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一、引言
近几年，为应对光伏行业的美国及欧盟“双反”影响同时为保护国内组件制造企业，国家出台了相关光伏电站补贴政策，直接导致中国光伏发电装机量突飞猛进，2013年下半年中国大陆地区装机量竟超过10GW，市场异常火爆。近期中国能源局公布了《关于下达2014年光伏发电年度新增建设规模的通知》，并明确规定光伏分布式发电装机量占60%，旗帜鲜明的将光伏投资由地面大规模电站引导至光伏分布式发电。
二、分布式光伏发电系统介绍
分布式光伏发电是指在用户所在场地或附近建设运行，以用户侧自发自用为主、多余电量上网且在配电网系统平衡调节为特征的光伏发电设施。分布式光伏发电实行“自发自用、余电上网、就近消纳、电网调节”的运营模式，电网企业采用先进技术优化电网运行管理，为分布式光伏发电运行提供系统支撑，保障电力用户安全用电，鼓励项目投资经营主体与同一供电区内的电力用户在电网企业配合下以多种方式实现分布式光伏发电就近消纳。它是一种新型的、具有广阔发展前景的发电和能源综合利用方式，它倡导就近发电，就近并网，就近转换，就近使用的原则，不仅能够有效提高同等规模光伏电站的发电量，同时还有效解决了电力在升压及长途运输中的损耗问题。
目前应用最为广泛的分布式光伏发电系统，是建在城市建筑物屋顶与个人家庭屋顶的光伏发电项目，该类项目必须接入公共电网，与公共电网一起为附近的用户供电。
分布式光伏发电具有以下特点：
1、输出功率相对较小。一般而言，一个分布式光伏发电项目的容量在数千瓦以内。与集中式电站不同，光伏电站的大小对发电效率的影响很小，因此对其经济性的影响也很小，小型光伏系统的投资收益率并不会比大型的低。
2、污染小，环保效益突出。分布式光伏发电项目在发电过程中，没有噪声，也不会对空气和水产生污染。
3、能够在一定程度上缓解局地的用电紧张状况。但是，分布式光伏发电的能量密度相对较低，每平方米分布式光伏发电系统的功率仅约100瓦，再加上适合安装光伏组件的建筑屋顶面积有限，不能从根本上解决用电紧张问题。
4、可以发电用电并存。大型地面电站发电是升压接入输电网，仅作为发电电站而运行；而分布式光伏发电是接入配电网，发电用电并存，且要求尽可能地就地消纳。
三、分布式光伏发电系统建设投资成本
分布式光伏发电系统服务商提供给您的分布式光伏发电系统报价中，一般包含：晶硅电池组件、支架、逆变器、断路器、直流箱、交流箱、熔断器、直流电缆、交流电缆、汇流端子、接地端子、人工、运输、行政手续费、税费等项目，考虑到每个项目的大小、设计、施工难度不同，市场采购价格的浮动，报价也会随之浮动；
在华北、长三角、珠三角这三个分布式光伏发电应用比较密集的地区，太阳平面辐射量差异不像与西部地区差异那么大，一般不超过20%。如果设置到最佳发电倾角，整体系统效率在80%以上，一般来说1KW的项目25年年均发电量应在900~1300kwh左右；如果是钢结构彩钢瓦的工商业厂房屋顶，一般只在朝南的一面满铺光伏组件（标准厂房屋顶自然倾角一般为5°到10°不等），铺设比例一般为1KW占面积10O，也就是1MW(1MW=1000KW)项目需要使用1万O面积；如果是户用别墅砖瓦结构的屋顶，一般会在08:00~16:00没有遮挡的屋顶区域满铺光伏组件，安装方式虽与彩钢瓦屋顶略有不同，但占面积比是相似的，也是1KW占面积10O左右。也就是说，一个面积比较大(100~150O)的别墅屋顶，大概可以安装约10KW的光伏发电系统，25年年均发电约9000~1.3万kwh(具体参数需要航禹太阳能出具专业项目建议书后确定，这里只给出大致概念)；如果是平面混凝土屋顶，为了设计成最佳固定水平倾角，每排组件之间需要间隔一定间距以保证不被前排组件阴影遮挡，所以整个项目占用屋顶面积会大于可以实现组件平铺的彩钢瓦和别墅屋顶。一般来说，考虑到自然遮挡和女儿墙高度等复杂因素后，1KW占用屋顶面积为15~20O左右，也就是1MW项目需要使用1.5~2万O面积。大家可以据此估算自家屋顶可以安装多少容量，大致能发多少电了。
按照2013年年底西安地区某300kWp屋顶分布式光伏电站建设直接成本来分析，300kWp的项目总花费为220万多元，其中组件占到58.49%，逆变器占到总成本的12.2%，支架占到总成本的7.73%。项目总造价每瓦成本约合7.3元。考虑系统集成公司利润，对于常规屋顶电站项目市场报价按照8元每瓦较为合理。项目各项费用支出及比例详见上表及下图所示。
四、分布式光伏发电系统运营成本
分布式光伏发电系统的运行维护主要是对系统的机械安装、电气连接的日常点检、对光伏组建的清洗、对部分失效部件的更换等简单操作，成本相对较低，对于10千瓦以下的系统维护成本几乎可以忽略不计，但是MW（1MW=1000KW=1000000W）级的电站应当预提1%-3%的维护成本进入系统的总投资。每次每平方米组件的清洗成本在0.5元到0.8元不等，主要取决于当地人工成本和运维服务提供人员的多少。一般来说安装量大的系统所需运营成本高于安装量小的系统所需运营成本，但分摊到每瓦成本上，前者则具有成本优势。据目前市场行情，每年运营成本一般占初始投资成本的1%-5%。
五、分布式光伏发电系统运营税费
