光伏调查报告范文第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。
光伏调查报告范文第2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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为您提供：行业/区域/采购/选址/出口/国别/跨国投资系列报告
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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光伏调查报告范文第3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
3
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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
5
为您提供：行业/区域/采购/选址/出口/国别/跨国投资系列报告
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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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光伏调查报告范文第4篇
1. 浪涌保护器?
浪涌主要指的是电源(只是主要指电源)刚开通的那一瞬息产生的强力脉冲,由于电路本身的非线性有可能有高于电源本身的脉冲;或者由于电源或电路中其它部分受到本身或外来尖脉冲干扰叫做浪涌.它很可能使电路在浪涌的一瞬间烧坏,如PN结电容击穿,电阻烧断等等.而浪涌保护就是利用非线性元器件对高频(浪涌)的敏感设计的保护电路,简单而常用的是并联大小电容和串联电感. 2. 辐照度
每平方米接收的单位辐射功率W/m2，每秒每平方米接受的太阳辐射能量。
3.甲乙的责任
4.太阳能光伏并网发电注意事项：
1、电能质量问题：光伏发电并网逆变器易产生谐波、三相电流不平衡，输出功率不确定性易造成电网电压波动、闪变，需要进行治理。
2、光伏电压出力力随机且变化幅度大，自身不具备惯量，需要增加电网的旋转备用容量进行调节;供电可靠性指标分析、电压无功控制、电能计量计费以及与电网自动化系统的信息交互等各种运行控制措施也存在技术问题。
3、对于接入配电网的大量分布式光伏电源，原来辐射撞配电网络变为多电源结构，需加装或更换保护及自动化装置;光伏电源引起的自给非正常孤岛问题，需加装有效的多种保护。
5. 多晶硅太阳能光伏组件具有: 电池转换效率高，稳定性好，寿命长，与同等容量太阳能电池组件所占面积小，性价比高，因此多晶硅太阳能电池组件已在光伏市场占主导地位，得到大量推广应用。
6.分布式光伏电站有哪些可以合作的商业模式。
业主自投：自己出钱建设项目
业主不投：自己出地方让别人来建设
业主投一部分：自己出一部分，别人出一部分(项目股权分配等于出资比例)
7.孤岛效应
孤岛效应是指电网失电情况下,发电设备仍作为孤立电源对负载供电的一种现象。孤岛效应对设备和人员的安全存在重大隐患,体现在以下两方面:一方面是当检修人员停止电网的供电,并对电力线路和电力设备进行检修时,若并网光伏电站的逆变器仍继续供电,会造成检修人员伤亡事故。另一方面,当因电网故障造成停电时,若并网逆变器仍继续工作,一旦电网恢复供电,电网电压和并网逆变器的输出电压在相位上可能存在较大差异,会在这一瞬间产生很大的冲击电流,导致设备损坏。
