光伏发电项目立项报告

2024-11-25

光伏发电项目立项报告（14篇）

1.光伏发电项目立项报告篇一

中恒远策—海外版电子商务平台缅甸光伏发电项目市场投资前景预测报告

第一部分缅甸光伏发电市场的投资环境研究

第一章缅甸宏观经济发展相关指标预测

第一节缅甸政局稳定性及治安环境点评

一、缅甸政局沿革及其未来的政局稳定性点评

二、缅甸政府效率点评

三、缅甸社会治安条件点评

四、缅甸对中国企业的整体态度点评

第二节缅甸重点宏观经济指标研究

一、缅甸GDP历史指标及现状综述

二、缅甸经济结构历史指标及现状综述

三、缅甸人均GDP历史指标及现状综述

四、缅甸汇率波动历史指标及现状综述

第三节缅甸基础设施建设配套的状况

一、缅甸公路建设状况及相关指标

二、缅甸铁路建设状况及相关指标

三、缅甸港口建设状况及相关指标

四、缅甸机场及航空建设状况及相关指标

五、缅甸水、电、油、气的配套建设状况及相关指标

六、缅甸通信与互联网建设的状况及相关指标

七、其他

第四节影响缅甸经济发展的主要因素

第五节 2017-2020年缅甸宏观经济发展相关指标预测

一、2017-2020年缅甸GDP预测方案

二、2017-2020年缅甸经济结构展望

三、2017-2020年缅甸人均GDP展望

四、2017-2020年缅甸汇率波动态势展望

１

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五、2017-2020年缅甸基础设施建设态势展望

第二章缅甸光伏发电市场相关法律法规研究

第一节缅甸光伏发电国际贸易的相关法律法规

一、缅甸光伏发电的进出口贸易政策

二、缅甸光伏发电市场的关税水平点评

第二节缅甸光伏发电税收的相关法律法规

一、缅甸财政税收政策的重点内容

二、缅甸与光伏发电市场相关的重点税种及税率汇总

第三节缅甸光伏发电金融外汇监管的相关法律法规

一、缅甸金融政策的重点内容

二、缅甸外汇监管政策的重点内容

三、缅甸投资利润汇出的管道对比研究

第四节缅甸光伏发电投资的相关法律法规

一、缅甸对外商直接投资的相关法律法规及重点内容

二、缅甸对外商获得土地的相关法律法规

三、缅甸对外商投资的鼓励或优惠政策的重点内容

第五节缅甸光伏发电市场准入及认证的相关法律法规第六节其他

第三章缅甸劳动力市场相关指标预测

第一节缅甸劳动力市场相关历史指标

一、缅甸人口总量历史指标及现状综述

二、缅甸人口结构历史指标及现状综述

三、缅甸医疗卫生条件及疫情防控的相关内容

四、2017-2020年缅甸人口总量及结构的预测方案

第二节缅甸的风俗禁忌与宗教信仰研究

一、缅甸的风俗禁忌

二、缅甸的宗教信仰

第三节缅甸劳动力市场员工技能情况点评

２

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一、缅甸劳动力市场普遍的受教育程度研究

二、缅甸劳动力市场技工能力情况点评

第四节缅甸劳动力市场工会力量强弱程度判断

一、缅甸工会的发展状况综述

二、缅甸工会组织的罢工状况研究

三、缅甸劳动力市场工会力量的强弱程度判断

第五节缅甸劳动法相关重点内容点评

一、缅甸劳动法重点内容研究

二、缅甸劳动力市场员工招聘的相关法律法规

三、缅甸对员工最低工资水平的规定及具体内容

四、缅甸对外籍员工入境的签证时间及获得的难易度判断

五、缅甸对外籍员工数量比例等相关规定

第四章缅甸光伏发电市场投资环境的优劣势点评

第一节缅甸光伏发电市场的投资环境的优劣势点评

一、缅甸投资环境的优势点评

二、缅甸投资环境的劣势点评

第二节缅甸光伏发电市场的投资环境的总评及启示

一、缅甸投资环境的总评

二、缅甸投资环境的对中国企业的启示

第二部分缅甸光伏发电市场供需预测方案

第五章缅甸光伏发电市场供需指标预测方案

第一节缅甸光伏发电市场相关指标情况

一、缅甸电力供给指标

二、缅甸电力消费指标

三、缅甸电源结构相关指标

四、缅甸电力价格历史指标

五、缅甸光照资源区域分布特征

六、缅甸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缅甸光伏发电市场发展的主要因素第三节缅甸光伏发电市场供需预测的思路与方法第四节缅甸光伏发电市场态势展望与相关指标预测

