第一篇：“秀洲模式”破題光伏分布式

“秀洲模式”破題光伏分布式

發布日期： 2014-04-14

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字號：[ 大 中 小 ] 在當前分布式發展勢頭低迷，甚至業界都對分布式充滿質疑之時，創新型的“秀洲模式”已然成為推動國內分布式發展，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。”這是當前業內不少人的共同觀點。困擾分布式發展的問題，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電推廣的應用模式。經過近一年半的摸索，“秀洲模式”成果初顯，首期61兆瓦分布式工作正在有序并網。戶用、工業廠房、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劃、先行發展的15個城市之一。2012年12月，作為浙江省政府光伏產業“五位一體”創新綜合試點，嘉興市所轄的城區——秀洲獲得了建設省級光伏高新技術產業園區的資格。

“是機遇，更是挑戰。”光伏園區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展道路，這一決定得到了省、市、區、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電應用示范區建設，管委會還專門針對分布式面臨的發展難點，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。

“通過對園區內可利用屋頂的逐個排查，園區第一時間掌握了屋頂資源情況，并據此，提出了在光伏高新區發展規劃中的建設目標。“所有相關政策都可以查詢到具體的管理辦法。”上述園區負責人說。

“我們公司在入駐園區之初還心存困惑，對屋頂資源情況也不甚了解，后來園區管委會給我們一張全區屋頂資源的統計表。不同屋頂的類型、結構一目了然，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，也是開發商最頭疼的問題，開發商最擔心的就是與多個屋頂業主打交道。這也讓園區對自己身兼的責任有了重新的認識。在屋頂業主、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、項目投資方簽訂三方協議。由園區管委會整體掌握、統籌安排屋頂資源，平衡分布式電站建設資源的分配，統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惡性競爭，有效緩解投資商與屋頂業主在建設項目過程中的顧慮，為項目的加快建設創造了條件。項目竣工后，由項目建設單位向光伏高新園區管委會提出綜合驗收申請，光伏高新區管委會、發改、住建、電力等部門對項目進行綜合驗收。同時，電力部門對電網接入部分進行并網驗收，并與項目業主簽訂并網調度協議及購售電合同等相關手續。

“為了提高屋頂業主的積極性，我們又針對性的設置了方案。”上述園區負責人介紹。對于園區內工礦企業，多采用合同能源管理模式。屋頂業主可以選擇享受電價九折或者每年6元/平米的收益，產權收益均歸投資商；部分選擇用自投自建模式，EPC總包給投資商，產權收益歸屋頂企業享有；對于戶用分布式電站，如沙家浜集聚住宅小區戶用屋頂光伏發電項目，計劃規劃建設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、醫院、政府等公共設施屋頂，倡導政府做好帶頭引領作用。

創新運維 可持續性發展

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一運維管理模式。由產業園區下屬國資公司出資成立專業運維公司，負責轄區內所有分布式光伏電站的電費結算、運行維護等服務工作。

據記者了解，秀洲區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一維護；自發自用電費由運維公司統一收取并轉交給各投資商；上網電費和相關補貼統一撥付各投資商。同時，運維公司擬對每度電收取0.02元設立統籌運維基金，專項用于電站建成以后因屋頂局部改建而產生的費用等。

不僅如此，秀洲區政府又設立2億元的專項資金，重點在應用示范、產業培育、人才引進等方面給予全力扶持。對列入國家分布式光伏發電應用示范區的項目給予每瓦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，在執行有序用電時，對已安裝分布式光伏發電項目的企業，評價等級上調一級，優先審批因轉型升級所需的電力增容需求；光伏系統所發電量可以在其年度用能指標中予以抵扣，并在評選“綠色企業”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控與統一展示平臺，對光伏電站所發電量實現實時監控，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發展。

第二篇：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，專業一點就是，使得資產的 流動性降低；

?融資——借錢，專業一點就是，使得資產的

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戶，簽訂BOT 協議，在農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。。空手套白狼。。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投資，已經是部

分動態投資。

?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。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，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”，觀看本節課程 視頻.

