度电成本——如何测算火电厂的发电成本
度电成本发电项目单位上网电量所发生的成本，包括固定资产折旧、项目运行成本、维护成本、财务费用、税金等。
常用的度电成本计算公式如公式1：
其中，Cn：第n的成本支出;
Qn：第n年的发电量;
N：机组运行年限。
公式表达的含义是，在发电厂经营期内发生的全部成本与全部发电量的比值。
但公式1未考虑资金的时间价值，若考虑资金的时间价值，度电成本计算公式可以表示为公式2：
其中，r：内部收益率(定为8%)，或称折现率。
公示2中，成本和发电量都通过折现率进行折现。
考虑资金的时间价值计算得出的度电成本更具参考意义，因此本文选择公式2计算火电厂度电成本。从公式可以看出，不同年度的成本和发电量的折现系数不同，因此需要计算不同年度发电厂的成本和发电量。
首先，考虑电厂的技术参数。
技术参数
机组容量是火电厂最重要的技术参数，直接影响电厂的投资成本、煤耗率、年发电量、占地面积等参数。
计算度电成本过程中涉及到的技术参数如下表所示：
项目总投资包括建筑工程费、设备购置费、安装工程费、其他费用、建设期利息、脱硫脱硝系统费。
项目总投资=装机容量×(单位造价+脱硫装置单位造价+脱硝装置单位造价)
预期年发电量=装机容量×预期年利用小时数
其次，考虑发电厂的成本参数。
成本参数成本支出=生产成本+税金及附加
生产成本=固定成本+变动成本=(折旧费+摊销费+保险费+大修费+工资及福利费+土地使用费+财务费用)+(燃料成本+水费+脱硫脱硝费+材料费和其他)
税金及附加主要包括增值税、城市维护建设税、教育附加费。
折旧费、摊销费、保险费和大修费由发电项目总投资决定。
项目总投资中的95%形成固定资产、2.5%形成无形资产，剩余2.5%为其他资产。固定资产残值率为5%，采用平均年限法计提15年折旧。无形资产和其他资产采用平均年限法计提摊销费，计提年限为5年。
保险费和大修费的提存率以项目总投资为提存基础并根据行业标准分别设置。
燃料成本由发电量、煤耗率、电煤价格共同决定。这里的煤耗率是指标准煤耗率，每千克标准煤的热值为7000大卡，若煤价为非标准煤的价格，需要根据其实际热值将煤价转换为燃料价格。
增值税=销项增值税-进项增值税
销项增值税的计税依据是销售额，度电成本也可理解为电厂在经营期末实现项目投资的完全收回时的上网电价，因此度电成本与年发电量的乘积需要保障每年生产成本的支出。
进项增值税是购进货物或接受劳务时支付的增值税额，计税依据包括燃料费、水费、材料费、保险费、修理费等。
城市维护建设税和教育附加费的计税依据为增值税。
根据参数值算出发电厂每年的成本支出和发电量，带入公式进行计算，得出度电成本。
根据30万千瓦机组的单位造价、3月份各省电煤价格等数据，计算得出利用小时为4500小时、煤耗率为310和300两种情况下的30万千瓦机组的度电成本。
将计算得出的度电成本与标杆电价进行比较，比较结果如下表所示注：表中红色单元格表示度电成本低于标杆电价。
一、影响光伏发电的成本电价的因素 光伏发电的成本可以用下式表示： Tcost=Cp（1/Per+Rop+Rloan*Rintr-isub）/Hfp (1) 式（1）即为光伏发电的成本电价的计算公式（史博士定律）。它表示出了光伏电站的成本电价Tcost与光伏电站的单位装机成本Cp、投资回收期Per、运营费用比率Rop、贷款状况（包括贷款占投资额的比例Rloan和贷款利息Rintr两个参数）、年等效满负荷发电小时数Hfp、该电站所享受到的其它补贴收入系数等六大因素的具体关系。 有了式（1）的光伏发电成本分析模型，可以对现阶段光伏发电成本做一个简要分析。本分析不考虑电站的其它补贴收入，即令式（1）中的isub=0。 1.1单位装机成本对电价的影响 按照回收期20年，贷款比例为70%，贷款利率7%，运营费用2%计算。假设当地的年满负荷发电时间Hfp=1500小时，则不同的单位装机成本所对应的成本电价见表1-1。 表1-1装机成本Cp对于成本电价的影响 1.2日照时间对于成本电价的影响 按照回收期20年，贷款比例为70%，贷款利率7%，运营费用2%计算。假设单位装机成本为12000元/KW，则不同的满负荷发电时间所对应的成本电价见表1-2。 表1-2年满负荷发电时间对于成本电价的影响 可见，年满负荷发电时间对于成本电价的影响非常大。通常年满负荷发电时间与日照时间是直接相关的。但是，电站系统的设计方式、系统参数、系统追日与否，对年满负荷发电时间的影响都很大。下表给出几个地方的年日照时间与年满负荷发电时间的对照表。 表1-3影响年满负荷发电时间的因素
由上表可见，年日照时间对于年满负发电时间的影响是最大的，但在同样的年日照时间下，采用不同的系统安装方式，以及是否进行功率优化差异也是很大的。 例如，在年日照时间2800小时的地区（我国西北绝大多数是这类地区），固定支架的年满负荷发电时间为1456小时，但如果全部采用追日系统，并增添功率优化模块，则年满负荷发电时间可以达到1808小时。当然，年满负荷发电时间的增加需要投入的增大。但在组件不变的情况下，追加投入还是经济的。 对于追日支架等，除了考虑一次投入外，同时还要考虑当地的气候条件和安装条件，例如，屋顶通常不适宜安装追日系统。对于常有大风的地面电站，那么对于跟踪支架的维修费用可能影响较大。 1.3贷款状况对于成本电价的影响 目前，对于大型地面光伏电站的建设，多多少少都要采用部分银行贷款。银行贷款占总投资的比例以及贷款利息对于光伏电站的成本电价影响十分巨大。 这里，假定装机成本为12000元/KW，按照投资回收期20年，年满负荷发电时间1500小时，运营费用2%的计算条件，对于不同的贷款条件所对应的成本电价进行计算，结果见表1-4。 表1-4贷款条件对于成本电价的影响(电价单位：人民币元/度）
