第一篇：我國分省區光伏項目開發建設指南—吉林

我國分省區光伏項目開發建設指南—吉林

一、資源概況

吉林省太陽能資源較為豐富，全省多年平均日照時數為2200～3000小時，年太陽總輻射量為5051.7兆焦耳/平方米，太陽能資源屬于國家Ⅱ類資源區。

由于省內各地區間天氣條件差異較大，日照時數的地理分布不均勻，總趨勢由西向東遞減，山地低于平原，東部低于西部。西部地區太陽能資源最為豐富，年日照時數為2800-3000小時，年太陽總輻射量達到5200兆焦耳/平方米以上；中部的長春、四平地區次之，年日照時數為2600-2800小時，年太陽總輻射量達到5000-5200兆焦耳/平方米；東部山區最少，年日照時數為2150-2500小時，年太陽總輻射量達到4672-4800兆焦耳/平方米。

二、電價及補貼政策

1、國家政策

我國發展太陽能光伏以來，光伏電價進行了多次調整，目前我國光伏的電價及補貼電價政策是根據2013年8月26日國家發展改革委發布的《國家發展改革委關于發揮價格杠桿作用促進光伏產業健康發展的通知》（發改價格[2013]1638號）確定的。通知按照光伏電站和分布式光伏項目分別確定電價。

地面光伏電站：根據各地太陽能資源條件和建設成本，將全國分為三類太陽能資源區，相應制定光伏電站標桿上網電價。

圖1：全國光伏電站標桿上網電價表

分布式光伏：對分布式光伏發電實行按照全電量補貼的政策，電價補貼標準為每千瓦時0.42元（含稅，下同），通過可再生能源發展基金予以支付，由電網企業轉付；其中，分布式光伏發電系統自用有余上網的電量，由電網企業按照當地燃煤機組標桿上網電價收購。

2014年9月2日，國家能源局發布《國家能源局關于進一步落實分布式光伏發電有關政策通知》（國能新能[2014]406號）提出，鼓勵開展多種形式的分布式光伏發電應用，比如大型公建、農業設施等，并鼓勵各級地方政府在國家補貼基礎上制定配套財政補貼政策，同時對分布式光伏發電提出了新的模式：利用建筑屋頂及附屬場地建設的分布式光伏發電項目，在項目備案時可選擇“自發自用、余電上網”或“全額上網”中的一種模式。“全額上網”項目的全部發電量由電網企業按照當地光伏電站標桿上網電價收購。已按“自發自用、余電上網”模式執行的項目，在用電負荷顯著減少（含消失）或供用電關系無法履行的情況下，允許變更為“全額上網”模式，項目單位要向當地能源主管部門申請變更備案，與電網企業簽訂新的并網協議和購售電合同，電網企業負責向財政部和國家能源局申請補貼目錄變更。在地面或利用農業大棚等無電力消費設施建設、以35千伏及以下電壓等級接入電網（東北地區66千伏及以下）、單個項目容量不超過2萬千瓦且所發電量主要在并網點變電臺區消納的光伏電站項目，納入分布式光伏發電規模指標管理，執行當地光伏電站標桿上網電價。

2、吉林地方政策

根據《吉林省關于加快光伏產品應用促進產業健康發展的建議（128號）》，吉林省對光伏發電項目所發電量，實行按照電量補貼的政策，補貼標準在國家規定的基礎上，省再補貼0.15元/千瓦時。同時，在吉林省內的光伏產品設備生產制造企業研發費用符合有關條件的，可按照稅法規定在計算應納稅所得額時加計扣除。企業兼并重組符合條件的，可以按照現行稅收政策規定，享受稅收優惠政策。省可再生能源發展專項和建筑節能專項資金，對光伏發電項目給予一定的投資補助。

三、經濟性評價

吉林省屬于太陽能資源較豐富區域，為Ⅱ類資源區，光伏地面電站對應的標桿電價為0.95元/kWh，分布式執行0.42元/kWh的電價補貼。假設光伏的項目的單位造價為9400元，年滿發小時數可達1400小時。

1、地面電站財務指標情況

測算條件：單位千瓦造價為9400元，年滿發小時數為1400小時，地面電站裝機容量為10MW，電價為0.95元/kWh，項目融資前稅前收益率在9.76%之間，投資回收期在9.3年之間，項目具有較好的盈利能力。具體見下表。