对于企业自身投资的分布式光伏电站。采用自发自用余量上网的模式，屋顶光伏发电系统设备以及所产生的电力所有权都归属企业自身。电力是有形动产，将多余的电力并网销售给电站，要缴纳增值税。增值税一般纳税人适用增值税率17%。小规模纳税人则按3%征收率纳税。同时，光伏发电有税收优惠。根据《财政部、国家税务总局关于光伏发电增值税政策的通知》(财税〔2013〕66号)，规定“自2013年10月1日至2015年12月31日，对纳税人销售自产的利用太阳能生产的电力产品，实行增值税即征即退50%的政策。”光伏发电系统需要购进相应设备，增值税一般纳税人购进货物可以抵扣进项税额。此外，光伏发电的一个缺陷是受天气影响居民社区自发自用余量上网，通常情况是开发商在建房时就把屋顶或外墙安装好光伏发电设备，然后移交给物业公司运营。电力归属权属于物业公司。物业公司主要涉及税种是营业税，归地税机关管辖;而销售电力要缴纳增值税，归国税机关管辖。因此物业公司还要到国税机关办理税务登记，并对销售电力的收入单位核算。如果居民社区规模不大，其屋顶面积不多，光伏发电的电力必将有限，当月销售电力收入小于2万元时，则根据《财政部、国家税务总局关于暂免征收部分小微企业增值税和营业税的通知》(财税〔2013〕52号)规定，可以免缴增值税。同时，《财政部、国家税务总局关于财政性资金、行政事业性收费、政府性基金有关企业所得税政策问题的通知》(财税〔2008〕151号)规定，在缴纳企业所得税时，增值税免税额、即征即退额都要计入应纳税所得额。个人家庭自发自用余量上网，多余电力销售额基本达不到增值税起征点2万元的标准，所以免缴增值税。光伏电站投资运营商租用企业、居民社区的屋顶，屋顶光伏发电系统设备以及产生的电力所有权都归属光伏电站投资运营商。屋顶楼面不属于不动产，出租屋顶楼面,出租方要缴纳营业税，但不缴纳房产税。营业税适用税率5%。如果出租方是工商企业，主体税种是增值税，而营业税归地税机关管辖，那么工商企业出租屋顶也要到地税机关办理税务登记，并对出租屋顶收入单独核算。有些屋顶出租方不收取租金，而是以获得优惠电价或一定数量的免费电力作为回报。这种情况要分解成正常租赁和正常售电两个业务。国税机关将依照增值税暂行条例实施细则第十六条规定，按同期光伏电价调整光伏电站的销售额;地税机关将依照营业税暂行条例实施细则第二十条规定，按同期同类屋顶出租行情核定其营业额。营业额即租金收入，作为征收营业税的计税依据。光伏电站通常都超过年销售收入50万元的标准，须认定增值税一般纳税人。适用增值税税率17%。电站建设属于公共基础设施项目，根据企业所得税法第二十七条第(二)项和企业所得税法实施条例第八十七条规定，从事国家重点扶持的公共基础设施项目，自项目取得第一笔生产经营收入所属纳税年度起，可享受企业所得税“三免三减半”优惠。《公共基础设施项目企业所得税优惠目录(2008年版)》(财税〔2008〕116号)中列入了“太阳能发电新建项目”，但前提条件为“由政府投资主管部门核准”。因此，光伏电站要先经核准然后才能享受优惠。而目前光伏电站只要完成备案即可享同时，《财政部关于分布式光伏发电实行按照电量补贴政策等有关问题的通知》(财建〔2013〕390号)和《国家发展改革委关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》(发改价格〔2013〕1638号)规定，分布式光伏发电项目经过备案，建成投产且完成并网验收后，将获得财政补贴，补贴标准为每千瓦时0.42元，获得的补贴应当计入当期应纳税所得额。
六、分布式光伏发电系统所产生的收入
从 2014 年开始，国家对大型光伏电站将实行分资源区的不同上网标杆电价，将此前实行的全国统一上网标杆电价1 元/kWh 分别调整到0.9 元/kWh(Ⅰ类区)、0.95 元/kWh(Ⅱ类区)和1.0 元/kWh(Ⅲ类区)，同时对于分布式光伏发电的激励政策从初投资补贴转为度电补贴(0.42 元/kWh)。
一般来说，国家承诺的补贴可以做到基本到位，并不会拖延时间，到账时间基本上在次年3月左右。而省、市两级政府所承诺的补贴则需要对应所在地财政收入优良情况，只是到账时间不一定。电网的电力收购所产生的收入，一般执行每月抄表，挂账运营。抄表数并作为政府补贴的参照依据。现在电网公司抄表难度加大，且一般居民无法开出增值税发票给电网公司，导致电网公司应支付的款项迟迟未能到账。
七、分布式光伏发电系统所面临的困境
1、并网艰难，各地方电网对并网没有细化标准，因此会出现不同地区对申请批准的标准不一致，且分布式光伏发电的并网技术还存在一定的难题。
2、政策配套尚未完善，分布式示范项目执行层面尚缺细则支持，即使细则出台，存在不合理的条款或者执行问题，导致项目进度偏慢也是大概率事件。
3、是部分地区大面积的不具备屋顶打桩条件。在中西部省份房屋未使用钢混结构，依旧使用预制水泥板甚至使用木梁结构，且彩钢瓦劣质，不具备承压能力。
参考文献：
1、王昆白一《分布式太阳能光伏发电系统浅析》，《城市建设理论研究》2014年第8期
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一、前言
面对人类的可持续发展，从现有常规能源向清洁、可再生新能源过渡已提到议事上来了；因为新能源是依托高新技术的发展，开辟持久可再生能源的道路，以满足人类不断增长的能源需求，并保护地球的洁净；太阳能光伏发电是国际上公认并倡导的绿色发电方式，由于其既不需要燃料，也不存在烟尘和灰渣，不污染环境，不会产生二氧化碳，对大气不存在任何影响，非常清洁。具有性能稳定，安全可靠，维护费用低，无安全隐患等特点。
