第一篇：分布式光伏投融資模式概要

分布式光伏投融資分析

講師：蔣華慶

坎德拉學院

?投資——花錢，專業(yè)一點就是，使得資產(chǎn)的 流動性降低；

?融資——借錢，專業(yè)一點就是，使得資產(chǎn)的

流動性提高。

坎德拉學院投資模式及對應的融資需求 BOT ：建設-運營-轉讓

比如投資方與若干個農(nóng)戶，簽訂BOT 協(xié)議，在農(nóng)戶屋頂建設光伏項目，項目的戶用補貼、前10年的所有權、運營權和收益全部歸投資方，10年 后電站所有權轉給農(nóng)戶。

坎德拉學院

?如果項目在建設階段，融資就可以到位，并且可以有較長的（幾年甚至更長）的還款年限，這種情況一般是建設期和運營期一起融資。

?有一些情況是，項目需要并網(wǎng)之后才能找到比較便宜的資金，這種情況下，建設期和運營期的融資是要分開考慮的。

?不管哪種情況，建設期的利息都是算到總投資里，運營期的利息算到運營成本里。

建設期融資與運營期融資的關系

坎德拉學院融資模式

坎德拉學院典型融資情況介紹

坎德拉學院沒錢。?？帐痔装桌?。。建設期為什么需要融資？ 坎德拉學院

?清包 ?EPC 分包

?小EPC 分包 項目的建設模式 項目建設周期：2-4個月

坎德拉學院清包下的付款方式

坎德拉學院

?根據(jù)我們的國情，《分布式項目投資估算》課程里，其實上一張最終估算的價格不是靜態(tài)投資，已經(jīng)是部

分動態(tài)投資。

?建設資金需求大約是總投資的30%-50%。變相融資情況（清包模式）--建設期

羊毛出在羊身上！

坎德拉學院

?EPC 分包商負責項目的全部實施

?建設期資金需求大約是總投資的20%-40%。業(yè)主-----EPC 方----供應商 7.27*0.4 6.29*0.5 變相融資情況（EPC 分包模式）--建設期 都可以談的！看分包方的實力和業(yè)主的信譽！

坎德拉學院

?一般是T 方支付10%左右的定金給投資方，投資方自行 完成項目的并網(wǎng)。建設期資金需求大約是總投資的 10%-30%。

?看履約保函是否需要現(xiàn)金開具 變相融資情況（BT 模式）--建設期

坎德拉學院

?自有資金可不計算資金成本

?建設期融資資金成本一般在15-20%，具體根據(jù)項目情 況確定，按所借的周期來確定。

?由于分布式項目周期比較短，一般通過變相供應商融 資的方式就能實現(xiàn)，需求不大。建設期資金成本測算

坎德拉學院

?讓別人的錢為自己賺錢！

?專業(yè)一點，利用貸款杠桿效應提高自有資金的收益率！運營期為什么需要融資？

坎德拉學院貸款杠桿效果示例 坎德拉學院 運營期融資的結論： 例 越小，自有資金的收益率越高！

當融資成本低于全投資收益率時，自投比當融資成本低于全投資收益率時，同樣的自

投比例，貸款時間越長，自由資金的收益率 越高！

本 PPT 為 蔣 華 慶 老 師 《 分 布 式光伏投融資分析》系列課 程講義資料.請百度搜索”坎 德拉學院”，觀看本節(jié)課程 視頻.

第二篇：“秀洲模式”破題光伏分布式

“秀洲模式”破題光伏分布式

發(fā)布日期： 2014-04-14

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字號：[ 大 中 小 ] 在當前分布式發(fā)展勢頭低迷，甚至業(yè)界都對分布式充滿質疑之時，創(chuàng)新型的“秀洲模式”已然成為推動國內分布式發(fā)展，一條清晰且行之有效、可借鑒的路徑。

2014年，國家能源局給出的全年分布式光伏裝機目標是8GW，規(guī)模比2013年實際安裝量翻了兩倍之多。從時間上看，2014年首個季度已過，國內卻看不到任何分布式市場啟動的跡象。

“今年完成分布式的情況，看起來并不樂觀?！边@是當前業(yè)內不少人的共同觀點。困擾分布式發(fā)展的問題，也沒有得到實質性的改變——項目分散、屋頂稀缺、利潤較低、合同能源管理不完善、補貼收繳發(fā)放渠道不暢通、電站證券化難以推動、投融資依然困難??

在這種國家方向明確、地方無從下手的情形下，浙江嘉興秀洲選擇了主動迎難而上，對分布式面臨的共性與特性問題進行探索，試圖尋找出一套適合分布式發(fā)電推廣的應用模式。經(jīng)過近一年半的摸索，“秀洲模式”成果初顯，首期61兆瓦分布式工作正在有序并網(wǎng)。戶用、工業(yè)廠房、公共建筑的分布式示范樣板工程也已建設完畢。

細化政策 問題有章可循

浙江嘉興市是國務院批準的長江三角洲先行規(guī)劃、先行發(fā)展的15個城市之一。2012年12月，作為浙江省政府光伏產(chǎn)業(yè)“五位一體”創(chuàng)新綜合試點，嘉興市所轄的城區(qū)——秀洲獲得了建設省級光伏高新技術產(chǎn)業(yè)園區(qū)的資格。

“是機遇，更是挑戰(zhàn)?！惫夥鼒@區(qū)管委會一位負責人在接受采訪時說，“我們從上自下都想把這個示范園區(qū)做好，但當時光伏對社會還尚屬于新鮮事物，知道分布式的就更少了，我們在沒有任何可參考、可借鑒的情況下，決定摸索出分布式市場在國內的發(fā)展道路，這一決定得到了省、市、區(qū)、管委會四級政府的支持。并為此設置了“一套班子，四個牌子”的領導組織架構，采取垂直化管理模式，為最快解決問題、最快收到成效打下基礎。

除此之外，為進一步加快推進分布式光伏發(fā)電應用示范區(qū)建設，管委會還專門針對分布式面臨的發(fā)展難點，制訂了“一攬子”管理辦法并集結成冊，確保分布式應用推進過程中有的放矢、有章可循的各種標準。

