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。
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；
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）
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
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）
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0.42元每度补贴20年，各个地方还有地方补贴，北京为0.3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1.3元每度，光伏发电国家每度电补贴0.42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0.3元（各地政策不一样），那么一度电实际产生的价值为2.02元（省了1.3元电费再加上0.72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0.36元每度，那么一度电的实际价值为0.36元加0.72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 0.9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4.2小时，那么1kw的光伏组件每天能发电4.2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700w。1w平米屋顶每天可发电1000*4.2=4200度（理论），年发电1533000度。 如果是自发自用，每度电能产生2.02元的价值，那么一年能产生1533000*2.02=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分成。 适合的屋顶：原则是有自己产权或使用权的、电费较贵且用电量较大的屋顶。 实际来说就是工厂、商场、写字楼等，既推动了环保新能源，又等到了稳定的投资收益。
第一节中国电价改革分析 转自：https://www.doczj.com/doc/9e11803299.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/9e11803299.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。
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。
发电成本计算方法发电成本 1、光伏发电价格组成光伏发电的成本一般是按照总包的价格来进行计算的。因此这个价格就包括了：前期设计、采购、施工安装、并网服务等。也就是说光伏公司提供产品设备以及人工。那么就包括了申报、方案设计、产品设备采购、项目的安装施工、配合电网并网。 2、光伏发电价格的影响因素之前说了是总包的价格。项目总包的价格受很多因素影响。比较常见的是运输、屋顶属性、业主需求等。有时候长距离施工，对人员的吃住问题都需要算进去。光伏发电的价格有一定的底线，但同时也有弹性。 3、光伏发电的成本从全国范围来看，光伏发电的成本是8-12元一瓦来计算的。比如说一个100平米的屋顶，可以做10千瓦，按照10元一瓦来算，最后总包的价格就是10万元。这个价格包括了设计、设备、施工并网等。具体的价格还是需要结合需求和装机容量来确定。（此回答参考自太阳能专家广东太阳库新能源） 柴油发电机的供电成本包含以下方面： 1、柴油成本； 2、购买或租赁发电机成本；
3、维护发电机成本； 4、发电机操作供工资； 仅供参考（福建亚南电机答）假如发电机消耗柴油5升/小时（柴油6元/升）；购买或租赁成本每天50元（每天工作8小时）；消耗润滑油0.1升（润滑油50元/升）；工资180元/天；假如柴油发电机的功率240千瓦/小时；通过计算得知，柴油发电机的供电成本为0.9218元/千瓦时。 在度量风力发电机组的经济效益时，一般以能量成本(cost of energy COE)，即度电成本作为评价指标。顾名思义，机组的度电成本即为机组总成本与发电量之比。打个比方，比如2MW的风力发电机造价成本(零部件、建设、维护等费用)：X元风力发电机设计使用年限20年中，总的发电量为:Y千瓦时。那度电成本就是X/Y 内容仅供参考
【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
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。