第三篇：分布式光伏項目建議書

莒南財金新材料產業園20MW分布式光伏項目建議書

（技術方案及經評匡算）

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，是大唐山東發電有限公司的全資子公司，是特大型中央企業中國大唐集團有限公司的三級企業，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產燃煤機組，總投資27.8億元，具備700噸/小時工業抽汽能力和500萬平方米供暖能力。兩臺機組分別于2016年12月、2017年1月相繼投產發電，屬山東電網直調公用機組。可實現年發電量35億千瓦時，供熱量1094.45萬吉焦，截至目前，向臨清15家市重點企業提供高品質工業蒸汽，有力助推了地方經濟社會發展。曾榮獲國家優質工程獎，中國電力優質工程獎，山東省文明單位。

大唐臨清熱電有限公司自成立以來，始終堅持高質量發展理念，主動對接省、市、縣發展規劃，在全力確保安全穩定、提質增效的基礎上，積極開發風、光新能源項目，優化地方產業布局，拓展企業全方位發展空間，為地方經濟發展做出應有的貢獻。

1.2.項目場址概述

本項目位于山東省臨沂市莒南縣經濟開發區，擬建設在莒南財金新材料產業園廠房屋頂，場址區附近對外交通運輸條件便利，廠區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條件。土地已經劃轉完成，手續完備。廠房為彩鋼瓦屋頂，全部建設完成后，可利用開發廠房屋頂面積約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業園一期廠房，該公司是中外合資企業，專業生產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。

根據項目廠區建設情況及特征，結合風光資源分布情況以及廠區消納條件，規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，光照時數年均2290h～2890h，熱量條件可滿足農作物一年兩作的需要，由東南向西北遞減。降水季節分布很不均衡，全年降水量有60%～70%集中于夏季，易形成澇災，冬、春及晚秋易發生旱象，對農業生產影響最大。

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劃

2.2.臨沂市太陽能資源介紹

臨沂市氣候屬溫帶季風區大陸性氣候，具有顯著的季節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”。市年平均日照時數為2300h，最多年2700h，最少年1900h。

2.3.場區太陽能資源概況

本工程現處于項目前期階段，場址區域內未設立測光塔，無實測光照輻射數據，本階段采用Meteonorm及Solar GIS太陽能輻射數據綜合分析計算項目資源特性。經分析：

（1）根據《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劃標準見表2.3-1），項目具備工程開發價值。根據我國太陽能資源穩定度的等級劃分，工程所在地的太陽能資源穩定度為穩定。

表2.3-1 太陽能總輻射年輻照量等級

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

（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無較大影響。

（5）場址有雷暴發生概率，本項目應根據光伏組件布置的區域面積及運行要求，合理設計防雷接地系統，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

本項目規劃標稱裝機規模20MW。考慮目前市場主流設備情況、技術先進性及其場址地形特點，光伏場區擬采用495Wp單晶雙玻雙面組件，暫按將系統分成5個標稱容量為3.15MW并網發電單元、2個2.5MW并網發電單元，光伏方陣采用1500V系統的組串式逆變方案+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

根據市場生產規模、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電效率優勢明顯，能夠增加光伏電站單位面積發電量，發電量的收益高于單位成本差價。

根據2020年組件產能情況，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的集中式逆變器的思路不同，即以小規模的光伏發電單元先逆變，通過不同的組串式逆變器并聯接至箱變低壓側升壓，并非集中式的把光伏組件所發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節，即減少了直流損耗。總的來說，組串式逆變器方案是分散MPPT，分散逆變和監控。從理論上講，組串式逆變器在系統效率以及發電量上有一定的優勢。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，交流端并聯并網，其優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，最大限度的增加發電量；組串式逆變器減少了系統的直流傳輸環節，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；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

根據光伏電站裝機規模及接入系統電壓等級，光伏電站輸變電系統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，通過箱變內的環網柜與其他光伏發電子陣形成合理的10kV饋線回路，連接到10kV配電室的10kV開關柜。

3.3.3.組件布置

光伏發電系統的發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10kV配電室10kV開關柜考慮。最終接入方案根據接入系統批復意見為準。

