光伏发电项目管理经验

2024-07-17

光伏发电项目管理经验（精选13篇）

1.光伏发电项目管理经验篇一

汇报材料

一、工程概况

主变容量：本项目规划容量4MWp分布式太阳能光伏发电系统，包括太阳能光伏发电系统及相应的配套上网设施。太阳能电池阵列输入光伏方阵防雷汇流箱，经光伏并网逆变器接入4台1000kVA升压变压器。各单元通过电缆引线引接至10kV配电装置，并经二回新建10kV线路接入南村线10kV永镇线10KV变电站10kV母线侧并入电网。

二、安全控制

在施工期间，监理、施工负责人对安全的重要性认识统一到位，制定了“以人为本，安全第一，文明施工”的具体措施；施工人员认真贯彻“安全第一，预防为主”的方针，建立安全管理制度，人人讲安全，事事遵守安全操作规程施工，自开工至竣工没有发生一起设备的受伤损事故，达到预期的要求。

三、安装调试参加10KV者南阳变电站安装工程的人员在启东电力有限责任公司各级领导的关心和大力支持下，在监理工程师的指导下，施工人员按照设计要求，严格安国家相关的规程、规范施工。

安装前认真熟悉一、二次及保护图纸，及时发现施工图

纸中的疏漏之处和可能出现的问题。及时主动向监理工程师和设计院反映，将问题处理在施工前；针对施工中的难点提前编制施工技术、安全措施，做到施工时心中有数。施工过程严把“三关”，坚持质量一票否决制：(1)、严把图纸关。首先组织技术人员对图纸进行认真复核，让所有技术人员彻底了解设计意图，其次

严格按图纸和规范要求组织实施，并层层组织技术交底。(2)、严把材料质量关。对每批进入施工现场的钢材等材料按规范要求进行质量检验，并按公司物资管理制度进行管理，杜绝不合格的材料及半成品使用到工程中。(3)、严把过程工序质量关，监督和指导施工严格按照技术图纸、规范及技术措施进行。施工过程中做到“六不施工，三不交接”。“六不施工”是：不进行技术交底不施工；图纸和技术要求不清楚不施工测量和资料未经审核不施工；材料无合格证或试验不合格不施工；隐蔽工程未经检查签证不施工；未经监理工程师认可或批准的工序不施工。“三不交接”是：无自检记录不交接；未经监理工程师或技术员验收不交接：施工记录不全不交接。

2.光伏发电项目管理经验篇二

近几年来,中国光伏发电CDM项目取得了巨大成功。2011～2012年6月之间有16项光伏CDM项目获得批准,占全球光伏发电CDM总量(43项)的37.2%。光伏发电的成本虽然降到了10元/W左右[1],但相比矿石燃料等发电成本还是要高出很多。国家规定的光伏发电上网电价为1或1.15元/KWh[2],低于项目能盈利所需要的电价(1.3～1.4元/KWh[3]),这样盈亏尚不能平衡,项目可行性差。光伏项目申请了CDM之后,实施方可以获得项目的CDM额外收益,降低了企业的投资风险,增大了项目的实际利润,提高了光伏项目的实际收益率和可行性。分析已批准的中国光伏发电CDM项目的成功因素,为今后中国光伏项目的成功实施以及成功通过CDM审查提供了范例及经验。分析光伏发电CDM项目案例的不足之处,对促使正在蓬勃发展的中国光伏产业少走弯路,进一步降低成本,提高利润有着指导意义。

1 中国光伏发电CDM项目分析

1.1 光伏发电CDM方法学介绍

1.1.1 ACM0002和AMS-I.D方法学的应用范围

太阳能光伏发电CDM项目的方法学有两个:(1)经批准的可再生能源并网发电整合方法学ACM0002[4];(2)经批准的小规模可再生能源并网发电方法学AMS-I.D[4]。ACM0002适用于大规模大容量的太阳能光伏并网发电CDM项目,广泛用于下面4种情况:①新建太阳能光伏电厂;②光伏电厂容量的增加;③光伏电厂设备的改进;④光伏电厂设备的更换。AMS-I.D适用于小规模小容量的太阳能光伏并网发电项目,广泛用于总容量小于15MW,且在CDM项目计入期内没有额外的安装容量的项目中。中国16个成功申请到CDM的太阳能光伏发电项目都要新建光伏发电厂,且光伏产出的电都要并入到相应电网,因此这16个CDM光伏项目符合方法学AMS-I.D、ACM0002的使用范围。从表1知,宁夏红寺堡光伏发电一厂50MW工程项目、中广核青海锡铁山二期30MW并网太阳能光伏发电项目、乌兰察布市四子王旗40MW光伏发电CDM项目属于大容量光伏项目,因此选用ACM0002方法学。其余13个属于小容量光伏项目(容量低于15MW),因此选用AMS-I.D方法学。

注:数据来源http://cdm.unfccc.int/Projects/projsearch.html.根据光伏CDM项目设计文件(PDD)整理。1处的日照量PLF=该地全年的日照时间(h)/8760(h);2处如5.53～8.59,前者表示申请CDM前的收益率,后者表示申请CDM后的收益率。CERs的价格统一为10欧元约82元人民币(2012年中国人民银行统计的欧元对人民币的平均汇率约为8.2)。

1.1.2 ACM0002和AMS-I.D方法学的相关算法

(1)有效供电量的计量

太阳能光伏电厂的年发电量(EGPJ to grid,y)受多方面的因素影响,主要有光伏组件功率Py,当地日照负荷因子(PLF)和光伏组件的年运行时间Ty等。而年供电量(EGy)等于年发电量(EGPJ to grid,y)减去发电站的年自耗电量(EGGrid to PJ,y)。

EGPJ to grid,y=Py×Ty×PLF (1)

EGy=EGfacility=EGPJ to grid,y-EGGrid to PJ,y (2)

(2)排放因子的确定

基准线排放因子由组合边际排放因子EFgrid,CM,y表示,即电量边际排放因子EFgrid,OM,y和容积边际排放因子EFgrid,BM,y[4]的加权平均值。

EFgrid,CM,y=EFgrid,OM,y×ωOM+EFgrid,BM,y×ωBM (3)

一般情况下ωOM=0.75,ωBM=0.25。电量边际排放因子EFgrid,OM,y和容积边际排放因子EFgrid,BM,y是太阳能光伏并网发电项目所在电网前3年排放因子的平均值。图1是2012年6月以前中国的16个太阳能光伏CDM项目实施当年所在电网的排放因子。

(3)基准线的确定以及减排量的计算

计算光伏并网发电站的减排量(ERy),需要有一个比较的基准,这个基准在CDM执行理事会批准的方法学中称为基准线,即指在没有该清洁发展机制项目的情况下,为了提供同样的服务,最可能建设的其它项目所带来的温室气体的排放(BEy)。光伏CDM项目的基准线背景是在没有光伏发电项目活动的情况下,同等数量的电量要由火力发电厂等提供给电网。有了基准线排放量(BEy)就能通过从中扣除温室气体项目排放量(PEy)和泄漏量(LEy)得到温室气体减排量(ERy)。

BEy=EGy×EFgrid,CM,y (4)

ERy=BEy-PEy-LEy (5)

1.2 中国光伏CDM项目经济性分析

1.2.1 回收年限的计算

评估中国光伏CDM项目效益,首先得进行光伏CDM项目的投资回报计算,因此必须理清整个项目的投资M和项目实施后每年的经济收入。投资总额和年均收益确定后就可以计算光伏CDM项目的回收年限N,回收年限越长项目的经济效益越低,可行性越差[6]。

$Ν = \frac{Μ}{A \times E G_{y} + B \times E R_{y}} (6)$

其中A为光伏发电上网电价;B为经核实的温室气体减排量(CERs)的价格。

1.2.2 中国光伏CDM项目的经济性

对中国已成功申请到光伏CDM的16个例子进行经济性分析计算得到表1中的回收年限,部分项目回收年限在10年左右,相对较长。从表1中可以看出,中国光伏CDM项目的投资额总体偏高,平均每10MW容量需要2亿元以上的投资。由于我国光伏发电项目的光电转换效率偏低,单位装机容量的产电量较少,因此项目年供电量EGy偏低,与之对应的温室气体减排量ERy也偏低,然而我国光伏CDM项目的计入期为21年,也就是说CDM额外收入21年内有效,从而售电收益和CDM额外收益较高。另外,我国政府对光伏产业推出了“金太阳示范工程”的财政补贴政策,降低了企业投资风险,增加了企业利润。因此,我国光伏CDM项目的经济性还是较好的,项目可行性较高[7]。

2 中国光伏CDM项目存在的问题

通过16个太阳能光伏项目的对比分析,得出这些项目成功的原因所在,找到我国光伏发电产业尚存在的一些问题。解决好这些问题对光伏发电CDM产业的进一步发展至关重要。

2.1 太阳能资源问题

我国幅员辽阔,太阳能资源丰富,但全国各地的太阳能资源储量存在很大差异[8]。我国西北地区太阳能资源十分丰富,其中西藏、青海、甘肃、宁夏等地尤为突出,每天太阳能辐射值超过7.32KWh/m2,利于建立太阳能光伏发电站。然而我国东南地区太阳能资源却十分贫瘠,其中的四川、贵州、湖南、武汉等地每天太阳能辐射值还不足3.13KWh/m2,不利于建立太阳能光伏发电站。

