第一篇：一體化太陽能發電整體屋頂的推廣應用

一體化太陽能發電整體屋頂的推廣應用

余國光 趙臏 王恩政 煙臺鼎城新能源光伏工程有限公司

摘要：本文介紹一種Bipv技術，它采用結構設計的方法把太陽電池組件發電方陣形成一個整體屋頂建筑構件來替代傳統建筑物南坡屋頂，實現了太陽能發電和建筑的完美結合。其結構之簡單、功能之完善、安裝之高效、效果之完美，不愧為是一種真正意義上的一體化建筑結構件，實現了真正的BIPV建筑，己成功應用到新的建筑屋頂替代傳統的南坡屋頂，具有極為廣泛的使用價值。

關鍵詞：一體化、太陽能發電、整體屋頂 1.前言

加強可再生能源開發利用是應對日益嚴重的能源和環境問題的必由之路，也是人類社會實現可持續發展的必由之路。BIPV是當今世界上的熱門技術之一，特別是這種用戶側并網發電避免了輸變電損失，為世人所青睞。

為了加速我國光伏產業的健康發展和國內市場的開拓，我國政府2009年相出臺了一系列的扶持政策，如財政部于09年3月26日發布《關于加快推進太陽能光電建筑應用的實施意見》、財政部、科技部、國家能源局聯合印發了《關于實施金太陽示范工程的通知》，建筑節能名列其中并優先支持太陽能光伏組件應與建筑物實現構件化、一體化項目；優先支持并網式太陽能光電建筑應用項目。本高平整度一體化太陽能發電整體屋頂技術，是為了滿足國家相關抉持政策的要求而專門開發的技術，它采用結構設計的方法把太陽電池組件發電方陣形成一個整體屋頂建筑構件來替代傳統建筑物南坡屋頂，實現了太陽能發電和建筑的完美結合。該技術所使用的太陽電池組件與現行的太陽電池組件不同，它的邊框結構作了較大的改變，變原有與支架的縱向固定為橫向固定，并實現太陽電池組件上下之間的鉸聯達到避雨的作用。太陽電池組件嵌鑲在特制的固定在建筑屋頂橫梁上的排水槽上。該高平整度一體化太陽能發電整體屋頂，其結構之簡單、功能之完善、安裝之高效、效果之完美不愧為是一種真正意義上的一體化太陽發電建筑結構件，是一種真正的BIPV建筑技術。該技術目前己完成了科技查新報告、企業技術標準、質量檢測報告、科學技術成果鑒定、發明專利的申請、評估報告和規模化示范工程。2.國內外現狀

國外

國內

縱觀國內外的太陽能屋頂發電，北京奧運場館PV也好、上海世博建筑PV也罷，總體說來不是“兩張皮”就是用耐候結構膠粘，只有本技術是唯一的例外，它提出了一種真正意義上的太陽發電一體化建筑結構件，是真正的BIPV建筑技術。3.研制工作 3.1三維示意圖

3.2樣品房制作

樣品房制做 防漏雨試驗 荷載試驗

4.推廣應用

4.1山東煙臺51.2KW、河澤262KW、示范工程

4.1.1工藝流程

屋頂框架 橫梁安裝 水槽安裝 組件安裝 整體屋頂

4.2黑龍江黑河市20kw、濰坊50KW太陽能發電溫室示范工程

5.技術評述

一體化太陽能發電整體屋頂這一技術，創新點是使太陽能發電方陣作為一個建筑構件——整體屋頂，具有獨創性。有如下特點：

其一、結構簡單、巧妙，改變了太陽電池組件與支架的連接方式。獨具匠心的連接設計充分體現了太陽能電和建筑的完美 結合，成為一個真正意義上的建筑構件。具有整體性好、連接牢固、平整美觀、便于集成可實現建筑屋頂規格化、模塊化等特點。其

二、便于安裝維修，簡化安裝程序大大提高工效。

其三、密封性能好、不用灌膠，防水功能好。

其四、節約建材，用太陽能發電方陣替代原有建筑屋頂，可節省原屋頂的建筑材料和費用；剛柔結合的結構設計，增強了“一體化太陽能發電整體屋頂”的抗震性能。

其五、獨具匠心的排水槽創造了太陽電池方陣良好地散熱通道，使該“一體化太陽能發電整體屋頂”的方陣溫度低于常規的太陽能屋頂，改善了太陽電池的發電環境，提高了太陽電池的發電效率，延長了太陽電池的使用壽命。

一體化太陽能發電整體屋頂這一發明專利技術，構思新穎、結構簡單、設計合理、平整美觀、安裝維修方便，能體現太陽能發電與建筑物的完美結合，實現了真正意義上的太陽能發電與建筑物結構的一體化。其技術成熟、可節約建材和大量的土地，開創了我國太陽能發電與建筑相結合經典的新模式，屬國內外首創，處于國內外領先水平，具有普遍推廣應用的價值。

第二篇：太陽能屋頂發電市場報告-文檔整理宋東副主席

太陽能屋頂發電市場報告-文檔整理宋東副主席

（一）中國屋頂光伏市場調研報告之一

正在擬定的《可再生能源發展“十二五”規劃》，將我國光伏發電裝機容量目標確定為，到2015年達到1000萬千瓦，到2020年達到5000萬千瓦。其中，光伏屋頂電站規模到2015年為300萬千瓦，到2020年為2500萬千瓦。

與水電、核電和風電相比，太陽能光伏發電不受地域、資源條件、制造材料和遠距離輸電的限制，安全可靠，發展潛力巨大，是我國實現2020年非化石能源滿足全國15%能源需求、單位GDP二氧化碳比2005年減排40%-45%雙重目標的重要途徑。

我國已是全球太陽能電池第一大生產國，但高達95%的對國際市場依存度為產業發展埋下隱患。隨著國際市場的持續降溫，我國亟待加快啟動國內光伏市場，以促進產業健康發展。金太陽和光電建筑這類與建筑結合、就地發電就地使用的發用電模式，是光伏電力最有效的利用方式，加快推動與建筑相結合的用戶側光伏系統并網市場，是快速、規模化啟動我國光伏市場的關鍵。

一、光伏發電具諸多優勢近10年世界光伏市場快速發展

資料顯示，全球水能、風能和生物質能經濟可開發資源總量約8太瓦(TW，1太瓦=10^12千瓦)，而太陽能經濟可開發資源高達600太瓦，是唯一能夠保證人類未來需求的能量來源;太陽能電池的制造材料硅在地殼中的含量高達26%，不存在資源短缺和耗盡問題;光伏發電屬于固態發電，沒有轉動部件，發電不用水，能夠方便地與建筑結合，規模大小隨意，建設周期短，可以直接安裝在負荷中心，就地發電、就地使用;太陽能光伏發電無污染、零排放，不存在任何安全隱患，建設運行十分簡單，可以做到無人值守。

據測算，每瓦單晶硅光伏發電系統全部環節總耗電為2.67千瓦時，可在壽命期內發電39千瓦時，能量增值達15倍以上;光伏發電產業萬元增加值能耗為0.3噸標準煤左右，遠遠低于其他工業行業，屬于高附加值行業;此外，光伏是資金和技術密集型產業，涉及基礎材料、電子信息、裝備制造、城市建設、荒漠改造和利用、新農村建設、國際貿易和海外出口等社會生產生活的諸多領域，光伏產業的發展可以帶動大量資金、技術和勞動投入，能為相關裝備制造和原材料工業創造很大的市場空間，能夠增加眾多高端就業機會，是重要的戰略性新興產業，對經濟發展和社會就業具有較強的拉動效應。正因如此，10年來世界光伏市場飛速發展，2000-2010年年均復合增長率達54.1%，在經歷金融危機和西班牙政策突變的2009年，年新增裝機容量也比2008年增長24%。2010年世界太陽能光伏市場出現超常增長，年增長率超過100%。截至2010年底，全球光伏發電裝機容量達38.2吉瓦(GW，1吉瓦=10億瓦)。(見圖表1)

