光伏发电项目总结（12篇）
1.光伏发电项目总结 篇一
台州市发改委:
为贯彻实施《可再生能源法》和国务院节能减排战略目标，加快推进太阳能光电技术在城乡建筑领域的应用，经前期努力，我区的索日新能源股份有限公司13.8MWp光伏发电示范项目已列入20XX年度第二批国家“金太阳”示范工程目录。为加快项目建设进度，业主单位已委托信息产业电子第十一设计研究院科技工程股份有限公司编制完成项目可行性研究报告，现将主要内容报告如下:
一、项目名称
13.8MWp光伏发电应用示范项目。
二、项目业主
索日新能源股份有限公司。
三、建设地址
项目建设地址位于路桥金清三山涂区块台州市金属资源再生产业基地，利用基地内浙江巨东集团有限公司、台州市欧晨金属材料有限公司厂房屋顶建设太阳能发电项目，项目不新增土地。
四、建设规模及接入方案
本项目采用晶体硅太阳能电池组件，安装建设光伏发电装置，应用示范面积约94345平方米，实际装机容量为13.8MWp(分二个子项，分别安装于巨东、欧晨厂房屋顶，其中巨东集团12MWp、欧晨公司1.8MWp)，组件55230块，安装方式为21个组件一串，共计2630串;组件采用自主生产的SR-156P-250，转换率为15.27%;新建逆变器室4座，每座建筑面积80平方米，单层建筑，钢筋混凝土框架结构，耐火、防水等级二级。10KV配电室1座，建筑面积200平方米，单层建筑，钢筋混凝土框架结构，耐火、防水等级二级。本系统拟采用容量为500kW的GSG-500KTT-TV逆变器共27台,容量为250kW的GSG-250KTT-TV逆变器共1台。
按照建筑物的分布情况，分别接入并网逆变器，逆变器逆变成交流电后经升压变压器升压至10KV接入内网接入点并网。设置4个并网点均接入用户侧电网，其中3个10KV并网点(自发自用，余量上网)，1个380V并网点(自发自用，并网不上网)。
五、项目投资估算及资金筹措
项目总投资14187.17万元，其中工程直接费用12750.08万元，其他费用1120.06万元，预备费138.7万元，建设期利息123.13万元，流动资金55.2万元。资金筹措拟申请国家补贴7590万元，企业自筹2837.44万元，银行贷款3759.73万元。
六、建设工期
本项目建设工期5个月。
七、效益分析
项目建成后预计年均发电量约1292.82万KWh。与相同发电量的火电厂相比，每年可节约标煤5024吨，可减少排放二氧化碳(CO2)10713.5吨，二氧化硫(SO2)370.8吨，氮氧化合物(NOx)35.2吨，还可以减少废水等排放，减少对水环境的污染。同时，工程投产后25年运行期销售总额达19475万元，实现净利润约5678万元，因此，项目具有良好的社会和经济效益。
现将有关材料随文上报，请予审查，如无不妥，请转报省发改委。
特此请示。
台州市路桥区发展和改革局
20XX年2月28日
2.光伏发电项目总结 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]。
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.光伏发电项目总结 篇三
前言
发展分布式电源是国家保障能源供应、优化能源结构、治理环境污染、建设生态文明的重大战略部署。分布式光伏发电作为最有发展前景的一种可再生绿色能源，被世界各国公认为是目前利用太阳能的最好方式。
一、分布式光伏发电政策现状
近年来，国务院各部委为鼓励分布式电源建设制订了积极的政策，下发了若干意见及通知，明确了要积极开拓光伏应用市场、加快产业结构调整和科技进步、规范产业发展秩序、加强并网管理和服务、完善支持政策等措施。
1、大力支持用户侧光伏应用。开放用户侧分布式电源建设，支持和鼓励企业、机构、社区和家庭安装、使用光伏发电系统。对分布式光伏发电项目实行备案管理，豁免分布式光伏发电应用发电业务许可，所发全部电量纳入全社会发电量和用电量统计，并作为地方政府和电网企业业绩考核指标。
2、加强配套电网建设、完善并网服务。电网企业加强与光伏发电相适应的电网建设和改造，保障配套电网与光伏发电项目同步建成投产。接入公共电网的光伏发电项目，其接网工程以及接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。电网企业简化分布式光伏发电的电网接入方式和管理程序，为光伏发电全过程提供并网服务，优化系统调度运行，优先保障光伏发电运行，确保光伏发电项目及时并网，并全额收购所发电量。对分布式光伏发电项目免收系统备用容量费和相关服务费用。
3、完善电价和补贴政策。对分布式光伏发电实行按照电量补贴，根据资源条件和建设成本，制定光伏电站分区域上网标杆电价，通过招标等竞争方式发现价格和补贴标准。根据光伏发电成本变化等因素，合理调减光伏电站上网电价和分布式光伏发电补贴标准。根据光伏发电发展需要，调整可再生能源电价附加征收标准，扩大可再生能源发展基金规模。
二、分布式光伏发电设计选型
分布式光伏发电项目工程设计和施工建设应符合国家相关规定，并网点的电能质量应满足国家和行业相关标准。
1、电压等级选择。分布式光伏发电并网电压等级应根据装机容量进行初步选择，原则上是：8千瓦及以下可接入220伏;8千瓦～400千瓦可接入380伏;400千瓦～6000千瓦可接入10千伏;5000千瓦～30000千瓦以上可接入35千伏。最终并网电压等级应根据电网条件，通过技术经济比选论证确定。
