各省光伏发电范文第1篇
为贯彻落实科学发展观，全面掌握风电、光伏发电相关情况，促进其协调、健康、可持续发展，根据《可再生能源法》和《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》(电监会25 号令)，2010 年7～10 月，国家电监会组织各派出机构在全国范围内开展了风电、光伏发电并网接入情况的专项调查。在此基础上，结合日常监管工作情况形成本报告。
调查工作分企业自查和重点调查两个阶段。先是由国家电监会和各派出机构组织全国30 个省份的电网企业及其调度机构、相关发电企业开展自查，共收到电网企业自查报告28 份、发电企业自查报告218 份;在分析企业自查报告的基础上，各派出机构采取召开座谈会和实地调查等方式对部分电力企业进行了重点调查，共重点调查电网企业22 家、发电企业77 家。
本次调查共涉及风电、光伏发电项目667 个。其中，风电项目573 个，光伏发电项目94 个。风电项目中，已建成并网项目348 个，建成未并网项目9 个，在建项目216 个(其中有25 个项目部分容量已并网，另有5 个项目的部分容量已建成但未并网)。光伏发电项目中，已建成并网项目30 个，建成未并网项目1 个，在建项目63 个(其中有2 个项目部分容量已并网)。
一、基本情况
(一)风电、光伏发电发展情况
近年来，风电、光伏发电发展迅速。本次调查统计显示，截至2010 年6 月底，全国已建成并网风电及光伏发电装机容量为2213.67万千瓦，占全国发电装机容量的2.46%左右。其中，风电并网装机容量为2200.37 万千瓦，光伏发电并网装机容量为13.30 万千瓦。风电及光伏发电建成但未并网的装机容量合计为76.52 万千瓦。其中，风电未并网容量为76.36 万千瓦，光伏发电未并网容量为0.16 万千瓦。
风电及光伏发电在建规模为1610.65 万千瓦，占全国在建发电装机容量比重为8.66%左右。其中，风电1589.62 万千瓦，光伏发电21.03万千瓦。从分区域并网装机容量来看，截至2010 年6 月底，华北区域拥有风电并网容量最多，为850.79 万千瓦，占全国风电并网容量的38.67%;东北区域其次，为753.76 万千瓦，占全国风电并网容量的34.26%;华中区域最少，为24.07 万千瓦，仅占全国风电并网容量的1.09%。西北区域光伏发电并网容量最大，为7.13 万千瓦，占全国光伏发电并网容量的53.61%;华东区域其次，为3.72 万千瓦，占全国光伏发电并网容量的27.97%;东北区域目前没有光伏发电并网装机容量。全国风电和光伏发电并网装机容量及其分区域构成情况分别见图1 和图2，详细数据见附表
1、附表2。
从分区域在建装机容量来看，截至 2010 年6 月底，华北区域风电在建规模最大，为539.57 万千瓦，占全国风电在建容量的33.94%;西北区域其次(主要分布在甘肃省)，为496.40 万千瓦，占全国风电在建容量的31.23%;华中区域最少，仅有17.97 万千瓦。华北区域光伏发电在建规模最大(主要分布在山东省)，为5.91 万千瓦, 占全国光伏发电在建容量的28.10%;西北区域其次(主要分布在甘肃省)，为5.55 万千瓦，占全国光伏发电在建容量的26.39%;华中区域最少，为0.45 万千瓦。从分省份并网装机容量来看，截至2010 年6 月底，内蒙古并网风电装机容量居全国各省份之首，为700.29 万千瓦，占全国并网风电装机容量的31.83%，占全区全口径发电装机容量的12.11%左右，分布在蒙西、蒙东电网区域容量比重为7:3。辽宁、河北、黑龙江、吉林、甘肃、山东、江苏等省份的并网风电装机容量均超过了百万千瓦，分别为227.80 万千瓦、206.75 万千瓦、162.67 万千瓦、152.50万千瓦、119.11 万千瓦、111.07 万千瓦和110.13 万千瓦，分别占本省份总装机容量的7.91%、5.13%、8.47%、9.02%、6.00%、1.81%和1.78%。天津、安徽、广西、四川、贵州、陕西、青海没有并网风电装机。宁夏并网光伏发电装机容量最大，为6.03 万千瓦，占全国总并网光伏发电装机容量的45.34%;江苏其次，为2.55 万千瓦，占全国总并网光伏发电装机容量的19.17%;此外，云南、甘肃的并网光伏发电装机容量也均超过了1 万千瓦。详细数据见附表
3、附表4。
从分省份在建装机容量来看，截至2010 年6 月底，甘肃风电在建装机容量最大，为409.95 万千瓦，占全国风电在建装机容量的25.79%;河北、内蒙古、山东的风电在建装机容量分别达到了258.40万千瓦、227.10 万千瓦和119.47 万千瓦。甘肃光伏发电在建装机容量最大，为3.95 万千瓦;山东其次，为3.60 万千瓦;广东、海南、上海、青海、山西、福建、浙江的光伏发电在建装机容量均超过了1万千瓦。
(二)风电、光伏发电投资主体情况风电和光伏发电的投资主体情况有较大差别。风电的投资主体相对集中，主要是中央企业和部分风能资源丰富的地方国有发电投资企业。截至2010 年6 月底，全国并网风电装机容量超过50 万千瓦的发电集团共有10 个，并网装机容量共计1668.97 万千瓦，占全国并网风电装机容量的75.85%。其中，超过200 万千瓦的发电集团有3 个,分别为：中国国电集团公司、中国大唐集团公司和中国华能集团公司。截至2010 年6 月底，在建风电装机容量超过50 万千瓦的集团共有7 个。其中，中国国电集团公司、中国华能集团公司和中国大唐集团公司的在建装机容量均超过了150 万千瓦;中国神华集团公司、中国华电集团公司、中国广东核电集团有限公司、中国电力投资集团公司的在建装机容量在50 万千瓦至100 万千瓦之间。目前，我国光伏发电还处于试验、探索阶段，投资建设项目规模小，投资主体呈多元化发展态势。截至2010 年6 月底，中国节能环保集团公司和江苏中能硅业科技发展有限公司的已并网光伏发电装机容量均达到了2 万千瓦。已并网的光伏发电项目中，装机容量最大的是江苏中能硅业科技发展有限公司投资的徐州协鑫光伏发电有限公司2 万千瓦光伏发电项目。甘肃省电力投资集团公司、海南省发展控股有限公司的光伏发电在建容量均达到了2 万千瓦。在建项目中，规模较大的有海南临高2 万千瓦光伏并网发电示范工程和山东济宁1.8 万千瓦十里营光伏电站。
(三)风电、光伏发电上网电价及补贴情况由于定价机制、工程造价水平不同，全国范围内不同省份、同一省份不同项目之间风电、光伏发电上网电价存在一定的差异。2009 年8 月1 日之前核准的风电项目，既有采用特许权招标定价机制也有采用政府核定电价机制;2009 年8 月1 日以后核准的风电项目，在四类资源区新建的陆上项目统一执行所在风能资源区的风电标杆上网电价。目前，风电上网电价最高的项目是国电龙源电力集团股份有限公司地处浙江省的临海风力发电厂及苍南风力发电厂，均为1.4040 元/千瓦时。光伏发电由于国家尚未出台统一的电价政策，一般由地方政府根据项目情况确定。在已核准的光伏发电项目中，上网电价最高的是上海前卫村光伏电站，为6.4436 元/千瓦时;最低的是中国广东核电集团有限公司的甘肃省敦煌光伏发电项目，为1.0928 元/千瓦时。据本次调查显示，风电和光伏发电电价补贴政策执行情况基本良好，国家发改委和国家电监会联合公布的2009 年1-6 月及2009 年7-12 月可再生能源电价补贴名单中的风电及光伏发电项目基本上都获得了相应的电价补贴。
(四)风电、光伏发电接入系统建设情况由于国家出台了可再生能源发电接入系统建设补贴政策，提高了电力企业投资风电、光伏发电接入系统建设的积极性，风电和光伏发电接入系统投产规模快速增长。截至2010 年6 月底，本次调查涉及到的风电接入系统工程线路长度为10326 公里，变电容量为3898 万千伏安。分电压等级看，330 千伏、220 千伏、110 千伏、66 千伏及以下线路长度分别为666 公里、4202 公里、3733 公里、1725 公里，分别占风电接入系统工程总线路长度的6.45%、40.69%、36.15%、16.71%;变电容量分别为504 万千伏安、1765 万千伏安、1229 万千伏安、399万千伏安，分别占风电接入系统工程总变电容量的12.93%、45.29%、31.54%、10.24%。分区域看，华北区域以220 千伏及110 千伏电压等级为主，东北区域以220 千伏及66 千伏为主，西北区域以330 千伏及110 千伏为主;华东、华中、南方区域以110 千伏为主。分省份看，内蒙古的接入系统规模最大，以220 千伏电压等级为主，线路长度为2453 公里，变电容量为861 万千伏安。各区域、各省份风电接入系统工程分电压等级情况详见附表
