光伏运营情况报告

光伏运营情况报告（精选6篇）

光伏运营情况报告 篇1

二0一一年一月

为贯彻落实科学发展观，全面掌握风电、光伏发电相关情况，促进其协调、健康、可持续发展，根据《可再生能源法》和《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》（电监会25 号令），2010 年7～10 月，国家电监会组织各派出机构在全国范围内开展了风电、光伏发电并网接入情况的专项调查。在此基础上，结合日常监管工作情况形成本报告。

调查工作分企业自查和重点调查两个阶段。先是由国家电监会和各派出机构组织全国30 个省份的电网企业及其调度机构、相关发电企业开展自查，共收到电网企业自查报告28 份、发电企业自查报告218 份；在分析企业自查报告的基础上，各派出机构采取召开座谈会和实地调查等方式对部分电力企业进行了重点调查，共重点调查电网企业22 家、发电企业77 家。

本次调查共涉及风电、光伏发电项目667 个。其中，风电项目573 个，光伏发电项目94 个。风电项目中，已建成并网项目348 个，建成未并网项目9 个，在建项目216 个（其中有25 个项目部分容量已并网，另有5 个项目的部分容量已建成但未并网）。光伏发电项目中，已建成并网项目30 个，建成未并网项目1 个，在建项目63 个（其中有2 个项目部分容量已并网）。

一、基本情况

（一）风电、光伏发电发展情况

近年来，风电、光伏发电发展迅速。本次调查统计显示，截至2010 年6 月底，全国已建成并网风电及光伏发电装机容量为2213.67万千瓦，占全国发电装机容量的2.46%左右。其中，风电并网装机容量为2200.37 万千瓦，光伏发电并网装机容量为13.30 万千瓦。风电及光伏发电建成但未并网的装机容量合计为76.52 万千瓦。其中，风电未并网容量为76.36 万千瓦，光伏发电未并网容量为0.16 万千瓦。

风电及光伏发电在建规模为1610.65 万千瓦，占全国在建发电装机容量比重为8.66%左右。其中，风电1589.62 万千瓦，光伏发电21.03万千瓦。从分区域并网装机容量来看，截至2010 年6 月底，华北区域拥有风电并网容量最多，为850.79 万千瓦，占全国风电并网容量的38.67%；东北区域其次，为753.76 万千瓦，占全国风电并网容量的34.26%；华中区域最少，为24.07 万千瓦，仅占全国风电并网容量的1.09%。西北区域光伏发电并网容量最大，为7.13 万千瓦，占全国光伏发电并网容量的53.61%；华东区域其次，为3.72 万千瓦，占全国光伏发电并网容量的27.97%；东北区域目前没有光伏发电并网装机容量。全国风电和光伏发电并网装机容量及其分区域构成情况分别见图1 和图2，详细数据见附表

1、附表2。

从分区域在建装机容量来看，截至 2010 年6 月底，华北区域风电在建规模最大，为539.57 万千瓦，占全国风电在建容量的33.94%；西北区域其次（主要分布在甘肃省），为496.40 万千瓦，占全国风电在建容量的31.23%；华中区域最少，仅有17.97 万千瓦。华北区域光伏发电在建规模最大（主要分布在山东省），为5.91 万千瓦, 占全国光伏发电在建容量的28.10%；西北区域其次（主要分布在甘肃省），为5.55 万千瓦，占全国光伏发电在建容量的26.39%；华中区域最少，为0.45 万千瓦。从分省份并网装机容量来看，截至2010 年6 月底，内蒙古并网风电装机容量居全国各省份之首，为700.29 万千瓦，占全国并网风电装机容量的31.83%，占全区全口径发电装机容量的12.11%左右，分布在蒙西、蒙东电网区域容量比重为7:3。辽宁、河北、黑龙江、吉林、甘肃、山东、江苏等省份的并网风电装机容量均超过了百万千瓦，分别为227.80 万千瓦、206.75 万千瓦、162.67 万千瓦、152.50万千瓦、119.11 万千瓦、111.07 万千瓦和110.13 万千瓦，分别占本省份总装机容量的7.91%、5.13%、8.47%、9.02%、6.00%、1.81%和1.78%。天津、安徽、广西、四川、贵州、陕西、青海没有并网风电装机。宁夏并网光伏发电装机容量最大，为6.03 万千瓦，占全国总并网光伏发电装机容量的45.34%；江苏其次，为2.55 万千瓦，占全国总并网光伏发电装机容量的19.17%；此外，云南、甘肃的并网光伏发电装机容量也均超过了1 万千瓦。详细数据见附表

3、附表4。

从分省份在建装机容量来看，截至2010 年6 月底，甘肃风电在建装机容量最大，为409.95 万千瓦，占全国风电在建装机容量的25.79%；河北、内蒙古、山东的风电在建装机容量分别达到了258.40万千瓦、227.10 万千瓦和119.47 万千瓦。甘肃光伏发电在建装机容量最大，为3.95 万千瓦；山东其次，为3.60 万千瓦；广东、海南、上海、青海、山西、福建、浙江的光伏发电在建装机容量均超过了1万千瓦。

（二）风电、光伏发电投资主体情况风电和光伏发电的投资主体情况有较大差别。风电的投资主体相对集中，主要是中央企业和部分风能资源丰富的地方国有发电投资企业。截至2010 年6 月底，全国并网风电装机容量超过50 万千瓦的发电集团共有10 个，并网装机容量共计1668.97 万千瓦，占全国并网风电装机容量的75.85%。其中，超过200 万千瓦的发电集团有3 个,分别为：中国国电集团公司、中国大唐集团公司和中国华能集团公司。截至2010 年6 月底，在建风电装机容量超过50 万千瓦的集团共有7 个。其中，中国国电集团公司、中国华能集团公司和中国大唐集团公司的在建装机容量均超过了150 万千瓦；中国神华集团公司、中国华电集团公司、中国广东核电集团有限公司、中国电力投资集团公司的在建装机容量在50 万千瓦至100 万千瓦之间。目前，我国光伏发电还处于试验、探索阶段，投资建设项目规模小，投资主体呈多元化发展态势。截至2010 年6 月底，中国节能环保集团公司和江苏中能硅业科技发展有限公司的已并网光伏发电装机容量均达到了2 万千瓦。已并网的光伏发电项目中，装机容量最大的是江苏中能硅业科技发展有限公司投资的徐州协鑫光伏发电有限公司2 万千瓦光伏发电项目。甘肃省电力投资集团公司、海南省发展控股有限公司的光伏发电在建容量均达到了2 万千瓦。在建项目中，规模较大的有海南临高2 万千瓦光伏并网发电示范工程和山东济宁1.8 万千瓦十里营光伏电站。

（三）风电、光伏发电上网电价及补贴情况由于定价机制、工程造价水平不同，全国范围内不同省份、同一省份不同项目之间风电、光伏发电上网电价存在一定的差异。2009 年8 月1 日之前核准的风电项目，既有采用特许权招标定价机制也有采用政府核定电价机制；2009 年8 月1 日以后核准的风电项目，在四类资源区新建的陆上项目统一执行所在风能资源区的风电标杆上网电价。目前，风电上网电价最高的项目是国电龙源电力集团股份有限公司地处浙江省的临海风力发电厂及苍南风力发电厂，均为1.4040 元/千瓦时。光伏发电由于国家尚未出台统一的电价政策，一般由地方政府根据项目情况确定。在已核准的光伏发电项目中，上网电价最高的是上海前卫村光伏电站，为6.4436 元/千瓦时；最低的是中国广东核电集团有限公司的甘肃省敦煌光伏发电项目，为1.0928 元/千瓦时。据本次调查显示，风电和光伏发电电价补贴政策执行情况基本良好，国家发改委和国家电监会联合公布的2009 年1-6 月及2009 年7-12 月可再生能源电价补贴名单中的风电及光伏发电项目基本上都获得了相应的电价补贴。

（四）风电、光伏发电接入系统建设情况由于国家出台了可再生能源发电接入系统建设补贴政策，提高了电力企业投资风电、光伏发电接入系统建设的积极性，风电和光伏发电接入系统投产规模快速增长。截至2010 年6 月底，本次调查涉及到的风电接入系统工程线路长度为10326 公里，变电容量为3898 万千伏安。分电压等级看，330 千伏、220 千伏、110 千伏、66 千伏及以下线路长度分别为666 公里、4202 公里、3733 公里、1725 公里，分别占风电接入系统工程总线路长度的6.45%、40.69%、36.15%、16.71%；变电容量分别为504 万千伏安、1765 万千伏安、1229 万千伏安、399万千伏安，分别占风电接入系统工程总变电容量的12.93%、45.29%、31.54%、10.24%。分区域看，华北区域以220 千伏及110 千伏电压等级为主，东北区域以220 千伏及66 千伏为主，西北区域以330 千伏及110 千伏为主；华东、华中、南方区域以110 千伏为主。分省份看，内蒙古的接入系统规模最大，以220 千伏电压等级为主，线路长度为2453 公里，变电容量为861 万千伏安。各区域、各省份风电接入系统工程分电压等级情况详见附表

5、附表6。从风电接入系统工程的投资主体来看，在本次调查涉及到的494个风电接入系统工程中，电网企业出资建设项目213 个，线路长度4444 公里，变电容量1914 万千伏安，占风电接入系统工程总项目数、线路长度、变电容量的比例分别为43.12%、43.04%、49.10%；发电企业出资建设项目278 个、线路长度5698 公里、变电容量1961 万千伏安，占风电接入系统工程总项目数、线路长度、变电容量的比例分别为56.28%、55.18%、50.31%；电网企业和发电企业共同出资建设项目3 个、线路长度184 公里、变电容量23 万千伏安，占风电接入系统工程总项目数、线路长度、变电容量的比例分别为0.61%、1.78%、0.59%。详细情况见附表7。分区域看，华中、华东区域电网企业出资建设项目比例较高，均超过了70%；华北、东北区域比例较低，均在30%左右。分省份看，北京、天津、山西、上海、江苏、安徽、江西、湖北、广西、海南、重庆、贵州等省份的接入系统工程全部由电网企业出资建设，黑龙江、山东、浙江、内蒙古、辽宁、新疆电网区域的接入系统工程全部或大部分由发电企业出资建设。各区域、各省份风电项目接入系统工程投资主体情况见附表