“通過對園區(qū)內可利用屋頂?shù)闹饌€排查，園區(qū)第一時間掌握了屋頂資源情況，并據(jù)此，提出了在光伏高新區(qū)發(fā)展規(guī)劃中的建設目標?！八邢嚓P政策都可以查詢到具體的管理辦法?！鄙鲜鰣@區(qū)負責人說。

“我們公司在入駐園區(qū)之初還心存困惑，對屋頂資源情況也不甚了解，后來園區(qū)管委會給我們一張全區(qū)屋頂資源的統(tǒng)計表。不同屋頂?shù)念愋汀⒔Y構一目了然，大大提高了我們項目的建設進程。”中廣核太陽能（嘉興）負責人在接受采訪時說。

規(guī)范項目 構建三方和諧

一直以來，項目分散是分布式光伏的特點，也是開發(fā)商最頭疼的問題，開發(fā)商最擔心的就是與多個屋頂業(yè)主打交道。這也讓園區(qū)對自己身兼的責任有了重新的認識。在屋頂業(yè)主、項目投資方以及政府三者之間，哪種角色適合政府，可以促進分布式光伏推進的？成為園區(qū)再三斟酌的問題。

成為關鍵“第三方”似乎是最好的選擇，也是嘉興光伏高新區(qū)管委會負責人給出了最終答案。“作為見證方、管委會與屋頂企業(yè)、項目投資方簽訂三方協(xié)議。由園區(qū)管委會整體掌握、統(tǒng)籌安排屋頂資源，平衡分布式電站建設資源的分配，統(tǒng)一屋頂租賃標準和合同能源管理，可以避免了投資商為搶奪屋頂資源出現(xiàn)惡性競爭，有效緩解投資商與屋頂業(yè)主在建設項目過程中的顧慮，為項目的加快建設創(chuàng)造了條件。項目竣工后，由項目建設單位向光伏高新園區(qū)管委會提出綜合驗收申請，光伏高新區(qū)管委會、發(fā)改、住建、電力等部門對項目進行綜合驗收。同時，電力部門對電網(wǎng)接入部分進行并網(wǎng)驗收，并與項目業(yè)主簽訂并網(wǎng)調度協(xié)議及購售電合同等相關手續(xù)。

“為了提高屋頂業(yè)主的積極性，我們又針對性的設置了方案?！鄙鲜鰣@區(qū)負責人介紹。對于園區(qū)內工礦企業(yè)，多采用合同能源管理模式。屋頂業(yè)主可以選擇享受電價九折或者每年6元/平米的收益，產(chǎn)權收益均歸投資商；部分選擇用自投自建模式，EPC總包給投資商，產(chǎn)權收益歸屋頂企業(yè)享有；對于戶用分布式電站，如沙家浜集聚住宅小區(qū)戶用屋頂光伏發(fā)電項目，計劃規(guī)劃建設250戶，由運維公司投資建設并負責運行維護，此項目已列入國家科技部“863”項目；對公共建筑，對學校、醫(yī)院、政府等公共設施屋頂，倡導政府做好帶頭引領作用。

創(chuàng)新運維 可持續(xù)性發(fā)展

為打消投資商對電費收繳難，以及屋頂借助對投資商會長期運營而導致預期收益不確定等顧慮，秀洲還探索出一套統(tǒng)一運維管理模式。由產(chǎn)業(yè)園區(qū)下屬國資公司出資成立專業(yè)運維公司，負責轄區(qū)內所有分布式光伏電站的電費結算、運行維護等服務工作。

據(jù)記者了解，秀洲區(qū)分布式光伏電站的日常運行，由運維公司通過招投標形式外包給有資質公司進行統(tǒng)一維護；自發(fā)自用電費由運維公司統(tǒng)一收取并轉交給各投資商；上網(wǎng)電費和相關補貼統(tǒng)一撥付各投資商。同時，運維公司擬對每度電收取0.02元設立統(tǒng)籌運維基金，專項用于電站建成以后因屋頂局部改建而產(chǎn)生的費用等。

不僅如此，秀洲區(qū)政府又設立2億元的專項資金，重點在應用示范、產(chǎn)業(yè)培育、人才引進等方面給予全力扶持。對列入國家分布式光伏發(fā)電應用示范區(qū)的項目給予每瓦1元的補助，對重大光伏專用裝備、新一代技術等項目按“一事一議”原則給予扶持。同時，引導屋頂企業(yè)參與建設分布式光伏電站，也出臺了相關鼓勵引導政策。如，在執(zhí)行有序用電時，對已安裝分布式光伏發(fā)電項目的企業(yè)，評價等級上調一級，優(yōu)先審批因轉型升級所需的電力增容需求；光伏系統(tǒng)所發(fā)電量可以在其用能指標中予以抵扣，并在評選“綠色企業(yè)”時給予支持。

與此同時，秀洲政府還出臺了新建建筑物、年綜合能耗5000噸標煤以上的企業(yè)屋頂必須安裝光伏電站等倒逼政策。加強了分布式電源集中監(jiān)控與統(tǒng)一展示平臺，對光伏電站所發(fā)電量實現(xiàn)實時監(jiān)控，一方面為電站的安全運營提供保障，另一方面為電站的及時檢修提供技術保障。目前，電力部門初步方案已制定，正準備招投標建設，切實保證了分布式光伏在嘉興的可持續(xù)發(fā)展。

第三篇：分布式光伏、光伏電站上網(wǎng)電價最新政策概要

實行階梯電價的用電大戶收益高 2012年7月日起北京家庭階梯電價舉例 電費標準（元/kWh 1 0.8 0.6 0.4 0.2 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 年用電量（kWh 按較低電價繳納電費 0.48元/度 2880度 0.53元/度 4800度 0.78元/度 第一檔 第二檔 第三檔 光伏發(fā)電沖抵 1300×0.53+1700×0.78 政策： 不計入 階梯電 價；計 入節(jié)能 量 北京市部分居民階梯3檔電價：240度/月以下0.48元/度；241-400度/月0.53元/度； 401度/月以上0.78元/度。若該用戶年總用電量6500度（月均542度），安裝3KW（投資3萬元）光伏系統(tǒng)按年發(fā)電量3000kWh自用計，年節(jié)省電費2015元，年得到 補貼1260元，即每年收益共3275元。9-10年收回投資。