圖表1:2000年以來全球光伏發電裝機容量統計

資料來源:EPIA(歐洲光伏工業協會)、IEA(國際能源機構)、JPEA(日本太陽光發電協會)、SEIA(美國太陽能工業協會)從裝機容量的國家分布看，2004年前，日本是全球最大的光伏市場，美國位居第二;歐洲在2004年超過日本，并一直保持全球第一的位置。作為全球第一光伏大國，德國2010年底擁有超過17吉瓦的裝機容量。

二、我國光伏產業發展飛速但對國際市場依存度過高埋隱患

得益于歐洲市場的拉動，2004年后我國光伏產業飛速發展，連續5年年增長率超過100%，連續4年太陽能電池產量居世界第一，2010年光伏電池產量達10吉瓦，占世界總產量的50%。

2009年以來，我國太陽能電池成本持續下降，國際競爭力增強。目前，晶體硅太陽能電池成本已經接近1美元/瓦，薄膜太陽電池的成本大約在0.75美元/瓦。目前，我國多晶硅生產企業的副產品回收利用率都已達到90%以上，先進多晶硅生產企業的綜合利用率甚至達到國際先進水平。2010年，我國多晶硅產品缺口比例約為47%，較上年的49.1%下降不多，較2007年以前的89%有了明顯下降。可以預見，今后1-2年內我國多晶硅供求仍將處于緊張狀態。

盡管產量最大、成本最低，由于應用市場啟動緩慢，我國95%以上的太陽能電池需出口到國外，對國際市場依存度過高，為我國光伏產業發展埋下了隱患。從全球來看，太陽能電池需求的短期成長動力主要來自于各國政府對光伏產業的政策扶持和價格補貼，而這是我們無法控制的。一旦國外補貼政策發生變動或實施貿易保護，我國光伏產業將受到沉重打擊。

而實際上，歐洲光伏市場的變化對我國光伏產業的影響正在逐步顯現。從2010年開始，德國、西班牙、法國、意大利等歐洲光伏應用大國紛紛下調對光伏發電的補貼，下調幅度在10%-30%不等。2011年以來，其政策調整幅度加大，德國在年初將光伏發電上網電價下調13%;意大利5月出臺新的太陽能補貼法案，決定將2011年的補貼下調30-40%，2012年再降20%左右，2013-2016年的每個季度再降6%;西班牙再次削減太陽能發電補貼;捷克政府則提出一系列針對其國內泡沫式光伏電站投資的懲罰方案。

歐洲光伏政策的調整，給我國光伏產業帶來陣陣寒意。今年上半年，國內對國際市場的光伏組件銷售出現供大于求局面，一些產品滯留在港口、碼頭和海上，一些歐洲客戶甚至要求降價或退貨。市場迅速從賣方市場轉變為買方市場，上半年國內光伏產品生產企業忙于清理庫存。在組件降價的帶動下，行業各環節產品價格大幅下滑，毛利率下降。

對于國內光伏組件生產企業而言，今年二季度無疑是一段非常艱難的時期，但國內也是全球排名前三位的光伏組件供應商尚德、英利和天合光能的出貨量仍均增長了近20%。其中，一直注重內銷的英利集團上半年向國內市場銷售了110兆瓦光伏組件，為其實現85.23億元銷售收入、11.6億元的利稅，打下了良好基礎。

在過去的幾年，歐洲光伏市場一直占有世界80%以上的份額，據預測，2011年歐洲光伏市場的份額將下滑到60%以下，2012年更將下滑到50%以下。世界光伏市場不會再像前10年那樣以年均40%以上的速度增長，增速可能降至20%-24%。

面對歐洲各國補貼的削減和全球光伏市場形勢的變化，加快啟動國內光伏市場是積極的應對措施，也是保證我國光伏產業健康發展的必要條件。

三、用戶側并網是快速、規模化啟動我國光伏市場的關鍵

2008年以前，國內光伏發電主要用于離網項目，市場規模很小。2009年，我國啟動“光電建筑”、“金太陽示范工程”和敦煌大型荒漠光伏電站招標等多個項目，市場得到飛速發展。截至2008年底，我國光伏發電裝機為140兆瓦(MW，1兆瓦=100萬瓦)，2009年底裝機容量增至300兆瓦，2010年底達到890兆瓦。

目前國際上并網發電占到總光伏市場的90%，而在并網光伏市場中，與建筑結合的用戶側并網發電系統占90%以上，德國在輸電側大型并網發電僅占10%，美國僅占6%。德國和日本的“10萬屋頂計劃”及美國的“百萬屋頂計劃”主要都是在低壓用戶側并網的分布式光伏發電系統。

大型荒漠電站是在中壓輸電側并網，屬于發電站模式。我國的荒漠大部分在西部，而負荷中心在東部，長距離輸電的條件在目前還不具備，就地消化也受到一定限制，于是就會有先加強電網建設，然后才能大規模建設光伏電站的結論。而長距離輸送電網建設非一朝一夕就能建好，荒漠電站在現階段快速啟動國內光伏市場方面的作用比較有限。

在去年底財政部、科技部、住建部和國家能源局會同國家電網公司召開的“金太陽示范工程”會議上，財政部副部長張少春表示，金太陽示范工程和太陽能光電建筑應用示范工程重點支持大型工礦、商業企業以及公益性事業單位利用既有建筑建設光伏發電項目，在配電側并網，所發電量主要由企業自己使用。這樣做，一是光伏發電時間是在用電峰值的白天，可直接在用電負荷中心全部就地消納，不需新建電網和長距離輸送，減少了接網費用和能量損耗;二是單個項目規模不大，發電量少，基本上可以實現自發自用，抵扣峰值用電，獲得較好的經濟效益;三是項目不占用土地，審批過程簡單，投資主體靈活多樣，節能環保示范效果顯著，容易盡快形成規模。

可見，金太陽和光電建筑這類就地發電就地使用的發用電模式，對于光伏電力而言是最有效的利用方式，可以形成規模化的光伏市場，有利于迅速拉動國內光伏產業。有效推動用戶側并網市場，是快速、規模化啟動我國光伏市場的關鍵。

（二）中國屋頂光伏市場調研報告之二

2009年，我國啟動“光電建筑”、“金太陽示范工程”和敦煌大型荒漠光伏電站招標等多個項目。截至2010年底，我國光伏發電裝機為890兆瓦(即89萬千瓦)，其中屋頂光伏電站裝機規模約30萬千瓦。在財政部、科技部、住建部和國家能源局等相關部門的推動下，近年來我國光伏發電市場，尤其是用戶側的屋頂光伏發電市場得到飛速發展。

然而，在近兩年的示范過程中，用戶側光伏并網也遭遇到一些政策和機制障礙，致使項目難以確定合理的上網方式和上網電價，導致示范工程進展緩慢。去除用戶側并網的約束性政策，創新管理機制，推動金太陽等光伏發電示范工程取得突破性進展，未來5―10年我國光伏產業將迎來“騰飛”式的發展。