8、附表9。光伏发电项目接入系统工程规模相对较小，共计线路长度134 公里，变电容量22 万千伏安，主要电压等级为35 千伏。其中，发电企业投资建设的线路长度为109 公里，占81.34%；变电容量为19 万千伏安，占86.36%。分省份看，宁夏、甘肃、山东的规模较大，线路长度均超过了29 公里，变电容量均超过了3.7 万千伏安。

（五）风电、光伏发电上网电量收购情况2009 年，风电及光伏发电上网电量为256.15 亿千瓦时，占全国全口径发电量的0.70%，其中，风电256.10 亿千瓦时，光伏发电0.0560千瓦时。2010 年1 至6 月份，风电及光伏发电总上网电量为223.05亿千瓦时，其中，风电222.54 亿千瓦时，光伏发电0.5176 亿千瓦时。分区域看，2010 年1 至6 月，华北区域风电上网电量最多，为94.72 亿千瓦时，占全国风电总上网电量的42.56%；东北区域风电上网电量70.48 亿千瓦时，占31.67%；华中区域上网电量2.10 亿千瓦时，比重最少，仅占0.95%。西北区域光伏发电上网电量最多，为0.3064 亿千瓦时，占全国光伏发电总上网电量的59.20%；华东区域上网电量为0.1679 亿千瓦时，占32.44%；东北、华中没有光伏发电上网电量。具体情况见图

3、图4 所示。分省份看，2010 年1 至6 月，内蒙古风电上网电量最多，为71.83亿千瓦时，占全国风电上网电量的32.28%；河北、辽宁的风电上网电量均超过了22 亿千瓦时，占全国风电上网电量比例均超过了10%。宁夏光伏发电上网电量最多，为0.2768 亿千瓦时，占全国光伏发电总上网电量的53.49%；江苏光伏发电上网电量占全国的比例也较高，达24.67%。已并网的风电和光伏发电设备受电网安全等因素影响而可能存在未能上网的电量，本次调查对这部分电网未收购电量进行了统计。2010 年1 至6 月，风电未收购电量为27.76 亿千瓦时，光伏发电没有未收购电量。分区域看，华北、东北未收购风电电量较多，华北区域未收购风电电量为15.88 亿千瓦时，占全国总未收购电量的57.20%，高于其上网电量全国占比14.64 个百分点；东北区域未收购风电电量为10.64 亿千瓦时，占全国总未收购电量的38.33%，高于其上网电量全国占比6.66 个百分点。分省份看，内蒙古未收购风电电量最多，为21.01 亿千瓦时,占全国总未收购电量的75.68%，高于其上网电量全国占比43.40 个百分点；吉林未收购风电电量为2.60亿千瓦时；河北、甘肃、黑龙江在2009 年1 月到2010 年6 月期间未收购风电电量均在3 亿千瓦时左右。

二、监管评价

（一）近年来风电、光伏发电总体呈较快发展态势在国际能源和环境约束的大背景下，各方对风电、光伏发电发展的认识水平不断提高，重视程度日益加强。国家从战略层面上确定了风电等可再生能源发展方向，并制定了可再生能源产业发展规划和相应的政策措施；各地方政府切实按照国家可再生能源发展战略，制订本省份的风电、光伏发电发展规划和实施方案；发电企业投资风电、光伏发电的积极性不断提高，风电和光伏发电的比例不断上升；电网企业在电网规划、并网接入和电量收购等方面积极为风电、光伏发电的发展创造良好条件，促进了风电和光伏发电的健康发展。与此同时，鼓励可再生能源发展的政策措施不断完善，为风电、光伏发电的发展创造了良好环境。《可再生能源法》的出台为风电、光伏发电的发展奠定了法律基础；可再生能源价格全国分摊政策、可再生能源增值税减半征收政策切实提高了风电、光伏发电企业的经营效益；可再生能源接入系统建设及补偿政策、上网电量全额收购政策为风电、光伏发电发展提供了支持和保障；可再生能源特许权招标制度、金太阳示范工程等措施为风电、光伏发电发展注入了强大动力。在一系列政策措施的推动和激励下，各方投资风电、光伏发电的积极性大大增加，风电、光伏发电呈现快速增长的态势。预计2010年底全国风电总并网装机容量将达到3000 万千瓦左右，全国光伏发电总并网装机容量将达到25 万千瓦左右。

（二）风电、光伏发电仍有发展空间虽然风电、光伏发电装机容量连续快速增加，但目前尚处在起步阶段，在电源结构中所占的比例还很低。截至2010 年6 月底，全国已并网的风电和光伏发电装机容量仅占全国装机容量的2.46%；2010年1 至6 月风电和光伏发电上网电量仅占全国发电量的0.7%左右。根据我国2007 年制定的《可再生能源中长期发展规划》，全国陆地和近海的可利用风电资源共计约10 亿千瓦，三分之二的国土面积年日照小时数在2200 小时以上，年太阳辐射总量大于每平方米5000 兆焦。因此，风电、光伏发电仍有很大的发展潜力。

（三）风电、光伏发电并网接入和电量收购相关服务水平不断提高电网企业深入研究风电和光伏发电的技术特点，分析发电接入对电网运行的影响，并在此基础上研究制订相应的技术规定和服务管理流程，不断规范和提高风电、光伏发电并网发电的服务水平。例如，南方电网公司制定了《南方电网公司支持新能源发展若干意见》，内蒙古电力公司编制了《办理风电业务工作流程指南》，安徽省电力公司制订了《安徽省电力公司可再生能源发电全额上网管理办法（试行）》等。电网企业总体上能够在确保电网安全稳定运行的前提下，优先调度风电、光伏等可再生能源发电，全额收购风电、光伏发电上网电量，并认真贯彻执行上网电价政策及电价附加调配政策，与风电、光伏发电企业及时足额结算电费，确保了发电企业的利益和资源的充分利用。风电、光伏发电的购售电合同和并网调度协议签订情况总体良好，基本上做到了并网有协议，交易有合同，有效地保障了发电企业的合法权益。

三、存在问题

（一）风电发展规划和投资立项的统筹性有待进一步加强一是部分地区存在大规模风电难以消纳的问题。在部分风电资源比较丰富的地区，风电发展规划侧重于资源规划，缺乏具体的风电送出和风电消纳方案，大规模风电送出消纳的矛盾日益突出。蒙西电网的风电资源丰富，2010 年6 月底，已并网和在建风电装机已分别达到489 万千瓦和85 万千瓦，上网电量除部分由本地消纳外，其余电量需要外送华北电网。但是，随着河北张家口、承德地区大规模风电装机的陆续投产，华北电网也面临着本地风电消纳问题，从而使蒙西的风电消纳问题更加突出。2010 年6 月底，甘肃酒泉规划建设的1000万千瓦级风电基地已并网近100 万千瓦，在酒泉及河西地区已经无法完全消纳，大部分需要送到兰州负荷中心消纳。预计2010 年甘肃全省统调范围内最大负荷1000 万千瓦左右，而2010 年底酒泉风电基地建成装机容量将达到500 万千瓦左右，远远超过了酒泉及河西地区的用电需求；2015 年酒泉风电基地发电量预计将达到250 亿千瓦时左右，在甘肃乃至西北电网都难以消纳，但是向网外输送的消纳市场及其配套电网建设目前均未明确。吉林白城地区电网网架较薄弱，外送能力有限，由于地区负荷较低，风电无法完全就地消纳，风电企业发电经常受到限制，如，大唐吉林大通风电场2009 年未能上网电量1488万千瓦时，占全年上网电量的14.7%，影响利用小时300 小时。二是部分项目电源建设和电网建设的协调有待加强。由于风电项目前期工作流程相对简单，核准进度快，建设周期相对较短，而电网接入系统在项目审查、方案确定及工程建设方面相对复杂，致使接入系统工程与风电场建设难以同步完成。例如，内蒙古蒙电华能热电公司乌力吉木仁风场一期、额尔格图风场一期、白云风场一期预计2010年底投产，但是由于其接入系统至今未取得审查意见，风电无法按时送出。内蒙古地区风电资源需通过西电东送通道送往京津唐地区，但现有两条通道容量有限，只能解决少量风电的送出，内蒙古送出第三条通道2006 年就已经开始规划，但至今仍未开工。三是个别地区风电与其它电源发展不配套。东北区域火电机组中的供热机组比例较高（如吉林省为72%），其在冬季供暖期基本不具备调峰能力，而可以启停调峰的中小型火电机组已逐步关停，抽水蓄能电站、燃气机组建设相对迟缓，在电网调峰能力严重不足的情况下，为保障电网安全和居民采暖，电力调度机构不得已在低谷时段采取限制风电出力的措施。蒙西电网风电装机容量已达到全网最高负荷的24.51%，在冬季供热期间和用电低谷时段，为确保电力系统安全运行，也不得不限制风电场的出力。