二、太阳能光伏照明系统原理及特点
1、系统原理
太阳能光伏发电是国际上公认并倡导的绿色发电方式，它具有节约能源、减少污染的特点。太阳能电池组件把太阳能转化为电能，经过大功率二极管及控制系统给蓄电池充电。充电到一定程度时，控制器内的自保系统动作，切断充电电源。晚间，太阳能电池组件充当了光电控制器，启动控制器，蓄电池给照明灯供电，点燃照明灯；凌晨，太阳能电池组件又充当了光电控制器，启动控制器，切断照明灯电源，重新开始进行转化太阳能为电能的工作。在太阳能路灯点亮时，还能够根据设置进行调光。
2、系统特点
①太阳能独立电站系统使用寿命25年；
②全封闭免维护铅酸蓄电池500AH/2V，寿命5年以上；
③太阳能电池组件：单/多晶硅太阳能电池组件效率15％以上，功率110W，寿命25年以上；
④控制系统：采用均衡维护充电，大电流快速充电，涓流巩固充电方式进行充电，其中充电过程采用PWM调制方式，具备延长蓄电池寿命的负脉冲缓冲充电过程，使用寿命达到10年以上；
⑤使用温度：摄氏-40至50度，具有低温工作功能；
⑥照明时间：每天工作14小时，可连续工作3个阴雨天；
⑦功耗低：LED灯具功耗是一般高压钠灯的50-60%左右，具有显著的节能效果；
⑧显色指数高：LED灯具色温3000-7000K可选，显色指数80以上，LED灯具发出的光线更接近自然光，对颜色的显现更真实、鲜艳、辨识性强。
⑨寿命长：LED灯具是固体冷光源，使用寿命10万小时；
⑩绿色光源：LED灯光线稳定，无频闪，无紫外线和红外线、无不良眩光，无光污染，消除了不良眩光所引起的刺眼、视觉疲劳与视线干扰，提高驾驶的安全性，减少交通事故的发生；
三、服务区太阳能路灯系统、收费站雨棚灯照明系统设计
(一)项目概况
辽宁省海城析木服务区、析木收费站位于丹东至锡林浩特高速公路东港至海城段。析木收费站车道总数为5个，进2出3，收费站出口指向正南方向。每个车道安装3盏，共15盏照明灯。雨棚棚顶高7米，灯头采用120W/220V LED灯。收费雨棚为平顶设计，适合以太阳能电站的形式给照明灯供电。收费站照明灯工作时间14小时（光控整夜亮灯），按3个连阴天设计太阳能供电系统。析木服务区在高速公路两侧对称分布，其中南北两区路灯各23盏，灯杆高8m，灯头采用80W/220V LED灯。本服务区采用集中太阳能路灯供电系统,以太阳能电站的形式给路灯供电。南北服务区路灯供电采用分离方式，南北服务区各安装太阳能电站系统，供服务区路灯照明使用。服务区路灯工作时间14小时（光控整夜亮灯），按3个连阴天设计太阳能供电系统。太阳能光伏照明系统建设时原常规供电系统仍然建设，采用市电作为补充电源，提高系统运行可靠性。考虑到供电距离较远，负载采用DC220V供电系统，以减少电压损失，避免由于超过3天连阴天造成照明灯熄灭的情况发生。
(二)系统配置方案
1、析木收费站系统配置
表1-1 析木收费站系统配置表
负载数量 材料 数量
15盏 太阳能电池板110W/17V 90
铅酸蓄电池500Ah/2V（带电池柜） 110
控制器60A/220V 1
LED灯头120W/220V 15
太阳能电池板支架9900W 1套
市电切换、汇流及配电等装置 1套
2、析木服务区系统配置
表1-2单侧服务区系统配置表
负载数量 材料 数量
23盏 太阳能电池板110W/17V 90
铅酸蓄电池500Ah/2V（带电池柜） 110
控制器220V/60A 1
LED灯头220V/80W 23
太阳能电池板支架9360 1套
汇流、配电及市电切换装置 1套
四、系统实际应用效益
(一)经济效益
以太阳能光伏照明系统全生命周期25年为基础，进行成本分析计算。
1、收费站雨棚照明运行成本分析。
（1）使用传统高压钠灯照明系统的运行成本
析木收费站收费雨棚共需15盏250W高压钠灯对收费车道进行照明，平均每天照明时间为12小时，目前用电电价0.9元/kWh，考虑电价平均每年上涨0.05元/ kWh，高压钠灯镇流器损耗20%，夜晚电压过高浪费电能10%，则使用高压钠灯照明每年实际耗电量为：
0.25[kWh]×1.2×1.1×12[h] ×365[天] ×15[盏]=21681[kWh]
即：第一年用电费用为：
21681[kWh]×0.9[元/kWh]=1.95万元
每年因电价上调而增加的费用额为：
21681[kWh]×0.05[元/kWh]=0.1084万元；
高压钠灯系统25年消耗的电费Sn为等差数列求和，计算过程如下：
Sn= a1×n＋n(n－1)d/2=1.95×25＋25×24×0.1084÷2=81.27万元；
式中：a1为第一年用电电费；
n为系统全生命周期25年；
d为每年因电价上调而增加的费用。
即平均每年需要电费为81.27÷25=3.25万元；
高压钠灯灯泡寿命1.5年，更换一次100元/支，镇流器寿命2年，更换一次150元/个，加上灯高为7m照明灯，需要升降车等设备运输及安装，因此考虑50%安装费用，电力照明灯年运行成本统计如下表：
表1-3收费站传统高压钠灯照明系统年平均运行成本统计表
项目 25年内更换次数 总投入（万元） 年均投入（万元）
更换钠灯灯泡 16 3.6 0.144
更换镇流器 12 4.05 0.162
年用电费用 ―― ―― 3.250
合计 3.556
（2）使用太阳能光伏照明系统的运行成本