一、用戶側并網在安裝空間、技術和資金支持方面均不存在問題

調研時，國家發展和改革委員會能源研究所研究員王斯成向新華社記者表示，在我國規模化推廣用戶側并網的光伏市場應考慮以下幾個關鍵因素: 一是是否有足夠的安裝空間;二是技術上是否可行;三是在現行政策體制下是否有足夠的經費支持;四是在現行的推廣模式下項目是否在經濟上可行;五是是否有合適的能夠可持續發展的商業化運作模式;六是建成的光伏系統在用戶側能否順利接入配電網。

據2009年《中國統計年鑒》，我國現有建筑總面積410.2億平方米，屋頂面積178億平方米、南墻面積139億平方米，合計317億平方米。據住建部人居環境中心測算，實際可利用面積185.1億平方米。按照1平方米安裝60瓦光伏組件，則可安裝11.1億千瓦;即使只利用20%的可利用面積，安裝量也不少于2億千瓦。因此，安裝空間不存在問題。

光伏發電系統在計費點(計費電表)用戶側并入電網，稱作“用戶側”并網。當光伏穿透率(光伏裝機容量占峰值負荷比例)低時，不會有任何技術問題，美國將這一比例確定為15%，日本為20%。而當光伏穿透功率較大(如超過30%)，在白天負荷較小的情況下，有可能出現光伏總功率高于總負荷，光伏電量則通過配電變壓器向初級高壓側反送電，被稱作“逆功率”，這會使配電網網壓升高，造成安全隱患。對此，可以采用無功調壓或安裝防逆流裝置來防止網壓升高，僅會損失部分光伏電量。因此，無論是低穿透率還是高穿透率，光伏在用戶側并網都不會造成安全隱患，用戶側光伏并網的電能質量和安全性已經有國際電工委員會(IEC)標準和國家GB標準，所有技術問題都有成熟的解決方案。

2009年，我國啟動金太陽和屋頂項目近300兆瓦，2010年啟動400兆瓦，2011年將啟動約800兆瓦。去年底，財政部副部長張少春表示，2012年以后金太陽工程每年裝機將不少于1000兆瓦，這部分資金并不受每千瓦時電4厘可再生能源電力附加資金的限制。按照1千瓦補貼10.8元(2010年補貼標準，今年已降為每千瓦9元)，1000兆瓦需要108億元。隨著光伏成本的下降(每年不低于8%的速度)，補貼資金將逐年減少，直到光伏成本達到用戶側“平價上網”(預計這一目標在2015年即可實現)。據記者了解，除了中央財政補貼，江蘇、浙江、山東和北京市等省市還出臺了扶植金太陽工程的地方性補貼政策，各界反映補貼資金不成問題。調研時，有關管理部門負責人、業內專家、金太陽項目業主和設備提供商都表示，推廣用戶側并網光伏市場，在安裝空間、技術和資金支持方面都不存在問題，但由于存在諸多政策矛盾和機制障礙，旨在摸索和示范用戶側并網的金太陽工程等與建筑相結合的光伏發電項目進展不如人意。

二、阻礙用戶側并網推廣的政策矛盾――光伏項目享受銷售電價還是脫硫燃煤機組標桿上網電價，按“負荷管理”方式還是電站方式進行管理

2009年7月16日，財政部、科技部、國家能源局聯合發布金太陽示范工程的通知(財建[2009]397號)，通知指出“各地電網企業應積極支持并網光伏發電項目建設，提供并網條件。用戶側并網的光伏發電項目所發電量原則上自發自用，富余電量及并入公共電網的大型光伏發電項目所發電量均按國家核定的當地脫硫燃煤機組標桿上網電價全額收購”。同時明確規定，“利用工礦、商業企業以及公益性事業單位既有建筑等條件建設的用戶側光伏發電項目，單個項目裝機容量不低于300千瓦”。而同年7月24日國家電網公司發布的光伏電站接入電網技術規定(試行)(國家電網發展[2009]747號)卻明確規定，光伏發電裝機容量超過200千瓦的必須接入10千伏及以上電壓等級電網。

此后，雖然該技術規定起草單位的評審專家解釋說，技術規定所要表達的是，只要光伏項目的單點接入容量不超過200千瓦，就允許在低壓400伏電網接入，而不是指整個項目的裝機容量;隨著示范的不斷推進，目前的金太陽工程項目發電容量動輒幾兆瓦，分散在廠礦各個屋頂上的光伏電池所發電量可以就近接入配電網，為就近的用電設備供電，無需將整個項目所發電量集中上網，但5月13日參加由財政部、國家能源局、科技部和住建部組織召開的“金太陽示范工程座談會”的13個光伏發電集中應用示范開發區，大多數都反映，由于該技術規定表述不清晰導致的理解偏差，當地電力公司要求金太陽工程項目集中建升壓站，從發電側并網，并以對待公共電站的方式來管理光伏發電項目。

這就和金太陽工程的“用戶側”并網和“自發自用”，即允許用“抵消電量”的方式運行光伏系統的原則直接相抵觸。專家表示，金太陽和光電建筑項目的盈利要點是“用戶側并網，抵消電網電量，自發自用”，抵消電量意味著光伏電量的價值等效于電網的零售電價。從“用戶側”并網轉變為“發電側”并網，產生的最直接影響就是，將導致光伏電量的價值從用戶側的銷售電價，一下變成當地脫硫燃煤機組標桿上網電價，使項目的經濟性完全喪失。

金太陽示范工程規定，國家對光伏項目初始投資給予50%的補貼。據王斯成測算，以2011年項目為例，我國光伏系統平均造價為1.5萬元/千瓦，國家補貼(今年的補貼標準是平均每瓦9元)后，初始投資為0.6萬元/千瓦，在保證稅后內部收益率10%，年滿發1100小時情況下，合理電價是0.7元/千瓦時。我國很多省(市)自2009年11月開始實施峰谷電價，地處東部的北京、上海、廣東、浙江等省市白天的商業和小工業用電電價平均為0.9525元/千瓦時(見圖表1)，遠高于0.7元/千瓦時，開發商可以盈利。而燃煤脫硫電價即使是在東部各省也僅在0.35―0.45元/千瓦時左右，最高的廣東省為0.49元/千瓦時，兩者相差50%以上。如果執行當地燃煤電價，即便在西藏年滿發1963小時，項目內部收益率也只有4.24%，西部其他省區和東部地區就更低了。可見，金太陽工程和光電建筑項目若不能享受用戶側零售電價而以發電側燃煤脫硫電價并網，則在經濟上不可行。

并且，與“自發自用”的自備電站相比，公共電站的建造成本要高很多，報批手續更復雜、報批時間更長。調研時，專家指出，在規定穿透率的情況下，用戶側并網的光伏系統應當按照“負荷管理”的原則執行，屬于電網的不受控單元，其功率波動與負荷的波動在同一數量級，因此金太陽工程用戶側并網的光伏系統不應按照發電站進行管理，做到“只監測、不調度”即可。并且，只要光伏穿透率不超過30%，有功無功調節、低電壓穿越等過高的技術要求都是不必要的。

此外，應當設置合理的電網接入系統費用和入網檢測費用，對于用戶側并網光伏系統一般不應超過初始投資的5%。為了金太陽工程的順利實施，電網公司應盡快發布簡單、易行的用戶側電網接入標準和管理辦法，而且一定要下發到地方電力部門，使基層電力部門有章可循。