电力、热力产品成本核算 一、电、热成本核算的对象 （一）电力成本：指电力生产、销售过程中发生的全部耗费和支出。根据电力生产的特点，电力成本应按发电、购电分别进行核算。 1．发电成本：以发电厂或发电机组为核算对象，核算发电企业为发电所发生的各种成本费用。 发电成本一般包括燃料费、水费、材料费、工资、福利费、折旧费、修理费、其他费用等成本项目。 2．购电成本：核算为了销售而购入电量，按规定或约定的价格支付的购电费用。 （二）热力成本：指热电联产的火力发电企业，为生产和输送热力所发生的各种耗费和支出。 二、电、热产品成本的分摊 供热电厂的电力和热力生产是同时进行的，成本费用发生时不能确定电、热力负担的份额，月末应将所发生的生产费用按以下原则进行分摊：只为电力或热力一种产品服务的车间或部门，其成本全部分配给电力或热力产品负担，为电力和热力两种产品共同服务的车间或部门，其成本按一定的比例加以分摊。具体方法如下： （一）变动费用部分：指供热电厂为生产电力、热力直接耗用的燃料。根据发电、供热实际耗用的标准煤量比例分摊。供热厂用电耗用的燃料，应由热力成本负担。其计算公式为： 发电燃料费=实际燃料费总额×（发电用标准煤量÷发电、供热耗用标准煤量） －供热厂用电耗用燃料费 供热燃料费=实际燃料费总额×（供热用标准煤量÷发电、供热耗用标准煤量） －供热厂用电耗用燃料费 供热厂用电耗用燃料费=实际供热厂用电量×计划发电燃料单位成本（按发电量计算） （二）固定费用部分：指供热电厂除燃料费以外的其他各项费用，可选用以下两种方法进行分摊： 1．分项目测算分摊比例的方法 此方法适用于供热量较大（指热力产品所耗用标准煤量占发电、供热用标准煤总量的比重在10%及以上）的供热电厂，可按照年度成本计划或上年度实际发生的各项固定费用进行分析测算，求出电、热固定费用综合分摊比例。 （1）材料费：电气、汽机车间用料（不包括热网部分用料）由电力产品负担，热网部分用料由热力产品负担；水处理用料按电、热耗用软化水量比例分摊；
火电企业环保成本再增 国家环保部新修订的《火电厂大气污染物排放标准》 将于明年1月1日起实施 ，新标准对污染物排放限值进行了从严修订。不断攀高的煤价已导致火电企业连年亏损 ，新标准之下的再改造无疑将使火电企业的资金更加捉襟见肘。 新标准实施后，面临新附加成本的投入，火电企业的环保成本压力增加是毋庸置疑的。新标准使火电行业的环保准入门槛提高了，但同时也推动了市场整合，加快了火电行业发展方式转变和产业结构的优化。 “史上最严”标准重点是脱硝 新标准实施 后，将代替原国家环保总局2003年发布的火电行业排放标准。对比新旧标准，导报记者发现，新标准对现有和新建火电建设项目，分别规定了对应的排放控制要求：对新建火电厂，规定了严格的污染物排放限值；对现有火电厂，设置了两年半的达标排放过渡期。此外，新标准还大幅收紧了氮氧化物、二氧化硫和烟尘的排放限值，针对重点地区制定了更加严格的大气污染物特别排放限值，其中氮氧化物、二氧化硫和烟尘等的排放限值接近或达到发达国家和地区的要求。该标准一度被火电企业称为“史上最严”。 国家环保“十二五”规划中明确提出，到2015年氮氧化物的排放总量下降到2046.2万吨，比2010 年的2273.6万吨下降10%。做到该项指标的关键是加快燃煤机组低氮燃烧技术改造和烟气脱硝设施建设，规划对此提出了单机容量30万千瓦以上（含）的燃煤机组要全部加装脱硝设施的要求。脱硫是火电厂“十一五”的主要任务，而“十二五”期间的工作重点则是脱硝。《火电厂大气污染物排放标准》正是在这种背景下出台的。 据中国电力企业联合会秘书长王志轩测算，现役7.07亿千瓦火电机组中，约有94%、80%和90%的机组需分别进行除尘器、脱硫和脱硝改造，改造费用共约2000亿-2500亿元。“一座600兆瓦的中型火电厂，购置一台脱硝设备大概需要花费6000万元。”王志轩说。 第三方技术支持企业迎发展契机 新标准实施后，到2015年，全国需要新增烟气脱硝容量8.17亿千瓦，共需脱硝投资1950亿元，2015年需运行费用612亿元/年。到2020年，需要新增烟气脱硝容量10.66亿千瓦，共需脱硝投资2328亿元，2020年需运行费用800亿元/年。大规模的需求将为脱硝设备、原料和服务市场带来良好的发展空间。 新标准的实施在大幅削减污染物排放的同时，还将带动相关的环保
光伏发电成本电价分析的数学模型 史珺 上海普罗新能源有限公司光伏技术研究所 摘要：光伏发电从2005年进入产业化以来，成本不断降低。目前，我国国家发改委制定了1元/度的光伏发电的上网标杆电价。但许多投资者对于光伏发电的成本却感到难以分析，而不敢贸然投资。本文给出了光伏发电成本的数学分析模型，讨论了影响光伏成本电价的因素，如装机成本、日照时间、贷款状况、预期的投资回收期、以及运营费用等。并根据该模型对现阶段光伏发电的投资效益进行了一个投资分析。计算结果表明，在我国西北地区，按照1元/度的上网电价，目前投资光伏电站的投资回收期为10年。 关键词：光伏发电；成本；投资效益；数学模型 中图分类号：TK51 文献标识码：A ...... (前略） 光伏发电的成本，也就是每度电多少钱，不能简单地根据装机成本分析，它与如下五大因素有关： 1）装机成本、2）日照条件（年满负荷发电时间）、3）贷款状况（贷款利息和贷款在总投资的比例）、4）投资回收期（折旧年限）、5）运营维护费用。由于这五大因素每个因素都有其独立的变化性，相互的影响也十分明显。例如，同样的装机成本放在不同的地域、或者同样地域、同样的装机成本、但投资采用了不同的贷款比例，或者采用不同的折旧年限，等等，都会带来截然不同的光伏发电成本价格。 为了进行准确的光伏发电成本的测算，需要对于光伏发电的成本进行详细而科学的分析，这里，给出了一个光伏发电的成本电价的数学分析模型。