孤岛效应的防护措施主要有被动式和主动式两种检测方式。被动式检测方法是指实时检测电网电压的幅值、频率和相位,当电网失电时,在电网电压的幅值、频率和相位参数上会产生跳变信号,通过检测跳变信号来判断电网是否失电。主动式检测方法是指对电网参数产生小干扰信号,通过检测反馈信号来判断电网是否失电。
并网逆变器检测到电网失电后,立即停止工作。当电网恢复供电时,并网逆变器并不立即投入运行,而是需要持续检测电网信号,如电网信号在一段时间内完全正常,才重新投入运行。
8.电站投资分险把控
1.项目潜在开发地点 ○从分布式光伏电站投资的角度来看，最直接的逻辑就是业绩=发电量*销售电价，这里的电价既包含折扣后给用电业主的电价，也包含上网电价。目前，国内分布式光伏电站投资商对项目标的的动态投资回报期大多为7-8年，自有资金回报率在30%以上，基于目前组件、逆变器等价格因素，1MWp屋顶分布式光伏电站初期投资成本在6.5元-7.2元之间。综合考虑折旧，运维，备件，税务等数据，每瓦年电费收益需达到1.3元以上，如何保证这一要求?从这一点来看，我们从发电量和电价综合考虑。
首先来看发电量，目前国内各地区由于海拔、日照强度、空气洁净度等差异，各地区实际发电量与理论发电量也存在较大差异。
发电量最大前4大城市分别为：拉萨、呼和浩特、西宁及银川，然而实际上截至目前这些地区的分布式光伏发电装机寥寥，倒是发电量倒数第4的杭州(浙江地区)分布式光伏发电的装机量排在了全国的前列。
这主要是电价直接影响的，一方面南方地区大工业用电及商业用电普遍是北方地区高，例如山东地区大工业白天8：00到下午17：30加权平均电价达到0.81元，而陕西地区大工业白天8：00到下午17：30加权平均电价只有0.71元，另一方面，伴随着南方地区地方政府针对分布式光伏电站投资补贴政策的发布和实施，使得每瓦每年节约电费的绝对值可以超过光照资源很好的银川地区。
这也是为什么国家给了例如山东、浙江、江苏地区较多的分布式光伏电站配额。
从国家分布式光伏电站配额来看，配额最大的前十个省份主要集中在华东及东南沿海地区，这些地方空气洁净程度较高，很少受到雾霾的影响，同时加以当地大工业及商业较高的电价，以及地方光伏补贴政策的双管激励，如浙江、山东、江苏、广东、上海等地区成为了国内分布式光伏发电投资的第一阵营。首先从分布式光伏电站的财务模型来看，占据优势。
那么对于西北地区，分布式光伏电站如何实施，是否具有投资价值，例如甘肃和宁夏地区，大工业用电加权平均电价只有不要0.6元。采用电价折扣的合同能源管理合作模式就不符合投资人的资本回报率考核，对于这些地方，实施分布式光伏电站建设适用于采用标杆电价全部上网，并支付业主房顶租赁费用的模型。
综述，对于呼和浩特、西宁、银川、太原等光照资源较好的地区，在没有地方补贴政策的情况下，建议采用全部上网的模式方可符合投资者对分布式光伏电站收益的要求。
对于例如杭州、福州、广州、南宁、西安等光照资源较差的地区，在没有补贴政策的情况下，可先行实施电价较高的商业用地项目，而考虑分布式光伏电站的规模化实施，建议地方政府出台相应的补贴政策，截至目前浙江地区已经走在了分布式光伏电站建设的前列，广州也刚出台光伏电站建设规划和补贴政策。同时，对于地方补贴政策，笔者建议取消地方政府对于投资者欲拿补贴政策需采购当地组件及逆变器生产商产品的强制性要求。毕竟不是每个省份的组件和逆变器产品的质量可以保证，价格经得起市场的考验。地方保护主义市分布式光伏电站实施过程中的“肿瘤”。