一、2017-2020年缅甸电力发展规划

二、2017-2020年缅甸电力供需相关指标预测

三、2017-2020年缅甸电力供需平衡展望

四、2017-2020年缅甸电源结构变化态势展望

五、2017-2020年缅甸光伏发电市场发展态势展望

第六章缅甸光伏发电重点关联行业发展态势展望

第一节缅甸太阳能电池行业相关态势展望

一、缅甸太阳能电池行业发展相关指标

二、缅甸太阳能电池行业主要特征

三、2017-2020年缅甸太阳能电池行业发展态势展望

第二节缅甸电力行业相关态势展望

一、缅甸电力行业发展相关指标

二、缅甸电力行业主要特征

三、2017-2020年缅甸电力行业发展态势展望

第三节其他行业

第七章缅甸光伏发电市场竞争格局展望

第一节 2017-2020年缅甸光伏发电市场周期展望

一、缅甸本土光伏发电市场的生命周期判断

二、缅甸光伏发电市场未来增长性判断

第二节缅甸光伏发电市场竞争主体综述

一、缅甸本土光伏发电企业及其相关指标

二、中国在缅甸的光伏发电企业及其相关指标

三、其他国家在缅甸的光伏发电企业及其相关指标

第三节缅甸光伏发电市场各类竞争主体的SWOT点评

一、缅甸本土光伏发电企业的SWOT点评

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二、中国在缅甸的光伏发电企业的SWOT点评

三、其他国家在缅甸的光伏发电企业的SWOT点评

第四节影响缅甸光伏发电市场竞争格局变动的主要因素第五节 2017-2020年缅甸光伏发电市场竞争格局展望

一、2017-2020年缅甸光伏发电市场竞争格局展望

二、2017-2020年中国企业在缅甸光伏发电市场的竞争力展望

第三部分中国企业投资缅甸光伏发电市场的经营建议

第八章缅甸光伏发电市场机会与风险展望

第一节 2017-2020年缅甸光伏发电市场机会展望

一、2017-2020年缅甸光伏发电市场需求增长的机会展望

二、2017-2020年缅甸重量级区域市场的机会展望

三、2017-2020年缅甸光伏发电市场辐射的机会展望

四、其他

第二节 2017-2020年缅甸光伏发电市场系统性风险展望

一、缅甸光伏发电市场波动的风险

二、缅甸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年缅甸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

第九章缅甸光伏发电市场的经营与投资建议

第一节 2017-2020年是否适合开拓缅甸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、是否适合开拓缅甸光伏发电市场的结论

第二节 2017-2020年在缅甸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、与缅甸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

