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对于第一种，光伏项目作为一个附加在屋顶上的发电系统，在厂区变压器容量满足接入条件的情况下，接入原企业厂区的配电室，按“用户自用、余量上网”原则，项目所发电量优先供应企业业主厂区内使用，可通过安装双向计量表记录正向和反向用电，向用户供应的净电量即为用户减少的电网购电量，由此减少的购电支出即为实施光伏项目所产生的节能效益。
通过合同能源管理方式，投资方可获得高于燃煤脱硫标杆电价的销售价格，企业用电方可获得低于市电的优惠电价，另外光伏发电曲线如果与负荷曲线基本一致，可在一定程度上起到削峰作用。这样对投资方和用电方都是双赢的。
工商业屋顶分布式光伏发电项目的经济效益测算较地面光伏电站要更加复杂，它需要考虑当地的电费计价方式和用电价格、企业用户的用电负荷、当地太阳辐照资源情况、光伏出力情况及与企业用电负荷曲线的匹配性，根据目前分布式光伏发电补贴政策，用户自发自用部分的补贴是在用户用电电价之上加国家、省市地方固定度电补贴，余电上网部分电费收益则是按照当地脱硫煤标杆上网电价收购。
目前行业内针对分布式光伏电价的计算方法有多种，不同的方法也会存在一定的差异，由于投资收益率敏感性和电价有直接关联，因此不同的电价计算方式也会带来收益率的偏差。
以江苏某企业为例，用电情况如下：高峰时段电价为1.1002元/千瓦时，平段电价为0.6601元/千瓦时，谷段电价为0.32元/千瓦时。假设投资方向企业用户收取的电费为企业白天用电电价的8.8折。经过测算，光伏发电被企业自身消纳的比例约59.25%，剩余40.75%为余电上网部分，脱硫煤标杆上网电价为0.378元/kWh。
粗略计算
这种方法适用于难以获取用电企业负荷曲线的情况，而白天一般是峰平两个时段，所以计算电价时，可对峰段和平段电价取平均值，即(1.1002+0.6601)/2=0.88015元/千瓦时；企业光伏发电的消纳比例约59.25%，剩余40.75%余电上网，投资方向用户收取的电费为企业白天用电网点均值电价的8.8折，投资方按照折扣电价0.88015*88.0%=0.7745元/千瓦时向企业用户收取电费。投资方根据合同能源管理获得的电费电价：投资方向用户收取的电费电价+光伏电能量上网电价=0.7745*59.25% +0.378*40.75%≈0.6129元/kWh。
王淑娟老师在《分布式光伏项目电价的计算方法》一文中提出了平均出力比例加权的计算方法，即以不同电价时的全年日平均出力加权，其计算公式应该如下：
i为某个电价时间段，峰、平、谷；
Pi/P为某个电价时间段内的出力占全天总出力的比例；
Ci为某个时间段的电价；
下图1为该地区逐时出力的年平均值，即对365天的24小时逐时出力求平均。
图1光伏逐时出力年平均值（单位：kW）
表1为该地区的电价时段划分表：
表1 不同时段的电价划分表
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电价阶段 |
低谷段 |
平段 |
高峰段 |
||
|
时间范围 |
0:00-8:00 |
08:00-10：00 |
15:00-17:00 |
10:00-15:00 |
18:00-20:00 |
|
电价：元/kWh |
0.32 |
0.6601 |
1.1002 |
||
根据光伏出力情况，可计算得到低谷时段、平段和峰段的光伏出力比例和出力总量。那么对电价进行加权可得到平均电价为0.8117元/kWh。根据EMC能源管理获得的电费电价：0.8117*88%*59.25% +0.378*40.75%≈0.577元/kWh。
表2根据光伏平均出力加权系数计算
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电价阶段 |
低谷段 |
平段 |
高峰段 |
||
|
时间范围 |
0:00-8:00 |
08:00-10：00 |
15:00-17:00 |
10:00-15:00 |
18:00-20:00 |
|
出力总量（kWh） |
517.7 |
2986 |
6160.3 |
||
|
出力比例 |
5.35% |
30.89% |
63.74% |
||
|
电价：元/kWh |
0.32 |
0.6601 |
1.1002 |
||
|
加权电价：元/kWh |