1发电成本构成 1.1 装机成本C ivs 装机成本就是一个光伏电站的总投入，它也是光伏电站公司的财务报表上的固定资产。由如下式构成： C ivs= C pan+C str+C asb+C cab+ C bas+ C trc+ C pom+ C inv+ C dis+ C trf+C acc+C con+C mon+C eng+C man+C land（1） 其中，C pan为光伏组件成本；C str为组件支架成本，C asb为安装费，C cab为电缆成本，C bas 为支架基础成本，C trc为追踪系统成本，C pom为功率优化系统成本，C inv为逆变器成本，C dis为高低压配电系统成本，C trf为变压器成本，C acc为外线接入费用，C con为土建（基础、配电房、中控室、宿舍、道路）成本，C mon为电站监控系统成本， C eng为施工与安装费用，C man为施工管理费，C land为土地购置费用。式（1）所计算出的C ivs为装机成本，它实际上就是电站的总投入，也是电站的固定资产。 1.2 运营管理成本（C op） 主要是电站维护和管理费用，光伏电站可以按照总体固定投资提取某一比例进行估算。由于光伏发电在营运过程中，不需要原材料，也没有运动磨损不部件，因此，维护费用很低，也完全可以预见。光伏电站的运营管理成本可用下式表达： C op = C ivs * R op（ 2） 其中，R op为运营费率，指运营费用占总投资的比例。通常，维护费用除了人员工资外，主要是备件费用。根据目前为止的光伏电站经验，运营费率通常在1~3%之间。装机容量越大的电站，比例越低。 1.3 财务费用（C fn）： 主要是贷款利息。这是光伏电站运营中变数最大的一项。它取决于贷款占总投资的比例R loan和贷款利率R intr:
1mw光伏电站投资成本 分布式发电通常是指利用分散式资源，装机规模较小的、布置在用户附近的发电系统，它一般接入低于35千伏或更低电压等级的电网。分布式光伏发电特指采用光伏组件，将太阳能直接转换为电能的分布式发电系统。 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。如果没有公共电网支撑，分布式系统就无法保证用户的用电可靠性和用电质量。 那么如果是建一个1MW光伏电站需要的投资成本是多少呢？ 对于这个问题不好直接给具体的答案。因为一个光伏电站的投资成本的多少涉及到很多部分：1.电站建造需要的场地2.光伏太阳能组件 3.光伏线缆 4.支架 5.逆变器这些是建造光伏电站的必须部分。投资额可以根据你的具体安装光伏组件的总功率来计算，目前这个规模的电站的建造成本大概是8元/w左右，因此1MW的电站话费应该自800万人民币左右。 具体的可以参考下表：
那么有朋友就会问了，我投资这么多收益怎么样呢？ 项目的投资效益有主要关注以下几个要素：场址的资源水平、电价、上网电量、投资水平等。为了方便读者查询。本文提供收益查询表格见下表。使用表格前，只需要确定当地资源的峰值小时数，确认投资水平，即可估算查询出项目融资前税前的内部收益率的大致范围。 为了更加清楚的计算出光伏电站的收益，爱普特光能科技给您举例说明： 如某地拟建一个光伏电站，通过查询市场价及获得类似项目经验，可知，现在组件的市场价格为4元/W，逆变站的投资为0.5元/W，电气设备及安装为2.5元/W。接入系统投资为0.35
元/W，建筑工程投资为0.65元/W、估算其他费用为0.8元/W（包括土地、设计、生产准备、建设管理费）。最后估算项目静态总投资为为8.8元/W。 通过分析项目的资源情况，项目电价为0.95元，项目峰值小时数为1800小时，假设项目所发电量可以全部上网，通过查表可知，峰值小时数为1800小时，投资9元/W的项目的融资前税前的内部收益率为9.94%，所以，利用内插法估算在已知投资水平下项目的投资内部收益率在11.51%。
我国光伏发电成本变化分析 近年来，特别是“十二五”期间，我国光伏发电发展取得了可喜的成绩，光伏装机规模和发电量均快速增长，至2015 年底，我国光伏发电累计装机容量达到4318 万千瓦（其中地面光伏电站为3712 万千瓦，分布式光伏为606 万千瓦），并网容量4158 万千瓦，年发电量383 亿千瓦时，约占全球光伏装机的1/5 ，并超过德国（光伏装机容量为3960 万千瓦）成为世界光伏装机第一大国。预计2020 年我国光伏装机容量将达到1.2 ～1.5 亿千瓦，2030 年光伏装机将达4～5 亿千瓦，以满足我国2020 年非化石能源占一次能源消费比重达到15% 、2030 年比重达到20% 的能源发展目标。我国光伏发电的快速发展、装机规模的不断扩大，带动了光伏行业的技术进步和材料价格下降，也带来了光伏装机和发电成本的下降，将使我国光伏发电由最初的主要依赖政策补贴转变为逐渐走向电力市场实现平价上网。 光伏电池组件效率持续提升、成本不断下降太阳能光伏发电系统的核心是太阳能电池，又称光伏电池。近年来，中国太阳能电池与组件规模迅速扩大的同时，产业化太阳能电池与组件效率也大幅提升，太阳能电池每年绝对效率平均提升 0.3% 左右。2014 年，高效多晶太阳能电池产业化平均效率达17.5% 以上，2014 年底最高测试值已达20.76%; 单晶