三、突破用戶側并網的機制障礙――國家宜修訂電力法，企業需引入合同能源管理方式創新商業運營模式，電力部門應創新受賣電機制

金太陽和屋頂示范項目一般規模較小，大部分在幾百千瓦到幾兆瓦。相對而言，實行集中連片示范，形成規模效應，有利于進一步降低系統造價，也有利于電網集中管理。為此，我國在2010年底首批確定了北京經濟技術開發區等13個開發區作為“光伏發電集中應用示范區”，一期建設規模為170兆瓦。據初步統計，我國有100多個國家級經濟技術開發區、高新技術開發區，平均每個開發區面積都在幾十平方公里，可安裝光伏發電規模約在100兆瓦，這樣僅國家級開發區就可以實現1000萬千瓦裝機。加上數百個省級開發區和工業園區，可裝機規模更大。據了解，在上述13個“光伏發電集中應用示范區”中，上海張江和深圳高新區有不少企業采取租賃方式，將屋頂租給有經驗、有實力、專業化的大型能源企業，進行集中建設光伏發電系統，所節省的電費，按照雙方的約定共享收益。

王斯成表示，金太陽示范工程的原則是“用戶側并網”和“自發自用”。如果是自己的建筑，當然沒有問題，但如果光伏系統開發商和建筑本身不屬于同一單位，則會出現“為別人省電”和如何進行利益分配的問題。對此，合同能源管理的方式是很好的商業模式。光伏系統開發商與建筑所有者簽訂協議，建筑所有者將省下來的電費按照租賃光伏電源的方式支付給光伏開發商，而光伏開發商以租賃屋頂的方式對建筑所有者給以適當補償，這對于雙方都是有利的，是一種“雙贏”的商業化模式，將有效解決開發區眾多業主很難集中成片示范的問題，而且有利于提高建設質量，降低成本，推動規模化應用進程。

但在實際操作中，金太陽工程中的合同能源管理方式遭到了地方電力公司的質疑。中新天津生態城的負責人反映，天津市電力公司明確表示，生態城中金太陽示范工程的業主采用合同能源管理方式運營光伏發電系統，就是在向屋頂所有者售電，而我國電力法規定，除了電力公司，任何機構都不得向用戶出售電力。因此，光伏發電的電量只能賣給電力公司，而電力公司的收購按照天津市脫硫燃煤標桿上網電價結算。

多位業內人士指出，按照現行電力法，采用合同能源管理方式運營金太陽工程中的光伏發電系統，確實有“違法”之嫌。為此，我國應對電力法進行適當修改，出臺包括用戶側并網光伏發電系統在內的分布式能源管理辦法，改變以往的一些電力管理方法，允許大量分布式能源接入用戶側，減少電損、增加供應。同時，為形成多贏的局面，金太陽工程的光伏發電系統運營商可以支付電力公司0.10-0.13元/千瓦時的過網費，使電力公司能夠回收因售電量減少但基礎電網服務沒有減少而產生的成本。

電網接入是金太陽示范工程和光電建筑能否順利實施的關鍵。只要能夠解決光伏系統用戶側并網和經濟、可持續發展的商業化運作模式問題，光伏系統有望在我國出現爆發式的增長。修訂相關法律，調整有關政策，電力部門積極配合和服務，是促進金太陽工程順利實施，推動我國光伏產業快速、健康發展的關鍵。

（三）中國屋頂光伏市場調研報告之三

我國是世界上太陽能資源最好的國家之一。經過多年的快速發展，我國已形成較完整的光伏產業鏈，整體技術水平較高，發電成本已日益接近常規火電，具備了啟動國內市場的良好條件。當制約快速發展的政策和機制被突破后，我國將迎來光伏發電大規模利用的5―10年“黃金期”，一如五年來風電走過的發展歷程。

但值得注意的是，從光伏生產大國走向光伏強國，我國還需做好兩方面的工作:一是要重視太陽能發電行業標準的制定，二是要加大技術研發投入和轉化力度，以提高我國光伏產業的核心競爭力，構建我國新能源產業的國際競爭新優勢。

一、我國已具備大規模發展光伏發電產業的基礎

1、太陽能資源豐富產業鏈完整、技術水平較高

從資源條件看，我國太陽能資源豐富，大部分地區屬于二類以上資源豐富區，在西部地區年滿發電小時數在1500以上，在東部地區平均年滿發電小時數可達到1100-1200小時，是世界上太陽能資源最好的國家之一。從應用潛力看，我國現有可利用建筑面積約180億平方米，如利用10%就可以至少裝機1億千瓦，年發電量約1300億千瓦時。另外在西部太陽能資源豐富地區，還有大量戈壁和荒漠，裝機潛力巨大。從產業基礎看，經過多年的快速發展，我國已經形成從硅材料提純、電池制備到組件生產比較完整的產業鏈，整體技術水平較高，2010年光伏電池產量達到1000萬千瓦，占全球的50%，居世界首位，預計到2012年總產量將突破1500萬千瓦，完全可以滿足國內規模化應用。

2、資源豐富地區光伏發電成本降至1元左右具備了啟動國內市場的條件

目前，在我國光資源豐富地區光伏發電成本已經降到1元/千瓦時左右，具備了啟動國內市場的良好條件。

美國2006年公布的太陽能先導計劃(SAI)對光伏發電達到平價上網的預測最激進，認為到2015年光伏電價將低于10美分/千瓦時，相當于0.7元/千瓦時;德意志銀行經過細致的成本測算，預計光伏電價到2015年可達到15美分/千瓦時，相當于1元/千瓦時;2009年日本政府發布的新光伏發展路線圖預測，2017年光伏電價達到14日元/千瓦時，相當于1元/千瓦時，2025達到7日元/千瓦時，相當于0.5元/千瓦時。歐洲光伏工業協會2009年12月發布的“Setfor2020”認為，到2020年光伏將在76%的發電市場達到可競爭。根據國際上的預測，光伏發電的電價將在2015年左右達到1元/千瓦時(15美分/千瓦時)以下，與用戶側的銷售電價相一致，實現“自發自用”平價上網。

2009年，我國光伏上網電價為1.5元/千瓦時，平均火電上網電價為0.34元/千瓦時。按照光伏電價以后每年下降8%，火電電價每年上漲6%測算，到2015年火電電價將上漲到0.48元/千瓦時，光伏電價下降到0.91元/千瓦時，光伏發電首先在配電側達到平價上網;2020年火電電價上漲到0.65元/千瓦時，光伏電價下降到0.60元/千瓦時，光伏發電在發電側達到平價上網。(見圖表2)圖表2:未來10年我國光伏電價和常規電價走勢預測

資料來源:CREIA(中國資源綜合利用協會可再生能源專業委員會)3、2020年我國太陽能發電可望達到50吉瓦年均遞增2吉瓦

截至2010年底，我國太陽能發電累計裝機容量為890兆瓦。我國正在制定的“十二五”新能源專項規劃確定，“十二五”末太陽能發電裝機容量將達到1000萬千瓦，比此前的規劃翻了一番;到2020年，裝機容量將達到5000萬千瓦。業界認為，2020年我國5000萬千瓦的太陽能發電目標是合適的。

