光伏发电项目实施方案

光伏发电项目实施方案（共8篇）

光伏发电项目实施方案 篇1

1、工程概况

1.1.工程名称：xxx补项目 1.2.工程地点： 1.3.建设单位: 1.4.设计单位： 1.5.施工单位：

1.6.桩基工程概况：本工程基础按照设计采用地锚螺旋桩基。

2、工程范围

30MW光伏发电光伏方阵（分30个区）接线、直流电缆敷设、直流柜、逆变器及箱变安装。

3、施工方案

3.1 汇流箱的安装、施工时间及人员配备 3.1.1 汇流箱安装

1）汇流箱订货前根据图纸及控制要求进行复核，确保无误后方可订货； 2）到货后，开箱检查清查柜内元器件质量及数量，应确保元器件无损坏，导线接线固定可靠；

3）汇流箱安装前，将角钢焊接于支架立柱上，角钢必须保证水平； 4）然后将M8螺栓固定在L型钢上，锁紧。3.1.2施工时间及人员安排 1）施工时间

计划安装用时4天，即从12月11日开始到12月15日完成。

2）人员安排

电工18人，3人/组，6组。

3）计划情况

每天完成100个左右，需4天完成。

3.2电缆线槽敷设、导线敷设,施工时间及人员安排 3.2.1 电缆线槽敷设、导线敷设

1）电气线管安装和导线的敷设应按设计图纸及规范要求进行，当需修改设计时，（电缆敷设、直流柜、逆变器及箱变安装及接线）施工方案

应经业主和设计人员同意，有文字记录才能施工。

2）各系统施工前，做一组样品经业主和监理确认后方可进行施工。

3）光伏组件线放置于（电缆敷设、直流柜、逆变器及箱变安装及接线）施工方案

1）根据电站设计图纸确定电池板的接线方式。2）电池板连线均应符合设计图纸的要求。

3）接线采用多股铜芯线，拧紧，接线前应用专用工具压紧，不能有松动。4）接线时应注意勿将正负极接反（红线为正极，黑线为负极），保证接线正确。每组串为22块太阳能电池板，电池板连接完毕后，应检查电池板串开路电压是否正确，连接无误后断开一块电池板的接线，保证后续工序的安全操作。

5）将电池板串与汇流箱的连接电缆连接，电缆的金属铠装应接地处理。3.3.2施工时间及人员安排 1）施工时间

安装计划用时10天，即从11月15日开始到11月25日完成。2）人员安排

配备人员18人，3人/组，共6组。3）施工顺序、计划

光伏板接线 → 放线 → 绑扎 → 做电缆头。先组织15个人员进行放线，10天时间完成。3.4 直流电缆敷设

3.4.1 直流电缆（汇流箱至直流柜）敷设 1）施工顺序

施工准备（做电缆接头）→电缆沟开挖→放线→电缆敷设→电缆的固定→电缆接线。

2）施工工具

压线钳、美工刀、剥线钳、钳子、万用表等电气用具。3）人员安排

20名电工和30个辅助工人,10人/组，电工4名，辅助工人6名；合计5组。4）施工时间

计划在11月21日开始进行电缆敷设，整个周期需要20天时间。5）施工方法：

（1）、室外预埋管，要求两端做成喇叭口，并去除毛刺，保持光洁。

（2）、电缆管的弯曲半径符合所穿入电缆半径的规定，每管宜只穿1根电缆。每根电缆管最多不超过3个弯头，直角弯不应多于2个，采用钢管保护时，应在外表涂防

（电缆敷设、直流柜、逆变器及箱变安装及接线）施工方案

腐漆、镀锌管锌层剥落处也应涂漆；

（3）、电缆沟深度不低于1.4m；

（4）、直埋敷设电缆的接头配置，应符合下列规定：

接头与邻近电缆的近距，不得小于0.25m；并列电缆的接头位置宜相互错开，且近距不宜小于0.5m；

（4）、管的内径，不宜小于电缆外径或多根电缆包络外径的1.5倍；

（5）、遇到与防雷接地、通讯控制线及高压电缆有交叉或并行排列的地方，应考虑分层处理；

（6）、对于暗敷的套管，做好隐蔽工程记录、验收合格后，方可隐蔽；（7）、电缆敷设

A、电缆及其附件到场后，按要求进行检查： B、电缆技术文件是否齐全；

C、电缆型号、规格、长度是否符合订货要求； D、电缆外观应无损伤，附件齐全； E、电缆封端严密；

F、电缆符合有关的IEC标准，所有的电缆应是新的且电缆的芯线均采用铜芯。G、电缆敷设前，对电缆进行绝缘测试，低压电缆用1000V摇表测试，动力电缆绝缘电阻不小于10兆欧。

H、电缆敷设采用支架滚动敷设，这样可以避免电缆受到过大的应力。

I、电力电缆和控制电缆分开敷设，在电缆沟内敷设时，控制电缆在电力电缆的下方，和各种设备及管道距离符合要求。

J、电缆敷设时，先编好电缆表，安排好先后顺序以避免交叉。

K、电缆在电缆头附近留足备用长度，其最小弯曲半径不得小于其外径的10倍，中间不允许有接头。

L、电缆的两端，转弯处挂电缆牌，电缆牌的内容编号、电缆规格型号、起始端。

M、电缆的封头

1）、交联电力电缆的封头严格按生产厂家的电缆收缩密封剂或环氧树脂。2）、户外电缆进线箱的电缆进线

3）、当电缆进入电缆进线箱，每根电缆采用合适的夹件来固定； 3.4.2 直流电缆（直流柜至逆变器）敷设

（电缆敷设、直流柜、逆变器及箱变安装及接线）施工方案

1）施工顺序

施工准备（做电缆接头）→ 放线 → 电缆的固定→电缆接线。2）施工工具

扳手。3）人员安排

10名电工和10个辅助工人,4人/组，电工2名，辅助工人2名；合计5组。4）施工时间

计划在11月28日开始进行电缆敷设，整个周期需要15天时间，每天完成2个逆变器室的安装。

5）施工方法：

（1）、用砂纸将电缆槽支架的毛刺打磨光滑；

（2）、电缆敷设前，对电缆进行绝缘测试，低压电缆用1000V摇表测试，动力电缆绝缘电阻不小于10兆欧。

（3）、电缆的两端，转弯处挂电缆牌，电缆牌的内容编号、电缆规格型号、起始端。

（4）直流柜至逆变器电缆采用ZR-YJV-1kV-2*95,6根，每台直流柜至逆变器器分别接3根3.5米和5米。

3.4.3 高压电缆敷设 1）施工顺序

施工准备（做电缆接头）→ 放线 → 电缆的固定→电缆接线。2）施工工具

扳手。3）人员安排

10名电工和10个辅助工人,4人/组，电工2名，辅助工人2名；合计5组。4）施工时间

计划在11月21日开始进行电缆敷设，整个周期需要15天时间，每天完成2个逆变器室的安装。

1）本标段电缆敷设采用的方式有人力敷设法和机械敷设法。

A、对于小截面的电缆采用人力敷设法，在一些敷设条件不好的地方，如转弯半径较小处，可装平铁滑轮、转角滑轮和钢管等辅助装置，以确保电缆按规范要求敷设。

（电缆敷设、直流柜、逆变器及箱变安装及接线）施工方案

B、对于大截面的电缆采用机械敷设法。根据以往的施工经验，用电缆输送机敷设电缆，不但节约了大量的时间，而且可提高劳动生产率，以确保施工进度的准时实现。机械敷设电缆，还能确保电缆的完好，并降低工程造价。

2）动力电缆、控制电缆严格按施工图纸要求分层政敷设。

3）电缆盘处必须设专人负责，根据拟定的电缆敷设清册及顺序架设电缆盘，电缆必须从电缆盘的上方引出，施放时电缆盘的转动速度应和电缆的 引速度相匹配。

4）在每次电缆敷设时，由总负责人指定电缆敷设指挥者，所有敷设人员应听从指挥者的统一发令。指挥者在敷设过程中，应对敷设路径进行巡视，并随时通过对讲机与电缆敷设终点设备负责人联系，以使掌握电缆敷设到位情况。

5）每根电缆敷设完毕后要及时进行整理，并将附在电缆外皮上的泥土及脏物擦干净，在桥架转弯处、竖井上下处、桥架向上向下弯头处、直线段桥架每隔一

6）电缆敷设一次到位，即每根电缆敷设完毕后，及时将电缆穿入盘、箱内，以防电缆遭受不必要的损伤。电缆敷设在易积粉尘或易燃的地方时，采用封闭电缆槽或穿电缆保护管。

7）电缆的弯曲半径不小于其外径的10倍，电缆保护管的弯曲半径须满足上述要求。8）在电缆两端应挂有标明编号并可长期识别的标志牌。9）电缆敷设完毕，电缆两端应及时加以封闭。

10）严禁敷设有明显机械损伤的电缆。电缆敷设时，要防止电缆之间及电缆与其它硬质物体之间的磨擦。

3.5、主要电气的安装： 3.5.1、直流柜和逆变器的安装 1）安装计划

安装时间：逆变器室具备设备搬运的条件。拟计划从12月1号开始，每天3组，大约5天时间。

2）人员配置

30人，10人/组，3组。3）施工工具

16吨吊车二台，平板车4辆，液压车4辆，滚管和吊带若干。4）施工顺序

A、直流柜订货前根据图纸及技术规范书要求进行复核，确保无误后方可订货；

（电缆敷设、直流柜、逆变器及箱变安装及接线）施工方案

B、到货后，开箱检查清查柜内元器件质量及数量，应确保元器件无损坏，导线接线固定可靠；

C、箱安装前，做好基础槽钢的制安工作，槽钢埋设前除锈调直，并按图纸标高安装，再进行水平校正，其水平误差每米不大于 1mm，累计不超过5mm。槽钢基础用扁钢和接地网可靠连接。

D、用吊车将设备吊至平板车上，运至逆变器是附近，然后用吊车卸下，通过液压车和滚管将设备就位；就位时一定保证设备完好，无明显划痕和摩擦。

E、设备固定好后，要进行内部检查、清扫，柜内各构件间连接牢固，各种设备擦干净，柜内没有杂物，盘面标志牌标志齐全，正确并清晰。

3.5.2 变压器，我方采用汽车吊，将变压器吊至拖运架，再由拖架将变压器拖运到基础，再用4台液压千斤顶降至基础上。

（1）、变压器附件安装升高座安装：安装前先完成电流互感器的试验；电流互感器出线端子板应绝缘良好，其接线螺栓和固定件的垫块应紧固，端子板应密封良好，无渗油现象，应使电流互感器铭牌位置向油箱外侧，放气塞位置应在升高座的最高处。

（2）、瓷套管安装：瓷套管表面应无裂缝、伤痕，套管、法兰颈部及均压环内壁应清擦干净，套管应经试验合格；充油套管无渗油现象，油位指示正常，油标应面向外侧，套管末屏应接地良好。