表1：光伏電站項目財務指標表

2、分布式光伏項目

測算條件：假設分布式項目裝機容量為1MW。如采用全部上網模式，上網電價為0.95元/kWh；采用自發自用，余電上網，自發自用部分電價為售電價格+0.42元/kWh，上網部分為當地燃煤標桿電價+0.42元/kWh；全部自發自用，電價為售電價格+0.42元/kWh。根據吉林省電網售電價表，最高的售電價格為一般工商業用電——0.9470元/kWh，因此分布式項目選擇自發自用收益最高。以此計算項目融資前稅前收益率在12.81%之間，投資回收期在7.81年之間，項目具有較好的盈利能力。具體見下表。

2：分布式光伏項目財務指標表

四、申報/核準流程

1、吉林省審批流程

目前，吉林省對光伏項目實行總體控制，省級發改或能源局對光伏發電項目實行總量控制，對光伏項目實行屬地化備案管理，即裝機規模由省級發改或能源局下達到各市、縣（市），實行動態調整，具體光伏發電項目由項目所在地（縣、市）發改部門進行備案管理。根據《吉林省能源局關于下達2015年度光伏發電建設實施方案的通知》（吉能新能[2015]60號）對屋頂光伏分布式發電項目及全部自發自用的地面分布式光伏發電項目不限制建設規模，各地能源主管部門隨時受理項目備案，電網企業及時辦理并網手續，項目建成后即納入補貼范圍。

2、光伏電站項目申報資料（1）申請報告（可研深度）；（2）項目備案表；（3）規劃選址意見；

（4）土地預審意見（需征用土地的項目）；（5）電網接入方案意見；

（6）發展改革部門認為必要的其他說明材料。

第二篇：寧夏自治區光伏項目開發建設指南

寧夏自治區光伏項目開發建設指南

一、資源概況

寧夏太陽能資源豐富，全區年平均太陽總輻射量約為5781MJ/㎡，其空間分布特征是北部多于南部，南北相差約1000MJ/㎡，引黃灌區與中部干旱帶的鹽池、同心地區太陽輻射能較高且分布較均勻,在5864-6100MJ/㎡之間，其中靈武、同心最大，達6100MJ/㎡以上，即使年輻射量相對較少的固原地區,太陽輻射總量也在4947-5641MJ/㎡之間。寧夏地區太陽能輻射其年、季、月變化特征較為明顯，以夏季最高、春秋兩季次之、冬季最低，6月是寧夏各地月總輻射的最大月，達620-729MJ/㎡，12月是全區月輻射量最少的月，僅占6月的40%左右。

二、電價及補貼政策

我國發展太陽能光伏以來，光伏電價進行了多次調整，目前我國光伏的電價及補貼電價政策是根據2013年8月26日國家發展改革委發布的《國家發展改革委關于發揮價格杠桿作用促進光伏產業健康發展的通知》（發改價格[2013]1638號）確定的。通知按照光伏電站和分布式光伏項目分別確定電價。

地面光伏電站：根據各地太陽能資源條件和建設成本，將全國分為三類太陽能資源區，相應制定光伏電站標桿上網電價。

圖1：全國光伏電站標桿上網電價表

分布式光伏：對分布式光伏發電實行按照全電量補貼的政策，電價補貼標準為每千瓦時0.42元（含稅，下同），通過可再生能源發展基金予以支付，由電網企業轉付；其中，分布式光伏發電系統自用有余上網的電量，由電網企業按照當地燃煤機組標桿上網電價收購。2014年9月2日，國家能源局發布《國家能源局關于進一步落實分布式光伏發電有關政策通知》（國能新能[2014]406號）提出，鼓勵開展多種形式的分布式光伏發電應用，比如大型公建、農業設施等，并鼓勵各級地方政府在國家補貼基礎上制定配套財政補貼政策，同時對分布式光伏發電提出了新的模式：利用建筑屋頂及附屬場地建設的分布式光伏發電項目，在項目備案時可選擇“自發自用、余電上網”或“全額上網”中的一種模式。“全額上網”項目的全部發電量由電網企業按照當地光伏電站標桿上網電價收購。已按“自發自用、余電上網”模式執行的項目，在用電負荷顯著減少（含消失）或供用電關系無法履行的情況下，允許變更為“全額上網”模式，項目單位要向當地能源主管部門申請變更備案，與電網企業簽訂新的并網協議和購售電合同，電網企業負責向財政部和國家能源局申請補貼目錄變更。在地面或利用農業大棚等無電力消費設施建設、以35千伏及以下電壓等級接入電網（東北地區66千伏及以下）、單個項目容量不超過2萬千瓦且所發電量主要在并網點變電臺區消納的光伏電站項目，納入分布式光伏發電規模指標管理，執行當地光伏電站標桿上網電價