（二）风电、光伏发电的相关政策和激励机制有待进一步完善目前，我国已制定了一系列政策法规和激励机制鼓励风电和光伏发电的发展，但政策体系的完整性及相关政策之间的协调性还有待加强。一是光伏发电产业扶持政策尚需完善。国家层面上至今未出台光伏发电上网电价和项目建设的相关实施细则，制约了光伏发电产业的规模化发展。特别是对于作为未来光伏发电主要形式之一的接入配电网（用户侧）分布式光伏发电项目，目前还缺乏上网售电的政策支持，严重制约了小型光伏发电的投资积极性。二是国家对风电等可再生能源发电接入系统工程投资、运行维护等方面的相关规定尚未完善，部分接入系统工程补贴不足影响了电网企业投资建设的积极性。风电项目一般远离负荷中心，其配套接入系统建设工程量大、投资高、线路利用率低，接入系统工程补贴政策的标准难以满足部分项目电网投资和运行维护的需要，影响了电力企业建设的积极性。例如，上海市电力公司出资6528 万元建设的东海大桥海上风电项目接入系统工程，按目前电价补贴政策，需要32 年以上才能收回静态投资。调查显示，黑龙江、山东、浙江、内蒙古、辽宁、新疆的全部或大部分风电场接入系统工程由发电企业出资建设，部分风电企业还负责接入系统工程的运行维护，不利于系统的安全管理。三是风电、光伏发电电费补贴不及时。风电、光伏发电电费补贴往往大大滞后于电量上网时间，导致发电企业不能及时获得相应的电价补贴，影响企业的经营效益，部分规模较小的发电企业甚至出现流动资金周转困难的现象。四是个别历史遗留问题仍待解决。2006 年以前批准建设的风电等可再生能源发电项目不享受《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》中规定的电价补贴，增加了企业的经营负担。如上海崇明、南汇、奉贤海湾风电场及浙江临海、苍南风电场，这些项目都是2006 年以前投产的，上网电价较高且不享受可再生能源附加资金补偿，增加了电网企业的购电成本。

（三）风电、光伏发电并网接入和运行管理有待进一步规范和完善调查发现，目前风电、光伏发电并网接入系统存在以下两个方面的问题：一是风电接入系统缺乏明确的定义导致各方有不同的理解。有的认为是风电场升压变电站以及从升压变电站至电网侧进线第一基塔之间的线路；有的认为是风电场出线第一基塔至电网侧进线第一基塔之间的线路；有的认为是风电场出线第一基塔至电网侧进线第一基塔之间的线路以及电网侧进线间隔。由于理解上的不同容易导致接入系统建设过程中的分歧以及统计口径的不一致。二是风电、光伏发电并网接入和调度管理的有关标准和规定需要根据风电、光伏发电的特点进一步规范和完善。目前风电场并网方面没有国家级标准，为解决风电机组低电压穿越、吸收无功以及安全稳定等突出问题，国家电网公司出台了《国家电网公司风电场接入电网技术规定》，要求风电场满足相关技术标准并进行技术改造后才能入网，此规定在一定程度上规范了风电接入工作，但该标准是企业标准，不是国家标准，容易引发网厂矛盾。

（四）风电、光伏发电的规模发展对电网安全稳定运行的影响不断加大风电、光伏发电具有间歇性、随机性的特点，风电还有反调峰特点，对系统潮流控制、辅助服务调用、短路电流控制、电能质量保证等都提出了新的挑战。目前，由于风功率预测系统不完善，基础数据缺乏，准确度不高，电网企业无法根据预测的风力功率制定日前计划，运行方式的安排上存在着很大的不确定性。甘肃西北部的酒泉地区处于甘肃电网的末端，并入大量风电后，实际运行中面临着暂态稳定等各类稳定问题和调峰困难；2009 年福建电网最大峰谷差已达到636万千瓦，部分大型火电机组在实际运行中的调峰深度已达到60%左右，处于深度调峰状态，接近或达到机组调峰能力技术极限，随着“十二五”期间风电等继续大规模投运，对系统调峰要求更加苛刻，将进一步加大电网调峰的压力。

四、整改要求

（一）风电、光伏发电企业与电网企业应加强并网消纳的衔接工作风电、光伏发电企业应高度重视发电并网消纳工作，在开展发电项目前期工作阶段，要主动与电网企业进行衔接，研究提出切实可行的发电项目送出和消纳方案，并报请政府主管部门确认。电网企业在具体受理风电、光伏发电项目接入系统并网申请时，要按照电网发展规划和风电、光伏发电发展规划的要求，认真做好发电项目输送线路、网架结构和落点等方面的相关准备工作，加大电网改造力度，完善网架结构，做好接入系统工程的可行性研究，择优制订接入系统方案，积极为风电、光伏发电企业提供并网服务工作，确保发电项目及时并网运行。发电企业和电网企业要加强沟通和协调，共同推动风电、光伏发电建设的协调发展。

（二）电力企业要切实做好风电、光伏发电并网运行相关工作，确保系统安全稳定运行电网企业要进一步加强风电、光伏发电并网对电网安全稳定运行影响的研究，在接入系统的审查、接入电网有关电气设备的试验和验收等方面严格执行相关技术标准和规范，与获得核准、满足相关技术管理规定、符合并网接入条件的发电企业及时协商签订并网调度协议和购售电合同。认真做好风电、光伏发电并网后的负荷预测和电力系统稳定分析工作，合理安排运行方式，提高调度管理水平，保障电力系统安全稳定运行。风电企业应加强机组的管理工作。做好风电功率预测，完善自动化和通信系统，做好机组的日常维护工作，为机组的稳发满发提供保障。

（三）电网企业要严格执行可再生能源收购有关规定电网企业要严格按照《可再生能源法》等法律法规的要求，在确保电网安全稳定运行的条件下，根据国家价格主管部门批复上网电价及相关规定收购上网电量,严格执行风电、光伏发电上网电价政策，做好电价附加调配工作，及时足额结算电费。

五、监管建议

（一）进一步加强科学规划，促进风电、光伏发电协调、有序发展根据国家可再生能源发展战略和《可再生能源中长期发展规划》，进一步完善各地区风电、光伏发展规划，针对风电和光伏发电的特点，统筹考虑能源资源、电源结构、受电市场、输电廊道、电网建设、电网运行等因素，因地制宜发展风电等可再生能源发电，做到电源与资源、电源与电网、电源与电源、电源与用户之间的和谐发展。在风能和太阳能资源条件较好的地区建设大规模发电基地，应充分考虑电网的网架结构和消纳能力，认真做好风电、光伏发电规划和电网规划的衔接工作，促进风电、光伏发电建设与电网建设协调发展，维护电力系统安全稳定运行。对于靠近负荷中心周围的资源，应遵循因地制宜、实事求是的原则，从有利于节能减排、有利于增强电力供应能力的角度出发，发展分布式电源，就近接入配网。同时要进一步理顺中央与地方风电项目核准管理体制，使风电开发利用规范化、布局合理化，避免随意无序开发。

（二）进一步完善价格财税政策，健全风电、光伏发电激励机制由于风电、光伏发电的各项技术仍是发展中的技术，建设成本较高，其在市场中的经济竞争力较弱，需要继续加大政策扶持力度，促进风电、光伏发电的持续健康发展。一是要研究通过征收能源税或碳税的方式，建立稳定持续的支持风电、光伏发电发展的补贴资金来源；二是加强支持风电、光伏发电发展的财税政策研究，使风电、光伏发电发展与促进地方经济发展紧密结合，形成促进区域经济发展的优势产业；三是进一步完善电价补偿机制，提高风电、光伏发电电价补贴的时效性，科学制定风电、光伏发电接入系统工程造价的补偿标准；四是进一步完善光伏发电电价政策，出台科学合理的光伏发电上网电价政策；五是高度重视并大力鼓励商业模式创新，支持企业面向市场，创新商业模式。

光伏运营情况报告 篇2

1 半导体照明及太阳能光伏技术背景及市场发展

1.1 半导体照明

基于LED技术的半导体照明, 具有高效、节能、环保、长寿命、易维护等显著特点, 是近年来全球最具发展前景的高技术领域之一。半导体照明 (LED) 在同样亮度下耗电量仅为普通白炽灯的1/10, 使用寿命在5万小时至10万小时之间, 且本身不含汞、铅等有害物质, 无红外和紫外污染, 是节能环保绿色光源, 其技术革新正改变百年传统照明历史。

为了抢占全球半导体照明产业的制高点, 美国、日本、欧盟、韩国等纷纷推出半导体照明计划, 以加大研究开发力度。美国能源部从2000年起投资5亿美元实施“国家半导体照明计划”, 设立了12个由美国国家重点实验室参与的半导体照明国家研究项目, 欧盟则于2007年启动了“彩虹计划”, 日本、韩国也纷纷启动了“21世纪光计划”, “Ga半导体发光计划”。我国科技部在“863”计划中也明确提出发展半导体照明计划。我国台湾是世界上LED生产的最重要基地, 其产量超过美国, 占全球LED产量的1/3。

半导体照明产业链可分为衬底材料-外延片生长-芯片制造-器件封装-应用产品及系统集成等环节。我国LED产业起步于20世纪70年代。至2008年底, 我国共有LED企业3000余家。其中, 上中游的外延及芯片生产商有25家左右, 中游封装企业约有1000家, 下游应用产品生产企业2000家, 涉及指示、信号与显示, 背光, 照明三大类数百种照明产品。2008年国内行业总产值近700亿元, 其中芯片产值19亿元, 芯片国产化率达到49%, 已成为全球第三大GaN (氮化镓) 芯片生产基地;封装产值185亿元, 成为全球重要的封装生产基地;应用产品产值450亿元, 年增长率接近50%。目前我国已成为全球LED全彩显示屏、太阳能LED、景观照明等应用产品最大生产和出口国。以北京奥运会示范工程为代表的规模化系统集成技术的实施, 促进了半导体照明产品集成创新与示范应用, 显示了节能、环保的效果, 提高了国际社会的认知度。

随着国内半导体照明技术日渐成熟和产业规模迅速扩大, 我国台湾地区及国外企业开始大量向我国大陆转移, 我国大陆地区已经成为半导体产业发展最快、潜力最大的地区。目前初步形成了珠三角、长三角、北方地区、江西及福建地区四大半导体照明产业聚集区, 每一区域都初步形成了比较完整的产业链。