分布式光伏發(fā)電項目管理暫行辦法要點 ? 總則 – 分布式光伏發(fā)電是指在用戶所在場地或附近建設運行，以用戶側自發(fā)自用為主、多余電量上網(wǎng) 且在配電網(wǎng)系統(tǒng)平衡調節(jié)為特征的光伏發(fā)電設施； – 鼓勵各類電力用戶、投資企業(yè)、專業(yè)化合同能源服務公司、個人等作為項目單位，投資建設和 經(jīng)營分布式光伏發(fā)電項目； – 分布式光伏發(fā)電實行“自發(fā)自用、余電上網(wǎng)、就近消納、電網(wǎng)調節(jié)”的運營模式； 規(guī)模管理 – 對需要國家資金補貼的項目實行總量平衡和指導規(guī)模管理，不需要國

家資金補貼的項目部 納入指導規(guī)模管理范圍； – 下達各地區(qū)指導規(guī)模； 項目備案 – 能源主管部門依據(jù)本地區(qū)分布式光伏發(fā)電的指導規(guī)模指標，對實行備案管理； 建設條件 – 項目所依托的建筑物及設施應具有合法性，當非同一主體時，項目單位應與所有人簽訂建筑物、場地及設施的使用或租用協(xié)議，簽訂合同能源服務協(xié)議； – 設計和安裝應符合有關管理規(guī)定、設備標準、建筑工程規(guī)范和安全規(guī)范等要求，承擔項目設計、查咨詢、安裝和監(jiān)理的單位，應具有國家規(guī)定的相應資質。采用主要設備應通過符合檢測認 證，符合相關接入電網(wǎng)的技術要求。電網(wǎng)接入與運行 計量與結算 – 享受電量補貼政策的項目，由電網(wǎng)企業(yè)按月轉付國家補貼資金，按月結算余電上網(wǎng)電量電費。– 在經(jīng)濟開發(fā)區(qū)燈相對獨立的供電區(qū)同一組織建設的分布式光伏發(fā)電項目，余電上網(wǎng)部分可向該 供電區(qū)內其他電力用戶直接售電； 產(chǎn)業(yè)信息監(jiān)測 違規(guī)責任 ? ? ? ? ? ? ?

總 結 ? 國家布局為集中開發(fā)與分布式應用并舉，更關注分布式發(fā)電市場 ? 發(fā)揮“市場機制和政策扶持雙重作用”應該是今后幾年內光伏應用市場 的基調；目標可能浮動，但安裝總量會加以控制； ? “有序推進光伏電站建設”——希望穩(wěn)定發(fā)展 – 真正實現(xiàn)“保障性收購”，著力解決“接入”和“限發(fā)”、補貼資 金到位慢三大問題可使大型電站效益改善； – 西部仍是重點、東部有望突破、路條依然難拿、投資相對旺盛； – 2013年估計實現(xiàn)裝機4-5GW，2014年控制規(guī)模4-5GW。? “大力開拓分布式光伏發(fā)電”——希望重點突破、快速發(fā)展 – 政策密集出臺，細節(jié)尚需補充完善； – 分布式光伏發(fā)電示范園區(qū)項目啟動，但受“屋頂落實”和“融資方 式”兩大難題影響，（也包括年底搶裝因素對市場供應的影響）實 施進度必將后移； – 2013年估計實現(xiàn)裝機2-3GW，2014年指導性規(guī)模預方案7-8GW。? 綜上：2013年估計可實現(xiàn)光伏發(fā)電總裝機7-8GW； 2014年期望可實現(xiàn)年 總裝機10-12GW。（如果分布式發(fā)電的幾個難點問題不能很好解決，該 分布式光伏裝機目標實現(xiàn)難度還是比較大的）

謝 謝!wu.dacheng@163.com

第四篇：分布式光伏項目建議書

莒南財金新材料產(chǎn)業(yè)園20MW分布式光伏項目建議書

（技術方案及經(jīng)評匡算）

建設單位：大唐臨清熱電有限公司

二○二一年三月

目 錄

1.項目概況

1.1.項目建設單位

大唐臨清熱電有限公司，成立于2011年6月23日，是大唐山東發(fā)電有限公司的全資子公司，是特大型中央企業(yè)中國大唐集團有限公司的三級企業(yè)，注冊資本金為5億元整。目前，公司總裝機容量70萬千瓦，2臺35萬千瓦超臨界熱電聯(lián)產(chǎn)燃煤機組，總投資27.8億元，具備700噸/小時工業(yè)抽汽能力和500萬平方米供暖能力。兩臺機組分別于2016年12月、2017年1月相繼投產(chǎn)發(fā)電，屬山東電網(wǎng)直調公用機組?？蓪崿F(xiàn)年發(fā)電量35億千瓦時，供熱量1094.45萬吉焦，截至目前，向臨清15家市重點企業(yè)提供高品質工業(yè)蒸汽，有力助推了地方經(jīng)濟社會發(fā)展。曾榮獲國家優(yōu)質工程獎，中國電力優(yōu)質工程獎，山東省文明單位。

大唐臨清熱電有限公司自成立以來，始終堅持高質量發(fā)展理念，主動對接省、市、縣發(fā)展規(guī)劃，在全力確保安全穩(wěn)定、提質增效的基礎上，積極開發(fā)風、光新能源項目，優(yōu)化地方產(chǎn)業(yè)布局，拓展企業(yè)全方位發(fā)展空間，為地方經(jīng)濟發(fā)展做出應有的貢獻。

1.2.項目場址概述

本項目位于山東省臨沂市莒南縣經(jīng)濟開發(fā)區(qū)，擬建設在莒南財金新材料產(chǎn)業(yè)園廠房屋頂，場址區(qū)附近對外交通運輸條件便利，廠區(qū)內無其他高大遮擋物，陽光資源接收條件相對較好，具備修建光伏電站的廠區(qū)條件。土地已經(jīng)劃轉完成，手續(xù)完備。廠房為彩鋼瓦屋頂，全部建設完成后，可利用開發(fā)廠房屋頂面積約20萬平方米，目前已建設標準化廠房3.6萬平方米，其余廠房計劃于2021年6月建設完工。屋頂向陽傾角為5度和6度角，屋面恒荷載為0.65kN/m2，屋面活荷載：0.50kN/m2，能夠滿足光伏項目承重要求（光伏板及配件自重0.35kN/m2）。

