光伏项目总结篇1

当下，光伏组件市场一片萧条，制造商们亏损不止。但光伏电站市场逐渐兴起，让企业家们重新看到了希望。

政策的明朗化，无疑又给了他们一颗定心丸。12月19日，国务院常务会议确定的促进光伏产业发展的五项措施，被看成是光伏产业的救市之举。英利集团公共总监梁田表示：“国家最高层能为一个产业的发展专门召开会议，这并不多见。至少在光伏行业，从未有过。”

而早在10月份，国家电网公司《关于做好分布式发电并网服务工作的意见（暂行）》。其核心内容是：11月1日起，国内分布式光伏发电项目将可享受全程免费的并网服务，并可以自发自用、余量上网。由此，萦绕在光伏发电企业头顶最大的魔咒被打破。

密集的政策扶持以及电网前所未有的高调表态，犹如添了两把新火，致使一股浩浩荡荡的光伏电站投资热浪，正扑面而来。

逆市突围

此前，光伏危机愈演愈烈。在2011年下半年急速加剧，致使很多企业家来不及反应，便走向了破产。

现实很残酷。昔日，那些企业家仍旧怀揣着美好梦想，期待客户排队等候抢购光伏产品的场景，一去不复返。在产能过剩和欧美“双反”的打压下，他们被悉数打回了原形。

在光伏产业高潮时，施正荣、彭小峰和他们的企业曾是财富的代名词，如今恰恰也成了这场光伏产业落潮后，裸泳者的代表。隐退、辞职、倒闭等等，撞击着每位行业人士的耳膜。

惨淡的市场行业，让光伏企业选择了集体突围。他们共同的选择是向下游挺进——建电站。在这场新一轮的光伏竞争中，无论是民企、国企还是外资企业都纷纷粉墨登场。

10多年来，一直较为谨慎、未曾涉足光伏电站领域的英利集团，目前已开始在光伏电站投资中发力。2012年12月17日，中国中材、新疆生产建设兵团、英利集团三方在保定签署光伏电站项目的战略合作框架协议，一个计划120兆瓦的光伏电站将落户新疆。

在光伏电站另一个领域——分布式发电，该公司也早已布局。有消息称：2012年6月30日前，英利集团就开始在国资委、财政部、工信部、教育部等数十个部委机关及下属单位近100座大楼的屋顶，统一安装上太阳能电池板。其规模计划为10兆瓦。

英利集团公关关系总监梁田坦言，从国家政策支持力度来看，政府不会放弃光伏产业。所以，他们需要抓住这次难得的机遇，拓展业务范围，提升企业自身的竞争实力。他说：“我们大型地面电站和分布式发电都在做，这是两个方向。”

当然，民营组件制造商涉足光伏电站投资，不止是英利一家，尚德、天合、海润等一批民营企业都有涉足。尽管在外界备受争议，但尚德也没有停止进入光伏电站的步伐。早在5月份，尚德就与江苏辉伦太阳能签订战略合作协议，双方将共同拓展国内的光伏电站工程，主要涉及大型光伏电站、屋顶电站的共同开发、建设、投资。

而天合光能与江苏盐城签订合作谅解备忘录，将在未来几年，利用盐城广袤的荒弃滩涂资源，使用公司全球领先的优质组件和依靠公司的系统技术能力，寻求开发建设百兆瓦级太阳能电站。

不单单如此。5月，力诺太阳能电力集团启动了刚刚成立后的第一个电站项目，斥资2600万元投建1MW光伏电站。7月份，保定涞源县甚至宣布，科诺伟业公司将在涞源县建设100兆瓦光伏电站。

与此同时，多年来光伏领域主要被民营企业所占据的格局正在被打破，光伏电站成为打破这一格局的突破口。国有企业正借助其优势在这个全新的领域，迎头赶超。

在青海，这个中国光伏电站最集中的竞技场，云集了数十家光伏企业。其中，单2011年就有40多个光伏发电项目得到政府核准。建成和在建的有国电、国投、中广核、黄河上游水电开发有限公司等多家大型央企。当年年底，核准的1010兆瓦容量将全部并网发电，预计累计完成投资170亿元。除了这些原有的发电企业，甚至包括中石化、中海油以及美国MEMC、法国道达尔也都投下巨资，进入国内光伏电站市场。