太阳能光伏照明系统无电费费用，运行成本主要为设备的更换费用。由太阳能光伏照明系统的特点可知，LED整体灯具寿命为12.5年，25年寿命期内需更换一次，更换20元/W，每盏灯更换一次需2400元，全部更换一次需要5.4万元（含50%安装费用）；2V铅酸蓄电池寿命为8.5年，寿命期内需更换2次，更换两次共需15.84万元（电池回收价值可抵消安装费用）。即太阳能照明灯系统的运行成本为为5.4+15.84=21.24万元，平均每年运行成本为21.24÷25=0.8496万元。
（3）投资回收期
太阳能光伏照明系统与高压钠灯照明系统相比的投资回收期N为：
N=(C1B1)/(B-C)=(48.56-5.425)/(3.556-0.8496)=15.9年
式中：B为高压钠灯照明系统您平均运行成本；
C为太阳能照明系统年平均运行成本；
B1为高压钠灯照明系统初投资费用；
C1为太阳能照明系统初投资费用；
则寿命期内节约费用为3.556×（25－15.9）=31.54万元。
2、服务区路灯照明系统运行成本分析。
（1）使用传统高压钠灯照明系统的运行成本
析木服务区两侧共需46盏250W高压钠灯对服务区广场进行照明，平均每天照明时间为12小时，目前用电电价0.9元/kWh，考虑电价平均每年上涨0.05元/ kWh，高压钠灯镇流器损耗20%，夜晚电压过高浪费电能10%，则使用高压钠灯照明每年实际耗电量为：
0.25[kWh]×1.2×1.1×12[h] ×365[天] ×46[盏]=66488.4[kWh]
即：第一年用电费用为：
66488.6[kWh]×0.9[元/kWh]=5.983万元
每年因电价上调而增加的费用额为：
5.983[kWh]×0.05[元/kWh]=0.2991万元；
高压钠灯系统25年消耗的电费Sn为等差数列求和，计算过程如下：
Sn= a1×n＋n(n－1)d/2=5.983×25＋25×24×0.2991÷2=239.305万元；
式中：a1为第一年用电电费；
n为系统全生命周期25年；
d为每年因电价上调而增加的费用。
即平均每年电费为239.305÷25=9.5722万元；
高压钠灯灯泡寿命1.5年，更换一次100元/支，镇流器寿命2年，更换一次150元/个，加上灯高为10m照明灯，需要升降车等设备运输及安装，因此考虑50%安装费用，电力照明灯年运行成本统计如下表：
表1-4服务区传统高压钠灯照明系统年平均运行成本统计表
项目 25年内更换次数 总投入（万元） 年均投入（万元）
更换钠灯灯泡 16 9.6 0.384
更换镇流器 12 10.8 0.432
年用电费用 ―― ―― 9.5722
合计 10.3882
（2）使用太阳能光伏照明灯系统的运行成本
太阳能光伏照明系统无电费费用，运行成本主要为设备的更换费用。由太阳能光伏照明系统的特点可知，运行成本主要为系统部件更换费用。LED整体灯具寿命为12.5年，25年寿命期内需更换一次，更换20元/W，每盏灯80 W更换一次需1600元，46盏全部更换一次需要11.04万元（含50%安装费用）；铅酸蓄电池寿命为8.5年，寿命期内需更换2次，更换两次共需31.68万元（电池回收价值可抵消安装费用）。即太阳能光伏照明系统的追加投资为8.28+31.68=42.72万元，平均每年运行成本为42.72÷25=1.7088万元。
（3）投资回收期
太阳能光伏照明系统与高压钠灯照明系统相比的投资回收期N为：
N=(C1-B1)/(B-C)=110.54-23.2)/(10.3882-1.7088)=10.06年
式中：B为高压钠灯照明系统年平均运行成本；
C为太阳能照明系统年平均运行成本；
B1为高压钠灯照明系统初投资费用；
C1为太阳能照明系统初投资费用；
则寿命期内节约费用为10.3882×（25－10.06）=155.1997万元。
3、整个系统的实际应用效益
通过三个月来对本系统的跟踪测试及用户的反馈信息，得到了以下结论：
（1）整个海城析木高速公路工程的太阳能发电系统平均每天总共能够发电约134.28度。整个工程的负载每天消耗68.64度电。假设应用常规的市电高压钠灯，平均一个高压钠灯功率在250W~400W ，一天平均按12小时计算，64盏高压钠灯的总共可以发电192~307.2度。按照系统的负载用电量而言，该系统每天至少可为用户节省约130~240度市电，一年便可节省下47450~86400度电。如果按照一度电0.9元计算一年下来单单负载耗电量的节省成本就为42705~77760元。其中并不包括高压钠灯的镇流器耗电量以及线损的耗电量。如果算上镇流器和线损的耗电量，起码最少节省成本约5万到8万元之间。如果按照系统的总节能计算该系统能够为用户节省每天节省电能260.64~375.64度，全年节省成本约为10~13万之间。
（2）本系统每天总发电量为134.28度电，而负载的耗电量为68.64度，可见发电量为耗电的1.9倍，其中还有很大的使用空间，如果把整个系统的发电量充分利用，还能节省现有成本的1.9倍，节省成本最少在19~24.7万之间。
(二)环境效益
太阳能光伏照明系统是利用太阳能光伏发电系统原理来工作的，不消耗化石燃料，无二氧化碳、二氧化硫等有害气体的排放，清洁干净，环境效益良好。太阳能光伏照明系统每年提供的电量为21681[kWh]，即电力照明灯系统年消耗电量。根据相关部门的数据，煤燃料火力发电每生产1 kWh电，将产生0.92千克的CO2。假设电力照明灯系统电能来源为煤燃料火电，则收费站太阳能照明灯系统年减少CO2排放量为21681[kWh]×0.92 [千克 CO2 /kWh]= 19947[千克 CO2]，服务区太阳能路灯系统年减少CO2排放量为57816[kWh]×0.92 [千克 CO2 /kWh]= 53191[千克 CO2]，。
