDC，NOAA，發(fā)改委，全國(guó)公共資源交易平臺(tái)，廣州：廣州一般工商業(yè)單一制電價(jià)按照電壓等級(jí)分為 4 檔，基礎(chǔ)條件下這 4 個(gè)電壓等級(jí)對(duì)應(yīng)的 IRR 分別為：不滿 1KV 11%、1-10KV 10.5%、20KV 10.5%、110KV 及以上 10%。進(jìn)行敏感性測(cè)算，廣州 BIPV IRR 在 4.9%11%