2020年12月底，山東永安合力特種裝備有限公司入駐莒南財金新材料產(chǎn)業(yè)園一期廠房，該公司是中外合資企業(yè)，專業(yè)生產(chǎn)鋼制無縫氣瓶和焊接氣瓶，用電負荷每天約1.5萬千瓦時；在建二期廠房也由該公司承租，二期設計用電負荷每年1000萬千瓦時，消納條件較好。

根據(jù)項目廠區(qū)建設情況及特征，結合風光資源分布情況以及廠區(qū)消納條件，規(guī)劃建設分布式光伏項目裝機容量20MW，其中，一期3.6MW、二期5.9MW*2、三期4.6MW，預計年發(fā)電量約1872萬千瓦時，投資總額約7800萬元。

2.太陽能資源評估

2.1.山東省太陽能資源描述

山東的氣候屬暖溫帶季風氣候類型，年平均氣溫11℃～14℃，年平均降水量一般在550mm～950mm之間。山東省光照資源充足，光照時數(shù)年均2290h～2890h，熱量條件可滿足農(nóng)作物一年兩作的需要，由東南向西北遞減。降水季節(jié)分布很不均衡，全年降水量有60%～70%集中于夏季，易形成澇災，冬、春及晚秋易發(fā)生旱象，對農(nóng)業(yè)生產(chǎn)影響最大。

山東省各地年太陽能總輻射量在4542.61MJ/m2～5527.32MJ/m2，各地太陽能資源地區(qū)差異較大，其中膠東半島南部太陽能總輻射量較小，北部蓬萊、龍口一帶較大，呈現(xiàn)出南少北多的特點，魯北墾利、河口一帶太陽總輻射量較大，魯西南、魯西一帶較小。

圖2.1-1 山東省太陽能資源區(qū)劃

2.2.臨沂市太陽能資源介紹

臨沂市氣候屬溫帶季風區(qū)大陸性氣候，具有顯著的季節(jié)變化和季風氣候特征，氣溫適宜，四季分明，光照充足，雨量充沛，雨熱同季，無霜期長。春季干旱多風，回暖迅速，光照充足，輻射強；夏季濕熱多雨，雨熱同步；秋季天高氣爽，氣溫下降快，輻射減弱；冬季寒冷干燥，雨雪稀少，常有寒流侵襲。四季的基本氣候特點可概括為“春旱多風，夏熱多雨，晚秋易旱，冬季干寒”。市年平均日照時數(shù)為2300h，最多年2700h，最少年1900h。

2.3.場區(qū)太陽能資源概況

本工程現(xiàn)處于項目前期階段，場址區(qū)域內未設立測光塔，無實測光照輻射數(shù)據(jù)，本階段采用Meteonorm及Solar GIS太陽能輻射數(shù)據(jù)綜合分析計算項目資源特性。經(jīng)分析：

（1）根據(jù)《太陽能資源等級總輻射》（GB/T 31155－2014）給出的等級劃分方法，項目場址年太陽總輻射曝輻量為5000MJ/（m2·a），其太陽能資源等級為豐富（中國太陽輻射資源區(qū)劃標準見表2.3-1），項目具備工程開發(fā)價值。根據(jù)我國太陽能資源穩(wěn)定度的等級劃分，工程所在地的太陽能資源穩(wěn)定度為穩(wěn)定。

表2.3-1 太陽能總輻射年輻照量等級

（2）場址區(qū)域太陽能資源呈現(xiàn)“冬春小，夏秋大”的時間分布規(guī)律，資源穩(wěn)定度為穩(wěn)定，年內月太陽總輻射值變化較平穩(wěn)，有利于電能穩(wěn)定輸出。

（3）場址空氣質量好，透明度高，太陽輻射在大氣中的損耗較少。

（4）場址所在地不存在極端氣溫，風速、降水、沙塵、降雪、低溫等特殊天氣對光伏電站的影響有限，氣候條件對太陽能資源開發(fā)無較大影響。

（5）場址有雷暴發(fā)生概率，本項目應根據(jù)光伏組件布置的區(qū)域面積及運行要求，合理設計防雷接地系統(tǒng)，并達到對全部光伏陣列進行全覆蓋的防雷接地設計，同時施工時，嚴禁在雷暴天進行光伏組件連線工作，并做好防雷暴工作。

3.技術方案

3.1.裝機容量

本項目規(guī)劃標稱裝機規(guī)模20MW?？紤]目前市場主流設備情況、技術先進性及其場址地形特點，光伏場區(qū)擬采用495Wp單晶雙玻雙面組件，暫按將系統(tǒng)分成5個標稱容量為3.15MW并網(wǎng)發(fā)電單元、2個2.5MW并網(wǎng)發(fā)電單元，光伏方陣采用1500V系統(tǒng)的組串式逆變方案+屋頂固定支架安裝方式。

3.2.光伏組件和逆變器選型

3.2.1.組件選型

根據(jù)市場生產(chǎn)規(guī)模、使用主流等因素特選取多晶及單晶組件進行對比，單晶硅組件生產(chǎn)工藝成熟，效率較好，雖然單晶單位成本相對多晶高，通過測算單晶提高發(fā)電效率優(yōu)勢明顯，能夠增加光伏電站單位面積發(fā)電量，發(fā)電量的收益高于單位成本差價。

根據(jù)2020年組件產(chǎn)能情況，單晶495Wp組件是主流。綜合項目收益率和項目所在地的地貌特點，本項目暫時推薦選用495Wp單晶雙玻雙面組件，最終的組件選型以招標結果為準。

3.2.2.逆變器選型

3.2.2.1.逆變器選型

由于現(xiàn)階段光伏組件僅能將太陽能轉化為直流電，所以在光伏組件后需要逆變器將直流電逆變成為交流電進行輸送。綜合考慮造價、發(fā)電量及項目投資收益等因素，本項目選擇1500V、196kW組串式逆變器，最終逆變器選型以招標結果為準。