5.35%*0.32+30.89%*0.6601*63.74%*1.1002=0.8117 |
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图1为经过数据处理过的光伏年均出力曲线和逐时电力负荷曲线，从图可知，用电负荷基本上比较稳定，处于400kW到500kW之间，光伏年均出力随太阳辐照而变化，最大可达到1200kW以上，因此远大于用电负荷，光伏出力曲线和用电负荷曲线交叉部分的面积为余电上网电量，其他时段光伏出力均被企业自身消纳，根据12个月的峰谷平电费清单以及节假期天数，计算峰谷平时段的用电平均负荷。
通过PVsyst光伏设计软件模拟得到各时段的平均出力，根据光伏出力、用电负荷以及不同时段的电价、余电上网电价，可计算得到综合售电电价。经计算EMC电价为0.626元/kWh，同时反推可得到企业的平均电价为：0.856元/度。
加权平均电价=峰段时数 /发电小时* 峰段电价 +平段时数 /发电小时 * 平段电价+谷段时数 /发电小时 * 谷段电价，可计算得到EMC 电价为 0.775835714*88%*59.25% +0. 378 *40.75 %≈0.55855 元/kWh 。
加权平均电价=峰段时数/发电小时*峰段电价+平段时数/发电小时*平段电价+谷段时数/发电小时*谷段电价，可计算得到EMC电价为0.775835714*88%*59.25% +0.378*40.75%≈0.55855元/kWh。
表3 根据峰谷平时段数作为加权系数计算
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类型 |
峰时 |
平段 |
谷段 |
|
时数 |
6 |
5 |
3 |
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加权系数比例 |
6/14 |
5/14 |
3/14 |
|
分时电价 |
1.1002 |
0.6601 |
0.32 |
|
加权平均电价 |
1.1002*6/14+0.6601*5/14+0.32*3/14=0.775835714； |
||
基于不同电价计算方法的投资收益率比较：为了对上述不同电价计算方法进行比较，测算时，光伏系统效率按 75%计算，首年有效发电小时数为986h ，多晶组件的次年 的 衰减率按0.7%计算。 项目投资费用中自有资金比例30% ，银行贷款比例70%，贷款利率 7%，年限5 年，在输入其他条件构建分布式光伏发电系统经济性评价模型， 可得到表 3所示投资收益率结果。
需要指出的是，文中所提到的计算方法仅供大家参考。因为用电负荷大小取决于企业自身的用电需求，用电需求又取决于企业的自身经营情况。一般在现勘所获取的电费清单为近一年的统计数据，不能代表未来几年的用电趋势，因此存在一定的不确定性，给投资测算带来了难度、光伏自发自用消纳比例取决于光伏出力和用电情况，而前者取决于当地实际的太阳辐照情况、温度和实际的系统效率等，也存在一定的不确定性，所以客观上难以得到一个非常准确的自发自用比例。
表3 不同计算方法得到的电价比较
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类型 |
峰平电价平均估算 |
以平均出力比例加权 |
根据光伏年均负荷 |
根据峰谷平时段数加权 |
|
平均用电单价 |
0.88015 |
0.8117 |
0.856 |
0.7758 |
|
EMC电价 |
0.6129 |
0.577 |
0.626 |
0.5585 |
|
项目投资收益率 |
8.98% |
8.4% |
8.78% |
8.08% |
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股本投资收益率 |
9.89% |
9.03% |
9.59% |
8.59% |
基于能源合同管理模式的分布式光伏发电项目投资收益测算需要考虑企业的用电电价、企业消纳能力等情况，文中对不同的电价计算方法进行了总结，相对准确地来讲，经济评价模型根据所设定的光伏发电系统容量结合当地太阳辐射强度等气候条件和光伏组件技术特性，使用PVsyst软件模拟光伏系统逐时发电出力，在此基础上，再通过与企业需求侧的逐时用电负荷需求的比较，基于“自用为主、余电上网”原则来计算投资方的售电价格，个人认为这样操作是相对比较合理的，可提高经济评价预测模型的准确度。