3.5.年上網電量估算

本工程的發電量計算根據太陽輻射量、系統組件總功率、系統總效率等數據，系統首年發電量折減2.5％，光伏組件每年功率衰減0.5%。經計算得電站20年發電量見表3.6-1。

表3.6-1 20年發電量和年利用小時數

20年總發電量374290.58MW·h，20年年平均發電量18714.53MW·h，20年年平均利用小時數為935.73h，首年利用小時數1000h。

3.6.無功補償

本項目交流側裝機規模為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批復意見為準。

3.7.監控和保護系統設計

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。主要配置系統有：開關站計算機監控系統、光伏場區計算機監控系統、繼電保護及安全自動裝置、電能質量在線監測裝置、防誤操作系統、電能量計量系統、火災自動報警系統、視頻安防監控系統、環境監測系統、光功率預測系統、有功和無功功率調節、調度通信系統、遠程集控系統等。

計算機監控范圍包括：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、站用電及直流系統等。

每個光伏方陣設子監控系統一套，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，并通過網絡交換機與10kV開關站計算機監控系統相連。

3.8.光伏陣列基礎及布置

3.8.1.支架系統

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，減少材料的二次搬運。因此在方陣布置時，考慮行走步道規劃，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，與周圍環境相協調。

4.工程匡算及財務分析

4.1.編制原則及依據

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

（2）《光伏發電工程概算定額》（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《建設項目經濟評價方法與參數（第三版）》，以及有關現行法律、法規、財稅制度進行計算。

4.3.計算基礎數據

（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：

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： 1363.75hr

企業所得稅： 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投資3900元/kW，不配套儲能，工程動態總投資7800萬元，單位千瓦工程總投資為4158.22元/kW。

按雙方協議電價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、現場情況等重要信息可通過以太網絡上傳至用戶指定的遠方監控計算機實現遠方監控及管理，實現電站“無人值班，少人值守”。

在開關站主控室裝設智能光伏電站監控和生產管理系統、計算機監控系統、智能視頻監控系統、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等設備來實現全站機電設備的數據采集與監視、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、現場情況等重要信息可通過以太網絡上傳至用戶指定的遠方監控計算機實現遠方監控及管理。

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生產需要，本著精干、統一、高效的原則，體現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。本光伏電站生產管理集中在主控室，負責管理整個電站的光伏發電子單元和開關站的生產設備。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為項目運營。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模式，盡量精簡人員，節省開支。所有人員均應具備合格資質，有一專多能的專業技能，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、故障的數據進行統計分析，從中分析出設備運行規律，為備品備件定額提供可靠依據，預防設備缺陷、故障的發生，降低設備缺陷及故障發生率，提高設備健康水平，將設備管理從事后管理變為事前管理。

6.結論

（1）本項目采用Solar GIS多年輻射數據成果進行測算，項目地年太陽總輻射曝輻量為5000MJ/（m2·a）。根據中國太陽輻射資源區劃標準，該區域資源等級為豐富，工程具備開發價值。項目場區場區內空氣質量較好，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。

（2）本項目位于山東省臨沂市莒南縣經濟開發區，擬建設在莒南財金新材料產業園廠房屋頂，場址區附近對外交通運輸條件便利，廠區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條件。土地已經劃轉完成，手續完備。廠房為彩鋼瓦屋頂，全部建設完成后，可利用開發廠房屋頂面積約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）根據項目廠區建設情況及特征，結合風光資源分布情況以及廠區消納條件，規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年總發電量374290.58MW·h，20年年平均發電量18714.53MW·h，20年年平均利用小時數為935.73h，首年利用小時數1000h。光伏場區擬采用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投資3900元/kW，不配套儲能，工程動態總投資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。

第四篇：湖南分布式光伏政策

2016年湖南省太陽能發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《關于推進分布式光伏發電發展的實施意見》，明確到2017年末，力爭全省新增分布式光伏發電裝機規模超過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電項目的，自發自用電量不納入階梯電價適用范圍。

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

②：地方補貼

依據地方政策

政策：湖南省2015年底下發了《湖南省關于推進分布式光伏發電發展的實施意見》，內容：對使用省內生產的太陽能電池板、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電項目，實行電價補貼，2015年建成投產項目補貼為0.2元/kWh，2015-2017年補貼標準根據成本變化適時調整。