2、接入方式选择。分布式光伏发电可以专线或T接方式接入系统。专线接入，是指分布式光伏发电接入点处设置专用的开关设备（间隔），如直接接入变电站、开闭站、配电室母线，或环网柜等方式。T接，是指分布式光伏发电接入点处未设置专用的开关设备（间隔），如直接接入架空或电缆线路方式。
3、電能消纳方式选择。分布式光伏发电按照电能消纳方式，可分为全部上网、自发自用余电上网、全部自用三种，由用户自行选择。用户不足电量由电网提供，上、下网电量分开结算，电价执行国家相关政策。全部上网是指所发电量全部送入公共电网，电网企业负责全额收购所发电量。全部自用是指所发电量全部用于满足客户自身使用，不足电量由电网企业按当地销售电价向用户提供。自发自用余电上网是指所发电量优先满足用户使用，多余电量上网（执行分布式光伏发电价格政策，按照当地燃煤脱硫机组标杆电价由电网企业收购），不足电量由电网企业按当地销售电价向用户提供。这种模式实现了分布式光伏发电的就地消纳，多余电量卖给市电，不足电量由市电供给。电网企业最新规定：对于利用建筑屋顶及附属场地建成的分布式光伏发电项目（不含金太阳等已享受中央财政投资补贴项目），发电量已选择为“全部自用”或“自发自用余电上网”，当用户用电负荷显著减少（含消失）或供用电关系无法履行时，允许其电量消纳模式变更为“全部上网”模式。
三、RH公司案例研究
1、项目背景。RH公司是一家从事新能源产业的高科技公司，其分布式光伏发电项目建设规模包括光伏屋顶发电系统及相应的配套并网设施，全部采用固定式支架安装，使用1栋建筑屋面，面积约4万2。项目建设地年参考辐射量值约1478kW·h/m2，属于太阳能资源较丰富地区，具有良好的开发应用价值。
2、项目概述。RH公司分布式光伏发电总装机容量为4.6MWp，光伏发电机组分为2个1MW子系统和2个1.25MW子系统，每个光伏子系统连接一座1MVA或1.25MVA箱式升压变压器，组成子系统——箱式站单元接线，该单元接线将子系统逆变组件输出的0.28kV电压通过升压变压器升压至10kV，4台升压变压器的高压侧接至10kV母线，汇流后以10kV电缆线路接至公司10kV配电室10kV母线，并经该公司10kV专用线路并入电网企业的110kV 变电站主变10kV出口，电能消纳方式选用自发自用余量上网。
3、效益分析。本工程投产后，按照全电量电价补贴标准以及当地燃煤机组标杆上网电价收购价格测算，20年销售总额达7300万元，缴纳所得税1500万元，实现净利润约5500万元，工程的建设和运行给当地财政带来较大的税收收入。本工程投产后经测算，20年年平均发电量为545.71万kW·h，同燃煤火电站相比，每年可为国家节约标准煤550.6t，每年约减少SO2排放量163.86t、NO2排放量15.57t、CO2排放量4740.97t。本工程是绿色工程，从节约煤炭资源和环境保护角度分析，具有较为明显的经济效益、社会效益和环境效益。
四、结语
4.太阳能光伏发电项目简介 篇四
本系统在********************块多晶硅太阳能组件。块组件串联、共组接入的 逆变器,逆变器输出经交流防雷配电箱引到一楼低压配电房的配电箱内。
该系统总装机容量为千瓦，并网后，平均每年可发电 万千瓦时，和公共电网同时负载供应电力，增加了供电所供电的可靠性。项目采用太阳能发电技术，安全环保无污染，在25年的发电周期内可为晋江电网提供万千瓦时的清洁能源，减排二氧化碳吨，减排二氧化硫公斤，减排氮氧化物公斤，年减排灰渣 吨，社会环境效益可观。
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.光伏发电项目总结 篇六
第一部分 蒙古光伏发电市场的投资环境研究
第一章 蒙古宏观经济发展相关指标预测
第一节 蒙古政局稳定性及治安环境点评
一、蒙古政局沿革及其未来的政局稳定性点评
二、蒙古政府效率点评
三、蒙古社会治安条件点评
四、蒙古对中国企业的整体态度点评
第二节 蒙古重点宏观经济指标研究
一、蒙古GDP历史指标及现状综述
二、蒙古经济结构历史指标及现状综述
三、蒙古人均GDP历史指标及现状综述
四、蒙古汇率波动历史指标及现状综述
第三节 蒙古基础设施建设配套的状况
一、蒙古公路建设状况及相关指标
二、蒙古铁路建设状况及相关指标
三、蒙古港口建设状况及相关指标
四、蒙古机场及航空建设状况及相关指标
五、蒙古水、电、油、气的配套建设状况及相关指标
六、蒙古通信与互联网建设的状况及相关指标
七、其他
第四节 影响蒙古经济发展的主要因素
第五节 2017-2020年蒙古宏观经济发展相关指标预测
一、2017-2020年蒙古GDP预测方案
二、2017-2020年蒙古经济结构展望
三、2017-2020年蒙古人均GDP展望
四、2017-2020年蒙古汇率波动态势展望
１
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五、2017-2020年蒙古基础设施建设态势展望
第二章 蒙古光伏发电市场相关法律法规研究
第一节 蒙古光伏发电国际贸易的相关法律法规
一、蒙古光伏发电的进出口贸易政策
二、蒙古光伏发电市场的关税水平点评
第二节 蒙古光伏发电税收的相关法律法规
一、蒙古财政税收政策的重点内容