(三)社会效益
太阳能光伏照明系统在高速公路收费站及服务区的应用，充分的利用收费站及服务区基础设施实现了节能环保的理念，同时通过双电源切换装置与现有电力供电系统实现互补，极大提高了系统供电的科学性与可靠性，对于带动人们观念更新、环保意识增强及科技文化进步发展意义重大，它也是社会稳定、经济繁荣的重要标志，其社会效益显著。
五、结论
集中式市电互补太阳能路灯及雨棚灯供电系统每天总发电量为134.28度电，如果全部把整个系统的发电量充分利用，还能节省现有成本的1.9倍，节省成本最少在19~24.7万之间。上述将收费站、服务区高压钠灯照明系统与太阳能光伏照明系统从运行成本、投资回收期等2个方面进行了分析，其收益显著，在寿命期回收初始投资成本的同时，仍可节约大量的电费。
[参考文献]
[1]．T.C Kandpal, H.P Garg, Financial Evaluation of Renewable Energy Technologies, P.47。
[2]．T.C Kandpal, H.P Garg, Financial Evaluation of Renewable Energy Technologies, P.58。
[3]．Gordon J M. Optimal sizing of stand-alone photovoltaic solar power systems. Solar Cells, 1987, 20:295-313。
[4]《PV Standalone System in Traffic。
篇3
一、新能源项目生产的现状分析
新能源是在新技术基础上，系统地开发利用的可再生能源。如核能、太阳能、风能、生物质能、地热能、海洋能、氢能等。新能源的开发和利用对增强企业发展能力有着重要的作用，目前新能源项目生产已经为企业取得了较好的经济效益，从新能源项目生产的情况分析来看，新能源有着很多的优势，但是在具体的项目建设过程中还是需要考虑很多方面的内容。
1.成本分析欠缺
新能源项目投资建设需要引进技术，目前我国的新能源技术正在快速发展，很多科技项目都有着很好的发展前景，但是就企业而言，新能源的技术开发需要有明确的成本分析，但是目前的企业一般还是借鉴国外的成本分析经验，而过多的借鉴必然会导致成本分析的欠缺。同时，目前的新能源企业内部缺少资金投入的成本分析模式，利用传统的财务分析则不能完全地把握新能源技术的未来发展方向，相对的财务成本分析也就不够全面。为了转变企业的生产形势，为企业带着新的发展空间，使得创业之路更为宽广，就必须尽快加强成本分析的模式建设。如今的国有大中型企业的新能源投资以大中型风能、核能、太阳能项目为主；风险投资机构则以生物质能、太阳能和风能相关技术研发及产业化项目为主。在国有企业的新能源成本分析问题上除了要考虑资金问题之外，还有有明确的资金使用计划，确保新能源的利用能够适应外部社会环境，企业的资金投入，除了增强市场竞争能力之外，还要考虑到其能源开发是否是建立在成熟的资本市场基础之上的，资金的投入要考虑到其能源资金投入是否保证企业的权益资本成本。因此必须建立一种以价值为导向的能源项目生产成本分析制度和运作环境。
2.经营现状分析
从整体上看，目前新能源企业的经营现状不佳，不同企业的赢利能力差异大。而对于国有企业来说，由于大都选择了一些大型新能源项目，导致大量资金投入却获得了较少的企业回报率，致使亏损较多。与此相反，一些中小型新能源项目的生产投资就有高额投资回报。就新能源分类来说，光热类太阳能项目的盈利状况最好，其次是中小型风能项目，尤其是提供中小型风力发电设备和工程服务类的企业盈利能力强，成长迅速。部分实用性强的光伏类项目、大型风力发电项目、生物能项目在相应的优惠政策下，具有发展潜力。而海洋能、地热能等项目还处于概念炒作阶段，能真正获得投资回报的项目少。透过这些现状分析，国有企业的经营者必须认识到新能源的生产控制是企业发展的一项重要内容，在新能源的投入生产之前，必须对能源的经济价值和社会价值作出一定的比对、分析，要将能源投资变为一场运用成熟技术，开发市场的实用性利润发展行为。
二、针对成本分析而建立的新能源项目控制模式
针对以上的新能源发展现状可以看出，国有企业的新能源项目生产必须要考虑到企业的经济利益，这样就必须在投入头期资金之处，先进行必要的成本核算，然后在生产过程在进行成本控制，克服现有的成本管理制度障碍，以经济成本去衡量企业的经济利润，使得对新能源的估算资本价值权重、资本加权成本更加准确。所以，国有企业目前必须针对新能源生产成本控制，以传统会计体系为主，建立起一整套的成本分析控制体系。
1.建立成本分析模式