1.2 太阳能光伏

太阳能光伏发电, 就是利用太阳能电池半导体材料的光伏效应, 将太阳光辐射能直接转换为电能。光伏发电系统主要由太阳电池板 (组件) 、控制器和逆变器三大部分组成。太阳能光伏发电的最基本元件是太阳能电池 (片) 。太阳能电池目前主要有晶体硅电池 (分为单晶硅电池和多晶硅电池) 和薄膜电池两种, 而晶体硅太阳电池占国际市场的90%以上。最新实验数据显示, 多晶硅太阳电池最高效率可达20.3%, 单晶硅太阳电池最高效率可达24.7%。薄膜太阳电池是在廉价的玻璃、不锈钢或塑料衬底上敷上厚度只有几微米的感光材料制成, 成本较低, 商业化产品的转换效率已达到11%, 实验室的最高效率可达19.9%。薄膜太阳电池已成为国际光伏市场发展的新趋势和新热点, 目前已经能进行产业化大规模生产的薄膜电池主要有3种:硅基薄膜太阳能电池、铜铟镓硒薄膜太阳能电池 (CIGS) 、碲化镉薄膜太阳能电池 (CdTe) 。

近年来, 美、日等发达国家立于能源未来发展的战略高度, 积极推动太阳能光伏产业的发展, 出台支持政策, 提前大幅度投入, 抢占技术前沿, 使光伏产业成为当今发展最快的新兴产业之一。其用途也迅速扩展, 从解决边远地区的用电和特殊用电逐步转向并网发电、与建筑结合供电的方向发展。2008年世界光伏电池产量从2002年的561MW猛增到7241MW, 以年均约40%的速度增长, 2008年全球累计产量和安装量都达到了19.5GW。金融危机发生后, 这些国家又纷纷将其作为抵御危机、振兴经济的重要拉动点, 加大投资力度, 调整市场预期。国际光伏机构预测, 受金融危机的影响, 2009年光伏电池组件的产量可能会负增长, 但很快会恢复快速增长, 2030年全球太阳能光伏安装量有望达到1864GW, 年发电量达到2646Twh.

以晶体硅太阳电池为中心产品的光伏产业链主要包括晶体硅-硅片-太阳能电池-电池组件-应用系统等五个环节。我国光伏产业早期发展的突出特征是“两头在外”:关键材料多晶硅来自国外、产品销往国外。发展模式是先从封装组件等技术含量较低的产业低端做起, 然后快速向产业高端环节升级。目前, 中国已是全球最大的光伏电池生产国, 光伏电池产量占全球总产量的三分之一, 涌现出无锡尚德、保定天威英利、洛阳中硅、江苏中能等知名企业, 在全球排名前30位的光伏电池生产企业中, 中国已占了10家。2008年中国光伏电池产能达3GW, 产量达2.3GW, 封装能力达5GW, 光伏组件产量达3GW。自2006年以来, 国内已有近50家企业投资多晶硅生产, 2008年我国多晶硅产量达到4500吨, 产能达到2万吨, 在建产能估计已超过4万吨。

在技术进步、应用规模扩大和原材料价格下降等多重因素作用下, 光伏发电的成本呈逐年快速下降趋势。目前占光伏组件总成本近40%的多晶硅价格, 已由2006年的250美元/kg下降到2008年初的140美元/kg, 09年价格进一步回落。

半导体照明和太阳能光伏同为直流电、电压低且能互相匹配, 也不需要使用镇流器, 大大提高了整个照明系统的效率。同时, 借助于并网技术或利用蓄电池充放能量, 使其优势更加明显。因此, 二者的技术特点决定了可实现完美结合, 形成节能、环保、全绿色照明产业链。目前, 我国已有许多城市实施了半导体照明应用与路灯改造实验工程, 建设了示范道路。

2 山东省半导体照明及太阳能光伏绿色照明产业链已形成了良好产业基础

2.1 产业发展快速, 产业链条日趋完善

山东省半导体照明产业起步较早, 规模以上企业30余家, 在高亮度LED (发光二极管) 、LD (激光二极管) 外延片及芯片制造、大功率器件封装和LED显示屏、路灯、景观照明等已形成一定的产业优势和较强的自主研发能力, SiC (碳化硅) 衬底材料、高亮度红/蓝光外延片及芯片等也居全国前列, 涌现出山东浪潮瑞森华光光电子、山东华光光电子、中微光电子 (潍坊) 有限公司等半导体照明龙头企业。山东省光伏产业起步较晚, 但发展较快, 规模以上企业40余家, 拥有单晶、多晶和薄膜全部三大类光伏电池生产模式, 山东孚日光伏、济南力诺集团、威海中珀光电、东营光伏太阳能公司等成为光伏产业的重要力量。2008年, LED外延片产量18万片, 管芯36亿粒, 光伏电池片 (组件) 130MW。

在半导体照明及光伏电池整个大的绿色产业链中, 山东省企业已基本遍布半导体照明和光伏产业链条的各个环节。山东省镓资源较为丰富, 可为半导体照明及光伏电池提供很好的上游材料供应。半导体照明产业以山大晶体所、山东浪潮瑞森华光光电子、山东华光光电子、中微光电子 (潍坊) 有限公司、济南晶恒山田有限公司、济南宝世达光讯有限公司等企业为代表, 形成了衬底材料-芯片-封装-应用产品的产业链条。在晶体硅太阳能电池产业链的上游, 济宁的硅材料、硅片等形成了一定的产业聚集, 拥有济宁佳华电子有限公司、济宁港湾电子有限公司、嘉祥正大电子有限公司等企业, 2008年单晶硅产量500吨、单晶硅片4200万片。在中下游电池片、电池组件及应用系统领域, 有济南力诺集团、威海中珀光电、东营光伏太阳能有限公司、山东科明太阳能光伏有限公司、德州旭光太阳能有限公司等企业, 形成了从研发到刨磨装、电池片及电池组件生产、逆变系统、助力系统, 直至终端应用完整的产业链。在薄膜太阳能电池领域, 孚日光伏240MW CIGSSe (铜铟镓硫硒化合物) 薄膜太阳电池项目正在建设中, 威海中玻光电有限公司已具备一定产业规模, 在薄膜电池的上游导电膜玻璃领域, 山东金晶科技有限有限公司和山东鼎新电子玻璃集团已开工建设。随着威海璨圆光电、日照苏米特LED等项目的开工建设, 山东省半导体照明及光伏产业链条将更为完善。

2.2 产业聚集度显著提高

济南、潍坊、济宁、威海等市半导体照明和光伏产业的产业聚集优势明显, 一批技术水平高、市场发展好的企业优势互补、协作配套、共同发展, 东营、德州、滨州、日照、淄博等市也把半导体照明和光伏产业作为了本市的发展重点。济南市半导体照明及光伏电池相关企业30余家, 其中规模以上17家, 重点企业有山东浪潮瑞森华光、山东华光光电子、济南晶恒山田、济南宇科同茂、济南宝世达光讯、济南天一光电、济南力诺集团、山东华艺等, 形成了一定产业集群。济宁市规模以上企业28家, 以济宁英克莱光电、济宁高科、嘉视东洋碳素、济宁港湾电子、济宁佳华电子、曲阜圣阳电源等企业为代表, 产品涉及LED芯片制造、LED器件封装、LED应用产品和配套、碳素、石墨、石英坩埚、硅材料生产及加工、太阳能电池组件及应用等领域。潍坊市拥有山东 (潍坊) 光电子产业园和山东 (高密) 太阳能光伏产业园两个省级产业园区, 中微光电子、埃孚光伏等发展形势良好, 孚日光伏、宇骏 (潍坊) 新能源等一批重大项目正在建设中。威海乳山被设立为全省第一家光电产业基地, 先后引进了璨圆光电、蓝红光电、联相光电、威刚科技等一批LED节能电子产品、内存模块及快闪记忆体、太阳能光伏电池等高科技项目, 发展后劲十足。

2.3 技术创新能力进一步增强

山东大学设有晶体材料国家重点实验室, 拥有蒋民华院士率领的由一批长江学者、泰山学者和高层次专业技术人才组成的国内一流研发队伍, 在晶体材料、半导体发光器件、固体激光器等领域拥有一大批科研成果。济南高新区依托山东华光光电子在外延片及管芯制造, 青岛在GaN (氮化镓) -MOCVD (有机金属化学气相沉积设备, 又称外延炉) 高端专用设备、GaN (氮化镓) -深紫外延材料生长、大功率LED系列产品等方面, 潍坊、济宁在大功率发光器件芯片及封装、路灯、景观照明和普通照明等应用产品方面技术优势明显。光伏方面拥有山东大学、山东省科学院和山东中德太阳能研究院等多个太阳能光伏研发机构, 山东力诺太阳能电力工程有限公司、埃孚光伏制造有限公司、东营光伏太阳能有限公司被认定为省级太阳能光伏工程技术中心。

2.4 在建在谈大项目进展顺利

为抢占产业发展制高点, 近年来, 围绕半导体照明和光伏电池产业链, 一批技术水平高、投资大、对产业带动性强的大项目纷纷开工建设, 如山东浪潮瑞森华光光电子半导体照明用外延片、管芯、器件及应用产品项目、威海璨圆光电项目、日照苏米特LED绿色照明项目、潍坊高密孚日光伏240MW CIGSSe (铜铟镓硫硒化合物) 薄膜太阳电池项目、力诺集团300MW太阳能电池项目等, 成为做大做强山东省半导体照明和光伏电池产业的强大引擎和支撑力量。以上5个项目总投资97.6亿元人民币, 目前投资超过13亿元, 到2011年, 将达到LED、LD外延片70万片、管芯210亿粒, LED照明灯具80万盏, 薄膜电池60MW、晶体硅电池片 (组件) 300MW的生产能力。另外, 总投资5亿美元的富士康LED照明、封装及电子屏生产项目已签约落户于济南, 总投资10亿美元的山东蓝红光电项目已在威海乳山签约。在建在谈项目的顺利实施, 将进一步完善山东省半导体照明和光伏电池绿色产业链条, 并向产业高端进一步延伸, 带动整个产业做大做强。