（3）、压力释放器安装：压力释放器的安装方向应正确；阀盖和升高座内部应清洁，密封良好；电接点应动作准确，绝缘良好。

（4）、储油柜安装：储油柜安装前应清洗干净，柜中的隔膜应完整无破损。（5）、油位表安装：油位表动作应灵活，油位表的指示必须与储油柜的真实油位相符，不得出现假油位。油位表的信号接点位置正确，绝缘良好。净油器安装：内部应擦拭干净，吸附剂应干燥，其滤网安装方向应正确并在出口侧；油流方向应正确。散热器、油泵、油流继电器安装：打开散热器两端管口密封，其内部应清洁，外部无损伤，安装前用合格的绝缘油经净油机循环冲洗干净，安装完毕后应即注满油。油泵转向应正确，转动时应灵活无异常噪声、振动或过热现象。油流继电器应经校验合格，安装方向正确。

（6）、吸湿器安装：吸湿器与储油柜间的连接管的密封良好，管道应畅通，吸湿剂应干燥，油封油位应在油面线上。气体继电器安装：气体继电器安装前应校验合格，安装时其顶盖上标志的箭头应指向储油柜，其与连通管的连接应密封良好。

（电缆敷设、直流柜、逆变器及箱变安装及接线）施工方案

（7）、测温装置的安装：温度计安装前应进行校验，信号接点应动作正确，导通良好；顶盖上的温度计座内应注以合格变压器油，密封应良好。

3.5.2、配电装置施工

与电气盘、柜安装有关的建筑物、构筑物的建筑工程质量，要符合国家现行的招考式程施工及验收；

屋顶、楼板施工完毕，不得渗漏；结束室内地面工作，室内沟道无积水、杂物； 预埋件及预留孔符合设计要求，预埋件牢固；

门窗安装完毕：进行装饰工作时有可能损坏已安装设备或设备安装后不能再进行施工的装饰工作全部结束；

装有空调式通风装置等特殊设施的，须安装完毕，投入运行。

配电装置基础安装根据施工图的要求，先用合格的材料及定出基础的实际位置，同时对土建的预埋件进行清理，测量埋件的标高，以标高最高的一块埋件作标准，计算出槽钢与埋件之间垫铁的厚度，随后将垫铁及槽钢安放到位置上去，校正标高及水平尺寸，用电焊将压脚槽钢、垫铁、及埋件焊接牢固并与接地网接通，提前通知业主方及监理方验收。低压盘、柜的基础型钢安装后，其顶部要高出抹平地面10㎜，35KV、6KV开关柜按产品的技术要求执行。

电气盘、柜就位及安装按事先确定的顺序领运配电柜开关室附近，由液压小车或滚筒滚动到位。将单个开关柜校正、固定，柜间的固定采用螺栓、柜底脚固定采用电焊焊接，固定完毕验收合格。为了不损坏室内地坪，应在拖动或滚动路线上铺一层橡皮，再适当铺层板。开关柜的安装须严格按制造厂及规范的要求，其垂直度和水平度符合规范要求，并做好自检记录。安装就位后定期测量记录绝缘情况并采取针对性的措施。

检查及调整检查盘、柜内断路器的密封情况、分合闸性能、操动机构弹簧储能性能，并按断路器使用说明书要求进行调整。盘、柜及其内部设备与各构件间连接须牢固。成套柜的机械闭锁、电气闭锁可靠、准确；动、静触头的中心线保持一致，触头接触紧密；二次回路铺助开关的切换接点动作准确、可靠。机械或电气连锁装置动作正确可靠，断路器分闸后，隔离触头才能分开；二次回路连接插件接触良好。

3.5.3、母线装置的安装要求 A、母线的连接应采用螺栓连接。

B、母线间或母线与电器端子搭接面间必须保持清洁，并涂以电力复合脂。C、母线在支柱绝缘子上固定时要符合下列要求：母线固定金具与绝缘子间的固定

（电缆敷设、直流柜、逆变器及箱变安装及接线）施工方案

平整牢固，保证所支持的母线不受到额外应力；固定金具或其他金具不构成闭合磁路；在支柱绝缘子上固定支点，每一段设置一个，并且位于全长或两母线伸缩节中点。

D、母线连接安装方法严格按设计图及厂家安装说明书的要求进行。

E、设备的成品保护出于施工现场环境较复杂，安装好以后的配电柜相当容易受到操作及污染，为此必须采取相应的保护措施。设备安装以后及时用塑料薄膜对设备面漆进行保护，必要时应以防水罩加以覆盖。随后用临时电源将盘内的加热器投运，以防止盘内的电气设备绝缘受潮。如盘、柜安装在易受其它设备操作的地点，应及时搭设防护棚，并挂警示牌。盘、柜的日常维护由安装盘、柜的各班组负责。各施工班组如需在盘内施工，可将防水罩的部分移去，施工完毕应及时恢复。专业工地设专职检查员，进行日常检查，发现问题及时督促各施工班组整改。

3.5.4、电缆桥架的施工

电缆桥架及支吊架施工安装桥架前，必须清除桥架上的脏物和边上的毛剌；桥架及支吊架的护层必须完好。电缆支架固定牢固、横平竖直、整齐美观。各支吊架的同层横档在同一水平面上时，其高低偏差不大于5㎜，桥架支吊架沿桥架走向左右的偏差不大于8㎜。电缆桥架的支架间距不小于2m，层间距离大于250㎜；在同一直线段上的支架间距要求均匀，层间距离相同。桥架安装时不得使用电火焊切割，必须使用机械切割方式进行，所有切割断口要做好防腐处理，拼接接口美观。电缆桥架的连结必须使用配套的连接片及其它通用的配件，并采用螺丝连接。电缆桥架在安装后要求立即清理，将桥架内的施工废料的遗留物清理掉。电缆桥架接地牢固、可靠，整条线路和接地网相连的接地点不小于2点。

3.5.5、电缆敷设

1）对电缆设施的要求电缆敷设区域内的桥架必须在电缆敷设前完工。每次电缆敷设前，要对本次电缆敷设区域内的电缆设施再次检查，仔细清理桥架内的遗留物，将各种施工废弃物及时清理干净，以确保电缆敷设后电缆外表的清洁，保护管、套管穿好牵引铅丝或钢丝。电缆层内如照明度不足，需将设足够的安全照明。

3.5.2施工准备措施

2）施工前将需敷设的电缆盘集中堆放在各自的电缆盘支架上。搬运电缆时，要防止电缆松散及受伤，电缆盘按电缆盘上箭头所指方向滚动。

3）施工前认真核对电缆盖上的规格、型号、电压等级与需敷设电缆进行对照，敷设的电缆型号、规格必须符合设计要求。

（电缆敷设、直流柜、逆变器及箱变安装及接线）施工方案

4）敷设前对整盘电缆进行绝缘测试，检查电缆绝缘是否合格。1KV以下的动力电缆用1000V兆殴表，控制电缆用500V兆殴表，6KV以上电缆用2500V兆殴表，并做好原始记录。

5）准备好需敷设电缆的临时标签牌。

6）在敷设前定出电缆敷设总负责人，来指挥整个电缆敷设工作。电缆敷设总负责人要明确各施工人员的具体任务及职责。

7）技术人员及时将各系统各区域的电缆清册汇总到总负责人手中，进行统筹安排，并根据敷设计划，制定出统一的劳动力使用计划及电缆的使用计划。

8）所有电缆敷设过程中所用到的工、器具在敷设前检修完毕，并准备到位。3.5.6电缆敷设实施方案

1）本标段电缆敷设采用的方式有人力敷设法和机械敷设法。

A、对于小截面的电缆采用人力敷设法，在一些敷设条件不好的地方，如转弯半径较小处，可装平铁滑轮、转角滑轮和钢管等辅助装置，以确保电缆按规范要求敷设。

B、对于大截面的电缆采用机械敷设法。根据以往的施工经验，用电缆输送机敷设电缆，不但节约了大量的时间，而且可提高劳动生产率，以确保施工进度的准时实现。机械敷设电缆，还能确保电缆的完好，并降低工程造价。

2）动力电缆、控制电缆严格按施工图纸要求分层政敷设。

3）电缆盘处必须设专人负责，根据拟定的电缆敷设清册及顺序架设电缆盘，电缆必须从电缆盘的上方引出，施放时电缆盘的转动速度应和电缆的 引速度相匹配。

4）在每次电缆敷设时，由总负责人指定电缆敷设指挥者，所有敷设人员应听从指挥者的统一发令。指挥者在敷设过程中，应对敷设路径进行巡视，并随时通过对讲机与电缆敷设终点设备负责人联系，以使掌握电缆敷设到位情况。

5）每根电缆敷设完毕后要及时进行整理，并将附在电缆外皮上的泥土及脏物擦干净，在桥架转弯处、竖井上下处、桥架向上向下弯头处、直线段桥架每隔一

6）电缆敷设一次到位，即每根电缆敷设完毕后，及时将电缆穿入盘、箱内，以防电缆遭受不必要的损伤。电缆敷设在易积粉尘或易燃的地方时，采用封闭电缆槽或穿电缆保护管。

7）电缆的弯曲半径不小于其外径的10倍，电缆保护管的弯曲半径须满足上述要求。8）在电缆两端应挂有标明编号并可长期识别的标志牌。9）电缆敷设完毕，电缆两端应及时加以封闭。

（电缆敷设、直流柜、逆变器及箱变安装及接线）施工方案

10）严禁敷设有明显机械损伤的电缆。电缆敷设时，要防止电缆之间及电缆与其它硬质物体之间的磨擦。

3.6电缆接线

引入盘、柜的电缆排列整齐，标志清晰，避免交叉，并固定牢固，不得使所接的端子排受到机械应力。

控制电缆接线，每个盘柜宜由同一人作业，以防止差错。布置同一型号电缆应采用同变度，保持间距一致、平整美观。电缆芯线确保无伤痕。单股线芯弯圈接线时，其弯曲方向要与螺栓紧固方向一致；多股软线芯要压接接线鼻子后，再与端子连接。导线与端子或绕线柱接触须良好，每个接线端子的每侧接线为一根，不得超过2根，导线在端子的连接处留有适当余量。备用芯的留用长度为盘内最高点。

光伏发电项目实施方案 篇2

关键词：光伏发电,工艺方案选择,电气方案选择

0 引言

太阳能光伏发电作为重要的可再生能源形式, 发电产业快速发展, 市场应用规模迅速扩大, 太阳能光伏发电有可能在不远的将来很大程度上改变能源生产、供应和消费方式, 给能源发展带来革新[1]。广东省是我国能源消费大省, 同时作为经济大省, 伴随着经济的快速发展, 对能源的需求量也在显著增长, 为满足电力系统可持续发展的战略要求, 积极地开发利用本地区的太阳能等清洁可再生能源已势在必行、大势所趋, 以多元化能源开发的方式满足经济发展的需求是电力发展的长远目标。