当然，除了青海，在甘肃、内蒙、新疆等地广袤的荒野中，皆有企业投资光伏电站的印记。那些乘机出差途经中国西北荒漠的人，时常会从高空捕获到这些蓝色电池板集群，在阳光下闪闪发光。

随着各种利好政策的密集出台，建光伏电站会成为中国光伏产业新的出路吗？

出路还是圈套

在这场史无前例的光伏保卫战中，一向低调而谨慎的“光伏教父”杨怀进，作为海润光伏的CEO终于从幕后走向了台前，他直言：做电站是当下行业唯一的出路。

2012年2月，海润光伏借壳上市成功，这为其拓展光伏电站业务奠定了基础。而为了投资光伏电站，海润光伏资本运作频频。

5月，海润光伏拟定向增发不超过5.03亿股，发行底价7.56元/股，融资约38亿元，投入海外电站和技术研发项目，其中光伏电站拟耗资19.8亿元。7月，海润光伏拟向国家开发银行申请不超过4800万欧元中长期借款，以满足在海外光伏电站项目建设的资金需求。

9月，海润光伏公告称，其将分别在甘肃省金昌市和新疆柯坪县投资设立新公司，进行20兆瓦光伏电站项目建设，投资额均为2.46亿元。公告称，金昌海润的项目回收期为6.55年，而柯坪海润的投资项目回收期为8.28年。

在杨怀进眼里，光伏组件生产企业建电站最大的好处，就是扩大产品销路，迅速回笼资金。他曾表示，只要收益率达到8%以上，建电站就能盈利。在光伏寒冬中，保持资金链显得尤为重要。2012年以来，海润光伏将已并网的电站陆续出售，保守预计均有10%的利润。

对于建光伏电站是未来电池组件制造企业的出路，宁波日地太阳能公司副总经理王振军也深信不疑。12月下旬，接通记者电话时，他正在青海忙碌光伏电站的事。这家国内光伏领域元老级的企业，几度沉浮，在如今的光伏寒冬中也在积极寻找出路。

据王介绍，由于当地政府的支持和国家电网的积极介入，如今青海省大型地面电站发电的并网情况很好，基本上都可以并入电网。对此，他们进行项目建设，少了很大的后顾之忧。此前，在格尔木市东30公里的戈壁滩上，一座330千伏变电站已经建成，作为柴达木光伏电站群最为重要的配套电网工程之一，它将用于当地光伏电站并网输送。

青海，目前是国内大型光伏地面电站最集中的区域，电网配套已经基本得到解决。但是，在青海之外，相应的配套却略有滞后。徐元江，这个入行3年多，现任力山东力诺太阳能电力集团内蒙古项目经理的年轻人，对于光伏电站也有颇多感触。

由于力诺太阳能正在内蒙古考虑投资5亿元，建设一座50兆瓦的太阳能光伏电站，徐元江多次辗转于山东和内蒙两地。两个月前，他刚去了趟内蒙古，与当地政府沟通讨论电站可行性的问题，并作了相应的市场调研。

“主要了解当地电力的市场消纳，未来电网的配套和土地税的问题。”徐直言。而做完内蒙古项目前期的市场调研，最近他一直在济南，开始忙活做调研报告的事情了。

他说，如今任何一家企业做上亿元的电站投资，都比较理性了。不像以前都一窝蜂的上项目，而不做深入调研。“如果不了解清楚，到时电卖不出去，6—8年收回成本将成为泡影，项目就会砸到企业手里。”

对于当前，众多电池制造商看好光伏电站市场，试图在新的市场抢夺一杯羹。徐元江笑言，企业必须自己掂量掂量，自己本身有多大的资金实力，是否能真正达到消减库存压力的目的，对于有些企业“结果够呛，搞不好会是个圈套”。

他的理由是：建光伏电站和生产光伏组件完全是两码事。电站建设需要更多的配套设备（逆变器、电缆、边框等），这些也需要不少的投入，而电站的回收期比较长，如果缺乏雄厚的资金实力，又缺乏前期理性而准确的预估，很容易造成资金链断裂，企业将面临新倒闭的风险。