2.业主类型选择(用电类型) ○目前国内分布式光伏电站投资商如河北新奥光伏、浙江精工能源、晶科光伏等企业对分布式光伏发电项目的收益率最低不小于12%，即考虑融资成本的前提你下，项目投资回报期不长于8.5年，与用电业主和合作模式主要为合同能源管理，即：(1)租赁业主屋顶支付租赁费，电价按照实时电价收取;(2)租赁业主屋顶支付租赁费，发电量全部上网，(3)免费租赁业主屋顶，光伏电站发电供给业主使用，电价打9折，合同期限一般设定为25年;(4)与业主成立合资公司，共同投资屋顶电站，共同获取电站收益; 对于居民用电如小区、社区，一方面屋顶面积较小，装机容量受限，另一方面居民用电电价较低(西安地区为0.59元每度电)，再次，居民用电主要集中在晚上，白天用电量较小，使得光伏电站发电量自发自用比例较小，目前居民小区并不适合建设屋顶分布式光伏电站。
对于西安地区而言，在没有地方补贴的前提下，商业用电业主屋顶适合投资分布式光伏电站，大工业用电业主屋顶不适合投资分布式光伏电站。
在地方补贴(0.2元每度电，政策持续5年)出台的前提下，商业用电业主屋顶比较适合投资分布式光伏电站，周六周日也上班的大工业用电业主的屋顶分布式光伏电站也适合投资建设分布式光伏电站。
居民小区屋顶分布式光伏电站目前不具备投资价值。
3.业主尽职调查(信用风险管理) ○在基于电站投资商项目收益率的前提下，对屋顶业主的考察就显得尤为重要，虽然国家能源局406号文件中提到在自发自用比例显着下降时，可选择光伏电力全部上网，对于上网标杆电价确定的各个地区，发电量较高的地区例如银川、呼和浩特等城市，分布式光伏电站投资收益率影响不大，而对于南方一些城市，特别是没有地方补贴的城市，光伏电力从自发自用转为全部上网的模式，对于投资者而言，影响是极大的。所以光伏电站潜在屋顶业主的选择就显得比较重要。
首先是行业，我们应优先选择用电量较大的行业中的企业，从而保证自发自用电力可全部消纳。例如钢铁、化工、建材、有色金属冶炼、石油、化工、机械制造业等。对于国家不鼓励的行业或者产业。即便屋顶资源及用电量条件都较好，也需要谨慎的判断。特别需要提到的是对于释放对电池板有腐蚀气体的企业需慎重选择。例如化工、橡胶深加工企业。同时优先选择周
六、周日也有生产的企业，从而可以有效保证自发自用比例仍然可以保持在95%以上。
其次，对于企业的合同履约情况进行核实，可以通过财务报表(上市公司)、供应商走访、合同合作方调查，甚至对于单体项目较大的项目，可通过从第三方调查中介公司如邓白氏有偿获取数据用于决策判断。
4.装机容量选择 ○装机容量的确定不仅仅要考虑屋顶面积，需综合考虑用电负荷及屋顶规划等相关指标。 在我们之前在西安高新区进行分布式光伏电站项目开发的过程中，找到5万平米的钢结构屋顶，计算下来可做3.5MWp分布式光伏电站，年发电量可达到380万度电，12个月中，光伏电站最大的发电量达到50万度电，最小的发电量也有20万度电，然而通过与企业动力部门进行沟通后，获悉该企业月均用电量只有5万度电，光伏电站自发自用比例都不到25%，光伏发电只能选择全部上网，如没有地方补贴，再考虑西安地区不甚好的太阳能资源，这个项目基本是不具备投资价值的，最终我们按照300千瓦的容量进行了一期项目的实施。
第二种情况是，一个大工业企业，月均用电量达到90万度，屋顶面积有6万平米，且周六周日午休，当时，我们就做出安装5MWp光伏电站的规划，我们认为自发自用比例应可达到96%。然而，我们又错了，实际上这家企业24小时设备不停转，白天太阳能光伏电站发电的8个小时时段，企业月度耗电量只有30万度电，如安装5MWp电站，自发自用比例只有60%。
第三种情况是，业主屋顶确认为3万平米的钢结构屋面，可利用面积达到2500平米，业主月度用电量为40万度电，白天太阳能光伏电站发电时段企业月度用电量达到25万度电，我们就确定了装机2MWp，应该是没有问题的，可就在进入商务谈判的前几天，业主告知，厂区南侧20米刚规划的15层高楼获批，屋顶将近1/4产生遮挡，最终我们安装1.5MWp实施。