二、蒙古与光伏发电市场相关的重点税种及税率汇总
第三节 蒙古光伏发电金融外汇监管的相关法律法规
一、蒙古金融政策的重点内容
二、蒙古外汇监管政策的重点内容
三、蒙古投资利润汇出的管道对比研究
第四节 蒙古光伏发电投资的相关法律法规
一、蒙古对外商直接投资的相关法律法规及重点内容
二、蒙古对外商获得土地的相关法律法规
三、蒙古对外商投资的鼓励或优惠政策的重点内容
第五节 蒙古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 蒙古劳动力市场相关指标预测
第一节 蒙古劳动力市场相关历史指标
一、蒙古人口总量历史指标及现状综述
二、蒙古人口结构历史指标及现状综述
三、蒙古医疗卫生条件及疫情防控的相关内容
四、2017-2020年蒙古人口总量及结构的预测方案
第二节 蒙古的风俗禁忌与宗教信仰研究
一、蒙古的风俗禁忌
二、蒙古的宗教信仰
第三节 蒙古劳动力市场员工技能情况点评
２
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一、蒙古劳动力市场普遍的受教育程度研究
二、蒙古劳动力市场技工能力情况点评
第四节 蒙古劳动力市场工会力量强弱程度判断
一、蒙古工会的发展状况综述
二、蒙古工会组织的罢工状况研究
三、蒙古劳动力市场工会力量的强弱程度判断
第五节 蒙古劳动法相关重点内容点评
一、蒙古劳动法重点内容研究
二、蒙古劳动力市场员工招聘的相关法律法规
三、蒙古对员工最低工资水平的规定及具体内容
四、蒙古对外籍员工入境的签证时间及获得的难易度判断
五、蒙古对外籍员工数量比例等相关规定
第四章 蒙古光伏发电市场投资环境的优劣势点评
第一节 蒙古光伏发电市场的投资环境的优劣势点评
一、蒙古投资环境的优势点评
二、蒙古投资环境的劣势点评
第二节 蒙古光伏发电市场的投资环境的总评及启示
一、蒙古投资环境的总评
二、蒙古投资环境的对中国企业的启示
第二部分 蒙古光伏发电市场供需预测方案
第五章 蒙古光伏发电市场供需指标预测方案
第一节 蒙古光伏发电市场相关指标情况
一、蒙古电力供给指标
二、蒙古电力消费指标
三、蒙古电源结构相关指标
四、蒙古电力价格历史指标
五、蒙古光照资源区域分布特征
六、蒙古光伏发电发展状况综述
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中恒远策—海外版电子商务平台 第二节 影响蒙古光伏发电市场发展的主要因素 第三节 蒙古光伏发电市场供需预测的思路与方法 第四节 蒙古光伏发电市场态势展望与相关指标预测
一、2017-2020年蒙古电力发展规划
二、2017-2020年蒙古电力供需相关指标预测
三、2017-2020年蒙古电力供需平衡展望
四、2017-2020年蒙古电源结构变化态势展望
五、2017-2020年蒙古光伏发电市场发展态势展望
第六章 蒙古光伏发电重点关联行业发展态势展望
第一节 蒙古太阳能电池行业相关态势展望
一、蒙古太阳能电池行业发展相关指标
二、蒙古太阳能电池行业主要特征
三、2017-2020年蒙古太阳能电池行业发展态势展望
第二节 蒙古电力行业相关态势展望
一、蒙古电力行业发展相关指标
二、蒙古电力行业主要特征
三、2017-2020年蒙古电力行业发展态势展望
第三节 其他行业
第七章 蒙古光伏发电市场竞争格局展望
第一节 2017-2020年蒙古光伏发电市场周期展望
一、蒙古本土光伏发电市场的生命周期判断
二、蒙古光伏发电市场未来增长性判断
第二节 蒙古光伏发电市场竞争主体综述
一、蒙古本土光伏发电企业及其相关指标
二、中国在蒙古的光伏发电企业及其相关指标
三、其他国家在蒙古的光伏发电企业及其相关指标
第三节 蒙古光伏发电市场各类竞争主体的SWOT点评
一、蒙古本土光伏发电企业的SWOT点评
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二、中国在蒙古的光伏发电企业的SWOT点评
三、其他国家在蒙古的光伏发电企业的SWOT点评
第四节 影响蒙古光伏发电市场竞争格局变动的主要因素 第五节 2017-2020年蒙古光伏发电市场竞争格局展望
一、2017-2020年蒙古光伏发电市场竞争格局展望
二、2017-2020年中国企业在蒙古光伏发电市场的竞争力展望
第三部分 中国企业投资蒙古光伏发电市场的经营建议
第八章 蒙古光伏发电市场机会与风险展望
第一节 2017-2020年蒙古光伏发电市场机会展望
一、2017-2020年蒙古光伏发电市场需求增长的机会展望
二、2017-2020年蒙古重量级区域市场的机会展望
三、2017-2020年蒙古光伏发电市场辐射的机会展望
四、其他
第二节 2017-2020年蒙古光伏发电市场系统性风险展望
一、蒙古光伏发电市场波动的风险
二、蒙古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年蒙古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 蒙古光伏发电市场的经营与投资建议
第一节 2017-2020年是否适合开拓蒙古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、是否适合开拓蒙古光伏发电市场的结论