3.2.2.2.逆變器概述

組串式逆變器與傳統(tǒng)的集中式逆變器的思路不同，即以小規(guī)模的光伏發(fā)電單元先逆變，通過不同的組串式逆變器并聯(lián)接至箱變低壓側升壓，并非集中式的把光伏組件所發(fā)直流電能集中后再做電能逆變的思路。

組串式逆變器具有多路MPPT功能，能極大的降低光伏電站復雜地形對發(fā)電量的影響；并且組串式逆變器方案大大減少了直流傳輸環(huán)節(jié)，即減少了直流損耗。總的來說，組串式逆變器方案是分散MPPT，分散逆變和監(jiān)控。從理論上講，組串式逆變器在系統(tǒng)效率以及發(fā)電量上有一定的優(yōu)勢。組串式逆變方案拓撲如下圖：

圖 3.2?1 組串式光伏逆變方案拓撲圖

組串式逆變器采用模塊化設計，每幾個光伏組串對應一臺逆變器，直流端具有最大功率跟蹤功能，交流端并聯(lián)并網(wǎng)，其優(yōu)點是減少光伏電池組件最佳工作點與逆變器不匹配的情況，最大限度的增加發(fā)電量；組串式逆變器減少了系統(tǒng)的直流傳輸環(huán)節(jié)，減小了短路直流拉弧的風險；組串式逆變器的體積小、重量輕，搬運和安裝方便，自身耗電低，故障影響小，更換維護方便等優(yōu)勢。主要缺點是電子元器件多，功率和信號電路在一塊板上，容易故障；功率器件電氣間隙小，不適宜高海拔地區(qū)；戶外安裝，風吹日曬容易導致外殼和散熱片老化等（注：本項目中因組串式逆變器容量較大，不采用交流匯流箱，在箱變低壓側裝設交流匯流配電柜）。

3.3.光伏方陣和發(fā)電單元設計

3.3.1.光伏方陣設計

本項目由7個光伏方陣組成。3.15MW方陣配置16臺196kW組串式逆變器、245個組串，每個組串串接26塊組件。2.5MW方陣配置13臺196kW組串式逆變器、195個組串，每個組串串接26塊組件。

3.3.2.變電中心升壓方式

根據(jù)光伏電站裝機規(guī)模及接入系統(tǒng)電壓等級，光伏電站輸變電系統(tǒng)通常采用一級升壓方式。本項目光伏電池組件擬選用495Wp單晶雙玻雙面組件，開路電壓48.7V，最佳工作電壓41.3V，擬采用的196kW組串式逆變器出口交流電壓為800V，每個光伏發(fā)電子陣配置一臺10kV箱變，升壓變壓器將逆變器輸出的800V電壓直接升壓至到10kV，通過箱變內的環(huán)網(wǎng)柜與其他光伏發(fā)電子陣形成合理的10kV饋線回路，連接到10kV配電室的10kV開關柜。

3.3.3.組件布置

光伏發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電量主要取決于電池板接收到的太陽總輻射量，而光伏組件接收到的太陽輻射量受安裝傾角的影響較大。

本項目擬推薦采用固定支架，支架傾角按照屋頂向陽傾角5°或6°進行平鋪，增強抵抗風力雪荷載，最終待下一階段對屋頂實地勘測后，進一步復核支架傾角。光伏支架陣列布置樣例如圖3.3-1所示：

圖 3.3?1 光伏支架陣列布置樣例圖

3.3.4.光伏方陣接線方案設計

本項目18個組串接入1臺196kW組串式逆變器，3.15MW方陣配置196kW組串式逆變器16臺，2.5MW方陣配置196kW組串式逆變器13臺。方陣內所有逆變器接至箱變低壓側，每個方陣配置1臺3150/2500kVA雙繞組變壓器。組串至逆變器采用PFG1169-DC1800V-1×4型電纜，逆變器至箱變采用ZC-YJHLV82-0.6/1kV-3×120型電纜。

3.4.輸配電設計

本項目擬配置5臺3150kVA箱式變壓器、2臺2500kVA的10kV箱式變壓器。輸配電線路暫按接入企業(yè)10kV配電室10kV開關柜考慮。最終接入方案根據(jù)接入系統(tǒng)批復意見為準。

3.5.年上網(wǎng)電量估算

本工程的發(fā)電量計算根據(jù)太陽輻射量、系統(tǒng)組件總功率、系統(tǒng)總效率等數(shù)據(jù)，系統(tǒng)首年發(fā)電量折減2.5％，光伏組件每年功率衰減0.5%。經(jīng)計算得電站20年發(fā)電量見表3.6-1。

表3.6-1 20年發(fā)電量和年利用小時數(shù)

20年總發(fā)電量374290.58MW·h，20年年平均發(fā)電量18714.53MW·h，20年年平均利用小時數(shù)為935.73h，首年利用小時數(shù)1000h。

3.6.無功補償

本項目交流側裝機規(guī)模為20MW，暫按配置1套4MVar無功補償裝置。最終容量和補償方式以接入系統(tǒng)批復意見為準。

3.7.監(jiān)控和保護系統(tǒng)設計

本項目采用“無人值班、少人值守、智能運維、遠方集控”方式運行。主要配置系統(tǒng)有：開關站計算機監(jiān)控系統(tǒng)、光伏場區(qū)計算機監(jiān)控系統(tǒng)、繼電保護及安全自動裝置、電能質量在線監(jiān)測裝置、防誤操作系統(tǒng)、電能量計量系統(tǒng)、火災自動報警系統(tǒng)、視頻安防監(jiān)控系統(tǒng)、環(huán)境監(jiān)測系統(tǒng)、光功率預測系統(tǒng)、有功和無功功率調節(jié)、調度通信系統(tǒng)、遠程集控系統(tǒng)等。

計算機監(jiān)控范圍包括：電池組件、逆變器、10kV箱式變壓器、10kV母線、10kV線路斷路器及隔離開關、10kV母線PT、站用電及直流系統(tǒng)等。

每個光伏方陣設子監(jiān)控系統(tǒng)一套，共配置7套就地光伏通信柜，分別安裝在箱變內。采集箱變、逆變器信息，并通過網(wǎng)絡交換機與10kV開關站計算機監(jiān)控系統(tǒng)相連。