1 工程概况

项目选址在广东某市, 工程规划建设3MW光伏发电项目, 为节约用地, 项目建设在两所大学校区已有建筑物内, 分别为A站和B站。A站用于建设建筑有教学楼、图书馆、行政楼等共计19幢建筑, 屋面有效面积合计达到16060 m2, 计算太阳能电池组件安装容量可达1557.36k Wp。B站用于建设太阳能光伏电站的的建筑主要有行政楼、图书馆、教学楼以及体育看台等共15幢建筑, 总共可利用屋顶面积约为16483m2, 计算太阳能电池组件安装容量可达1446.48k Wp。

2 光伏发电系统工艺方案选择

2.1 系统方式选择

目前上网型太阳能光伏发电工程的形式主要有:光伏建筑一体化 (BIPV) 、地面太阳能发电场、屋顶太阳能发电系统 (BAPV) 。 (1) 光伏建筑一体化是光伏发电系统以建筑材料的形式作为建筑的一部分, 通常为建筑屋顶和光照条件较好的建筑立面, 发电多为建筑自用[2]。 (2) 地面太阳能发电场是利用地面专门的场地建设光伏发电系统, 需要占地面积较大, 在我国一般建设在西部地区较多; (3) 屋顶太阳能发电系统则是利用现有建筑的闲置屋顶, 建设光伏发电系统, 所需条件是有较大面积且朝向较好的建筑物屋顶, 该方案主要优点是受日照辐射条件好, 不占用专门的用地面积, 符合建设条件的建筑量大, 可大规模推广应用, 而且建设改造成本低, 发电并网条件好, 光伏组件安装方式比较自由, 系统效率高, 可实现较大规模装机[3]。

综上所述, 与其它光伏发电形式相比, 屋顶太阳能光伏发电系统具有突出的优点, 尤其适合在工商业发达且缺乏可供开发利用空地的地区大规模推广应用, 经过方案比较, 该项目采用屋顶太阳能发电形式, 考虑需要较大屋面, 同时为便于管理, 经过选址, 目前某市大学城恰具备这种条件, 而且在大学城具有更好的示范效应, 对推动我国在该领域的成功运作更具有示范意义。

2.2 光伏组件选择

光伏组件约占整体造价的50%, 是太阳能发电系统中价值最高的部分, 其质量和成本将直接决定整个系统的质量和成本, 所以对光伏组件的选择显得尤为重要[4]。目前太阳能电池主要有晶硅、薄膜、聚光三种材料, 薄膜为第二代光伏技术, 主要运用于建筑一体化项目, 聚光为新兴的第三代光伏技术, 虽然转换效率高达40%以上, 但目前在起步阶段, 运用不广泛, 且成本高, 而晶体硅电池因转换率较高、成本相对较低是目前的主流品种[5]。

当前单晶硅太阳能电池板的单体光电转换效率为16%~18%, 转换效率最高, 但是制作成本高, 还没有实现大规模的应用。多晶硅太阳能电池板的单体光电转换效率约14%~17%[6]。制作成本比单晶硅太阳能电池要便宜一些, 材料制造简便, 节约电耗, 总生产成本较低, 因此得到大量发展。同样尺寸组件的单晶硅电池与多晶硅电池的标称峰值功率相同, 如表1所示:

从上表可以看出, 同样尺寸的光伏组件, 多晶硅与单晶硅组件标称峰值功率参数基本相同。同样的屋顶可利用面积, 可认为选择多晶硅或单晶硅组件装机容量几乎没有差别。

在目前的市场售价情况来看, 晶体硅光伏组件的售价主要以“瓦”为单位, 而且每瓦单晶硅电池与多晶硅电池价格基本接近, 但因多晶硅光伏组件大规模生产, 价格稍低, 所以本项目选择多晶硅光伏组件。

2.3 光伏组件角度选择

光伏组件角度选择, 与光伏组件发电量有很大关系, 光伏组件安装倾角的最佳选择取决于诸多因素, 如地理位置、全年太阳辐射分布、直接辐射与散射辐射比例和特定的场地条件等[7]。本项目地处中国大陆南方, 其范围是东经112°57′至114°3′, 北纬22°26′至23°56′。根据设计软件, 计算不同角度发电量对比分析见表2:

从上表看出, 计算角度在10~20°之间为发电量缓慢上升, 20~25°之间为发电量缓慢下降, 在其它区域, 变化较陡。为保证项目发电量最大, 所以本项目选择最佳角度为20°, 趋势图见图1。

3 光伏发电系统电气方案选择

3.1 逆变器选择

光伏并网逆变器是光伏并网发电系统中核心部件[8], 其主要功能是将太阳能电池板发出的直流电逆变成交流电, 并送入电网。其效率的高低、可靠性的好坏将直接影响整个光伏发电系统的性能, 所以正确配置选型显得成为重要。目前逆变器根据工作方式分并网逆变器和不并网逆变器;根据逆变器的内部结构:带隔离变压器的逆变器 (低频工频变压器、高频变压器) 和不带变压器的逆变器[9]。本项目采用并网逆变器, 下面按‘逆变器的内部结构’分别论述, 详见表3:

从上表可知, 带隔离变压器并网逆变器, 具有更为安全的特点, 根据现场布置特点, 逆变器要求容量在50~500k W之间, 要求容量较大, 所以本项目选择工频隔离变压器并网逆变器。

3.2 并网方式选择

并网太阳能发电系统由光伏组件、逆变器、计量装置及配电系统组成。目前并网主要有两种形式, 小容量及大中型容量: (1) 小容量光伏发电对电网系统的影响可以忽略, 其并网方式一般采取就近较低电压等级并网, 此类并网方式一般注意两点, 由于光伏上网电价一般与常规电价的差异较大, 两者计量装置需分别设置, 考虑并网线路首末电压差异, 优先选择并网容量小于用电负荷的线路并网; (2) 大中型光伏电站由于并网容量较大, 对电网系统潮流影响较大, 必须采取专线并网方式, 具体并网方式有专线直接并网方式和多家光伏电站汇集后专线并网方式[10]。

由于本项目光伏方阵分布在两所大学校区, 面积广, 距离长, 所以本项目采用分散发电、就地升压、集中控制、高压单点并网, 低压就近并网的原则。总体将两所大学校区分为A、B两个站, 根据距离长短, 部分采用低压并网, 其余汇流高压并网, 既满足上网需求, 也减少了线损, 提高发电效率。

4 总结

通过以上方案合理选择, 并注重在系统优化、设备优选, 如电缆走向尽量选择最短路径、就近升压后集中输送、优先选择优质设备厂家等措施, 本项目自2011年12月竣工至今, 项目总体运行良好, 发电容量达到预期发电目标, 收到很好的社会及经济效益:

(1) 与同容量的燃煤电厂相比较, 每年可减少CO2排放量2195.77t, SOx排放量16.72t;NOx排放量4.61kg, 有效保护了环境;

(2) 项目建设于高校校内, 使师生时刻感受到清洁能源的存在, 起到很好的教育示范效用, 提高项目示范意义;

(3) 项目建设对高校太阳能研究, 提供了广阔平台, 加强了产学研结合, 对光伏发电起到很好的推广作用。

参考文献

[1]赵春江, 杨金焕, 陈中华, 等.太阳能光伏发应用的现状及发展[J].节能技术, 2007, 25 (5) :461-465.

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[9]王宏发.光伏发电中的电力电子技术[J].机械制造与自动化, 2010, 39 (5) :175-177.

光伏发电项目实施方案 篇3

摘要：光伏发电是新时期符合时代特点的首选能源，中国相关部门出台若干配套政策，为其市场发展更提供了有力支持。尤其西北地区属于太阳能资源丰富地区，开发潜力巨大，光伏发电市场发展迅速。准确地对光伏发电项目进行效益评价，可以为企业投资光伏发电项目提供可靠的投资依据，规范光伏发电产业及市场合理发展。

关键词：光伏发电；效益；环境影响

引言

我国是能源消费大国，随着煤炭及油气燃烧带来的环境问题和化石能源供应的日趋枯竭，开发清洁能源己迫在眉睫。我国政府2005年颁布的《中华人民共和国可再生能源法》明确规定将包括太阳能、風能在内的可再生能源列入“国家能源发展的优先领域”。太阳能是取之不尽的清洁能源，被看成是未来可再生能源利用的重要方向。本文就如何提高光伏发电项目的综合效益展开研究，希望能起到抛装引玉的作用。

1提高发电量，增加光伏发电效益

1.1光伏组件倾斜角与发电量的关系

以往的太阳辐射研究多关注水平面的辐射研究，对如何充分利用太阳能，如对光伏电池接收面辐射量的研究很少，几乎没有对光伏组件可接收的斜面太阳能总辐射量的观测，缺乏对斜面上太阳能资源状况的评价，导致对光伏电站发电量的估计缺乏理论依据，估算值和实际发电量差异较大。

对光伏电池而言，其光电转换能力不仅与太阳辐照强度有关，还与太阳光的入射角度有关，只有太阳光垂直于光伏组件时，光伏阵列的电能输出才可以达到最佳值。在设计光伏发电系统时，首先要解决的问题就是要确定光伏方阵的倾角，并由此估计照射到方阵面上的太阳辐射量。即使在同一地点，不同倾角接收面上获得的太阳辐射能也有很大差异。通常情况下，固定式太阳能光伏板与水平面成一定角度放置，以求获得最大的太阳辐射量，所以选择合适的倾斜角是太阳能工程设计的关键之一。

1.2光伏组件倾斜角的确定

为增加电站发电量，根据实际太阳运行情况，太阳高度角和方位角每时每刻均在变化，对辐射量最有效的利用方式是组件遵循“向日葵原理”，对太阳位置变化随时调节朝向位置，保持组件表面时刻垂直接收太阳能辐射，方能达到太阳能的最大化利用效果。但这一理论在实际运行时，受到组件支架的工艺水平、电站所在地的天气状况和支架本身耗电情况等因素影响，在实际操作时还需解决很多问题。

影响电站实际发电量的因素不仅有各月辐射量的变化，还有实际电站运行情况、电站电气设备运行情况及电网调节等诸多因素，还需进行多方面的研究。

2维护光伏电站设备，增加长远效益

2.1风沙对光伏发电的影响

高海拔荒漠地区风沙大、降水少，光伏电池表面上大量积尘，严重影响发电效率。电池板表面积尘主要受灰尘自身特性因素和当地气候环境因素的影响。灰尘自身特性因素包括灰尘的粒径、形貌、质量和化学组成等；当地气候环境因素包括温度、降水量、气流、海拔高度等。积尘对光伏发电效率有严重影响。

以青海地区为例，对青海地区的地表沙土和电池板表面灰尘成分、粒径、形貌进行了分析，电池板表面灰尘主要组成是石英和钠长石。灰尘颗粒对电池板有遮挡作用。对于单层灰尘颗粒而言，当灰尘零散分布时，灰尘对电池板的遮挡效果为0-78.5%，当灰尘紧密接触时其遮挡效果为78.5%-91%；对于多层颗粒，灰尘颗粒对电池板的遮挡作用呈现指数变化。光伏电池板表面灰尘粒径D为0.252-141.589μm灰尘颗粒半径的变大和灰尘质量或数量的增加，都会使电池板的受光面积减少，从而影响发电量。