但对于那些纷纷进入的央企而言，扶持光伏电站建设的政策纷纷出台，是最大的利好。央企有银行融资，无需额外担保抵押没有太多顾虑，可以大踏步进行电站投资。对于民营企业而言，这无疑是巨大的压力。

尽管业内人士对于未来光伏电站报以很大的期待，但从事专业化光伏电站项目建设和运作的天华阳光董事长苏维利，仍有两大顾虑。一是如果发完电不自用，那么上网部分能否全额收购；二是电价的执行年限，从哪天开始执行，执行多久。

上述两点不明确，仍是发展光伏电站巨大的障碍。苏维利表示：“这使得企业没办法清晰地预测，未来投资项目的回报，从而形不成一个更好的商业模式。”英利集团公共关系总监梁田坚信，“国务院已经把原则确定，具体的细则很快也会出台。”为此，苏维利也希望这一天能早点到来。

与此同时，中国可再生能源学会副理事长孟宪淦也对政策的刺激，可能导致大量制造企业涌入光伏电站市场表示担心。“如果整个行业都盲目转投光伏电站领域，那么未来的道路不一定平坦，甚至会出现恶性竞争。”

苏维利也有类似看法。在他看来，光伏电站的开发、运营回款速度较制造更慢，大量企业进入可能会形成从一个泡沫到另一个泡沫。“我觉得行业中的企业需要明确定位，需要理性分工，各善其长，形成一个健康的光伏成长环境。”

商业化路径

如今，面临大批企业即将或者已经进入光伏电站领域，选择何种商业模式则显得更为重要。这将决定企业最终能否真正实现收益。

目前，市场上比较普遍的两种模式：一种是BOT，一种是EPC。BOT是集建设和经营于一身，在合同规定的一定年限后，再转让出去的一种模式；这种模式，需要有一定的资金实力，受投资商青睐。而EPC则是集设计、采购和施工于一体，更多的是为其他人打工。孟宪淦说：“需求不同，也决定了企业自身要选择哪种模式。”

对于大型光伏电站项目之外，孟宪淦表示未来更多地还是分布式发电。也就是说，社区、企业、个人、单位都可以做。这其中，成熟的模式应该是，只要我想建电站，就可以向电力公司提出申请，申请以后再去银行贷款，然后找专业公司去做工程。待到电站项目验收合格就可以卖电了。未来便是偿还银行贷款实现收益，这也是欧洲很多国家采取的模式。

实际上，这样的模式已经在国内开始出现。12月21日，国内首例居民用户分布式光伏发电正式并网。这个由青岛市民徐鹏飞独立申请安装的容量为2千瓦的微型光伏电站，预计年发电2600千瓦时。该光伏系统成功并网，无疑让低迷的光伏市场打开了一扇新的天窗。

记者在与河南凤凰光伏高级副总裁张琢交流时发现，他更推崇这种普遍应用于居民生活的分布式发电。在他看来，未来光伏发电除了解决工业用电，更多的是要解决家庭或居民区用电。通过安装太阳能电站系统，既解决了居民用电，也减少了煤电，从而逐渐优化整个能源结构。

光伏项目总结篇2

关键字：分布式光伏电站投资成本税费

中图分类号：U665文献标识码：A

一、引言

近几年，为应对光伏行业的美国及欧盟“双反”影响同时为保护国内组件制造企业，国家出台了相关光伏电站补贴政策，直接导致中国光伏发电装机量突飞猛进，2013年下半年中国大陆地区装机量竟超过10GW，市场异常火爆。近期中国能源局公布了《关于下达2014年光伏发电年度新增建设规模的通知》，并明确规定光伏分布式发电装机量占60%，旗帜鲜明的将光伏投资由地面大规模电站引导至光伏分布式发电。

二、分布式光伏发电系统介绍

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。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。它是一种新型的、具有广阔发展前景的发电和能源综合利用方式，它倡导就近发电，就近并网，就近转换，就近使用的原则，不仅能够有效提高同等规模光伏电站的发电量，同时还有效解决了电力在升压及长途运输中的损耗问题。

