太陽能建筑產(chǎn)業(yè)專題研究一、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（BuildingIntegratedPhotovoltaic,

BIPV），即將光

伏組件集成于建材，實(shí)現(xiàn)建筑利用太陽能的產(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。中國建筑市場(chǎng)規(guī)模龐大，存量/新建建筑屋頂均具備相當(dāng)體量。中國存量/新建建筑的屋頂面積其中存量屋頂面積合計(jì)

315.1

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、文化體育娛樂用房、廠房及建筑物、倉庫、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。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。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。按照每平米裝機(jī)

200Wp計(jì)算，可得戶用裝機(jī)面積在

0.5

億平米，對(duì)應(yīng)住宅類屋頂?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。遠(yuǎn)景目標(biāo)：假設(shè)未來滲透率提升至

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)中國新建屋頂面積維持不變、未來滲透率提升至

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)算得到中國分布式光伏未來裝機(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。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。

截至

2020

年底，全國分布式光伏裝機(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場(chǎng)的滲透率約為

1.2%。遠(yuǎn)景目標(biāo)：假設(shè)未來滲透率能提升至

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，且未來更新?lián)Q代需求可能存在不穩(wěn)定性，將未來目標(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。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。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。在已經(jīng)獲得屋頂面積的基礎(chǔ)上，簡單按照建筑立面面積為屋頂面積的

4

倍計(jì)算，得到中國

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。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

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

20%/25%/30%，單價(jià)方面，假設(shè)

BIPV幕墻價(jià)格在

13

元

/Wp，對(duì)新建

BIPV幕墻市場(chǎng)空間進(jìn)行測(cè)算。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

BIPV幕墻市場(chǎng)空間有望達(dá)到

2832

億元。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，假設(shè)未來

BIPV幕墻能夠

達(dá)到屋頂滲透率，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)算，中國存量建筑幕墻市場(chǎng)對(duì)應(yīng)的

BIPV改造需求約為

4.3

億平米/64.9GW/8433

億元。二、收益：受自然條件、電價(jià)及補(bǔ)貼水平約束為簡化測(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)營成本衡量現(xiàn)金流出。收益部分主要考察發(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)，但與太陽輻射強(qiáng)度正相關(guān)。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，將收益分為自用部分與上網(wǎng)部分

2

個(gè)方面，并通過設(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。溫度是太陽電池伏安特性的重要影響因素，單晶硅太

陽電池的伏安特性曲線如下圖所示，整體來看，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。研究表明，隨溫度升高，短路電流增加，開路電壓減小，最終導(dǎo)致最大發(fā)電功率減小，

轉(zhuǎn)化效率降低。當(dāng)溫度上升，

短路電流（ISC）和開路電壓（VOC）分別趨于上升/下降，但從幅度上看

VOC降幅高于

ISC增幅，最終的結(jié)果是發(fā)電效率（η）趨于減小。中國晝間氣溫自北向南逐步升高，且溫差較大。在

1981—

2010

年

30

年時(shí)間跨度內(nèi)，中國晝間均溫最低-3.1℃（青海，五道梁），最高

27.6℃（海

南，西沙），二者相差超過

30℃。從分布上看，北方地區(qū)晝間均溫明顯低于南方地區(qū)。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，由于太陽直

射點(diǎn)的周年回歸，溫度變化存在較為穩(wěn)定的周期性。太陽赤緯在一個(gè)回歸年內(nèi)，從

0°

依次變化到北緯

23°26′、0°、南緯

23°26′，最后返回至

0°，帶來一個(gè)回歸年內(nèi)

溫度的趨勢(shì)性高低變化。此外，由于中國幅員遼闊，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。太陽輻射：決定發(fā)電強(qiáng)弱太陽輻射強(qiáng)度與光伏最大發(fā)電功率呈正相關(guān)。太陽輻射對(duì)光伏電池的影響可簡單分為輻

射強(qiáng)度和太陽光譜

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、開路電壓、最大發(fā)電功率也將提升。太陽光譜采用大氣質(zhì)量進(jìn)行描述，光線在大

氣層行進(jìn)的距離越長，受大氣吸收衰減越重，導(dǎo)致最終光伏可吸收的光子波長/數(shù)量發(fā)生變化。由于地面應(yīng)用的太陽電池一般針對(duì)

AM1.5

進(jìn)行優(yōu)化，我們?cè)谟懻撎栞椛鋸?qiáng)度的變化時(shí)，忽略太陽光譜變化對(duì)光伏發(fā)電的影響。與溫度分布相反，中國北方地區(qū)太陽能資源較為豐富。從日照時(shí)數(shù)來看，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)。太陽輻射的分布與日照時(shí)數(shù)類似，不同大區(qū)

30

年年平均太陽輻射量分別為：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：5444.4

MJ/m2，華中：4998.9

MJ/m2，華南：5622.6MJ/m2。測(cè)算各大區(qū)

1981—2010

年期間單日平均太陽輻射強(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。分省份來看，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。太陽輻射強(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。相比溫度的周年變化，太陽輻射強(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，太陽輻射的大幅減小會(huì)顯著影響光伏發(fā)電水平。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。1）采用北京、平湖、廣州

3

地

1981—2010

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，假設(shè)在一天的時(shí)間內(nèi)，晝間溫度和太陽輻射強(qiáng)度為不變值，同時(shí)假設(shè)只有溫度和太陽輻射強(qiáng)度影響組件的發(fā)電功率，當(dāng)這