第二节 2017-2020年在蒙古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、与蒙古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.光伏发电项目总结 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.光伏发电项目可行性研究报告 篇九
总论作为可行性研究报告的首要部分，要综合叙述研究报告中各部分的主要问题和研究结论，并对项目的可行与否提出最终建议，为可行性研究的审批提供方便。
一、光伏电站项目概况
(一)项目名称
(二)项目承办单位
(三)可行性研究工作承担单位
(四)项目可行性研究依据
本项目可行性研究报告编制依据如下：
1、《中华人民共和国公司法》;
2、《中华人民共和国行政许可法》;
3、《国务院关于投资体制改革的决定》国发20号 ;
4、《产业结构调整目录版》;
5、《国民经济和社会发展第十二个五年发展规划》;
6、《建设项目经济评价方法与参数(第三版)》，国家发展与改革委员会20xx年审核批准施行;
7、《投资项目可行性研究指南》，国家发展与改革委员会
8、企业投资决议;
9、……;
10、地方出台的相关投资法律法规等。
(五)项目建设内容、规模、目标
(六)项目建设地点
二、光伏电站项目可行性研究主要结论
在可行性研究中，对项目的产品销售、原料供应、政策保障、技术方案、资金总额及筹措、项目的财务效益和国民经济、社会效益等重大问题，都应得出明确的结论，主要包括：
(一)项目产品市场前景
(二)项目原料供应问题
(三)项目政策保障问题
(四)项目资金保障问题
(五)项目组织保障问题
(六)项目技术保障问题
(七)项目人力保障问题
(八)项目风险控制问题
(九)项目财务效益结论
(十)项目社会效益结论
(十一)项目可行性综合评价
三、主要技术经济指标表
在总论部分中，可将研究报告中各部分的主要技术经济指标汇总，列出主要技术经济指标表，使审批和决策者对项目作全貌了解。
表1 技术经济指标汇总表
序号
名称
单位
数值
1 项目投入总资金 万元 26136。00
1.1 固定资产建设投资 万元 18295。20
1.2 流动资金 万元 7840。80
2 项目总投资 万元 20647。44
2.1 固定资产建设投资 万元 18295。20
2.2 铺底流动资金 万元 2352。24
3 年营业收入(正常年份) 万元 36590。40
4 年总成本费用(正常年份) 万元 23783。76
5 年经营成本(正常年份) 万元 21954。24
6 年增值税(正常年份) 万元 2783。61
7 年销售税金及附加(正常年份) 万元 278。36
8 年利润总额(正常年份) 万元 12806。64
9 所得税(正常年份) 万元 3201。66
10 年税后利润(正常年份) 万元 9604。98
11 投资利润率 % 62。03
12 投资利税率 % 71。33
13 资本金投资利润率 % 80。63
14 资本金投资利税率 % 93。04
15 销售利润率 % 46。52
16 税后财务内部收益率(全部投资) % 29。32
17 税前财务内部收益率(全部投资) % 43。98
18 税后财务净现值FNPV(i=8%) 万元 9147。60
19 税前财务净现值FNPV(i=8%) 万元 11761。20
20 税后投资回收期 年 4。66
21 税前投资回收期 年 3。88
22 盈亏平衡点(生产能力利用率) % 42。05
四、存在的问题及建议
对可行性研究中提出的项目的主要问题进行说明并提出解决的建议。
1、项目总投资来源及投入问题
项目总投资主要来自项目发起公司自筹资金，按照计划在3月份前完成项目申报审批工作。预计项目总投资资金到位时间在4月底。整个项目建设期内，主要完成项目可研报告编制、项目备案、土建及配套工程、人员招聘及培训、设备签约、设备生产、设备运行及验收等工作。
项目发起公司拟设立专项资金账户用于项目建设用资金的管理工作。对于资金不足部分则以银行贷款、设备融资，合作，租赁等多种方式解决。
2、项目原料供应及使用问题
项目产品的原料目前在市场上供应充足，可以实现就近采购。项目本着生产优质产品、创造一流品牌的理念，对原材料环节进行严格把关，对原料供应商进行优选，保证生产顺利进行。
3、项目技术先进性问题
项目生产本着高起点、高标准的准则，拟采购先进技术工艺设备，引进先进生产管理经验，对生产技术员工进行专业化培训，保证生产高效、工艺先进、产品质量达标。
第二部分 光伏电站项目建设背景、必要性、可行性
这一部分主要应说明项目发起的背景、投资的必要性、投资理由及项目开展的支撑性条件等等。
一、光伏电站项目建设背景
(一)光伏电站项目市场迅速发展
光伏电站项目所属行业是在最近几年间迅速发展。行业在繁荣国内市场、扩大出口创汇、吸纳社会就业、促进经济增长等方面发挥的作用越来越明显……
(二)国家产业规划或地方产业规划
我国非常中国光伏电站领域的.发展，国家和地方在最近几年有关该领域的政策力度明显加强，突出表现在如下几个方面：
(1)稳定国内外市场;
(2)提高自主创新能力;
(3)加快实施技术改造;
(4)淘汰落后产能;
(5)优化区域布局;