三、經濟性評價

寧夏自治區屬于太陽能資源豐富區域，為I類資源區，光伏地面電站對應的標桿電價為0.90元/kWh，分布式執行0.42元/kWh的電價補貼。

1、地面電站財務指標情況

測算條件：單位千瓦造價為9400元，年滿發小時數為1400小時，地面電站裝機容量為10MW，電價為0.90元/kWh，根據計算，項目融資前稅前收益率在8.76%之間，投資回收期在9.86年之間，項目具有較好的盈利能力。

表1：I類資源區地面光伏電站財務指標表

2、分布式項目財務指標情況

測算條件：如采用全部上網模式，上網電價為0.90元/kWh；采用自發自用，余電上網，自發自用部分電價為售電價格+0.42元/kWh，上網部分為當地燃煤標桿電價+0.42元/kWh；全部自發自用，電價為售電價格+0.42元/kWh。根據寧夏自治區電網售電價表，最高的售電價格為一般工商業用電——0.7340元/kWh，因此分布式項目選擇全部自發自用收益最高。以此計算項目融資前稅前收益率在9.74%之間，投資回收期在8.3年之間，項目具有較好的盈利能力。

表2：I類資源區工商業分布式光伏電站財務指標表

四、申報/核準流程

1、審批流程

地面光伏電站項目和分布式光伏發電項目申報需符合國家下達寧夏及自治區下達項目所在市的規模指標和實施方案。2014年寧夏發改委對自治區內太陽能光伏電站項目審批進行改革，實行備案管理，對已經取得同意開展前期工作的光伏電站項目，由項目所在市、縣(區)發展改革委(局)提出備案申請報自治區發展改革委備案。

2、光伏電站項目申報資料

（1）申請報告（可研深度）；（2）項目備案表；（3）規劃選址意見；

（4）土地預審意見（需征用土地的項目）；（5）環境影響評價意見；（6）電網接入方案意見；

（7）發展改革部門認為必要的其他說明材料。

第三篇：陜西省光伏開發指南

陜西省光伏開發指南

一、資源概況

陜西全省年平均太陽總輻射量為4100～5600MJ/m2，年峰值日照時數為1150～1550h，年平均日照時數在1270～2900小時，日照百分率在28％～64％之間。其空間分布特征是北部多于南部，南北總輻射量相差1400MJ/m2，高值區位于陜北長城沿線一帶，年太陽總輻射量為5100-5600MJ/m2；低值區主要分布于陜南大巴山區，年太陽總輻射量為4100-4300MJ/m2。夏季總輻射量最大，占到總輻射量的近40%，冬季總輻射量最小，表現出四季分布的不對稱性。

二、電價及補貼政策

1、國家政策

我國發展太陽能光伏以來，光伏電價進行了多次調整，目前我國光伏的電價及補貼電價政策是根據2013年8月26日國家發展改革委發布的《國家發展改革委關于發揮價格杠桿作用促進光伏產業健康發展的通知》（發改價格[2013]1638號）確定的。通知按照光伏電站和分布式光伏項目分別確定電價。

地面光伏電站：根據各地太陽能資源條件和建設成本，將全國分為三類太陽能資源區，相應制定光伏電站標桿上網電價。

圖1：全國光伏電站標桿上網電價表 分布式光伏：對分布式光伏發電實行按照全電量補貼的政策，電價補貼標準為每千瓦時0.42元（含稅，下同），通過可再生能源發展基金予以支付，由電網企業轉付；其中，分布式光伏發電系統自用有余上網的電量，由電網企業按照當地燃煤機組標桿上網電價收購。

2014年9月2日，國家能源局發布《國家能源局關于進一步落實分布式光伏發電有關政策通知》（國能新能[2014]406號）提出，鼓勵開展多種形式的分布式光伏發電應用，比如大型公建、農業設施等，并鼓勵各級地方政府在國家補貼基礎上制定配套財政補貼政策，同時對分布式光伏發電提出了新的模式：利用建筑屋頂及附屬場地建設的分布式光伏發電項目，在項目備案時可選擇“自發自用、余電上網”或“全額上網”中的一種模式。“全額上網”項目的全部發電量由電網企業按照當地光伏電站標桿上網電價收購。已按“自發自用、余電上網”模式執行的項目，在用電負荷顯著減少（含消失）或供用電關系無法履行的情況下，允許變更為“全額上網”模式，項目單位要向當地能源主管部門申請變更備案，與電網企業簽訂新的并網協議和購售電合同，電網企業負責向財政部和國家能源局申請補貼目錄變更。在地面或利用農業大棚等無電力消費設施建設、以35千伏及以下電壓等級接入電網（東北地區66千伏及以下）、單個項目容量不超過2萬千瓦且所發電量主要在并網點變電臺區消納的光伏電站項目，納入分布式光伏發電規模指標管理，執行當地光伏電站標桿上網電價。