太阳能电池产业效率达19% 以上，效率已达到或超过国际平均水平。2015 年底，我国多晶及单晶太阳能电池产业化平均效率分别达到18.3% 和19.5% 。 伴随着太阳能电池效率持续提升，太阳能电池组件成本 也在大幅下降。2007 年我国太阳能电池组件价格为每瓦约4.8 美元（36 元），2010 年底我国太阳能电池的平均成本为每瓦1.2 ～1.4 美元，2014 年底每瓦降至0.62 美元（3.8 元）以下，7 年时间成本下降到了原来的1/10（见下图），光伏组件成本已在2010 ～2013 年间大幅下降。2015 年，我国晶硅组件平均价格为0.568 美元/瓦，光伏制造商单晶硅太阳能电池组件的直接制造成本约0.5 美元/瓦，多晶硅太阳能电池组件成本已降至0.48 美元/瓦以下。 同样条件下，美国平均每瓦组件的制造成本为0.68 ～0.70 美元，受制造成本影响，目前全球光伏产业也逐渐向少数国家和地区集中，中国大陆、台湾地区、马来西亚、美国是当今全球排在前四位的主要光伏制造产业集中地。预计未来3～5 年，中国晶体硅太阳能电池成本将下降至每瓦0.4 美元左右（2.5 元）。 光伏发电系统单位建设成本持续下降已建地面光伏电站初始投资的大小占光伏电站总成本的大部分，土地费用等占整
龙源期刊网 https://www.doczj.com/doc/5c15444709.html, 浅析火电厂成本 作者：姜宏业 来源：《现代经济信息》2012年第23期 摘要：火力发电是重要的能源工业和基础产业，对国家经济发展和人民生活水平的提高具有非常重要的作用。本文以火力发电厂为研究对象，对发电成本进行了探讨。 关键词：火力发电；成本 中图分类号：F23 文献标识码：A 文章编号：1001-828X（2012）12-0-01 一、引言 随着电网大容量火电机组的不断投运和现代化管理要求的不断提高，电力市场竞争机制逐步形成，发电企业将面临更激烈的市场竞争局面，近几年全国火电新机组大量投产，全国的缺电局面已然改变，尤其是电煤价格的不断攀升，使火电厂的经营更是雪上加霜。在这种情况下，分析并努力降低发电成本就显得更加重要。 二、火电厂生产流程 火力发电厂简称火电厂，是利用煤、石油、天然气作为燃料生产电能的工厂，它的基本生产过程是：燃料在锅炉中燃烧将锅炉里的水加热生成蒸汽，将燃料的化学能转变成热能；然后具有一定温度、压力的蒸汽经主汽阀和调汽阀进入汽轮机，依次流过一系列的喷嘴栅和动叶栅膨胀做功，将其热能转换成推动汽轮机转子旋转的机械能；然后汽轮机通过联轴器驱动发电机旋转，并经过励磁将机械能转变成电能。火电厂的工作原理是一个能量转换过程，即热能--动能--机械能--电能，最终将电发送出去。 三、主要成本构成 1.燃料费。包括生产电能所耗用的各种燃料的费用。燃煤火电厂燃料主要为煤，油等。燃料的实际价格包括购买价、运杂费、驻矿人员差旅费、运输途中的定额损耗。 燃料费=∑（入炉煤标准价格×供电标准煤耗）×比例 2.购入电费。由于某些原因，如发电设备检修或机组启停机低负荷时，发电企业需要从电网公司购入部分有功电量，所支付的费用。 3.水费。水费主要指发电供热成产用水的外购水费。 水费=年耗水量×单价
一、某地区大型水库项目概况（参考） 本项目选址，水域开阔，面积约为3000亩，项目现场照片情况如下： 水库的深度约3～4米，采用漂浮式光伏水面电站形式。组件和汇流箱漂浮在水面上，逆变器及后端设备设置在岸基上。 二、水面漂浮式光伏电站解决方案 第一方案：传统浮筒 + 光伏支架方案 1)结构方案 传统浮筒尺寸为500*500*400mm，方阵主要采用单排浮筒，即可提供足够支撑。 另外一方面，考虑到系统维护通道的情况，需要每个浮筒阵列间隔使用双排浮筒。 组件子阵为2*11，采用255W组件，大方阵为6*16个子阵。大方阵单排浮筒和双排浮筒间隔使用。目的是综合考虑成本及电站维护通道的要求。 阵列面积—6327.75㎡ 光伏组件----2112块，538.56KW 浮筒----4191个 锚----预估60组 支架-----96组
2)方阵抛锚固定方案 锚固系统采用水下抛锚方式。先将组装好的浮码头拖移到合适的位置，与岸边通道对齐后，进行初步定位，待整个码头位置基本就位后开始进行锚固作业。 3)系统容量 本方案组件阵列面积6327.75㎡，功率容量为538.56KW。本项目3000亩水域，水域利用率通常60%-80%。保守情况下按照60%水域利用率计算，可以放置190个模块化组件阵列，约合102.3MW。 4)电气方案 电气系统与结构方案配套，22块组件全部串联形成子阵。每16个子阵并联入一个汇流箱。阵列为6*16个子阵组成，即每个阵列有6个汇流箱。 每2个阵列，即4224块组件(1077.12KW)接入到一台1MW的集中逆变站升压到35KV，送往站区再升压并网。汇流箱放置在光伏支架背面，漂浮于水面上，逆变器及后端设备安置于岸基上。 本项目共401280块255W多晶硅组件， 95组1MW的集中光伏逆变站，1140个16路入口的汇流箱，合计容量102.3MW。 5)方案概算表 水面电站电气设备及并网部分成本与地面电站基本无异，在此不再阐述。
屋顶光伏电站成本计算与效益分析 一、补贴说明: 光伏发电每度电国家补贴元每度补贴20 年，各个地方还有地方补贴，北京为元每度补贴 5 年。 二、方式说明 （一）全自发自用 指的是屋顶光伏所发电量全额消纳。 此方式投资回报率最高，例如商业用电元每度，光伏发电国家每度电补贴元（按照实际用量算）补贴20 年，在此基础上北京市政府再给补贴每度电元（各地政策不一样），那么一度电实际产生的价值为元（省了元电费再加上元补贴）在此基础上的投资回报率非常高，年收益率在30%左右。 （二）自发自用余额上网指的是屋顶光伏所发电量不能全额消纳，剩余电量上网卖给供电局。 此方式自用部分同上，上网部分按照当地上网电价加国家补贴计算。例如北京上网电价元每度，那么一度电的实际价值为元加元。此方式投资回报率取决于用电量，用电量越大回报率就越高。 （三）全额上网 指的是屋顶光伏所发电量全部卖给供电局，根据各地上网电价不同，一般 元每度电。此方式投资回报率较低，年收益率在15%左右。 根据前段时间炒得很热的“绿屋顶行动”计划，我们也总结了一下，测算方法如下