5、附表6。从风电接入系统工程的投资主体来看，在本次调查涉及到的494个风电接入系统工程中，电网企业出资建设项目213 个，线路长度4444 公里，变电容量1914 万千伏安，占风电接入系统工程总项目数、线路长度、变电容量的比例分别为43.12%、43.04%、49.10%;发电企业出资建设项目278 个、线路长度5698 公里、变电容量1961 万千伏安，占风电接入系统工程总项目数、线路长度、变电容量的比例分别为56.28%、55.18%、50.31%;电网企业和发电企业共同出资建设项目3 个、线路长度184 公里、变电容量23 万千伏安，占风电接入系统工程总项目数、线路长度、变电容量的比例分别为0.61%、1.78%、0.59%。详细情况见附表7。分区域看，华中、华东区域电网企业出资建设项目比例较高，均超过了70%;华北、东北区域比例较低，均在30%左右。分省份看，北京、天津、山西、上海、江苏、安徽、江西、湖北、广西、海南、重庆、贵州等省份的接入系统工程全部由电网企业出资建设，黑龙江、山东、浙江、内蒙古、辽宁、新疆电网区域的接入系统工程全部或大部分由发电企业出资建设。各区域、各省份风电项目接入系统工程投资主体情况见附表
8、附表9。光伏发电项目接入系统工程规模相对较小，共计线路长度134 公里，变电容量22 万千伏安，主要电压等级为35 千伏。其中，发电企业投资建设的线路长度为109 公里，占81.34%;变电容量为19 万千伏安，占86.36%。分省份看，宁夏、甘肃、山东的规模较大，线路长度均超过了29 公里，变电容量均超过了3.7 万千伏安。
(五)风电、光伏发电上网电量收购情况2009 年，风电及光伏发电上网电量为256.15 亿千瓦时，占全国全口径发电量的0.70%，其中，风电256.10 亿千瓦时，光伏发电0.0560千瓦时。2010 年1 至6 月份，风电及光伏发电总上网电量为223.05亿千瓦时，其中，风电222.54 亿千瓦时，光伏发电0.5176 亿千瓦时。分区域看，2010 年1 至6 月，华北区域风电上网电量最多，为94.72 亿千瓦时，占全国风电总上网电量的42.56%;东北区域风电上网电量70.48 亿千瓦时，占31.67%;华中区域上网电量2.10 亿千瓦时，比重最少，仅占0.95%。西北区域光伏发电上网电量最多，为0.3064 亿千瓦时，占全国光伏发电总上网电量的59.20%;华东区域上网电量为0.1679 亿千瓦时，占32.44%;东北、华中没有光伏发电上网电量。具体情况见图
3、图4 所示。分省份看，2010 年1 至6 月，内蒙古风电上网电量最多，为71.83亿千瓦时，占全国风电上网电量的32.28%;河北、辽宁的风电上网电量均超过了22 亿千瓦时，占全国风电上网电量比例均超过了10%。宁夏光伏发电上网电量最多，为0.2768 亿千瓦时，占全国光伏发电总上网电量的53.49%;江苏光伏发电上网电量占全国的比例也较高，达24.67%。已并网的风电和光伏发电设备受电网安全等因素影响而可能存在未能上网的电量，本次调查对这部分电网未收购电量进行了统计。2010 年1 至6 月，风电未收购电量为27.76 亿千瓦时，光伏发电没有未收购电量。分区域看，华北、东北未收购风电电量较多，华北区域未收购风电电量为15.88 亿千瓦时，占全国总未收购电量的57.20%，高于其上网电量全国占比14.64 个百分点;东北区域未收购风电电量为10.64 亿千瓦时，占全国总未收购电量的38.33%，高于其上网电量全国占比6.66 个百分点。分省份看，内蒙古未收购风电电量最多，为21.01 亿千瓦时,占全国总未收购电量的75.68%，高于其上网电量全国占比43.40 个百分点;吉林未收购风电电量为2.60亿千瓦时;河北、甘肃、黑龙江在2009 年1 月到2010 年6 月期间未收购风电电量均在3 亿千瓦时左右。
二、监管评价
(一)近年来风电、光伏发电总体呈较快发展态势在国际能源和环境约束的大背景下，各方对风电、光伏发电发展的认识水平不断提高，重视程度日益加强。国家从战略层面上确定了风电等可再生能源发展方向，并制定了可再生能源产业发展规划和相应的政策措施;各地方政府切实按照国家可再生能源发展战略，制订本省份的风电、光伏发电发展规划和实施方案;发电企业投资风电、光伏发电的积极性不断提高，风电和光伏发电的比例不断上升;电网企业在电网规划、并网接入和电量收购等方面积极为风电、光伏发电的发展创造良好条件，促进了风电和光伏发电的健康发展。与此同时，鼓励可再生能源发展的政策措施不断完善，为风电、光伏发电的发展创造了良好环境。《可再生能源法》的出台为风电、光伏发电的发展奠定了法律基础;可再生能源价格全国分摊政策、可再生能源增值税减半征收政策切实提高了风电、光伏发电企业的经营效益;可再生能源接入系统建设及补偿政策、上网电量全额收购政策为风电、光伏发电发展提供了支持和保障;可再生能源特许权招标制度、金太阳示范工程等措施为风电、光伏发电发展注入了强大动力。在一系列政策措施的推动和激励下，各方投资风电、光伏发电的积极性大大增加，风电、光伏发电呈现快速增长的态势。预计2010年底全国风电总并网装机容量将达到3000 万千瓦左右，全国光伏发电总并网装机容量将达到25 万千瓦左右。
(二)风电、光伏发电仍有发展空间虽然风电、光伏发电装机容量连续快速增加，但目前尚处在起步阶段，在电源结构中所占的比例还很低。截至2010 年6 月底，全国已并网的风电和光伏发电装机容量仅占全国装机容量的2.46%;2010年1 至6 月风电和光伏发电上网电量仅占全国发电量的0.7%左右。根据我国2007 年制定的《可再生能源中长期发展规划》，全国陆地和近海的可利用风电资源共计约10 亿千瓦，三分之二的国土面积年日照小时数在2200 小时以上，年太阳辐射总量大于每平方米5000 兆焦。因此，风电、光伏发电仍有很大的发展潜力。
(三)风电、光伏发电并网接入和电量收购相关服务水平不断提高电网企业深入研究风电和光伏发电的技术特点，分析发电接入对电网运行的影响，并在此基础上研究制订相应的技术规定和服务管理流程，不断规范和提高风电、光伏发电并网发电的服务水平。例如，南方电网公司制定了《南方电网公司支持新能源发展若干意见》，内蒙古电力公司编制了《办理风电业务工作流程指南》，安徽省电力公司制订了《安徽省电力公司可再生能源发电全额上网管理办法(试行)》等。电网企业总体上能够在确保电网安全稳定运行的前提下，优先调度风电、光伏等可再生能源发电，全额收购风电、光伏发电上网电量，并认真贯彻执行上网电价政策及电价附加调配政策，与风电、光伏发电企业及时足额结算电费，确保了发电企业的利益和资源的充分利用。风电、光伏发电的购售电合同和并网调度协议签订情况总体良好，基本上做到了并网有协议，交易有合同，有效地保障了发电企业的合法权益。
三、存在问题
(一)风电发展规划和投资立项的统筹性有待进一步加强一是部分地区存在大规模风电难以消纳的问题。在部分风电资源比较丰富的地区，风电发展规划侧重于资源规划，缺乏具体的风电送出和风电消纳方案，大规模风电送出消纳的矛盾日益突出。蒙西电网的风电资源丰富，2010 年6 月底，已并网和在建风电装机已分别达到489 万千瓦和85 万千瓦，上网电量除部分由本地消纳外，其余电量需要外送华北电网。但是，随着河北张家口、承德地区大规模风电装机的陆续投产，华北电网也面临着本地风电消纳问题，从而使蒙西的风电消纳问题更加突出。2010 年6 月底，甘肃酒泉规划建设的1000万千瓦级风电基地已并网近100 万千瓦，在酒泉及河西地区已经无法完全消纳，大部分需要送到兰州负荷中心消纳。预计2010 年甘肃全省统调范围内最大负荷1000 万千瓦左右，而2010 年底酒泉风电基地建成装机容量将达到500 万千瓦左右，远远超过了酒泉及河西地区的用电需求;2015 年酒泉风电基地发电量预计将达到250 亿千瓦时左右，在甘肃乃至西北电网都难以消纳，但是向网外输送的消纳市场及其配套电网建设目前均未明确。吉林白城地区电网网架较薄弱，外送能力有限，由于地区负荷较低，风电无法完全就地消纳，风电企业发电经常受到限制，如，大唐吉林大通风电场2009 年未能上网电量1488万千瓦时，占全年上网电量的14.7%，影响利用小时300 小时。二是部分项目电源建设和电网建设的协调有待加强。由于风电项目前期工作流程相对简单，核准进度快，建设周期相对较短，而电网接入系统在项目审查、方案确定及工程建设方面相对复杂，致使接入系统工程与风电场建设难以同步完成。例如，内蒙古蒙电华能热电公司乌力吉木仁风场一期、额尔格图风场一期、白云风场一期预计2010年底投产，但是由于其接入系统至今未取得审查意见，风电无法按时送出。内蒙古地区风电资源需通过西电东送通道送往京津唐地区，但现有两条通道容量有限，只能解决少量风电的送出，内蒙古送出第三条通道2006 年就已经开始规划，但至今仍未开工。三是个别地区风电与其它电源发展不配套。东北区域火电机组中的供热机组比例较高(如吉林省为72%)，其在冬季供暖期基本不具备调峰能力，而可以启停调峰的中小型火电机组已逐步关停，抽水蓄能电站、燃气机组建设相对迟缓，在电网调峰能力严重不足的情况下，为保障电网安全和居民采暖，电力调度机构不得已在低谷时段采取限制风电出力的措施。蒙西电网风电装机容量已达到全网最高负荷的24.51%，在冬季供热期间和用电低谷时段，为确保电力系统安全运行，也不得不限制风电场的出力。