2、陜西地方政策

2014年12月4日，陜西省人民政府下發了《關于示范推進分布式光伏發電實施意見》（陜政發〔2014〕37號）。陜西省將從2014年起連續3年，按每年約100兆瓦規模，通過屋頂發電、建筑一體化等方式建設分布式光伏電站。按照1元/瓦標準給予分布式光伏電站建設主體一次性補助，同時鼓勵市、縣財政安排資金對光伏發電項目給予補貼。

三、經濟性評價

陜西省北部地區太陽能資源明顯高于南部地區。按照全國光伏電站標桿上網電價劃分，包括Ⅱ類和Ⅲ類兩個資源區，其中陜西榆林、延安屬于Ⅱ類資源區，陜西省其他地區屬于Ⅲ類資源區，對應的標桿電價分別為0.95元/kWh和1元/kWh；分布式執行0.42元/kWh的電價補貼。

1、Ⅱ類資源區情況（1）地面電站財務指標情況 測算條件：單位千瓦造價為9400元，裝機容量為10MW，年滿發小時數為1500h，電價為0.95元/kWh 表1：Ⅱ類資源區地面光伏電站財務指標表

（2）分布式項目財務指標情況 測算條件：裝機容量為1MW，年滿發小時數為1400小時，一般工商業電價，全部自發自用。

表2：Ⅱ類資源區工商業分布式光伏電站財務指標表

2、Ⅲ類資源區情況（1）地面電站財務指標情況 測算條件：單位千瓦造價為9400元，裝機容量為10MW，年滿發小時數為1400h，電價為1元/kWh。

表1：Ⅲ類資源區地面光伏電站財務指標表（2）分布式項目財務指標情況

測算條件：裝機容量為1MW，年滿發小時數為1400小時，一般工商業電價，全部自發自用。

表3：Ⅲ類資源區工商業分布式光伏電站財務指標表

四、申報/核準流程

1、陜西省審批流程

地面光伏電站項目和分布式光伏發電項目申報需符合陜西省光伏發電項目布局、國家下達陜西省及省下達項目所在市的規模指標和實施方案。

地面光伏電站項目由光伏電站投資企業編制申請報告，向項目屬地縣（區）發改局提出申請，縣（區）發改局初審后報送市發改委，市發改委審查后向陜西省發改委申報，陜西省發改委依據國家和陜西省光伏電站項目備案計劃予以備案。

分布式光伏發電項目按照屬地原則實行分級備案制。向項目屬地縣（區）發改局提出申請，縣（區）發改局初審后報送市發改委，項目符合要求的，市發改委根據《陜西省企業投資項目備案暫行管理辦法》予以備案。單個不大于10千瓦的個人或家庭分布式光伏發電項目，采用登記制管理，僅需填報備案登記表。

2、光伏電站項目申報資料

（1）申請報告（可行性研究報告深度）；（2）項目備案表；（3）規劃選址意見；

（4）土地預審意見（需征用土地的項目）；（5）環境影響評價意見；（6）電網接入方案意見。

3、相關要求

（1）對地面光伏發電站項目，由陜西省發改委編制全省光伏發電站建設實施方案，申請國家下達陜西省指導性規模指標。

（2）對分布式光伏發電項目，省發改委申請國家下達陜西省指導性規模指標，并結合各地市建設條件和發展需求，分解下達各地市規模，項目指導有效期一年。每年11月末，各地市報送下一光伏電站實施方案和需國家資金補貼的分布式光伏發電項目規模。

（3）備案時限按照《陜西省企業投資項目備案暫行管理辦法》要求執行，委辦公室在2個工作日批轉業務科室，經審查，材料齊全、符合規定、準予備案的項目，在5個工作日出具備案確認書，特殊情況需延長的，經主管領導批準后，可延長至12個工作日。

第四篇：淺談光伏電站開發及建設流程

摘要：在歐盟“雙反”、光伏行業進行整合時期，國家在近期頒布多項支持光伏產業發展的政策，如國六條、國八條等。為了積極響應國家的大政方針政策，國內各個太陽能企業開始把目標轉移到光伏行業的下游電站的開發。本文主要對光伏電站的開發以及建設的流程進行梳理，為企業進行電站的開發提供了指引和幫助。