2.2风沙问题的解决措施

荒漠地区的光伏电站多用水射流方式进行除尘作业。水射流除尘的费用低、设备简单，在除尘的同时，还降低电池板表面温度而提高光伏发电效率。但是，这种除尘方式耗水量大、易污染光伏组件，尤其是在电池板表面会残留一层难以清除的水垢，形成阴影区，极容易造成二次积尘。经科学家的研究显示，用加入表面活性剂的水来清洗电池板表面，使水呈偏酸性，以消除水垢残留，其清洁效果最佳。

3光伏发电项目的环境效益

3.1节能减排、改善当地生态环境质量

一般来说火力发电的污染主要有两方面：一是二氧化硫，二氧化碳，灰尘等气体污染物；二是重金属污染。火电厂是以煤炭为燃料，而燃煤中含有As，Cd，Pd，Ni，Hg，Cr等多种重金属元素，这些重金属元素及形成的化合物会造成生物中毒且对土壤、水、空气等产生污染。光伏发电是直接将太阳能转换成电能不需要消耗化石燃料，在节能减排、改善当地生态环境方面具有积极、现实的意义。

3.2防风固沙、减少水土流失

西北地区是水土流失、土地沙漠化较为严重的地区，经常爆发沙尘暴天气。而在沙漠地区及无耕种价值的闲置土地地区，大面积的覆盖太阳能电池板，降低了地表风速，减缓风沙危害，不仅可以起到防风固沙的作用，而且提高了土地的利用率。同时，后期的植被恢复后对于控制沙尘暴、防风固沙也具有积极的作用。

4应用

青海省位于我国西北地区，对于光伏发电有其独到的优势：青海太阳能资源丰富，是全国光照资源最丰富的区域之一，年日照小时不低于2250h。太阳能资源充沛，年均辐射量介于4950一6100MJ/㎡之间，并且冰冻灾害较少，气候适合，有利于光伏电池的运行；光伏电站等其他设施的选址一般较为偏僻，而青海地区有大量的闲置土地及荒漠、戈壁地区用来建设光伏设施，投资较少且交通便利；西海地区是国家重要的西电东送基地，“十二五以来在国家和自治区相关政策的鼓励下，新能源快速发展己成为本地经济发展的新增长点。

结语

本文从技术、环境的角度分析了光伏发电项目，通过分析指出，在国家行业支持政策逐步到位后，光伏发电企业必须充分利用太阳能，合理设置光伏组件倾斜角，增大发电量，增加光伏发电企业的经济效益；注重对光伏设备的维护工作，减少风沙对光伏发电量的影响；光伏发电建设也有较大的生态效益，有利于保护环境，减少污染。

参考文献：

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[2]何祚庥."第三代"光伏发电技术[J].建设科技，2010，（14）：64-67.

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[4]王雷.光伏发电量与气象因素关系分析研究[J].江西电力，2013，37（6）：64-66.

光伏发电项目备案程序 篇4

企业完成可研报告、承诺函——县发改委初审——县发改委向市发改委报文——市发改委审查后通知企业——企业网上办理备案手续——到市发改委领取备案表。

光伏发电可研补充资料 请在概述中补充以下内容：

一、明确每个屋顶的名称、面积、朝向；

二、建设规模中，使用光伏发电板的规格、数量、安装角度、朝向角度。

三、计划开工和竣工日期；

四、资金来源和筹资方式；

五、发电模式（自发自用、全额上网、自发自用余电上网），如果全额上网，请说明原因。

注：企业编制的可研报告可以简化为项目申请报告书，可以不包含环境影响、经济分析、效益分析、社会影响分析等内容。

但要增加企业三证合一证书、生产经营情况等信息内容，租用厂房的要附企业法人代表签订的租赁合同。

光伏发电项目的申报流程1 篇5

一、金太阳示范工程主要申报流程

1、市（县）政府牵头成立金太阳示范工程领导小组，负责该项目的组织申报和协调落实工作，通过组织现场踏勘确定具体实施方案。

2、市（县）科技局根据“金太阳示范工程实施方案编制大纲”编制项目实施方案，报送省科技厅。

3、市（县）科技局组织设计单位针对具体项目编制可行性研究报告，报送县级以上经济发展改革局批复立项。

4、对于并网发电项目，县政府需协调县电力部门出具准许并网的意见。

5、市（县）政府或县科技局组织项目公开招标，择优选择工程总承包商，或系统集成商和关键设备（包括控制器、逆变器、锂电池和跟踪设备等，并网项目地方只招系统集成商和辅材）供应商，并与最终确定的中标方签订中标协议、工程合同或购销合同，作为证明光伏系统总投资的有关凭证。

6、中标方应提供上述相关关键设备的检测认证报告。

7、市（县）财政局落实“金太阳示范工程”配套资金，并出具资金落实证明文件。

8、对于新建项目，须提供建设用地规划许可证、建设工程规划许可证、土地使用证、建筑工程使用许可证及相应级别环保部门（如县环保局）对项目环境影响报告书（表）的批复等有关证明材料。

9、市（县）气象局出具近10年对当地太阳能资源及气候条件证明材料。

10、市（县）科技局综合上述所有申报材料，按照“金太阳示范工程 财政补助资金申请报告编制大纲”向省财政厅、科技厅、发改委递交相关项目“金太阳示范工程财政补助资金申请报告”。

11、省科技厅审核通过后报送科技部、财政部、国家能源局。

二、申报相关证明材料

□立项审批文件，□可行性研究报告和实施方案 □相关设备认证证书（检测报告）□土地使用证 □建设用地规划许可证 □建设工程规划许可证 □建筑工程施工许可证 □施工图设计文件审查合格证书 □自有资金、银行贷款等资金落实证明文件 □系统集成商或光伏发电主要产品供应商与业主单位签订的中标协 议、购销合同、工程造价文件等可以证明光伏系统总投资的有关凭证 □相应级别环保部门对项目环境影响报告书（表）的批复 □项目建设地太阳能资源及气候条件证明材料 □提供本地负载接入点的批准文件、电力接入方案批复

三、关于项目立项

1、市（县）政府根据可行性研究报告对该项目立项；

四、需要市县科技局协调有关部门提供相应资料（均提供电子文档及电子图）

（1）项目建设地太阳能资源及气候条件证明材料

由当地气象局提供的最近10 年详细气象水文资料，主要包括 ：

全年的月辐射量、月均日照时间、日出（日落）时间、最低（高）温度和平均降雨量，可提供雨、雪、风速、冻土深度等气象数据。

（2）项目建设地地理条件

项目建设地的名称、地理位置，经纬度、海拔高度。

（3）场地概况及图纸（项目建设地为空地）

项目建设地为空地，需提供场地概况及图纸，主要包括场地面积、地 质、地形以及周边环境等。

（4）当地电网情况及并网条件

1）当地电网具体的情况，主要包括目前电价、日均用电量、变压器数量及容量、与项目建

设地的距离，由当地供电公司提供的电网调度情况，以及当地供电公司对并网的支持；2）光伏发电项目选址周围的所有用电总负荷量（应略大于光伏发电的装机总容量2 兆瓦），周边变配电室总平面布置图、电气总说明、10kV 供电系统图、0.4kV 供电系统图、配电室平面布置图、配电室供配电图、防雷、接地图；所有单位的变压器容量、数量，微网项目还需提供负载用电情况、负载特性、供电时间；3）光伏发电项目选址周边的输配电线路情况：10KV、110KV、220KV距光伏发电站的位置、距离；

金太阳示范工程申报流程

一、业主提供 《可行性研究报告》 《工程实施方案》 《财政补助资金申请报告》

二、业主协调相关政府部门

1、电力部门准许并网意见；

2、融资方案、自有资金、银行贷款等资金落实证明；

3、项目建设地太阳能资源及气候条件证明资料；

4、环保部门环境影响报告书；

5、建设用地规划许可证；

6、建设工程规划许可证；

7、土地使用证；

8.建筑工程使用许可证（注：4~8为新建项目时提供）。

三、签订文件

1、关键设备商与业主单位签订的中标协议、购销合同等文件。

2、光伏组件、控制器、逆变器、蓄电池和跟踪设备等关键设备的检测认证报告。

四、以上资料整理报省（直辖市）级发改委立项批复。由业主上报。

五、报省（直辖市）财政厅、科技厅、能源局盖章。

六、上报国家。

七、批复，施工建设

光伏电站审批整体流程

发电类项目属于核准制，比较繁琐。

业主首先编制项目申请报告（可行性研究报告一般针对备案类项目）报当地发改部门，发改部门会征询规划、土地、环保、电力、节能等部门的意见，其中主要支持文件为规划许可、土地出让/转让/租赁合同、环评批复、电网并网许可或复函、银行授信证明等。根据经验，电网的支持文件是最难获取的，需要与当地电力部门做更充分的沟通。项目申请报告和相关支持文件拿到后，可以做成报批版的项目申请报告，报当地发改部门审批。

这个过程中，与发改、电力、规划、土地、环保等部门的沟通是最重要的，部门与部门之间通常会扯皮，一方以另一方出具证明为先决条件，所以政府的协调市最关键的大中型光伏发电项目核准前后的申报流程:

一、项目前期部分：

1、项目核准所需支持性文件都有：可行性研究报告批复意见、开展项目前期工作的通知、土地初审文件、土地预审文件、环境评价批复文件、水土保持批复文件、项目贷款文件、系统接入文件。

2、以上支持性文件由以下单位发文 ：可行性研究报告和开展前期工作通知由省发改委发放，土地初审文件由项目所属当地国土部门发放，预审文件由省国土厅发放，环境评价批复文件由省环保厅发放，水土保持批复文件由省水利厅发放，项目贷款文件由项目所申请贷款的银行发放，系统接入文件由电网公司发放。

3、在申请土地预审时需要文件：土地初审文件、土地现状图、土地规划图、土地预审申请表、土地预审请示文件、土地影响规划报告。

4、申请土地预审时都有国土厅以下处室参与：规划处、耕保处、利用处、地籍处、执法大队。

5、当确定在一地区建设项目时，首先应注意以下问题：应注意项目所在地占有土地的性质，是否与当地土地规划部门所规划的建设项目用地冲突。应注意项目所在地附近是否有可靠电网接入点。

6、在申报项目建设用地时需提供以下文件：项目所在地压覆矿产评估报告、地质灾害评价书、项目所在地勘测定截图、土地复垦报告书。

7、怎样保证项目前期工作高效快速的进行：可同时进行多项批复文件的基础编制工作，如：同时委托多家单位做项目水土保持报告书、环境评价报告书、土地影响规划报告书、接入系统可行性报告等。在选择报告编制单位时应按照相关批文单位制定单位委托。