目前应用最为广泛的分布式光伏发电系统，是建在城市建筑物屋顶与个人家庭屋顶的光伏发电项目，该类项目必须接入公共电网，与公共电网一起为附近的用户供电。

分布式光伏发电具有以下特点：

1、输出功率相对较小。一般而言，一个分布式光伏发电项目的容量在数千瓦以内。与集中式电站不同，光伏电站的大小对发电效率的影响很小，因此对其经济性的影响也很小，小型光伏系统的投资收益率并不会比大型的低。

2、污染小，环保效益突出。分布式光伏发电项目在发电过程中，没有噪声，也不会对空气和水产生污染。

3、能够在一定程度上缓解局地的用电紧张状况。但是，分布式光伏发电的能量密度相对较低，每平方米分布式光伏发电系统的功率仅约100瓦，再加上适合安装光伏组件的建筑屋顶面积有限，不能从根本上解决用电紧张问题。

4、可以发电用电并存。大型地面电站发电是升压接入输电网，仅作为发电电站而运行；而分布式光伏发电是接入配电网，发电用电并存，且要求尽可能地就地消纳。

三、分布式光伏发电系统建设投资成本

分布式光伏发电系统服务商提供给您的分布式光伏发电系统报价中，一般包含：晶硅电池组件、支架、逆变器、断路器、直流箱、交流箱、熔断器、直流电缆、交流电缆、汇流端子、接地端子、人工、运输、行政手续费、税费等项目，考虑到每个项目的大小、设计、施工难度不同，市场采购价格的浮动，报价也会随之浮动；

在华北、长三角、珠三角这三个分布式光伏发电应用比较密集的地区，太阳平面辐射量差异不像与西部地区差异那么大，一般不超过20%。如果设置到最佳发电倾角，整体系统效率在80%以上，一般来说1KW的项目25年年均发电量应在900~1300kwh左右；如果是钢结构彩钢瓦的工商业厂房屋顶，一般只在朝南的一面满铺光伏组件（标准厂房屋顶自然倾角一般为5°到10°不等），铺设比例一般为1KW占面积10O，也就是1MW(1MW=1000KW)项目需要使用1万O面积；如果是户用别墅砖瓦结构的屋顶，一般会在08:00~16:00没有遮挡的屋顶区域满铺光伏组件，安装方式虽与彩钢瓦屋顶略有不同，但占面积比是相似的，也是1KW占面积10O左右。也就是说，一个面积比较大(100~150O)的别墅屋顶，大概可以安装约10KW的光伏发电系统，25年年均发电约9000~1.3万kwh(具体参数需要航禹太阳能出具专业项目建议书后确定，这里只给出大致概念)；如果是平面混凝土屋顶，为了设计成最佳固定水平倾角，每排组件之间需要间隔一定间距以保证不被前排组件阴影遮挡，所以整个项目占用屋顶面积会大于可以实现组件平铺的彩钢瓦和别墅屋顶。一般来说，考虑到自然遮挡和女儿墙高度等复杂因素后，1KW占用屋顶面积为15~20O左右，也就是1MW项目需要使用1.5~2万O面积。大家可以据此估算自家屋顶可以安装多少容量，大致能发多少电了。

按照2013年年底西安地区某300kWp屋顶分布式光伏电站建设直接成本来分析，300kWp的项目总花费为220万多元，其中组件占到58.49%，逆变器占到总成本的12.2%，支架占到总成本的7.73%。项目总造价每瓦成本约合7.3元。考虑系统集成公司利润，对于常规屋顶电站项目市场报价按照8元每瓦较为合理。项目各项费用支出及比例详见上表及下图所示。

四、分布式光伏发电系统运营成本

分布式光伏发电系统的运行维护主要是对系统的机械安装、电气连接的日常点检、对光伏组建的清洗、对部分失效部件的更换等简单操作，成本相对较低，对于10千瓦以下的系统维护成本几乎可以忽略不计，但是MW（1MW=1000KW=1000000W）级的电站应当预提1%-3%的维护成本进入系统的总投资。每次每平方米组件的清洗成本在0.5元到0.8元不等，主要取决于当地人工成本和运维服务提供人员的多少。一般来说安装量大的系统所需运营成本高于安装量小的系统所需运营成本，但分摊到每瓦成本上，前者则具有成本优势。据目前市场行情，每年运营成本一般占初始投资成本的1%-5%。