3.8.光伏陣列基礎及布置

3.8.1.支架系統(tǒng)

3.8.1.1.支架型式及布置要求

本項目光伏支架形式擬采用固定支架，由防水膠皮、鋁合金夾具、鋁合金立柱、鋁合金橫梁、鋁合金導軌、鋁合金壓塊等組成，由螺絲固定于屋頂彩鋼板梯形凸起。光伏支架陣列布置樣例如圖所示：

3.8-1 鋁合金支架樣例圖 3.8-2 鋁合金橫梁樣例圖

光伏組件布置采用2×13布置方式，每個支架單元布置26塊光伏組件，光伏組件南北向按屋頂向陽傾角5°或6°考慮。光伏組件排布圖如3.8-3所示：

圖3.8?3 光伏組件排布圖

3.8.2.箱、逆變布置

每個方陣對應一個箱變，箱變擬布置在企業(yè)配電室預留位置。

組串式逆變器體積小、重量輕，通過螺栓將逆變器固定在光伏支架或安全步道上，不新建逆變器基礎。

3.8.3.集電線路

組件與逆變器，光伏方陣與箱變之間，擬采用屋頂電纜槽盒或鍍鋅管、廠房內電纜槽盒及電纜溝方式進行敷設。在輸配電線路槽盒及開關柜等部位，做好防火涂料、防火隔板、防火包、防火泥等防火措施。

3.8.4.屋頂行走步道工程

根據(jù)屋頂結構，初步設計屋頂安全行走步道，必要的地方設計安全護欄。行走步道寬度設計為50cm，格柵型式，使用鍍鋅不銹鋼材料，由螺絲固定于屋頂彩鋼板梯形凸起。

行走步道是屋頂光伏電站重要組成部分，行走步道應能到達每個方陣系統(tǒng)，減少材料的二次搬運。因此在方陣布置時，考慮行走步道規(guī)劃，做到滿足運輸及日常巡查和檢修的要求的條件下，使屋頂步道行走安全可靠、線形整齊美觀，與周圍環(huán)境相協(xié)調。

4.工程匡算及財務分析

4.1.編制原則及依據(jù)

（1）《光伏發(fā)電工程設計概算編制規(guī)定及費用標準》（NB/T32027-2016）；

（2）《光伏發(fā)電工程概算定額》（NB/T32035-2016）；

（3）設計圖紙、工程量、設備材料清單等；

（4）編制水平年：2020年第三季度。

4.2.財務分析

本項目財務評價依據(jù)《建設項目經(jīng)濟評價方法與參數(shù)（第三版）》，以及有關現(xiàn)行法律、法規(guī)、財稅制度進行計算。

4.3.計算基礎數(shù)據(jù)

（1）資金來源

本工程考慮項目注冊資本金為30%，融資70%。

（2）主要計算參數(shù)：

計算期建設期3個月，運行期20年。

折舊年限： 15年

殘值率： 5%

其他資產(chǎn)攤銷年限： 5年

修理費： 0.1%～0.2%

電廠定員： 3人

年人均工資： 85000元/人

福利費及其他： 55.7%

平均材料費： 3元/(kW·年)

其他費用： 12元/(kW·年)

首年有效利用小時數(shù)： 1363.75hr

企業(yè)所得稅： 25%（三免三減半）

保險費率： 0.25%

城市維護建設稅： 5%

教育費附加： 3%

地方教育附加： 2%

應付利潤比例： 8%

公積金及公益金： 10%

（3）貸款利率及償還

銀行長期貸款名義利率按4.65%，短期貸款名義利率按3.85%計算，銀行融資貸款償還期為投產(chǎn)后15年，采用等額還本利息照付方式。

（4）增值稅

4.3.1.電力產(chǎn)品增值稅稅率為13%。增值稅為價外稅，為計算銷售稅金附加的基礎。

4.4.工程匡算

本項目資金來源按資本金占總投資的30%先期投入，其余資金從銀行貸款進行計算。

本工程的單位千瓦動態(tài)投資3900元/kW，不配套儲能，工程動態(tài)總投資7800萬元，單位千瓦工程總投資為4158.22元/kW。

按雙方協(xié)議電價0.52元/ kW·h且全額消納計算，結果表明項目投資內部收益率（所得稅前）為8.16%，資本金內部收益率為11.90%，投資回收期（所得稅后）為8.77年。

按雙方協(xié)議電價0.55元/ kW·h且全額消納計算，結果表明項目投資內部收益率（所得稅前）為9.01%，資本金內部收益率為14.29%，投資回收期（所得稅后）為7.05年。

按雙方協(xié)議電價0.60元/ kW·h且全額消納計算，結果表明項目投資內部收益率（所得稅前）為10.39%，資本金內部收益率為18.36%，投資回收期（所得稅后）為5.70年。

4.5.財務評價表

表4.5-1 財務指標匯總表（電價0.52元/ kW·h）

表4.5-2 財務指標匯總表（電價0.55元/ kW·h）

表4.5-3 財務指標匯總表（電價0.60元/ kW·h）

5.運維管理

5.1.運維總體原則

本光伏電站按智能光伏電站設計，光伏電站的運行參數(shù)、現(xiàn)場情況等重要信息可通過以太網(wǎng)絡上傳至用戶指定的遠方監(jiān)控計算機實現(xiàn)遠方監(jiān)控及管理，實現(xiàn)電站“無人值班，少人值守”。

在開關站主控室裝設智能光伏電站監(jiān)控和生產(chǎn)管理系統(tǒng)、計算機監(jiān)控系統(tǒng)、智能視頻監(jiān)控系統(tǒng)、微機保護自動化裝置、就地檢測儀表和智能無人機巡檢系統(tǒng)等設備來實現(xiàn)全站機電設備的數(shù)據(jù)采集與監(jiān)視、控制、保護、測量、遠動等全部功能，并可將光伏電站的運行參數(shù)、現(xiàn)場情況等重要信息可通過以太網(wǎng)絡上傳至用戶指定的遠方監(jiān)控計算機實現(xiàn)遠方監(jiān)控及管理。