二、报表统计部分：

1、发电厂用电量、发电厂用电率、综合厂用电率的计算公式:：发电厂用电量=发电量-上网电量；

发电厂用电率=（发电量-上网电量）/发电量 综合厂用电率=（厂用电量+外购电+设备自耗电）/发电量

2、发电量、利用小时、平均设备容量之间的关系： 发电量=平均设备容量×利用小时数

3、发电量、上网电量、线损率之间的关系：：上网电量=发电量×（1-线损率）

4、构成项目总概算投资有以下几大部分：设备费、建筑费、安装费、其他费用。

光伏发电项目实施方案 篇6

一、中国太阳能发电市场背景

过去三年是中国太阳能光伏发电项目强势发展的三年，主要原因在于其自身作为可再生能源的天然优势：与传统的火力发电相比，太阳能发电利用的是清洁的太阳光能，对环境的影响几乎是零；与另一种可再生能源核电相比，其安全性优势明显；与水力发电和风力发电相比，又对地理环境的依赖程度更低。近年来，中央和地方均出台多轮促进太阳能发电项目开发建设的法规和政策，宏观层面有包括太阳能在内的可再生能源发电长期发展的战略规划，微观层面，则从项目审批、项目用地、电价补贴和税收优惠等各方面提供政策性支持，尽力创造有利的投资环境，鼓励境内外资本进入光伏产业。

我们认为上述鼓励政策已初见成效，这可以从两个方面直观感受到，一是中国太阳能发电市场在国际太阳能发电市场所占比重的变化，二是太阳能发电在全国电力工业装机容量占比及增速的变化。

首先是装机容量。2015年4月发布的《全球新能源发展报告2015》显示，2014年全球光伏市场新增装机容量达到47GW，其中中国新增装机容量位列全球第一，为13GW，占27.7%。截至2014年底，中国太阳能光伏装机总量超过30GW，成为世界第二大光伏应用大国。其次是多晶硅产能。多晶硅作为太阳能电池板的核心原材料，其制造业呈现明显的垄断格局，中国多晶硅产能占全球总产能的45%，与美国和欧洲的产能之和基本相当。最后是产业融资额度。在2014年度中国太阳能产业融资额为380.4亿美元，占全球融资总额的28.2%，位居全球首位。

在国内电力市场，太阳能发电项目在全国电力业务构成中的比重也持续增加，且增速大大超过其他类型发电项目。根据2015年1月国家能源局发布的2014年全国电力工业统计数据显示，并网太阳能发电增长率达67%，增速远超其他发电类型，具体见下表：

2014年全国电力工业统计数据（信息来自国家能源局）指标名称

全口径发电设备容量 水电 火电

计算单位 万千瓦 万千瓦 万千瓦

全年绝对量 136019 30183 91569

8.7 7.9 5.9

全年增长率（%）核电 并网风电

并网太阳能发电[1]

万千瓦 万千瓦 万千瓦

1988 9581 2652

36.1 25.6 67.0 太阳能发电项目在中国具有巨大的投资开发潜能，市场前景广大。对于有意向的投资者而言，首先需要了解中国在宏观层面上对太阳能发电市场的鼓励性政策。

二、光伏发电鼓励政策梳理

中国对太阳能发电项目投资开发所依据的主要法律是2009年修订的《可再生能源法》。该法明确规定，国家鼓励和支持可再生能源并网发电，并明确可再生能源包括太阳能。此后，国务院于2013年出台《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》（国发[2013]24号）（以下简称“国务院24号文”），该文将太阳能光伏产业描述为“是全球能源科技和产业的重要发展方向，是具有巨大发展潜力的照样产业”，并将其定位为“中国具有国际竞争优势的战略性新兴产业”，从而明确了太阳能光伏产业在中国产业发展序列中的战略性地位。此外，国务院24号文还从市场开拓、产业结构调整、规范产业发展秩序、支持政策的出台等方面对太阳能光伏领域做了宏观层面的规划。值得注意的是，国务院24号文还强调除了推进太阳能光伏电站建设之外，还要大力开拓分布式光伏发电市场，提出了建设分布式发电示范区的规划[2]。2014年国务院办公厅印发的《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》，将“加快发展太阳能发电”列入未来五年的战略计划中，并提出到2020年光伏装机容量达1亿千瓦的目标。

紧随国务院24号文之后，国家能源局先后出台《光伏电站项目管理暂行办法》（国能新能[2013]329号）（以下简称“《项目管理办法》”）和《光伏发电运营监管暂行办法》（国能监管[2013]459号）（以下简称“《运营监管办法》”），前者专门对集中式太阳能光伏电站的规模管理、项目备案、电网接入做了具体规定；后者则强调太阳能发电项目（无论是集中式光伏电站还是分布式光伏发电[3]）作为电力业务的一种，其自身的运营要纳入到电力业务监管体系之中，予以规范。结合两办法的主要规定，我们可以总结出以下在投资开发太阳能光伏电站须注意的几个方面。

（一）规模指标管理

《项目管理办法》明确了中国太阳能光伏电站建设每年度是有规模控制的，即每一年度建设的装机容量不得超过当年所规划确定的指标额度。各省级地方政府要在此基础上出台本辖区的太阳能电站建设年度实施方案。具体规模指标出台办法是：国家能源局编制全国太阳能发电发展规划，确定全国光伏电站建设规模和各省年度开发规模。各省级能源主管部门根据本地区年度指导性规模指标，编制本地区年度实施方案建议，报国家能源局审定。各省级政府按照国家能源局下达的年度指导性规模指标，扣除上年度已办理手续但未投产结转项目的规模后，作为本地区年度新增备案项目的规模上限。年度实施方案的完成情况，是国家能源局确定下一年度该地区指导性规模指标的重要依据。

根据国家能源下发的《2015年光伏发电建设实施方案》，2015年全国新增光伏电站建设规模指标为17800MW。在各省级地方年度新增规模指标中，根据各地方太阳能资丰富程度而新增规模指标各有不同，其中新增额超过1000MW的省份有新疆（1300MW，若包含新疆生产建设兵团，则为1800MW）、河北（1200MW）、江苏、浙江、安徽、青海和宁夏（均为1000MW）。新增额最小的是海南和贵州，均只有200MW。

对投资者而言，应注意在投资国内太阳能电站时，上述规模管理制度对投资建设可能产生的两个影响：

第一，应关注所投资建设的省份每年新增指标是多少兆瓦，尤其是该省份上一年度已取得项目开发权但未建成投产项目所占今年新增指标的额度。拟投资的太阳能电站装机容量在当年度确定建设规模范围内时，才可能取得项目开发权，这对投资者而言实际上是一道隐形门槛，可能影响到投资者的投资战略和布局。

第二，应关注拟投资省份是否存在普遍的限电情况。《项目管理办法》明确了对已发生明显弃光限电问题且未能及时解决的地区，停止下达该地区年度新增指导性规模指标，对建设实施情况差的地区，相应核减下年度该地区指导性规模指标。如果拟投资地区在上一年度限电严重，很可能在下一年度新增规模指标被下调甚至取消，这会对投资者的投资计划造成严重影响。

（二）项目备案管理

《项目管理办法》确定了中国太阳能发电项目的许可制度采用备案制而非核准制，备案主管部门为省级能源主管部门。但是，根据我们以往的项目经验，部分省级地方政府已通过颁布地方规章或地方规范性文件的方式将该备案权限下放至市一级能源主管部门，如内蒙古自治区[4]。

除对太阳能发电项目采取备案制之外，国家能源局发布的《关于进一步加强光伏电站建设与运行管理工作的通知》（国能新能[2014]445号）（以下简称“光伏电站通知”）进一步要求各省级能源主管部门明确光伏电站项目备案条件及流程，并“尽可能减少项目备案前置条件”。根据以往项目经验，我们发现很多地方的项目备案文件的确不再要求取得环评批复、用地预审、规划选址、节能评估等前置性许可文件。但是，我们理解，此处的前置性文件提供义务的豁免仅限于地方能源主管部门项目备案这一环节，并不当然意味着投资者不需要向环境、国土、规划等主管部门申请获得相关许可。在进行具体项目投资开发之前，建议投资者就具体的备案文件提供要求向当地能源主管部门进行详细咨询。

对于非新建而是收购已建成投产或已拿到项目备案文件的太阳能电站项目，投资者须关注国家对投资主体变更时的管理要求。《光伏电站通知》明令禁止买卖项目备案文件及相关权益，已办理备案的项目如果投资主体发生重大变化，应当重新备案。《项目管理办法》也要求项目单位不得自行变更光伏电站备案文件的重要事项，包括项目投资主体、项目场址、建设规模等主要边界条件。针对实践中频繁出现的倒卖光伏电站备案文件的乱象，国家能源局于2014年底出台了专门规范性文件《关于规范光伏电站投资开发秩序的通知》（国能新能[2014]477号）（以下简称“《规范通知》”）。《规范通知》并未一刀切地规定只要涉及投资主体变更均须重新办理备案手续，而是将项目以“投产之日”为界限划分进而区别对待：如果电站已经投产，则投资主体变更无须重新办理备案；但若项目已取得备案文件但尚处于建设期而未投产的，则须向能源主管机关申请重新办理备案。

我们在项目实践中曾经遇到过两个问题：

一是部分省市的能源主管机关对项目投产之前对因投资主体变更申请重办备案的处理方式不同；二是其对“投产之日”的理解存在差异。第一种情形主要体现在有些能源主管机关并非重新出具备案文件，而代之以同意函的形式承认新投资者为项目投资主体，甚至存在答复称不需要重新办理备案或取得任何同意文件的情况。针对各地区具体操作方式的不同情况，建议投资者要求转让方事先获得当地能源主管部门的批准或明确答复。对于第二种情形，对投产之日的理解是电站已完成全部竣工验收之日，还是实际并网发电之日（即试运行开始之日）？抑或是试运行期满后的正式商业运营之日？根据从国家能源局获得的咨询答复，对此应理解为光伏电站开始实际并网发电之日。

（三）电网接入与运行管理

太阳能光伏电站建成后需接入国家或地方电网，远距离输送所发电力。因此，此类项目不仅要符合太阳能光伏产业政策，还要符合国家对电力行业的一般性监管要求，同时要注意对太阳能电站电网接入的一些特别规定。

1、并网验收及其他验收

包括太阳能发电项目在内的任何电站在实际并网前均须通过当地电网公司组织的并网验收以及其他各项验收，如环保验收等。通过并网验收不仅是电站具备实际并网发电能力的证明，同时并网验收文件也是申请办理电力业务许可证的必备申请文件之一。实践中并网验收文件主要包括建筑工程质量监督报告、电力质量监督报告、并网前安全性评价报告、并网前技术监督报告等，最终以电网公司出具的内部各业务部门审核通过的并网验收意见会签单的形式作为电站完成并通过并网验收的证明文件。

