重慶地區太陽能光伏發電潛力分析

唐爽，丁勇，董孟能，葉強,

（1重慶大學城市建設與環境工程學院，重慶400045；2重慶市城鄉建設委員會，重慶400014）

重慶地區太陽能光伏發電潛力分析

唐爽1，丁勇1，董孟能2，葉強1,2

（1重慶大學城市建設與環境工程學院，重慶400045；2重慶市城鄉建設委員會，重慶400014）

該文對重慶市太陽能資源進行實際測試與分析對比；并采用PVsyst軟件對單、多晶硅和非晶硅太陽能電池組件的比功率發電量進行模擬；將光伏發電與常規發電技術對比，計算光伏發電成本與投資回收期。結果表明，重慶地區非晶硅太陽能電池板的比功率發電量大于單、多晶硅的比功率發電量，光伏發電成本約為常規發電技術的2～3倍。

太陽能電池；PVsyst軟件；比功率；發電量；發電成本；投資回收期

0 引言

重慶市近年來大力發展可再生能源應用，目前已經開展的工作主要集中在利用淺層地熱能的地源熱泵系統，對太陽能資源的利用尚處于摸索階段。

由于氣候條件的限制，重慶地區的太陽能利用規模較小。為進一步探索重慶地區太陽能光伏在建筑上的應用，本文對重慶地區全年太陽能資源進行測試分析，研究其全年分布特征，并與《中國建筑熱環境分析專用氣象數據集》中重慶地區的典型年太陽輻射數據進行對比；對比分析單晶硅、多晶硅、薄膜等不同太陽能電池在重慶地區太陽能資源條件下的應用效果，并對全年逐月發電量進行了理論計算，對比火電、水電等常規發電技術做出技術經濟分析，對重慶地區太陽能光伏發電做出評價。

1 重慶地區太陽能資源分析

太陽輻射強度主要與太陽高度角、緯度、地勢及天氣狀況有關。為探究重慶地區不同傾角表面下全年的太陽能資源分布，對重慶地區不同傾角表面下全年接收的太陽輻照量進行了連續測試。測試選用四種典型傾角表面，分別為39.5O、29.5O（重慶緯度）、19.5O、0O，四種表面朝向均為正南。

將本次0°傾角表面的測試值與《中國建筑熱環境分析專用氣象數據集》中典型年的數據進行對比。經對比，二者全年變化趨勢基本相似，二者全年太陽輻照量分別為3155.7 MJ/m2和3058.5 MJ/m2，實測值僅比典型年大3.2%，測試值與典型年值基本接近，測試接近重慶地區太陽能資源的真實水平。

通過對重慶地區典型年太陽輻照量分析，重慶地區全年太陽能資源分布極不均勻，全年日太陽輻照量方差為46.42 MJ/m2，具有明顯的階段性分布特征，4～9月份的太陽輻照量占全年的72.3%，具有較好的太陽能應用潛力。根據對重慶地區歷史太陽能資源分析，歷史年太陽輻照量平均值為3187.3 MJ/m2，該地區逐年太陽輻照量變化較小。通過對四種典型傾角表面全年太陽輻照量進行測試，0°傾角表面全年太陽輻照量最大，19.5°、29.5°次之，39.5°傾角表面最小。

2 不同太陽能電池在重慶地區應用效果

2.1 發電量理論計算

單晶硅和多晶硅生產技術成熟，是光伏市場上的主導產品。多晶硅太陽能電池沒有光致衰退效應，材料質量有所下降時也不會導致太陽能電池受影響。非晶硅太陽能電池易于大面積化生產，成本較低，透光性和弱光發電性能好，缺點是光電轉換率低，要產生同樣的電力，采用非晶硅薄膜電池時需要安裝的面積應成倍增加。

為比較不同太陽能電池在重慶地區的應用效果，采用PVsyst軟件對單晶硅、多晶硅、非晶硅（薄膜）太陽能電池的月發電量進行模擬計算。

2.1.1計算過程

PVsyst軟件選取重慶作為項目地理位置。將軟件中氣象數據值與重慶地區典型年氣象數據進行對比。

圖1 太陽輻射逐月值對比

典型年太陽年輻射值為3058.5MJ/m2，軟件太陽年輻射值為3128.9 MJ/m2，差值為70.4 MJ/m2。從圖1中數據對比看來，軟件模擬使用的太陽逐月輻射值與典型年的數值接近，軟件模擬的結果具有一定的參考性。