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2.光伏发电项目立项报告篇二

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.光伏发电项目立项报告篇三

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.光伏发电项目立项报告篇四

第一部分刚果(金)光伏发电市场的投资环境研究

第一章刚果(金)宏观经济发展相关指标预测

第一节刚果(金)政局稳定性及治安环境点评

一、刚果(金)政局沿革及其未来的政局稳定性点评

二、刚果(金)政府效率点评

三、刚果(金)社会治安条件点评

四、刚果(金)对中国企业的整体态度点评

第二节刚果(金)重点宏观经济指标研究

一、刚果(金)GDP历史指标及现状综述

二、刚果(金)经济结构历史指标及现状综述

三、刚果(金)人均GDP历史指标及现状综述

四、刚果(金)汇率波动历史指标及现状综述

第三节刚果(金)基础设施建设配套的状况

一、刚果(金)公路建设状况及相关指标

二、刚果(金)铁路建设状况及相关指标

三、刚果(金)港口建设状况及相关指标

四、刚果(金)机场及航空建设状况及相关指标

五、刚果(金)水、电、油、气的配套建设状况及相关指标

六、刚果(金)通信与互联网建设的状况及相关指标

七、其他

第四节影响刚果(金)经济发展的主要因素

第五节 2017-2020年刚果(金)宏观经济发展相关指标预测

一、2017-2020年刚果(金)GDP预测方案

二、2017-2020年刚果(金)经济结构展望

三、2017-2020年刚果(金)人均GDP展望

四、2017-2020年刚果(金)汇率波动态势展望

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五、2017-2020年刚果(金)基础设施建设态势展望

第二章刚果(金)光伏发电市场相关法律法规研究

第一节刚果(金)光伏发电国际贸易的相关法律法规

一、刚果(金)光伏发电的进出口贸易政策

二、刚果(金)光伏发电市场的关税水平点评

第二节刚果(金)光伏发电税收的相关法律法规

一、刚果(金)财政税收政策的重点内容

二、刚果(金)与光伏发电市场相关的重点税种及税率汇总

第三节刚果(金)光伏发电金融外汇监管的相关法律法规

一、刚果(金)金融政策的重点内容

二、刚果(金)外汇监管政策的重点内容

三、刚果(金)投资利润汇出的管道对比研究

第四节刚果(金)光伏发电投资的相关法律法规

一、刚果(金)对外商直接投资的相关法律法规及重点内容

二、刚果(金)对外商获得土地的相关法律法规

三、刚果(金)对外商投资的鼓励或优惠政策的重点内容

第五节刚果(金)光伏发电市场准入及认证的相关法律法规第六节其他

第三章刚果(金)劳动力市场相关指标预测

第一节刚果(金)劳动力市场相关历史指标

一、刚果(金)人口总量历史指标及现状综述

二、刚果(金)人口结构历史指标及现状综述

三、刚果(金)医疗卫生条件及疫情防控的相关内容

四、2017-2020年刚果(金)人口总量及结构的预测方案

第二节刚果(金)的风俗禁忌与宗教信仰研究

一、刚果(金)的风俗禁忌

二、刚果(金)的宗教信仰

第三节刚果(金)劳动力市场员工技能情况点评

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一、刚果(金)劳动力市场普遍的受教育程度研究

二、刚果(金)劳动力市场技工能力情况点评

第四节刚果(金)劳动力市场工会力量强弱程度判断

一、刚果(金)工会的发展状况综述

二、刚果(金)工会组织的罢工状况研究

三、刚果(金)劳动力市场工会力量的强弱程度判断

第五节刚果(金)劳动法相关重点内容点评

一、刚果(金)劳动法重点内容研究

二、刚果(金)劳动力市场员工招聘的相关法律法规

三、刚果(金)对员工最低工资水平的规定及具体内容

四、刚果(金)对外籍员工入境的签证时间及获得的难易度判断

五、刚果(金)对外籍员工数量比例等相关规定

第四章刚果(金)光伏发电市场投资环境的优劣势点评

第一节刚果(金)光伏发电市场的投资环境的优劣势点评

一、刚果(金)投资环境的优势点评

二、刚果(金)投资环境的劣势点评

第二节刚果(金)光伏发电市场的投资环境的总评及启示

一、刚果(金)投资环境的总评

二、刚果(金)投资环境的对中国企业的启示

第二部分刚果(金)光伏发电市场供需预测方案

第五章刚果(金)光伏发电市场供需指标预测方案

第一节刚果(金)光伏发电市场相关指标情况

一、刚果(金)电力供给指标

二、刚果(金)电力消费指标

三、刚果(金)电源结构相关指标

四、刚果(金)电力价格历史指标

五、刚果(金)光照资源区域分布特征

六、刚果(金)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刚果(金)光伏发电市场发展的主要因素第三节刚果(金)光伏发电市场供需预测的思路与方法第四节刚果(金)光伏发电市场态势展望与相关指标预测