分布式光伏發電項目實行備案管理，備案有效期為一年。

在長沙注冊企業投資新建并于2015年至2020年期間建成并網發電的分布式光伏發電項目，根據項目建成后的實際發電量，除按政策享受國家和省度電補貼外，自并網發電之日起按其實際發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”方式，對應的光伏標桿電價為0.95元/kWh;

2：如果選擇“自發自用，余電上網”，國家給予0.42元/kWh的電價補貼，上網部分按照當地燃煤標桿電價收購;

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

一、基本原則(一)產業帶動。以推進分布式光伏發電發展為契機，帶動和扶持省內光伏發電逆變器、電池組件及封裝、設計咨詢、系統集成服務、施工安裝等光伏產業發展。(二)就地消納。分布式光伏發電項目以自發自用為主，余量上網，優先布局工業園區、商業集聚區和公共設施區等用電負荷集中、用電量大、用電價格高的區域，就近接入35千伏及以下電壓等級電網，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。以企業為投資主體，分布式光伏發電項目由市場主體投資建設，政府提供政策支持，做好協調服務。

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

三、政策措施

(一)創新發展模式，推進項目建設。加強政策宣傳，創新發展模式，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商租賃屋頂連片開發分布式光伏發電項目。工業園區新建標準廠房應符合分布式光伏發電設備安裝要求，并優先推廣分布式光伏發電項目。

(二)制定補貼標準，提升價格競爭力。對使用省內生產的太陽能電池板、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電項目的，自發自用電量不納入階梯電價適用范圍。2015年投產項目的發電量(含自發自用電量和上網電量)，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，會同省發改委參照國家現行制度制定項目確認、資金撥付和管理等具體細則。2015-2017年投產項目補貼標準根據成本變化適時調整。

(三)加強并網服務，提高運行效率。省電力公司要出臺專門的并網服務指南，對6兆瓦以下的分布式光伏發電項目，實行免費提供關口計量和發電計量用電能表，承擔因分布式光伏發電項目接入引起的公共電網改造任務，出具接入電網意見，限時辦結，并全額收購上網電量;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電項目的電量與上網電量，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《轉發省財政廳省國稅局省地稅局<關于支持新能源產業發展若干意見>的通知》(湘政辦發【2010】61號)要求，對分布式光伏發電自發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，按規定落實已明確的所得稅、增值稅、稅前扣除等稅收優惠政策，實現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，強化科技支撐。省人力資源社會保障廳要優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，推動全省光伏產業健康發展。

(六)積極開展宣傳，營造良好氛圍。各地各有關部門要通過網絡、電視、電臺、報刊等多種媒體全方位宣傳分布式太陽能發電具有良好的經濟社會效益，宣傳其在調整能源結構、促進節能減排、美化居住環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電建設，在全社會形成支持分布式光伏發電發展的良好氛圍。

第五篇：分布式光伏發電投資建設運營模式研究.

分布式光伏發電投資建設運營模式研究 分布式光伏發電項目的選擇

1.1 分布式光伏發展目標分析

從長遠看，我國太陽能光伏發電市場空間廣闊、潛力巨大，具有上億千瓦的市場潛力。雖然相對于核能、水能和風能等非化石能源，我國太陽能光伏發電還處于起步階段，但國內太陽能光伏發電市場未來的發展空間非常巨大。

《十二五可再生能源規劃》指出，2015年，我國分布式太陽能光伏發電安裝量將達到1000萬千瓦，年平均安裝量將達到300萬千瓦左右，表1為具體的目標分解。

表1 2015年我國分布式太陽能光伏發電各區域發展目標分解

1.2 分布式光伏發電項目選擇原則

分布式光伏發電項目應根據以下原則進行選擇：

(1)安裝地區、地點條件

規劃目標：根據表1中我國分布式太陽能光伏發電各區域發展目標分解情況來看，規劃目標容量越大，當地政策、宣傳效果、人才培養等各方面對于分布式發電的推廣越有利，因此，華東地區、中南地區、華北地區為分布式光伏發電項目的最佳區域，三個地區占到2015年分布式發電規劃1