歐洲光伏工業協會預測，2020年歐洲光伏裝機的基本發展模式為100吉瓦，加速發展模式為200吉瓦，理想發展模式為400吉瓦，分別占歐洲電力總需求的4%、6%和12%;美國太陽能工業協會宣布，美國到2020年光伏裝機將達到300吉瓦，占全部電力需求的10%;日本計劃2020年光伏裝機容量達到28吉瓦，2030年為56吉瓦;印度計劃到2020年光伏發電裝機達到20吉瓦。

二、從光伏生產大國走向光伏強國我國需注意兩個問題

隨著光伏發電產業技術不斷進步、成本不斷下降，國內大規模應用的時機已經成熟。我國宜緊緊抓住目前的產業發展戰略機遇期，加快啟動國內光伏發電市場，形成國際國內協同拉動，提高我國光伏發電產業的國際競爭力，從光伏生產大國走向光伏強國。而要實現這個目標，我國在突破相關政策和機制障礙后，還需注意以下兩方面的問題。

1、重視太陽能發電行業標準的制定構建新能源產業國際競爭新優勢

調研時，多位專家表示，我國光伏行業對IEC(國際電工委員會，負責有關電工、電子領域的國際標準化工作)的參與度不夠。

王斯成表示，雖然我國光伏電池產量世界第一，在工程應用方面也做了很多工作，但使用的相關標準都是國外的。以前，我國光伏行業在IEC中只有兩個代表席位，并且幾乎沒有參加過IEC的標準制定活動。2011年5月，中國負責舉辦IECTC82年會，我國代表席位增加到12人，但在深度參與IEC國際標準的制定和參與標準草案的討論上還存在許多障礙，如標準草案下載權限問題，我國代表無法登陸Google平臺參與標準草案的討論問題等。

參與我國金太陽工程認證工作的鑒衡認證主任秦海巖告訴我們，我國光伏行業在國家標準和行業標準方面存在缺失，目前太陽能電池組件方面的標準還是1998年頒發實施的，對應的是IEC1993年出臺的標準;2005年IEC修訂并實施了新的標準，而我國的標準沒有及時跟蹤更新，生產企業由于產品95%以上出口國外，實際生產過程中都已采用國際標準。

因此，我國應積極對待IEC標準的制定工作，不但參與現有標準的討論和修訂，還要提出自己的標準提案。掌握了對標準的話語權才能進一步掌握對全行業的話語權，才能構建我國新能源產業的國際競爭新優勢。

2、加大技術研發投入和轉化力度提高光伏產業核心競爭力

近幾年，我國不斷加大光伏發電領域的技術研發，持續啟動的示范工程促進了科技成果產業化和規模化，從而使光伏發電成本持續大幅度下降。2009年我國光伏發電系統造價為22-30元/瓦，組件銷售價格14-18元/瓦;2010年光伏發電系統造價降到17-22元/瓦，組件銷售價格降為12-15元/瓦;2011年，光伏發電系統造價為進一步降至15-16元/瓦，組件銷售價格降至9-10元/瓦。

“十二五”期間，我國應繼續通過863、973等科研計劃，支持多線切割機、PECVD鍍膜設備、自動絲網印刷機等高端光伏電池生產設備和電子漿料、石英制品等基礎材料的技術攻關。積極推動建立產業技術戰略聯盟，集中資金和力量，突破瓶頸制約，提升總體研發水平，實現技術成果共享;構建以企業為主導、科研院所相配合的工業化的技術創新模式，加大對企業科研經費投入，引導其全面開展各類光伏發電技術研究，形成世界一流的研發能力，并通過示范工程建設積極支持光伏發電新產品、新技術迅速轉化為生產能力，改變以往產學研嚴重脫節、技術創新大多停留在實驗室的不良局面。

北京京東方能源科技有限公司總經理劉敬偉提醒說，當前由新技術、新產品引發的產業更新換代越來越快，我國晶硅電池產量已居世界第一，投入總量更是以百億、千億元計，需密切關注新技術可能引發的產業變革，提前做好足夠的核心技術儲備，避免重蹈電視產業老路。

王斯成指出，除了光伏發電，太陽能熱發電由于可以采用廉價的儲熱系統，做到連續穩定發電，克服太陽能固有的缺點，成為基礎負荷供電的基礎電力，亦應給予足夠重視。此外，我國還應重視太陽能中溫(80°C-250°C)熱利用的技術開發和產業發展。據悉，太陽能中溫熱利用主要用于太陽能采暖和熱驅動制冷，被稱為“沉睡的巨人”，具有非常廣闊的市場前景，歐盟預測到2050年歐洲采暖和空調市場的40%來自太陽能。

第三篇：太陽能發電公司介紹（定稿）

一

南京光環光伏系統工程有限公司

公司簡介當前的位置;關于光環>公司簡介

南京光環光伏系統工程有限公司是一家主要致力于發展太陽能發電系統集成的企業。作為一個光伏系統集成企業，我們擁有雄厚的技術力量與資金、不斷拓展的業務范圍、豐富的客戶資源和良好的資源整合能力。獨特的時代背景，賦予我們開發、發展綠色能源的使命，造就我們誠信、專注、效率和不斷創新的企業形象。公司經營范圍涵蓋：太陽能光伏系統的開發、咨詢、設計、施工、監理以及工程總承包。業務主要由光伏系統設備的設計、開發、采購、成套、安裝、調試及光伏系統工程項目的建設及運營等組成。我們建立并不斷完善一系列業務流程和管理制度，這些流程與制度包括：前期的策劃、方案選擇、可行性研究、工程設計、設備采購、項目管理、安裝施工、試調與系統維護等。

多年來，我們光環光伏系統工程有限公司在不斷地自我創新與追求中茁壯成長，時至今日積累了成熟的新型日照輻射數據生成技術、太陽能電池組件最佳傾角優化設計方法、光伏并網接入系統技術和全方位、模塊式光伏電站工程設計技術以及豐富的系統工程項目施工經驗等。

光環光伏系統工程有限公司不僅擁有高素質專業化人才隊伍，同時建立并不斷完善的組織結構和先進的項目管理模式，還設計開發大批性能穩定、質量優異的產品并突出執行項目后繼跟蹤服務。我們始終秉承客戶第一、服務至上的理念，堅守“我們為您想的更多”的態度以雄厚的光伏系統技術研發、工程設計能力和豐富的項目經驗來回報廣大客戶寄予的信賴。

二

系統集成當前的位置：產品展示>系統集成

中型光伏發電系統

介紹:

并網太陽能發電系統由光伏組件（方陣）、光伏并網逆變電源量裝置組成。光伏組件（方陣）將太陽能轉化為直流電能，通過并網逆變電源將直流電能轉化為與電網同頻同相的交流電能饋入電網。并網逆變電源是光伏并網發電系統的核心設備。

小型光伏發電系統

介紹:

小型光伏（并網/離網）發電系統集成是由太陽能電池組件、光伏控制器、逆變器、電能計量表以及蓄電池。可以為客戶提供直流電，或者給客戶家庭負載使用的交流電。發電系統配置靈活，應用廣泛。光環光伏系統工程有限公司擁有豐富的項目管理經驗和成...光伏建筑一體化

介紹:

光伏與建筑結合主要有BIPV和BAPV。BIPV是指將太陽能組件作為建筑構件或表面材料使用到建筑中的建筑形式，BAPV是指將太陽電池組件搭建在建筑表面的建筑形式。光伏建筑一體化系統由太陽電池組件、直流匯流箱、并網逆變器、隔離升壓變壓器、微...三