另外,中国光伏CDM项目主要集中在太阳能资源丰富的西北地区和电力负荷很高的华东地区。其中华东地区的太阳能资源并不丰富,每年的太阳辐射率即负荷因子PLF仅为10%～12%[8],实施在该地区的光伏发电CDM项目诸如中节能并网太阳能光伏发电项目、华电尚德东台10MWP太阳能光伏发电项目、光大国际镇江太阳能光伏发电项目、光大国际宿迁市和怀宁市太阳能光伏发电项目的产电率较低,导致这些项目的收益率远远低于税后的基准收益率8%,项目可行性变得很差。太阳能资源问题是影响中国光伏CDM产业发展的重要问题,光伏项目实施地址的选取需充分考虑太阳能资源情况。

2.2 技术问题

我国光伏产业起步较晚,国产晶体硅太阳能电池转换效率比国外同类产品效率要低,光伏材料制造技术落后。光伏材料制造的关键生产设备和测量仪器要依靠进口;太阳能领域高水平科研人才和工程技术人员严重缺乏。

光伏材料的选取技术在光伏CDM项目中是至关重要的。有些光伏发电CDM项目一味的采用光导效率较高而成本很昂贵的单晶硅光伏材料,诸如中节能武汉2.2MW并网太阳能光伏发电项目、宁夏石嘴山10MW光伏发电项目、中广核青海锡铁山一期10MW并网太阳能光伏发电项目,导致投资过高,项目可行性变差。有些光伏CDM项目像光大国际镇江太阳能光伏发电项目、光大国际怀宁市太阳能光伏发电项目完全采用价格便宜然而光电转换效率很低的非晶硅薄膜光伏材料。这些项目的投资成本虽然有显著的降低,但是单位面积光伏组件的产电量很少且占用了大量的场地面积,项目的可行性差。

并网光伏发电系统的总效率η总由光伏阵列的效率η1、逆变器效率η2、交流并网效率η3三部分组成[9]。并网光伏发电系统效率直接决定了产电效率,因此太阳能电池转换技术、逆变技术、交流并网技术是提高产电量的关键所在。

η总=η1×η2×η3 (7)

2.3 市场问题

光伏市场在我国还不成熟,风险大,银行机构不愿意发放贷款,融资困难。大多数国内企业和银行机构对光伏发电了解很少,项目运作经验也很有限。太阳能电池板成本高,CDM额外收益须待温室气体减排量ERy核实后方能取得,直接导致了光伏CDM项目一次投资高而项目收益迟缓。资金匮乏是制约光伏产业发展的主要因素[11]。

中国普遍的10MWp左右的光伏CDM项目温室气体减排量较少,因此在国际碳交易市场上不受欢迎,很难找到第三方买方国。而且尽管找到买家,由于在市场上的被动地位,导致在减排量价格上没有发言权,买家给出的每吨CO2价格很低,远远低于国际碳交易市场价格。

由于光伏发电项目实施地点太阳能资源不丰富或是光伏材料选择不合理等原因,会导致项目运行光伏发电的上网电价过高。诸如华电尚德东台10MWP太阳能光伏发电项目售电价格为1.7元/KWh,中节能并网太阳能光伏发电项目中的上海虹桥火车站顶棚太阳能并网电价为2.6439元/KWh,杭州能源环境产业园太阳能并网电价高达3.0273元/KWh,中节能武汉2.2MWp并网太阳能光伏发电项目产电售价更是高达3.822元/KWh,远远高于市售的普通电价0.6元/KWh左右。如此高的上网电价显然是不符合市场需求的。

2.4 管理问题

2.4.1 法律环境不完善

由于我国缺乏能源基本法对清洁发展机制的确立,致使在制定清洁发展机制国内规则的过程中,作为一种行政许可事项而没有相应的法律依据,在CDM项目实施过程中暴露出了很多的问题。诸如CDM股本结构限制问题,CERs的价格问题,国外买方的介入时机问题,CDM项目产生的收益进行分配的问题等等。因此,为了光伏CDM项目在我国的进一步发展,必须建立健全CDM的相关法律依据,以做到有法可依[12,13]。

2.4.2 光伏CDM项目监管力度不够

在相当长的时期内,我国传统能源生产企业仍然是电力市场的主要供应者。在这种格局下,电力规制当局应重点防止出现传统电力生产商或配电商对可再生能源发电企业的歧视行为,确保可再生能源发电能够方便接入、联网。在必要的情况下,实行非对称管制,使可再生能源发电方暂时处于更加有利的市场地位,以扶持其初始阶段的发展。

2.4.3 政府CDM政策有待改进

根据《清洁发展机制项目运行管理办法》第17条的规定,在中国境内开展CDM项目的实施机构必须是中资和中资控股企业。这一要求的制定是出于保护中国作为发展中国家东道主利益的角度,但同时这一条件的限定拉高了在中国开展直接投资CDM项目的门槛,很多投资者因此放弃了直接投资而转为购买或其它形式,甚至转而投向其他东道主国家。硬性规定某些项目必须中方控股可能会对项目在我国的落实,尤其是具体项目管理实施上产生负面影响。事实上,印度、巴西也同样是CERs的主要卖方国家,这些国家的审批程序相对宽松。吸引了大量外来资金的注入,对中国构成了很大的竞争压力。另外,中国政府以提供温室气体排放权为由从光伏CDM项目额外收益中收取利益的做法,也抑制了企业实施光伏CDM项目的积极性[14]。

2.4.4 依赖政府财政补贴

通过上面表1基准收益率一栏可以看出,中国光伏项目大部分没有到达税后基准收益率8%,即使加上CDM额外收益也是如此。可见,中国光伏CDM项目对政府的财政补贴依赖性很高。

3 结论

通过对16个中国光伏发电CDM项目的介绍和经济性分析,以及对其所存在问题的深入探讨,得出对中国未来光伏发电产业具有如下启示。

3.1 避免光伏项目实施过程中对CDM方法学应用要求的偏离

很多光伏发电项目没能通过CDM执行理事会EB的审核的一个重要原因是项目在实施过程中偏离了CDM方法学的应用要求。因此在项目实施前应该深入研究CDM在光伏发电产业上的几种方法学,项目实施过程中严格按照方法学应用的要求去落实。对一些不可避免的偏离,应该参照CDM EB给出的变通建议,找到行之有效的替代解决方案。

3.2 尽量提高光伏发电项目的装机容量

16个例子中中节能并网太阳能光伏发电项目是由容量为6.6878MW的上海虹桥火车站光伏发电项目和容量为2.001MW的杭州能源环境产业园光伏发电项目组成的;光大国际宿迁市和怀宁市太阳能光伏发电项目是由容量为8.28MW的江苏宿迁市光伏发电项目和容量为2MW的安徽怀宁市光伏发电项目组成的。这两个项目的成功注册,说明项目联合是个实用的解决办法。具体的解决办法如下:

①对于正在筹建的光伏发电项目应尽量增大该项目的装机容量,以便于该项目成功通过CDM审核并迎合国际碳交易市场对大数额的温室气体减排量CERs的需求;

②对于已初步建成的小容量光伏发电项目,可以将几个小容量的光伏项目联合一起组成一个容量相对大点的光伏项目。这样联合之后该项目成功通过CDM审核的概率大大提高了,同时联合一起的温室气体减排量也是个不小的数目,在减排量销售市场上会更受买方国青睐。

3.3 尽量把光伏发电项目建立在太阳能资源丰富的西北地区

从已经成功申请到CDM的16个光伏项目中可以看出,有10个项目地处西北地区。在其他条件相同情况下,显然地处西北地区的10个项目的光电转换效率会更高,项目的收益率会更高,可行性更好。

3.4 合理选择光伏组件材料

光伏组件材料在具体项目中的选取应合理。多晶硅、非晶硅薄膜材料一般适合土地资源丰富地区的工程大面积应用;单晶硅组件更适合于建设场地面积有限而对工程发电功率要求高的发电项目[15]。

3.5 政府要进行宏观调控

①国内项目执行方为了找到买家不惜以低廉的价格出售温室气体减排量,导致了中国碳交易市场的恶性循环,直接损害了光伏项目的CDM额外收益[16]。政府应该对中国碳交易市场价格进行调控,避免各项目执行方盲目降价竞争。

②由于不同光伏项目所处地点的太阳能资源不一样,所选用光伏材料不一样,电气系统效率不一样等导致不同项目的发电成本不一样。这样,各个地区的光伏并网电价自然应该区分对待,而不能盲目的出台并网标杆电价。

③从表1中可以看出,很多项目的收益率其实都没有达到税后的基准收益率8%,因此光伏项目实施方的利润空间很窄,投资光伏产业的积极性不高。为促进光伏产业的进一步发展,政府必须继续进行类似“金太阳示范工程”的财政补贴,以增加光伏产业的项目可行性。

④政府应该放宽光伏CDM项目的审批程序,允许外资投入中国光伏发电CDM产业;停止对企业CDM额外收益收取利润。

摘要：通过对2012年6月以前中国成功申请到清洁发展机制(CDM)的16个光伏并网发电项目案例的方法学、经济性、可行性、项目存在的特殊问题等进行分析,总结了这些光伏发电项目能够成功申请到CDM的原因,项目实施过程中应该注意到的细节,剖析了一些项目存在的不足并提出了改进措施。最后,结合16个成功的光伏CDM例子探讨我国今后光伏发电产业发展的道路。