3 机遇与挑战同在, 全省半导体照明和光伏产业布局一盘棋, 实现健康、科学、有序发展

在资源日趋紧张、环境压力加大的国际大背景下, 建设资源节约型和环境友好型社会, 实现经济社会可持续发展, 已成为世界各国共同追求的目标。当前, 山东省正处在工业化和城镇化加快发展的阶段, 资源消耗强度将进一步增大, 环境压力也进一步加大, 建设低投入、高产出、低消耗、少排放、可持续的国民经济体系和资源节约型、环境友好型社会, 是山东省实现富民省强新跨越、建设经济文化强省的主要目标之一。山东省是工业大省、经济大省和人口大省, 对电力等资源需求量大。平均日照时间超过2000小时/年, 太阳能资源丰富, 发展太阳能光伏发电得天独厚。大力发展半导体照明、太阳能光伏绿色照明产业链, 能够大大促进山东省资源节约型、环境友好型社会的构建。

《国家中长期科学和技术发展规划纲要》明确将半导体照明产品列为“重点领域及优先主题”, 提出“重点研究高效节能、长寿命的半导体照明产品”。国家“十一五”规划开展十大节能工程, 把推广高效节电绿色照明系统作为一项重要内容, 对半导体照明产业给予重点支持。《可再生能源法》、《关于加快推进太阳能光电建筑应用的实施意见》、《太阳能光电建筑应用财政补助资金管理暂行办法》的出台实施, 以及“十城万盏”半导体照明应用工程、“金太阳”光伏发电示范工程的启动推广, 使半导体照明和光伏产业市场发展前景更为广阔, 国内市场潜力巨大。2008奥运场馆及开幕式、十一全运场馆内大量LED产品、光伏发电产品的成功应用, 也为加快半导体照明及光伏发电的普及推广提供了良好的示范效应。

国家《电子信息产业调整和振兴规划》以及省政府出台的《山东省电子信息产业调整振兴规划》都把半导体照明、光伏电池产业等作为重点发展的新兴产业;《山东省电子信息产业调整振兴规划》把光电子、半导体照明及光伏电池产业链专项作为全省电子信息产业调整振兴的十大专项之一;省政府办公印发了《山东省关于促进半导体照明产业加快发展的指导意见》;省委、省政府提出要打造山东半岛蓝色经济区和建设胶东半岛高端产业聚集区。以上规划意见及战略部署, 都为作为新兴高技术产业的半导体照明及光伏产业提供了良好的发展环境。

但是, 山东省半导体照明和光伏产业的技术水平及工艺水平相对不高, 与欧洲、日本等企业差距较大, 生产成本偏高, 影响了行业规模的扩大和利润的提升。同时, 国内市场规模较小, 对国外市场的依赖过大, 使半导体照明和光伏产业抵御市场风险能力降低。

国际金融危机以来, 国外光伏市场的寒冬骤至, 多数企业亏损、停产, 代价惨重。在光伏产业链上游的多晶硅领域, 受曾经的暴利诱惑, 国内已有四川、河南、江苏等20多个省50多家公司正在建设、扩建和筹建多晶硅生产线, 总建设规模逾17万吨, 若产能全部实现, 相当于全球多晶硅年需求量的两倍以上, 并且多晶硅市价已回落到低谷, 多晶硅的市场风险显现。8月26日的国务院常务会议, 研究部署抑制部分行业产能过剩和重复建设, 多晶硅位列其中。目前, 山东省部分市地或企业正在筹建或建设多晶硅项目, 应该对市场这种变化准确把握, 结合市场变化与企业实际, 进一步调整产品布局。

总之, 半导体照明和光伏产业机遇与挑战同在, 需要我们紧紧把握国际技术发展趋势, 准确判断市场走向, 有取有舍, 有保有压, 全省半导体照明和光伏产业布局一盘棋, 实现健康、科学、有序地发展, 在做大做强半导体照明和光伏产业的基础上, 带动全省信息产业乃至整个工业经济平稳较快发展。

4 进一步促进半导体照明、太阳能光伏产业科学、健康、快速发展的措施和建议

4.1 强化政府推动, 优化产业发展环境, 积极开展节能产品惠民工程

国际实践证明, 半导体照明和光伏产业快速发展离不开政府强有力的政策推动。要进一步加强调查研究, 把握国际产业发展趋势, 扎实落实《山东省半导体照明发展规划》, 尽快编制全省光伏产业发展规划, 引导半导体照明和光伏产业合理布局、科学健康发展。加大半导体照明及光伏产品普及推广力度, 以国家开展“十城万盏”、“金太阳”工程和“节能产品惠民工程”为契机, 建设半导体照明和光伏电池示范应用工程, 利用成功示范工程加快产品普及推广, 以用兴业, 并加大有关政策的宣传推广力度, 积极协助企业争取国家相关支持与资金补贴。政府招标向半导体照明和光伏产品倾斜, 园林、景观等公共照明逐渐向以太阳能光伏电池供电的LED灯具过渡, 扩大省内市场。对于符合国家产业政策和山东省产业发展规划的重大新上项目, 要集合政府相关部门有效资源给予重点支持与倾斜。积极落实相关政策法规, 加快产业发展步伐。

4.2 加大资金投入, 建立多元化投融资体系

加大政府引导资金投入, 设立专项资金, 支持半导体照明和光伏产业发展。逐步建立起政府相关部门各有侧重、分工协作的联合推动机制。鼓励半导体照明和光伏发电企业加大自主创新资金投入, 引导和支持企业加大对战略性关键技术和重大装备的研究开发投入, 鼓励金融资本、民间资本进入半导体照明和光伏产业, 努力吸引海外创业投资。

4.3 积极推进对产业带动性强的重大项目建设

集合政府合力, 积极推进山东浪潮瑞森华光光电子半导体照明用外延片、芯片、器件及应用产品项目、威海璨圆光电项目、日照苏米特LED绿色照明项目、潍坊高密240MW CIGSSe (铜铟钾硫硒化合物) 薄膜太阳电池项目、力诺集团300MW太阳能电池项目等重点项目进展, 使其能够迅速形成产业规模, 带动全省半导体照明和光伏产业快速科学健康发展。并以此为基础, 积极创造半导体照明和光伏产业良好发展环境, 进一步完善产业链条, 不断向产业高端延伸, 不断提高产业核心竞争能力, 做大做强山东省半导体照明和光伏产业。

4.4 加快人才引进培养与自主创新

以全球金融危机、国外就业形势严峻为契机, 大力实施“引智工程”, 重点引进半导体照明和光伏产业高端技术人才和懂技术、市场、管理的复合型人才。鼓励企业与国内外知名院校合作, 建立技术研发中心, 尽快建成企业核心技术团队。以引进国外大项目、国际合资合作为契机, 走引进消化吸收再创新的自主创新路子, 建立公共技术服务平台, 在重点关键领域实行技术攻关, 力争突破一批关键技术, 形成具有我国自主知识产权和国际先进水平的半导体照明技术和太阳能光伏技术, 提高半导体照明和光伏产业核心竞争能力。

4.5 建立产业联盟, 推动企业间的技术与市场合作

推动成立半导体照明和太阳能光伏产业“官产学研资介” (即政府、企业、院所、公共平台、投资机构和科技中介) 的产业合作联盟。使各方面要素得以高效方便地流通融合, 调动联盟各方面力量共同参与, 加快科研成果向产品的转化。加强产学研联合, 建立企业技术中心, 提高产业创新能力。充分利用省内外高校和科研院所的技术人才优势, 积极吸引省外、国外大企业、高等院校和科研机构在山东省半导体照明、光伏电池企业设立实验室、研究机构和技术转化基地, 推动产学研结合, 提高研发能力。

4.6 建设特色省级基地园区, 促进产业集聚发展

依托现有济南、潍坊、济宁、威海等市半导体照明和光伏产业优势, 打造半导体照明和光伏发电特色产业, 建设特色省级产业园, 形成新的产业增长空间。做好产业规划, 引导产业合理布局科学发展。以园区为平台进行招商引资, 积极引进科技含量高、产业带动性强、市场前景好的大项目, 拉长产业链条, 增强产业聚集度, 使相关特色园区真正成为在全国有一定影响的半导体照明和光伏产业园区, 并起到良好的辐射带动作用。鼓励有关企业把握技术和市场趋势, 找准市场切入点, 加大科研开发力度, 大力促进上游材料、新型蓄电池、逆变器、控制器等产业发展。

4.7 支持企业做好专利申请和标准化工作

小额贷款有限公司运营情况报告 篇3

市金融办：

市ⅩⅩ小额贷款公司自ⅩⅩ年8月份开业以来在省金融办及省小贷协会的关心和支持下，围绕既定的目标，振奋精神，抢抓机遇，加快发展，ⅩⅩ年上半年经济效益继续保持着良好的态势，各项工作取得了较好的业绩。具体经营情况介绍如下：

一、基本情况

市ⅩⅩ小额贷款有限公司于ⅩⅩ年8月正式运行，目前公司在职员工9人，注册资金为4400万元。为了保证合理高效地运营和管理，公司设立股东会、董事会和监事会，制定了相关权利与义务关系，并下设信贷业务部、财务部、综合办公室，风险控制等部门。公司以诚信、高效为原则为中小企业、个体经营户、三农产业提供专业、方便迅捷的贷款业务，各个部门之间相互合作并协调,为更合理、高效、安全利用资金努力。本公司严格按照《中华人民共和国公司法》等法律、法规的规定，合法合规地开展经营活动。在资金来源及流向、利率政策方面严格按照《安徽省小额贷款公司试点实施办法》等相关规定执行，不非法集资、不吸收公众存款、不发放高利贷、不跨地区发放贷款。并始终坚持“小额，分散”的原则，以给中小企业、个体经营户，三农产业贷款为重心，解决其资金需求急、融资困难等问题。