總容量的83%。

當地太陽能資源條件：資源越好效益越能得到保證。

安裝處建筑物條件：朝向正、采光時間長、局部少遮擋、合理傾斜角度、輸電距離短、足夠的負荷量。

負荷高且穩定：能保證自用電比例高。

補貼標準高：有地方補貼。

管理模式：消除障礙、加強服務、規范市場、加快發展。

(2)用戶電費水平和當地脫硫機組上網電價

完全自發自用：經濟性最好，用戶條件依次為一般工商業、大工業、居民或農業用電。

用戶效益分成合理：用戶從電網購電電費高，用戶電費折扣比例不能太高。

多余電量上網：視當地脫硫機組上網電價和計量方式的差異。

全部電量上網：經濟性不適宜，可走“上網標桿電價”審批程序。

(3)建設峰谷電價或階梯電價用戶一般情況效益會提高。

(4)成本、系統效率與管理

安裝方式：一般BAPV低于BIPV。

系統配置：安全、高效、合理、低造價、系統效率高。

運行管理：有效、低成本，壽命長、可靠性高。

1.3 重點區域及領域分析

從市場潛力來看，我國與建筑結合的光伏發電市場潛力最大的領域是農村房屋屋頂，其次是南向墻面，最后是城市屋頂;從太陽能光伏發電的經濟性來看，分布式太陽能光伏發電應該“先發展城市經濟承受力強的區域，后發展農村經濟承受能力較弱的區域”;從太陽能光伏發電自身特性來看，分布式太陽能光伏發電系統應該“先安裝于屋頂，后安裝于南向屋面”。

從經濟承受能力來看，目前，全世界的90%并網光伏發電系統是以“與建筑結合”的方式(BIPV)安裝在經濟承受能力較好的城市建筑之上。就我國來說，僅以北京、天津、上海、南京、廣州、杭州等幾個較為發達的城市屋頂為例，如果到2030年這幾個較發達城市30%的屋頂面積能夠安裝太陽能光伏發電系統，則這些城市的光伏發電系統市場潛力合計約為4288萬千瓦。

因此，2015年前宜重點發展華北、華東和華南各省城市屋頂光伏發電系統，同時兼顧東北、中西部地區等地的分布式太陽能光伏發電利用。到2015年，華東地區分布式光伏發電裝機達到430萬千瓦，華北地區裝機將達到190萬千瓦，中南地區裝機將達到210萬千瓦，三者合計共占總裝機的80%以上。盈利能力的技術經濟分析

2.1 分布式光伏發電經濟性分析

(1)促使效益增加的因素

①經營期(含補貼期)電費提高和脫硫電價提高可以預期

②安裝良好的光伏系統其實際發電量可能會高于測算值(測算取最低輻射值并留有余量)。

③初始投資低于測算值(8～10元/千瓦)。

④低成本高效技術。

⑤合同能源管理模式增值稅減少以及增加獎勵政策等因素。

⑥實行峰谷電價和階梯電價的地區一般會增大電費水平。

⑦盡量自發自用，減少余電上網。

(2)促使效益減少的因素

①設計、安裝、管理不合理、設備質量差使發電量低于預期。

②局部遮擋、朝向、積雪、灰塵遮擋沒有引起充分重視，發電量低于預期。

③建筑物質量或災害性氣候造成的設備損壞。

④合同能源管理方式用戶效益分成比例高(一般應控制在電費總額的10%以內)。

⑤補貼期低于經營期。

⑥BIPV一般會增大初始投資。

⑦建筑物業主自己投資、建設、管理可能會是最經濟的1

做法。

2.2 經濟性分析

太陽能光伏發電成本主要受壽命期內太陽能發電總成本和總發電量的影響。其中，光伏發電總成本主要取決于初始投資的大小，目前分布式光伏發電系統的初始投資大約在1.0～1.5萬元/千瓦。而與之相關的運行維護費、貸款利率、稅收等其他因素，則屬于不敏感因素，對系統的度電成本影響不大。