風光互補系統當前的位置：產品展示>系統集成>風光互補系統

風光互補發電系統是利用風能和太陽能的互補結合，提高供電的可靠性，提供照明和驅動電力，解決偏遠地區和電網供電成本較高的用電問題。風光互補發電系統主要是由風力發電機、支架、直流防雷匯流箱、變流器、并網逆變器等配置組成。

光環光伏系統工程有限公司一直致力于、環保、高效、節能的可靠綠色能源的開發和利用，積累了居多的光伏發電、風力發電系統的設計、設備供貨、安裝施工、調試和維護的工作經驗，可以根據用戶用電負荷特性，進行當地太陽能和風能資源的評價，結合實際合理優化配置風光發電系統，為客戶提供經濟、可靠的智能風光互補系統解決方案。解決方案介紹

△ 結合用戶用電負荷性與當地太陽能、風能資源分析、提供風光互補優化配置方案 △ 采用風光合一的調度與監控系統，實現柔性并網發電，建設對電網的沖擊

四

逆變器當前的位置：產品展示>逆變器

光伏并網發電逆變器

介紹:

太陽能發電系統可以分為兩類。一類是并網發電系統，即和公用電網通過標準接口相連接，像一個小型的發電廠；另一類是獨立式發電系統，即在自己的閉路系統內部形成電路。光伏并網發電系統由光伏組件（方陣）、光伏并網逆變器及計量裝置組...光伏離網發電逆變器

介紹:

離網型光伏發電系統是一種由光伏組件通過控制設備給蓄電池蓄能從而向負載定時提供交直流電能的光伏發電系統，包括電站型和戶用型兩種發電系統。主要由光伏組件、控制器、逆變器、控制逆變一體化電源、蓄電池組等設備組成。逆變器負責把直流...光伏發電控制器

介紹:

光伏控制器利用太陽能電池將太陽能轉化為電能并貯存于電池內部，可為牧區、邊防、海島提供照明，也可作為移動通信基站、微波站等的直流電源。控制器是有效控制太陽能發出的電向蓄電池充電,蓄電池向負載放電,使蓄電池在安全工作電壓、電流范圍內...五

組件當前的位置：首頁>產品展示>組件 組件當前的位置：首頁>產品展示>組件

多晶硅太陽能電池組件

介紹:

△ 分為單晶硅太陽能電池組件和多晶硅太陽能電池組件，以及薄膜太陽能組件 △ 由高品質的原材料組裝而成 △ 鋼化玻璃、保護后板和丁基凝膠等，能有效地防止進水 △ 牢固的陽極氧化鋁框架 △ 通過了安全測試，保障了組件可以在各...單晶硅太陽能電池組件

介紹:

△ 分為單晶硅太陽能電池組件和多晶硅太陽能電池組件，以及薄膜太陽能組件 △ 由高品質的原材料組裝而成 △ 鋼化玻璃、保護后板和丁基凝膠等，能有效地防止進水 △ 牢固的陽極氧化鋁框架 △ 通過了安全測試，保障了組件可以在各...薄膜太陽能組件

介紹:

轉化效率高，穩定轉化效率大于7%，達到國際領先水平：發電量高，每片電池片功率95W以上，同等裝機功率較晶硅電池可以多發15%左右的電量：產品重量輕，光伏系統應用安裝成本低。

公司文化當前的位置：首頁>關于光環>公司文化 核心價值

六

誠信：交流和合作的基石

專注：專心精琢光伏事業，關注時代與技術進步

效率：趕超時代步伐，響應客戶及時需求

創新：始終不渝尋求進步，追求卓越 光環使命

為用戶提供性價比高的產品和最優質的技術服務

使光環在品牌、用戶滿意度、經營業績方面成為同行業的領先者 光環愿景

成為最優秀的系統集成商和產品提供商 價值觀念 ?員工觀念

員工是最重要的資

在信任和尊重基礎上的員工管理理念

為職工和管理人員提供自由交流的環境，考慮員工利益，激勵員工，保證公平等等 ?效率觀念

精確預算；制度嚴格；開放而切題的溝通交流 ?競爭觀念

結果導向；保證能力；確定方向；實施負責 ?上線和下線觀念

促進銷售，銷售和銷售；降低成本，成本和成本 文化及使命

七

光環的使命：共鑄陽光基業,成就陽光未來

光環的性格：誠信,簡單,效率,可依賴

用戶導向：堅持以用戶需求為導向

分享：不斷學習總結并積極分享

求實：堅持坦誠和實事求是的作風

系統：從系統的角度思考解決問題

卓越：擁抱挑戰和變化，追求卓越

惜時：珍惜并善于管理時間

第四篇：太陽能發電系統簡介

太陽能發電系統

太陽能發電系統

太陽能發電系統由太陽能電池組、太陽能控制器、蓄電池（組）組成。如輸出電源為交流220V或110V，還需要配置逆變器。

系統分類

太陽能發電系統分為離網發電系統與并網發電系統：

1、離網發電系統：主要由太陽能電池組件、控制器、蓄電池組成，如輸出電源為交流220V或110V，還需要配置逆變器。

2、并網發電系統就是太陽能組件產生的直流電經過并網逆變器轉換成符合市電電網要求的交流電這后直接接入公共電網。并網發電系統有集中式大型并網電站一般都是國家級電站，主要特點是將所發電能直接輸送到電網，由電網統一調配向用戶供電。但這種電站投資大、建設周期長、占地面積大，還沒有太大發展。而分散式小型并網發電系統，特別是光伏建筑一體化發電系統，由于投資小、建設快、占地面積小、政策支持力度大等優點，是并網發電的主流。

折疊系統

可移動的折疊式太陽能發電系統，主要由箱體（1）、太陽能電池板（2）、U型槽邊框（3）、滑輪組

（4）、箱體內滑軌（5）、箱體內滑軌支架（6）、箱體車輪支座（7）、箱體車輪（8）、隔離保護墊（9）、箱體外滑軌（10）、箱體外滑軌支架（11）和三相鏈接件（12）組成，其特征在于：太陽能電池板（2）、U型槽邊框（3）、滑輪組（4）、箱體內滑軌（5）、箱體內滑軌支架（6）、隔離保護墊（9）、箱體外滑軌（10）、箱體外滑軌支架（11）和三相鏈接件（12）設置在箱體（1）內，箱體車輪支座（7）和箱體車輪（8）設置在箱體（1）底板（11）外底面，呈一體式的箱體結構，結構緊湊，供電量大，能夠快速完成安裝使用和快速撤離現場.太陽能電池板

分類 晶體硅電池板：多晶硅太陽能電池、單晶硅太陽能電池。

[1]

太陽能電池板

非晶硅電池板：薄膜太陽能電池、有機太陽能電池。化學染料電池板：染料敏化太陽能電池。（1）單晶硅太陽能電池

單晶硅太陽能電池的光電轉換效率為15%左右，最高的達到24%，這是所有種類的太陽能電池中光電轉換效率最高的，但制作成本很大，以致于它還不能被普遍地使用。由于單晶硅一般采用鋼化玻璃以及防水樹脂進行封裝，因此其堅固耐用，使用壽命一般可達15年，最高可達25年。