(二)风电、光伏发电的相关政策和激励机制有待进一步完善目前，我国已制定了一系列政策法规和激励机制鼓励风电和光伏发电的发展，但政策体系的完整性及相关政策之间的协调性还有待加强。一是光伏发电产业扶持政策尚需完善。国家层面上至今未出台光伏发电上网电价和项目建设的相关实施细则，制约了光伏发电产业的规模化发展。特别是对于作为未来光伏发电主要形式之一的接入配电网(用户侧)分布式光伏发电项目，目前还缺乏上网售电的政策支持，严重制约了小型光伏发电的投资积极性。二是国家对风电等可再生能源发电接入系统工程投资、运行维护等方面的相关规定尚未完善，部分接入系统工程补贴不足影响了电网企业投资建设的积极性。风电项目一般远离负荷中心，其配套接入系统建设工程量大、投资高、线路利用率低，接入系统工程补贴政策的标准难以满足部分项目电网投资和运行维护的需要，影响了电力企业建设的积极性。例如，上海市电力公司出资6528 万元建设的东海大桥海上风电项目接入系统工程，按目前电价补贴政策，需要32 年以上才能收回静态投资。调查显示，黑龙江、山东、浙江、内蒙古、辽宁、新疆的全部或大部分风电场接入系统工程由发电企业出资建设，部分风电企业还负责接入系统工程的运行维护，不利于系统的安全管理。三是风电、光伏发电电费补贴不及时。风电、光伏发电电费补贴往往大大滞后于电量上网时间，导致发电企业不能及时获得相应的电价补贴，影响企业的经营效益，部分规模较小的发电企业甚至出现流动资金周转困难的现象。四是个别历史遗留问题仍待解决。2006 年以前批准建设的风电等可再生能源发电项目不享受《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》中规定的电价补贴，增加了企业的经营负担。如上海崇明、南汇、奉贤海湾风电场及浙江临海、苍南风电场，这些项目都是2006 年以前投产的，上网电价较高且不享受可再生能源附加资金补偿，增加了电网企业的购电成本。
(三)风电、光伏发电并网接入和运行管理有待进一步规范和完善调查发现，目前风电、光伏发电并网接入系统存在以下两个方面的问题：一是风电接入系统缺乏明确的定义导致各方有不同的理解。有的认为是风电场升压变电站以及从升压变电站至电网侧进线第一基塔之间的线路;有的认为是风电场出线第一基塔至电网侧进线第一基塔之间的线路;有的认为是风电场出线第一基塔至电网侧进线第一基塔之间的线路以及电网侧进线间隔。由于理解上的不同容易导致接入系统建设过程中的分歧以及统计口径的不一致。二是风电、光伏发电并网接入和调度管理的有关标准和规定需要根据风电、光伏发电的特点进一步规范和完善。目前风电场并网方面没有国家级标准，为解决风电机组低电压穿越、吸收无功以及安全稳定等突出问题，国家电网公司出台了《国家电网公司风电场接入电网技术规定》，要求风电场满足相关技术标准并进行技术改造后才能入网，此规定在一定程度上规范了风电接入工作，但该标准是企业标准，不是国家标准，容易引发网厂矛盾。
(四)风电、光伏发电的规模发展对电网安全稳定运行的影响不断加大风电、光伏发电具有间歇性、随机性的特点，风电还有反调峰特点，对系统潮流控制、辅助服务调用、短路电流控制、电能质量保证等都提出了新的挑战。目前，由于风功率预测系统不完善，基础数据缺乏，准确度不高，电网企业无法根据预测的风力功率制定日前计划，运行方式的安排上存在着很大的不确定性。甘肃西北部的酒泉地区处于甘肃电网的末端，并入大量风电后，实际运行中面临着暂态稳定等各类稳定问题和调峰困难;2009 年福建电网最大峰谷差已达到636万千瓦，部分大型火电机组在实际运行中的调峰深度已达到60%左右，处于深度调峰状态，接近或达到机组调峰能力技术极限，随着“十二五”期间风电等继续大规模投运，对系统调峰要求更加苛刻，将进一步加大电网调峰的压力。
四、整改要求
(一)风电、光伏发电企业与电网企业应加强并网消纳的衔接工作风电、光伏发电企业应高度重视发电并网消纳工作，在开展发电项目前期工作阶段，要主动与电网企业进行衔接，研究提出切实可行的发电项目送出和消纳方案，并报请政府主管部门确认。电网企业在具体受理风电、光伏发电项目接入系统并网申请时，要按照电网发展规划和风电、光伏发电发展规划的要求，认真做好发电项目输送线路、网架结构和落点等方面的相关准备工作，加大电网改造力度，完善网架结构，做好接入系统工程的可行性研究，择优制订接入系统方案，积极为风电、光伏发电企业提供并网服务工作，确保发电项目及时并网运行。发电企业和电网企业要加强沟通和协调，共同推动风电、光伏发电建设的协调发展。
(二)电力企业要切实做好风电、光伏发电并网运行相关工作，确保系统安全稳定运行电网企业要进一步加强风电、光伏发电并网对电网安全稳定运行影响的研究，在接入系统的审查、接入电网有关电气设备的试验和验收等方面严格执行相关技术标准和规范，与获得核准、满足相关技术管理规定、符合并网接入条件的发电企业及时协商签订并网调度协议和购售电合同。认真做好风电、光伏发电并网后的负荷预测和电力系统稳定分析工作，合理安排运行方式，提高调度管理水平，保障电力系统安全稳定运行。风电企业应加强机组的管理工作。做好风电功率预测，完善自动化和通信系统，做好机组的日常维护工作，为机组的稳发满发提供保障。
(三)电网企业要严格执行可再生能源收购有关规定电网企业要严格按照《可再生能源法》等法律法规的要求，在确保电网安全稳定运行的条件下，根据国家价格主管部门批复上网电价及相关规定收购上网电量,严格执行风电、光伏发电上网电价政策，做好电价附加调配工作，及时足额结算电费。
五、监管建议
(一)进一步加强科学规划，促进风电、光伏发电协调、有序发展根据国家可再生能源发展战略和《可再生能源中长期发展规划》，进一步完善各地区风电、光伏发展规划，针对风电和光伏发电的特点，统筹考虑能源资源、电源结构、受电市场、输电廊道、电网建设、电网运行等因素，因地制宜发展风电等可再生能源发电，做到电源与资源、电源与电网、电源与电源、电源与用户之间的和谐发展。在风能和太阳能资源条件较好的地区建设大规模发电基地，应充分考虑电网的网架结构和消纳能力，认真做好风电、光伏发电规划和电网规划的衔接工作，促进风电、光伏发电建设与电网建设协调发展，维护电力系统安全稳定运行。对于靠近负荷中心周围的资源，应遵循因地制宜、实事求是的原则，从有利于节能减排、有利于增强电力供应能力的角度出发，发展分布式电源，就近接入配网。同时要进一步理顺中央与地方风电项目核准管理体制，使风电开发利用规范化、布局合理化，避免随意无序开发。
(二)进一步完善价格财税政策，健全风电、光伏发电激励机制由于风电、光伏发电的各项技术仍是发展中的技术，建设成本较高，其在市场中的经济竞争力较弱，需要继续加大政策扶持力度，促进风电、光伏发电的持续健康发展。一是要研究通过征收能源税或碳税的方式，建立稳定持续的支持风电、光伏发电发展的补贴资金来源;二是加强支持风电、光伏发电发展的财税政策研究，使风电、光伏发电发展与促进地方经济发展紧密结合，形成促进区域经济发展的优势产业;三是进一步完善电价补偿机制，提高风电、光伏发电电价补贴的时效性，科学制定风电、光伏发电接入系统工程造价的补偿标准;四是进一步完善光伏发电电价政策，出台科学合理的光伏发电上网电价政策;五是高度重视并大力鼓励商业模式创新，支持企业面向市场，创新商业模式。
各省光伏发电范文第2篇
1.1 分布式光伏发展目标分析