進行經濟性分析主要采用“平準化能源成本”的算法(LCOE)，主要原理為在光伏電站的全生命周期中，計算總支出的現值與總發電量的現值之比，得到度電成本。

從系統投資來看，分布式光伏系統可用于居民、工商業屋頂等不同場所，裝機規模也因此差異很大，從幾個千瓦至數十兆瓦不等。較大型的系統投資成本也會比較低，目前項目報價在12元/瓦左右(含稅)，中小型項目的價格差異會比較大，往往能高出10%左右。硬件成本主要由光伏組件、支架線纜、逆變器、其他輸配電設備等構成，軟性成本則包括土地(或屋頂)使用權、人工等。

太陽能光伏發電系統的發電量主要取決于當地的太陽能資源和光伏發電效率，同時也受運行方式、電池表面清潔度、線路損耗等多種因素的影響。考慮到地區分布、系統效率及太陽能輻射量等因素的影響，我國與建筑結合的光伏發1

電系統年有效運行時間在600～1700小時之間。

根據我國的實際條件，如果年發電小時數為1200小時，則不同的初始投資條件下太陽能光伏發電合理電價水平如表3所示(按照表2中的財務條件測算)。

表2 太陽能光伏發電電價測算的財務條件

表3 不同初始投資條件下的太陽能光伏電價水平

2.3 分布式光伏發電技術及成本發展預測

從太陽能光伏電池的技術發展趨勢來看，高效率、高穩定性和低成本是光伏電池發展的基本原則。未來晶體硅電池的技術進步主要表現在電池轉換效率不斷提高、電池壽命的不斷提高、設備和工藝的進步、生產規模不斷擴大、新技術和新材料的采用等。

從效率來看，預計到2020年，商業化單晶體硅太陽能光伏電池組件的效率能夠達到23%;商業化多晶體硅太陽能光伏電池組件的效率能夠達到20%;商業化硅基薄膜太陽能光伏電池組件的效率能夠達到12%;商業化碲化鉻太陽能光伏電池組件的效率能夠達到14%;商業化銅銦鎵硒太陽能光伏電池組件的效率能夠達到15%。

從晶體硅電池技術發展來看，未來的技術進步主要體現在新型硅材料研發制造、電池制造工藝改進、生產裝備技術1

改進、硅片加工技術提高、生產效率提高等方面。預計2015年商業化單晶硅電池效率有望突破23%，2030年可達到25%;多晶硅電池效率2015年有望達到19%，2030年可提升到21%。

從薄膜太陽能電池技術發展來看，未來的技術進步主要體現在電池制造工藝進步、連續生產技術水平提高、電池集成效率提高、簡化電池生產流程、生產規模提升等方面。預計2015年商業化硅基薄膜太陽能光伏電池組件的效率能夠達到12%;商業化碲化鉻太陽能光伏電池組件的效率能夠達到14%;商業化銅銦鎵硒太陽能光伏電池組件的效率能夠達到15%。

目前包括聚光太陽能電池在內的新型太陽能電池也在不斷發展，預計到2015年，聚光型太陽能電池可能會規模化生產，2020年以后會有大規模發展的空間。其他類型的太陽能光伏電池暫時還無法與傳統的晶體硅電池和薄膜電池相比擬。

對于電池組件價格來說，未來太陽能電池組件價格有望下降到3～4元/瓦;平衡系統價格有望下降到1～1.5元/瓦。在此條件下的分布式太陽能光伏發電初始投資有望達到7000元/千瓦，發電成本有望達到0.5元/千瓦?時。表4所示為我國太陽能光伏發電價格成本下降與潛力預測。

表4 中國分布式太陽能光伏發電價格成本下降與潛力1

預測投資和運營模式的選擇

IEEE 1547技術標準中給出的分布式電源的定義為通過公共連接點與區域電網并網的發電系統(公共連接點一般指電力系統與電力負荷的分界點)。并網運行的分布式發電系統在我國主要有兩種形式：

形式一：光伏系統直接通過變壓器并入中壓公共配電網(一般指10kV、20kV、35kV)，并通過公共配網為該區域內的負荷供電，其商業模式只能是“上網電價”，即全部發電量按照光伏上網電價全部出售給電網企業。