一、項目前期考察

對項目地形及屋頂資源、周邊環境條件(交通、物資采購、市場的勞動力、道路、水電)、電網結構及年負荷量、消耗負荷能力、接入系統的電壓等級、接入間隔核實、送出線路長度廊道的條件、和當地電網公司的政策等。

二、項目建設前期資料及批復文件 第一階段：可研階段

1、委托有自治區B級以上資質的單位做20MWp大型光伏并網電站項目 進行可行性研究分析、項目申請報告。

2、委托有自治區B級以上資質的單位做20MWp大型光伏并網電站項目 進行可行性研究分析評審。

第二階段：獲得項目建設地縣級相關部門的批復文件

1、獲得縣發改委項目可行性研究報告的請示。

2、獲得縣水利局項目的請示。

3、獲得縣畜牧局項目的請示。

4、委托具有自治區B級以上資質的單位做20MWp大型光伏并網電站項 目環境評價報告表，并獲得縣環保局項目建設環保初審意見。

5、獲得縣城建局項目規劃選址意見的請示。

6、獲得縣國土局項目建設用地預審的情況說明。

7、獲得縣電力公司項目初審意見及電網接入意見。

8、獲得縣文物局項目選址地面文物調查情況的請示。

9、獲得縣經貿委項目開展前期工作的批復。

第三階段：獲得項目建設地區級(市)相關部門的批復文件

1、獲得地區發改委開展前期工作請示。

2、獲得地區水利局項目工程選址意見。

3、獲得地區畜牧局項目用地查驗的意見。

4、獲得地區環保局項目環境影響報告表的初審意見。

5、獲得地區城建局項目選址的報告。

6、獲得地區國土局項目用地預審的初審意見。

7、獲得地區文物局項目用地位置選址的請示。

8、獲得地區林業局項目選址情況的報告。

第四階段：獲得自治區(省)相關部門的批復文件

1、獲得自治區(省)發改委同意開展光伏發電項目前期工作的通知

2、獲得自治區(省)水利廳項目水土保持方案的批復

3、獲得自治區環保廳(省)項目環境影響報告表的批復

4、獲得自治區(省)國土廳項目壓覆重要礦產資源有關問題的函

5、獲得自治區(省)國土廳地質災害評估備案登記表

6、獲得自治區(省)文物局項目用地位置選址意見函

7、獲得自治區(省)國土廳土地預審意見

8、獲得自治區(省)建設廳選址意見書和選址規劃意見

9、獲得省電力公司接入電網原則意見的函

10、辦理建設項目銀行資金證明(不少于項目總投資的20%)。

11、辦理建設項目與銀行的貸款意向書或貸款協議(不高于項目總投資的80%);

12、委托有自治區(省)B級以上資質的單位做20MWp大型光伏并網電站項目申請報告;

13、將項目申請報告提交區發改委能源處，按照能源處的指定委托國際工程咨詢公司對20MWp大型光伏并網電站項目申請報告組織評審，并獲得評審文件;

14、獲得自治區發改委(省)對20MWp大型光伏并網電站項目核準的批復文件;

15、獲得新疆電力公司接入電網批復文件;

16、委托具有自治區(省)B級以上資質的單位做20MWp大型光伏并網電站項目設計;

17、獲得項目建設地建設局開工許可;

三、項目施工圖設計

1、現場測繪、地勘、勘界、提資設計要求;

2、接入系統報告編制并上會評審;

3、出施工總圖藍圖;

4、各專業進行圖紙繪制(結構、土建、電器等等);

5、出各產品技術規范書(做為設備采購招標依據);

6、和各廠家簽訂技術協議;

7、現場技術交底、圖紙會審;

8、送出線路初設代可研評審上會出電網意見;

四、項目實施建設

1、物資招標采購

2、發電區建設工作：

基礎澆筑、組件安裝、支架安裝、匯流箱安裝、逆變室箱變基礎建設，箱變、逆變器、直流柜、通訊柜設備安裝調試試驗，電氣連接及電纜敷設(組件之間、組件與匯流箱、匯流箱與直流柜、直流柜與逆變器、逆變器與箱變之間)、全場接地制作焊接、發電區道路建設;

打樁開孔

基礎澆筑

支架安裝

組件安裝

箱變基礎建設

匯流箱連接

3、生活區工作：

所有房建建設(SVG室、高壓室、中控室、綜合用房、水泵房及設備安裝、生活區道路圍欄、所有房建裝飾裝修、設備間電纜溝開挖砌筑接地)等;淺談光伏電站開發及建設流程

所有設備安裝、調試、試驗、保護調試、電器連接(SVG、高壓開關柜、接地變、所用變、降壓變、0.4KV配電屏、綜自保護(21面柜)、監控安裝、消防設備安裝、安全監控攝像頭)等等。