3.光伏发电项目管理经验篇三

关键词：光伏发电工程；项目管理；应用研究

中图分类号： TK514 文献标识码： A 文章编号： 1673-1069（2016）17-24-2

1 全过程项目管理内容阐述

新时期，项目管理的着重点正日益偏向对光伏发电工程全过程的重视，而所谓的全过程项目管理即由投资单位委托项目管理承包商或工程项目主办方开始，根据实际情况，分阶段或从整个过程管理与控制光伏发电工程的项目的活动总称。这包括整个项目的可行性分析、设计活动流程、策划项目并作出决定、做好施工准备工作、实施工程、投入运行、反馈与评价项目等一系列内容，是从多角度、多层次、立体化、全方位对工程项目实施管理工作。此类管理方式能够避免以往项目信息在传递、接收时容易发生的流失现象，以便将全过程的项目信息进行集中化处理，在这一管理过程中的核心内容是项目责任制，各工程的项目经理应承担全部责任，辅以合同化的管理措施，管理的主要内容为成本计算与投资控制。这一管理的宗旨主要是要求项目经理以身作则，不断向社会公民提供合格且有效的项目产品，同时又要尽可能提高投资的整体效益。研究这种管理方式，旨在实时控制与监督工程实施过程中的进度、施工质量以及节约成本，在既定预算的指标下，确保如期、高质量完工，符合客户提出的各项要求，推动决策朝着科学有序化的方向发展。

2 全过程项目管理应用的特色分析

传统工程的管理方式主要有监督管理与工程咨询等，与监督管理进行比较的话，两者都以业主为核心服务对象，在设计项目、开展工作时，代表业主控制投资额度、施工质量以及建设进度，朝着合同化与电子化的方式发展，从而促使光伏发电工程得以协调并顺利实施；而与监督管理融合进行是项目管理的突出优势，当两种管理方式并存时，工程监督管理师的权限会受限，只能进行被动化的监督管理，其施展才能的主要领域为前期设计与后续施工环节。而全过程项目管理工程师则可凭借自身的权利对整个过程（从策划与制定项目、具体方案设计、准备施工所需物品、展开建设、投入运行、分阶段评估与反馈）进行控制，便被动管理为主动控制，可以实现管理目标与合同条例的高度统一，达到管理质量与项目所产生的经济效益同步发展，并有效抵抗未来的突发性危险。

如果将其与工程咨询模式进行比较，两种方式都属于承包经营的方式，将服务客户建立在所掌握的专业知识的积累的管理经验上，但工程咨询的独立地位与中立能力更强，并以顾问型的提供服务为主要内容，而全过程项目管理不仅包含了这一内容，而且着重倾向于项目管理服务，其所涉及的领域更加广泛。

由此可知，普通化工程项目的协调性、整体化、建设时间长、具有稳固的产品等优势，在全过程项目管理中均能够发现其踪迹，除此之外，还展现出了三个突出特色：

①整体集成化。从全过程项目管理的内涵中可以推测出，该管理模式的运行过程是将工程的全过程，从前期计划、决策，到中期的实施、运行，再到后期的验收、检验与反馈，逐渐集成化为一个独立的管理个体的集成化的方式。

②组织集成化。在全过程工程项目管理中，从业主、设计人员、承包商、分包商、供货商、材料供应商到与此相关的社会主体都隶属其中，均可凭借此种管理模式，实现各个主体之间的快速融合，打破沟通障碍，保质高效完成项目计划，从而获得最佳利益。

③管理诸因素集成化。施工周期、资金、人力与物力资源、建设隐患、主体之间的交流等都属于全过程项目管理的因素，在项目管理实施中，必须要综合考虑、衡量管理诸因素，以追求最优化的利益。

3 光伏发电工程全过程管理的具体内容

3.1 方案策划管理

这一阶段的管理核心是对工程项目进行投资的可行性、成功概率以及必要性做出分析，并阐述投资的原因、时间以及具体实施流程，通过与其他方案的对比，以可行性研究报告作为后续工作的理论指导，然后制定项目申请计划书、确定选址地点、进行土地预审等附件的支持。这阶段管理内容的量并不大但却很重要。当地政府、咨询主体、业主及其上级领导均可参与该阶段。鉴于光伏发电工程项目的初期咨询费用少，可以直接确定相应的咨询公司，并呈送方案决策委托书以明确设计的范围与具体的深度指标。

3.2 初期设计管控

上一阶段所通过的可行性研究报告是初期设计管控的指导书，其目标是明确光伏电站的设计宗旨、规格、方案以及所需的重要技术等问题，一旦实施了项目工程管理后，光伏电站便成为项目工程进行大规模承包招标以及评标文件拟定的参考依据。这一阶段管理的另一内容为保护全体公众的环境利益、劳动安全卫生保障以及消防安全保障等，维护广大群众的根本利益。

3.3 光伏发电工程全过程项目实施阶段的管理活动

设计环节工作的质量水平直接影响光伏发电工程项目实施的效益、所用资金以及建设速度，其重要性不言而喻，其主要涵盖以下几个方面：

第一，确定设计范围。一般分为三个层次，第一层次是参考招标文件、项目工程合同条例明确业主与总承包公司的相应范围；第二层次为参照承包合同的规定，合理划分总承包商与各分承包商的施工范围；第三层次则是根据既定的设计规格与原有的设计惯例，合理界定各专业之间的管辖范围。

第二，管理设计速度状况。这一环节主要是实现具体设计步骤、物资采购以及后期施工流程的统一。

第三，做好设计质量核查。包括各专业所提供材料的审查、图纸的专业会签情况以及后期实施校对与审批等。

4 结语

光伏发电工程全过程项目管理作为新型管理方式，既兼具传统管理的特色又突出了新时期整体化与系统化的要求，对此，本文从内涵、特色、内容三个角度进行了论述，具有一定的参考价值。

参考文献

[1] 邓忠平.关于建筑工程竣工验收备案管理的若干思考[J].

福建工程学院学报，2010（S1）.

[2] Boris Asrilhant，Robert G. Dyson，Maureen Meadows.On the strategic project management Process in the UK upstream oil and gas sector. 1 nternational Journal of Project Management.2006.

[3] NAIK R，MOHAN N，ROGERS M，et al.A novel grid interface， optimized for utility-scale applications of photovoltaic，wind-electric， and fuel-cell systems. IEEE Transactions on Power Delivery.1995.

[4] MARTINS C，，DEMONT D.Photovoltaic energy processing for utility connected system. Processing：Generation，the 27th Annual Conference of the IEEE on Industrial Electronics Society.2001.

[5] 王涛.风电工程全过程项目管理策划研究[D].华北电力大学（北京），2009.

[6] 郭新辉. 浅谈如何做好EPC总承包项目的进度管理[J]. 科协论坛（下半月），2010（05）.

4.光伏发电项目一整套方案篇四

编制人：审

核：批准人：

2017年6月份

张家港海狮2MWp屋顶分布式光伏发电项目

并网送电方案

《摘要》项目位于张家港乐余镇乐红路2号，S38高速公路凤凰出口，前行约20公里，交通较为便利。项目利用工业园企业装配车间钢结构屋面，地形统一且相对平坦，屋面面积约为25000㎡。本工程的2MW 光伏发电系统分为2个光伏发电单元，每个光伏发电单元容量为 1MW，每个发电单元由 12 个防雷直流汇流箱、2 个逆变器、2 个升压变压器组成。光伏电站安装单块容量为 320Wp 多晶硅太阳能电池组件 6480 块，1MW 的太阳能逆变器 2 台，际峰值功率为 2.074MWp。

编制依据和标准

GB 18479—2001 《地面用光伏（PV）发电系统概述和导则》 DL/T 527—2002 《静态继电保护装置逆变电源技术条件》 DL/T 478—2001 《静态继电保护及安全自动装置通用技术条件》 GB/T 19939—2005 《光伏系统并网技术要求》

GB 20513—2006 《光伏系统性能监测测量、数据交换和分析导则》 Q/SPS 22—2007 《并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法》 GB/Z 19964—2005 《光伏发电站接入电力系统的技术规定》《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定（实行）》

《国家电网公司十八项电网重大反事故措施（试行）》国家电网生技（2005）400号

设计图纸、厂家图纸、说明书及相关资料

一、各岗位职责

1、总指挥：为工作现场的第一负责人，负责并网操作下令指挥，全面负责组织本项目并网工作。

2、副总指挥：协助总指挥的工作，具体分工为：负责现场的设备调试、技术、安全及后勤工作。负责现场的运行调试、设备操作及运行安全管理工作。

3、各专业组长：负责组织协调各设备厂家及现场调试人员，及时解决现场突发设备缺陷并提供技术支持。

4、倒送电责任分工：主控室总协调人：王建

调度联系人：刘长龙主控设备操作人员：黄伟忠

二次设备仓监护检查人员：季雄

高压设备监护检查人员：陈阳通讯设备检查监护人员：陈春平

光伏区送电检查操作人员：郁华

设备调试及测量：朱国庆

后勤保障：所有人员按照分工安排，保证设备安全投运，投运期间出现问题及时向总指挥汇报，不得擅自决策。

二、启动应具备的条件

（一）电气应具备的条件 1、2MWp光伏电站与变电站10kV线路保护光纤联调已经完成，线路保护装置单体调试已经完成，线路保护定值已经输入无误，站内设备试验已经完成，报告齐全。

2、光伏电站本期所有一、二次设备接线相序正确，设备命名标识牌已挂好，施工用接地线已拆除，所有开关、刀闸、接地刀闸均在断开位置，现场检查无异物，人员撤离施工现场。

3、光伏电站本期所有设备“四遥”信号已经正确上传至调度并核对正确，保护已经按照定制单整定并与调度员核对无误投入运行。（注：地调直调设备保护定值需与地调调度员核对，其余设备保护定值由用户自行核对）