除此之外，太阳能电站还须通过环保部门的环保竣工验收、公安消防部门的消防验收、安监部门的水土保持验收等项目相关验收。在上述验收均通过之后，电站方可进入与电网公司签署配套协议和取得相关许可的阶段。

2、取得电力业务许可证与签订并网协议和购售电合同

“一证两合同”是适用于所有类型电站项目的一般性要求。《运营监管办法》明确规定太阳能发电项目应当遵守电力业务许可制度。《电力业务许可证管理规定》（以下简称“《电力许可证规定》”）也规定并网运行的电厂应当申请获得发电类电力业务许可证。对于太阳能电站而言，如未取得电力业务许可证就并网发电，则要面临没收违法发电所得且处以所得5倍以下罚款的处罚。根据《电力许可证规定》，申请电力业务许可证之前须取得项目备案文件、环评批复、发电设施具备发电能力的证明文件和竣工验收文件。需注意的是，根据国家能源局出台的政策，并非所有太阳能电站项目均须办理电力业务许可证[5]。分布式光伏发电项目和装机容量小于6MW的太阳能电站均免除该项要求，项目运营主体可直接与电网公司办理并网手续。

购售电合同与并网调度协议的签署是在取得电力业务许可证之前。实践中，为及时并网发电，新能源发电项目运营主体往往先申请电力业务预许可证，该预许可有效期限往往为一年。电站运营主体在取得预许可之后与当地电网公司签署并网协议和购售电合同，电站进入试运行阶段，在预许可过期之前申请办理正式的电力业务许可证。根据有关并网制度的法规，这两份合同是电站并网运行的前提条件[6]。

3、电站场内线路建设与升压站共用问题

《项目管理办法》明确了太阳能电站项目的场址内集电线路和升压站工程的投资建设由项目单位负责，送出线路的建设由电网公司负责。但在实践中，部分电站项目的送出线路也由项目单位负责建设。此时应注意虽然太阳能电站项目本身已由《项目管理办法》确定为备案制从而不属于政府核准项目的范围，但电站场址内的送出线路属于电网工程，根据国务院于2014年最新修订的《政府核准的投资项目目录》，电网工程属于政府核准的范围。据此，太阳能电站项目除了应具有项目备案文件之外，还应就场址内送出线路建设单独获得地方发改委的项目核准文件，这是投资者在并购尽职调查中应予以关注的问题之一。

一般而言，作为太阳能电站项目的关键设施之一，升压站应由项目单位自行建设并运营维护。但在以往项目经验中，也遇到过部分太阳能电站共用同一园区内其他在先建成投产电站的升压站，与对方签订升压站协议并按约定支付使用费。我们理解，《项目管理办法》并未明文禁止升压站必须由项目单位自行建设并使用，如果升压站设计容量足够，应可以与其它电站共用升压站，并约定具体使用方式和使用费的支付。

（四）税收方面优惠政策

国家对太阳能电站在税收方面的优惠政策主要体现在三个方面。

一是根据《企业所得税法实施条例》，电力项目属于国家重点扶持的公共基础设施项目，可享受“三免三减半”的税收优待，即在原有企业所得税税率基础上，电站投资经营所得自取得第一笔生产经营收入所述纳税年度起，第一年至第三年免征企业所得税，第四年至第六年减半征收企业所得税。

二是中国西部地区是太阳能资源的富集地带，且太阳能发电属于国家鼓励类产业，因此在西部地区投资开发太阳能电站项目还可享受到按15%的税率征收企业所得税的优惠[7]。根据以往项目我们从当地税务机关获得的答复，该项税收优惠可以与“三免三减半”优惠政策叠加适用。

举例而言，一般企业所得税税率是25%，一个在西部省份建成投产的太阳能电站项目，自取得发电收益起的当年开始，前三年的实际税率是0%，自第四年开始，享受西部大开发优惠税率为15%，但在此基础上又根据“三免三减半”政策而减半，故实际税率是7.5%，税收优惠力度很大。

三是享受中央财政补贴的太阳能电站项目，对取得的补贴收入不属于增值税应税收入，不缴纳增值税。为鼓励太阳能发电产业发展，国家专门出台了补贴办法，这部分内容将在下篇着重阐述。

[1]需注意的是，这一数据还不包括自发自用的离网分布式光伏发电项目。[2]基于篇幅所限，本文主要探讨集中式光伏电站的相关法律问题。

[3]国家能源局并未对集中式光伏电站和分布式光伏发电给出定义，市场通常对二者的理解是：集中式光伏电站指充分利用广大未利用土地和相对稳定的太阳能资源构建大型光伏电站，接入高压输电系统供给远距离负荷；分布式光伏发电是指光伏组件主要基于建筑物表面，就近解决用户的用电问题，通过并网实现供电差额的补偿和外送。二者的主要区别：（1）装机容量以6MW为分界点，高于此标准就属于集中式。（2）集中式光伏电站必然并网，远距离送电；分布式光伏则可能离网，即自发自用，即使并网也是近距离送电至终端用户。

[4]根据《内蒙古自治区发展和改革委员会关于我区太阳能发电项目实行盟市备案管理的通知》，“自本文下发之日起，太阳能发电项目由盟市能源主管部门实行备案管理”。

[5]《国家能源局关于明确电力业务许可管理有关事项的通知》（国能资质[2014]151号）。

[6]根据《发电厂并网运行管理规定》第16条，并网发电厂与电网企业应及时签订并网调度协议和购售电合同，不得无协议并网运行。

[7]财政部、海关总署、国家税务总局《关于深入实施西部大开发战略有关税收政策问题的通知》（财税[2011]58号），自2011年1月1日至2020年12月31日，对设在西部地区的鼓励类产业企业减按15%的税率征收企业所得税。

三、太阳能电站项目电价及财政补贴制度

（一）光伏项目的电价构成简单来说，太阳能光伏电站项目的电价构成如下：

光伏上网电价=脱硫燃煤机组标杆上网电价+中央财政补贴额度

脱硫燃煤机组标杆上网电价（以下简称“燃煤标杆电价”）就是传统火力发电项目的上网价格，燃煤电站所发电力以该价格为基础结算，这也是所有能源类型的电站的基础上网电价。国家会对燃煤标杆电价适时调整。由于燃煤电站对环境污染巨大，国家不鼓励此类火力发电项目的建设，因此总的调价趋势是逐渐降低燃煤标杆电价。最近一次调价是2015年12月，国家发改委出台《关于降低燃煤发电上网电价和一般工商业用电价格的通知》（发改价格[2015]3105号）（以下简称“3105号文”），对各省燃煤标杆电价均予以不同程度的调低。

中国对太阳能电站项目上网电价采取有区别的政府定价制度。国家发改委于2015年12月发布《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》（发改价格[2015]3044号）（以下简称“《价格通知》”）按照太阳能资源分布程度将全国分为三类资源区，对每个资源区采用不同的光伏电站标杆上网电价（以下简称“光伏电价”）。按照太阳能资源丰富程度从高到低（I类资源区到III类资源区），光伏电价从低到高定价（I类区0.8元/度，II类区0.88元/度，III类区0.98元/度），这种定价方式旨在促进光照资源相对并不丰富的地区也发展太阳能发电项目，如江苏、浙江等省份，虽然光照强度不及西北各省，但由于光伏电价很高，因而也存在很多太阳能发电项目。此外，在三类资源区之外，西藏自治区适用单独的光伏电价，为1.15元/度。

由于各省燃煤标杆电价不同，且由于在不同类资源区导致光伏电价也不同，故而两者之间的差额也就是国家对光伏项目实际补贴额度也会有所区别。比较北京市和江苏省举例说明：北京市的燃煤标杆电价是0.3515元/度，其被列为II类资源区，适用0.88元/度的光伏电价，因此国家对北京市光伏发电项目的实际补贴额度就是0.5285元/度；江苏省的燃煤标杆电价是0.3780元/度，其被列为III类资源区，适用0.98元/度的光伏电价，因此国家对江苏省光伏发电项目的实际补贴额度就是0.6020元/度。

另外需注意的是，很多省份对本省内光伏电站项目都已出台省级补贴政策，即在国家补贴额度基础之上，对国家确定的光伏电价再增加一部分地方补贴。以往项目中，我们遇到过项目获得的当地价格主管部门出具的电价批复文件载明的上网电价高于国家确定的当地光伏电价，其原因一般就是该省对光伏项目另有补贴。

（二）专项财政补贴的申请与发放

1．电价批复与专项财政补贴的关系

实践中除少数省份外，大部分省份的价格主管部门都会针对具体光伏电站项目出具电价批复文件（少数省份直接以《价格通知》为适用依据，不再单独出具电价批复文件，如西藏自治区），性质上属于行政许可，即允许发电企业与当地电网公司以批复价格结算并网发电电量。一般而言，电价批复确定的上网电价就是国家对该省的光伏电价（也有可能因有省级补贴而比光伏电价略高），即该批复价格已包含了国家对该省光伏项目的专项财政补贴额度，但这并不意味着该光伏电站实际就以所批复的光伏电价进行结算，实践中很多光伏电站仍以燃煤标杆电价结算，原因就在于国家对光伏发电项目补贴资金的发放和相关流程具有专门要求。因此，投资者在收购境内光伏电站项目时，即便看到项目已有有权价格主管部门出具的电价批复文件，但仍可能实际中该电站还是以燃煤标杆电价结算。

2．专项财政补贴政策

《价格通知》中确定了国家对光伏发电项目补贴政策的两个重要方面，一是补贴期限原则上为20年，二是在此期间国家会随着太阳能产业的发展，结合相关因素，会逐步调减光伏电价（实质上就是调减财政补贴额度）。这意味着从长远来看国家对太阳能发电产业的扶持力度会呈逐渐减小的趋势。目前以划分三类资源区确定光伏电价的政策实际上是经历了两次调减后的结果，此前国家最早对全国范围内的太阳能电站光伏电价是划分为1元/度和1.15元/度两档，要比现行光伏电价高。

（1）专项财政补贴发放要求和流程

国家对包括太阳能发电在内的可再生能源发电项目的专项补贴被称为可再

生能源电价附加补助资金（以下简称“光伏补贴”），该项资金来自可再生

能源发电项目的销售电量收入。换句话说，就是从下游终端用户处收取的 电费中拿出一部分用来补贴上游的可再生能源发电项目。财政部、国家发

改委、国家能源局针对光伏补贴的申报、审核与拨付出台了详细的规范性

文件《关于印发可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法的通知》（财

建[2012]102号）（以下简称“《补助办法》”），根据该文，对光伏补贴的申请、审批和发放流程如下：

（2）申请条件

主要有三个条件：一是必须是以可再生能源作为发电来源，太阳能电站自然属于该范畴；二是电站必须已拿到项目备案文件；三是必须已经从价格主管部门取得电价批复文件。

（3）提出申请

符合申请条件的太阳能发电项目单位，同时向省级财政、价格、能源主管部门按照《补助办法》规定的格式要求提出补助申请，由后者初审后联合上报财政部、国家发改委、国家能源局。