5.2.運維機構設置

5.2.1.管理方式

本項目管理機構的設置根據(jù)生產(chǎn)需要，本著精干、統(tǒng)一、高效的原則，體現(xiàn)智能化光伏電站的運行特點。本電站按“無人值班、少人值守、智能運維、遠程集控”原則進行設計，并按此方式管理。本光伏電站生產(chǎn)管理集中在主控室，負責管理整個電站的光伏發(fā)電子單元和開關站的生產(chǎn)設備。針對本項目暫按配置3名運維和管理人員考慮。

建設期結束后光伏電站工程項目公司職能轉變?yōu)轫椖窟\營。運營公司做好光伏電站工程運行和日常維護及定期維護工作，光伏電站工程的大修、電池組件的清洗、鋼支架緊固的維護、屋頂行走步道的定期養(yǎng)護等工作人員主要外包為主。

5.2.2.運營期管理設計

光伏電站采用運行及檢修一體化的生產(chǎn)模式，盡量精簡人員，節(jié)省開支。所有人員均應具備合格資質，有一專多能的專業(yè)技能，主要運行崗位值班員應具備全能值班員水平，設備運行實行集中控制管理。

5.2.3.檢修管理設計

定期對設備進行較全面的檢查、清理、試驗、測量、檢驗及更換需定期更換的部件等工作，以消除設備和系統(tǒng)缺陷。設備檢修實行點檢定修制管理。

光伏電站每月在月報中將本月的缺陷發(fā)生情況、消缺完成情況及消缺率上報公司主管部門。并對設備缺陷、故障的數(shù)據(jù)進行統(tǒng)計分析，從中分析出設備運行規(guī)律，為備品備件定額提供可靠依據(jù)，預防設備缺陷、故障的發(fā)生，降低設備缺陷及故障發(fā)生率，提高設備健康水平，將設備管理從事后管理變?yōu)槭虑肮芾怼?/p>

6.結論

（1）本項目采用Solar GIS多年輻射數(shù)據(jù)成果進行測算，項目地年太陽總輻射曝輻量為5000MJ/（m2·a）。根據(jù)中國太陽輻射資源區(qū)劃標準，該區(qū)域資源等級為豐富，工程具備開發(fā)價值。項目場區(qū)場區(qū)內空氣質量較好，無沙塵、大風天氣，年內氣溫變化小，太陽輻射在大氣中的損耗相對較少，氣候條件有利于太陽能資源開發(fā)。

（2）本項目位于山東省臨沂市莒南縣經(jīng)濟開發(fā)區(qū)，擬建設在莒南財金新材料產(chǎn)業(yè)園廠房屋頂，場址區(qū)附近對外交通運輸條件便利，廠區(qū)內無其他高大遮擋物，陽光資源接收條件相對較好，具備修建光伏電站的廠區(qū)條件。土地已經(jīng)劃轉完成，手續(xù)完備。廠房為彩鋼瓦屋頂，全部建設完成后，可利用開發(fā)廠房屋頂面積約20萬平方米，目前已建設標準化廠房3.6萬平方米，其余廠房計劃于2021年6月建設完工。屋頂向陽傾角為5度和6度角，屋面恒荷載為0.65kN/m2，屋面活荷載：0.50kN/m2，能夠滿足光伏項目承重要求（光伏板及配件自重0.35kN/m2）。

（3）根據(jù)項目廠區(qū)建設情況及特征，結合風光資源分布情況以及廠區(qū)消納條件，規(guī)劃建設分布式光伏項目裝機容量20MW，其中，一期3.6MW、二期5.9MW*2、三期4.6MW，預計20年總發(fā)電量374290.58MW·h，20年年平均發(fā)電量18714.53MW·h，20年年平均利用小時數(shù)為935.73h，首年利用小時數(shù)1000h。光伏場區(qū)擬采用495Wp單晶雙玻雙面組件，196kW組串式逆變器。

（4）本工程的單位千瓦動態(tài)投資3900元/kW，不配套儲能，工程動態(tài)總投資7800萬元，單位千瓦工程總投資為4158.22元/kW。針對本項目暫按配置3名運維和管理人員考慮。

按雙方協(xié)議電價0.52元/ kW·h且全額消納計算，結果表明項目投資內部收益率（所得稅前）為8.16%，資本金內部收益率為11.90%，投資回收期（所得稅后）為8.77年。

按雙方協(xié)議電價0.55元/ kW·h且全額消納計算，結果表明項目投資內部收益率（所得稅前）為9.01%，資本金內部收益率為14.29%，投資回收期（所得稅后）為7.05年。

按雙方協(xié)議電價0.60元/ kW·h且全額消納計算，結果表明項目投資內部收益率（所得稅前）為10.39%，資本金內部收益率為18.36%，投資回收期（所得稅后）為5.70年。

第五篇：湖南分布式光伏政策

2016年湖南省太陽能發(fā)電國家補貼標準新政策解讀(一覽表)湖南省政府辦公廳近日下發(fā)《關于推進分布式光伏發(fā)電發(fā)展的實施意見》，明確到2017年末，力爭全省新增分布式光伏發(fā)電裝機規(guī)模超過100萬千瓦，累計達到145萬千瓦以上。實施意見明確，對使用省內生產(chǎn)的太陽能電池板、逆變器等光伏組件、未享受中央財政補助且通過驗收的分布式光伏發(fā)電項目，實行電價補貼;居民利用自有屋頂自檢分布式光伏發(fā)電項目的，自發(fā)自用電量不納入階梯電價適用范圍。

2015年投產(chǎn)項目的發(fā)電量(含自發(fā)自用電量和上網(wǎng)電量)，省內補貼0.2元/千瓦時，補貼期限10年。2015-2017年投產(chǎn)項目補貼標準根據(jù)成本變化適時調整。依據(jù)標桿電價，湖南省屬于Ⅲ類資源區(qū)，對應的光伏標桿電價為0.98元/kWh。

②：地方補貼

依據(jù)地方政策

政策：湖南省2015年底下發(fā)了《湖南省關于推進分布式光伏發(fā)電發(fā)展的實施意見》，內容：對使用省內生產(chǎn)的太陽能電池板、逆變器等光伏組件、未享受中央財政補助且通過驗收的分布式光伏發(fā)電項目，實行電價補貼，2015年建成投產(chǎn)項目補貼為0.2元/kWh，2015-2017年補貼標準根據(jù)成本變化適時調整。