電纜溝鋪設

SVG室建設

4、外圍線路建設，對側站設備安裝及對側站對點對調、省調地調的調度調試等等;

5、所有設備的電纜敷設連接并做實驗;

6、保護定值計算、設備的命名;

一、竣工前驗收 第一條：

自治區(省)電力建設工程質量監督站驗收(消缺并閉環);省電力建設調試所安評、技術監督驗收(消缺并閉環);當地消防大隊驗收并出具報告;電網公司驗收(消缺并閉環);電站調試方案(電力公司審核);

七、帶電前的必備條件

(一)、接入系統帶電前要需具備的條件

1、發改委核準文件、上網電價文件可研確定文件(或報告)

2、接入系統審查批復文件(國家電網公司、省電力公司接入系統文件)

3、公司營業執照復印件(正本、副本)

4、公司稅務登記證(國稅、地稅)

5、公司組織機構代碼證

6、系統主接線圖

(二)、升壓站返送電流程和具備的條件

1、給省電力公司申請返送電文件。(風電機組及光伏電站機組合并上報)

2、給交易中心上報接網技術條件。(按照公司接入系統要求及反措要求上報)

3、并網原則協議簽訂。(與公司營銷部簽訂、地區并網電廠可由營銷部授權簽訂、并上報交易中心)

4、省調下達的調度設備命名及編號。

5、省調下達的調管設備范圍劃分。

6、與省調、各地調分別簽訂《并網調度協議》。

7、與發電企業所在的地區電力公司簽訂《供用電合同》。(確定發電企業施工用電如何處理，電廠全停期間用電電價及結算方式)(原則上執行當地大宗工業用電電價)

8、線路屬自建的應簽訂《線路運維協議》。(必須有線路運營資質、且必須在相應機構備案、具備線路帶電作業、申請線路巡線、停用重合閘、線路消缺等)。

9、具有資質的質監站出具的《工程質檢報告》，并形成閉環的報告(報告原件)。(風電機組及光伏電站機組合并上報)

10、省電力科學研究院出具的《并網安全性評價報告》，同時上報針對報告中提出的影響送電的缺陷應整改完畢，對不影響送電的應列出整改計劃。(風電機組及光伏電站機組合并上報)

11、省電力科學研究院出具的《技術監督報告》，同時上報針對報告中提出的影響送電的缺陷應整改完畢，對不影響送電的應列出整改計劃。(風電機組及光伏電站機組合并上報)。

12、應出具消防部門驗收意見。(風電機組及光伏電站機組合并上報)。

13、省電力公司交易中心將委托地區電力公司現場驗收涉網設備及是否按照接入系統文件要求建設和完善設備、裝置、滿足并網條件，并落實“安評、技術監督”等報告提出問題的整改。并向新疆電力公司交易中心上報具備返送電的驗收報告。(風電機組及光伏電站機組合并上報)。

14、交易中心根據上述工作完成情況，及時組織返送電協調會，并組織各相關部門會簽后，下達同意返送電文件。

(三)、機組并網流程或具備的條件

1、工程質檢報告

2、安評報告

3、技術監督報告

4、消防驗收意見

5、電力公司驗收報告

6、針對各檢查報告提出問題的整改報告

7、《供用電合同》(是否有新的變化，若有變化須重新簽訂)

8、針對上述“四個協議(或合同)、四個報告”，協商確定《購售電合同》后。

9、并組織各相關部門會簽后，及時協商確定召開啟委會，根據啟委會決議，發電企業應上報決議中提出問題的整改。

10、下達同意機組并網文件，安排機組并網工作。轉商業運行

11、給省電力公司申請確認滿足電網要求的文件。(火電機組首次并網時間，168小時開始及結束時間)(水電機組首次并網時間，72小時開始及結束時間)(風電機組及光伏電站機組首次并網時間及240小時結束時間)

12、生產驗收交接書(施工單位與業主簽訂)

13、涉網試驗完成并滿足電網要求

14、電價批復文件

15、消防驗收合格

八、總結

2013年8月26日，國家發改委對光伏發電的地區以及補貼政策進行詳細的劃分，分為一、二、三類地區。光伏電站的開發已經成為不可阻擋的趨勢，以上光伏電站開發和建設流程比較適用于一般大部分地區，因為每個地方可能會有自己當地的政策補貼。最后希望光伏發電早日走進千家萬戶。