从长远看，我国太阳能光伏发电市场空间广阔、潜力巨大，具有上亿千瓦的市场潜力。虽然相对于核能、水能和风能等非化石能源，我国太阳能光伏发电还处于起步阶段，但国内太阳能光伏发电市场未来的发展空间非常巨大。
《十二五可再生能源规划》指出，2015年，我国分布式太阳能光伏发电安装量将达到1000万千瓦，年平均安装量将达到300万千瓦左右，表1为具体的目标分解。
表1 2015年我国分布式太阳能光伏发电各区域发展目标分解
1.2 分布式光伏发电项目选择原则
分布式光伏发电项目应根据以下原则进行选择：
(1)安装地区、地点条件
规划目标：根据表1中我国分布式太阳能光伏发电各区域发展目标分解情况来看，规划目标容量越大，当地政策、宣传效果、人才培养等各方面对于分布式发电的推广越有利，因此，华东地区、中南地区、华北地区为分布式光伏发电项目的最佳区域，三个地区占到2015年分布式发电规划1
总容量的83%。
当地太阳能资源条件：资源越好效益越能得到保证。
安装处建筑物条件：朝向正、采光时间长、局部少遮挡、合理倾斜角度、输电距离短、足够的负荷量。
负荷高且稳定：能保证自用电比例高。
补贴标准高：有地方补贴。
管理模式：消除障碍、加强服务、规范市场、加快发展。
(2)用户电费水平和当地脱硫机组上网电价
完全自发自用：经济性最好，用户条件依次为一般工商业、大工业、居民或农业用电。
用户效益分成合理：用户从电网购电电费高，用户电费折扣比例不能太高。
多余电量上网：视当地脱硫机组上网电价和计量方式的差异。
全部电量上网：经济性不适宜，可走“上网标杆电价”审批程序。
(3)建设峰谷电价或阶梯电价用户一般情况效益会提高。
(4)成本、系统效率与管理
安装方式：一般BAPV低于BIPV。
系统配置：安全、高效、合理、低造价、系统效率高。
运行管理：有效、低成本，寿命长、可靠性高。
1.3 重点区域及领域分析
从市场潜力来看，我国与建筑结合的光伏发电市场潜力最大的领域是农村房屋屋顶，其次是南向墙面，最后是城市屋顶;从太阳能光伏发电的经济性来看，分布式太阳能光伏发电应该“先发展城市经济承受力强的区域，后发展农村经济承受能力较弱的区域”;从太阳能光伏发电自身特性来看，分布式太阳能光伏发电系统应该“先安装于屋顶，后安装于南向屋面”。
从经济承受能力来看，目前，全世界的90%并网光伏发电系统是以“与建筑结合”的方式(BIPV)安装在经济承受能力较好的城市建筑之上。就我国来说，仅以北京、天津、上海、南京、广州、杭州等几个较为发达的城市屋顶为例，如果到2030年这几个较发达城市30%的屋顶面积能够安装太阳能光伏发电系统，则这些城市的光伏发电系统市场潜力合计约为4288万千瓦。
因此，2015年前宜重点发展华北、华东和华南各省城市屋顶光伏发电系统，同时兼顾东北、中西部地区等地的分布式太阳能光伏发电利用。到2015年，华东地区分布式光伏发电装机达到430万千瓦，华北地区装机将达到190万千瓦，中南地区装机将达到210万千瓦，三者合计共占总装机的80%以上。
2 盈利能力的技术经济分析
2.1 分布式光伏发电经济性分析
(1)促使效益增加的因素
①经营期(含补贴期)电费提高和脱硫电价提高可以预期
②安装良好的光伏系统其实际发电量可能会高于测算值(测算取最低辐射值并留有余量)。
③初始投资低于测算值(8～10元/千瓦)。
④低成本高效技术。
⑤合同能源管理模式增值税减少以及增加奖励政策等因素。
⑥实行峰谷电价和阶梯电价的地区一般会增大电费水平。
⑦尽量自发自用，减少余电上网。
(2)促使效益减少的因素
①设计、安装、管理不合理、设备质量差使发电量低于预期。
②局部遮挡、朝向、积雪、灰尘遮挡没有引起充分重视，发电量低于预期。
③建筑物质量或灾害性气候造成的设备损坏。
④合同能源管理方式用户效益分成比例高(一般应控制在电费总额的10%以内)。
⑤补贴期低于经营期。
⑥BIPV一般会增大初始投资。
⑦建筑物业主自己投资、建设、管理可能会是最经济的1
做法。
2.2 经济性分析
太阳能光伏发电成本主要受寿命期内太阳能发电总成本和总发电量的影响。其中，光伏发电总成本主要取决于初始投资的大小，目前分布式光伏发电系统的初始投资大约在1.0～1.5万元/千瓦。而与之相关的运行维护费、贷款利率、税收等其他因素，则属于不敏感因素，对系统的度电成本影响不大。
进行经济性分析主要采用“平准化能源成本”的算法(LCOE)，主要原理为在光伏电站的全生命周期中，计算总支出的现值与总发电量的现值之比，得到度电成本。
从系统投资来看，分布式光伏系统可用于居民、工商业屋顶等不同场所，装机规模也因此差异很大，从几个千瓦至数十兆瓦不等。较大型的系统投资成本也会比较低，目前项目报价在12元/瓦左右(含税)，中小型项目的价格差异会比较大，往往能高出10%左右。硬件成本主要由光伏组件、支架线缆、逆变器、其他输配电设备等构成，软性成本则包括土地(或屋顶)使用权、人工等。
太阳能光伏发电系统的发电量主要取决于当地的太阳能资源和光伏发电效率，同时也受运行方式、电池表面清洁度、线路损耗等多种因素的影响。考虑到地区分布、系统效率及太阳能辐射量等因素的影响，我国与建筑结合的光伏发1
电系统年有效运行时间在600～1700小时之间。
根据我国的实际条件，如果年发电小时数为1200小时，则不同的初始投资条件下太阳能光伏发电合理电价水平如表3所示(按照表2中的财务条件测算)。
表2 太阳能光伏发电电价测算的财务条件
表3 不同初始投资条件下的太阳能光伏电价水平
2.3 分布式光伏发电技术及成本发展预测
从太阳能光伏电池的技术发展趋势来看，高效率、高稳定性和低成本是光伏电池发展的基本原则。未来晶体硅电池的技术进步主要表现在电池转换效率不断提高、电池寿命的不断提高、设备和工艺的进步、生产规模不断扩大、新技术和新材料的采用等。
从效率来看，预计到2020年，商业化单晶体硅太阳能光伏电池组件的效率能够达到23%;商业化多晶体硅太阳能光伏电池组件的效率能够达到20%;商业化硅基薄膜太阳能光伏电池组件的效率能够达到12%;商业化碲化铬太阳能光伏电池组件的效率能够达到14%;商业化铜铟镓硒太阳能光伏电池组件的效率能够达到15%。
从晶体硅电池技术发展来看，未来的技术进步主要体现在新型硅材料研发制造、电池制造工艺改进、生产装备技术1
改进、硅片加工技术提高、生产效率提高等方面。预计2015年商业化单晶硅电池效率有望突破23%，2030年可达到25%;多晶硅电池效率2015年有望达到19%，2030年可提升到21%。
从薄膜太阳能电池技术发展来看，未来的技术进步主要体现在电池制造工艺进步、连续生产技术水平提高、电池集成效率提高、简化电池生产流程、生产规模提升等方面。预计2015年商业化硅基薄膜太阳能光伏电池组件的效率能够达到12%;商业化碲化铬太阳能光伏电池组件的效率能够达到14%;商业化铜铟镓硒太阳能光伏电池组件的效率能够达到15%。
目前包括聚光太阳能电池在内的新型太阳能电池也在不断发展，预计到2015年，聚光型太阳能电池可能会规模化生产，2020年以后会有大规模发展的空间。其他类型的太阳能光伏电池暂时还无法与传统的晶体硅电池和薄膜电池相比拟。
对于电池组件价格来说，未来太阳能电池组件价格有望下降到3～4元/瓦;平衡系统价格有望下降到1～1.5元/瓦。在此条件下的分布式太阳能光伏发电初始投资有望达到7000元/千瓦，发电成本有望达到0.5元/千瓦?时。表4所示为我国太阳能光伏发电价格成本下降与潜力预测。
表4 中国分布式太阳能光伏发电价格成本下降与潜力1
预测
3 投资和运营模式的选择
IEEE 1547技术标准中给出的分布式电源的定义为通过公共连接点与区域电网并网的发电系统(公共连接点一般指电力系统与电力负荷的分界点)。并网运行的分布式发电系统在我国主要有两种形式：
形式一：光伏系统直接通过变压器并入中压公共配电网(一般指10kV、20kV、35kV)，并通过公共配网为该区域内的负荷供电，其商业模式只能是“上网电价”，即全部发电量按照光伏上网电价全部出售给电网企业。
形式二：光伏系统在低压或中压用户侧并网，不带储能系统，不能脱网运行，目前中国90%以上的建筑光伏系统属于此种类型。采用的商业模式是多种多样的包括上网电价模式、净电量结算模式、自消费模式(即“自发自用，余电上网”模式)。
3.1 国内外相关模式比较
3.1.1 欧洲模式
欧洲作为世界光伏主要市场，其太阳能光伏电站项目的运营模式也十分成熟。如图1所示，在欧洲，太阳能光伏电站项目开发商大多为工程项目总承包公司。这类公司虽然自己不从事光伏组件等主要太阳能光伏发电产品的生产，但是1