太阳能发电划算吗？太阳能发电成本计算 前记：（本文由光伏行业专业EPC——展宇光伏小编编写。早于市场拥有300kw光伏组件技术的厂家，相对比较年轻但实力雄厚的企业。2017年“0630”累计装机量达到共600兆瓦。专注于光伏领域，做光伏行业技术的开发者，光伏行业的开拓者。在北极星太阳能光伏网、索比光伏网、OFweek等光伏行业专业网站上经常能看到的品牌和项目信息。具体项目举例介绍地面电站（滨海县5.5MW光伏电站扶贫项目）水面电站（滨海县13.5MW水面集中式光伏电站项目）厂房屋顶电站（江苏南通海安县3.22兆瓦分布式光伏电站）等。我们承诺为用户提供做安全的光伏电站，为广大太阳能光伏安装者提供安全的组件和安装服务。截止目前无一起安全事故。） 求购一套民用太阳能发电系统成本是多少，这是很多想做光伏发电的用户最想了解的问题。据介绍，我们首先要确定安装容量，家用光伏容量的大小要看平时的用电需求，一般情况下家庭安装2-3KW就可以。那接下来我们以3KW容量的家庭光伏发电系统为例，来介绍一下并网系统的价格及收益是怎么计算的。 首先我们要知道并网系统需要用到哪些设备 代能太阳能发电系统的硬件主要有光伏组件、并网逆变器、线缆、支架、计量表、监控设备等。光伏组件的市场价一般在8-12元每瓦。因此，安装3KW的太阳能发电系统，造价大约在2.4-3万元左右。 3KW家用光伏发电收益情况如何 光伏发电的收益主要由发电自用+余电上网+国家补贴+地方补贴等组成，按国家补贴0.42元/度为准，以上海地区为例，等于系统每发一度电，出来自己可以免费用电之外，还能拿到国家的0.82元的补贴，当然，各地的补贴政策不同。这样算下来，成本回收期在4-5年左右。（0.82元当中0.4元为上海市政府的补贴） 分布式光伏发电收益构成 分布式光伏的上网模式，分“自发自用、余电上网”、“全额上网”两种模式。两种模式的电价计算也不相同。 ①“自发自用，余电上网”模式 自发自用部分电价=用户电价+0.42+地方补贴 余电上网部分电价=当地脱硫煤电价+0.42+地方补贴 ②“全额上网”模式 2017年1月1日之后，一类至三类资源区新建光伏电站的标杆上网电价分别调整为每千瓦时0.65元、0.75元、0.85元（下图：红色为一类区，黄色为二类区，绿色为三类区）
我国现阶段光伏发电成本及投资效益分析 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
43 1 国内燃气发电面临的机遇 北美及欧洲国家天然气已成为发电的主要能源。据美国能源信息署EIA 和欧洲能源转型现状报告显示，自页岩气革命以来，美国天然气发电量不断上涨，2017年美国天然气发电占比达31.7%，欧盟天然气发电量占比达18.6%。与发达国家相比，我国天然气发电占比极低，气电装机硬件占比仅为4.4%。随着我国天然气及电力市场的不断完善，“十三五”期间天然气发电将迎来诸多机遇。 一是上海电气将逐步完成安萨尔多的股份收购，政府将加快燃气轮机核心技术国产化进度。二是LNG 现货进口快速增长，同时国内储气设施迎来投资热潮，将为燃气发电产业增加供应保障。三是2018年4月18日上海石油天然气交易中心成功开展7月及11月现货预售交易，实现气电市场供需匹配，落实气电错峰调控手段。四是发改委连续出台天然气价格改革系列政策，持续疏导气电成本及售价矛盾。愈加严格的环保要求和相关政策将驱动天然气在发电领域的快速发展，中国的燃气发电正在迎来新的发展机遇。 2 燃气电厂的工艺流程2.1 简单循环 燃气电厂的简单循环是指天然气的化学能依次通过压缩、燃烧、膨胀过程组成的热力循环。生产流程的主要设备有燃气轮机、发电机、进排气及辅助系统，借助以上设备实现天然气化学能燃烧产生热能，再通过轴带动将热能转化为电 能[1-3]。但是，由于燃烧后的热能仅参与一次电能转换，因此，能源利用率较低，仅为30%~40%，与一般燃煤电厂能源利用效率相当。2.2 联合循环 燃气电厂联合循环是指燃气轮机循环与蒸汽或其他流体的朗肯循环相联合的热力循环。生产设备较简单循环增加了余热锅炉、蒸汽轮机及冷凝装置，借助以上设备实现天然气燃烧余热的回 广东燃气轮机发电用气量及成本测算 刘?慧，张大为 （中国石化天然气分公司华南天然气销售中心，广东广州 510000） 收稿日期：2018–08–29。 作者简介：刘慧，经济师，2014年毕业于太原理工大学，硕士研究生，现就职于中国石化天然气分公司华南天然气销售中心，主要研究方向为天然气物流运输管理。 摘?要：天然气作为清洁化石能源，在全球一次能源供应中份额快速增加。目前，北美和欧洲 地区将天然气作为发电主要能源，而我国天然气发电尚处于起步阶段。随着燃气轮机、页岩气开发等技术突破，燃气发电也将成为我国天然气消费的主力版块。本文以天然气发电基础知识为核心，对设备型号、能量流动、转换效率等参数进行收集，并选取典型机型进行用气量测算模拟及验证，梳理了广东省燃气上网电价历年政策，以期通过售气价格测算实现气电价格疏导，从能源供给端疏导天然气发电价格矛盾，为气电行业发展提供技术支持。 关键词：燃气发电 用气量 成本测算 价格承受能力 气电政策 PETROLEUM & PETROCHEMICAL TODAY 2018年第26卷第11期 技术经济