（4）审核申请

财政部、国家发改委、国家能源局对各省上报项目材料进行审核，对符合条件的项目，列入可再生能源电价附加资金补助目录（以下简称“《补贴目录》”）。

（5）补贴发放

光伏补贴原则上实行按季预拨、年终清算。各省级电网公司在每季度第三个月提交补助资金申请表至省级财政、价格、能源主管部门，后者报财政部、国家发改委、国家能源局。财政部根据申请情况，将光伏补贴拨付到省级财政部门，省级财政部门按国库管理制度有关规定及时拨付资金。省级电网公司拿到光伏补贴后，按光伏电价和实际上网电量，按月与太阳能电站结算电费。

从《补助办法》规定的光伏补贴审批流程可以看到，对一个太阳能电站项目是否给予光伏补贴的关键依据就是看其是否进入补贴目录。从《补助办法》的规定来看，补贴目录似乎应是一年一发布，但截至目前，财政部公布了五批补贴目录，最近一次公布是在2014年9月，再前一次公布是2013年2月，而第六批补贴目录截至本文出具之日仍尚未公布。由此可见补贴目录并非是在每年度的固定时间发布，这就为太阳能电站及时享受光伏补贴带来了不确定性。

此外，即使最终进入了《补贴目录》，也不能确保太阳能电站按月拿到光伏补贴。仔细研读《补贴目录》对补贴资金拨付环节的行文，会发现其对财政部拨付光伏补贴到省级财政部门的具体时间未做要求，同时省级财政部门对电网公司的拨付也仅是要“及时”而已，并未规定明确时间节点。这就给光伏补贴的实际到位带来了很大的不确定性。而实践中也确实如此。网络公开信息显示，截至2015年上半年，光伏补贴拖欠时间已长达两年多之久，部分光伏电站补贴拖欠时间更是长达3年。补贴拖欠总金额高达约人民币200亿元[1]。这导致原本就融资困难的许多太阳能电站项目都面临资金链紧张甚至濒临断裂的局面。

四、太阳能电站项目土地使用常见问题

太阳能项目作为国家扶持的能源类基础设施项目，其项目用地首先要符合国家土地使用权管理的相关法律法规。总体而言，现有的三种土地使用权获取方式（有偿出让、无偿划拨、租赁）均可适用于太阳能电站项目。国家也未禁止项目以农用地转为建设用地的形式占用农用地，但更鼓励占用未利用地。针对太阳能电站项目自身的开发特点，我们认为太阳能发电项目在某些用地方面具有特殊性。

根据有关土地管理的相关法规，无论是国家所有或集体所有的农用地，如建设项目需要占用的，均须将农用地按照法定程序和要求转为建设用地后，方能予以开发利用。换言之，不得以租赁农用地的形式改变其用途用于开发建设项目。国家在这方面即使对太阳能电站这类新能源项目也并未有任何放开。国土资源部联合其他五个部委于2015年发布的《关于支持新产业新业态发展促进大众创业万众创新用地的意见》（国土资规[2015]5号）（以下简称“《创新用地意见》”）再次明确“对建设占用农用地的，所有用地部分均应按建设用地管理”。

但在以往几年的太阳能发电项目开发浪潮中，出现了一种特别的太阳能发电类型，即光农互补项目，如渔光互补、光伏农业大棚等。此类项目在用地上的特别之处在于，除项目永久性用地是建设用地以外，太阳能电池板矩阵架设在农田、草场、鱼塘或温室大棚之上，如此一来太阳能发电项目实际并不占用农用地，也不会改变该地块原有的农业用途。在前述情形下，太阳能电站是否还属于“占用”了农用地？是否还必须按照土地管理法规的要求将农用地转为建设用地并支付土地使用金后才能进行开发建设？在未有明确法规或政策出台之前，实践当中各地此类太阳能发电项目均是以租赁农用地的形式获得土地使用权。

《创新用地意见》并未回答上述问题，仅明确太阳能项目在使用未利用地时，“对不占压土地、不改变地表形态的用地部分，可按原地类认定，不改变土地用途，在年度土地变更调查时作出标注，用地允许以租赁方式取得”。从行文来看，该内容适用范围应仅限于未利用地，对农用地并不适用。综上，我们认为，即便光农互补的太阳能发电项目并未实质占用农用地地表，但至少占用了农用地地表之上的上层空间，对此是否认定为“占用农用地”是值得商榷的，实践中该等项目在合规性上存在一定瑕疵。

此外，投资者应注意如太阳能电站项目占用农用地中的耕地，根据《耕地占用税暂行条例》，须按照当地人均占有耕地面积缴纳每平方米5元至50元不等的耕地占用税。如占用基本农田，则在当地适用税额的基础上再提高50%。

五、投资者应关注问题总结

基于本文上述对太阳能电站项目的现行政策的梳理，并结合目前太阳能光伏行业发展现状，对于投资境内太阳能发电项目，我们总结了几点对投资者而言应当重点关注并谨慎评估的事项，以供投资决策参考。

第一，投资具体省份和地区时，应关注该省投资规模指标是否充足。这主要从三个层面考察：第一个层面是看国家对该省下发的当年度规模指标总量，这是最直观的体现；第二个层面是了解该省去年已立项但尚未建成项目的规模，这部分是要从该省当年规模指标中予以扣除的，这是对拟投资规模的隐形限制；第三个层面，了解该省在下一年度被调减规模指标的可能性。这主要是依据该省已有项目建设完工情况和该省限电是否普遍来考察。

第二，部分地区限电严重，影响电站开发投资价值。由于国家财政补贴等支持性政策的出台，过去几年太阳能发电站装机容量增速和总规模均呈几何级数增长。截至2016年1月，光伏装机总容量规模均已成为全世界第一[2]。但是，随着行业的发展却出现了电站限电严重甚至部分电站自试运行之后在商业运行期长期关闸停运的现象。据网上公开资料显示，2015年上半年，全国光伏发电弃光限电量约18亿千瓦时，弃光率为10%，其中尤以甘肃、新疆两地最为严重。甘肃省弃光率高达31%，新疆地区为26%，而在2015年12月的统计中，两地单月弃光率更是分别高达39%和59%。[3]

根据我们在项目中了解到的情况，造成限电现象如此严重的原因主要有两个。一是区域性产能过剩。中国西北地区属于太阳能的富集地区，非常适合开发建设光伏发电项目，但是由于当地工业发展和经济生活水平所限，没有东部地区那样大量的用电需求，电站所发电力就地消纳的能力有限。同时，跨省输送电力需要建设特高压电网，技术和资金要求很高，而目前中国电力外输通道建设跟不上，因而出现所谓的“窝电”问题。二是光伏上网电价高于传统燃煤电站，导致电网公司收购太阳能电站所发电力的成本要远高于燃煤电站。在电量消纳有限的情况下，电网公司更倾向于对太阳能电站予以限电，这实质上是新能源与传统能源发电的利益之争[4]。

第三，融资难度较大，主要原因是无法保证项目具有长期稳定的现金流。中国太阳能发电项目普遍存在融资困难的情况，该类电站项目的购售电合同大多为一年一签，这意味着项目的长期稳定发电收益无法通过合同约定予以保证，故银行发放贷款时审查通过难度较高。尽管在鼓励太阳能发电的政策性文件中多次提出以项目发电收益权作为质押实现融资，但实践中银行对以短期购售电合同下的发电收益作担保的贷款持谨慎态度。另外，虽然在2015年国内发行了首单光伏发电收益资产证券化项目，引发对太阳能发电资产证券化这一新融资模式的关注，但同样由于上述限电、补贴拖欠和短期购电合同等原因，导致以太阳能电站收益作为基础资产不够稳定、可靠，对此类融资方式今后能否普遍适用于光伏行业，尚待进一步观察。

光伏发电项目的财务评价体系构建 篇7

关键词：光伏发电,财务评价,实证分析

随着中国相关部门就补贴、退税、电价、并网及融资等问题出台若干配套政策,为国内光伏市场提供了有力支持,国内光伏发电发展加速。2013年全国新增光伏发电装机容量约为1 000万千瓦;截至2013年底,国内累计光伏装机容量达到1 650万千瓦。甘肃省河西地区属于太阳能资源丰富地区, 且拥有大面积的戈壁荒滩,开发成本相对较低,吸引了大批投资者,2013年省内新增光伏发电装机容量约为208万千瓦;截至2013年底,省内累计光伏装机容量达到283万千瓦。

在这样的大背景下,我省光伏发电的发展速度将呈现越来越快,规模越来越大的趋势,但同时也存在着以下问题:光伏发电投资企业不够重视市场分析、财务评价,存在着一定的盲目投资倾向,光伏发电市场可能出现无序发展与过度膨胀,导致其预期经济效益与社会效益无法实现。准确合理的财务评价可以引导光伏发电项目投资者做出正确的决策,规范光伏发电项目的发展。本文运用建设项目财务评价相关理论,在国家现行财税制度和价格体系的前提下,建立光伏发电项目财务评价方法和体系,并进行实证分析,考察文中项目的清偿能力、盈利能力等财务状况,以判断项目在财务上的可行性。

一、项目概况

(一)基本情况

本光伏发电场拟建站址位于甘肃省河西地区,设计总装机容量为49.5MWp。太阳能光伏发电系统由光伏组件、并网逆变器、箱式变压器及进线开关等设备组成。拟采用固定式多晶硅电池组件,多晶硅电池组件选用250Wp规格,组件数量共计206 844块。

本项目财务评价计算期采用26年,其中建设期1年,生产经营期25年。

(二)项目现金流估算

1.现金流出

(1)财务投资和资金筹措。建设项目总投资包括建设投资、建设期利息、流动资金。

建设投资。本工程建设投资为43 197.73万元,单位千瓦静态投资为8 726.81元。

建设期利息。建设资金来源为资本金和银行贷款。资本金占20%,银行贷款占80%,贷款年利率按6.15%计。经计算本项目建设期利息为1 056.89万元。

流动资金。生产流动资金按每千瓦20元估算,共99万元。流动资金中30%为自有资金,70%为银行贷款,贷款年利率按5.6%计。

本项目总投资为:44 353.62万元。

(2)项目运行总成本费用。光伏发电项目运行成本主要包括折旧费、修理费、职工工资及福利费、劳保统筹费、住房基金、材料费、保险费、利息支出、摊销费及其他费用。

发电经营成本为不包括折旧费、摊销费和利息支出的全部费用。

项目的固定资产形成率按100%计,残值率取5.0%,项目折旧年限取15年;维修费率正常投产后前5年取0.2%,保修期过后维修费率为1%,在此费率基础上梯形取费,每五年增加0.1%;电场定员15人,职工人均年工资按7万元计,职工福利费按工资总额的14%计,劳保统筹费按工资总额的29.7% 计,住房基金按工资总额的12%计;保险费按固定资产价值的0.25%计;材料费定额20元 /k W;其他费定额30元/k W。

