技术
由上表可知，钦州市固定安装的最佳倾角为34°，倾斜面上峰值日照时间为3.65h，依据现有光伏电站系统效率约为80%，则年等效峰值日照小时数为1065.8h。采用倾角可调支架，一年调整2次的模式，暖季最佳倾角为0°,寒季最佳倾角为35°，年等峰值日照小时数为1101.672h。采用倾角可调支架，一年调整4次的模式，春季最佳倾角为4°，夏季最佳倾角为0°，秋季最佳倾角为28°，冬季最佳倾角为40°，年等峰值日照小时数为1103.2h。因而，在钦州市地区采用倾角可调支架,一年调整2次所接受的太阳辐射量增加约3.36%；一年调整4次所接受的太阳辐射量增加约3.5%。
根据上述两类地区的对比可见，对于基础太阳辐射较好的地区（如天津市），倾角可调支架对发电量的影响较大；而对于基础太阳辐射较差的地区（如钦州市），倾角可调支架对发电量的影响较小。且上述两类地区一年内调整支架角度的次数从2次提高到4次对发电量的影响很小，约1%左右。
4、倾角可调支架的技术经济性分析
在实际工程建设中，投资效益最大化是所有电站开发商关注的主要目标。因而，我们需要综合考虑不同安装方式带来的发电量差异和投资收益差异，选取最佳的安装方式[3]。相对固定倾角安装方式，倾角可调支架安装方式对电站成本的影响主要体现在支架成本的增加，土地占用面积的增大和后期运营费用的增加。
（一）、支架成本的增加
根据现有光伏市场行情，倾角可调支架采购、前期可研、设计等成本相比固定倾角支架高约0.06元/W。
（二）、土地占用面积的增大
光伏组件安装倾角是影响光伏系统发电量的重要因素，同时也是影响光伏方阵行距的重要因素。按照一般设计原则，光伏方阵的间距需满足冬至日（每年当中物体在太阳下阴影长度最长的时日）9：00—15：00，组件之间南北方向无阴影遮挡的要求。我们知道，光伏组件的安装倾角越大，设计的方阵间距也越大，相同装机容量所需土地也越多。
以天津地区来说，固定倾角（34°）支架设计的组件中心间距为8.1m，而采用倾角可调支架，需按照一年中所需调整最大角度来设计，一年调整2次的角度为55°，组件中心间距设计为9.7m；一年调整4次的角度为61°，组件中心间距设计为9.9m。由此可见，采用倾角可调支架安装，一年调整2次所需土地增加了约20%；一年调整4次所需土地增加了约22%。
（三）、后期运维费用的增加
倾角可调支架需要根据季节对支架进行调节，从而增加了人工运维的成本。以1MW电站为例，每调节一次所需人工费用约为1000元。
根据上述对倾角可调支架的发电量和投资成本的分析，现建立数学模型测算两种安装方式下的项目收益率情况。
以天津20MW地面电站为例，天津地区上网标杆电价为0.88元/kWh，当前国内光伏电站的单位造价约为7.2元/W，电站的系统效率约为80%。采用金融杠杆模式，光伏电站投资成本中资本金投入比例为30%，其余采用银行贷款，贷款期限为15年，贷款利率按照目前银行长期贷款利率5.39%计算。同时，考虑设备进项增值税抵扣及所得税三免三减半的优惠政策，测算采用固定倾角和倾角可调支架两种方案的项目收益情况。
（1）固定倾角支架安装方式收益
固定倾角支架安装方式，年等效峰值日照小时数为1302.32h，则首年发电量为2604.64万度。组件按照首年衰减不超过2.5%，此后每年衰减不超过0.7%计算，25年发电量为58889.71万度。依据现有中纬度地区1MW所需土地30亩计算，20MW项目占地面积约600亩，天津市地价约1000元/亩。根据上述基础数据和数学模型，计算的项目全投资内部收益率为9.22%（税后），资本金内部收益率为16.37%（税后）。
（2）倾角可调支架安装方式收益
倾角可调支架安装方式（一年调整2次），年等效峰值日照小时数为1361.92h，则首年发电量为2723.84万度，25年发电量为61584.77万度。该模式下所需土地增加约20%，则20MW项目占地面积约720亩。支架成本及后期运维成本增加使得总投资成本增加约0.1元/W。根据上述基础数据和数学模型，计算的项目全投资内部收益率为9.62%（税后），资本金内部收益率为17.28%（税后），具体现金流柱状图如图2所示。
倾角可调支架安装方式（一年调整4次），年等效峰值日照小时数为1363.392h，则首年发电量为2726.784万度，25年发电量为61651.33万度。该模式下所需土地增加约22%，则20MW项目占地面积约732亩。支架成本及后期运维成本增加使得总投资成本增加约0.1元/W。根据上述基础数据和数学模型，计算的项目全投资内部收益率为9.62%（税后），资本金内部收益率为17.30%（税后）。详细内容可见表3。