一、2017-2020年刚果(金)电力发展规划

二、2017-2020年刚果(金)电力供需相关指标预测

三、2017-2020年刚果(金)电力供需平衡展望

四、2017-2020年刚果(金)电源结构变化态势展望

五、2017-2020年刚果(金)光伏发电市场发展态势展望

第六章刚果(金)光伏发电重点关联行业发展态势展望

第一节刚果(金)太阳能电池行业相关态势展望

一、刚果(金)太阳能电池行业发展相关指标

二、刚果(金)太阳能电池行业主要特征

三、2017-2020年刚果(金)太阳能电池行业发展态势展望

第二节刚果(金)电力行业相关态势展望

一、刚果(金)电力行业发展相关指标

二、刚果(金)电力行业主要特征

三、2017-2020年刚果(金)电力行业发展态势展望

第三节其他行业

第七章刚果(金)光伏发电市场竞争格局展望

第一节 2017-2020年刚果(金)光伏发电市场周期展望

一、刚果(金)本土光伏发电市场的生命周期判断

二、刚果(金)光伏发电市场未来增长性判断

第二节刚果(金)光伏发电市场竞争主体综述

一、刚果(金)本土光伏发电企业及其相关指标

二、中国在刚果(金)的光伏发电企业及其相关指标

三、其他国家在刚果(金)的光伏发电企业及其相关指标

第三节刚果(金)光伏发电市场各类竞争主体的SWOT点评

一、刚果(金)本土光伏发电企业的SWOT点评

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二、中国在刚果(金)的光伏发电企业的SWOT点评

三、其他国家在刚果(金)的光伏发电企业的SWOT点评

第四节影响刚果(金)光伏发电市场竞争格局变动的主要因素第五节 2017-2020年刚果(金)光伏发电市场竞争格局展望

一、2017-2020年刚果(金)光伏发电市场竞争格局展望

二、2017-2020年中国企业在刚果(金)光伏发电市场的竞争力展望

第三部分中国企业投资刚果(金)光伏发电市场的经营建议

第八章刚果(金)光伏发电市场机会与风险展望

第一节 2017-2020年刚果(金)光伏发电市场机会展望

一、2017-2020年刚果(金)光伏发电市场需求增长的机会展望

二、2017-2020年刚果(金)重量级区域市场的机会展望

三、2017-2020年刚果(金)光伏发电市场辐射的机会展望

四、其他

第二节 2017-2020年刚果(金)光伏发电市场系统性风险展望

一、刚果(金)光伏发电市场波动的风险

二、刚果(金)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年刚果(金)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

第九章刚果(金)光伏发电市场的经营与投资建议

第一节 2017-2020年是否适合开拓刚果(金)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、是否适合开拓刚果(金)光伏发电市场的结论

第二节 2017-2020年在刚果(金)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、与刚果(金)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

5.光伏发电项目请示篇五

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

6.光伏发电项目招标公告篇六

项目所属行业：电力/能源工业

所属领域类型：太阳能发电

设备来源：国内采购

预算投资总额：15000万元

投资性质：非政府投资

资金到位情况：已到位

项目建设等级：行业中等标准

预计开建年月：2016年11月

预计截止年月：

所属大区：华中

所属省份：湖南

所属地级市：邵阳市

项目所在地：湖南省邵阳市

项目主要设备：太阳能电池板、太阳能电池组件、直流汇流箱、直流电缆、逆变器、低压配电系统、基础支架、配电柜、交直流柜、有源/无源滤波器、变频器、防雷器、数据采集器、环境监测仪、光伏监控系统、LCD显示器(工业电视)、监控计算机、光伏专用电缆、直流回流电缆、交流电缆、电力电缆等。

项目详情：项目装机容量19.98MW，项目总投资15000万元。

石工：153213433xx

7.光伏发电项目立项报告篇七

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.苏州分布式光伏发电项目备案篇八

一、备案的权限

分布式光伏发电项目实行备案制管理。

苏州市域内企业投资的分布式光伏发电项目，由苏州市发改委实行备案；自然人利用自有住宅及在住宅区域内投资建设的分布式光伏发电项目，由各县级市、区实行备案。

二、项目备案操作规程

（一）企业项目备案 1.项目备案的流程

（1）项目投资企业向项目属地发改部门申请项目备案，属地发改部门经初审后报苏州市发改委；

（2）项目投资企业填写项目备案申请表（表格从苏州市发改委网站下载）及备案所需提供的相关材料，报苏州市行政服务中心发改委窗口；（3）窗口受理并通过形式审查，拟文交能源处、法规处会签；（4）会签通过并经办公室核稿，交分管主任审定；