成本核算： 光伏发电成本目前大约7元/瓦，10平米屋顶大概能安装1kw的光伏，也就是说10 平米的屋顶成本7000 元。 发电量计算： 1kw 的光伏组件光照一小时能发电1 度（理论值），年发电量是 按照年日均光照时间计算的，以北京为例，北京的日均光照时间大约为小时，那么1kw的光伏组件每天能发电度（理论值） 案例分析： 以1w平米屋顶做例子，1w平米可安装1000kw的光伏组件，那么投资成本为700w1w平米屋顶每天可发电1000*=4200度（理论），年发电1533000度。 如果是自发自用，每度电能产生元的价值，那么一年能产生1533000*=3096660 元，也就是说2 年多就能回本，屋顶光伏发电设备的理论使用寿命是25年（实际还要长）也就是说后面20多年都是纯利润。（实际发电量因设备损耗等原因会低一些，但也不会太多，投资回报率在 3 年多一点。） 三、合作方式 租赁屋顶: 由我公司出资按照平米数计算每年支付屋顶租金。（具体费用根据用电量和并网方式计算） 电费打折:屋顶光伏所发电量给予企业价格折扣。（一般为9折左右，根据具体项目不同进行确定） 自行出资建设：由我方承担工程施工，企业出资建设，之后电站 由企业持有，免费用电加补贴。 合资建设：由企业和我方共同出资建设，根据出资比例逐年进行
发电成本发电效益--洮河九甸峡水利枢纽工程经济评价 【字体大小大 中小】【我要评论】 新华网甘肃频道（2006-12-04 09:44）来源：甘肃省水利水电勘测 设计研究院 成慧卿 摘要：对九甸峡水利枢纽工程的发电成本、发电效益和国民经济效益等做了详细的分析计算，并对工程进行了财务评价、国民经济评价、敏感性分析及综合评价。 关键词：财务评价；国民经济评价；敏感性分析；综合评价 一、工程概况 九甸峡水利枢纽工程位于甘肃省卓尼、临潭县交界处，黄河支流洮河中游的九甸峡峡口处，距兰州市里程193km。水库电站总装机容量300MW(安装3台100MW混流式机组)，引洮供水一期工程建成后九甸峡水利枢纽年发电量为100170万kW·h，保证出力(P=90%)为58.9MW，装机年利用小时数为3339h。项目建设总工期48个月，跨5个年度，依据蓄水计划，机组在2008年2月底投产发电。 二、评价依据 参照国家计委和建设部颁发的《建设项目经济评价方法与参数》(第二版)、1994年原电力部水利部水利水电规划设计总院颁发的《水电建设项目财务评价暂行规定(试行)》及国家现行财税制度为依据，并参考其它有关规定，对九甸峡水利枢纽工程进行国民经济评价、财务评价、敏感性分析及综合评价。 三、国民经济评价 1 基本数据及依据⑴工程投资。国民经济评价采用影子投资，投资为209341.61万元。九甸峡水电站国民经济评价分年影子投资为：第1年43529.98万元、第2年50280.58 万元、第3年46172.26万元、第4年46060.36万元、第5年23298.82万元，合计209341.94万元。 ⑵经营成本。项目国民经济评价的年平均经营成本经测算为3989万元。 ⑶发电效益。按等效替代电站费用作为水电站的效益计算。替代火电装机容量321.0MW；替代电量105179万kW·h。单位千瓦静态投资取4500元，运行费率取5%，标准煤耗
【成本管理】燃煤火电厂的发电成本分析(doc 8页) 部门： xxx 时间： xxx 整理范文，仅供参考，可下载自行编辑
市场经济下的燃煤火电厂的发电成本分析 叶发明 （广东省沙角A电厂，广东东莞523936） 摘要：在“厂网分开，竞价上网”的电力体制改革的形势下，火电厂成为电源侧独立的竞争主体，发电成本研究已经是电力企业生产经营中最为重要的课题之一。鉴此，用年限平均法分析火电厂的发电成本，并由此分析了影响发电成本的各种因素。这对当前电力企业有一定的意义。 关键词：火电厂；发电成本；调峰 “厂网分开，竞价上网”是电力体制和电价形成机制改革的方向。改革后的发电企业将以独立的经济实体自主经营。原来计划经济、统受统支模式下以发电车间形式存在的发电厂地位都将得到彻底的改变。发电厂扩大生产经营自主权，同时也增加了经营管理压力，成本控制就是其中主要压力之一。通过分析影响发电成本的因素，有针对性的降低发电成本，才能在激烈的电力市场竞争中就会保持优势。也只有这样，发电企业才能在满足社会的电力需求，提供合格品质电力同时，实现企业赢利的经营目标。 本文就燃煤火电厂就发电成本的估算，各种因素的影响程度，特别是机组调峰和在燃用不同燃料时发电成本的变化进行了探讨，它将有助于人们弄清降 低发电成本的主要方向。
1 估算火力发电厂发电成本的简化方法 就发电站而言，发电成本是由以下四部分组成的，即：总投资费用的折旧成本Cd；燃料成本Cf；运行维护成本Cm；财务成本Cp。 目前有两种计算总投资费用折旧成本的方法［1］，它们是：国外广泛采用的等额支付折算法；我国普遍采用的年限平均折算法。 1．1 总投资费用的折旧成本 按年限平均折算法计算的折旧成本Cd可写为： 式中：C d ———总投资费用的折旧成本，元／MWh； I tr ———电站总投资费用的动态现值，其中包括建设期内的贷款利 息和价差预备费等，元； τ———发电设备的年运行利用小时数，h／a； t———电站的经济使用寿命，也就是电站的折旧年限，a，国外一般取t为25～30 a，我国取t为20～30 a； s———发电机终端到售电结算点之间的线损率，一般取3％～7％，若售电结算点以电站的围墙为界，则s为0～0．