5.逆变器选型 ○目前通用的太阳能逆变方式为：集中逆变器、组串逆变器，多组串逆变器和组件逆变(微型逆变器)。按照笔者之前光伏电站价值提升策略之逆变器选型分析。在接近的初始投资成本下，对于屋顶分布式光伏电站，组串式逆变器解决方案较集中式逆变器及微型逆变器拥有着较为得天独厚的优势，很好的解决了集中式解决方案遇到的问题。
6.现场勘测实施要点 ○
1、屋顶分类：瓦片屋顶、混凝土屋顶及彩钢瓦结构。
2、现场勘查携带工具：20米以上卷尺、激光测距器、水平仪、指南针或手机指南针APP和纸笔等。如果需要上倾斜屋面建议穿上防滑鞋带上安全绳。
3、瓦片屋顶及彩钢瓦结构屋顶勘测要点 (1)询问建筑的竣工年份，产权归属。
(2)屋顶朝向及方位角。现场指南针测量加Google卫星地图查询。
(3)屋顶倾斜角度。量出屋面宽度和房屋宽度即可计算出屋顶倾斜角度。南方屋顶倾角一般大于北方屋顶。
(4)瓦片类型、瓦片尺寸。民用建筑常见瓦型包括罗马瓦、空心瓦、双槽瓦、沥青瓦、平板瓦、鱼鳞瓦、西班牙瓦和石板瓦。如果瓦片尺寸现场不容易测量，也可在确定瓦片类型后网上查询尺寸。因为瓦片的尺寸特别是厚度决定支架系统挂钩等零件的选取。
(5)考虑屋顶的遮挡情况。准确测量屋顶周围遮挡物的尺寸，后期用阴影分析软件建模做出屋顶可利用区域简图。太阳能电池板上的阴影遮挡会很大地影响发电量。 (6)掀开部分瓦片查看屋顶结构，注意记录主梁、檩条的尺寸和间距。瓦屋顶的支架系统挂钩是安装固定在檩条上。
(7)从项目业主方获取房屋结构图，便于计算屋顶荷载。 (8)询问业主拟安装光伏系统屋顶南面是否有高楼建设规划。
4、混凝土屋顶勘测要点
(1)建筑竣工年份、产权归属;屋顶朝向和方位角。
(2)测量女儿墙高度，后期进行阴影分析，确定可安装利用面积。
(3)查看屋面防水情况，以不破坏屋面防水结构为原则，考虑支架的安装是采用自(负)重式还是膨胀螺栓固定式。标准民用混凝土屋顶的承载能力需大于3.6KN/m2，在考虑短时风载、雪载的情况下支架系统的荷载也小于混凝土屋顶的承载能力。为避免安装光伏系统后建筑产生任何的防水结构破坏问题，优先采用自(负)重式支架安装方式。
(4)从项目业主方获取房屋结构图，便于计算屋顶荷载。 (5)询问业主拟安装光伏系统屋顶南面是否有高楼建设规划。
5、电气方面勘查要点
(1)查看进户电源是单相还是三相。民用别墅一般是三相进电。单相输出的光伏发电系统宜接入到三相兼用进线开关用电量较多的一相上。条件允许最好用三相逆变器或三个单相逆变器。
(2)询问月平均用电量或用电费用和主要用电时间段。作为光伏系统安装容量的参考。
(3)查看业主的进线总开关的容量。考虑收益问题，光伏发电系统的输出电流不宜大于户用开关的容量。现行补贴政策下还是自发完全自用收益最大。
(4)以走线方便节约的原则，考虑逆变器、并网柜的安装位置。逆变器、并网柜的安装位置也好考虑到散热通风和防水防晒问题。
(一)风险因素
1、房屋产权人与用电人不同
在实操中，经常会出现用电人与产权人不一致的情况，EMC合同不能对抗产权人的所有权，因此必须经产权人同意投资人合法使用厂房屋顶并出具建设场地权属证明，从而排除投资人侵犯第三人权益的风险。具体分析请参见本人另一论题《分布式光伏发电项目中用电人与产权人不一致的情形与处理方法》。
2、设备质量问题
光伏组件是光伏发电站最重要的设备，一般是独自招投标。而组件较易发生隐裂、闪电纹等问题，但可能造成上述问题的原因很多，因此设备尤其是组件的质量问题非常值得关注。组件质量问题的风险主要在交付后。对投资者而言，虽风险不转移，但交付后发现质量问题仍会对投资者产生不利影响，因此，在组件采购合同中要严格规定保质期、质量问题的范围以及发生质量问题后的救济方式，以便于事后维护自身权益。
3、工程质量问题