（5）分管主任审定并签发后，交办公室打印并由窗口盖章；（6）备案文件由窗口交属地发改部门。2.备案需提供的材料

（1）属地发改部门的项目备案请示（2）项目备案申请表

（3）项目投资企业营业执照，法人代表身份证

（4）项目所依托建筑物（设施）房屋产权证（土地证）

（5）房屋租赁合同和合同能源管理协议（如建筑物非项目建设单位所有）（6）载荷复核计算书（7）技术方案

（二）自然人项目备案 1.项目备案的流程

（1）自然人直接向项目属地电网企业申请登记；

（2）属地电网企业集中一批项目后，向属地发改部门申请备案；（3）属地发改部门按属地所规定的备案流程办理备案。2.备案需提供的材料

（1）属地电网企业的项目备案请示（2）电网企业的并网接入意见

三、项目备案操作要点

（一）合同能源管理协议可包含房屋租赁合同。

（二）载荷复核计算书必须由有资质的建筑设计单位出具。

（三）技术方案由光伏发电设计能力的单位提供。

（四）项目投资企业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、项目规模、运营模式等。

（五）自然人的集中备案项目应视作一个项目实行备案管理。

（六）电网企业直接受理自然人登记申请后，应对住宅的房屋产权证或住宅区域内物业及相关邻里的意见、房屋载荷的安全证明以及技术方案进行审核，确认符合相关要求后，再集中向属地发改部门申请备案。

（七）自然人项目集中备案后，属地发改部门应将备案文件向苏州市发改委报备。

9.光伏发电项目立项报告篇九

关于陈剑锋光伏发电项目接入电网意见的函

陈剑锋：

你公司陈剑锋光伏发电项目接入系统方案已制定并通过审查。经研究，原则同意该项目接入电网，具体意见如下：

一、项目规划规模为2.2千瓦，本期规模为2.2千瓦。经双方商定，本项目电量结算原则为：自发自用剩余电量上网。

二、该项目本期接入系统方案为： 1.接入电压等:交流220V。

2.接入方式:110kV东方红变电站/10kV旺岭线/江山商贸城(二)箱变/低压公共线路。

3.计量及计价方式：配置0.22kV单相电能计量装置 20（80）A（双向）1套，实现分布式光伏发电量、并网电量分别计量。相关并网和下网电价按省物价局文件执行。

4.投资分界：110kV东方红变电站/10kV旺岭线/江山商贸城(二)箱变/低压公共线路“T”接点，电源侧的电能表、电表箱由供电企业投资建设，负荷侧的电力设施（开关箱、开关、表后线）由客户投资建设。

三、请按此方案开展项目相关设计、施工等后续工作。

四、项目主体工程和接入系统工程完工后，请前往河东营业厅申请并网调试和验收服务。

五、本意见函可作为项目核准（或备案）支持性文件之一，文件有效期1年。

10.光伏发电项目立项报告篇十

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.

11.分布式光伏发电项目管理暂行办法篇十一

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

12.光伏发电项目立项报告篇十二

一、前期工作：

1.行政审批中心领取《企业投资项目核准前期联系单》； 2.业主填写联系单内容，加盖市发改委行政许可专用章；

3.业主单位送市环境保护局窗口、无锡供电公司（锡山和惠山区送东亭营业厅办理接入网意见）；

4.委托市发改委备案的能评机构编制节能登记表，并在市发改委窗口办理节能登记表备案； 5.委托具有电力行业乙级及以上，或新能源专业乙级及以上设计资质单位编制项目申请报告（要求达到可行性研究报告深度）

二、准备报件及相关支持性文件

1.项目所在区发改部门出具该项目核准请示；

2.环境保护行政主管部门出具环境影响评价文件的审批意见； 3.市发改委出具节能登记表备案意见； 4.无锡供电公司的接入电网意见； 5.屋顶承载力复合计算说明； 6.建筑物产权证、土地使用证； 7.屋顶租赁协议；