5％，现有火电厂一般取 s＝0； i SIC ———相对于电站净功率折算的动态投资费用，元／MW，i SIC ＝I tr ／P。 由式（1）可知：为了降低发电成本中的折旧成本，应力求减少电站的动态比投资费用i SIC 和线损率s，同时应尽量增加发电设备的年利用时数τ和折旧 年限t。 由于式（1）中没有考虑电站设备折旧后的残值，因而计算获得的折旧成本会略高一些。现在电力企业的折旧成本是通过综合折旧率计算出来的，综合折旧率反映的是整个企业运行和生产情况。随着电力体制改革的深入和中国加入WTO，财务计算和经济分析将会逐渐与国际接轨，也就是说火电机组生产运行情 况将直接影响发电折旧成本。 1．2 燃料成本 燃料成本Cf可以按下式计算： 式中：C f ———燃料成本，元／MWh； C f1 ———燃料价格，元／GJ； η———机组每年的平均效率。 由此可见，为了降低发电成本中的燃料成本，应力求降低燃料的价格，即尽可能选用品质适宜价格低廉的燃料，对入场煤品质严格把关，采用科学和先进的检测手段和管理方法提高入场煤检测的准确性和精度。同时应提高机组的效率，尽可能使机组优化运行，减低机组的供电煤耗。 1．3 运行维护成本 运行维护成本Cm与每年内发电厂所耗的水费、材料费、职工工资与福利基金，大修预提基金、流动资金的贷款利息和其他费用等有关。但据统计，这项
光伏成本计算公式 Revised by Hanlin on 10 January 2021
光伏发电成本电价分析的数学模型 史珺 上海普罗新能源有限公司光伏技术研究所 摘要：光伏发电从2005年进入产业化以来，成本不断降低。目前，我国国家发改委制定了1元/度的光伏发电的上网标杆电价。但许多投资者对于光伏发电的成本却感到难以分析，而不敢贸然投资。本文给出了光伏发电成本的数学分析模型，讨论了影响光伏成本电价的因素，如装机成本、日照时间、贷款状况、预期的投资回收期、以及运营费用等。并根据该模型对现阶段光伏发电的投资效益进行了一个投资分析。计算结果表明，在我国西北地区，按照1元/度的上网电价，目前投资光伏电站的投资回收期为10年。 关键词：光伏发电；成本；投资效益；数学模型 中图分类号：TK51 文献标识码：A ...... (前略） 光伏发电的成本，也就是每度电多少钱，不能简单地根据装机成本分析，它与如下五大因素有关： 1）装机成本、2）日照条件（年满负荷发电时间）、3）贷款状况（贷款利息和贷款在总投资的比例）、4）投资回收期（折旧年限）、5）运营维护费用。由于这五大因素每个因素都有其独立的变化性，相互的影响也十分明显。例如，同样的
装机成本放在不同的地域、或者同样地域、同样的装机成本、但投资采用了不同的贷款比例，或者采用不同的折旧年限，等等，都会带来截然不同的光伏发电成本价格。 为了进行准确的光伏发电成本的测算，需要对于光伏发电的成本进行详细而科学的分析，这里，给出了一个光伏发电的成本电价的数学分析模型。 1发电成本构成 装机成本C ivs 装机成本就是一个光伏电站的总投入，它也是光伏电站公司的财务报表上的固定资产。由如下式构成： C ivs = C pan +C str +C asb +C cab + C bas + C trc + C pom + C inv + C dis + C trf +C acc +C con +C mon +C eng +C man +C land （1） 其中，C pan 为光伏组件成本；C str 为组件支架成本，C asb 为安装费，C cab 为电缆成 本，C bas 为支架基础成本，C trc 为追踪系统成本，C pom 为功率优化系统成本，C inv 为逆 变器成本，C dis 为高低压配电系统成本，C trf 为变压器成本，C acc 为外线接入费用， C con 为土建（基础、配电房、中控室、宿舍、道路）成本，C mon 为电站监控系统成 本， C eng 为施工与安装费用，C man 为施工管理费，C land 为土地购置费用。式（1）所 计算出的C ivs 为装机成本，它实际上就是电站的总投入，也是电站的固定资产。 运营管理成本（C op ）
光伏发电成本计算 光伏发电成本取决于三个因素： 1.配件成本。 即光伏逆变器、太阳能电池板等。其次就是不同的光伏安装公司有自己的定价标准。光伏板约30000元。逆变器约1500元。电池、铁锂（全新）约10000元。控制器（光伏专用）约500元。电线约200元、支架约200元。合计大概为42400元。 2.装机容量（也就是功率）。 家庭光伏电站建设成本和装机容量（功率）成对比，要根据当前实际的用电量情况来判断需要安装多少千瓦的光伏电站，这样比较经济。也可以建设稍大功率的电站，这样用不完的电可以并网卖给国家。一般家庭电站2--5千瓦足够了。 3.光伏政策，也就是补贴政策。
2013年8月26日，国家发改委确定，分布式光伏发电国家级补贴为0.42元/度（税前），原则期限20年。此外，还有地方补贴，不同省份地区补贴力度都不一样，这个需要咨询当地的政策。 具体以家建光电5千瓦光伏电站为例成本计算： 以家庭建5千瓦光伏电站为例，安装需要考虑楼顶上是否有充足面积，电站每千瓦需要10平方米左右的电池板，5千瓦就需要50平方米。以目前家用光伏电站建造市价，各种费用加起来平均1瓦10元左右。 1.电池板：市场较好材质为4元/瓦，5千瓦≈2万元 2.安装材料费（城市）：铝合金材质支架≈5000元，普通钢材支架≈3000元（如在农村屋顶多为尖顶的，不需要支架，会省些钱） 3.配套仪器：汇流箱≈400-500元（汇集所有电池板的电流，外加防雷功能，目前多数都不单独设立，而把这一功能放到其他仪器上）逆变器（质量好的）≈1万元（把电池板产生的直流电变成适合家用电器的交流电，还有防短路、通信等功能）