(6)完善服务体系;
(7)加快自主品牌建设;
(8)提升企业竞争实力。
(三)项目发起人以及发起缘由
……
二、光伏电站项目建设必要性
(一)……
(二)……
(三)……
(四)……
三、光伏电站项目建设可行性
(一)经济可行性
(二)政策可行性
(三)技术可行性
本项目建设坚持高起点、高标准方案，为保证工艺先进性，关键设备引进国外厂商，其他辅助设备从国内厂商中优选。该公司始建于xxxx年，xxxx年改制为股份有限公司，经过多年的技术改造和生产实践，公司创造出一流的光伏电站工艺和先进的管理技术，完全能够按照行业标准进行生产和检测，其新技术方案的引入，将有效保证本项目顺利开展。
(四)模式可行性
光伏电站项目实施由项目发起公司自行组织，引进先进生产设备，土建工程由公司自主组织建设。项目建成后，项目运作由该公司全资注册子公司主导，项目产品面向国内、国际两个市场。目前，国内外市场发展均较为迅速，市场空间放量速度加快，市场需求强劲，可以保证产品有效销售。
(五)组织和人力资源可行性
第三部分 光伏电站项目产品市场分析
市场分析在可行性研究中的重要地位在于，任何一个项目，其生产规模的确定、技术的选择、投资估算甚至厂址的选择，都必须在对市场需求情况有了充分了解以后才能决定。而且市场分析的结果，还可以决定产品的价格、销售收入，最终影响到项目的盈利性和可行性。在可行性研究报告中，要详细研究当前市场现状，以此作为后期决策的依据。
一、光伏电站项目产品市场调查
(一)光伏电站项目产品国际市场调查
(二)光伏电站项目产品国内市场调查
(三)光伏电站项目产品价格调查
(四)光伏电站项目产品上游原料市场调查
(五)光伏电站项目产品下游消费市场调查
(六)光伏电站项目产品市场竞争调查
二、光伏电站项目产品市场预测
市场预测是市场调查在时间上和空间上的延续，是利用市场调查所得到的信息资料，根据市场信息资料分析报告的结论，对本项目产品未来市场需求量及相关因素所进行的定量与定性的判断与分析。在可行性研究工作中，市场预测的结论是制订产品方案，确定项目建设规模所必须的依据。
(一)光伏电站项目产品国际市场预测
(二)光伏电站项目产品国内市场预测
(三)光伏电站项目产品价格预测
(四)光伏电站项目产品上游原料市场预测
(五)光伏电站项目产品下游消费市场预测
(六)光伏电站项目发展前景综述
第四部分 光伏电站项目产品规划方案
一、光伏电站项目产品产能规划方案
二、光伏电站项目产品工艺规划方案
(一)工艺设备选型
(二)工艺说明
(三)工艺流程
三、光伏电站项目产品营销规划方案
(一)营销战略规划
(二)营销模式
在商品经济环境中，企业要根据市场情况，制定合格的销售模式，争取扩大市场份额，稳定销售价格，提高产品竞争能力。因此，在可行性研究中，要对市场营销模式进行研究。
1、投资者分成
2、企业自销
3、国家部分收购
4、经销人情况分析
(三)促销策略
……
第五部分 光伏电站项目建设地与土建总规
一、光伏电站项目建设地
(一)光伏电站项目建设地地理位置
(二)光伏电站项目建设地自然情况
(三)光伏电站项目建设地资源情况
(四)光伏电站项目建设地经济情况
近年来，项目所在地多元产业经济迅速发展，第一产业基本稳定，工业经济发展势头强劲;新兴产业成为当地经济发展新的带动力量;餐饮娱乐、交通运输等第三产业蓬勃发展;一大批改制企业充满活力，民营经济发展发展步伐加快。重点调产工程扎实推进，经济多元化支柱产业结构正在形成，综合实力明显增强……
(五)光伏电站项目建设地人口情况
(六)光伏电站项目建设地交通运输
项目运作立当地，面向国内、国际两个市场，项目建设地交通运输条件优越，目前已形成铁路、公路、航空等立体方式的交通运输网。公路四通八达，境内有3条国道、2条省道，高速公路建设步伐进一步加快，将进一步改善当地的公路运输条件，逐渐优化的交通条件有利于项目产品销售物流环节效率的提升，使得产品能够及时投放到销售目标市场。
二、光伏电站项目土建总规
(一)项目厂址及厂房建设
1、厂址
2、厂房建设内容
3、厂房建设造价
(二)土建规划总平面布置图
(三)场内外运输
1、场外运输量及运输方式
2、场内运输量及运输方式
3、场内运输设施及设备
(四)项目土建及配套工程
1、项目占地
2、项目土建及配套工程内容
序号
建设项目
建筑结构
建筑方式
施工面积(m2)
1、办公楼 框架结构 多层建筑 9011
2、展厅 砖混结构 单层建筑 1802
3、公寓 砖混结构 多层建筑 37847
4、餐厅 砖混结构 多层建筑 2703
5、1号车间 轻钢结构 单层建筑 6308
6、2号车间 轻钢结构 单层建筑 7209
7、3号车间 轻钢结构 单层建筑 8110
8、后序处理、库房 轻钢砖混结构 单层建筑 7209
9、锅炉房及其它辅助实施 框架砖混结构 单层建筑 1802
10、小计 80200
11、绿化设施 5407
12、厂区硬化周围美化 4506
13、总施工面积(m2) 90112
(五)项目土建及配套工程造价
(六)项目其他辅助工程
1、供水工程
2、供电工程
3、供暖工程
4、通信工程
5、其他
第六部分 光伏电站项目光伏电站、节能与劳动安全方案