形式二：光伏系統在低壓或中壓用戶側并網，不帶儲能系統，不能脫網運行，目前中國90%以上的建筑光伏系統屬于此種類型。采用的商業模式是多種多樣的包括上網電價模式、凈電量結算模式、自消費模式(即“自發自用，余電上網”模式)。

3.1 國內外相關模式比較

3.1.1 歐洲模式

歐洲作為世界光伏主要市場，其太陽能光伏電站項目的運營模式也十分成熟。如圖1所示，在歐洲，太陽能光伏電站項目開發商大多為工程項目總承包公司。這類公司雖然自己不從事光伏組件等主要太陽能光伏發電產品的生產，但是1

他們一般都具有相關國家的太陽能光伏電站工程設計與發電系統安裝資質，而且具有非常完善的設備與材料釆購系統。因此，歐洲大部分的太陽能光伏發電系統安裝商與工程總承包商基本都是同一家企業，而且在整個太陽能光伏電站項目中，他們還同時扮演著太陽能光伏電站項目的開發商與發電系統集成商兩大重要角色。也就是說，在歐洲，太陽能光伏電站項目公司同時兼有系統安裝商、工程總承包商、項目開發商以及發電系統集成商四大角色。

由于在歐洲開發太陽能光伏發電項目，必須要先獲得相關資質證書及文件，因此我國許多光伏企業若想在歐洲開發太陽能電站項目，都必須先在當地成立一個項目公司，當該公司獲得了相應的資質以后，才可以進行太陽能光伏電站項目的開發與建設。而作為太陽能光伏電站的項目業主與開發商，既可以按照歐洲各國所制定的光伏上網電價及運營年限等政策，對自己所有的太陽能光伏電站進行經營管理，通過輸電、售電的方式從中獲得穩定的合法收益;同時也可以在光伏電站建成后直接將電站的經營權與所有權進行有償轉讓以獲利。目前我國大部分光伏企業都是釆取后者的模式，待太陽能光伏電站建成后直接將電站的經營權與所有權進行有償轉讓，因為這種方式不但能夠盡快收回投資，同時也不需要承擔太陽能光伏電站的經營風險。

圖1 歐洲現行太陽能光伏電站項目運營模式

3.1.2 美國模式

美國是目前世界上第四大的光伏市場，其太陽能光伏電站的發展也形成了一套獨特的運營模式。如圖2所示，美國的太陽能光伏電站項目運營模式與歐洲的太陽能光伏電站運營模式相似，唯一的區別就是歐洲各國是通過制定光伏上網電價以及電站的運營年限來對太陽能光伏電站進行管理，而美國則是依據實現簽訂的電力釆購協議，在特定時間內按照固定好的價格對太陽能光伏電站項目的開發商購買其電站所產生的電力資源，通過這種方式使得太陽能光伏電站項目的開發商與投資商從中獲利。我國在美國的這種太陽能光伏電站項目運營模式中，通常以太陽能光伏電站系統開發商與發電系統安裝商的角色出現，再通過與美國當地的銀行、電力公司等合作，利用他們的資金進行太陽能光伏電站的設計、安裝、運行、維護，并利用其相關資質辦理光伏電站的上網手續，最后通過向電力公司輸電、售電獲得相應的經濟收益。也就是說，美國的太陽能光伏電站項目運營模式主要依靠賣電盈利。

圖2 美國現行太陽能光伏電站項目運營模式

3.1.3 中國模式

我國現行的太陽能光伏電站項目運營模式如圖3所示，1

從圖中可以看出：我國的太陽能光伏電站項目運營與管理相對缺乏，市場化運作程度非常地低下。這主要是因為，在我國，絕大部分太陽能光伏電站都是以示范工程的方式建設起來，大多數太陽能光伏電站都是采取項目業主自有資金投資、自發自用的模式運營，相關的政府部門只對其所分管的相應太陽能光伏電站項目進行項目申報的審批、項目業主資質的認證以及電站項目建成后的驗收，針對國家金太陽示范工程和光伏建筑一體化光伏電站項目的初期投資給予財政補貼發放與針對大型地面光伏并網電站項目的上網電價補貼等工作，而對太陽能光伏電站前期的融資、后期的運營、維護、經營等重要環節并不予以關注，這也就導致了我國太陽能光伏電站在建成后大多不能充分發揮其在能源市場，特別是電力市場中的真正作用。除了一些大型的地面項目以外，大多數太陽能光伏電站都處在半癱瘓狀態，這也是目前我國太陽能光伏電站，特別是并網項目亟待解決的問題。