他们一般都具有相关国家的太阳能光伏电站工程设计与发电系统安装资质，而且具有非常完善的设备与材料釆购系统。因此，欧洲大部分的太阳能光伏发电系统安装商与工程总承包商基本都是同一家企业，而且在整个太阳能光伏电站项目中，他们还同时扮演着太阳能光伏电站项目的开发商与发电系统集成商两大重要角色。也就是说，在欧洲，太阳能光伏电站项目公司同时兼有系统安装商、工程总承包商、项目开发商以及发电系统集成商四大角色。
由于在欧洲开发太阳能光伏发电项目，必须要先获得相关资质证书及文件，因此我国许多光伏企业若想在欧洲开发太阳能电站项目，都必须先在当地成立一个项目公司，当该公司获得了相应的资质以后，才可以进行太阳能光伏电站项目的开发与建设。而作为太阳能光伏电站的项目业主与开发商，既可以按照欧洲各国所制定的光伏上网电价及运营年限等政策，对自己所有的太阳能光伏电站进行经营管理，通过输电、售电的方式从中获得稳定的合法收益;同时也可以在光伏电站建成后直接将电站的经营权与所有权进行有偿转让以获利。目前我国大部分光伏企业都是釆取后者的模式，待太阳能光伏电站建成后直接将电站的经营权与所有权进行有偿转让，因为这种方式不但能够尽快收回投资，同时也不需要承担太阳能光伏电站的经营风险。
图1 欧洲现行太阳能光伏电站项目运营模式
3.1.2 美国模式
美国是目前世界上第四大的光伏市场，其太阳能光伏电站的发展也形成了一套独特的运营模式。如图2所示，美国的太阳能光伏电站项目运营模式与欧洲的太阳能光伏电站运营模式相似，唯一的区别就是欧洲各国是通过制定光伏上网电价以及电站的运营年限来对太阳能光伏电站进行管理，而美国则是依据实现签订的电力釆购协议，在特定时间内按照固定好的价格对太阳能光伏电站项目的开发商购买其电站所产生的电力资源，通过这种方式使得太阳能光伏电站项目的开发商与投资商从中获利。我国在美国的这种太阳能光伏电站项目运营模式中，通常以太阳能光伏电站系统开发商与发电系统安装商的角色出现，再通过与美国当地的银行、电力公司等合作，利用他们的资金进行太阳能光伏电站的设计、安装、运行、维护，并利用其相关资质办理光伏电站的上网手续，最后通过向电力公司输电、售电获得相应的经济收益。也就是说，美国的太阳能光伏电站项目运营模式主要依靠卖电盈利。
图2 美国现行太阳能光伏电站项目运营模式
3.1.3 中国模式
我国现行的太阳能光伏电站项目运营模式如图3所示，1
从图中可以看出：我国的太阳能光伏电站项目运营与管理相对缺乏，市场化运作程度非常地低下。这主要是因为，在我国，绝大部分太阳能光伏电站都是以示范工程的方式建设起来，大多数太阳能光伏电站都是采取项目业主自有资金投资、自发自用的模式运营，相关的政府部门只对其所分管的相应太阳能光伏电站项目进行项目申报的审批、项目业主资质的认证以及电站项目建成后的验收，针对国家金太阳示范工程和光伏建筑一体化光伏电站项目的初期投资给予财政补贴发放与针对大型地面光伏并网电站项目的上网电价补贴等工作，而对太阳能光伏电站前期的融资、后期的运营、维护、经营等重要环节并不予以关注，这也就导致了我国太阳能光伏电站在建成后大多不能充分发挥其在能源市场，特别是电力市场中的真正作用。除了一些大型的地面项目以外，大多数太阳能光伏电站都处在半瘫痪状态，这也是目前我国太阳能光伏电站，特别是并网项目亟待解决的问题。
图3 中国现行太阳能光伏电站项目运营模式
3.1.4 不同模式比较
综上所述，总结出以下几点关于欧洲、美国以及我国现行的太阳能光伏电站项目运营模式的几点显著区别，同时也指出了这三种太阳能光伏电站项目主要运营模式各自的特点：
(1)欧洲的太阳能光伏电站项目运营模式，有利于太阳能光伏电站开发商尽快收回项目投资，同时也避免了其对太阳能光伏电站的运营风险，市场化运作程度较高。
(2)美国的太阳能光伏电站项目运营模式，最大限度地发挥了金融市场在太阳能光伏发电这一新能源领域的最大效用，实现了资金运作与资源优化配置的有机结合。
(3)我国的太阳能光伏电站项目基本还停留在示范工程建设方面，国家只顾项目的开发与建设，对于其运营、盈利方面的管理不够，导致我国的太阳能光伏发电市场化运作水平极低，不但不利于我国太阳能光伏发电的推广与普及，同时对于已建成的示范项目今后的生存问题也欠缺考虑。
3.2 中国分布式光伏商业模式建议
(1)“上网电价”法的优势十分显著，建议分布式光伏项目的开发商可自由选择商业模式，可以选择风险高、收益高的“自消费”模式，自发自用，余电上网;也可以选择无风险，长期、低收益的“上网电价”政策。
(2)对于“自发自用，余电上网”的部分，不建议采用“一刀切”的度电补贴方式，建议采用“固定收益分区电价”的方式，即根据太阳能资源条件确定分布式光伏固定收益电价，这个电价要明显高于光伏分区上网电价。
所谓固定收益电价就是：自消费抵消的电网电价+国家补贴=固定收益电价，即国家只补贴电网零售电价与固定收1
益电价的差额。无论电网零售电价的差异有多大，在相同的太阳能资源区，大家的收益都是一样的，基本做到公平收益，而且随着电网电价的上涨，国家补贴逐年降低，也不会存在不正当收益的问题。采用固定收益电价还有一个更大的好处，所有建筑对分布式光伏项目开放，没有选择建筑难的问题，低电价建筑国家补得多，高电价建筑国家补得少，公平收益，有利于光伏市场的迅速扩大。
(3)由于“净电量结算”操作简单，不存在光伏发电与负荷不匹配的问题，随着电网电价的上涨，光伏对于很多建筑和用电户都将达到平价，不再需要国家补贴，建议从2013年起，对于“自建自用”的分布式光伏项目，允许采用“净电量结算”政策。这一市场将会迅速扩大，发展前景十分广阔。至于“偷电”问题，完全可以采用技术和法律手段杜绝。
(4)为了便于开发商介入，一是分布式光伏项目的商业模式可以自由选择，开发商既可以选择“上网电价，统购统销”政策，也可以选择“自发自用，余电上网”政策;二是对于“自发自用，余电上网”政策的项目，也应通过电网企业进行结算，禁止开发商通过“合同能源管理”的方式同建筑业主进行交易，过往大量失败经验证实，该方式存在诸多缺漏与弊端。
4 结束语
综上所述，如何借鉴国外太阳能光伏电站项目运营模式1
各省光伏发电范文第3篇
根据**省审计厅20**年对全省扶贫资金进行审计的安排，黄陂区审计局扶贫资金审计组对黄陂区20**扶贫资金进行了全面审计，在此基础上审计组对扶贫项目中重要一环“光伏发电”项目进行了重点分析和调研，形成如下调研报告。
一、光伏发电的理论基础与政策背景
光伏扶贫是指在贫困地区统筹建设分布式光伏电源或规模化光伏电站，通过将光伏发电并网出售，为贫困人口带来经济收入，以达到精准扶贫目的扶贫开发手段。主要方式是在农民住房屋顶、荒山荒坡或者农业大棚上铺设太阳能电池板，并入电网，供给各家各户使用。
随着我国工业生产和居民生活对电力资源的消费需求日益增大，火力发电的环境污染问题无法避免，兼具清洁性、安全性和可靠性的光伏能源也便成为国家能源开发规划的重要一环。同时，为了保证各地区的扶贫开发工作既能充分利用荒废土地和资源，亦能最大限度的维持生态平衡，避免环境破坏，进而贯彻落实习总书记“生态就是资源、生态就是生产力”的经济发展理念，党中央、国务院自20**年以来，密集发文要求各地方政府将扶贫开发和能源开发建设相结合，积极开展光伏扶贫建设，国家能源局和国务院扶贫开发领导小组办公室先后出台了《关于实施光伏扶贫工程工作方案》、《关于实施光伏发电扶贫工作的意见》、《光伏扶贫实施方案编制大纲》等文件，为在全国具备光伏建设条件的贫困地区实施光伏扶贫工程提供了参考。
在此背景下，黄陂区人民政府扶贫开发办公室会同有关单位于20**年5月出台了《黄陂区分布式光伏发电产业扶贫工程实施方案》，决定充分利用国家发改委关于光伏产业的并网电价补贴政策，保障扶贫资金投入，在建档立卡贫困村、贫困户的空闲、未利用土地、农业大棚等具备条件的地方，实施光伏扶贫工程，扶持建设分布式光伏发电系统或者小型光伏电站，20年至25年内，持续为贫困户和贫困村提供现金收入。
二、光伏工程的发展优势和投资收益分析
光伏扶贫是一项针对自然条件相对较差，发展基础十分薄弱，难以通过特色产业或其他集体项目突破年集体经济收入XXX万元/年以上的瓶颈条件而实施的，带有一定保障性色彩。
(一)光伏工程的发展优势
作为精准扶贫的骨干项目之一，光伏扶贫工程将光伏发电与精准扶贫结合起来，在短期内的确不失为一条致富新路，其优势主要体现在收益的稳定性、产业的环保性和投资的可行性等方面。
1.稳定性。长期以来，农业生产中无法规避的自然灾害和难以抵御的市场风险让多数地区的扶贫工作人员在贫困村产业规划上畏首畏尾。相比而言，光伏发电的优势十分明显，取之不尽的太阳能有效保障了光伏组件的正常运转。安装即可并网，并网即能发电，发电便有收入，如此稳定的产销链条使光伏发电成了农村不可多得的增收路径。