（2）多晶硅太陽能電池

多晶硅太陽電池的制作工藝與單晶硅太陽電池差不多，但是多晶硅太陽能電池的光電轉換效率則要降低不少，其光電轉換效率約12%左右(2004年7月1日日本夏普上市效率為14.8%的世界最高效率多晶硅太陽能電池)。從制作成本上來講，比單晶硅太陽能電池要便宜一些，材料制造簡便，節約電耗，總的生產成本較低，因此得到大量發展。此外，多晶硅太陽能電池的使用壽命也要比單晶硅太陽能電池短。從性能價格比來講，單晶硅太陽能電池還略好。（3）非晶硅太陽能電池

非晶硅太陽電池是1976年出現的新型薄膜式太陽電池，它與單晶硅和多晶硅太陽電池的制作方法完全不同，工藝過程大大簡化，硅材料消耗很少，電耗更低，它的主要優點是在弱光條件也能發電。但非晶硅太陽電池存在的主要問題是光電轉換效率偏低，國際先進水平為10%左右，且不夠穩定，隨著時間的延長，其轉換效率衰減。（4）多元化合物太陽電池

多元化合物太陽電池指不是用單一元素半導體材料制成的太陽電池。各國研究的品種繁多，大多數尚未工業化生產，主要有以下幾種：a)硫化鎘太陽能電池b)砷化鎵太陽能電池c)銅銦硒太陽能電池(新型多元帶隙梯度Cu(In, Ga)Se2薄膜太陽能電池)Cu(In, Ga)Se2是一種性能優良太陽光吸收材料，具有梯度能帶間隙（導帶與價帶之間的能級差）多元的半導體材料，可以擴大太陽能吸收光譜范圍，進而提高光電轉化效率。以它為基礎可以設計出光電轉換效率比硅薄膜太陽能電池明顯提高的薄膜太陽能電池。可以達到的光電轉化率為18%，而且，此類薄膜太陽能電池到目前為止，未發現有光輻射引致性能衰退效應（SWE），其光電轉化效率比商用的薄膜太陽能電池板提高約50~75%，在薄膜太陽能電池中屬于世界的最高水平的光電轉化效率。

控制器

太陽能控制器是由專用處理器CPU、電子元器件、顯示器、開關功率管等組成。

太陽能控制器

■ 主要特點：

1、使用了單片機和專用軟件，實現了智能控制；

2、利用蓄電池放電率特性修正的準確放電控制。放電終止電壓是由放電率曲線修正的控制點，消除了單純的電壓控制過放的不準確性，符合蓄電池固有的特性，即不同的放電率具有不同的終止電壓。

3、具有過充、過放、電子短路、過載保護、獨特的防反接保護等全自動控制；以上保護均不損壞任何部件，不燒保險；

4、采用了串聯式PWM充電主電路，使充電回路的電壓損失較使用二極管的充電電路降低近一半，充電效率較非PWM高3%-6%，增加了用電時間；過放恢復的提升充電，正常的直充，浮充自動控制方式使系統由更長的使用壽命；同時具有高精度溫度補償；

5、直觀的LED發光管指示當前蓄電池狀態，讓用戶了解使用狀況；

6、所有控制全部采用工業級芯片（僅對帶I工業級控制器），能在寒冷、高溫、潮濕環境運行自如。同時使用了晶振定時控制，定時控制精確。

7、取消了電位器調整控制設定點，而利用了E方存儲器記錄各工作控制點，使設置數字化，消除了因電位器震動偏位、溫漂等使控制點出現誤差降低準確性、可靠性的因素；

8、使用了數字LED顯示及設置，一鍵式操作即可完成所有設置，使用極其方便直觀的作用是控制整個系統的工作狀態，并對蓄電池起到過充電保護、過放電保護的作用。在溫差較大的地方，合格的控制器還應具備溫度補償的功能。其他附加功能如光控開關、時控開關都應當是控制器的可選項；

蓄電池

蓄電池的作用是在有光照時將太陽能電池板所發出的電能儲存起來，到需要的時候再釋放出來。太陽能蓄電池是‘蓄電池’在太陽能光伏發電中的應用，采用的有鉛酸免維護蓄電池、普通鉛酸蓄電池,膠體蓄電池和堿性鎳鎘蓄電池四種。國內被廣泛使用的太陽能蓄電池主要是：鉛酸免維護蓄電池和膠體蓄電池,這兩類蓄電池，因為其固有的“免”維護特性及對環境較少污染的特點,很適合用于性能可靠的太陽能電源系統,特別是無人值守的工作站。

逆變器

為能向220VAC的電器提供電能，需要將太陽能發電系統所發出的直流電能轉換成交流電能，因此需要使用DC-AC逆變器。逆變器又分為離網逆變器和并網逆變器。

設計因素

太陽能發電系統的設計需要考慮的因素：

吉光光電

1、太陽能發電系統在哪里使用？該地日光輻射情況如何？

2、系統的負載功率多大？

3、系統的輸出電壓是多少，直流還是交流？

4、系統每天需要工作多少小時？

5、如遇到沒有日光照射的陰雨天氣，系統需連續供電多少天？

6、負載的情況，純電阻性、電容性還是電感性，啟動電流多大？

7、系統需求的數量。

創世紀

太陽能發電有更加激動人心的計劃。一是日本提出的創世紀計劃。準備利用地面上沙漠和海洋面積進行發電，并通過超導電纜將全球太陽能發電站聯成統一電網以便向全球供電。據測算，到2000年、2050年、2100年，即使全用太陽能發電供給全球能源，占地也不過為 65.11萬平方公里、186.79萬平方公里、829.19萬平方公里。829.19萬平方公里才占全部海洋面積 2.3%或全部沙漠的 51.4%，甚至才是撒哈拉沙漠的 91.5%。因此這一方案是有可能實現的。

天上發電

早在1980年美國宇航局和能源部就提出在空間建設太陽能發電站設想，準備在同步軌道上放一個長10公里、寬5公里的大平板，上面布滿太陽電池，這樣便可提供500萬千瓦電力。但這需要解決向地面無線輸電問題。現已提出用微波束、激光束等各種方案。雖已用模型飛機實現了短距離、短時間、小功率的微波無線輸電，但離真正實用還有漫長的路程。

科技中心

隨著我國技術的發展，在2006年，中國有三家企業進入了全球前十名，標志著中國將成為全球新能源科技的中心之一，世界上太陽能光伏的廣泛應用，導致了缺乏的是原材料的供應和價格的上漲，我們需要將技術推廣的同時，必須采用新的技術，以便大幅度降低成本，為這一新能源的長遠發展提供原動力！

太陽能

太陽能的使用主要分為幾個方面：家庭用小型太陽能電站、大型并網電站、建筑一體化光伏玻璃幕墻、宇翔太陽能路燈、風光互補路燈、風光互補供電系統等，主要的應用方式為建筑一體化和風光互補系統。電池生產

世界已有近200家公司生產太陽能電池，但生產設備廠主要在日企之手。

韓國三星、LG都表示了積極參與的愿望，中國海峽兩岸同樣十分熱心。據報道，我國臺灣2008年結晶硅太陽能電池生產能力達2．2GW，以后將以每年1Gw生產能力擴大，當年并開始生產薄膜太陽能電池，將大力增強，臺灣期待向歐洲“太陽能電池大國”看齊。2010年各國及地區有1GW以上生產計劃的太陽能電池廠商有日本Sharp，德國Q—Cells，Scho~Solar，挪威RWESolar，中國SuntechPower等5家公司，其余7家500MW以上生產能力的公司。