五、分布式光伏发电系统运营税费

对于企业自身投资的分布式光伏电站。采用自发自用余量上网的模式，屋顶光伏发电系统设备以及所产生的电力所有权都归属企业自身。电力是有形动产，将多余的电力并网销售给电站，要缴纳增值税。增值税一般纳税人适用增值税率17%。小规模纳税人则按3%征收率纳税。同时，光伏发电有税收优惠。根据《财政部、国家税务总局关于光伏发电增值税政策的通知》(财税〔2013〕66号)，规定“自2013年10月1日至2015年12月31日，对纳税人销售自产的利用太阳能生产的电力产品，实行增值税即征即退50%的政策。”光伏发电系统需要购进相应设备，增值税一般纳税人购进货物可以抵扣进项税额。此外，光伏发电的一个缺陷是受天气影响居民社区自发自用余量上网，通常情况是开发商在建房时就把屋顶或外墙安装好光伏发电设备，然后移交给物业公司运营。电力归属权属于物业公司。物业公司主要涉及税种是营业税，归地税机关管辖;而销售电力要缴纳增值税，归国税机关管辖。因此物业公司还要到国税机关办理税务登记，并对销售电力的收入单位核算。如果居民社区规模不大，其屋顶面积不多，光伏发电的电力必将有限，当月销售电力收入小于2万元时，则根据《财政部、国家税务总局关于暂免征收部分小微企业增值税和营业税的通知》(财税〔2013〕52号)规定，可以免缴增值税。同时，《财政部、国家税务总局关于财政性资金、行政事业性收费、政府性基金有关企业所得税政策问题的通知》(财税〔2008〕151号)规定，在缴纳企业所得税时，增值税免税额、即征即退额都要计入应纳税所得额。个人家庭自发自用余量上网，多余电力销售额基本达不到增值税起征点2万元的标准，所以免缴增值税。光伏电站投资运营商租用企业、居民社区的屋顶，屋顶光伏发电系统设备以及产生的电力所有权都归属光伏电站投资运营商。屋顶楼面不属于不动产，出租屋顶楼面,出租方要缴纳营业税，但不缴纳房产税。营业税适用税率5%。如果出租方是工商企业，主体税种是增值税，而营业税归地税机关管辖，那么工商企业出租屋顶也要到地税机关办理税务登记，并对出租屋顶收入单独核算。有些屋顶出租方不收取租金，而是以获得优惠电价或一定数量的免费电力作为回报。这种情况要分解成正常租赁和正常售电两个业务。国税机关将依照增值税暂行条例实施细则第十六条规定，按同期光伏电价调整光伏电站的销售额;地税机关将依照营业税暂行条例实施细则第二十条规定，按同期同类屋顶出租行情核定其营业额。营业额即租金收入，作为征收营业税的计税依据。光伏电站通常都超过年销售收入50万元的标准，须认定增值税一般纳税人。适用增值税税率17%。电站建设属于公共基础设施项目，根据企业所得税法第二十七条第(二)项和企业所得税法实施条例第八十七条规定，从事国家重点扶持的公共基础设施项目，自项目取得第一笔生产经营收入所属纳税年度起，可享受企业所得税“三免三减半”优惠。《公共基础设施项目企业所得税优惠目录(2008年版)》(财税〔2008〕116号)中列入了“太阳能发电新建项目”，但前提条件为“由政府投资主管部门核准”。因此，光伏电站要先经核准然后才能享受优惠。而目前光伏电站只要完成备案即可享同时，《财政部关于分布式光伏发电实行按照电量补贴政策等有关问题的通知》(财建〔2013〕390号)和《国家发展改革委关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》(发改价格〔2013〕1638号)规定，分布式光伏发电项目经过备案，建成投产且完成并网验收后，将获得财政补贴，补贴标准为每千瓦时0.42元，获得的补贴应当计入当期应纳税所得额。

六、分布式光伏发电系统所产生的收入

从2014年开始，国家对大型光伏电站将实行分资源区的不同上网标杆电价，将此前实行的全国统一上网标杆电价1元/kWh分别调整到0.9元/kWh(Ⅰ类区)、0.95元/kWh(Ⅱ类区)和1.0元/kWh(Ⅲ类区)，同时对于分布式光伏发电的激励政策从初投资补贴转为度电补贴(0.42元/kWh)。