4、光伏电站向地调提交本期所有拟投设备的验收合格、施工用接地线已拆除、人员已撤离、具备送电条件的送电申请书。

5、站内微机监控系统已经带电试运，自动化、通讯设备均已验收合格，各级调度自动化通道验收完好，报告齐全。

6、一体化电源系统运行正常。

7、S1单元和S2单元逆变器交直流开关和方阵中的汇流箱保险，应无异常。

8、本次启动试验有关的所有设备名称、编号齐全，带电设备应有明确的标志，设好警戒围栏。

9、试验人员应准备好有关图纸、资料、试验记录表格以备查用。

10、确认二次电流回路无开路，二次电压回路无短路现象。

（二）土建应具备的条件

1、现场道路畅通，照明充足。

2、备有足够的消防器材，并完好可用。

（三）其它应具备的条件

1、各级调度与光伏电站通信联络畅通，职责明确，落实到人。

2、施工单位和运行单位做好设备情况的技术交底工作，各类安全用具、消防器具、现场设备命名均已准备齐全，运行规程、典型操作票编制完成并经审定、批准，并报地调备案。配备足够的检修人员，运行人员经过培训，熟悉一、二次设备及自动化设备的运行和操作。

3、准备必要的检修工作和材料。

4、准备好运行用的工具和记录表格。

5、准备好有关测试仪表和工具。

三、安全注意事项及措施

1、参加并网启动的所有工作人员应严格执行《安规》及现场有关安全规定，确保并网启动工作安全可靠地进行。

2、各带电设备应具有明显的标志牌和警告牌。非作业人员禁止进入作业现场。

3、如在并网启动过程中发现异常情况，应及时调整，并立即汇报指挥人员。

4、所有安全工器具必须经过试验并合格方可使用。

5、并网启动全过程均应有各专业人员在岗，以确保设备运行的安全。

6、所有参加工作的人员应听从指挥，严禁违章操作和无令操作。

7、试验现场应备有充足完好的消防设施设备及通讯设备。

8、不属于本次试运范围内的设备严禁操作。

9、试验过程中的所有一次设备均应由安装单位及当值运行人员负责进行监视、监听，检查接触是否良好、温度是否过高、有无放电异常声等。若遇有异常现象，应立即报告试验负责人。如情况紧急，当事人可根据具体情况，按安全规程的有关规定以及本措施的要求，做紧急处理，处理后应立即报告试验负责人。

10、在并网启动的具体操作过程中加强监护，每项操作一人操作，一人监护，防止事故的发生。

四、投运步骤

本期有2个发电单元并网，共计2MWp。投运之前核对各间隔保护定值，检查出口及控制压板的投退，检查高压开关、小车位置、隔离刀闸、接地刀闸运行状态。

1、投运前的各项确认检查

（1）确认110kV变电站线开关处于冷备用状态，所有地刀均在“分”；

（2）确认光伏电站内10kV母线其他间隔的10kV开关均在断开位置；

（3）确认光伏电站内变压器高压侧开关均在断开位置；

（4）确认光伏电站内变压器低压侧开关均在断开位置；

（5）确认光伏电站内子系统汇流箱开关均在断开位置；

（6）确认光伏电站内子系统组串逆变器均未投运状态； 2、10kV线路带电试验（由供电公司负责）

（1）申请供电公司调度将1G1狮光线开关由冷备用状态转为热备用状态；

（2）合1G1狮光线开关对线路进行冲击，线路带电后检查一、二次设备，测量电压幅值、相位及相序正常；

3、立澜海狮光伏电厂主变及10kV母线带电（在供电公司调控中心指挥下执行）（1）合光伏电站1G1狮光线开关，对光伏电站主变及10kV站内母线进行冲击。

（2）检查一、二次设备有无异常，冲击三次，每次5分钟，间隔10分钟。（3）第二次冲击前投入母线PT，测量二次电压幅值、相位以及相序的正确性，三次冲击结束后，光伏电站10kV站内母线带电运行。

4、并网启动（上海立澜自动化科技有限公司负责）（1）依次合光伏电站1000kVA配电室内集电线路断路器，对集电线路进行冲击；合S1、S2单元系统升压变高压负荷开关，对1000kVA升压变压器组进行冲击，每合一个负荷开关可冲击1台升压变。每组冲击三次，每次冲击5分钟，间隔10分钟，第三次冲击结束后变压器带电运行。每次冲击都必须派人就地观察一次设备、二次保护装置，确认正常后方可进行下步操作。

（2）检查S1单元、S2单元逆变器直流输入电压是否符合要求，并确认电压质量合格；

（3）合升压变低压侧开关；

（4）逆变器开机启动，对于该项目逆变器的启动，必须满足以下条件：逆变器的交流侧必须有电，即10kV必须有电且经升压变压器反送至组串逆变器的交流侧；逆变器的直流侧必须有电，电压范围在480V～820V之间。

逆变器经过检测交流电网是否满足并网条件，同时也会检测光伏阵列是否有足够能量。满足条件后，逆变器自动并网。

（5）按逆变器操作步骤依次使S1、S2子系统逆变器并网；（6）通过后台监控观测电量的变化，并检查无异常；（7）光伏电站投运程序完毕，投入运行状态完好；

（8）以上1-6部操作完毕带负荷正常后，应立即汇报地调对相关设备进行带负荷检查工作。

（9）本期光伏电站启动并网试运行操作完毕。

七、站内值班人员情况：

1、人员构成：立澜海狮光伏电厂设有2个班组，每个班组的运行维护人员为2人，两班组实行倒休制，确保站内24小时有人值班。

2、站内值班人员及联系方式：生产联系人：刘长龙

5.江苏银行光伏发电项目贷款指引简篇五

一、我行光伏发电项目贷款对象

光伏发电项目贷款(以下简称光伏贷)的对象是投资建设和经营光伏发电项目的企业法人，既可以是项目公司，也可以是项目公司的主要控股股东。

二、准入要求

借款人(即项目贷款对象)应具备的基本条件:

1、经工商行政管理部门核准登记;

2、有必要的组织机构、经营管理制度和财务管理制度，经营场所相对固定，供销渠道相对稳定;

3、企业成立时间或主要控制人从事本行业从业时问在1年以上.且企业或主要控制人要有成功建成光伏发电项目的经验，信誉良好，具备履行合同、偿还债务的能力，无不良信用记录;

4、依法进行税务登记，依法纳税;

5、在我行开立券本结算账户或一般结算账户;

6、企业经营者或实际控制人素质良好，无恶意个人不良信用记录;

7、上年末企业资产负债率原则上不超过70%;

8、我行要求的其他条件。

三、项目支持重点

在综合考虑上网条件、工程造价、股东实为等因素的基础上.我行择优重点支持并网型晶硅光伏发电项目及分布式电站。

四、方案设计

金额：应根据借款人项目总投资、自有资金金额、实际融资需求量及已落实可用于还款的现金流确定，贷款金额不超过项目总投资的70%,覆盖额度高。

期限：原则上贷款期限不超过八年(含建设期)，覆盖期限长。利率：应在人民银行规定的同期同档次基准利率基础上根据客户的信用状况、风险程度及借款人对我行的综合贡献水平适当浮动确定(较同类贷款项目综合成本下调2%，维持8%左右)。