2

個(gè)變量變化時(shí)對(duì)組件的峰值發(fā)電功率進(jìn)行調(diào)整，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」得到日發(fā)電量估計(jì)值。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)，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、計(jì)價(jià)方式適用的電價(jià)不同。為了簡化分析，只考慮單一制一般工商業(yè)用電。

整體上看，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)開發(fā)區(qū)。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及以上；夏季電價(jià)高于非夏季。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（00:00-08:00）。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)與同類型用電的不分時(shí)電價(jià)相同。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)所購買，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。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。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。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

I～I(xiàn)II類資源區(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、III類、III類資源區(qū)，對(duì)應(yīng)上網(wǎng)電價(jià)

分別為：0.4、0.49、0.49

元/度。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)來源分為國家補(bǔ)貼和地方補(bǔ)貼：國家度電補(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

日起工商業(yè)分布式不再補(bǔ)貼。2018

年初開始執(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。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。三、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%。近半年來較大規(guī)模的分布式屋頂光伏系統(tǒng)報(bào)價(jià)范圍在

3.3—5.7

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)?/p>

BIPV減少了支架的使用，但由于

BIPV設(shè)計(jì)壽命提升，

帶來廠房屋面系統(tǒng)成本提升。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。參考近半年來全國公共資源交易

平臺(tái)上公布的分布式光伏系統(tǒng)項(xiàng)目，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。運(yùn)維費(fèi)用按照裝機(jī)規(guī)模計(jì)價(jià)在

0.03—0.1

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。運(yùn)維服務(wù)的報(bào)價(jià)方式包括：按照裝機(jī)規(guī)模

（0.03—0.1

元/Wp）、按照發(fā)電量（0.03—0.05

元/度）、按照電站收益（僅搜集到

1

個(gè)

項(xiàng)目，報(bào)價(jià)為電站收益的

3.9%）。由于獲取到的電站運(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，因而在計(jì)算運(yùn)維費(fèi)用時(shí)，按照「初始投資成

本*（3%至

6%）」測(cè)算。四、IRR測(cè)算：整體上北京>上海>廣州上文所分析的收入、成本信息可代入簡易的現(xiàn)金流折現(xiàn)模型，對(duì)項(xiàng)目

IRR進(jìn)行草算。為

簡化分析主要針對(duì)

1MW屋頂

BIPV項(xiàng)目，并做以下假設(shè)：1）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，國家補(bǔ)貼按照

0.05

元/

度計(jì)算。2）假設(shè)自用/上網(wǎng)電價(jià)在

30

年內(nèi)未發(fā)生變化，為簡化分析，僅考慮一般工商業(yè)單

一制電價(jià)，其中分時(shí)電價(jià)按照

9—21

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；3）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%，其余賣給電網(wǎng)；4）假設(shè)光伏組件發(fā)電效率從開始使用時(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

LR4-72HBD425~455Wp）；5）假設(shè)屋頂

BIPV項(xiàng)目建設(shè)時(shí)長在

3

個(gè)月，裝機(jī)規(guī)模

1MW；6）假設(shè)與建筑的集成度提升導(dǎo)致

BIPV帶來成本增量，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；7）假設(shè)項(xiàng)目可以使用

30

年；8）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

慮未來通貨膨脹）；9）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

BIPVIRR范圍在

12.6%—20.6%（開發(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（開發(fā)區(qū)）：經(jīng)濟(jì)技術(shù)開發(fā)區(qū)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

1KV20.6%、1-10KV20.3%、20KV20.2%、110KV19.7%?？紤]初始投資成本分別增長

5%/10%/15%，運(yùn)維費(fèi)用分別在初

始

3%的基礎(chǔ)上增長

1%/2%/3%，進(jìn)行敏感性測(cè)算，得到北京

BIPVIRR范圍整體在

12.6%—20.6%區(qū)間，其中不滿

1KV在

13.6%—20.6%，1-10KV13.3%—20.3%，20KV13.1%—20.2%，110KV12.6%—19.7%。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

1KV12.1%、10KV11.7%、35KV11.3%、110KV及以上

11.2%。進(jìn)行敏感性測(cè)算，上海

BIPVIRR范圍整體在

6.4%—12.1%區(qū)間，其中不滿

1KV7.5%—12.1%，1-10KV7%—11.7%，20KV6.6%—11.3%，110KV及以上6.4%—11.2%。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

1KV11%、1-10KV10.5%、20KV10.5%、110KV及以上

10%。

進(jìn)行敏感性測(cè)算，廣州

BIPVIRR在

4.9%—11%區(qū)間，其中不滿

1KV在

6.1%—11%，

1-10KV5.5%—10.5%，20KV5.4%—10.5%，110KV及以上

4.9%—10%。按照分時(shí)電價(jià)測(cè)算按照分時(shí)電價(jià)，結(jié)合敏感性測(cè)算，北京屋頂

BIPVIRR范圍在

15.9%—25.6%（城區(qū)）

/14.9%—24.8%（郊區(qū)）、上海

8.4%—14.2%、廣州

7.5%—14.3%。北京（城區(qū)）：城區(qū)一般工商業(yè)單一制電價(jià)按照電壓等級(jí)分為

6

檔，基礎(chǔ)條件下對(duì)應(yīng)

IRR分別為

25.6%、25.2%、25.1%、24.9%、24.6%、24.4%。進(jìn)行敏感性分析，隨著運(yùn)維、

初始投資成本的上升，IRR整體范圍在

15.9%—25.6%，其中不滿

1KV17.2%—25.6%，

1-10KV16.8%—25.2%，20KV16.7%—25.1%，35KV16.5%—24.9%，110KV16.2%—

24.6%，220KV15.9%—24.4%。北京（郊區(qū)）：郊區(qū)