重慶位于北半球，方位角選取正南面。最佳傾角的選取由實驗所得結論為0°傾角表面（水平面）全年太陽輻照量最大。安裝方式選擇固定角安裝。

模擬計算以70kW并網光電站為例。表1為非晶硅和單、多晶硅光伏發電系統的具體數據[1]。組件類型選擇標準型，通風狀態下，選擇平屋頂進行安裝。對不同的光伏材料進行選擇，將三種系統類型的安裝面積分別對應輸入軟件中，模擬出不同的結果。

表1 不同太陽能電池光伏發電系統數據

表2 不同太陽能電池發電量及發電效率

對三種不同材料的太陽能電池發電量進行模擬，結果如表2。

2.1.2 不同太陽能電池應用效果比較分析

用比功率發電量反映太陽能電池組件在應用中的實際發電能力[2]。

由表3可知，該并網光伏發電系統中，每千瓦多晶硅太陽能電池的日平均發電量為2.44 kW·h，與單晶硅2.60 kW·h接近。但非晶硅的日平均發電量為3.50 kW·h，為單晶硅的1.35倍，為多晶硅的1.43倍。根據PVsyst軟件的模擬比較，結果表明，在重慶地區，非晶硅太陽能電池板的比功率發電量均大于單、多晶硅太陽能電池的比功率發電量。

非晶硅太陽能電池板的生產成本約為單、多晶硅太陽能電池板的60%，但由于非晶硅太陽能電池的轉換效率比單、多晶硅太陽能電池的轉換效率要低，在發電量相同的情況下采用非晶硅薄膜電池時，安裝面積需要成倍增加。重慶屬于山地城市，建筑密度大，安裝非晶硅薄膜電池時需要更大的面積，應用的難度可能會增大。

2.2 太陽能光伏發電成本計算

2.2.1 度電成本計算

根據前文軟件模擬年發電量的結果，對重慶地區太陽能并網光伏系統發電系統成本與度電成本，及投資回收期進行測算，見表4。

表3 不同太陽能電池比功率發電量

表4 初始條件

假設Tcost為成本電價（在預定的投資回報期內能夠收回光伏電站總投資成本的最低電價），因為光伏電站的日常運營費用很小，每個電站的成本電價主要取決于固定資產折舊，也就是與預期的投資回收期密切相關[3]。

成本電價計算公式：

用Cp代表單位裝機容量的裝機成本，即Cp=Civs/P，isub=Isub/ Civs，作為單位裝機成本的其他補貼收入，稱為電站的其他補貼收入系數。

Cp=1.6萬元；Per=20年；Rop=2%；Rloan=70%；Rintr=6.55%；Hfp= 1048kW·h；isub=0。

Tcost=16000（1/20+2%+70%×6.55%）/1048=1.77元kW·h

在未考慮光伏電力輸送成本及其他電網服務成本的前提下，測算出并網光伏度電成本為1.77元/kW·h左右。

2.2.2 投資回收期計算

表5 投資回收年限對比

按照上文對該光伏系統所設置的條件，對投資回收期（年）進行計算。

由表5可見，如果全部采用自有資金投入，投資回收期設定在25年，目前的光伏發電成本電價僅為0.92元/kW·h。而如果設定投資回收期為5年，則成本電價高達3～4元/kW·h。因此，投資回收期的設定對于光伏發電成本電價的影響是巨大的。在我國，火力發電廠的投資回收期通常為15－30年，而核電的投資回收期為50年。因此，對于光伏發電的可行性分析計算時，按照20年或者25年的投資回收期計算比較合理。

從表5可看出，在70%貸款的條件下，如果電價定為1.77元/kW·h，則20年可回收投資，如果電價定為1.62元/kW·h，則25年可回收投資。

3 太陽能光伏發電與常規發電技術對比

我國現階段火力發電所采用的能源主要是煤，火力發電所造成的環境污染嚴重。在目前，我國的電力還是以火電為主，火電裝機容量仍占電力總裝機容量的73%左右，火力發電量占總發電量的比例超過80%[4]。水資源是可再利用資源，水力發電成本也相對較少。小型水電的發電成本與火電相當，大型水電的發電成本為火力發電的50%左右。風力發電是一種環保潔凈的綠色能源。風力發電廠初投資較高，投資的供應成本還不具備與常規能源產品進行競爭的能力，這也是阻礙風力發電發展的原因之一。

不同發電方式的成本價格對比見表6。

表6 發電成本價格對比

太陽能是可再生清潔能源，相對水力發電和風力發電沒有地域的限制，相對于火力發電和水力發電不會對生態環境產生影響。太陽能發電不需要燃料，機械維修的必要性也低，成本幾乎都是初期投資。產生的電量取決于日照強度和轉化效率，日照強度取決于裝置設置的場所。