電池市場

世界太陽能電池市場高歌猛進，一片大好，但百年不遇的金融風暴帶來的經濟危機，同樣是壓在太陽能電池市場頭上的一片烏云，主要企業如德國Q—Cells的業績應聲下調，世界太陽電地市場也會因需求疲軟、石油價格下降而競爭力反提升等不利因素而下挫。但與此同時，人們也看到美國．奧巴馬上臺后即將施行GreenNewDeal政策，包括其內的綠色能源計劃可有1500億美元的補助資金，日本也將推行補助金制度來繼續普及太陽能電池的應用。

當前，中國太陽能電池企業之前約90%的產量供應海外市場，主要面向歐洲國家及美國，但隨著歐債危機持續發酵，美國商務部也于2012年3月份作出了對華太陽能電池產品反補貼調查的初裁，認定中國涉案企業存在2.9%-4.73%不等的補貼幅度，并追溯90天征稅。這些因素直接影響到了這些企業的業績，因此相關企業及時做出了經營戰略調整，轉投中國本土市場。2011年7月，中國政府公布了太陽能光伏發電上網電價，受此影響，多家企業開始計劃在國內興建大規模太陽能發電站，中國太陽能電池企業將重點轉向開拓本土市場。中國有800多家太陽能電池企業，預計今后在本土市場的競爭將十分激烈。

應用領域

一、用戶太陽能電源：（1）小型電源10-100W不等，用于邊遠無電地區如高原、海島、牧區、邊防哨所等軍民生活用電，如照明、電視、收錄機等；（2）3-5KW家庭屋頂并網發電系統；（3）光伏水泵：解決無電地區的深水井飲用、灌溉。

二、交通領域如航標燈、交通/鐵路信號燈、交通警示/標志燈、宇翔路燈、高空障礙燈、高速公路/鐵路無線電話亭、無人值守道班供電等。

三、通訊/通信領域：太陽能無人值守微波中繼站、光纜維護站、廣播/通訊/尋呼電源系統；農村載波電話光伏系統、小型通信機、士兵GPS供電等。

四、石油、海洋、氣象領域：石油管道和水庫閘門陰極保護太陽能電源系統、石油鉆井平臺生活及應急電源、海洋檢測設備、氣象/水文觀測設備等。

五、家庭燈具電源：如庭院燈、路燈、手提燈、野營燈、登山燈、垂釣燈、黑光燈、割膠燈、節能燈等。

六、光伏電站：10KW-50MW獨立光伏電站、風光（柴）互補電站、各種大型停車廠充電站等。

七、太陽能建筑將太陽能發電與建筑材料相結合，使得未來的大型建筑實現電力自給，是未來一大發展方向。

八、其他領域包括：（1）與汽車配套：太陽能汽車/電動車、電池充電設備、汽車空調、換氣扇、冷飲箱等；（2）太陽能制氫加燃料電池的再生發電系統；（3）海水淡化設備供電；（4）衛星、航天器、空間太陽能電站等。特點

太陽能取之不盡，用之不竭。據估算，一年之中投射到地球的太陽能，其能量相當于137萬億噸標準煤所產生的熱量，大約為全球一年內利用各種能源所產生能量的兩萬倍。

二、太陽能在轉換過程中不會產生危及環境的污染。

三、太陽能資源遍及全球，可以分散地、區域性地開采。我國約有2/3的地區可以較好利用太陽能資源。

四、光伏發電是間歇性的，有陽光時才發電，且發電量與陽光的強弱成正比關系。

五、光伏發電是靜態運行，沒有運動部件，壽命長，無需或極少需要維護。

六、光伏系統模塊化，可以安裝在靠近電力消耗的地方，在遠離電網的地區，可以降低輸電和配電成本，增加供電設施的可靠性。

優缺點

優點

1、太陽能取之不盡，用之不竭，地球表面接受的太陽輻射能，能夠滿足全球能源需求的1萬倍。只要在全球4%沙漠上安裝太陽能光伏系統，所發電力就可以滿足全球的需要。太陽能發電安全可靠，不會遭受能源危機或燃料市場不穩定的沖擊；

2、太陽能隨處可處，可就近供電，不必長距離輸送，避免了長距離輸電線路的損失；

3、太陽能不用燃料，運行成本很低；

4、太陽能發電沒有運動部件，不易用損壞，維護簡單，特別適合于無人值守情況下使用；

5、太陽能發電不會產生任何廢棄物，沒有污染、噪聲等公害，對環境無不良影響，是理想的清潔能源；

6、太陽能發電系統建設周期短，方便靈活，而且可以根據負荷的增減，任意添加或減少太陽能方陣容量，避免浪費。

缺點

1、地面應用時有間歇性和隨機性，發電量與氣候條件有關，在晚上或陰雨天就不能或很少發電；

2、能量密度較低，標準條件下，地面上接收到的太陽輻射強度為1000W/M^2。大規格使用時，需要占用較大面積；

3、價格仍比較貴，為常規發電的3~15倍，初始投資高。

控制板

結合太陽能發電系統控制板的研發案例，針對并聯多個太陽能電池板的系統進行調整的問題，以下就降低成本和增設并聯個數的方法進行介紹。1 系統概要

圖1為大規模太陽能發電系統的原理框圖。

該系統的特點是，太陽能電池板和單元逆變器分組與系統相連(AC連接)，將系統保護等信息匯總后作為信號發送到主控制器，并由此控制器控制各單元逆變器(通過RS485通信連接到菊花鏈連接)。

每個單元逆變器的控制部分如圖2所示。

通過使用本公司的標準DSP基板(PE—PR0/C32)，可實現以上規格的MPPT控制及系統聯合。在該基板的基礎上添加通信等功能后形成圖2所示的控制板部分。電源部分由終端用戶設計制作。主電路如圖3所示。2 研發案例

當日寸進行設計時，是在本公司的標準產品DSP基板的基礎上進行研發的，因此研發試樣機器只用了3個月，大大縮短了研發時間，并很快進入測試階段(PE—PR0/C32：DSP使用TI公司的高速浮動小數點型DSP TMS320C32)。

圖3為主電路

同時，為了降低銷售成本，我們又設計開發了使用瑞薩公司的RISC CPU SH7065(固定小數點型)的新控制基板。通過使用RISC CPU，在配置上可以削減A/D變換器等昂貴的部件，使切換更流暢。

基于本公司的開發系統，核心芯片由DSP(TMS320C32)變為RISC CPU(SH7065)的過程中，無需因考慮電脈沖計數等因素而大幅修改程序。這是因為其采用了特有的模擬浮動小數點，使固定小數點和浮動小數點之間的程序轉移變得簡單。而這些都可以通過本公司的標準庫(PEOS)來實現。3 結束語

至今為止，單元逆變器的控制板在日本國內的銷售已經超過300套，仍在持續生產中。通過本公司的開發系統，我們相信完全能夠協助用戶在開發產品的過程中縮短研發時間，早日實現量產，并提高產品質量。

第五篇：屋頂光伏發電同意書

屋頂光伏發電項目同意書

為了響應國家新能源的發展和將來空氣的質量，本人也決定在所屬的蘇州高新區東渚鎮鎮湖街道寺橋街寺弄里12號的公共商品房頂安裝太陽能板首期項目為5KW項目后期項目預計鋪滿整個南面屋頂。

望各位業主同意本人申請的光伏項目，由于本商品房為鎮湖第一個商品房只有獨棟一棟。所以無物業全部大家自己管理的望供電部門通過申請。

本棟商品房共計8戶以下為各業主同意簽字：

申請人： 2016年5月10號