8.资金来源证明（如自有资金证明，银行出具的项目贷款承诺函）9.以上文件完成报市行政服务中心发改窗口。

三、市发改委办理转报

1.市发改窗口接件审批后转发改委能源处办理；

2.市发改委能源处办文转报省能源局，待省能源局核准批复。供电营业厅需提供资料：

1.政府投资主管部门同意开展项目前期工作的批复（需核准项目）； 2.业主资格证明材料，如营业执照等；

3.项目经办人身份证原件、复印件及法人委托书原件

4.项目地理位置图（表明方向、临近道路、河道等）及场地租用协议；

13.光伏发电项目立项报告篇十三

关键词：世博中心,太阳能光伏发电系统,光伏建筑一体化,并网发电系统,输变电系统,防雷接地,设计

1 引言

世博中心太阳能光伏发电系统是该项目中十分重要的组成部分,它的论证、设计及实施都与建筑设计的诸多元素有着千丝万缕的联系。太阳能光伏发电系统作为我国大力发展的一个重要科技应用方向,对构建低碳环保的社会发展环境具有极其重要的战略意义。从设计之初我们就确定了以绿色能源作为工程设计的一个主要方向,因此将太阳能光伏发电系统纳入到世博中心系统设计中,是整个工程团队必须承担的责任与义务。我们希望透过此次工程实践,将太阳能光伏发电系统设计及应用能够比较完美的展现出来,为将来新的工程应用起到良好的推荐示范作用。

2 工程设计规模

项目基地面积6.65万m2,总建筑面积约14.5万m2,其中地上建筑面积10万m2,地下建筑面积4.5万m2。

世博中心屋顶有大片的平坦面积约4万m2,太阳能应用主要集中在屋顶。具体形式为屋顶平铺光伏系统、屋顶设备房南立面光伏遮阳系统、采光顶透光式光伏系统和柔性薄膜光伏系统。世博中心太阳能光伏系统总装机功率为1.0339MW,采用升压后并网方式发电。

3 设计指导思想和设计特点

2.1 美观性

光伏与建筑一体化主要是指光伏与建筑外维护结构相结合,建筑物外维护结构既是建筑功能的主要研究对象,在绝热、采暖和日光照明等多方面综合考虑各方面优劣得失进行优化设计,也是体现建筑风格和建筑美学的主体。光伏与建筑维护结构一体化设计主要表现为光伏墙体与光伏屋面的设计。太阳能利用构件由最初力图藏而不露,转向成为引人注目的建筑构成元素展示出来。

针对世博中心等公共建筑具有广泛的公众影响力,视觉美观性及与建筑的整体协调性是需要重点注意的地方。本项目太阳能应用主要集中在建筑屋顶上,在屋顶采用常规光伏组件,采取平铺的方式,与屋顶绿化相结合,间隔布置,将太阳能绿色能源的意义体现得淋漓尽致。在屋顶设备房南立面采用了光伏遮阳组件,应用双面玻璃多晶硅光伏遮阳组件,使光伏建筑一体化应用更具显展示性及创新性。

2.2 技术性

光伏并网电站除了考虑整体性与美观性外,还要从技术的角度考虑。在技术方面主要考虑的原则如下:

●考虑太阳电池组件阵列的周边环境,尽量避开或远离遮荫物;

●兼顾整体效果、电站面积限制要求的前提下,确定最优的太阳电池组件朝向及倾角;

●考虑太阳电池组件的通风,尽量保证通风良好;

●根据太阳电池组件方阵面积及组件大小确定组件排布方案进而确定逆变器;

●合理设计、尽量减少电缆长度。

2.3 安全性

应考虑太阳电池板自身载荷和抗风、抗冰雹冲击能力等工程应用问题,保证光伏系统与建筑安全可靠。

此外,当选用光伏建筑一体化组件时,除了具备发电功能外,还需考虑光伏组件的结构功能,如防水、保温等功能,坚固耐用,保证光伏建筑一体化系统安全可靠。

4 主要技术经济指标

光伏系统面积:屋面组件7074 m2,薄膜电池组件面积195 m2,光伏遮阳组件面积556 m2,总装机容量:1.03MW。

4.1 系统的发电量

根据气象资料显示,上海地区日照时间在最不利的冬至日仍在10h左右。本项目周围建筑物均低于该项目设计高度,建筑屋面太阳能可以得到充分利用,每天至少有9h的可利用日照时间,利用效率较高。