担保：光伏发电项目贷款应采取我行认可的担保方式.可以是抵押、保证和质押担保方式的多种组合，我行创新了以收费权和光伏发电设备分别质押和抵押的担保方式。

6.光伏发电项目管理经验篇六

第一部分加纳光伏发电市场的投资环境研究

第一章加纳宏观经济发展相关指标预测

第一节加纳政局稳定性及治安环境点评

一、加纳政局沿革及其未来的政局稳定性点评

二、加纳政府效率点评

三、加纳社会治安条件点评

四、加纳对中国企业的整体态度点评

第二节加纳重点宏观经济指标研究

一、加纳GDP历史指标及现状综述

二、加纳经济结构历史指标及现状综述

三、加纳人均GDP历史指标及现状综述

四、加纳汇率波动历史指标及现状综述

第三节加纳基础设施建设配套的状况

一、加纳公路建设状况及相关指标

二、加纳铁路建设状况及相关指标

三、加纳港口建设状况及相关指标

四、加纳机场及航空建设状况及相关指标

五、加纳水、电、油、气的配套建设状况及相关指标

六、加纳通信与互联网建设的状况及相关指标

七、其他

第四节影响加纳经济发展的主要因素

第五节 2017-2020年加纳宏观经济发展相关指标预测

一、2017-2020年加纳GDP预测方案

二、2017-2020年加纳经济结构展望

三、2017-2020年加纳人均GDP展望

四、2017-2020年加纳汇率波动态势展望

１

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五、2017-2020年加纳基础设施建设态势展望

第二章加纳光伏发电市场相关法律法规研究

第一节加纳光伏发电国际贸易的相关法律法规

一、加纳光伏发电的进出口贸易政策

二、加纳光伏发电市场的关税水平点评

第二节加纳光伏发电税收的相关法律法规

一、加纳财政税收政策的重点内容

二、加纳与光伏发电市场相关的重点税种及税率汇总

第三节加纳光伏发电金融外汇监管的相关法律法规

一、加纳金融政策的重点内容

二、加纳外汇监管政策的重点内容

三、加纳投资利润汇出的管道对比研究

第四节加纳光伏发电投资的相关法律法规

一、加纳对外商直接投资的相关法律法规及重点内容

二、加纳对外商获得土地的相关法律法规

三、加纳对外商投资的鼓励或优惠政策的重点内容

第五节加纳光伏发电市场准入及认证的相关法律法规第六节其他

第三章加纳劳动力市场相关指标预测

第一节加纳劳动力市场相关历史指标

一、加纳人口总量历史指标及现状综述

二、加纳人口结构历史指标及现状综述

三、加纳医疗卫生条件及疫情防控的相关内容

四、2017-2020年加纳人口总量及结构的预测方案

第二节加纳的风俗禁忌与宗教信仰研究

一、加纳的风俗禁忌

二、加纳的宗教信仰

第三节加纳劳动力市场员工技能情况点评

２

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一、加纳劳动力市场普遍的受教育程度研究

二、加纳劳动力市场技工能力情况点评

第四节加纳劳动力市场工会力量强弱程度判断

一、加纳工会的发展状况综述

二、加纳工会组织的罢工状况研究

三、加纳劳动力市场工会力量的强弱程度判断

第五节加纳劳动法相关重点内容点评

一、加纳劳动法重点内容研究

二、加纳劳动力市场员工招聘的相关法律法规

三、加纳对员工最低工资水平的规定及具体内容

四、加纳对外籍员工入境的签证时间及获得的难易度判断

五、加纳对外籍员工数量比例等相关规定

第四章加纳光伏发电市场投资环境的优劣势点评

第一节加纳光伏发电市场的投资环境的优劣势点评

一、加纳投资环境的优势点评

二、加纳投资环境的劣势点评

第二节加纳光伏发电市场的投资环境的总评及启示

一、加纳投资环境的总评

二、加纳投资环境的对中国企业的启示

第二部分加纳光伏发电市场供需预测方案

第五章加纳光伏发电市场供需指标预测方案

第一节加纳光伏发电市场相关指标情况

一、加纳电力供给指标

二、加纳电力消费指标

三、加纳电源结构相关指标

四、加纳电力价格历史指标

五、加纳光照资源区域分布特征

六、加纳光伏发电发展状况综述

３

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中恒远策—海外版电子商务平台第二节影响加纳光伏发电市场发展的主要因素第三节加纳光伏发电市场供需预测的思路与方法第四节加纳光伏发电市场态势展望与相关指标预测

一、2017-2020年加纳电力发展规划

二、2017-2020年加纳电力供需相关指标预测

三、2017-2020年加纳电力供需平衡展望

四、2017-2020年加纳电源结构变化态势展望

五、2017-2020年加纳光伏发电市场发展态势展望

第六章加纳光伏发电重点关联行业发展态势展望

第一节加纳太阳能电池行业相关态势展望

一、加纳太阳能电池行业发展相关指标

二、加纳太阳能电池行业主要特征

三、2017-2020年加纳太阳能电池行业发展态势展望

第二节加纳电力行业相关态势展望

一、加纳电力行业发展相关指标

二、加纳电力行业主要特征

三、2017-2020年加纳电力行业发展态势展望

第三节其他行业

第七章加纳光伏发电市场竞争格局展望

第一节 2017-2020年加纳光伏发电市场周期展望

一、加纳本土光伏发电市场的生命周期判断

二、加纳光伏发电市场未来增长性判断

第二节加纳光伏发电市场竞争主体综述

一、加纳本土光伏发电企业及其相关指标

二、中国在加纳的光伏发电企业及其相关指标

三、其他国家在加纳的光伏发电企业及其相关指标

第三节加纳光伏发电市场各类竞争主体的SWOT点评

一、加纳本土光伏发电企业的SWOT点评

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二、中国在加纳的光伏发电企业的SWOT点评

三、其他国家在加纳的光伏发电企业的SWOT点评

第四节影响加纳光伏发电市场竞争格局变动的主要因素第五节 2017-2020年加纳光伏发电市场竞争格局展望

一、2017-2020年加纳光伏发电市场竞争格局展望

二、2017-2020年中国企业在加纳光伏发电市场的竞争力展望

第三部分中国企业投资加纳光伏发电市场的经营建议

第八章加纳光伏发电市场机会与风险展望

第一节 2017-2020年加纳光伏发电市场机会展望

一、2017-2020年加纳光伏发电市场需求增长的机会展望

二、2017-2020年加纳重量级区域市场的机会展望

三、2017-2020年加纳光伏发电市场辐射的机会展望

四、其他

第二节 2017-2020年加纳光伏发电市场系统性风险展望

一、加纳光伏发电市场波动的风险

二、加纳光伏发电市场相关政策变动的风险

三、强势竞争对手带来的竞争风险

四、汇率波动风险

五、人民币升值的风险

六、关联行业不配套的风险

七、利润汇出等相关金融风险

八、劳动力成本提高的风险

九、其他

第三节 2017-2020年加纳光伏发电市场非系统性风险展望

一、产品定位不当的风险

二、投资回收周期较长的风险

三、跨国人才储备不足及经营管理磨合的风险

四、与当地政府、劳工关系处理不当的风险

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五、当地化经营进展缓慢的风险

六、其他

第九章加纳光伏发电市场的经营与投资建议

第一节 2017-2020年是否适合开拓加纳光伏发电市场的判断

一、从市场准入门槛的角度进行判断

二、从当地光伏发电市场需求的角度进行判断

三、从市场竞争程度的角度进行判断

四、从生产要素成本的角度进行判断

五、从市场进入时机的角度进行判断

六、从地理区位的角度进行判断

七、是否适合开拓加纳光伏发电市场的结论

第二节 2017-2020年在加纳光伏发电市场进行直接投资的建议

一、光伏发电选址的建议

二、投资方式选择的建议

三、光伏发电项目建设规模和建设节奏的建议

四、与加纳地方政府公关争取优惠政策的建议

五、企业融资方式选择的建议

六、参与电站运营的建议

七、处理跨国人才储备及当地化经营的建议

八、正确处理当地劳资关系的建议

九、利润转移路径选择的建议

６

7.光伏发电项目管理经验篇七

本刊讯:位于天津滨海新区的中新天津生态城已申报并建设6个光伏发电项目, 包括停车场400kW、动漫园503kW、污水厂781kW、北部产业园972kW、北部高压带4.1MW以及中央大道光伏发电项目, 涉及屋顶、地面的应用。全部项目投入使用后, 预计年均发电量可达1400万kW·h。项目全部以用户侧并网、自发自用为原则, 为附近建筑提供电能的同时, 还起到节能减排的作用。

此外, 生态城内还规划建设了大型地面光伏发电项目, 项目投入使用后, 并入公共电网的地方电站, 供居民使用。其中, 中央大道光伏发电项目, 南起中央大道与和畅路交口、北段终于中央大道与海滨路交口, 整体绵延6.5km, 其一期项目已建成并具备并网条件, 预计并网后年均发电量最大可达660万kW·h。而目前在建的北部高压带4.1MW光伏发电项目位于生态城北部高压走廊旁绿地内, 计划于2012年7月底建成并实现并网, 届时年均发电量将达480万kW·h。

8.光伏发电系统研究篇八

关键词：光伏发电系统；研究

中图分类号：TM615 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）12-0007-02

1 概述

当传统的燃料能源如煤、石油、天然气正在一天天减少，并且这些燃料产生的排放物对环境造成的危害日益严重时，我们不得不把目光投向了清洁能源如太阳能的开发，光伏发电就成为了太阳能开发领域的一个重要方向[1][2]。

近年来，很多专家学者提出了光伏发电系统的研究方法，文献[3-4]提出的MPPT算法不断搜索最大功率点，属于优化的范畴，存在优化搜索速度和控制响应速度之间的矛盾。本文采用MPPT的非线性设计方法，基于增量电导法，根据MPPT的dp/duin=0控制目标，通过Lyapunov函数推导出控制方程，能保证MPPT控制的稳定性；引入正弦扰动，通过DFT提取光伏输出的电压电流的变化量来计算dp/duin，将差分运算转化为代数运算，降低了参数测量要求，减小了干扰对微分运算的影响。文献[5-6]提出建立一个单独的交流发电单元，在這个单元中每一个光伏组件集成一个逆变器，这样能够确保单元中的每个组件都工作在功率最大的点周围，不但增强了能量转化，还提高了系统抗局部阴影的能力，然而这种应用交流模块构成的发电系统一般只适用于并网发电的场合，很难实现单独发电运行，同时在交流模块运行过程中通常需要提供额外的通信来监控，增加了系统复杂程度。本文在前面理论分析的基础上提出了一种基于直流模块式的光伏发电系统。

2 直流模块式DC/DC变换器

直流模块式的光伏发电系统，是将每个光伏组件均集成在一个直流模块，模块中的组件都连接到一个DC/DC变换器上，然后再将多个直流模块通过不同的连接方式经一个集中逆变器转变为交流电能。

串联式直流模块发电系统，如图1（a）所示。该系统中的各模块之间的接线相对简单，它的抗失配和抗阴影性能一般，变换器的效率对系统的影响不是很大，在一定范围内可以确保每个组件均在最大功率点附近运行，并且各直流模块可单独实现最大功率跟踪。

旁路式直流模块发电系统，如图1（b）所示。该系统中的各模块之间连接线比较复杂，并且扩展性较差，能够保证以相同电压运行的一串组件能够工作在最大功率点附近，通过逆变器来实现最大功率跟踪，它比较适用于相对集中型的光伏电站，在失配的情况下损失的功率小，有着较高的能量转化效率，发电的成本比较低。

并联式直流模块发电系统，如图1（c）所示。该系统各个模块之间的接线简单，即插即用，扩展性能强，它抗失配和抗阴影性能最好，每个组件都能够工作在在最大功率点，并且直流模块能够独立实现最大功率跟踪，在失配的情况下功率损失最小，有着较高的能量转化效率，发电的成本比较低。