光伏发电光伏电站发电成本 太阳能发电定日杂谈 太阳能发电方式百花齐放，但尚未形成可以广为复制的模式，内中原因就是对发电成本等制约因素，没有充足的验证时间，所以无从判断哪种技术会成为低成本高效率光伏发电的主流。常胜将军刘伯承曾说，“同一孙子兵法，马谡的用法就是教条主义，孔明就不是；庞涓、孙膑同师鬼谷子，一个是教条主义，一个就不是。”汉能文化提倡低调务实，其本质就是实事求是、与时俱进的有机综合。一分为二的分析求证，创造性地研究太阳能光伏，以现有方法为中介进行分析，从每一个主要思索对象出发，充分展开综合、判断，在分析比对过程中，发现新问题，提出新观点，从中找出规律性的东西。 目前，光伏发电有两种形式，一是“光-电”方式，即利用太阳能电池将光能直接转化为电能，二是利用镜面聚光，先将光能转化为热能，再把热能转化为电能，俗称“光-热-电”方式。但无论哪种形式，光能利用效率低、发电成本高、占地面积大、维护困难等问题，都是光伏发电大规模应用的瓶颈。 1.“阵列式”光伏发电是我国最流行的太阳能发电方式，其特点是，系统庞大，占地面积广，光电转换率低，投入资金量大，不能24小时发电。假定有效日照时间为年2000小时，每兆瓦光伏电站平均占地50-60亩地。作为标杆的敦煌光伏电站项目，10兆瓦装机占地面积高达1平方公里，平均每兆瓦占地150亩地，如果使用光电转化率较低的薄膜电池，占地面积、人工成本、BOS均比晶硅电池光伏电站高出三分之一。
2.太阳能塔式热发电技术主要特点是，利用阳光把循环水加热转换为蒸汽推动汽轮机发电，具有安装简单、维护方便，没有环境和水污染，能保证24小时发电，太阳能转化率可达25%，每度电成本可控制在0.5—0.6元，属于低成本、高效率光伏发电方式，也是美国目前最流行的光伏发电方式。 3.模块定日阵聚焦光热技术，采用“光-热-电”方法，通过特殊装置，将阳光转化为热能，通过传输、储存、热交换，在光学聚焦、跟踪及提高光热转换效率方面实现了重大突破，在光热效率与成本方面有较大优势，此技术10万千瓦规模发电成本0. 42元/度，100万千瓦发电成本0.29元/度，与最低煤发电成本0.28元/度相当。可实现高压蒸汽发电，其最大的特点是效率高，成本低廉，有望实现24小时可持续、规模化并网发电。从技术特点上看，该技术主要亮点有三:一是采用了廉价有效的二维跟踪技术，使得每个模块都可以一年四季全天候自动追日，从而保证不受气候条件制约的获取太阳能。其次，是独特的低成本超级储热技术，通过数百面小银镜组成的凹面镜体，将太阳能聚焦在光热转换的“太阳能锅炉”上面，几百个模块“锅炉”串、并联形成一个巨大的集热、传热、储热矩阵，使得终端储热器集热温度超过300摄氏度。这种低成本的超级储能技术，可以持续稳定地发电，从而解决了太阳能发电并网调峰难的问题。 4. 高倍聚光光伏也是先进太阳能发电的一种方式。其优点呈综合性分布，例如，发电成本比晶硅和薄膜电池低20-30%；占地面积是晶体
火力发电厂发电成本的影响因素分析 发表时间：2018-08-17T09:47:10.743Z 来源：《电力设备》2018年第14期作者：刘爱平施斌[导读] 摘要：当今企业的经济效益是衡量发电厂整体管理水平的第一标准。随着电力市场的不断完善，同时伴随着煤炭价格的偏高，经营管理变得日益困难。科研工作者必须加强研究保证发电厂的生存及发展壮大。电厂的竞争优势最终体现在生产成本的降低，以最小的投入获取最大的产出，并以此获得最大的利润。因此，本文对火力发电厂发电成本的影响因素进行分析。 （国家电投集团江西电力有限公司分宜发电厂江西省新余市 336607）摘要：当今企业的经济效益是衡量发电厂整体管理水平的第一标准。随着电力市场的不断完善，同时伴随着煤炭价格的偏高，经营管理变得日益困难。科研工作者必须加强研究保证发电厂的生存及发展壮大。电厂的竞争优势最终体现在生产成本的降低，以最小的投入获取最大的产出，并以此获得最大的利润。因此，本文对火力发电厂发电成本的影响因素进行分析。 关键词：火力发电厂；发电成本；影响因素 火力发电厂可以为我国国民经济的发展提供较为充足的电力能源，但是我国火力发电厂面临较多的严峻问题，比如煤炭价钱居高不下，但是发电厂出厂电价较低，形成煤电价格倒挂的现象，进而使火力发电站的经济严重的亏损。针对上述现象，进行对火力发电厂运行成本进行严格的控制管理，使火力发电厂得到最大程度上的收益。 1火力发电厂成本控制的必要性强化企业成本控制，用最低的成本获取最大利润是企业进行市场竞争的目的，对于依靠煤炭为原料的火力发电厂来说，成本控制的好坏更是决定着企业的效益，也是企业在市场竞争中抵御风险的重要手段，所以说在火电厂的日常管理中倾向于对成本的管理是增加企业效益的有效手段，建立一套科学合理的成本控制系统，使发电成本达到可控状态，对于火电厂的发展是非常重要的，下面我们从几个方面分析火电厂成本控制的重要性： 1.1对于一个企业来说，成本管理的好坏也是企业综合管理水平的体现，加强企业的成本控制，其实就是在一定程度上对企业的经营管理进行改善，而且这是一个对企业全员的管理，也是全过程、全环境和全方位的管理，是经济管理和和技术管理的完美相结合。我国电力工业随着改革开放的进程，在体制方面也发生着重大的变革，新形式层出不穷，比如机组竞价上网形式的出现，只有那些经济性、可调性和可靠性好的机组才能在不断加剧的市场竞争中脱颖而出，占有较多的发电份额，所以说，在电力企业中，正确有效的管理相当重要。 1.2电力企业的成本控制不仅影响企业自身的经济效益，也关系到整个国民经济的发展。