(3)税金。本项目应交纳的税金包括增值税、企业所得税、销售税金附加。

增值税。增值税税率为17%,实行即征即退50%的政策(根据财税[2008]156号)。

所得税。所得税按应纳税所得额计算,本项目的应纳税所得额为发电利润扣除免税的补贴收入后的余额。企业所得税率为25%,实行三免三减半的政策(根据国税发[2009]80号)。

销售税金附加。销售税金附加包括城市维护建设税和教育费附加,以增值税税额扣除抵扣的增值税税额为计算基数。 本项目城市维护建设税税率取5%,教育费附加费率取5%(含地方教育费附加2%)。

2.现金流入

(1)发电量收入及上网电价。年发电收入 = 年上网电量×上网电价(不含增值税)

光伏电站正常运行期内年平均上网电量为72 547.2MWh。 年有效利用小时数1 465.6小时,第1年发电系数98%,其后二至二十五年发电系数99.2%。

光伏发电上网电价按一类地区现行补贴价0.9元 /k Wh (不含税0.77元 /k Wh)计列。

(2)补贴收入。根据增值税转型相关政策,允许企业购进机器设备等固定资产的进项税金可以在销项税金中抵扣, 本项目抵扣的增值税额为4 316.94万元。该项费用计入补贴收入。

(3)利润及分配。发电收入扣除总成本费用、实缴增值税和销售税金附加后即为发电利润,发电利润扣除所得税即为税后利润。

税后利润提取10%的法定盈余公积金后,剩余部分为可分配利润;再扣除分配给投资者的应付利润,即为未分配利润。

计算期内发电利润总额为70 378.81万元。

二、光伏发电项目财务评价

(一)清偿能力分析

本项目可用于还贷的资金来源为发电利润、折旧费和短期贷款。本项目按贷款条件还贷,偿还期为12年(宽限期1年)。本项目用于还贷的资金主要为发电利润及折旧费。

光伏电场税后利润为利润总额扣除所得税并弥补以前年度亏损后的余额。法定盈余公积金按税后利润的10%提取。税后利润在扣除法定盈余公积金,形成可分配利润,可全部用于还贷。

还本付息表反映各年的还本付息情况。从利息备付率指标看,在借款偿还期内,各年的数字均大于1,说明能够按时支付贷款利息。从偿债备付率指标看,在借款偿还期内,各年数字均大于1,说明能够按期偿还贷款本息。

通过财务计划现金流量表的计算可以看出本项目拥有足够的净现金流量支持,各年累计盈余资金均为正值,项目可以持续运营,资金平衡不会出现问题。

资产负债表反映该项目在计算期内各年资产、负债和所有者权益情况。各年资产总负债率均小于100%,均保持在0~80.34%之间。

(二)盈利能力分析

按上网电价0.9元 /k Wh(不含税0.77元 /k Wh)测算,投资回收期为9.54年(所得税后),总投资收益率为7.77%,投资利税率为5.65%,资本金净利润率为26.06%,全部投资财务内部收益率(所得税前、税后)分别为11.3%、9.93%,资本金财务内部收益率为15.67%,项目具有较好的盈利能力。财务评价指标汇总(见表1)。

(三)敏感性分析

光伏发电项目财务指标敏感性分析主要考虑不确定因素的变化所引起财务指标的变动情况,主要不确定因素包括固定资产投资、发电量、电价等。本文分别计算了总投资、发电量在±5%、±10%的情况下,对投资回收期、全部投资内部收益率、自有资金内部收益率、投资利税率、资本金净利润率的影响 。 另外测算了经营期按前20年上网标杆电价按现行补贴价0.9元 /k W(不含税h 0.77元 /k Wh),后5年按甘肃省脱硫燃煤机组上网电价0.3209元 /k W(不含税h 0.274元/k Wh) 的各项财务指标 。 敏感性分析表(见表2) 。

从表中可以看出,投资、产量、电价均是财务敏感性因素。因此,在项目实施的过程中应优化设备选型和布置、严格控制工程造价;在项目未来运行中,需要加强预测,确保年度发电计划的实现。另外,按前20年上网标杆电价按现行补贴价0.9元 /k Wh(不含税0.77元 /k Wh),后5年按甘肃省脱硫燃煤机组上网电价0.3209元 /k Wh (不含税0.274元 /k Wh) 的测算的各项财务指标呈现负值,因此应当积极争取电价和税费的优惠,以使项目目标可以实现。

(四)本项目经济评价结果

第一,项目投资回收期9.54年,满足贷款偿还期12年 (宽限期1年)的要求;利息备付率、偿债备付率、资产负债率指标良好。

第二,按现行上网补贴电价0.9元 /k Wh(不含税0.77元/k Wh)测算,项目具有较好的盈利能力,财务评价可行 。 总投资收益率、投资利税率、资本金净利润率、全部投资财务内部收益率、资本金财务内部收益率指标理想。

第三,投资、产量、电价均是该项目的财务敏感性因素, 因此投资控制、电量预测,电价补贴对经济评价结果有较大影响。

三、结论

光伏发电系统最大发电量分析 篇8

关键词：光伏；最大发电量

中图分类号：TM615 文献标识码：A 文章编号：1674-7712 （2014） 18-0000-01

一、光伏发电系统

系统利用太阳能光伏效应转化太阳能为电能。相对于火力发电，光伏发电不会造成环境破坏，并且不会产生机械传动，光伏发电系统通常有太阳能电池组件、防雷汇流箱、太阳能充放电控制器、逆变器等构件。

（1）太阳能电池。太阳能电池组件是光伏发电系统中至关重要的部分，光伏组件的总投资占到了光伏电站投资成本的1/2，主要负责将太阳能转换为太阳能。太阳能电池组件转化率是光伏系统中最重要的性能参数。（2）汇流箱。太阳能光伏发电系统中，为了减少光伏方阵及其连接逆变器之间连接电缆和接点数量，使用汇流箱，串联相同型号和个数太阳能电池组成组串，根据逆变器参数确定逆变器组串，并将多个组串并联进入光伏汇流防雷箱，通过汇流箱汇集电流到一点。（3）太阳能控制器。通常在离网光伏发电系统中应用，主要用于控制蓄电池充放电，国内主流控制器主要有24V、48V、220V等几种类型。（4）逆变器。逆变器能够转换太阳能电池方阵直流电为需要频率的交流电，逆变器主要有开网和并网两种类型。

二、光伏组件安装倾角优化

太阳能光伏发电系统为了能够在全年都获得较大的太阳辐射量，光伏组件采光面通常使用面向赤道倾斜方式，北半球的光伏电站组件均向南倾斜放置。光伏发电系统光伏组件倾角对系统发电量有着很大影响，因而确定组件安装倾角是获得系统最大发电量的重要措施。

（一）太阳能辐射量计算

水平面和倾斜面上获得辐射量符合光直射散射分离原理，总辐射量等于直接辐射和散射辐射之和，但是光伏组件阵列面上获得的辐射有光线射向地面反射到组件表面的辐射，水平面上则没有，但是气象站通常只有水平面上的太阳能辐射资料。光伏组件接收平均太阳能辐射量主要受到太阳能辐射量、周围环境温度以及其他设备特性的影响，光伏组件安装通常倾斜进行，计算光伏阵列输出需要将水平面上记录辐射强度反应到倾斜面上，需要通过复杂的数学模型确定倾斜面上的辐射量。

倾角β下斜面太阳能辐射强度模型如下：

倾斜面和水平面直接辐射之比如下：

式中φ-当地纬度；

δ-太陽赤纬；

ω-时角；

n-一年从1月1日其算天数；

ρ-地表反射率。

根据当地纬度和气象资料，就能够求出赤道放置倾斜角β时的倾斜太阳能辐射量。

（二）太阳能电池电力输出计算

太阳能电池输出为曲线特性，温度、光照强度和用电负荷等均会对输出曲线造成影响。温度和光照强度一定的情况下只有在某一个特定输出电压下光伏系统输出功率才能够得出最大值，这就是光伏发电系统最大功率跟踪技术。太阳能电池发电率主要受光照影响，在夜晚或者多云情况下电池输出较少，温度较高时太阳能电池功率将会下降。如下是一种比较实用的模型。

式中E-光伏电池电力输出；

Ht-入射太阳辐射强度；

T-光伏电池表面温度；

c1-实验标定常数；

Hf-标定太阳辐射强度；

C2-太阳能电池组件温度系数。

（三）最佳倾角计算

离网光伏系统通常要求在冬季保持较大的发电量，但是对于一些特殊的离网供电系统要求全年不断电，对于这种系统要保证全面最小辐射量的那天也能够保证光伏的正常工作。冬至日是夜晚时间最长的一天，因而要求光伏阵列倾角需要调整到冬季接收辐射量最大保证冬至日也能够提供相当的发电量。对于并网光伏电站，通常有着较大的装机容量，想要获得最大的发电量，需要选择合适的倾角。使用固定式安装方法倾角越大，装机容量一定情况下，需要占用的面积越大。

三、自动跟踪系统

（1）平单轴跟踪系统。使用一根轴改变电池组件角度，调整太阳光使之垂直与电池组件面板，提高光伏转化率。单轴跟踪系统使用固定转速旋转，通过单轴跟踪支架使太阳能电池面板法线方向和太阳能电池面板法线夹角最小，从而提高光伏系统的发电效率。（2）斜单轴跟踪系统。单轴系统转动轴和地面成一定倾角被称为极轴单轴跟踪。倾斜单轴跟踪直接固定在太阳电池组件倾角上，围绕倾斜周追踪太阳方位，争取获得更大发电效率。（3）双轴跟踪系统。双轴跟踪系统沿着两个旋转轴运动，和斜单轴不同，倾斜角度同样能够调整，因而在理论上能够获得零入射角。电机动力输出通过涡轮蜗杆转化为水平面回转运动馆，并通过位置传感器进行系统转动角度的采集，双轴跟踪是两个角度的跟踪，跟踪效果优于单轴跟踪。对比以上几种跟踪系统，相同容量和规格情况下，双轴系统安装占地面积最大，斜单轴次之，平单轴系统占地面积最小。光伏电站纬度越高，支架投入将越大，获得的发电量越不经济。

四、方阵设计

组件串接方式多种多样，但是为了降低施工复杂程度，采用双联排排列方式，减少占地面积，节省施工线缆长度，并且后期维护工作量少，工作难度小。使用固定方式安装光伏电池组件单元时，需要考虑两排光伏点知组件之间的相互遮挡，会造成光伏单元发电效率的下降。组件前后排最小距离D计算公式如下：

通过计算，能够获得最合理的方阵间距。

五、结束语

迫于能源危机的压力，各国家纷纷开始研究化石能源的替代能源，但是光伏发电系统的效率和经济性问题仍然未能得到很好的解决，研究光伏发电系统最大发电量，对提高光伏发电系统发电效率，促进光伏发电系统的建设和发展有着重要的意义。

参考文献：