一般来说，国家承诺的补贴可以做到基本到位，并不会拖延时间，到账时间基本上在次年3月左右。而省、市两级政府所承诺的补贴则需要对应所在地财政收入优良情况，只是到账时间不一定。电网的电力收购所产生的收入，一般执行每月抄表，挂账运营。抄表数并作为政府补贴的参照依据。现在电网公司抄表难度加大，且一般居民无法开出增值税发票给电网公司，导致电网公司应支付的款项迟迟未能到账。

七、分布式光伏发电系统所面临的困境

1、并网艰难，各地方电网对并网没有细化标准，因此会出现不同地区对申请批准的标准不一致，且分布式光伏发电的并网技术还存在一定的难题。

2、政策配套尚未完善，分布式示范项目执行层面尚缺细则支持，即使细则出台，存在不合理的条款或者执行问题，导致项目进度偏慢也是大概率事件。

3、是部分地区大面积的不具备屋顶打桩条件。在中西部省份房屋未使用钢混结构，依旧使用预制水泥板甚至使用木梁结构，且彩钢瓦劣质，不具备承压能力。

参考文献：

1、王昆白一《分布式太阳能光伏发电系统浅析》，《城市建设理论研究》2014年第8期

2、/中研普华官方网站

光伏项目总结篇3

【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16060m2，计算太阳能电池组件安装容量可达1557.36kWp。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1446.48kWp。

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]。

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

3光伏发电系统电气方案选择

3.1逆变器选择

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50～500kW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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[3]广东粤电大学光伏发电并网电站示范项目可行性研究报告[R].南京：中环光伏系统有限公司，2009.

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光伏项目总结篇4

1．1浙江省居民家庭光伏发电基本情况

截止2012年8月底，浙江省已并网发电的光伏发电项目共65个，总容量13．47万kW，已并网的光伏发电项目从并网起累计发电量达4941万kWh，上网电量达1225万kWh。浙江省已并网发电的居民家庭光伏发电项目共12个，总容量97.5kW，分别占全省光伏已并网光伏项目个数的18%和总容量的0．07%。已并网的居民家庭光伏发电项目累计发电量17054kWh，累计上网电量13392kWh。由此可见，浙江省居民家庭光伏项目仍处于起步阶段，居民投资家庭光伏的意愿不强。

1．2浙江省光伏发电相关政策情况

浙江省人民政府近期出台《关于进一步加快光伏应用促进产业健康发展的实施意见》，明确了浙江光伏产业发展的总体思路和主要目标，给出了扶持光伏产业发展的相关政策，提出推行光伏产业发展“百园千项万户”计划，即在百个产业园区推进光伏应用，组织千项兆瓦级光伏发电示范项目，推广万户家庭光伏发电项目。“百园千项万户”计划对推广浙江居民家庭光伏发电具有重要的意义。按照相关规定，浙江省能源主管部门已将居民家庭光伏发电等容量较小的光伏电站项目备案职能下放至市(县)级，光伏发电项目的行政审批程序有所简化，时间周期缩短。在光伏发电项目并网方面，按照《光伏电站项目管理暂行办法》规定，光伏电站配套电力送出工程应与光伏电站建设协调进行，电网企业负责投资建设项目厂址外配套电力送出工程。国家电网公司也出台一系列服务光伏项目接入的举措，按国家规定停止收取系统备用容量费。目前，光伏发电项目并网时间大幅缩短，并网难问题已不再成为制约光伏发电快速发展的主要因素。

1．3浙江省居民光伏发电电价补贴情况

按照国家及浙江省政府相关政策，浙江省分布式光伏发电项目上网电价为0．977元/kWh。但是，针对居民家庭光伏发电项目，浙江省物价部门还未对其上网电价予以明确，各地也均未出台相关财政补贴政策。以金华兰溪的钟晓峰居民光伏项目为例，只能按照燃煤机组脱硫标杆电价进行结算，政府的支持力度显然远不及大部分中型光伏发电企业。此外，居民家庭光伏发电电量具体的计量方法和结算价格以及用户售电给电网公司的合同格式等内容均有待明确，光伏发电电量上网电费的结算方式也未确定，许多居民家庭光伏发电项目由于无法开具发票而致使电网企业无法对其上网电费进行支付。