表6中所示的現太陽能發電電價比常規電價約高一倍，而上文計算出重慶地區的發電電價是常規電價的3倍左右。除了太陽能大量普及能帶來成本下降的效果以外，還必須從根本上提高太陽能發電裝置的經濟性。

重慶地區冬季太陽輻射量小，夏季輻射量大，模擬太陽能電池組月發電量最大差值如表7所示。

表7 不同太陽能電池月發電量比較

三種類型電池組發電量月最大差值的平均值為8987kW· h。重慶地區太陽能電池組冬季發電量遠遠低于夏季發電量。重慶地區夏季由于大量制冷設備的使用，電網處于高峰期。可將太陽能光伏發電與建筑空調制冷結合起來。光伏系統在建筑上的應用，除了保證建筑自身用電外，還可向電網供電，舒緩高峰電力需求，解決電網峰谷供應矛盾，具有極大的社會效益。

4 結語

根據前文假設條件，計算出重慶地區的單晶硅的比功率發電量為2.60 kW·h，多晶硅為2.44 kW·h，非晶硅為3.50 kW·h。非晶硅太陽能電池的比功率發電量為單晶硅的1.35倍，為多晶硅的1.43倍。

通過前文對不同太陽能電池在重慶地區的發電量模擬計算及對比，綜合發電比功率、成本、安裝各方面，非晶硅太陽能電池板在重慶地區的應用效果優于單、多晶硅。

在未考慮政策補貼的情況下，貸款占總投資比例為70%，投資回收期定為20年時，測算出重慶地區光伏發電成本為1.77元/kW·h左右，為常規發電技術成本的3倍左右。當投資全部為自有資金，投資回收期定為25年時，測算出發電成本為0.92元/ kW·h左右，此時的發電成本仍為常規發電技術成本的2倍左右。光伏發電成本平均值為1.0～1.3元/kW·h，重慶地區光伏發電成本高于光伏發電成本平均水平，重慶地區為太陽能資源IV地區對此有較大影響。

通過比較，重慶地區夏季光伏發電效果遠優于冬季，且發電量差值較大。不建議建設大規模的太陽能電站，建議將太陽能發電與建筑結合，采用并網發電的方式，滿足公建、住宅部分用電。

[1]馬勝紅，李斌，陳東兵，等.中國光伏發電成本、價格及技術進步作用的分析[J].太陽，2010（04）.

[2]李振全，徐云亮，Shyshenq P Liou.幾種太陽能電池組件比功率發電量的模擬與比較[J].電工電氣，2010（04）.

[3]史珺.光伏發電成本的數學模型分析[J].太陽能，2012（02）.

[4]楊勇平，楊志平，徐鋼.中國火力發電能耗狀況及展望[J].中國電機工程學報，2013，33（23）.

[5]胡仁芳.四大發電方式大比拼，解決電力緊缺靠煤不夠[EB/OL].[2014-07-17].http://zqrb.ccstock.cn/html/2011-05/09/ content_243787.htm.

[6]湯鑫華.論水力發電的比較優勢[J].中國科技論壇，2011（10）.

[7]張雯，劉瑞豐，劉靜，等.基于多影響因素分析的光伏發電成本及走勢預測模型[J].陜西電力，2013（11）.

Analysis on Solar Photovoltaic Power Generation Potentialin Chongqing

Actualtestand analysis are made in solar energy sources in Chongqing and simulations are also made in power amount by monocrystalsilicon, polycrystalline silicon solar cells,and amorphous silicon solar cells with PVsystsoftware.Photovoltaic power generation is compared with conventional power generation methods to calculate the cost of photovoltaic power generation and investmentreturn period.The results show thatamorphous silicon solar cells specific yield is larger than monocrystaland polycrystalsilicon solarcells and the costis two to three times thatofconventionalpower generation.

solarcells;PVsystsoftware;specific yield;generating cost;payback period

TU18

A

1671-9107（2014）09-0008-04

基金論文：該論文為國家科技支撐計劃項目子課題（項目編號：2013BAL01B03-6）；重慶市可再生能源建筑應用城市示范配套能力建設項目論文之一。

10.3969／j.issn.1671-9107.2014.09.008

2014-07-18

唐爽（1992—），女，重慶人，碩士研究生，主要從事可再生能源建筑應用方面的研究。

丁勇（1975—），男，山東黃縣人，博士，教授，主要從事可持續建筑環境與建筑節能方面的研究。