在项目建设中，必须贯彻执行国家有关环境保护、能源节约和职业安全卫生方面的法规、法律，对项目可能对环境造成的近期和远期影响，对影响劳动者健康和安全的因素，都要在可行性研究阶段进行分析，提出防治措施，并对其进行评价，推荐技术可行、经济，且布局合理，对环境的有害影响较小的最佳方案。按照国家现行规定，凡从事对环境有影响的建设项目都必须执行环境影响报告书的审批制度，同时，在可行性研究报告中，对环境保护和劳动安全要有专门论述。
一、光伏电站项目环境保护方案
(一)项目环境保护设计依据
(二)项目环境保护措施
(三)项目环境保护评价
二、光伏电站项目资源利用及能耗分析
(一)项目资源利用及能耗标准
(二)项目资源利用及能耗分析
三、光伏电站项目节能方案
按照国家发改委的规定，节能需要单独列一章。按照国家发改委的相关规定，建筑面积在2万平方米以上的公共建筑项目、建筑面积在20万平方米以上的居住建筑项目以及其他年耗能吨标准煤以上的项目，项目建设方都必须出具《节能专篇》，作为项目节能评估和审查中的重要环节。项目立项必须取得节能审查批准意见后，项目方可立项。因此，对建设规模超过发改委规定要求的项目，《节能专篇》如同《环境评价报告》一样，是项目建设前置审核的必须环节。
(一)项目节能设计依据
(二)项目节能分析
四、光伏电站项目消防方案
(一)项目消防设计依据
(二)项目消防措施
(三)火灾报警系统
(四)灭火系统
(五)消防知识教育
五、光伏电站项目劳动安全卫生方案
(一)项目劳动安全设计依据
(二)项目劳动安全保护措施
第七部分 光伏电站项目组织和劳动定员
在可行性研究报告中，根据项目规模、项目组成和工艺流程，研究提出相应的企业组织机构，劳动定员总数及劳动力来源及相应的人员培训计划。
一、光伏电站项目组织
(一)组织形式
(二)工作制度
二、光伏电站项目劳动定员和人员培训
(一)劳动定员
(二)年总工资和职工年平均工资估算
(三)人员培训
10.分布式光伏发电项目管理暂行办法 篇十
第一章 总 则
1、为规范分布式光伏发电项目建设管理，推进分布式光伏发电应用，根据《中华人民共和国可再生能源法》、《中华人民共和国电力法》、《中华人民共和国行政许可法》以及《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》，制定本办法。
2、分布式光伏发电是指在用户所在场地或附近建设运行，以用户侧自发自用为主、多余电量上网且在配电网系统平衡调节为特征的光伏发电设施。
3、鼓励各类电力用户、投资企业、专业化合同能源服务公司、个人等作为项目单位，投资建设和经营分布式光伏发电项目
4、国务院能源主管部门负责全国分布式发电规划指导和监督管理；地方能源主管部门在国务院能源主管部门指导下，负责本地区分布式光伏发电规划、建设的监督管理；国家能源局派出机构负责对本地区分布式光伏发电规划和政策执行、并网运行、市场公平及运行安全进行监管。
5、分布式光伏发电实行“自发自用、余电上网、就近消纳、电网调节”的运营模式，电网企业采用先进技术优化电网运行管理，为分布式光伏发电运行提供系统支撑，保障电力用户安全用电，鼓励项目投资经营主体与同一供电区内的电力用户在电网企业配合下以多种方式实现分布式光伏发电就近消纳。
第二章 规模管理
6、国务院能源主管部门依据全国太阳能发电相关规划，各地区分布式发电需求和建设条件，对需要国家资金补贴的项目实行总量平衡和指导规模管理，不需要国家资金补贴的项目部纳入指导规模管理范围。
7、省级能源主管部门依据本地区分布式光伏发电发展情况，提出下一需要国家资金补贴的项目规划申请。国务院能源主管部门结合各地项目资源、实际应用以及可再生能源电价附加征收情况，统筹协调平衡后，下达各地区指导规模，在中期可视各地区实施情况进行微调。
8、国务院能源主管部门下达的分布式光伏发电指导规模，在该内未使用的规模指标自动失效，当年规模指标与实际需求差距较大的，地方能源主管部门可适时提出调整申请。
9、鼓励各级地方政府通过市场竞争方式降低分布式光伏发电的补贴标准，优先支持申请低于国家补贴标准的分布式光伏发电项目建设。
第三章 项目备案
10、省级以下能源主管部门依据国务院投资项目管理规定和国务院能源主管部门下达的本地区分布式光伏发电的指导规模指标，对分布式光伏发电项目实行备案管理，具体备案办法由省级人民政府制定。
11、项目备案工作应根据分布式光伏发电项目特点尽可能简化程序，免除发电业务许可、规划选址、土地预审、水土保持、环境影响评价、节能评估及社会风险评估等支持性文件。
12、对个人利用自有住宅及在住宅区域内建设的分布式光伏发电项目，由当地电网企业直接登记并集中向当地能源主管部门备案，不需要国家资金补贴的项目由省级能源主管部门自行管理。
13、各级管理部门和项目单位不得自行变更项目备案文件的主要事项，包括投资主体、建设地点、项目规划、运营模式等，确需变更时，由备案部门按程序办理。
14、在指导规模指标范围内的分布式光伏发电项目，自备案之日起两年内未建成投产的，在指导规模中取消，并同时取消享受国家资金补贴的资格。
15、鼓励地市级或县级政府结合当地实际建设与电网接入申请、并网调试和验收、电费结算和补贴发放等相结合的分布式光伏发电项目备案、竣工验收等一站式服务体系，简化办理流程、提高管理效率。
第四章 建设条件
16、分布式光伏发电项目所依托的建筑物及设施应具有合法性，项目单位与项目所依托的建筑物、场地及设施所有人非同一主体时，项目单位应与所有人签订建筑物、场地及设施的使用或租用协议，视经营方式与电力用户签订合同能源服务协议。