2浙江省发展居民家庭光伏的必要性

2．1浙江省能源现状

浙江省正处于工业化、城市化高速发展的时期，能源的刚性需量持续增长。浙江是耗能大省，但能源资源短缺，几乎没有煤、油、气等一次能源，能源对外依存度极高。持续增长的能源需求给浙江的经济发展和生态环境带来极大的压力，因此必须寻求新的能源利用方式来代替化石类能源的消费。

2．2浙江省发展光伏发电的必要性

2013年，浙江省统调电力最高负荷达5463万kW，同比增长5．6%，全省累计参与错避峰用户90．6万户次，最大移峰负荷457．6万kW，累计少供电量6．23亿kWh，电力紧缺严重。为了应对电源性缺电，发展可再生能源发电势在必行。在众多可再生能源中，浙江的水能开发利用率已达95%以上，基本已没有开发利用的空间;浙江的风能资源也不丰富，可利用的地区基本集中在山区和沿海一带，且需要电网配备一定的调峰容量;地热能、生物质能和潮汐能尚不能广泛开发利用。因此，目前在浙江能够较为广泛利用的可再生能源只有太阳能。浙江电网统调负荷率偏低，平均在83%左右，在华东区域处于最低水平。浙江统调负荷最高峰出现在10:00～13:30时间段，这个时段正是光伏发电的高峰时段。因此，光伏发电具有良好的顶峰能力，可以有效缓解浙江负荷高峰时段的缺电现状。

2．3浙江省发展居民家庭光伏发电的必要性

过去几年中，浙江省的光伏应用基本属于厂房屋顶集中式发电项目，一般采用“他建、他发”的合同能源管理模式，主要由项目业主租用电力用户的厂房建设光伏发电站进行经营管理，存在涉及双方利益分配和安全责任分解等问题，且项目申报后具体合作事宜谈判周期长，不确定因素多，在发展中容易遇到电网接入滞后、光伏投资企业融资困难、企业屋顶产权不稳定等问题。居民家庭光伏发电则基本不存在上述问题。目前，国家提倡的是分布式光伏发电，以自发自用为主，多余电量上网。与规模型厂房屋顶光伏发电相比，居民家庭光伏发电更靠近用户侧，开发更加分散化，更加利于电能消纳，可有效节省电力输送、配置所消耗的资源，有利于提高能源利用效率，对电网的影响和污染也相对较小。因此，推进居民家庭光伏发电应是浙江省光伏产业发展的必行之路。

3浙江省发展居民家庭光伏的可行性

3．1浙江省居民家庭光伏发电效能估算

浙江省年均气温适中，属于国家太阳光照第四类区域，光伏发电的年利用小时数在1000h左右。目前，每平方米光伏板的发电容量为100～150W，以农村居民为例，如一户居民拥有屋顶面积100m2，则可建造10～15kW光伏发电设备，按年利用1000h计算，年可发电量在1万～1．5万kWh。浙江约有乡镇居民1000万户，如果其中10%的居民投资家庭光伏，容量可达500万～1000万kW，顶峰发电能力超过500万kW。浙江省城乡居民家庭作坊式工业较为发达，完全有能力就地消纳光伏发电电量，可以充分发挥光伏发电建设快速、布局分散、就地消纳的特点和顶峰发电、缓解电力紧缺的作用。

3．2浙江省居民家庭光伏发电投资成本及收益分析

按照目前10元/kW左右的投资成本测算，每个居民家庭光伏发电项目的投资一般不超过10万元，如在农居点建设、旧城改造拆迁等项目初期就统筹规划则成本将会进一步降低，以浙江居民的经济能力完全可以承受一次性投资。如果参照普通分布式光伏发电项目的电价补贴，居民家庭光伏发电可以在10a左右收回投资成本。目前光伏发电设备的利用年限是25a，因此投资居民家庭光伏发电具有较好的回报率。

3．3光伏发电技术发展情况

目前，光伏发电技术发展日新月异，光伏发电设备投入运行约2．5a即可收回其生产制造过程中的能耗。国产光伏发电的逆变装置制造趋于成熟，均已经能够实现防孤岛功能，再加上智能微电网技术的不断进步，光伏发电对电网带来的安全隐患及输出功率不稳、无功平衡困难等污染已经越来越小，大面积多点的分布式光伏发电并入电网在技术上已基本成熟。