新能源项目投产之后，必须要建立起固定的资金控制模式，其流程包括：建立会计成本责任中心按照预算要求将目标成本进行细分严格按照考核系统进行操作完成部门控制报告责任人进行评估合理信息反馈。在这样的控制系统中，预算环节是控制成本的关键，在完成预算的过程中必须先确立市场评估，以新能源的市场切入为主进行“小组市场调查”，根据市场调查情况来进行市场效益评估，评估的结果是预算的收益重要依据。因为，投入的新能源项目必须要保证能够在一定时间内获得资金利润，利润自然要大于投入资金。另外，在新能源系统投入生产之后，会出现很多项目管理部门，而信息反馈就是保证每一个部门都能够完成成本控制的要求，例如：一个生产部门完成了能源利用，就有主管会计负责计量、传送和报告成本控制使用的信息，而下一个部门就必须在此信息反馈的基础上进行成本控制报告的书写。这样一来，企业编制销售、生产、成本和财务等预算就都按生产经营的领域来落实企业的总体计划。因为对新能源生产进行控制，必须分别按责任中心来重编控制报告，考虑到新能源的投资成本和收获效益，按责任中心来落实企业的总体计划。这项工作目的是使各责任中心的管理人员明确其应负的责任和应控制的事项。在实际业务开始之前，责任预算和其他控制标准要下达给有关人员，他们以此控自己的活动。对实际发生的成本、取得的收入利润，以及占用的资金等，要按责任中心来汇集和分类。
2. 成本控制机制的建立
成本控制机制的建立首先要进行项目资源计划，通过分析进而识别和确定项目所需各种资源的种类（人力、设备、材料、资金等）、多少和投入时间。然后是进行项目成本估算，是指根据项目资源计划以及各种资源的市场价格或预期价格等信息，估算和确定项目各种活动的成本和这个项目全部成本。接下来是进行项目成本控制。在项目实施过程中依据项目成本预算，努力将项目实际成本控制在项目预算范围之内的管理工作。然后是进行项目成本预测。具体来说是在项目的实施过程中，依据项目成本实际的发生情况和各种相关影响因素的发展与变化，经常地分析和预测项目成本未来的发展和变化趋势，为项目的成本控制和预算调整提供依据。最后是控制项目的生产实施过程，具体来说包括：①控制订单的评审；②控制生产排程与进度；③控制产品的质量瓶颈；④控制工艺保障生产顺畅；⑤保障物料供应控制停工待料；⑥控制生产员工心态稳定，建立其相关的激励机制。
3.成本效益核算系统
成本效益核算系统包括：生产费用的核算、生产成本的计算和效益成本计算。生产费用核算，是根据经过审核的各项原始凭证汇集生产费用，进行生产费用的总分类核算和明细分类核算。然后，将汇集在有关费用账户中的费用再进行分配，分别分配给各成本核算对象。生产成本的计算，是将通过生产费用核算分配到各成本计算对象上的费用进行整理，按成本项目归集并在此基础上进行产品成本计算。效益成本计算就是对投产的新能源在全部完工后所能够创造的经济价值进行核实。新能源企业的成本效益核算与普通企业不同，其效益要考虑到长远的价值特点，这样就与平常的“减少支出、降低成本”的概念有所区别。在新能源的经济效益基数的计算过程中，要考虑到经济年限的问题，也就是在长期的发展情况下，新能源技术会获得较为丰厚的收入。简单来说，就是新能源的新增功能会相应地增加一部分成本,只要这部分成本的增加能提高企业产品在市场的竞争力,最终为企业带来更大的经济效益,这种成本增加就是符合成本效益观念的。那么未来的预计效益核算就必须要通过实际调查和软件分析相结合，通过市场评估和经济价值软件的虚拟核算来实现。在核算过程中，由于新能源生产具有高投入、高风险、高科技和追求整体效益的特点，经济效益的提高有赖于技术创新。所以，企业的技术人员必须要彻底了解投入生产的新能源的高新技术优势，以技术创新来培育新的经济增长点，通过技术创新形成一批具有自主知识产权，具有竞争优势的高新技术国有企业。
总之，我国常规能源形势严峻。当前常规能源资源有限且使用低效。我国的能源系统效率为33．4%，比国际先进水平低10个百分点左右。而且常规能源污染严重，我国大气污染造成的经济损失已相当于GDP的2%－3%。在这样的经济背景和环境现实面前，国有企业发展新能源生产是切实可行的，新能源生产的投入可以改变传统技术落后的生产现实，改变能源结构的惯性和新能源发展缓慢的现状。但是在新能源生产和资金投入过程中，必须要对生产成本进行有效地分析和控制，不能盲目地追求新能源建设，要将能源建设与成本分析控制结合起来，建立起以组织系统、项目投产后的成本分析控制、成本效益核算系统三位一体的成本控制模式，为新能源生产的成本控制和消减提供依据。
参考文献：
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二、基本原理
太阳能发电（光伏发电）是指利用太阳能电池的光伏效应，将太阳光能直接转化为电能的一种技术。光伏效应是指由硅材料掺杂其它杂质形成的太阳能电池包含许多P-N结，当太阳光照射在P-N结上时可以产生可自由移动的空穴-电子对，在P-N结电场的作用下，空穴由N区流向P区，电子由P区流向N区，形成压降，接通电路后就就会形成电流。将若干太阳能电池封装在一起形成光伏组件，将数量不同的光伏组件串联或者并联在一起，则可以产出所需的功率。
三、光伏发电系统构成
按并网与否，光伏发电系统分为并网发电系统和独立发电系统，独立发电系统是在并网发电系统的基础上增加了蓄电池组。光伏发电系统的核心部件为光伏组件阵列、逆变器、控制器、蓄电池等。光伏系统各部分的作用如下：
四、光伏组件阵列
光伏组件是太阳能发电系统中的核心部分，也是价值最高的部分，光伏组件中最核心的部分则是太阳能电池。光伏组件的作用是利用光伏效应，将太阳辐射能转换为电能。
按生产工艺技术，目前常见的太阳能电池主要分为晶硅电池和薄膜电池，其中晶硅电池主要分为单晶硅、多晶硅、类单晶等，薄膜电池主要分为非晶硅薄膜电池、砷化镓薄膜电池、铜铟镓硒薄膜电池等。不同太阳能电池的区别主要体现在生产工艺上，其所用的发电原理相同。