第五篇：光伏電站開發及建設流程

光伏電站開發建設流程

一、項目前期考察

對項目地形及屋頂資源、周邊環境條件(交通、物資采購、市場的勞動力、道路、水電)、電網結構及年負荷量、消耗負荷能力、接入系統的電壓等級、接入間隔核實、送出線路長度廊道的條件、和當地電網公司的政策等。

二、項目建設前期資料及批復文件 第一階段：可研階段

1、委托有自治區B級以上資質的單位做20MWp大型光伏并網電站項目 進行可行性研究分析、項目申請報告。

2、委托有自治區B級以上資質的單位做20MWp大型光伏并網電站項目 進行可行性研究分析評審。

第二階段：獲得項目建設地縣級相關部門的批復文件

1、獲得縣發改委項目可行性研究報告的請示。

2、獲得縣水利局項目的請示。

3、獲得縣畜牧局項目的請示。

4、委托具有自治區B級以上資質的單位做20MWp大型光伏并網電站項 目環境評價報告表，并獲得縣環保局項目建設環保初審意見。

5、獲得縣城建局項目規劃選址意見的請示。

6、獲得縣國土局項目建設用地預審的情況說明。

7、獲得縣電力公司項目初審意見及電網接入意見。

8、獲得縣文物局項目選址地面文物調查情況的請示。

9、獲得縣經貿委項目開展前期工作的批復。

第三階段：獲得項目建設地區級(市)相關部門的批復文件

1、獲得地區發改委開展前期工作請示。

2、獲得地區水利局項目工程選址意見。

3、獲得地區畜牧局項目用地查驗的意見。

4、獲得地區環保局項目環境影響報告表的初審意見。

5、獲得地區城建局項目選址的報告。

6、獲得地區國土局項目用地預審的初審意見。

7、獲得地區文物局項目用地位置選址的請示。

8、獲得地區林業局項目選址情況的報告。

第四階段：獲得自治區(省)相關部門的批復文件

1、獲得自治區(省)發改委同意開展光伏發電項目前期工作的通知

2、獲得自治區(省)水利廳項目水土保持方案的批復

3、獲得自治區環保廳(省)項目環境影響報告表的批復

4、獲得自治區(省)國土廳項目壓覆重要礦產資源有關問題的函

5、獲得自治區(省)國土廳地質災害評估備案登記表

6、獲得自治區(省)文物局項目用地位置選址意見函

7、獲得自治區(省)國土廳土地預審意見

8、獲得自治區(省)建設廳選址意見書和選址規劃意見

9、獲得省電力公司接入電網原則意見的函

10、辦理建設項目銀行資金證明(不少于項目總投資的20%)。

11、辦理建設項目與銀行的貸款意向書或貸款協議(不高于項目總投資的80%);

12、委托有自治區(省)B級以上資質的單位做20MWp大型光伏并網電站項目申請報告;

13、將項目申請報告提交區發改委能源處，按照能源處的指定委托國際工程咨詢公司對20MWp大型光伏并網電站項目申請報告組織評審，并獲得評審文件;

14、獲得自治區發改委(省)對20MWp大型光伏并網電站項目核準的批復文件;

15、獲得新疆電力公司接入電網批復文件;

16、委托具有自治區(省)B級以上資質的單位做20MWp大型光伏并網電站項目設計;

17、獲得項目建設地建設局開工許可;

三、項目施工圖設計

1、現場測繪、地勘、勘界、提資設計要求;

2、接入系統報告編制并上會評審;

3、出施工總圖藍圖;

4、各專業進行圖紙繪制(結構、土建、電器等等);

5、出各產品技術規范書(做為設備采購招標依據);

6、和各廠家簽訂技術協議;

7、現場技術交底、圖紙會審;

8、送出線路初設代可研評審上會出電網意見;

四、項目實施建設

1、物資招標采購

2、發電區建設工作：

基礎澆筑、組件安裝、支架安裝、匯流箱安裝、逆變室箱變基礎建設，箱變、逆變器、直流柜、通訊柜設備安裝調試試驗，電氣連接及電纜敷設(組件之間、組件與匯流箱、匯流箱與直流柜、直流柜與逆變器、逆變器與箱變之間)、全場接地制作焊接、發電區道路建設;

打樁開孔

基礎澆筑

支架安裝

組件安裝

箱變基礎建設

匯流箱連接

3、生活區工作：

所有房建建設(SVG室、高壓室、中控室、綜合用房、水泵房及設備安裝、生活區道路圍欄、所有房建裝飾裝修、設備間電纜溝開挖砌筑接地)等;淺談光伏電站開發及建設流程 所有設備安裝、調試、試驗、保護調試、電器連接(SVG、高壓開關柜、接地變、所用變、降壓變、0.4KV配電屏、綜自保護(21面柜)、監控安裝、消防設備安裝、安全監控攝像頭)等等。