在光伏电站建设施工过程中，极易因操作不当导致设备损坏等问题，如卸货、安装、保管等过程都可能因操作不当导致组件损坏，除需加强监管外，在EPC合同中也要严格规定施工方的责任。
有一种较为常见但重要的情况，组件损坏可能由质量问题和操作不当共同引致，在这种情况下，难以区分双方各自责任大小，不利于投资者权益保护，那么事先约定双方的权责就十分必要了(详见上文建设工程合同第二段)。(组件损坏可能由质量问题和操作不当共同引致，属于侵权责任法规定的共同侵权行为，虽然可以通过法律途径救济，但本文主要讨论电站投资评估事项，旨在通过项目评估在项目实施前最大限度降低各种风险和成本，因此此处不予赘述。)
4、电站建设期延长
在光伏电站投资建设中，电站建设期的长短关系投资到资本化问题和投资回收期问题，电站建设期越短，就能越早获得电站收益和资本回报。但实际施工建设中，经常会出现工期过长的问题。究其原因，一是项目施工计划和施工进度没有控制好，出现设备供应与施工建设脱节的严重问题;二是个别项目就维修屋顶未能与屋顶权属人达成一致，极大影响项目正常施工进度。因此，在项目开工前，首先需做好项目技术勘察，就维修事项提前与屋顶权属人达成一致意见，其次必须制定详细的施工计划并严格按照计划实施。
5、企业拖欠电费
分布式光伏发电项目收取电费首先需确定电表计量装置起始时间和起始读数，但因计取电费直接关系EMC合同双方利益，在实操中，投资者较难就计取电费的起始时间和起始读数与用电人达成一致。因光伏电站需并网，有供电部门介入，此时可借助其公信力，在EMC合同中约定以供电部门计量的起始时间和起始读数为参照。
另外，在电站进入稳定运营期间后，用电人也可能因经营状况恶化或与投资者产生冲突等原因而拒交或拖欠电费。因此，在项目实施前必须充分了解该用电人的财务状况和信用度，综合评估其拖欠电费的可能性，同时在EMC合同中也要明确约定拖欠电费的违约责任。
6、电站设施被破坏
电站设施被破坏的原因很多(此处主要讨论在项目运营阶段的电站设施被破坏，至于项目建设阶段的破坏在前文设备质量问题和工程质量问题处已进行讨论)，如不可抗力、意外事故、人为破坏等，其损失可大可小，小则需维修发电设备，大则电站损毁。一般遭受上述不可抗力、意外事故等非人力控制因素破坏的，电站所依附的屋顶也会遭受致命损害，通常这种情况的发生并非用电人过错，且用电人自身也遭受极大损失，此时要求用电人承担责任也不实际，因此购买电站财产保险十分重要。而在人为破坏的情况下，则可根据过错责任要求破坏者承担相应责任，而用电人也需尽到通知和减少损失的义务。
7、用电低于预期 自发自用比例低也即用电低于预期。投资者在项目实施前需了解用电人的行业发展前景及用电人自身经营状况，如能在EMC合同中约定最低用电量则能有效避免这一风险给投资者带来损失。但通常情况下，在EMC合同中投资者仍是处于劣势低位，用电人一般不会接受最低用电量。所以投资者必须在项目实施前精确评估单体项目的自发自用比例，将该风险控制在可控范围内。
8、发电低于预期
新建筑物遮挡阳光、系统转换效率降低、组件损坏以及太阳辐照降低等均会导致电站发电量低于预期值。首先，购买发电量保险;其次，对于系统效率可在组件采购合同中作出约定，由供应商对系统效率作出保证;第三需要到工业园区等机构了解园区发展规划，预判合同期内项目场地周边的开发情况，并由技术部门判断其对电站发电情况的影响程度，从而更精确地计算每年发电量和电站收益。
9、建筑物产权变更
屋顶业主破产、建筑物转让以及国家征收征用等都可能导致建筑物产权发生变更。首先投资者需了解用电人经营状况，评估其合同期内破产、转让建筑物等的风险，并通过当地政府等途径了解合同期内有无征地规划等情况;其次，要求用电人在建筑物产权变更情况下要先与新产权人达成协议，由新产权人替代用电人继续履行合同，即债权债务的概括转移。
10、建筑物搬迁