根据相关资料,设标准日照强度GS为1kW/m2,依存率D和设计冗余系数R皆为1,则一天的期望发电量为:

HA:安装场地的日照量。上海取平均值4 kW·h/(m2×d)。

PAS:标准太阳电池阵列的输出功率。设计安装1MW。

K:综合设计系数。考虑到电池阵列的倾斜角度等因素取0.7。

即:EP=4×0.7×1000=2800 kW·h/d

年发电量:En=2800×365=1022 MW·h(即约100万度电)

4.2 节能减排效果分析

根据科技部发布的《全民节能减排手册》中提供的数据:

1 度电相当于0.369kg标准煤,年节煤:

100万×0.369=369000kg=369t

1kg标准煤产生2.55kgCO2,年减少排放CO2:

369000×2.55=941000kg=941t

另根据资料介绍,10 m2的森林或25 m2的草地每天可吸收1kg CO2:

A1=941000×10/365≈25000 m2(森林)

A2=941000×25/365≈65000 m(草地)

由此,可以得出以下结论:

本工程每年预期可产生绿色电能100万度,节约标准煤369t,减少CO2排放941t。如折算到环保投入,则相当于新增2.5万m2的森林或6.5万m2的草地。

在城市环境治理和城市建设用地都极为紧张的今天,上述数据是相当诱人的。

5 BIPV平面设计

5.1 太阳电池组件的安装位置

太阳电池组件安装在世博中心楼顶及楼顶设备房南立面上。世博中心楼顶太阳电池组件主要布置在五个区域:

楼顶平铺,即在楼顶安装预埋件,在预埋件上架钢柱,钢柱上架钢梁而后安装太阳电池组件,太阳电池组件安装在支架上,安装面保持平行和平齐,采用相同的角度,保持屋顶的风格和美观;

屋顶设备房顶面及楼顶东侧电梯间顶面采用太阳电池组件,采取平铺的方式。设备房顶面用太阳能电池组件替代屋顶材料,即用太阳能电池组件作为设备房顶棚。在此处因建筑不需作密封处理,因此太阳电池组件顶棚不做防水处理。屋顶设备房及电梯间顶太阳电池组件与屋顶平铺太阳电池组件相同,并网系统设计时可作为一体来考虑;

屋顶设备房南立面应用光伏遮阳系统,采用双面玻璃光伏遮阳组件;

屋顶采光顶南北两侧采用柔性非晶硅薄膜光伏系统,将柔性非晶硅薄膜粘贴在铝板平面上。

5.2 太阳电池组件的构成

该项目太阳电池阵列采用不透光180W太阳电池组件构成,属于多晶硅太阳电池,其转换效率较高,为12%〜15%,期望寿命为20年。各太阳电池组件自带旁路二极管,用于旁路太阳电池表面产生背阴的部分,防止该部分因发电量降低形成反接而发热。

本系统功率调节器有效输入电压确定为500V,故太阳能组件每路串连电压设计为750V。各太阳电池组件相互串接,达到设计电压目标后,通过太阳能光伏设备专用电缆接入汇流箱。

汇流箱设计采用分支回路为6路2×4mm2电缆,电缆规格为2PfF 1169(耐压等级DC1.8kV),作为太阳电池阵列进线。1路ZA-YJV-2×50mm2出线。采用较高电压和较大截面电缆传输可有效减少电能损失,设计将直流回路主回路电压降控制在2%以内。

若干汇流箱集合后通过太阳能光伏设备专用大截面直流电缆经电缆桥架穿预留管弄,传输至地下层太阳能直流配电室。经并网控制逆变器直接输出,成为可供使用的交流电源系统。由于本系统电源设计容量为1000kVA,电源容量较大,为更好地充分利用所发电能,采用中压并网。