圖3 中國現行太陽能光伏電站項目運營模式

3.1.4 不同模式比較

綜上所述，總結出以下幾點關于歐洲、美國以及我國現行的太陽能光伏電站項目運營模式的幾點顯著區別，同時也指出了這三種太陽能光伏電站項目主要運營模式各自的特點：

(1)歐洲的太陽能光伏電站項目運營模式，有利于太陽能光伏電站開發商盡快收回項目投資，同時也避免了其對太陽能光伏電站的運營風險，市場化運作程度較高。

(2)美國的太陽能光伏電站項目運營模式，最大限度地發揮了金融市場在太陽能光伏發電這一新能源領域的最大效用，實現了資金運作與資源優化配置的有機結合。

(3)我國的太陽能光伏電站項目基本還停留在示范工程建設方面，國家只顧項目的開發與建設，對于其運營、盈利方面的管理不夠，導致我國的太陽能光伏發電市場化運作水平極低，不但不利于我國太陽能光伏發電的推廣與普及，同時對于已建成的示范項目今后的生存問題也欠缺考慮。

3.2 中國分布式光伏商業模式建議

(1)“上網電價”法的優勢十分顯著，建議分布式光伏項目的開發商可自由選擇商業模式，可以選擇風險高、收益高的“自消費”模式，自發自用，余電上網;也可以選擇無風險，長期、低收益的“上網電價”政策。

(2)對于“自發自用，余電上網”的部分，不建議采用“一刀切”的度電補貼方式，建議采用“固定收益分區電價”的方式，即根據太陽能資源條件確定分布式光伏固定收益電價，這個電價要明顯高于光伏分區上網電價。

所謂固定收益電價就是：自消費抵消的電網電價+國家補貼=固定收益電價，即國家只補貼電網零售電價與固定收1

益電價的差額。無論電網零售電價的差異有多大，在相同的太陽能資源區，大家的收益都是一樣的，基本做到公平收益，而且隨著電網電價的上漲，國家補貼逐年降低，也不會存在不正當收益的問題。采用固定收益電價還有一個更大的好處，所有建筑對分布式光伏項目開放，沒有選擇建筑難的問題，低電價建筑國家補得多，高電價建筑國家補得少，公平收益，有利于光伏市場的迅速擴大。

(3)由于“凈電量結算”操作簡單，不存在光伏發電與負荷不匹配的問題，隨著電網電價的上漲，光伏對于很多建筑和用電戶都將達到平價，不再需要國家補貼，建議從2013年起，對于“自建自用”的分布式光伏項目，允許采用“凈電量結算”政策。這一市場將會迅速擴大，發展前景十分廣闊。至于“偷電”問題，完全可以采用技術和法律手段杜絕。

(4)為了便于開發商介入，一是分布式光伏項目的商業模式可以自由選擇，開發商既可以選擇“上網電價，統購統銷”政策，也可以選擇“自發自用，余電上網”政策;二是對于“自發自用，余電上網”政策的項目，也應通過電網企業進行結算，禁止開發商通過“合同能源管理”的方式同建筑業主進行交易，過往大量失敗經驗證實，該方式存在諸多缺漏與弊端。結束語

綜上所述，如何借鑒國外太陽能光伏電站項目運營模式1 的優勢與成功經驗，開發引進—種全新的適合于我國目前電力市場改革現狀的太陽能光伏發電示范項目推廣與運營模式，是需要相關部門馬上解決的重大問題，因為這直接影響著太陽能光伏發電這一新型能源在我國的發展前景與推廣進程，同時也會影響到我國未來能源的戰略部署