五、逆变器
由于光伏组件所发的电能为直流电，而大多数负载及电网系统传输的均为交流电，因此需要使用逆变器将直流电转换为满足要求的交流电。除此之外，逆变器还具有最大限度地发挥太阳电池性能的功能和系统故障保护功能，归纳起来主要功能有自动运行和停机、最大功率跟踪控制、防单独运行（并网系统用）、自动电压调整（并网系统用）、直流检测（并网系统用）、直流接地检测（并网系统用）。
按运行方式，可分为独立运行逆变器和并网逆变器，独立运行逆变器用于独立运行的太阳能电池发电系统，为独立负载供电，并网逆变器用于并网运行的太阳能电池发电系统。按输出波型，可分为方波逆变器和正弦波逆变器，方波逆变器电路简单，造价低，但谐波分量大，一般用于几百瓦以下和对谐波要求不高的系统，正弦波逆变器成本高，但可以适用于各种负载。
六、蓄电池组
光伏系统中的蓄电池起着储存和调节电能的作用，当光照充足组件阵列产生的能量较多时，蓄电池组将多余的电能储存起来；当系统发电量不足或负载用电量较大时，蓄电池组向负载补充电能，并保持供电电压的稳定。为保证更好的使用光伏系统所发电，我们所选取的蓄电池应该有以下特点：使用寿命长、充电效率高、深放电能力强、自放电率低、工作温度范围宽、价格低廉、维护简单。
七、控制器
控制器会根据辐照强度和负载大小的变化，不断切换和调整蓄电池的工作状态，使其在充电、放电或浮充电等多种状态下交替运行，从而保证光伏电站工作的连续性和稳定性；通过检测蓄电池的工作状态，发出蓄电池继续/停止充电、继续/减少/停止放电的指令，保护蓄电池组不受过度充电和放电的影响。除此之外，控制器还具多种保护和监测功能，控制器是整个电站的控制中枢，它的运行状况直接影响整个电站的可靠性，是系统设计、生产和安装过程中需要特别注意的关键部分。我们再对控制器设计选型时，必须考虑到控制器是否能够对光伏电站的电能变换和蓄电池充、放电进行优化控制和管理，只有选择了合适的类型，才能提高光伏电站的安全可靠性，为用户提供更好的用电质量。
八、投资成本分析
近两年，随着国内光伏发电市场爆发式增长，投资家用光伏电站成为越来越多人的选择。所谓家用光伏电站，就是利用家庭现有建筑物上的闲置资源，如屋顶、墙壁立面、阳台、院落等，安装和使用光伏发电系统。它能直接将太阳能转化成电能，是国家大力提倡和推广的清洁能源利用方式。此类投资方式不光拥有减少碳排放、保护环境的成就感，还拥有较为客观的投资回报率。
以英利最近推出的Innergy-5.1kW家用光伏电站为例，此光伏电站使用多晶255W光伏组件安装在闲置屋顶、水泥屋顶、彩钢屋顶或者瓦式屋顶上，所需屋顶面积约为40-60平方米。
根据《国家能源局关于进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知》（2014年9月20日）的发文规定，分布式光伏发电项目可选择“全额上网”模式，河北保定地区按照当地光伏电站标杆上网电价0.98元/度收购。另外，根据河北省2015年12月1日《关于光伏发电项目有关电价补贴政策的通知》发文要求，对2015年10月1日至2017年底以前建成投产的光伏发电项目，河北省按照全电量进行电价补贴0.2元/度，自并网之日起补贴3年。
由以上发文可知，度电收益计算公式为：0.98元/度（国家补贴）+0.2元（河北省补贴）=1.18元/度。
根据河北地区历年的辐照度数据计算，此光伏电站每天发电量约为20°左右，每年可以发电6000度以上，创收超过7000元。详细收益计算如下：
项目投资总额：48600元
电站年发电量：1.2*5100=6120度（最低测算）
电站年收益：6120度*1.18元/度=7221.6元（前3年）
6120度*0.98元/度=5997.6元
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青冈县位于黑龙江省中南部，地理坐标为北纬46º28´~47°07´，东经125°19´~126°22´，隶属绥化市。是黑龙江省省级贫困县，距离电网负荷较远，太阳辐射在黑龙江属一类地区，如果研究光伏发电可行性，不仅对当地缺电状况起到很大缓解作用，还可以增大地方投资，增加税收，推动当地经济发展。根据对全国太阳能资源分类，依据国家能源局太阳能十二五规划，结合黑龙江省太阳能十二五规划，再结合黑龙江及青冈县具体资源条件，对项目初步可行性分析如下。
一、我国太阳能资源总体情况：
表1 我国太阳能资源分布
二、黑龙江省太阳能资源概况（根据黑龙江省气候中心研究成果）
黑龙江省属于太阳能资源丰富区，年太阳总辐射量为4400～5028MJ/m2（相当于1222～1397KWh/m2），其总辐射的空间分布趋势为西南部太阳总辐射值最大，中东部和北部地区太阳总辐射相对较少。齐齐哈尔、大庆、绥化以及黑河、哈尔滨的部分地区年太阳总辐射值最大，在4800 MJ/m2以上，其中齐齐哈尔市和泰来县太阳总辐射在5000 MJ/m2以上，大兴安岭大部分地区、伊春和我省的东部地区太阳总辐射低于4600 MJ/m2，其它地区太阳能总辐射在4600～4800 MJ/m2。
太阳能发电主要利用的是太阳直接辐射资源。我省太阳直接辐射年总量为2526～3162 MJ/m2，直接辐射在总辐射中所占比例较大，在0.57～0.63之间，其空间分布与总辐射的空间分布相近，我省大部分地区太阳直接辐射都在2800 MJ/m2以上。其中，西部地区齐齐哈尔、大庆、黑河、绥化的大部分地区以及宾县太阳直接辐射在3000 MJ/m2以上。我省太阳直接辐射资源丰富，有利于太阳能光伏发电和热利用。