2.环保性。火力发电对自然环境的破坏力较大，目前，二氧化碳等污染物质的排放已经严重破坏生态平衡，自然环境不堪重负。光伏发电不产生任何的废气、废水、废渣等废弃物，没有任何转动部件，不会产生噪声污染。
3.可行性。农村自然禀赋的丰裕程度参差不齐，存在较大的区域差异，加之青壮年劳动力大量流失，人力资本更显捉襟见肘，在资源禀赋不足和劳动力资源短缺的双重约束下，贫困村的集体经济往往止步不前，光伏电站将农民闲置的自家屋顶、院内外空闲地和可以利用的荒山荒坡采取不同的形式加以充分利用，既能满足用电需求，亦能增加收入来源，改善生活条件。
(二)光伏工程的实施成效
黄陂区是我省首个开展光伏扶贫计划的县区，20**年，除王家河街之外的7个街道乡镇累计为XXX个贫困村建成小型光伏电站，长岭街和木兰乡为XXX户建档立卡贫困户建成分布式光伏发电系统，全区全年累计完成村级光伏发电2531千瓦，户用光伏发电39千瓦，发电收入XXX万余元。
黄陂区开展光伏扶贫工程的主要资金来源为各级政府用于贫困村扶贫开发工作的财政专项转移支付。在不包括各帮扶单位帮扶资金的情况下，直接用于贫困村精准扶贫事业的财政资金平均在XXX万元左右，基本可以保证各村在完成光伏发电项目建设的同时，维持村委组织的正常运转。截止目前，全区直接用于光伏发电站建设的财政资金累计高达2600余万，未来还将持续投入5000余万，除王家河街外，各乡镇均已完成200千瓦以上的光伏电站建设任务。
(三)光伏电站的收益预测
经济收益的短期性和经营风险的可控性使诸多贫困地区对光伏工程趋之若鹜，“光伏热潮”由此形成，但是，评估一项产业的发展情景和盈利空间不仅要考虑短期收益，更要考虑长期回报和机会成本。以木兰乡富家寨村为例，全村目前已投入运营的光伏工程占地约1.7亩，总装机容量40千瓦，总投资成本约XXX万元，按照1.XX元/度的预期电价计算，可在未来25年间完成集体收入XXX万元以上，投资回报可达60余万元。全周期收益预算并未包括光伏发电组件建成之后的日常维护和管理费用。调研发现，多数贫困村选择任用本村的贫困人员负责光伏电站的维护和管理，为扶贫对象提供就业机会和收入来源。
此外，光伏扶贫工程维持现有利润的前提是国家对新能源发电的补贴力度和政策保障，在没有各类财政补贴政策的情况下，分布式光伏发电站的投资收益将无法保障，收回建设资本的周期将大幅延长，预期利润大幅下降，甚至会低于金融机构的定期存款收益。同时，调研组发现个别贫困村的光伏组件仅仅建成半年便已出现破损情况，能否维持25年的使用寿命还是个未知数，使用周期一旦缩短，光伏电站的收益还将受到严重影响。
三、光伏电站发展中的潜在问题
光伏扶贫实现了改善农民生活条件和充分利用自然资源的统一。黄陂区诸多贫困村得以脱贫出列，贫困人口得以脱贫销号，光伏项目的实施功不可没，但这并不能从根本上实现“输血式”扶贫向“造血式”扶贫的实质性转变，依赖性、功利性、短期性、安全性和可持续性等潜在问题同样值得关注。
(一)依赖性。光伏电站的稳定收益一方面源自气象条件的稳定和光伏组件的正常运转，另一方面则依赖于国家财政持续性的高额补贴和高标准的上网电价，但这种脱离市场的盈利手段并不具有经济上的可持续性和市场上的强竞争性。
(二)功利性。根据调研资料整理的全区20**年的建成光伏发电站贫困村的基本情况，不难发现，XXX个建成光伏发电项目的贫困村中，半数以上肩负着当脱贫出列的任务，出列村光伏电站的建设规模远远高于非出列村，数据的背后隐藏的是驻村扶贫工作人员在光伏项目的建设过程中存在一定程度的功利性色彩，“谁要出列，谁建光伏”的现象十分突出。
(三)短期性。相比种养殖产业和特色乡村旅游业，光伏电站在享受国家政策补贴情况下的年收益率一般只有XX%左右，若失去政策依赖则会更低，经济利润相比服务性行业和规模化种植业明显偏低，短期性的微薄收益对贫困村的长远发展基本没有实质性的意义。
(四)安全性。绝大多数贫困村民不具备足够的文化背景和科学常识，不了解光伏发电的技术原理，更不具备对光伏灾害的危险防范意识，甚至有个别村民将稻谷铺在光伏电池板上，这极有可能引发热斑效应，发生危险。
(五)可持续性。调研发现，一般小型光伏电站的投资成本在每千瓦1万元以上，多晶硅光伏组件一旦出现问题，每千瓦的更换和维修成本在2-3万元之间。如此高额的投资无疑会大规模占用扶贫开发资金，数以百万的投资规模和单一化的投资方向也有可能成为未来利用扶贫资金的潜在隐患，光伏利润的可持续性问题令人担忧。
四、产业扶贫的科学规划与合理路径
(一)因地制宜，在资金使用上下功夫。选择好一个能结合本地特色、适合本地发展、能够为贫困村贫困群众提供稳定收入来源的产业，是抓好产业扶贫工作的前提。如果发展基础实在薄弱，各地不妨先将光伏扶贫作为一个重要的产业突破口，通过光伏盈利先为村民树立起发展村办产业的信心。
(二)狠抓关键，在项目落实上见行动。龙头企业在黄陂区旅游扶贫开发、农业资源开发和光伏能源开发等三大发展战略上发挥了重要的作用，要特别注意招商引资工作，使龙头企业成为带动项目落实和脱贫致富的火车头。
(三)力求精准，在产业增收上出成效。光伏电站的短期收益十分有限，因此，务必要严格收益分配，瞄准贫困村、贫困户、贫困人口，将电站收益精准“滴灌”到农村“无劳力、无资金、无稳定收入来源”这一“三无”特困贫困户身上，精准“滴灌”到贫困村里。
各省光伏发电范文第4篇
第一部分 韩国光伏发电市场的投资环境研究
第一章 韩国宏观经济发展相关指标预测
第一节 韩国政局稳定性及治安环境点评
一、韩国政局沿革及其未来的政局稳定性点评
二、韩国政府效率点评
三、韩国社会治安条件点评
四、韩国对中国企业的整体态度点评
第二节 韩国重点宏观经济指标研究
一、韩国GDP历史指标及现状综述
二、韩国经济结构历史指标及现状综述
三、韩国人均GDP历史指标及现状综述
四、韩国汇率波动历史指标及现状综述
第三节 韩国基础设施建设配套的状况
一、韩国公路建设状况及相关指标
二、韩国铁路建设状况及相关指标
三、韩国港口建设状况及相关指标
四、韩国机场及航空建设状况及相关指标
五、韩国水、电、油、气的配套建设状况及相关指标
六、韩国通信与互联网建设的状况及相关指标
七、其他
第四节 影响韩国经济发展的主要因素
第五节 2017-2020年韩国宏观经济发展相关指标预测
一、2017-2020年韩国GDP预测方案
二、2017-2020年韩国经济结构展望
三、2017-2020年韩国人均GDP展望
四、2017-2020年韩国汇率波动态势展望
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五、2017-2020年韩国基础设施建设态势展望
第二章 韩国光伏发电市场相关法律法规研究
第一节 韩国光伏发电国际贸易的相关法律法规
一、韩国光伏发电的进出口贸易政策
二、韩国光伏发电市场的关税水平点评
第二节 韩国光伏发电税收的相关法律法规
一、韩国财政税收政策的重点内容
二、韩国与光伏发电市场相关的重点税种及税率汇总
第三节 韩国光伏发电金融外汇监管的相关法律法规
一、韩国金融政策的重点内容
二、韩国外汇监管政策的重点内容
三、韩国投资利润汇出的管道对比研究
第四节 韩国光伏发电投资的相关法律法规
一、韩国对外商直接投资的相关法律法规及重点内容
二、韩国对外商获得土地的相关法律法规
三、韩国对外商投资的鼓励或优惠政策的重点内容
第五节 韩国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 韩国劳动力市场相关指标预测
第一节 韩国劳动力市场相关历史指标
一、韩国人口总量历史指标及现状综述
二、韩国人口结构历史指标及现状综述
三、韩国医疗卫生条件及疫情防控的相关内容
四、2017-2020年韩国人口总量及结构的预测方案
第二节 韩国的风俗禁忌与宗教信仰研究
一、韩国的风俗禁忌
二、韩国的宗教信仰
第三节 韩国劳动力市场员工技能情况点评
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一、韩国劳动力市场普遍的受教育程度研究
二、韩国劳动力市场技工能力情况点评
第四节 韩国劳动力市场工会力量强弱程度判断
一、韩国工会的发展状况综述
二、韩国工会组织的罢工状况研究
三、韩国劳动力市场工会力量的强弱程度判断
第五节 韩国劳动法相关重点内容点评
一、韩国劳动法重点内容研究