二、主要运行情况

（一）资金来源

公司注册资金4400万元，均为股东自有资金，无变动，无商业银行融资，无其他任何非法融资和非法集资现象。

贷款利率严格按照中国人民银行同期人民币存贷款基准利率的0.9-4倍之间执行，单笔单款额度均不超过注册资金的5%。

（二）贷款集中度

公司目前的贷款业务主要以房屋抵押贷款为主，信用和保证贷款均面向信用和经济实力好的优质客户，且信用贷款的额度均控制在可把控的风险范围之内且适当地采用个人担保方式并存。各类贷款业务均按照《安徽省小额贷款公司试点实施办法》规定的贷款比例执行，且不存在任何跨地区发放贷款的行为。

（三）资产质量

截至ⅩⅩ年6月底未发生任何不良贷款，资产运营情况良好。

三、加强内控管理及业务创新制度地执行

内控制度是否完善将决定小额贷款公司的生死存亡。如果不能建立良好的公司治理结构和内控制度，小额贷款公司极易爆发贷款和人员风险。为此公司在坚持效益性、安全性、流动性原则地基础上，制定了较为完备的内控制度

（1）贷款方式:主要分为保证贷款、抵押贷款、信用贷款三类。我公司主要以抵押贷款为主，并把原来的其他种类贷款逐步转为抵押贷款。今年人总行多次调整人民币存款准备金，这就意味着各商业银行的信贷政策进一步收紧，这一情况对我们小贷公司来说既是机遇也是挑战。加上从2010年下半年以来银行银根持续收紧，出现多例客户还款后银行不能履行其原先续贷的承诺，中小企业到银行贷款难度很大，这种企业资金链一旦断裂，势必会对公司造成一定的损失。本着谨慎性原则在目前的金融大环境下过桥资金贷款已谨慎发放。我公司逐渐扩大抵押贷款比例，优先选择有抵押物的优质客户，以降低风险。

（2）贷款发放程序必须遵照借款人申请—贷前调查—贷款审批—签订合同—贷款发放—贷后检查—贷款收回的程序。任何人不得逆程序或漏程序运行，在贷款审查中一定要严把审批关。

（3）发放贷款后必须及时进行贷款台帐地登记，贷款台帐总额必须与会计贷款余额每半月核对一次做到准确无误，定期打印，定期存档。贷款频繁的客户要

设立详细档案，保存完整的经济资料。

（4）信贷员在职权范围内，不受任何外来干涉，按贷前调查、贷中审查、贷后检查的贷款 “三查制度”办理贷款业务，对调查资料的真实性、完整性负责。在贷前调查结束后，需提出贷与不贷意见，交评审小组决策认定。

（5）严格监督管理经审批发放的贷款，采取有效办法进行风险防范，发现问题及时汇报领导，并采取有效措施，做好贷后管理的工作。

四、强化管理，增强服务意识，进一步提高信贷管理部履职水平。

（1）加强管理重点是制度执行管理和从业人员管理，加强对制度执行情况地检查和督办，重点是贷款投放和风险管理，完善各种规章制度和操作流程，确定支持产业和投放重点，深入研究各项业务中的风险点有效防范风险；

（2）加强服务，树立服务客户地服务理念；

强化信贷业务培训，信贷管理部门将结合其他部门聘请法律方面专业人员在合适的时间进行典型案例地分析学习，不断用知识来充实自己并学习兄弟单位的先进管理，找出存在的差距纠正不足。

作为市第二家开业的小额贷款公司，省金融办及省小贷协会一直以来对我们给予了极大的关心支持和帮助。自开业以来先后有省市各相关部门等领导对我公司进行了多次检查调研，均得到一致的好评，取得一定成绩的同时，经济发展喜中有忧，目前公司自有资金不足，税负较重，公司要承担5.56%营业税金及附加，25%的企业所得税，公司发展受到严重制约。我们的目标是发展成为“村镇银行”，公司争取早日转制，为市区域经济发展、为大滁城建设做出应有的贡献。

市ⅩⅩ小额贷款有任公司

光伏运营情况报告 篇4

时间：2011-7-4 15:25:43作者：滁州市元丰小额贷款有限公司

7月1日下午，由协会组织召集，滁州市元丰小额贷款公司（副会长单位）主办的省小额贷款公司协会会长单位以及部分常务理事单位联谊会在滁州市元丰小额贷款公司举行。联谊会由协会许明硕会长主持。滁州市元丰小额贷款公司董事长谢玉华和副总经理杨步红介绍了该公司的运营情况，参会人员就发展中遇到的问题进行了探讨，并相互交流了工作经验，联谊活动开展的很成功。合肥国元、合肥国正、合肥德善、滁州元丰、安庆银谷、舒城惠民、阜阳金丰、六安国脉、合肥华元、宿州泰丰以及淮北浙商等11家小贷公司的董事长（总经理）参加了联谊会，协会秘书处的同志也参加了会议。

尊敬的许会长，尊敬的省小贷协会各位领导：

今天是中国共产党建党九十周年，在这个特殊的日子里滁州市元丰小额贷款公司的全体员工以其饱满地热情迎来了省小贷协会各位领导的到来，感谢各位领导在百忙之中来我公司莅临指导，感谢这两年来各位领导在元丰公司成长过程中给予的极大地关心与支持。滁州市元丰小额贷款公司自2009年8月份开业以来在省金融办及省小贷协会的关心和支持下，围绕既定的目标，振奋精神，抢抓机遇，加快发展，2011年上半年经济效益继续保持着良好的态势，各项工作取得了较好的业绩。具体经营情况介绍如下：

一、基本情况

滁州市元丰小额贷款有限公司于2009年8月正式运行，目前公司在职员工9人，注册资金为4400万元。为了保证合理高效地运营和管理，公司设立股东会、董事会和监事会，制定了相关权利与义务关系，并下设信贷业务部、财务部、综合办公室，风险控制等部门。公司以诚信、高效为原则为中小企业、个体经营户、三农产业提供专业、方便迅捷的贷款业务，各个部门之间相互合作并协调,为更合理、高效、安全利用资金努力。本公司严格按照《中华人民共和国公司法》等法律、法规的规定，合法合规地开展经营活动。在资金来源及流向、利率政策方面严格按照《安徽省小额贷款公司试点实施办法》等相关规定执行，不非法集资、不吸收公众存款、不发放高利贷、不跨地区发放贷款。并始终坚持“小额，分散”的原则，以给中小企业、个体经营户，三农产业贷款为重心，解决其资金需求急、融资困难等问题。

二、主要运行情况

（一）资金来源

公司注册资金4400万元，均为股东自有资金，无变动，无商业银行融资，无其他任何非法融资和非法集资现象。

贷款利率严格按照中国人民银行同期人民币存贷款基准利率的0.9-4倍之间执行，单笔单款额度均不超过注册资金的5%。

（二）贷款集中度

公司目前的贷款业务主要以房屋抵押贷款为主，信用和保证贷款均面向信用和经济实力好的优质客户，且信用贷款的额度均控制在可把控的风险范围之内且适当地采用个人担保方式并存。各类贷款业务均按照《安徽省小额贷款公司试点实施办法》规定的贷款比例执行，且不存在任何跨地区发放贷款的行为。

（三）资产质量

截至2011年6月底未发生任何不良贷款，资产运营情况良好。

三、加强内控管理及业务创新制度地执行

内控制度是否完善将决定小额贷款公司的生死存亡。如果不能建立良好的公司治理结构和内控制度，小额贷款公司极易爆发贷款和人员风险。为此公司在坚持效益性、安全性、流动性原则地基础上，制定了较为完备的内控制度

（1）贷款方式:主要分为保证贷款、抵押贷款、信用贷款三类。我公司主要以

抵押贷款为主，并把原来的其他种类贷款逐步转为抵押贷款。今年人总行多次调整人民币存款准备金，这就意味着各商业银行的信贷政策进一步收紧，这一情况对我们小贷公司来说既是机遇也是挑战。加上从2010年下半年以来银行银根持续收紧，出现多例客户还款后银行不能履行其原先续贷的承诺，中小企业到银行贷款难度很大，这种企业资金链一旦断裂，势必会对公司造成一定的损失。本着谨慎性原则在目前的金融大环境下过桥资金贷款已谨慎发放。我公司逐渐扩大抵押贷款比例，优先选择有抵押物的优质客户，以降低风险。

（2）贷款发放程序必须遵照借款人申请—贷前调查—贷款审批—签订合同—贷款发放—贷后检查—贷款收回的程序。任何人不得逆程序或漏程序运行，在贷款审查中一定要严把审批关。

（3）发放贷款后必须及时进行贷款台帐地登记，贷款台帐总额必须与会计贷款余额每半月核对一次做到准确无误，定期打印，定期存档。贷款频繁的客户要设立详细档案，保存完整的经济资料。

（4）信贷员在职权范围内，不受任何外来干涉，按贷前调查、贷中审查、贷后检查的贷款 “三查制度”办理贷款业务，对调查资料的真实性、完整性负责。在贷前调查结束后，需提出贷与不贷意见，交评审小组决策认定。

（5）严格监督管理经审批发放的贷款，采取有效办法进行风险防范，发现问题及时汇报领导，并采取有效措施，做好贷后管理的工作。

四、强化管理，增强服务意识，进一步提高信贷管理部履职水平。

（1）加强管理重点是制度执行管理和从业人员管理，加强对制度执行情况地检查和督办，重点是贷款投放和风险管理，完善各种规章制度和操作流程，确定支持产业和投放重点，深入研究各项业务中的风险点有效防范风险；

（2）加强服务，树立服务客户地服务理念；

强化信贷业务培训，信贷管理部门将结合其他部门聘请法律方面专业人员在合适的时间进行典型案例地分析学习，不断用知识来充实自己并学习兄弟单位的先进管理，找出存在的差距纠正不足。