我省年日照时数在2242～2842小时之间，日照时间较长，利用太阳能资源的条件较好，其空间分布与太阳能总辐射分布基本一致，自西向东减少。年平均日照时数最大值主要分布在我省的西部地区，其中年平均日照时数大于2600小时的地区主要分布在齐齐哈尔、大庆、绥化、黑河和哈尔滨的部分地区；日照时数最少的地区在大兴安岭、佳木斯东部、伊春中部和鸡西的大部分地区，日照时数在2242～2400小时之间。黑龙江省的春、夏季日照时数较多。
黑龙江省太阳能资源丰富，年平均太阳辐射量为1316千瓦时/平方米，全省太阳能资源总储量约为2.3×106亿千瓦时（含加格达奇区和松岭区），相当于750亿吨标准煤。年平均太阳总辐射量大于5000兆焦/平方米（1389千瓦时/平方米）的面积为0.2263万平方公里，总储能11.6×103亿千瓦时，主要分布于泰来县和齐齐哈尔市；年平均太阳总辐射在4800～5000兆焦/平方米（1333～1389千瓦时/平方米）的面积为14.12万平方公里，对应总储能709.1×103亿千瓦时，主要分布于黑龙江省西南的大部分地区，包括大庆、齐齐哈尔、绥化、黑河和哈尔滨的部分地区以及牡丹江市；年平均太阳总辐射在4600～4800兆焦/平方米（1278～1333千瓦时/平方米）的面积为22.43万平方公里，对应总储能1080.5×103亿千瓦时，主要分布于黑龙江省中部地区，包括牡丹江、鹤岗、七台河以及佳木斯、双鸭山、伊春、黑河和哈尔滨的大部分地区。年平均太阳总辐射在4400～4600兆焦/平方米（1222～1333千瓦时/平方米）的面积为10.52万km2，对应总储能485.2×103亿千瓦时，主要分布在黑龙江省东部地区、大兴安岭和伊春北部。
如果按1％可利用面积、转换效率20％计算，全省太阳能可获得量见表2。
表2 黑龙江省太阳能资源总储量及可获得量
综合全省各地区年太阳辐射总量、直接辐射和日照时数，我省西南部地区，包括齐齐哈尔、大庆、绥化和哈尔滨南部等地，太阳能资源最为丰富，同时该地区为平原地带，草场和盐碱地、沙漠化地多，适合集中建设大型太阳能电站（包括风光互补电站等）；哈尔滨、大庆、齐齐哈尔、绥化、黑河和牡丹江等大中城市适合发展屋顶太阳能发电等太阳能利用。
黑龙江省太阳能资利用现状
黑龙江大规模利用太阳能刚刚起步。我省目前已经核准的太阳能发电项目一共有五个，总装机容量50.622 MWp，均在建。穆棱市金跃集团穆棱金太阳示范项目,建设规模为10MWp；鸡西市绅港能源开发有限公司0.622 MWp光伏发电项目，建设规模为0.622MWp；双鸭山汉能光伏发电项目，建设规模为10MWp；绥化宝利光伏发电项目，建设规模为20MWp；黑河东方绿洲光伏发电项目，建设规模为10MWp。
三、青冈县光伏项目
依据国家能源局太阳能发展十二五规划，“在河北北部、山西北部、四川高原地区、辽宁西北部、吉林西部、黑龙江西部和山东部分地区，稳步推进太阳能电站建设，在确保资源条件与建设条件可行的基础上，统筹安排部分太阳能光伏电站项目。”绥化市青冈县处于黑龙江西部，符合国家能源局规划。
1．绥化市总体规划
绥化市规划大型太阳能发电项目2个，规划容量为30MWp。
肇东光伏发电项目，位于肇东市宣化乡，规划容量为20MWp，计划2012年开工。该区域主要为松嫩平原，有大面积的盐碱地可以用于开发太阳能发电资源。
绥化市区光伏发电项目，位于绥化郊区，规划容量为10MWp，计划2012年开工。该区域主要为松嫩平原，有大面积的盐碱地可以用于开发太阳能发电资源。
2．青冈地区太阳能资源情况
年平均太阳总辐射在4800～5000兆焦/平方米（1333～1389千瓦时/平方米），全年日照小时数为，年可利用小时数，年发电量为。涞源气象站的年均太阳辐射约为5763.82MJ /m2,日均辐射量为15.79 MJ /m2。
与河北两项目太阳能资源比较
3．青冈地区建设条件
拟建设太阳能光伏发电项目处于青冈县永丰镇，地貌为草原，建设条件较好。
4．青冈县太阳能光伏发电项目接入条件分析
国家能源局2012年9月14日下发的《关于申报分布式光伏发电规模化应用示范项目的通知》要求，“示范区的分布式光伏发电项目应具备长期稳定的用电负荷需求和安装条件，所发电量主要满足自发自用。优先选择电力用户用电价格高、自用电量的区域及工商企业集中开展应用示范。”，拟建设太阳能光伏发电项目距离青冈县新建工业园区15公里，所发电量在青冈县境内消纳。
接入系统方案拟以一回10千米10千伏线路或35千伏线路接入永丰35千伏变电站，或接入规划建设的永丰220千伏变电站。为永丰镇、迎春乡、兴华镇、青冈镇及新建工业园区供电，实现就地消纳。
5.投资成本分析
10MW项目预计投资1.36亿元人民币，由于光伏组件大幅下降，目前价格月在5元/瓦左右，因此总造价比去年和前年项目大幅度降低。用地成本10MW项目约占地500-600亩，根据大庆、绥化风电项目草甸征地成本核算，一亩地在2万左右，保守起见按4万元计算。
10MW光伏发电项目主要成本
综上所述，在黑龙江电网末端发展太阳能发电项目具有技术可行，经济合理性。不仅对当地缺电状况起到很大缓解作用，还可以增大地方投资，增加税收，推动当地经济发展。
参考文献
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