光伏调查报告范文第5篇
3月28号 星期一
今天是二月最后一天，也是我公司实习的第一天，对于这一次实习。从刚刚放假到现在是既紧张又期待。
我早早的便来到了我实习的公司,次负责我实习的是公司财务部门一名前辈是张会计，他为人热情、和蔼可亲。年纪50左右随后，我称呼他为王叔。他向我简单的介绍了公司历程和规章制度 第一天来实习，我有些拘谨。王叔给我安排了一个座位， 他根据我是刚刚从出学校是新手，所以主要是让我了解财务
的使用和会计处理的流程,公司的财务部并没有太多人,设有一名财务经理,一名会计,一名出纳.我感觉今天的任务就是熟悉公司环境,第一天便这样轻松过去了
3月1 星期二
今天是实习的第二天了，或许是我刚去吧，这两都没有做什么很重要的事情，只是帮着王叔粘贴票据等原始凭证、整理些原始凭证之类。
这与在学校里练习时粘贴凭证的方法和情况不太一样。在学校里练习时，都是将所得到的原始凭证直接粘贴到自己所作的会计凭证的背面;而在这里，都是先将原始凭证按日期摆放在一起，将它们按顺序用固体胶棒粘贴到一张大概有A4大小的原始凭证汇总表上，王叔还告诉我怎样贴才能使这些原始凭证粘的整齐又好看，而且使得汇总表的整张纸都被均匀贴满。
让我感觉到，书本上的知识只是其中的一种，现实中所需要的会随着实际情况的变化而变化。
3月2 星期三
在实习的第三天，王叔拿了一些收款凭证和付款凭证给我看，让我试着填写收款、付款凭证。这些都不算太难，在学校时都有学过，只需要熟练掌握每一项业务的会计分录就差不多可以了。不过有时还真记不得某些业务的会计分录，在王叔，王会计细心的教导，给我好好的补了一堂《基础会计》课。在王叔细心加耐心的指导下，我很快的适应了这里的工作环境，也慢慢的都进入了工作的状态，我觉得我还是蛮幸运的，能够在一个良好的环境下工作实习。
3月3 星期四
这是实习的第四天了，这几天都是些简单的事情，主要是看、观察、、、。今天，王叔告诉我说这个星期要教我使用电算化，就是在电脑上进行记帐，虽然公司的经营规模不大，但也要与时俱进，它的账务处理都是通过网络进行的。他先打开公司的用于会计记账的专用网页，先让我在电脑上输入一些公司的相
关文件。我很久不接触了电算化了，感觉比较生疏，于是就向王叔请教。每作一次都向我讲清楚，慢慢的看得多了，我也就觉得不是那么糊涂不清了。
3月4 星期五
按照上班时间来说这是这个星期的最后一天了，虽然一直在按时上班实习，但是因为王叔的帮助，所以感觉会计工作不累，反而觉得有一点轻松。加之又是实习还是一个循序渐进的了解、熟悉和学习的阶段，这些天也就很快过去了。感觉实习很重要。是从书本上学不到的，理论和实践还真是有些不同，还是很高兴很有成就感的。
快下班时和王叔聊了一会儿有关实习的事情，他说实习就要多看、多练、不懂就问
这些话很鼓舞我。下个星期再接再厉。
3月7 星期一
经过上周的了解，我大概知道了公司的基本运作。我在学校里也学过一些
与会计电算化相关的软件知识，乘着两天假期，我自己用电脑下了金蝶软件相关教材和练习。会计毕业实习日记因此，今天在网上进行帐务处理并不是很困难，而且觉得它们之间有很多的相似性，只是一个是单机操作，而另一个是通过网络保存。由于现在是淡季，公司的业务也不是很多，王叔也不是很忙，他就主动给我讲解电算化，让我有了新的收获。
3月8 星期二
今天，我准时到了办公室，王叔已经到了那里了，他说我们今天就学习使用打印机吧。公司只有这一台打印机。打印机很小，就放在电脑旁边的桌子上，王叔说我们就把这个月已经做好的凭证打印出来吧，于是他打开公司的网站，把以前保存好的凭证调出来，他说，第一次一定要把所需的数据设好，否则以后会很麻烦的，她还告诉我，她就是没有设置好凭证打印时的边距，虽然不是什么大问题，但是就是这么一个小问题，
我每打印一张凭证都要输入一次边距。
3月9 星期三