2 最大功率点跟踪非线性控制

光伏电池运行在最大功率点的条件是dp/duin=0，其中p=uiniin。MPPT的控制变量是iin或uin，而DC/DC控制器控制的变量是i1，它们之间存在电容耦合。普通的MPPT控制算法不区分两者，DC/DC控制器的直接控制量是iin或uin，交代比较模糊。而输入端前置电容Cin值一般较大，其耦合的动态过程不可忽略，其耦合关系由式（1）决定：

Cin■=i■-i■（1）

为控制dp/duin=0，设Lyapunov函数为：

V2=■（■）■+■K■（■■）■dt（2）

对V2求导得：

V2=■（■）■+■K■■■dt=■（■■+KMi■■dt（3）

若令V2≤-KMp（dp/duin）2，则由式（3）得：

■■≤-KMp■-KMi■■dt （4）

对于单峰值的光伏电池总满足d2p/duin2<0，设d2p/duin2的最大值为kpum，即kpum=max（d2p/duin2），取kpum×duin/dt=-KMi■（dp/duin）dt，考虑式（1），得到i1的设定值iset：

iset=in+■（KMp■+KMi■■dt）（5）

结合式（1），即可得到MPPT外环、电流内环的控制模式，根据反步法原理，可以保证dp/duin收敛到0。

3 仿真及分析

为了清晰的看出非线性MPPT控制算法加入后对整个系统产生的影响，本文在基本电流环控制的基础上加入MPPT非线性控制算法。设计控制器功率为196 W，前置电容容量为1 000 uF，滤波电感为0.07 mH，开关频率为100 kHz。开路电压Voc =50 V，最大功率点电压为42 V，短路电流Isc为5 A，最大功率点电流Im为4.67 A。仿真控制原理图，如图2所示。

最大功率点电压波形图，如图3所示。在系统稳定后电压在42 V上下波动，与预期值基本一致，误差很小；最大功率点功率波形图，如图4所示。从图中可以看出稳定后功率在196 W左右，误差非常小。

从以上仿真的结果可以看出这种加入正弦扰动的最大功率点跟踪非线性控制算法是非常有效的。通过非线性控制器的设计，保证了系统稳定性，实现了MPPT和电流一体化控制，避免了常规控制中繁琐的逻辑控制。

4 结语

本文设计了一种基于正激变换的前级直流模块式的光伏发电系统，在系统中采用了直流模块式的光伏发电方法，这样很大程度上增强了光伏组件的发电效率。并通过在电流环控制的基础上加入MPPT的非线性算法，使得光伏电池一直工作在最大功率点附近，提高光能转向电能的转化率。

通过Lyapunov直接法设计控制方程，确保了系统控制的稳定性，对所提出的方法进行了仿真测试，仿真结果表明，所提出的算法可以最大程度上提高太阳能的利用率，对生产实践具有十分重要的意义。

参考文献：

[1] 毛亮.我国发展太阳能光伏发电的必要性及技术分析[J].科技传播，2011，（20）.

[2] 杜慧.太阳能光伏发电控制系统的研究[D].保定：华北电力大学，2009.

[3] 赵争鸣，陈剑，孙晓瑛.太阳能光伏发电最大功率点跟踪技术[M].北京：电子工业出版社，2011.

[4] 王冰清.光伏发电系统MPPT技术研究[D].北京：北京交通大学，2014.

[5] 王自满.直流母线式光伏发电系统前级DC/DC变换研究[D].天津：天津大学，2014.

9.光伏发电项目管理经验篇九

甲方：乙方：

为了落实国家扶贫政策，促进新能源、节能环保产业健康发展，提倡环保型新能源开发，积极推进能源结构调整。本着遵循因地制宜、清洁高效、合理布局、就近利用的原则，以光伏发电带动老百姓致富，进一步保护生态平衡和社会环境，为余江县扶贫事业和提升本地经济发展活力和竞争力作出贡献。经甲、乙双方友好协商，就项目运维达成如下合作协议：

一、运维合作原则

1、本协议约定双方运维合作的基本原则。

2、合作双方在执行本协议过程中，都必须遵守国家的各项法律、法规和政策。

二、合作项目情况

1、甲负责项目运作的投资、招投标、监督项目施工、验收，产权及收益归政府所有。

2、乙方负责项目运作的运营、维护、收益、处置。

三、合作双方责任

1、甲方责任 ⑴派遣项目实施相关部门人员，办理项目申请、立项、并网、申请补贴资金等工作，负责在项目实施过程中相关部门的协调，保障乙方后期运维工作的顺利开展。

⑵依照国家光伏产业相关政策，落实项目建设、经营过程中所享有的电量补贴、金融支持、财税减免的优惠政策。

⑶负责项目实施过程中以及项目验收后与乙方运维的协调工作，为乙方运维提供便利。

2、乙方责任

⑴负责项目的运维前期工作，保证项目按期开展。⑵组成项目运维公司后，在甲方的支持配合下积极开展项目运维工作。

⑶严格按照有关规定进行项目运维工作，保障光伏发电正常工作的高效运转。

四、附则

1、本合同一式四份，甲乙双方各执两份，自双方签字加盖公章之日起生效。

2、未尽事宜，由双方另行商定。

甲方：乙方：

10.光伏发电项目管理经验篇十

竣工时间：年月日分布式光伏发电系统竣工报告

一、工程概况：

1、工程名称：

2、工程地点：

3、装机容量：3kW

二、业主信息

1、业主姓名：

2、联系方式：

三、工程施工、竣工情况

1、施工时间：

2、施工情况：

本项目于

****年**月**日开始正式施工，根据图还要求以及施工勘测图纸，结合平面屋顶进行了施工安装。

主要步骤：屋面整理—基础安装—支架安装—光伏组件安装—汇流箱、逆变器等电气设备走线安装。施工期间，严格按照光伏电站建设施工规范的要求进行施工。

3、竣工情况：

本项目于

****年**月**日，按照设计图纸以及施工合同约定的范围施工完毕，工程质量符合合同要求和设计图纸要求及有关工程质量验收标准。

11.太阳能光伏发电技术篇十一

【关键词】太阳能光伏发电；光伏电池

将光能转变为电能的光伏技术是一项非常重要的技术。相对而言，目前这项技术的发展还处在初期阶段，到2030年之后将会有很稳定和很高的增长率，会成为可行的电力供应者。

光伏发电技术已有几十年的发展历史，全世界的光伏实验室也有几百家，一直处于一种高研究、低生产的状态，不乏出色的科研人才。在国内，虽然光伏产业在近几年有了很大发展，但大多技术落后、设备陈旧，而且多数是直接引进技术和人才，这个局面直接限制了我国光伏科研水平的提高。

日本从1995年开始就已经实施了政府对光伏发电的补助计划，从而促使日本的光伏产业在后来几年的时间里，得到了长足的发展，太阳能电池产量几乎占了全球总产量的1/2；德国也出台了对光伏产业的优惠政策，使光伏产业迅速发展壮大，目前德国太阳能电池的产量已经超过全球产量的1/4。从日本、德国的例子来看，在这个领域，政府的推动非常重要。现在，西班牙、美国各州以及其他许多发达国家都开始用政策激励的方式大规模发展本国的光伏产业。中国虽然是发展中国家，但政府历来重视新能源的开发和利用，《可再生能源法》这时候能够出台也是顺应了时代要求，时机选择非常准确，充分证明了中国政府在能源和环保问题上的态度是明智的。

作为屋顶光伏发电工程的主角，上海市政府、江苏省政府等无疑为国内各省的光伏普及做了表率。但有关专家们认为，光伏发电因为成本高而无法与常规能源竞争的时候，政府采用的补贴电价、规定电网企业收购比例等扶持办法，对启动光伏发电规模市场将起到很好的带头、促进作用。

其实，此种方法在国外早就有了先例。2004年，德国实施“购电法”安装了10万个太阳能屋顶；日本采用“补贴法”安装了近7万个太阳能屋顶，并计划到2010年，安装100万个太阳能屋顶；此外，美国加州50%的新建住宅都要安装太阳能屋顶；西班牙、意大利等许多发达国家先后出台高价收购太阳能光伏电力的政策，鼓励居民安装太阳能屋顶。据了解，“上海十万太阳能屋顶计划”很可能采用日本的模式---初装“补贴法”，这正是“他山之石，可以攻玉”之所在。

国外的实践证明，光伏发电的成本在技术发展的推动下，正在努力突破高成本的制约瓶颈。如果在技术和规模上再有大的突破，中国的光伏产业赶超日本、欧洲等国家将大有可能。有专家预测，在“十一五”期间，很可能会出现国外光伏产业链大规模向中国转移的浪潮，这无疑会给中国经济注入新的活力因素。光伏发电有望在30年内成为中国重要的电力能源之一。

中国光伏，由说到做

2008年北京奥运会提出了“绿色奥运、科技奥运、人文奥运”的理念，光伏发电开始融入奥运建筑。目前，环保、健康已经成为每个中国人关注的话题。

清华大学BP清洁能源研究和教育中心主任李钲认为，全球问题是气候问题，但对中国来说，常规的污染是主要问题。据了解，我国虽然不是全球最大的汽车使用国，却是全球第二大石油消耗国。从我国单车油耗量来看，我国平均单车所耗油的实际值是2.28吨，比美国高10%～20%，比日本高出1倍。不可否认，中国正在一天天地繁荣起来，但同时环境污染也在一天天加剧。全国大多数地区较差的空气质量就是我们依赖煤炭、石油等燃料的恒定指示物。