4浙江省推进居民家庭光伏发展的政策建议

从根本上说，光伏发电市场仍然是一个政策驱动的市场。在居民家庭光伏市场形成的初期，必须出台相关政策，充分考虑政策目标群体的利益，争取居民的支持，鼓励居民投资光伏发电产业，由消费需求转变为投资需求，充分利用居民屋顶资源，将大力发展居民家庭光伏发电项目尽快提上日程。

4．1完善居民家庭光伏支持政策和补助政策

投资收益偏低、成本回收期过长是影响居民投资家庭光伏的主要因素。在我国的居民生活电价远远低于工商业电价的现状下，必须推行合理的上网优惠电价和自用电补贴。经测算，如将居民家庭光伏发电电价定在1．3元/kWh(不考虑自用或上网)，投资者可在7～8a收回投资成本，因此可以极大地激发居民的投资热情。此外，财政、税务主管部门应尽快研究出台免收居民家庭光伏发电税费政策和解决居民家庭电费结算过程中如何开具发票的问题，以规范电网企业与用户间的电能交易。

4．2简化居民家庭光伏项目的备案管理流程

居民家庭光伏发电项目普遍较小，政府相关部门可考虑在项目申报备案时开辟绿色通道，简化相关流程，取消环评、能评等项目，为居民家庭光伏发电项目提供便利，加快居民家庭光伏发电项目的建设进度。

4．3加大宣传，形成合力

针对居民目前对光伏发电认知度和关注度尚且不高的现状，应加大可再生能源和光伏发电的宣传，普及光伏发电知识，使广大居民充分了解家庭光伏发电的优越性和投资回报，提高其投资的积极性和主动性。光伏制造、经营企业应大力开拓居民用户市场，不断提高服务水平，构建销售—安装—运行维护一体的产销一条龙服务体系。供电企业应做好光伏项目并网及咨询服务工作，各方合力，共同推进浙江省居民家庭光伏发电项目应用。

5结论

光伏项目总结篇5

近日，国家能源局给部分光伏企业、相关部门下发了一份“分布式通知”的征求意见稿。按此征求意见稿，我国的分布式企业“可利用废弃土地、荒山荒坡、农业大棚、滩涂、鱼塘、湖泊等土地资源建设的光伏发电项目，在35千伏及以下电压等级接入电网项目容量（不超过20兆瓦）且所发电量在并网点变压台区消纳，可执行当地光伏电站标杆电价政策”。

上述政策向下延伸到各地方时，会有所调整，“有可能以6兆瓦作为一个上限，而不是20兆瓦来执行。就算是执行6兆瓦的规模，也应算是个好消息。”某家上市公司副总经理曾告诉本报记者，大棚、鱼塘这类项目，以前被归类于集中式发电，规模通常不会超过2兆瓦，在此之前很难获批。现在地方政策把这类项目规模扩大至6兆瓦，列入分布式，则可滚动报批，获批的可能性也大了很多。

航禹太阳能执行董事丁文磊介绍，“新政策可以这么理解：若分布式项目能实现自发自用，即自发自用加上余量上网（余量上网的电价走标杆）；如果项目无法自发，就全部做地面电站价格，也是走标杆电价。”他表示，假设在浙江建设一个鱼塘分布式光伏发电（自发自用），那么依据新政，余量上网的收益率就会提高14%以上（从0.875元/千瓦时，上调到1元/千瓦时）。“最大的好处是，投资者、EPC以及使用方会对分布式项目提高积极性。”

与此同时，如果征求意见稿与即将下发的内容相似，那么银行等金融机构的鼓励条款也会含在其中。据征求意见稿，国家鼓励银行等金融机构，结合分布式光伏发电特点和融资需要，对分布式光伏发电实行优惠贷款利率，延长贷款期限。

尽管目前不少上市公司选择用融资、与国开行签订一揽子合作方案等方式获取资金，但仍比银行贷款的成本高。如果各家商业银行可根据该条款予以放开，增加授信额度、对项目进行支持的话，分布式光伏业务的发展速度也将更快。