電纜溝鋪設

SVG室建設

4、外圍線路建設，對側站設備安裝及對側站對點對調、省調地調的調度調試等等;

5、所有設備的電纜敷設連接并做實驗;

6、保護定值計算、設備的命名;

一、竣工前驗收 第一條：

自治區(省)電力建設工程質量監督站驗收(消缺并閉環);省電力建設調試所安評、技術監督驗收(消缺并閉環);當地消防大隊驗收并出具報告;電網公司驗收(消缺并閉環);電站調試方案(電力公司審核);

七、帶電前的必備條件

(一)、接入系統帶電前要需具備的條件

1、發改委核準文件、上網電價文件可研確定文件(或報告)

2、接入系統審查批復文件(國家電網公司、省電力公司接入系統文件)

3、公司營業執照復印件(正本、副本)

4、公司稅務登記證(國稅、地稅)

5、公司組織機構代碼證

6、系統主接線圖

(二)、升壓站返送電流程和具備的條件

1、給省電力公司申請返送電文件。(風電機組及光伏電站機組合并上報)

2、給交易中心上報接網技術條件。(按照公司接入系統要求及反措要求上報)

3、并網原則協議簽訂。(與公司營銷部簽訂、地區并網電廠可由營銷部授權簽訂、并上報交易中心)

4、省調下達的調度設備命名及編號。

5、省調下達的調管設備范圍劃分。

6、與省調、各地調分別簽訂《并網調度協議》。

7、與發電企業所在的地區電力公司簽訂《供用電合同》。(確定發電企業施工用電如何處理，電廠全停期間用電電價及結算方式)(原則上執行當地大宗工業用電電價)

8、線路屬自建的應簽訂《線路運維協議》。(必須有線路運營資質、且必須在相應機構備案、具備線路帶電作業、申請線路巡線、停用重合閘、線路消缺等)。

9、具有資質的質監站出具的《工程質檢報告》，并形成閉環的報告(報告原件)。(風電機組及光伏電站機組合并上報)

10、省電力科學研究院出具的《并網安全性評價報告》，同時上報針對報告中提出的影響送電的缺陷應整改完畢，對不影響送電的應列出整改計劃。(風電機組及光伏電站機組合并上報)

11、省電力科學研究院出具的《技術監督報告》，同時上報針對報告中提出的影響送電的缺陷應整改完畢，對不影響送電的應列出整改計劃。(風電機組及光伏電站機組合并上報)。

12、應出具消防部門驗收意見。(風電機組及光伏電站機組合并上報)。

13、省電力公司交易中心將委托地區電力公司現場驗收涉網設備及是否按照接入系統文件要求建設和完善設備、裝置、滿足并網條件，并落實“安評、技術監督”等報告提出問題的整改。并向新疆電力公司交易中心上報具備返送電的驗收報告。(風電機組及光伏電站機組合并上報)。

14、交易中心根據上述工作完成情況，及時組織返送電協調會，并組織各相關部門會簽后，下達同意返送電文件。

(三)、機組并網流程或具備的條件

1、工程質檢報告

2、安評報告

3、技術監督報告

4、消防驗收意見

5、電力公司驗收報告

6、針對各檢查報告提出問題的整改報告

7、《供用電合同》(是否有新的變化，若有變化須重新簽訂)

8、針對上述“四個協議(或合同)、四個報告”，協商確定《購售電合同》后。

9、并組織各相關部門會簽后，及時協商確定召開啟委會，根據啟委會決議，發電企業應上報決議中提出問題的整改。

10、下達同意機組并網文件，安排機組并網工作。轉商業運行

11、給省電力公司申請確認滿足電網要求的文件。(火電機組首次并網時間，168小時開始及結束時間)(水電機組首次并網時間，72小時開始及結束時間)(風電機組及光伏電站機組首次并網時間及240小時結束時間)

12、生產驗收交接書(施工單位與業主簽訂)

13、涉網試驗完成并滿足電網要求

14、電價批復文件

15、消防驗收合格

八、總結

2013年8月26日，國家發改委對光伏發電的地區以及補貼政策進行詳細的劃分，分為一、二、三類地區。光伏電站的開發已經成為不可阻擋的趨勢，以上光伏電站開發和建設流程比較適用于一般大部分地區，因為每個地方可能會有自己當地的政策補貼。最后希望光伏發電早日走進千家萬戶。