上海等城市的太阳能屋顶工程，无疑在能源应用方面迈出了很大一步。据了解，仅上海的“十万屋顶”并网光伏系统，每年至少发电4.3亿千瓦时，这不啻为一个天文数字。据相关部门统计，每生产1千瓦时电，大约需要350克左右的煤，4.3亿千瓦时电就相当于给能源紧缺的中国每年节省2万吨左右的煤炭资源。

由深圳市政府投资6188万元建设的太阳能光伏电站，是目前亚洲最大的并网太阳能光伏电站，它的建成昭示着我国利用太阳能发电的美好前景。该电站于今年2月开始承建，8月建成发电。电站采用国际上最先进而又成熟的技术，迄今运行状况良好，并通过业主、设计、监理、质检、供电等相关部门的验收。电站总容量达1兆瓦（即MWp，太阳能光伏发电专业术语），年发电能力约为100万千瓦时，运行20年后仍具发电能力。专家们称，这一电站是我国并网光伏发电领域的成功典范，填补了我国在大型并网光伏电站设计和建设的空白，具有里程碑式的意义。

从《可再生能源法》的颁布到“十万屋顶工程”的启动，再到太阳能光伏电站的建立，中国的光伏产业已经从“说”走向了“做”，把建设“绿色城市”、“可持续发展”城市真正的第一次落在了实处，也是中国太阳能发电普及应用的添彩之笔。

参考文献：

[1]王长贵，王斯成，太阳能光伏发电实用技术，北京：化学工业出版社，2005

[2]于静、车俊铁、张吉月，太阳能发电技术综述，世界科技研究与发展出版社，2008年版。

[3]高嵩、侯宏娟，太阳能热发电系统分析，华电技术出版社，2009年版，国防工业出版社，1999年版

12.光伏发电项目管理经验篇十二

大力开发利用新能源和可再生能源, 是我国优化能源结构、改善环境、促进社会经济可持续发展的重要战略措施之一[1]。太阳能光伏发电具有安全、稳定、清洁等特点, 加快太阳能光伏发电项目技术开发, 实现产业化和市场化, 已成为世界各国能源发展的重要方向之一。为推动我国太阳能光伏发电项目快速发展, 国家出台了一系列鼓励政策;预计2015 年底, 全国太阳能发电装机规模将达到2 100 万k W。太阳能光伏发电作为资金密集型项目, 投资大、周期长, 目前尚无完整、全面的投资风险因素分析体系, 这将给项目投资带来不确定性[2]。因此, 探讨太阳能光伏发电项目存在的投资风险因素, 提出相关建议和管理措施, 对于保障该产业健康发展、推动社会经济发展具有重要的现实意义。

1 太阳能光伏发电项目产业特点

太阳能光伏发电项目作为新能源产业, 不同于传统能源发电项目, 如风力发电和水利发电, 它有着自己的产业特点。

1.1 鼓励政策扶持

太阳能光伏发电项目的开发设计及并网发电都离不开国家政策的扶持, 也正是在国家政策的鼓励下, 太阳能光伏发电市场才能蓬勃发展[4], 这一切都来自于政府基于环境压力及能源结构的长远考虑。目前, 太阳能光伏发电项目还处于发展的初级阶段, 只有在一系列鼓励政策的扶持下, 才能获得一定的经济收益。

1.2 发电成本较高

若不考虑环境因素, 仅从经济效益角度分析, 太阳能光伏发电项目的成本高于传统能源发电项目[4], 虽然太阳能光伏技术的进步正在使项目成本逐年降低, 但目前高成本仍然是制约我国太能能光伏发电项目大规模商业化的主要因素之一。

1.3 电量输出不稳

太阳能光伏发电项目的能量输入源是光能, 有太阳光时可以发电, 反之则无法提供电能[5]。由于昼夜、季节、天气等因素影响, 同一地区的单位面积太阳光能量既是间断的, 又是不断变化的, 项目的电量输出也随之变化, 影响了电网安全运行。虽然可以通过储能技术缓解这个问题, 但这将大大增加项目成本, 使本来就居高不下的发电成本进一步抬高, 不利于太阳能光伏发电项目健康发展。

1.4 社会认知偏低

太阳能光伏发电项目在我国还是新鲜事物, 其商业模式还处于探索阶段, 整个光伏市场还处于培育时期, 公众对于项目投资额度、发电量大小、使用方式等概念还未形成统一认识, 社会认知度水平还比较偏低。

1.5 节能减排明显

太阳能光伏发电项目在并网运营过程中, 不但产生清洁电力, 且无任何污染物排放, 对周边环境影响较小。例如, 一座1MW太阳能光伏电站的年发电量约113 万k Wh等同于节约383 t标准煤, 减少排放191 t二氧化碳及5 t粉尘污染物, 节能减排效果非常明显。

2 太阳能光伏发电项目投资风险识别

风险识别是指在风险事故发生之前, 运用各种方法, 系统的认识所面临的各种风险以及分析风险事故发生的潜在因素。风险识别是风险管理的第一步, 也是风险管理的基础, 只有科学合理的开展风险识别工作, 才能全面确定存在的风险因素。

2.1 投资风险来源

太阳能光伏发电项目在新能源发电领域占有的份额逐年增大, 其不仅需要鼓励政策的扶持更需要高新技术的支持, 具有高成本、高技术、低能耗、零排放的特点[6]。作为一种新型的能源利用形式, 其投资风险来源主要分为以下几个方面:①外部环境。例如全球经济状况、国内政策调整、行业竞争等;②项目复杂性。太阳能光伏发电项目涉及多个领域, 多晶硅等核心技术尚未国产化;③项目局限性。太阳能光伏发电项目从设计到施工运行均存在高技术人才储备的局限性。

2.2 风险识别过程

风险识别是一个既复杂又精细的管理过程, 是太阳能光伏发电项目风险管理的切入点, 需要从多个方面预测分析风险因素, 科学提升和完善太阳能光伏发电风险管理体系, 整个风险识别过程主要包括:①查阅资料分析内外环境;②汇总整理风险因素清单;③确立风险因素分析方案;④核实风险因素是否存在遗漏并完善风险因素清单;⑤完成分析并结束风险识别流程。

3 太阳能光伏发电项目投资风险因素

3.1 技术风险因素

技术风险因素主要是来源于技术本身存在的缺陷或更先进、可替代技术的出现, 可分为技术的成熟度、技术的可替代性、技术的生命周期、技术的适用性和技术的保密性等几个方面。太阳能光伏发电项目技术产业链条主要包括硅材料提纯、晶体硅片制造、太阳能电池组件制造、光伏电站建设等环节[7]。目前我国尚未完全掌握多晶硅核心技术, 产业链的部分上游材料供应依赖进口, 容易受制于人, 给行业发展埋下隐患。

3.2 市场风险因素

市场风险是指由于市场中各因素的变化波动, 给项目竞争优势带来的一种不确定性, 风险因素主要包括市场规模、产品竞争力、服务水平、营销能力等方面。由于我国太阳能光伏发电项目上网还处于初级阶段, 上网电价受国家政策管控, 成本核算和费用分配存在波动。此外, 太阳能光伏发电项目缺乏核心技术支持, 存在设备资金“大投入”与电量效益“小产出”的矛盾, 导致发电成本居高不下, 市场竞争力较弱, 给整个产业的发展带来局限性。与此同时, 在政策扶持因素影响下, 光伏企业的多晶硅产能快速提升且有过剩的迹象出现, 产业的无序发展给市场风险增加了更多的不确定性。

3.3 政策风险因素

太阳能光伏发电项目的自身特点, 决定了政策风险是该产业最为核心的风险因素, 其可分为两个方面:①整个太阳能兴伏发电产业发展起步较晚, 处于初级阶段, 技术水平和市场占有率远不及风力发电等新能源项目, 需要政府的扶持与引导;②缺乏完善的行业标准体系来保证太阳能光伏发电项目健康发展, 目前主要依靠政府的规范与监督。因此, 政府政策的改变会给整个光伏行业带来巨大影响。

3.4 外部环境风险因素

产业的发展以其所处的外部环境为依托, 来自外部环境的变动导致市场需求发生改变易引发风险[8]。我国太阳能光伏发电项目对国外市场的依赖度较大, 一旦国外经济出现问题或市场受到封锁, 则太阳能光伏企业将面临资金链断裂的危险, 给太阳能光伏产业带来巨大冲击。

4 管理措施

4.1 风险预警

风险预警是为了可以提前避免或减少项目风险可能带来的损失而采取的有针对性的措施, 即针对可能引起太阳能光伏发电项目风险的因素进行隔离及破坏, 以达到降低项目投资风险发生的概率。建立全面的风险预警系统, 需要重点从三方面考虑:①自然条件。从太阳能光伏发电项目立项之前, 针对目标地区全面开展日照时间、日照强度、空气湿度、天气变化等因素的分析工作;②设计条件。调查委托设计单位的资质情况、业绩情况、人员情况等, 分析工程设计能力;③运营条件。从经济效益角度分析项目的可行性, 如利润率、现金流动、负债率和毛利率等。

4.2 风险隔离

风险隔离指通过分离或复制风险单位, 使任一风险事故的发生不至于导致项目整体资产受到致命损毁, 是针对特定风险的一种重要管控措施, 使项目的总体风险得以降低。针对太阳能光伏发电项目的产业性质, 采取特定的管理制度以实现项目风险隔离, 确保项目内部各部分之间不互相影响, 维持总体风险处于较低水平。具体管理制度包括:①特定的并网电价管理制度;②特定的扶持政策管理制度;③特定的购电补偿管理制度;④特定的税收抵扣管理制度等。