作为滁州市第二家开业的小额贷款公司，省金融办及省小贷协会一直以来对我们给予了极大的关心支持和帮助。自开业以来先后有省市各相关部门等领导对我公司进行了多次检查调研，均得到一致的好评，取得一定成绩的同时，经济发展喜中有忧，目前公司自有资金不足，税负较重，公司要承担5.56%营业税金及附加，25%的企业所得税，公司发展受到严重制约。我们的目标是发展成为“村镇银行”，公司争取早日转制，为滁州市区域经济发展、为大滁城建设做出应有的贡献。

滁州市元丰小额贷款有任公司

光伏运营情况报告 篇5

1.1 分布式光伏发展目标分析

从长远看，我国太阳能光伏发电市场空间广阔、潜力巨大，具有上亿千瓦的市场潜力。虽然相对于核能、水能和风能等非化石能源，我国太阳能光伏发电还处于起步阶段，但国内太阳能光伏发电市场未来的发展空间非常巨大。

《十二五可再生能源规划》指出，2015年，我国分布式太阳能光伏发电安装量将达到1000万千瓦，年平均安装量将达到300万千瓦左右，表1为具体的目标分解。

表1 2015年我国分布式太阳能光伏发电各区域发展目标分解

1.2 分布式光伏发电项目选择原则

分布式光伏发电项目应根据以下原则进行选择：

(1)安装地区、地点条件

规划目标：根据表1中我国分布式太阳能光伏发电各区域发展目标分解情况来看，规划目标容量越大，当地政策、宣传效果、人才培养等各方面对于分布式发电的推广越有利，因此，华东地区、中南地区、华北地区为分布式光伏发电项目的最佳区域，三个地区占到2015年分布式发电规划1

总容量的83%。

当地太阳能资源条件：资源越好效益越能得到保证。

安装处建筑物条件：朝向正、采光时间长、局部少遮挡、合理倾斜角度、输电距离短、足够的负荷量。

负荷高且稳定：能保证自用电比例高。

补贴标准高：有地方补贴。

管理模式：消除障碍、加强服务、规范市场、加快发展。

(2)用户电费水平和当地脱硫机组上网电价

完全自发自用：经济性最好，用户条件依次为一般工商业、大工业、居民或农业用电。

用户效益分成合理：用户从电网购电电费高，用户电费折扣比例不能太高。

多余电量上网：视当地脱硫机组上网电价和计量方式的差异。

全部电量上网：经济性不适宜，可走“上网标杆电价”审批程序。

(3)建设峰谷电价或阶梯电价用户一般情况效益会提高。

(4)成本、系统效率与管理

安装方式：一般BAPV低于BIPV。

系统配置：安全、高效、合理、低造价、系统效率高。

运行管理：有效、低成本，寿命长、可靠性高。

1.3 重点区域及领域分析

从市场潜力来看，我国与建筑结合的光伏发电市场潜力最大的领域是农村房屋屋顶，其次是南向墙面，最后是城市屋顶;从太阳能光伏发电的经济性来看，分布式太阳能光伏发电应该“先发展城市经济承受力强的区域，后发展农村经济承受能力较弱的区域”;从太阳能光伏发电自身特性来看，分布式太阳能光伏发电系统应该“先安装于屋顶，后安装于南向屋面”。

从经济承受能力来看，目前，全世界的90%并网光伏发电系统是以“与建筑结合”的方式(BIPV)安装在经济承受能力较好的城市建筑之上。就我国来说，仅以北京、天津、上海、南京、广州、杭州等几个较为发达的城市屋顶为例，如果到2030年这几个较发达城市30%的屋顶面积能够安装太阳能光伏发电系统，则这些城市的光伏发电系统市场潜力合计约为4288万千瓦。

因此，2015年前宜重点发展华北、华东和华南各省城市屋顶光伏发电系统，同时兼顾东北、中西部地区等地的分布式太阳能光伏发电利用。到2015年，华东地区分布式光伏发电装机达到430万千瓦，华北地区装机将达到190万千瓦，中南地区装机将达到210万千瓦，三者合计共占总装机的80%以上。盈利能力的技术经济分析

2.1 分布式光伏发电经济性分析

(1)促使效益增加的因素

①经营期(含补贴期)电费提高和脱硫电价提高可以预期

②安装良好的光伏系统其实际发电量可能会高于测算值(测算取最低辐射值并留有余量)。

③初始投资低于测算值(8～10元/千瓦)。

④低成本高效技术。

⑤合同能源管理模式增值税减少以及增加奖励政策等因素。

⑥实行峰谷电价和阶梯电价的地区一般会增大电费水平。

⑦尽量自发自用，减少余电上网。

(2)促使效益减少的因素

①设计、安装、管理不合理、设备质量差使发电量低于预期。

②局部遮挡、朝向、积雪、灰尘遮挡没有引起充分重视，发电量低于预期。

③建筑物质量或灾害性气候造成的设备损坏。

④合同能源管理方式用户效益分成比例高(一般应控制在电费总额的10%以内)。

⑤补贴期低于经营期。

⑥BIPV一般会增大初始投资。

⑦建筑物业主自己投资、建设、管理可能会是最经济的1

做法。

2.2 经济性分析

太阳能光伏发电成本主要受寿命期内太阳能发电总成本和总发电量的影响。其中，光伏发电总成本主要取决于初始投资的大小，目前分布式光伏发电系统的初始投资大约在1.0～1.5万元/千瓦。而与之相关的运行维护费、贷款利率、税收等其他因素，则属于不敏感因素，对系统的度电成本影响不大。

进行经济性分析主要采用“平准化能源成本”的算法(LCOE)，主要原理为在光伏电站的全生命周期中，计算总支出的现值与总发电量的现值之比，得到度电成本。

从系统投资来看，分布式光伏系统可用于居民、工商业屋顶等不同场所，装机规模也因此差异很大，从几个千瓦至数十兆瓦不等。较大型的系统投资成本也会比较低，目前项目报价在12元/瓦左右(含税)，中小型项目的价格差异会比较大，往往能高出10%左右。硬件成本主要由光伏组件、支架线缆、逆变器、其他输配电设备等构成，软性成本则包括土地(或屋顶)使用权、人工等。

太阳能光伏发电系统的发电量主要取决于当地的太阳能资源和光伏发电效率，同时也受运行方式、电池表面清洁度、线路损耗等多种因素的影响。考虑到地区分布、系统效率及太阳能辐射量等因素的影响，我国与建筑结合的光伏发1

电系统年有效运行时间在600～1700小时之间。

根据我国的实际条件，如果年发电小时数为1200小时，则不同的初始投资条件下太阳能光伏发电合理电价水平如表3所示(按照表2中的财务条件测算)。

表2 太阳能光伏发电电价测算的财务条件

表3 不同初始投资条件下的太阳能光伏电价水平

2.3 分布式光伏发电技术及成本发展预测

从太阳能光伏电池的技术发展趋势来看，高效率、高稳定性和低成本是光伏电池发展的基本原则。未来晶体硅电池的技术进步主要表现在电池转换效率不断提高、电池寿命的不断提高、设备和工艺的进步、生产规模不断扩大、新技术和新材料的采用等。

从效率来看，预计到2020年，商业化单晶体硅太阳能光伏电池组件的效率能够达到23%;商业化多晶体硅太阳能光伏电池组件的效率能够达到20%;商业化硅基薄膜太阳能光伏电池组件的效率能够达到12%;商业化碲化铬太阳能光伏电池组件的效率能够达到14%;商业化铜铟镓硒太阳能光伏电池组件的效率能够达到15%。

从晶体硅电池技术发展来看，未来的技术进步主要体现在新型硅材料研发制造、电池制造工艺改进、生产装备技术1

改进、硅片加工技术提高、生产效率提高等方面。预计2015年商业化单晶硅电池效率有望突破23%，2030年可达到25%;多晶硅电池效率2015年有望达到19%，2030年可提升到21%。

从薄膜太阳能电池技术发展来看，未来的技术进步主要体现在电池制造工艺进步、连续生产技术水平提高、电池集成效率提高、简化电池生产流程、生产规模提升等方面。预计2015年商业化硅基薄膜太阳能光伏电池组件的效率能够达到12%;商业化碲化铬太阳能光伏电池组件的效率能够达到14%;商业化铜铟镓硒太阳能光伏电池组件的效率能够达到15%。

目前包括聚光太阳能电池在内的新型太阳能电池也在不断发展，预计到2015年，聚光型太阳能电池可能会规模化生产，2020年以后会有大规模发展的空间。其他类型的太阳能光伏电池暂时还无法与传统的晶体硅电池和薄膜电池相比拟。

对于电池组件价格来说，未来太阳能电池组件价格有望下降到3～4元/瓦;平衡系统价格有望下降到1～1.5元/瓦。在此条件下的分布式太阳能光伏发电初始投资有望达到7000元/千瓦，发电成本有望达到0.5元/千瓦?时。表4所示为我国太阳能光伏发电价格成本下降与潜力预测。

表4 中国分布式太阳能光伏发电价格成本下降与潜力1

预测投资和运营模式的选择

IEEE 1547技术标准中给出的分布式电源的定义为通过公共连接点与区域电网并网的发电系统(公共连接点一般指电力系统与电力负荷的分界点)。并网运行的分布式发电系统在我国主要有两种形式：

形式一：光伏系统直接通过变压器并入中压公共配电网(一般指10kV、20kV、35kV)，并通过公共配网为该区域内的负荷供电，其商业模式只能是“上网电价”，即全部发电量按照光伏上网电价全部出售给电网企业。

形式二：光伏系统在低压或中压用户侧并网，不带储能系统，不能脱网运行，目前中国90%以上的建筑光伏系统属于此种类型。采用的商业模式是多种多样的包括上网电价模式、净电量结算模式、自消费模式(即“自发自用，余电上网”模式)。