17、分布式光伏发电项目的设计和安装应符合有关管理规定、设备标准、建筑工程规范和安全规范等要求，承担项目设计、查咨询、安装和监理的单位，应具有国家规定的相应资质。
18、分布式光伏发电项目采用的光伏电池组件、逆变器等设备应通过符合国家规定的认证认可机构的检测认证，符合相关接入电网的技术要求。
第五章 电网接入和运行
19、电网企业收到项目单位并网接入申请后，应在20个工作日内出具并网接入意见，对于集中多点接入的分布式光伏发电项目可延长到30个工作日。
20、以35千伏及以下电压等级接入电网的分布式光伏发电项目，由地级市或县级电网企业按照简化程序办理相关并网手续，并提供并网咨询、电能表安装、并网调试及验收等服务。
21、以35千伏以上电压等级接入电网且所发电力在并网点范围内使用的分布式光伏发电项目，电网企业应根据其接入方式、电量使用范围，本着简便和及时高效的原则做好并网管理，提供相关服务。
22、接入公共电网的分布式光伏发电项目，接入系统工程以及因接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设，接入用户侧的分布式光伏发电项目，用户侧的配套工程由项目单位投资建设，因项目接入电网引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。
23、电网企业应采用先进运行控制技术，提高配电网智能化水平，为接纳分布式光伏发电创造条件，在分布式光伏发电安装规模较大、占电网负荷比重较高的供电区，电网企业应根据发展需要建设分布式光伏发电并网运行监测、公寓预测和优化运行相结合的综合技术体系，实现分布式光伏发电高效利用和系统安全运行。
第六章 计量与结算
24、分布式光伏项目本体工程建成后，向电网企业提出并网调试和验收申请，电网企业指导和配合项目单位开展并网运行调试和验收，电网企业应根据国家有关标准制定分布式光伏发电电网接入和并网运行验收办法。
25、电网企业负责对分布式光伏发电项目的全部发电量、上网电量分布计量、免费提供并安装电能计量表，不向项目单位收取系统备用容量费。电网企业在有关并网接入和运行灯所有环节提供的服务均不向项目单位收取费用。
26、享受电量补贴政策的分布式光伏发电项目，由电网企业负责向项目单位按月转付国家补贴资金，按月结算余电上网电量电费。
27、在经济开发区灯相对独立的供电区同一组织建设的分布式光伏发电项目，余电上网部分可向该供电区内其他电力用户直接售电。
第七章 产业信息监测
28、组织地市级或县级能源主管部门按月汇总项目备案信息。省级能源主管部门按季分类汇总备案信息后报送国务院能源主管部门。
29、各省级能源主管部门负责本地区分布式光伏发电项目建设和运行信息统计，并分别于每年7月，次年1月向国务院能源主管部门拟送上半年和上一的统计信息，同时抄送国家能源局及其派出监管机构，国家可再生能源信息中心。
30、电网企业负责建设本级电网覆盖范围内分布式光伏发电的运行监测体系，配合本级能源主管部门向所在地的能源管理部门按季报送项目建设运行信息，包括项目建设，发电量，上网电量，电费和补贴发放与结算等信息。
31、国务院能源主管部门委托国家可再生能源信息中心开展分布式光伏发电行业信息管理，组织研究制定工程设计，安装，验收等环节的标准规范，统计全国分布式光伏发电项目建设运行信息，分析评价行业发展现状和趋势，及时提出相关政策建议，报国务院能源主管部门批准，适时发布相关产业信息。
第八章 违规责任
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.光伏发电项目总结 篇十二
随着煤炭和石油等化石能源的大量消耗, 能源形势日益紧迫。而太阳能作为一种清洁能源, 如何对其进行开发利用越来越成为现今人们关注的焦点。与中国西部地区很多传统装机的光伏并网电站相比, 建筑屋顶发电站具备其自身独特性, 具有不需占用大块区域土地面积, 建设投产周期短, 灵活高效, 维护便捷等优势[1]。
1 建筑屋顶光伏发电系统
1.1 简介
建筑屋顶光伏发电系统是指在建筑项目竣工建设完毕后, 充分利用其建筑屋顶空置的区域, 布置一定规模数量的光伏电池组件、支架及配套系统设备, 根据地区经纬度等相关数据计算得出屋顶光伏电池组件的最优化倾斜角, 安装系统设备进行太阳能资源采集, 使整个系统发电效率最大化, 进而转化发电、储能等。此类工程对土地面积需求很小, 可有效利用各类建筑物屋顶, 不占用专门区域, 适合组织开展大批量建设, 就地进行发电、用电, 不仅能节省电网建设的工程造价, 且可实现能耗的最小化, 有效满足“绿色”建筑的节能水平要求[2,3]。
1.2 系统组成
整个系统设备与区域中建筑物协调一致, 紧密结合, 有的甚至直接制作成建筑材料成为建筑物的一部分。屋顶光伏发电系统主要由逆变器、电池组件、支架、连接电缆、监控设备及其它辅助设备组成。其中关键核心部件为逆变器, 其作用是将光伏电池组件在光照下产生的直流电 (DC) 汇集后, 通过逆变器的转化将其变为可供普通电气设备使用的交流电 (AC) 。光伏发电系统逆变器的最大特点就是包括了最大功率点跟踪, 在光照强度较大时发出的多余电量经转化成为满足电网公司电能质量要求的交流电注入电网中;在阴雨天光照强度较弱, 发电能力不足时, 则由电网向建筑屋顶发电 (用户) 供电。