4.3 风险转移

风险转移指通过相应的管理措施, 实现太阳能光伏发电项目可能发生的风险损失等效转移至其他组织, 以此来降低项目风险因素带来的损失。目前, 最常用的一种风险转移方式就是购买商业保险, 通过购买相应的商业保险种类, 将太阳能光伏发电项目的风险损失转移至保险公司, 保证项目总体利益。

5 结语

太阳能光伏发电项目是我国发展可再生能源战略的重点领域之一, 是优化能源结构的重要举措, 总结太阳能光伏发电项目的产业特点, 并通过风险识别理论详细分析项目投资风险因素, 提出切实可行的管理措施, 为今后的太阳能光伏发电项目投资提供理论指导, 对于推动该产业的健康发展有着重要的现实意义。

摘要：在国家鼓励政策扶持下, 太阳能光伏发电项目飞速发展, 根据太阳能光伏发电项目的产业特点, 结合投资风险识别理论基础, 寻找风险的主要来源并分析该产业所面临的投资风险因素, 进而提出相应的管理措施, 以规避可能出现的问题, 对于整个太阳能光伏产业的发展有着重要的现实意义。

关键词：太阳能,光伏发电,投资风险,风险管理,风险因素

参考文献

[1]朱震宇.我国太阳能光伏产业投资风险及对策分析[J].中国市场, 2011 (13) :6-7.

[2]孟强.太阳能光伏发电技术现状及产业发展[J].安徽科技, 2010 (1) :17-18.

[3]李伟, 李世超.太阳能光伏发电风险评价[J].农业工程学报, 2011 (5) :11-12.

[4]郑志杰.大规模光伏并网电站接入系统若干问题的探讨[J].电网与清洁能源, 2010 (2) :15-16.

[5]孟浩.太阳能光伏发电技术研究评述[J].高技术通讯, 2013, 23 (6) :654-66.

[6]张宁.中国光伏产业发展战略研究[D].北京:中国政法大学, 2010.

[7]黄为, 王娟娟.投资我国太阳能光伏产业需要关注的几个问题[J].中国能源, 2008 (10) :21-23.

13.光伏发电项目管理经验篇十三

电项目管理办法的通知

各区政府，市经贸委、科技和信息化局、公安消防局、财政局、国土房管局、环保局、建委、交委、国资委、规划局、城管委、统计局、物价局、质监局、安全监管局、广州供电局：

《广州市分布式光伏发电项目管理办法》业经市能源工作领导小组2014年第一次工作会议审议通过，现印发给你们，请按要求认真执行。实施中遇到的问题，请及时向我委反映。

附件：广州市分布式光伏发电项目管理办法

广州市发展和改革委员会

2014年10月9日

附件

广州市分布式光伏发电项目管理办法

第一章

总则

第一条

为积极推动太阳能光伏发电应用，加快屋顶光伏发电项目建设，进一步规范光伏发电项目管理，根据《广东省发展改革委转发国家能源局关于印发分布式光伏发电项目管理暂行办法的通知》（粤发改能新„2014‟37号）精神和本市工作实际，制定本管理办法。

第二条

本管理办法所称“分布式光伏发电项目”，指在广州市辖区内利用工业园区、企业厂房、物流仓储基地、公共建筑以及居民住宅等建筑物屋顶或外立面建设的太阳能光伏发电项目。电网公司将分布式光伏发电项目纳入电网规划，进行电力电量平衡，并据此考虑电网的调节能力。分布式光伏发电项目并网接入方式有全部上网、全部自用和自发自用余电上网三种，由项目业主自行选择。

第三条

本管理办法中涉及的分布式光伏发电项目管理内容主要包括项目备案、项目建设、项目验收、并网接入及电量计量、电费收取、补贴支付、运行管理等。

第二章

职责分工

第四条

发展改革部门负责分布式光伏发电项目的管理工作。市发展改革委负责统筹全市分布式光伏发电项目管理工作，负责规模管理、项目信息汇总、制定并会同市财政局下达市本级财政分布式光伏发电专项资金补助计划等；区发展改革局负责本区分布式光伏发电项目管理工作，负责项目备案、项目信息统计和报送等工作。

第五条

市财政局负责市本级补助资金预算管理，按国库集中支付有关规定核拨资金，会同市发展改革委实施项目审核，下达资金安排计划，组织实施财政监督检查和绩效评价。第六条

供电部门负责分布式光伏发电项目并网接入、电量统计、补贴支付等相关工作。广州供电局负责分布式光伏发电项目并网接入、电费结算和补贴转付等、汇总和报送居民家庭分布式光伏发电项目备案材料、汇总和报送光伏项目相关信息等；区供电局负责接收并网申请，按权限提供并网接入服务、提供居民家庭分布式光伏发电项目一站式管理服务、统计区内光伏项目相关信息。

第三章

规模管理

第七条

国务院能源主管部门对需要国家资金补贴的分布式光伏发电项目实行总量平衡和指导规模管理。省能源主管部门按照国家下达的指导规模分解并下达各地级以上市指导规模。市发展改革委结合本市实际，将省下达的指导规模分解并下达各区。

第八条

市发展改革委按照分布式光伏发电项目拟建成投产时间先后顺序制定纳入我市指导规模内项目计划，并对纳入我市指导规模内的项目实行动态管理，根据项目实际建成投产时间对计划进行微调，同时根据我市项目建设实际情况，及时向省能源主管部门提出规模调整建议。

第九条

按规定办理了相关手续并建成投产的居民家庭光伏发电项目，自动纳入我市指导规模，享受相关支持政策。

第四章

项目建设管理

第十条

项目备案。在我市辖区内建设的分布式光伏发电项目，按属地管理原则，在项目所在区发展改革部门办理备案手续，项目建设单位在申请备案时需明确是否申请纳入指导规模。其中，居民家庭光伏发电项目，由所属各区供电部门营业窗口直接接收备案相关材料，经广州供电局汇总后，在每月5日前将上个月居民家庭光伏发电项目汇总信息报送市发展改革委（能源处）备案并申请纳入市指导规模。第十一条已备案的分布式光伏发电项目，项目业主应切实按照备案文件组织实施。对确需要变更项目业主、建设地址、建设规模、建筑物权属人等，应向原备案部门办理相关变更手续，分布式光伏发电项目所涉及的相关权益和责任须一并移交。对擅自变更、未按要求实施项目的，不予并网接入。

第十二条

分布式光伏发电项目备案需填写《广东省企业基本建设投资项目备案申请表》，并提供如下材料：

（一）项目基本情况报告：包括项目名称、建设地址、建设规模、建设条件、工程技术方案、运营模式、实施计划、经济评估等；

（二）项目建设单位工商营业执照和组织机构代码证复印件（居民家庭项目提供个人居民身份证复印件）；

（三）项目总投资20%以上的银行账户存款证明；

（四）项目所依托建筑物产权证明文件；

（五）项目建筑物屋顶或外立面使用合同或协议（利用自有建筑建设的不需提供）；

（六）供电部门同意并网意向文件；

（七）按规定需核准招标方案的，提交招标基本情况表；

（八）其他需提供的材料。

第十三条

其他行政审批手续。分布式光伏发电项目办理备案后，其他行政审批手续可简化，免除项目发电业务许可、建设许可、环境影响评价、节能评估、水土保持、减震防灾、用地预审和规划选址等手续。

第十四条

分布式光伏发电项目所涉及的建筑物，应不影响其原结构安全和使用功能，相关的设计、施工和运维须符合有关规范标准的要求。

第十五条

参与分布式光伏发电项目建设的设计、施工、检测和运维企业须具备相应的资质。第十六条

分布式光伏发电项目须采用经国家认监委批准的认证机构认证的光伏产品。产品选型应符合国家安全认证、节能、环保等相关规定。

第十七条

项目验收。需并网的分布式光伏发电项目建成后必须进行竣工验收。项目业主应委托有国家实验室认可资质的检验机构对分布式光伏发电系统进行检测并出具检测报告，检测内容包括但不限于光伏组件、逆变器、汇流箱、交直流配电装置、变压器、安全规范以及电能质量等方面的检测。居民用户分布式光伏发电项目由供电部门统一组织验收。

第五章

并网接入、电量计量、电费和补贴结算第十八条

由供电部门负责分布式光伏发电项目并网接入、电量计量、电费和补贴结算等事宜，具体操作流程参照《南方电网公司分布式光伏发电服务指南（暂行）》执行。

第六章信息管理

第十九条

市发展改革委负责统筹全市光伏项目信息管理，负责汇总项目备案、建设和运行信息，按季度报送省发展改革委（新能源产业处）。

第二十条

各区发展改革局汇总辖区内分布式光伏发电项目备案信息和申请纳入市指导规模项目信息，于每月5日前报送市发展改革委；定期收集和汇总项目建设和运行信息，填报本区分布式光伏项目建设运行信息表，按季度报送市发展改革委。

第二十一条各项目建设单位做好项目运行信息管理工作，填报本单位分布式光伏发电项目运行信息表，按季度报送市发展改革委，并抄送各项目所在区发展改革局。

第二十二条

广州供电局根据居民家庭光伏项目申报和建设情况，填报居民家庭分布式光伏项目建设运行信息表，按季度报送市发展改革委。第二十三条广州供电局负责汇总我市区域内光伏发电接网、发电量等相关信息和补贴资金拨付情况，填写并网服务和补贴资金信息表，按季度报送市发展改革委。

第二十四条