二、韩国劳动力市场员工招聘的相关法律法规
三、韩国对员工最低工资水平的规定及具体内容
四、韩国对外籍员工入境的签证时间及获得的难易度判断
五、韩国对外籍员工数量比例等相关规定
第四章 韩国光伏发电市场投资环境的优劣势点评
第一节 韩国光伏发电市场的投资环境的优劣势点评
一、韩国投资环境的优势点评
二、韩国投资环境的劣势点评
第二节 韩国光伏发电市场的投资环境的总评及启示
一、韩国投资环境的总评
二、韩国投资环境的对中国企业的启示
第二部分 韩国光伏发电市场供需预测方案
第五章 韩国光伏发电市场供需指标预测方案
第一节 韩国光伏发电市场相关指标情况
一、韩国电力供给指标
二、韩国电力消费指标
三、韩国电源结构相关指标
四、韩国电力价格历史指标
五、韩国光照资源区域分布特征
六、韩国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 影响韩国光伏发电市场发展的主要因素 第三节 韩国光伏发电市场供需预测的思路与方法 第四节 韩国光伏发电市场态势展望与相关指标预测
一、2017-2020年韩国电力发展规划
二、2017-2020年韩国电力供需相关指标预测
三、2017-2020年韩国电力供需平衡展望
四、2017-2020年韩国电源结构变化态势展望
五、2017-2020年韩国光伏发电市场发展态势展望
第六章 韩国光伏发电重点关联行业发展态势展望
第一节 韩国太阳能电池行业相关态势展望
一、韩国太阳能电池行业发展相关指标
二、韩国太阳能电池行业主要特征
三、2017-2020年韩国太阳能电池行业发展态势展望
第二节 韩国电力行业相关态势展望
一、韩国电力行业发展相关指标
二、韩国电力行业主要特征
三、2017-2020年韩国电力行业发展态势展望
第三节 其他行业
第七章 韩国光伏发电市场竞争格局展望
第一节 2017-2020年韩国光伏发电市场周期展望
一、韩国本土光伏发电市场的生命周期判断
二、韩国光伏发电市场未来增长性判断
第二节 韩国光伏发电市场竞争主体综述
一、韩国本土光伏发电企业及其相关指标
二、中国在韩国的光伏发电企业及其相关指标
三、其他国家在韩国的光伏发电企业及其相关指标
第三节 韩国光伏发电市场各类竞争主体的SWOT点评
一、韩国本土光伏发电企业的SWOT点评
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二、中国在韩国的光伏发电企业的SWOT点评
三、其他国家在韩国的光伏发电企业的SWOT点评
第四节 影响韩国光伏发电市场竞争格局变动的主要因素 第五节 2017-2020年韩国光伏发电市场竞争格局展望
一、2017-2020年韩国光伏发电市场竞争格局展望
二、2017-2020年中国企业在韩国光伏发电市场的竞争力展望
第三部分 中国企业投资韩国光伏发电市场的经营建议
第八章 韩国光伏发电市场机会与风险展望
第一节 2017-2020年韩国光伏发电市场机会展望
一、2017-2020年韩国光伏发电市场需求增长的机会展望
二、2017-2020年韩国重量级区域市场的机会展望
三、2017-2020年韩国光伏发电市场辐射的机会展望
四、其他
第二节 2017-2020年韩国光伏发电市场系统性风险展望
一、韩国光伏发电市场波动的风险
二、韩国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年韩国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 韩国光伏发电市场的经营与投资建议
第一节 2017-2020年是否适合开拓韩国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、是否适合开拓韩国光伏发电市场的结论
第二节 2017-2020年在韩国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、与韩国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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各省光伏发电范文第5篇
根据《中华人民共和国合同法》及相关法律、法规和政策规定，甲、乙双方本着自愿原则，经过充分协商，在平等互利的基础上，就乙方租赁甲方厂房屋顶安装太阳能光伏电站相关事宜达成如下协议：
一、厂房屋顶基本情况
甲方将其拥有位于 的厂房屋顶租赁给乙方用于安装太阳能电站，厂房屋总面积 平方米(厂房屋顶实际面积以丈量为准)。
二、厂房屋顶租期限
1、厂房屋顶租赁期限自 2013 年 4 月 12 日起，至 2043 年 4 月 12 日止，租赁期30年。
2、租赁期间，屋顶使用权归乙方所有。租赁期满，甲方有权收回所有屋顶，乙方应如期归还，乙方如需要继续承租，应于租赁期满前三个月提出书面要求，经甲方同意后重新签订租赁合同。
三、租金及相关费用支付方式
1、乙方以电费优惠作为使用甲方屋顶租金。甲、乙双方约定，乙方租赁甲方厂房屋顶安装光伏电站，电站并网发电后，乙方承诺，对甲方实施电价优惠，甲方购买乙方太阳能电站电力每千瓦时电费比电力公司当时的电价优惠15%。具体电费支付方式，甲、乙双方另行协议约定。
2、租赁期间，乙方使用该厂房屋顶发生的所有水、电及维护费用由乙方承担。
四、厂房使用要求及维护责任
1、租赁期间，乙方应合理使用并爱护该厂房及其附属设施。因乙方使用不当或不合理使用，导致厂房屋顶及其附属设施损坏或发生故障的，由乙方负责维修。
2、租赁期间，乙方需装修或增设附属设施和设备的，应事先征得甲方的同意，按规定须向有关部门审批的，则还应由甲方报请有关部门批准后，方可执行。
五、厂房转租和归还
1、乙方在租赁期间，如将厂房屋顶转租给第三方，须事先征得甲方的书面同意，擅自中途转租、转让，甲方有权利终止本租赁协议。
2、租赁期满后，该厂房屋顶归还时，应当符合正常使用状态。
六、租赁期间其他有关约定
1、租赁期间，甲、乙双方都应遵守国家的法律法规，不得利用厂房租赁进行非法活动。
2、租赁期间，甲方有权督促并协助乙方做好消防、安全、卫生工作。
3、租赁期间，厂房因不可抗拒的原因和市政动迁造成本合同无法履行，双方互不承担责任。
4、租赁期间，乙方可根据自己的经营特点进行装修，但原则上不得破坏原房结构，装修费用由乙方自负，租赁期满后如乙方不再承担，甲方也不作任何补偿。
5、租赁期间，乙方应及时支付房租及其他应支付的一切费用，如拖欠不付满一个月，甲方有权增收5%滞纳金，并有权终止租赁协议。
6、租赁期满后，甲方如继续出租该房时，乙方享有优先权;如期满后不再出租，乙方应如期搬迁，否则由此造成一切损失和后果，都由乙方承担。
七、其他条款
1、租赁期间，如甲方提前终止合同而违约，甲方应一次性赔偿乙方20万元。租赁期间，如乙方提前退租而违约，乙方应一次性赔偿甲方20万元。
2、租赁期间，如因产权证问题而影响乙方正常经营而造成的损失，由甲方负一切责任给予赔偿。
3、甲方协助乙方办理项目的相关材料及手续，其费用由乙方承担。
4、租赁合同签订后，如企业名称变更，可由甲乙双方盖章签字确认，原租赁合同条款不变，继续执行到合同期满。
八、合同的变更和解除
1、本合同一经签订，即具有法律约束力，任何单位和个人不得随意变更和解除。
2、在合同履行期间，甲、乙双方不能因机构变更、人事变动或其他原因而无故终止合同。如因不可抗拒力致使难以履行合同时，本合同可以变更或删除。
3、本合同期满，乙方在同等条件下享有优先承租权，如果乙方由此需要，甲方应当优先与乙方续签合同。
八、发生争议，甲乙双方本着互谅互让原则协商解决，协商不成的，可向当地人民法院提起诉讼。
九、本合同未尽事宜，可由甲乙双方约定后作为补充协议，补充协议与本合同具有同等法律效力。
十、本合同一式两份，甲、乙双方各持一份。
甲方：
各省光伏发电范文第6篇
【摘要】本文对我国光伏发电行业的现状及存在的问题风险进行分析，并提出今后融资支持项目建设的措施建议。
【关键词】光伏发电 融资 风险
在全球气候变暖、人类生态环境恶化、常规能源资源短缺并造成环境污染的形势下，太阳能光伏发电技术普遍得到各国政府的重视和支持。随着光伏技术日趋成熟，装机容量不断增加，发电成本逐步降低，太阳能已成为公认的未来替代能源之一，是全世界节能减排，应对环境压力的重要措施之一。我国幅员辽阔，太阳能资源丰富，光伏发电行业市场空间巨大。
一、光伏发电行业现状