6 输变电系统及设备布置

为更有效的对电源系统进行统一管理和方便并网,在与我院建筑专业与太阳能专业公司进行沟通后,确定将太阳能输变电系统设备机房设置在靠近建筑物中压进线区域。整个太阳能输变电系统设备机房占地200 m2,分为太阳能直流配电及逆变区、0.4kV低压汇流配电区、10kV变压器室、太阳能光伏发电监控室及太阳能10kV变配电室等几个区域。

其系统图见图1。

在设备布置上主要依据《低压配电设计规范》GB 50054-95中对变配电设备间距的具体设计要求,设备布置详见图2。

7 并网控制系统设计

本次上海世博中心的光伏并网项目配置1套监控装置,主要包括:监控用工业控制机、网络版监控软件和液晶显示装置。系统采用独立监测系统检测并网电站的运行状况,利用工业控制机采集数据,可以连续每天24h不间断地对所有并网逆变器进行运行数据的监测。

工业控制机的特点如下:

●嵌入式低功耗VIA C3系列处理器

●带LCD/CRT VGA接口

●以太网口

●RS232/RS485通讯接口

●USB2.0

●数字输入/输出和音频

●256M内存(可升级)

●40G笔记本硬盘(可升级)

●工控机和所有光伏并网逆变器之间的通讯采用RS485总线通讯方式

●工控机在电网需要停电的时候能接收电网的调度指令

●同时提供对外的数据接口,即用户可以通过网络方式,异地实时查看整个电源系统的实时运行数据以及历史数据和故障数据。

工控机和所有并网逆变器之间的通讯采用RS485总线,使用RS485总线十分适合本系统:

●布线简单,仅仅为两根通讯线;

●通讯速率满足要求,可达9600bps;

●维护简便。

8 太阳电池阵列防雷系统接地设计

由于本建筑屋面平坦、太阳电池组件高于屋面,故屋面避雷带对太阳电池阵列起不到保护作用。通过与太阳电池生产厂家的沟通,并听取了防雷办的意见后,我们对屋面上的太阳能阵列采用了以下防雷接地保护方式。

1)对于直击雷:首先,采用预放电避雷针,利用其快速产生上行先导的特性,减少雷电与太阳电池阵列形成雷电流通路的机会;同时借助其保护面积大的特点,减少避雷针阴影对太阳电池组件的影响。其次,每个太阳能电磁组件外的金属边框在设计时均考虑适当高于其内部太阳电池,在施工时将其金属边框与组件基础钢筋通过扁钢紧密连接,基础钢筋再与屋面下预埋的避雷带多点连接。这样就形成了另一层避雷网,将逃脱预放电避雷针保护的直接雷通过该网迅速散流,减少对电池直接的影响。

2)对于感应雷:分别在屋面和系统机房设置了直流输入防护和交流输出保护。直流输入防护采用在汇流箱内每个汇流支路的正、负相上分别安装1个电源避雷器,接地端与楼顶建筑预留出的接地点连接,避免雷电高电压侵入直流系统。交流输出防护采用在交流干路的正、负相上分别安装1个电源避雷器,保护机房内系统设备的安全。

9 维护与运行策略

逆变器接入光伏系统后,在系统启动前应由逆变器生产厂家负责检测。系统启动后的定期检测中,一般只检测其绝缘电阻和绝缘耐压性能。因此对逆变器应采用多种检测方式,确保运行安全。

太阳能光伏系统采用实时上网技术,该项目太阳能光伏发电由太阳能设备公司维护管理,上网过程检测与使用由电力公司托管。经济效益与风险由太阳能设备公司、电力公司与世博投资方共同分享与承担,应该说是一种有益的经营探索模式。

10 结语

本项目采用的光伏建筑一体化并网系统的特点是零排放、免维护、长寿命、易安装及高可靠;在电网末端提供电源支持,提高电网有功分量、减少电网损耗;还可起到部分调峰效果,对整个电网安全也有一定的作用。

光伏发电是洁净的能源,有利于增强人们的环保意识。未来的光伏发电技术必将在我国获得大规模的应用,光伏建筑一体化并网系统更是未来光伏应用市场的热点,本项目的实施也将为上海应用太阳能发电提供有力的前期积累和丰厚的经验。

参考文献

[1]崔容强,赵春江,吴达成.并网型太阳能光伏发电系统[M].北京:化学工业出版社,2007.