2 项目简介
项目所处的江苏淮安地区年平均日照辐射量4.04k W·h/ (m2·d) , 全年日照辐射总量约1 467.4 k W·h/m2, 即5 282.3 MJ/m2。
前期规划选址过程中, 淮安屋顶光伏发电项目规划计算的装机总容量为1.93 MW, 选取建筑物厂房屋顶面积约44 375 m2, 经现场勘查设计能容纳布置的光伏电池组件占区域面积约21 050 m2。根据要求整个发电项目的设计不能影响厂区整体建筑物风貌特点和视觉效果。经过项目工程运算及实验测试, 发电系统配套支架等设备布置在厂区建筑物的屋顶空置区域, 光伏电池组件则选择为固定安装模式, 倾斜角度为10°。整个系统共布置电池块8 420块, 考虑到本项目区域中整体发电量的需要及保证区域协调性, 选取的电池组件峰值功率为230 W。
本项目工程整体由4个0.5 MW的子系统组成。每个子系统均选用1台并网逆变器和1台隔离升压变压器, 经汇流后接至并网逆变器, 光伏直流变为满足电网要求的10 k V三相交流输出, 汇集到站内10 k V配电室后, 以一回出线, 接入地区电网而并网。
3 项目的经济性研究及论证
3.1 项目的整体经济性
本项目光伏发电系统的总体成本由初始投资部分和实际运行费用两大部分组成。初投资包括如下主要设备和实施费用:光伏电池组件、控制元件、光伏逆变器、蓄电池组、支架和配电系统 (包括安装调试费、电力电缆等费用) 、基础施工建设费、工程设计费、系统调试费、试验运行费、电池组件维修清洗费、管理费、员工工资等。
江苏淮安屋顶光伏发电项目的工程项目经济性分析及评价如下:
按照光伏电池组件及系统其它设备25 a的寿命周期, 电池组件固定10°的倾斜角度, 第一年利用小时数1 230 h, 以后逐年递减9.7 h来考虑, 然后根据主要设备购置费、建筑工程费、安装工程费等费用进行汇总, 进而计算得到本项目的一个总体财务数据评价指标。
根据当地部门政策文件的有关规定, 本区域屋顶光伏电站的上网电价为2.40元/ (k W·h) 。按照所签订承包电站运行经营年限25 a的协议, 测算工程项目整体的财务数据和投资收益水平。经测算, 本工程的静态总投资约为4 518×104元, 建设期间的财务利息成本为24.87×104元, 工程的动态总投资为4 542.87×104元, 计算得出本项目整体投资的财务内部收益率应可超过8%, 项目整体的投资效益回收期约10.7 a, 资本金的财务内部收益率约为11%, 资本金净利润率约为17.8%, 满足各项指标数据要求, 此光伏发电系统将取得一个比较好的经济收益, 因而从经济上评价是完全具有可行性的。
3.2 项目的环境影响分析
传统的纯火力发电站系统, 燃煤过程中会产生大量CO2、SO2、NOx、烟尘及煤灰煤渣等废弃物。现行传统火力发电厂每上网发电1 k W·h, 标准煤耗费水平大约为305 g, 约产生814 g CO2、6.2 g SOx和大约2.1 g NOx。传统发电项目对生态环境造成一定影响, 而本项目利用可再生太阳能, 通过系统转变为可供使用的电能, 过程中不直接消耗化石能源, 且不产生环境污染物。与传统火力发电站比较, 每年CO2减排量可达到1 726 t, 减排SO2约13 t, 减排NOx约4.5 t, 是无污染的清洁可再生能源。
3.3 项目的社会效应分析
现阶段中国利用建筑屋顶开展光伏发电尚处于初始起步水平, 装机规模不大。此类项目除提供能源外, 还有许多特殊优势, 如降低温室气体和污染物排放、创造就业机会、保障能源安全和促进边远地区发展等, 尤其是可在边远地区就地安装, 在特殊场合整个光伏系统可直接提供电力输出。适合进行大规模安装推广, 在欧洲、美国、日本等已运作得比较成熟。结合中国国情及电网特点, 在太阳能资源充足的区域大力建设更多的示范性建筑屋顶光伏项目, 提高清洁可再生能源在电源结构中的比例, 对中国经济、社会和环境保护具有积极意义。
4 结语
目前, 中国很多企业一直在积极地开展清洁可再生能源领域的研究, 且已在全国很多实际项目上大胆创新实践。建筑屋顶太阳能并网光伏示范电站的建设是一项具有开拓性的工作, 对各大电力企业加快制定光伏电站并网技术要求、光伏电站科学管理及保证电网安全可靠运行等规范的制订做出了重要贡献。
建筑屋顶太阳能光伏发电符合中国可持续发展过程中对清洁能源充分利用的趋势要求, 与此同时, 大力推进太阳能资源的利用及加速光伏发电产业发展, 对缓解现今能源紧缺的局势及调整能源结构具有一定作用, 其社会政治、经济、环保等效益显著[4]。
摘要：介绍了建筑屋顶太阳能发电系统的基本组成及分类, 指出光伏建筑一体化 (BIPV) 是光伏技术的热点, 具有许多优势。就江苏淮安屋顶光伏并网发电项目的方案、成本、经济和社会效益等方面进行分析。
关键词：光伏建筑一体化 (BIPV) ,并网光伏项目,技术经济
参考文献
[1]李海瀛.太阳能发电系统在建筑中的应用[J].电气时代, 2006 (6) :96-97.
[2]沈辉, 曾祖勤.太阳能光伏发电技术[M].北京:化学工业出版社, 2005.
[3]郝国强, 李红波, 陈鸣波.光伏建筑一体化并网电站的应用与发展[J].上海节能, 2006 (6) :66-70.
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