发电车间抽汽对生产成本影响的测算2013年冬季发电车间降成本任务完成较好，现根据2013年11月份、12月份、2014年1月份、2月份和3月份运行情况，对整个采暖季抽汽成本以及影响发电的成本进行核算。 汽轮机工业抽汽的主要工艺流程为：锅炉产生的主蒸汽（9.0MPa，540℃）进入汽轮机冲动转子做功，汽轮机转子带动发电机转子做切割磁感线运动，从而产生电能。其中一部分蒸汽在汽轮机前几级做完功后，被抽出供暖，其余蒸汽进入汽轮机后几级继续做功发电。 2013年11月份和12月份、2014年1月份、2月份和3月份运行情况如表1所示。 （一）2013年冬季抽汽成本测算 现以2014年1月份为例，对发电车间抽汽成本进行测算： 2014年1月份发电车间汽轮机运行情况如下：汽轮机电负荷为23.844MW/台，总抽汽量为33395t，主蒸汽用量为170378t。 1、计算原理：通过能量转换，把1t 抽汽转换成焓值相等的主蒸汽，通过1月份汽轮机运行汽耗，计算抽1t抽汽损失的发电量，从而计算1t抽汽的成本。 2、计算依据：蒸汽焓值的计算及转换。焓值定义：蒸汽的热力学能与推动功之和，即蒸汽的有用功。以下的蒸汽焓值是利用“FORM张学超焓值计算软件”得出。 汽轮机总抽汽量33395t，抽汽压力为0.8MPa，抽汽温度为200℃，抽汽焓值为2899.37kJ/kg；主蒸汽压力为9MPa，温度为530℃，蒸汽焓值为3462.45 kJ/kg。因此，通过能量守恒1t抽汽可以兑换为2899.37kJ/kg÷3462.45 kJ/kg＝0.84t主蒸汽，本月产生的33395t抽汽可兑换为33395t×0.84t/t＝28051.8t主蒸汽。1月份发电平均汽耗为170378t（1月份主蒸汽总产量）÷35479200kW.h（1月份总发电量）＝0.0048t/kW.h，将本月产生的33395t 抽汽兑换成发电量为（33395t×0.84t/t）÷0.0048t/kW.h＝5844125kW.h，由以
附件1 广东电力现货市场机组发电成本测算办法 （征求意见稿） 第一章总则 第一条为加快建设完善电力市场体系，推进广东现货市场试点建设，建立机组发电成本测算机制，用于电力现货市场中市场力检测及缓解、机组发电补偿等环节，依据有关法律法规规定和《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）及其配套文件、《广东省经济和信息化委印发广东电力现货市场建设试点工作方案的通知》（粤经信电力函〔2017〕286号）、《广东省经济和信息化委关于印发广东电力现货市场机组发电成本测算专项工作方案的通知》（粤经信电力函〔2018〕122号）等文件精神，制定本办法。 第二条机组发电成本测算办法遵循科学合理、公平公正的原则，综合考虑发电机组类型、容量级别、发电能耗、地理位置等因素进行测算。 第三条本办法适用于全部广东电力市场化机组。现阶段，包括省级调度机构调管的燃煤机组和燃气机组。 第四条机组发电成本的组成部分包括启动成本、变动成本和固定成本。启动成本是指将发电机从停机状态开机到并网产生的成本。变动成本即燃料成本，包括空载燃料成本和
边际燃料成本，空载燃料成本是指发电机维持同步转速、输出电功率为零所需要消耗的燃料成本，边际燃料成本是指发电机组在一定出力水平增加单位出力所需增加的燃料成本。固定成本是指在一定时期和一定发电量范围内基本不变的成本，本办法主要考虑机组的固定资产折旧费用。 第五条按照容量等级和技术特性，将燃煤机组分为五类：常规100万机组、常规60万机组、常规30万机组、常规30万以下机组、资源综合利用机组；按照地理位置，将燃煤机组分为内陆电厂和沿海电厂两类。燃气机组分为四类：9E机组、9F机组、9H机组和大鹏LNG机组。分类型测算机组各项发电成本，同类机组采用同一标准。 第六条广东省经济和信息化委组织牵头，广东电力交易中心具体实施，广东电网电力调度控制中心、广东电科院能源技术有限公司配合，负责开展机组发电成本测算工作，国家能源局南方监管局对测算工作进行监管；相关发电企业配合提供本办法规定的数据，并对数据的真实性和准确性负责。 第二章启动成本 第七条不同工况下，机组启动成本存在较大差异。根据停机时长，将燃煤机组的启动工况标准定义如下：停机时间10小时以内为热态启动，停机时间10小时（含）至72小时（含）为温态启动，停机时间72小时以上为冷态启动。将燃气机组的启动工况标准定义如下：停机时间24小时以内为热态启动，停机时间24小时（含）至132小时（含）为温态启动，停机时间132小时以上为冷态启动。
光伏发电成本计算 Prepared on 24 November 2020
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。 具体以家庭建智凯光电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） 4.人工费等≈8000元；各地供电公司并网服务为免费的。费用总计近5万元。 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