建立节约型社会是国家“十一五”规划和党十六届五中全会的重要内容，几十年的建设，使得我国的能源工业快速发展，但是我国是一个能源结构不合理的国家，水资源极度缺乏，人均用水量仅仅是世界人均用水的1/4，煤炭在一次能源生产和消费中的比重均达72%以上，火力发电厂作为一个高耗水和耗煤的行业，要想提高经济效益就必须加强成本的控制，降低水、煤等能源消耗。 2火力发电厂发电成本的影响因素 2.1煤炭燃料方面的影响 部分煤炭供应商为实现自身对经济利益的追求，选择降代自己的煤炭开采标准，将劣质煤炭掺杂到优质煤炭当中，致使火力发电厂所使用的煤炭质量下降，影响产出的同时一定程度上影响了发电工作机组的正常运行，缩短了发电工作机组的使用寿命，增加了发电成本。 2.2设备方面的影响 目前，我国大部分火力发电厂虽然都有制定设备检修计划，但是在操作实践过程中，固执的执行计划给企业发电杨本造成了一些不好的影响。例如，在实际发电过程中，部分设备的运行状态良好，根本不需要立即进行维护，但是按照原定的计划是需要对其进行检修的，如果忽略设备运行实际坚持执行计划，开形中肯定会造成时间的浪费，一定的时间生产数量的降低势必会造成生产杨本增加等。因此，不科学、合理的设备管理，不公浪费了资源，还浪费了时间，继而降低了投入产出值，某种意义上对火力发电厂成本产生了影响，增加了发电成本。 3火力发电厂发电成本控制措施 3.1建立模拟电力市场，不断对员工的成本意识进行培养 模拟电力市场，指的是在发电企业内部对实际火力发电市场的一种基础模拟形式，也就是说结合竞价上网的市场交易规则，根据火力发电厂市场激烈竞争的需求，对企业间接参与市场运行的发电成本进行模拟以及考核。在上述中的发电成本仅包含火力发电厂内部日常发生的与电相关的每一项经营费用，不包括公司总部的设备折旧费、营业费用、财产保险费、税金、贷款利息、融资租赁费以及基建投资等。 对火力发电厂运行成本控制管理与企业的工作人员、财产以及时间等的效益以及科学化的管理息息相关。为了在最大程度上降低火力发电厂的发电成本，火力发电企业应该对工作人员的成本意识进行不断的培养以及完善，在最大程度上调动员工参与成本控制管理的创造性以及积极性，对运行成本进行严格的控制管理，使成本责任得以明确，控制过程成本，不仅可以使火力发电厂安全生产得以保证，而且还可以尝试推行节能减耗等增加产量节约原料的每一项措施。 3.2加强燃料煤的管理 煤的消耗是火力发电企业中最大的成本消耗，可以占到总成本的60%，近年来煤炭价格的不断上涨使电力企业成本上升，这种情况下，火力发电厂生存和的关键便是降低燃料煤的成本。降低煤的成本需要从以下几方面进行：第一，加强对燃料煤的质量控制，按要求，燃料煤的发热量必须达到规定值才可以入炉；第二，对燃煤的使用量要尽量控制，但是要引进高科技，使燃料发挥更强的功效，以此来降低煤耗；第三，对燃料煤进行动态成本分析，分机组、分小时的燃煤成本，实时观测燃料煤成本的变化情况。 3.3进一步加强成本管理的主要目标 在成本控制的基础上，进一步增强成本降低机制。成本控制以完成预定成本限额为目标，而成本降低以成本最小化为目标。竞争对手的不断改进和提高，促使每个企业要为改善业绩而不断努力降低成本。在电价内部控制的情况下，发电厂生产营运期间的竞争，就是成本管理水平的竞争。因此，在集团公司对照先进标准实行对标管理的基础上，二级发电厂在内部成本管理机制上要形成系统化的成本降低主动机制，避免被动挨打。
第一节中国电价改革分析 转自：https://www.doczj.com/doc/5c15444709.html, 从历史上看，我国电价改革可分为三个阶段： 第一阶段——1985年，国务院实行了多家办电和多渠道集资办电的政策，与此相适应，实行了多种电价制度。 第二阶段——1998年，国家适时调整电价政策，以“经营期电价”政策取代“还本付息电价”政策。 第三阶段——2002年，在“厂网分开”后，“竞价上网”前，实行临时上网电价。 2002年电力体制改革推开之后，中国连续三年遭遇了大范围的"电荒"。作为核心内容之一的电价改革一直进展缓慢。电力供应紧张时，推进电价改革的风险比较大，因为价格可能上涨。因此，主管部门前两年对推行电价改革一直态度谨慎。 电价改革的目的，是改变执行了20多年的以成本来定价的“还本付息电价”模式，最终建立由市场形成电价的电价机制。第一步便是在上网环节引入竞争机制。 中国电力体制改革的核心是电力市场化，而电价改革是电力市场化的关键环节，电价形成机制是否科学最终将影响着电力体制改革的成败。2004年，在不到半年的时间里，国家发改委两次调整电价，平均提高幅度每千瓦时较2003年已经上涨了2分钱，这说明由电价引发的各种矛盾已然凸显。https://www.doczj.com/doc/5c15444709.html, 电价改革的方向是全面引入竞争机制，但在过渡期可采取双轨制进行。根据现有方案，就是在区域电力市场推行两部制电价，之后逐步加大竞价比例，实现市场化的整合。同时，逐渐推进大用户直供的试点，鼓励供电和用电双方直接签订长期供电合同。所谓“两部制电价”，是一种过渡性安排，即将上网电价分为容量电价和电量电价两部分，其中容量电价由政府制定，电量电价由市场竞价形成。2004年1月，东北区域电力市场进入模拟运行状态，同年12月进行两轮年度竞价，2005年4月20日启动了月度竞价，进入试运行阶段。 除了包括“竞价上网”、“煤电价格联动的机制”在内的上网环节外，本次电价改革还将从收费和销售环节逐步完善电价政策。 从收费环节来看，今后相当长的一段时间内，对于电价的监管将成为政府监管的重点。2005年，国家电监会颁布了《输配电成本核算办法》，用以规范输配电企业。在其基础上，国家发改委、国家电监会将共同对输配电环节的成本实行严格监控。同时，电力市场还将大力推行发电企业和用户双边交易方式，促进直接买卖。