类型a：这是一篇基于实证研究的原创性学术论文，以下是详细研究报告：
《基于资源与电价的分布式光伏项目经济性研究》由王怀斌（龙源(北京)太阳能技术有限公司）发表于《经济地理》2023年12月第43卷第12期。
学术背景
本研究属于可再生能源技术经济评价领域，聚焦中国分布式光伏（Distributed Photovoltaic Power Plants, PV Plants）的经济性差异问题。背景包括：
1. 政策驱动：中国光伏产业历经初期发展（1978—2005）、产业化发展（2006—2012）和规模化发展（2013至今）三阶段，2021年分布式光伏新增装机占比首超集中式（53.4%）。
2. 现实矛盾：尽管分布式光伏因开发周期短、并网便利等优势受青睐，但各省份因太阳能资源禀赋不均衡、电价差异导致收益悬殊，影响产业均衡发展。
研究目标为构建通用经济性评价模型，量化区域收益差异，识别关键影响因素，为政策制定和投资决策提供依据。
研究流程与方法
模型构建：
- 评价参数选择：采用税前全投资财务内部收益率（Fiscal Internal Rate of Return, FIRR）作为核心指标，因其能反映项目全生命周期动态收益，并排除融资、税率等外部干扰。
- 现金流分解：
- 现金流入：发电收入（自用电量收入+上网电量收入）、固定资产进项税抵扣、固定资产余值、流动资金回收。
- 现金流出：固定资产投资、流动资金投入、经营成本（修理费、人工费、租金等）、销售税金及附加。
- 通用模型：通过式（1）求解FIRR，其中发电收入细分为自用部分（按时段电价积分）和上网部分（按煤电价计算）。
数据来源与处理：
- 太阳能资源：采用《中国风能太阳能资源年景公报（2021年）》中各省水平面及最佳倾角辐照量数据，系统效率按80%折算首年等效利用小时数。
- 电价数据：煤电价取自各省电价文件，“自发自用”项目的自用电价以一般工商业平段电价（单一制）为基准。
- 成本参数：参考国际可再生能源署（IRENA）2021年中国分布式光伏平均投资成本（4.05元/Wp），结合2022年设备市价，分别测算工商业（4.1元/Wp）和农村居民（3.9元/Wp）分布式光伏典型成本。
分析场景设计：
- 消纳方式：对比“自发自用、余电上网”（自用比例0%~100%）与“全额上网”两类项目。
- 安装方式：平铺 vs 最佳倾角，评估发电小时数提升对收益的影响。
- 敏感性测试：对“全额上网”项目引入单位租金（Unit Rent, UR）变量（0~0.10元/Wp），分析租金对FIRR的敏感性系数（δFIRR/δUR）。
主要结果
区域资源与电价差异：
- 水平面总辐照量最低（981.01 kWh/m²，重庆）与最高（1920.11 kWh/m²，西藏）相差近1倍。
- 煤电价最低0.25元/kWh（新疆），最高0.4993元/kWh（西藏）；工商业电价最低0.3694元/kWh（青海），最高0.87元/kWh（西藏）。
“自发自用”项目收益：
- 自用比例提升显著改善经济性。如平铺安装下，自用比例从0%升至100%时，达标省份（FIRR≥6%）从7个增至31个；西藏因价差最大（δp=0.4099元/kWh），FIRR提升13.2%。
- 最佳倾角优势：相同自用比例下，最佳倾角安装可使达标省份数量增加50%以上（如自用25%时，平铺27省 vs 最佳倾角29省）。
“全额上网”项目痛点：
- 租金成本敏感性强。UR每增加0.02元/Wp，FIRR平均下降1.2%~2.5%（平铺更显著）。例如贵州（初始FIRR=4.5%）租金承压能力远低于西藏（初始FIRR=18.6%）。
关键影响因素排序：
- 自用比例、发电小时数、租金对收益影响权重最高；煤电价与工商业电价的价差（δp）是驱动“自发自用”项目收益的核心。
结论与价值
科学价值：
- 构建首个覆盖中国全省份、多类型分布式光伏的通用经济性模型，填补了现有研究在系统性评价框架上的空白。
- 揭示了资源禀赋与电价政策的协同作用机制，为区域差异化政策设计提供量化工具。
应用建议：
- 优先开发工商业项目：因电价优势（一般工商业电价普遍高于煤电价）和负荷集中特性。
- 动态补贴机制：针对贵州、重庆等低收益省份（太阳能资源贫乏+低电价），需针对性补贴以平衡区域发展。
- 优化安装设计：最佳倾角可提升发电小时数20%~340小时（内蒙古最高），显著增强租金谈判筹码。
研究亮点
- 方法创新：首次将自用电价按分时段加权积分计算，更精准反映工商业项目实际收益。
- 数据全面性：整合资源、电价、成本三维度数据，覆盖全国31省份，支撑宏观政策分析。
- 实践指导性：明确提出“零和博弈”困境的破解路径——通过技术优化扩大收益空间，实现投资方与产权方双赢。
（注：本文分析基于2021—2022年数据，后续政策或技术变动需模型动态更新。）