分布式光伏發(fā)電項目實行備案管理，備案有效期為一年。

在長沙注冊企業(yè)投資新建并于2015年至2020年期間建成并網(wǎng)發(fā)電的分布式光伏發(fā)電項目，根據(jù)項目建成后的實際發(fā)電量，除按政策享受國家和省度電補貼外，自并網(wǎng)發(fā)電之日起按其實際發(fā)電量由市財政再給予0.1元/度的補貼，補貼期為5年。

知識延伸

分布式光伏項目可選擇三種模式(國家補貼為20年)：

1：如果選擇“全額上網(wǎng)”方式，對應的光伏標桿電價為0.95元/kWh;

2：如果選擇“自發(fā)自用，余電上網(wǎng)”，國家給予0.42元/kWh的電價補貼，上網(wǎng)部分按照當?shù)厝济簶藯U電價收購;

3：全部“自發(fā)自用”，則電價為售電價格、國家電價補貼價格與省級補貼之和。根據(jù)湖南省電網(wǎng)銷售電價表，當項目電價采用一般工商業(yè)電價(0.83395元/kWh)時，項目整體收益最高。各市州、縣市區(qū)人民政府，省政府各廳委、各直屬機構：根據(jù)國務院《關于促進光伏產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的若干意見》(國發(fā)【2013】24號，以下簡稱《意見》)精神，結合我省實際，經(jīng)省人民政府同意，現(xiàn)就推進我省分布式光伏發(fā)電發(fā)展提出以下實施意見：

一、基本原則(一)產(chǎn)業(yè)帶動。以推進分布式光伏發(fā)電發(fā)展為契機，帶動和扶持省內光伏發(fā)電逆變器、電池組件及封裝、設計咨詢、系統(tǒng)集成服務、施工安裝等光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展。(二)就地消納。分布式光伏發(fā)電項目以自發(fā)自用為主，余量上網(wǎng)，優(yōu)先布局工業(yè)園區(qū)、商業(yè)集聚區(qū)和公共設施區(qū)等用電負荷集中、用電量大、用電價格高的區(qū)域，就近接入35千伏及以下電壓等級電網(wǎng)，避免升壓長距離輸送，減少電能損耗，提高項目收益。(三)市場為主。以企業(yè)為投資主體，分布式光伏發(fā)電項目由市場主體投資建設，政府提供政策支持，做好協(xié)調服務。

二、主要目標到2017年末，力爭全省新增分布式光伏發(fā)電裝機規(guī)模超過100萬千瓦，累計達到145萬千瓦以上。

三、政策措施

(一)創(chuàng)新發(fā)展模式，推進項目建設。加強政策宣傳，創(chuàng)新發(fā)展模式，鼓勵大型建筑物所有者自行投資、合同能源管理公司與分散的建筑物所有者集中協(xié)商租賃屋頂連片開發(fā)分布式光伏發(fā)電項目。工業(yè)園區(qū)新建標準廠房應符合分布式光伏發(fā)電設備安裝要求，并優(yōu)先推廣分布式光伏發(fā)電項目。

(二)制定補貼標準，提升價格競爭力。對使用省內生產(chǎn)的太陽能電池板、逆變器等光伏組件、未享受中央財政補助且通過驗收的分布式光伏發(fā)電項目，實行電價補貼;居民利用自有屋頂自建分布式光伏發(fā)電項目的，自發(fā)自用電量不納入階梯電價適用范圍。2015年投產(chǎn)項目的發(fā)電量(含自發(fā)自用電量和上網(wǎng)電量)，省內補貼0.2元/千瓦時，補貼期限10年，補貼資金先由省級可再生能源電價附加加價基金安排，不足部分由省財政安排預算補足。由省財政廳牽頭，會同省發(fā)改委參照國家現(xiàn)行制度制定項目確認、資金撥付和管理等具體細則。2015-2017年投產(chǎn)項目補貼標準根據(jù)成本變化適時調整。

(三)加強并網(wǎng)服務，提高運行效率。省電力公司要出臺專門的并網(wǎng)服務指南，對6兆瓦以下的分布式光伏發(fā)電項目，實行免費提供關口計量和發(fā)電計量用電能表，承擔因分布式光伏發(fā)電項目接入引起的公共電網(wǎng)改造任務，出具接入電網(wǎng)意見，限時辦結，并全額收購上網(wǎng)電量;對6兆瓦以上項目要簡化程序、提高效率。要準確計量和審核分布式光伏發(fā)電項目的電量與上網(wǎng)電量，做好申請電價補貼的基礎工作。

(四)落實價稅政策，降低發(fā)電成本。省國稅局、省地稅局等單位要按照《意見》和省政府辦公廳《轉發(fā)省財政廳省國稅局省地稅局<關于支持新能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展若干意見>的通知》(湘政辦發(fā)【2010】61號)要求，對分布式光伏發(fā)電自發(fā)自用電量免收可再生能源電價附加等針對電量征收的政府性基金，按規(guī)定落實已明確的所得稅、增值稅、稅前扣除等稅收優(yōu)惠政策，實現(xiàn)電價補貼效益的最大化，提高項目盈利能力。

(五)加強人才培養(yǎng)，強化科技支撐。省人力資源社會保障廳要優(yōu)先引進領域高新技術人才，省教育廳要加強省內高校新能源(光伏)類專業(yè)設置和師資配置，省科技廳要將國家級和省級重大科研專項向光伏領域傾斜，集中突破一批關鍵技術和設備研發(fā)，推動全省光伏產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展。

(六)積極開展宣傳，營造良好氛圍。各地各有關部門要通過網(wǎng)絡、電視、電臺、報刊等多種媒體全方位宣傳分布式太陽能發(fā)電具有良好的經(jīng)濟社會效益，宣傳其在調整能源結構、促進節(jié)能減排、美化居住環(huán)境等方面的重要意義，引導消費者樹立使用清潔能源意識，引導社會資本積極投資、大型建筑物屋頂所有者積極支持分布式太陽能發(fā)電建設，在全社會形成支持分布式光伏發(fā)電發(fā)展的良好氛圍。