（一）全球光伏发电产业发展情况
1.现状。太阳能光伏发电是目前发展最为迅速、且前景最为看好的可再生能源产业之一。全球太阳能光伏发电新增装机容量从2001年的1.79GW增长到2013年的46.9GW。2013年，全球累计装机达123.2GW。其中中国、日本、美国、德国分别新增装机11.3GW、6.9GW、4.75GW和3.3GW。目前，世界主要发达国家都已制定光伏行业中长期发展战略规划。2020年，欧洲国家的光伏装机容量将达4亿千瓦，美国达3亿千瓦。光伏发电行业进入一个快速发展时期，其在全球能源结构中也将占据更加重要地位。
2.未来发展预测。根据欧洲光伏工业协会（EPIA）2013年的预测，2013～2017年全球光伏发电新增装机量年均增长率12%， 2017达70GW。2020年，欧洲国家太阳能光伏发电占比将达12%，2050年约占30%；美国计划2020年提高到10%左右，2050年达25%。欧洲联合研究中心（JRC）预测，2100年太阳能发电将提供全球能源需求的64%，未来市场空间巨头。
（二）我国光伏发电行业基本情况
1.太阳能分布。我国属太阳能资源丰富的国家之一，按接受太阳能辐射量的大小，全国大致上可分为五类地区：一、二、三类地区，年日照时数大于2000小时，是我国太阳能资源丰富或较丰富的地区，面积较大，约占全国总面积的2/3以上，具有利用太阳能的良好条件。四、五类地区虽然太阳能资源条件较差，但仍有一定的利用价值。
我国太阳能资源分布的主要特点是太阳能的高值中心和低值中心都处在北纬22°-35°这一带，青藏高原是高值中心，四川盆地是低值中心；太阳年辐射总量，西部地区高于东部地区，而且除西藏和新疆两个自治区外，基本上是南部低于北部；由于南方多数地区云雾雨多，在北纬30°-40°地区，太阳能的分布情况与一般的太阳能随纬度而变化的规律相反，太阳能不是随着纬度的增加而减少，而是随着纬度的增加而增长。
2.光伏电站建设快速发展。我国《能源发展战略行动计划（2014 ～2020）》（国办发[2014]31号）明确提出：要大幅增加太阳能、风能、地热能等可再生能源和核电消费比重，到2020年非化石能源占一次能源消费比重达15%左右，太阳能发电装机达到1亿千瓦装机，风电装机达到2亿千瓦。
与欧洲相比，国内光伏电站建设处快速发展阶段。2013年国内太阳能光伏发电装机达到1942万千瓦，2014年9月当年新增379万千瓦。预计未来几年我国将进入太阳能发电大发展阶段，年均新增将在1500万千瓦。
3.国内扶持政策密集出台。2013年以来，国家出台了一系列扶持光伏产业政策，这些政策在财政补贴、项目审批、并网服务、市场监管等方面给予大力扶持。这些政策激发了国内应用市场活力，为产业长期健康发展奠定良好基础。
4.上网电价政策明确。光伏发电项目上网电价一直是被重点关注和对企业发展产生重大影响的关键因素。电价政策的明确对光伏发电行业的健康长远发展提供了强有力的保障。
2013年8月，国家发改委《国家发改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），将全国分为三类太阳能资源区，相应制定光伏电站标杆上网电价。三类资源区的电价分别为0.9元/度、0.95元/度和1元/度；分布式补贴价格则为0.42元/度。电价高出当地燃煤机组标杆上网电价的部分，通过可再生能源发展基金予以补贴。分区标杆上网电价政策适用于2013年9月1日后备案（核准），以及2013年9月1日前備案（核准）但于2014年1月1日及以后投运的光伏电站项目。
二、项目风险分析
近年来，我国光伏发电项目的建设取得长足发展。但由于项目的集中建设投资以及上游光伏组件价格大幅波动等影响，光伏发电行业存在的风险问题也日益凸显，需要各方进行深入分析并引起足够重视。
（一）政策风险
1.光伏电站项目对政府补贴的严重依赖。根据统计，火力发电的成本约为0.4元/度，水电的发电成本为0.2～0.3元/度，核电的发电成本为0.3-0.4元/度，风电的发电成本为0.6元/度，然而，光伏发电的成本却高达0.8-1.0元/度。因此，在目前的技术水平条件下，光伏发电仍然严重依赖政府的补贴支持，还没有具备脱离补贴、独立参与电源市场竞争的能力。国家的鼓励扶持政策对光伏发电等新能源行业的可持续健康发展起着决定性的作用。
2.国家对分布式光伏等项目政策仍不够明晰。虽然国家明确表示要大力推动其发展，并已制定较为全面的扶持政策，但具体办法仍不够细化。如光伏企业在税收减免、备案流程、电网代付这些细节政策上均没有较为明确的规定，导致现在分布式光伏备案、入网等手续依然烦琐。
（二）技术风险
1.光伏电站组件质量对项目运行产生大的影响。目前电站存在的问题主要分为两个方面。第一是电站系统角度，第二是电站设备角度，其中包括缺陷水平较高，串并联损失严重，质保不能得到保障，差异化质量问题等。根据杜邦公司调查结果，光伏组件衰减做得好的产品，每一年发电量的衰减可以做到0.5%，而一些没有经过检验的产品，衰减竟超过5%。经测算，电站使用年限按照25年计算，所使用的组建功率衰减0.5%和衰减5%相比，投资回报率相差9.4%。
2.未来技术进步对项目投资带来的不确定性风险。光伏电站投资具有一次投资，长期回报，后续运营维护成本低，收益稳定等特点。但由于光伏产业技术更新快，也使电站投资作为一项投资周期长达20年以上的项目面临着新技术带来的未来发电效率、并购技术、设备维护更新等不确定性风险。
（三）运营风险
项目的运营依赖光伏发电系统的正常运转和配套的电网建设，一旦光伏发电系统出现故障或是不能正常接入电网，企业收入将会受到影响。光伏发电量易受机组运行效率、当地的太阳能资源影响，如果发电小时数达不到预期水平，将直接影響项目的销售收入和贷款偿债能力。另外，随着各地新建光伏发电项目的增多，“弃光”现象时有发生，都对项目运营也将产生极大的影响。
三、项目融资思考及建议
（一）加大财税政策支持力度，完善金融支持政策
为支持光伏产业快速发展，一方面，未来政府应继续加大财税政策支持力度。完善中央财政资金支持光伏产业发展的机制，加大对太阳能资源测量、评价及信息系统建设、关键技术装备材料研发及产业化、标准制定及检测认证体系建设、新技术应用示范、农村和牧区光伏发电应用以及无电地区光伏发电项目建设的支持。另一方面，进一步完善金融支持政策。政府引导金融机构继续实施“有保有压”的信贷政策，严禁资金流向盲目扩张产能项目和落后产能项目建设。
（二）明确重点合作项目，差异化支持企业发展
金融机构重点支持央企发电集团、省属国有发电企业及控股、参股公司，以及具有较强实力的其他新型投资者。同时对主营业务不突出、盈利能力较差的民营企业审慎支持。项目方面，大力发展技术成熟、设备稳定的并网光伏电站，结合水电、风电大型基地而建设的风光互补、水光互补光伏电站。对包括北京、天津、河北等省（市、区）的18个分布式光伏示范区项目，以及其他开发建设条件已落实、运营有保障的项目给予重点关注。
（三）加大项目技术风险分析，严把电站质量关
项目融资评审中重点分析采取技术方案的可行性，需对技术成熟性和稳定性、核心设备的可靠性和先进性、设备供应商的技术能力和市场竞争等技术风险进行分析。原则上要求，项目主要光伏组件设备厂商属于工信部发布的《光伏制造行业规范条件》名单之列。必要时聘请相关行业专家，对项目技术方案进行评估，并采取针对性措施防范风险。
（四）积极创新融资模式，构建完善信用结构
项目融资设计基于项目自身的担保，包括但不限于项目资产抵押及电费收费权、股权等权益质押，同时根据借款人和项目具体情况，设计有针对性的灵活的信用结构，防范信贷风险。由于政策、技术、市场等因素导致还款现金流偿还贷款本息存在一定风险的项目，需采用全额保证担保与项目资产、预期收益或权益抵（质）押相结合的信用结构。
上网电量和电价基本落实、预期还款现金流稳定的项目，可采取阶段性担保或部分担保与项目资产、预期收益或权益作抵押相结合的信用结构。即股东或第三方提供保证担保，项目稳定运行且达到规定时限内的设计指标，在满足银行偿债覆盖率要求且风险可控的前提下，可释放部分担保。同时探索利用中信保、商业保险等金融工具多渠道构筑项目融资信用结构，防范风险。
参考文献
[1]孙玉星，杨宏，苏乘风.《中国光伏产业发展》[J].半导体技术，2010年02期.
[2]陈炜，艾欣，吴涛.《光伏并网发电系统对电网的影响研究综述》[J].电力自动化设备，2013年02期.
作者简介：于海龙（1978-），男，江苏丰县人，硕士研究生，现供职于国家开发银行股份有限公司青海省分行。