3.1 国内外相关模式比较

3.1.1 欧洲模式

欧洲作为世界光伏主要市场，其太阳能光伏电站项目的运营模式也十分成熟。如图1所示，在欧洲，太阳能光伏电站项目开发商大多为工程项目总承包公司。这类公司虽然自己不从事光伏组件等主要太阳能光伏发电产品的生产，但是1

他们一般都具有相关国家的太阳能光伏电站工程设计与发电系统安装资质，而且具有非常完善的设备与材料釆购系统。因此，欧洲大部分的太阳能光伏发电系统安装商与工程总承包商基本都是同一家企业，而且在整个太阳能光伏电站项目中，他们还同时扮演着太阳能光伏电站项目的开发商与发电系统集成商两大重要角色。也就是说，在欧洲，太阳能光伏电站项目公司同时兼有系统安装商、工程总承包商、项目开发商以及发电系统集成商四大角色。

由于在欧洲开发太阳能光伏发电项目，必须要先获得相关资质证书及文件，因此我国许多光伏企业若想在欧洲开发太阳能电站项目，都必须先在当地成立一个项目公司，当该公司获得了相应的资质以后，才可以进行太阳能光伏电站项目的开发与建设。而作为太阳能光伏电站的项目业主与开发商，既可以按照欧洲各国所制定的光伏上网电价及运营年限等政策，对自己所有的太阳能光伏电站进行经营管理，通过输电、售电的方式从中获得稳定的合法收益;同时也可以在光伏电站建成后直接将电站的经营权与所有权进行有偿转让以获利。目前我国大部分光伏企业都是釆取后者的模式，待太阳能光伏电站建成后直接将电站的经营权与所有权进行有偿转让，因为这种方式不但能够尽快收回投资，同时也不需要承担太阳能光伏电站的经营风险。

图1 欧洲现行太阳能光伏电站项目运营模式

3.1.2 美国模式

美国是目前世界上第四大的光伏市场，其太阳能光伏电站的发展也形成了一套独特的运营模式。如图2所示，美国的太阳能光伏电站项目运营模式与欧洲的太阳能光伏电站运营模式相似，唯一的区别就是欧洲各国是通过制定光伏上网电价以及电站的运营年限来对太阳能光伏电站进行管理，而美国则是依据实现签订的电力釆购协议，在特定时间内按照固定好的价格对太阳能光伏电站项目的开发商购买其电站所产生的电力资源，通过这种方式使得太阳能光伏电站项目的开发商与投资商从中获利。我国在美国的这种太阳能光伏电站项目运营模式中，通常以太阳能光伏电站系统开发商与发电系统安装商的角色出现，再通过与美国当地的银行、电力公司等合作，利用他们的资金进行太阳能光伏电站的设计、安装、运行、维护，并利用其相关资质办理光伏电站的上网手续，最后通过向电力公司输电、售电获得相应的经济收益。也就是说，美国的太阳能光伏电站项目运营模式主要依靠卖电盈利。

图2 美国现行太阳能光伏电站项目运营模式

3.1.3 中国模式

我国现行的太阳能光伏电站项目运营模式如图3所示，1

从图中可以看出：我国的太阳能光伏电站项目运营与管理相对缺乏，市场化运作程度非常地低下。这主要是因为，在我国，绝大部分太阳能光伏电站都是以示范工程的方式建设起来，大多数太阳能光伏电站都是采取项目业主自有资金投资、自发自用的模式运营，相关的政府部门只对其所分管的相应太阳能光伏电站项目进行项目申报的审批、项目业主资质的认证以及电站项目建成后的验收，针对国家金太阳示范工程和光伏建筑一体化光伏电站项目的初期投资给予财政补贴发放与针对大型地面光伏并网电站项目的上网电价补贴等工作，而对太阳能光伏电站前期的融资、后期的运营、维护、经营等重要环节并不予以关注，这也就导致了我国太阳能光伏电站在建成后大多不能充分发挥其在能源市场，特别是电力市场中的真正作用。除了一些大型的地面项目以外，大多数太阳能光伏电站都处在半瘫痪状态，这也是目前我国太阳能光伏电站，特别是并网项目亟待解决的问题。

图3 中国现行太阳能光伏电站项目运营模式

3.1.4 不同模式比较

综上所述，总结出以下几点关于欧洲、美国以及我国现行的太阳能光伏电站项目运营模式的几点显著区别，同时也指出了这三种太阳能光伏电站项目主要运营模式各自的特点：

(1)欧洲的太阳能光伏电站项目运营模式，有利于太阳能光伏电站开发商尽快收回项目投资，同时也避免了其对太阳能光伏电站的运营风险，市场化运作程度较高。

(2)美国的太阳能光伏电站项目运营模式，最大限度地发挥了金融市场在太阳能光伏发电这一新能源领域的最大效用，实现了资金运作与资源优化配置的有机结合。

(3)我国的太阳能光伏电站项目基本还停留在示范工程建设方面，国家只顾项目的开发与建设，对于其运营、盈利方面的管理不够，导致我国的太阳能光伏发电市场化运作水平极低，不但不利于我国太阳能光伏发电的推广与普及，同时对于已建成的示范项目今后的生存问题也欠缺考虑。

3.2 中国分布式光伏商业模式建议

(1)“上网电价”法的优势十分显著，建议分布式光伏项目的开发商可自由选择商业模式，可以选择风险高、收益高的“自消费”模式，自发自用，余电上网;也可以选择无风险，长期、低收益的“上网电价”政策。

(2)对于“自发自用，余电上网”的部分，不建议采用“一刀切”的度电补贴方式，建议采用“固定收益分区电价”的方式，即根据太阳能资源条件确定分布式光伏固定收益电价，这个电价要明显高于光伏分区上网电价。

所谓固定收益电价就是：自消费抵消的电网电价+国家补贴=固定收益电价，即国家只补贴电网零售电价与固定收1

益电价的差额。无论电网零售电价的差异有多大，在相同的太阳能资源区，大家的收益都是一样的，基本做到公平收益，而且随着电网电价的上涨，国家补贴逐年降低，也不会存在不正当收益的问题。采用固定收益电价还有一个更大的好处，所有建筑对分布式光伏项目开放，没有选择建筑难的问题，低电价建筑国家补得多，高电价建筑国家补得少，公平收益，有利于光伏市场的迅速扩大。

(3)由于“净电量结算”操作简单，不存在光伏发电与负荷不匹配的问题，随着电网电价的上涨，光伏对于很多建筑和用电户都将达到平价，不再需要国家补贴，建议从2013年起，对于“自建自用”的分布式光伏项目，允许采用“净电量结算”政策。这一市场将会迅速扩大，发展前景十分广阔。至于“偷电”问题，完全可以采用技术和法律手段杜绝。

(4)为了便于开发商介入，一是分布式光伏项目的商业模式可以自由选择，开发商既可以选择“上网电价，统购统销”政策，也可以选择“自发自用，余电上网”政策;二是对于“自发自用，余电上网”政策的项目，也应通过电网企业进行结算，禁止开发商通过“合同能源管理”的方式同建筑业主进行交易，过往大量失败经验证实，该方式存在诸多缺漏与弊端。结束语

光伏发电设备电能质量情况分析 篇6

光伏发电设备指那些把太阳能变成电能, 再通过逆变器注入电网的设备。某知名认证公司认为, 光伏发电设备产生的谐波电流值, 不随输出功率的变化而变化, 不论光伏设备在晴好天气还是在多云天气, 不论光伏设备输出功率是在80%还是在40%, 产生的谐波电流值都是一样的, 并且拿出了所谓的测试数据表格。此公司的结论不能令人信服, 却找不到相关的证明, 直到终于有机会对光伏设备进行测试。

从曲线图可以看出, 随着输出功率的降低, 主要次谐波中的5次谐波电流值明显降低了, 其他主要次谐波电流趋势与5次谐波一致, 这里为了清晰只选取了5次谐波。所谓的“光伏设备产生的谐波电流值, 不随输出功率的变化而变化, ”这一结论是错误的。正确的应该是随着光伏设备输出功率的增加, 各次谐波的谐波电流值也是增加的, 因此如果用在40%输出功率下产生的谐波电流值计算80%输出功率的情况, 就会出现谐波评估值偏小的错误, 如果用户入网发电, 实际产生的谐波电流值会比评估值大, 可能会超过国家标准, 而对电网产生污染。

2 光伏发电设备输出功率与电流总谐波畸变率之间的关系

从上图可以看出, 光伏设备的电流总谐波畸变率随着输出功率的降低而增高, 输出功率越低, 电流中谐波的含有量就越高, 谐波所占的比例就越大。因此, 尽可能让光伏设备处于高输出的运行状态, 输出功率越大, 光伏设备产生的电能品质越高, 当光照条件下降时, 电能质量变差, 当光照条件很差时, 电能质量也会变得很差, 此时应停止光伏设备的运行。

3 光伏设备输出功率与三相不平衡度之间的关系

三相不平衡度不随输出功率的变化而变化。

4 光伏设备对公用电网的影响

光伏设备对电网公共连接点有多大的影响呢?我们测试的设备容量为200kVA, 测试点为该设备0.4kV测, 上级电源为220kV变压器10kV侧, 将测试数据折算到10kV测, 并考虑到用户配变接线方式为Dyn11, 有角型接线的存在, 对3次谐波进行换算, 将换算后的测试数据与国标限值相比较, 可以看出单纯的光伏设备在输出功率为80%的时候, 也能满足该公共连接点的国标限值要求。

5 光伏设备在不同输出功率时产生谐波电流值之间的换算

由于光伏设备测试跟日照情况有关, 不是去测试就能测到80%功率输出, 如果只是测试到40%的功率输出, 此时需要对数据进行换算, 通过下表可以看出, 把80%功率输出看作是2个40%的功率输出, 那么利用叠加公式计算的结果更接近真实值。但是叠加值与真实值仍有不小的误差, 希望朋友们通过深入研究找到更准确的计算方法。

6 结论