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光伏项目前期工作流程简介参考文献 ：《太阳能与风能发电并网技术》 中国水利水电出版社《内蒙古太阳能资源》 百度文库 作者 siyouhua（楼主为某风电公司前期主管）光伏项目前期工作主要分为项目立项阶段、 预可行性研究阶段、 可行性研究阶段、 项目申请核准阶段四个部分。以下将根据光伏项目前期工作的四大阶段来论述内蒙古地区光伏项目前期工作流程及注意事项。1、项目立项阶段1.1 内蒙古自治区太阳能资源分析内蒙古地区海拔较高，地处中纬度内陆地区， 以温带大陆性气候为主， 全年降水较少， 晴朗天气多，云量低，日照时间较长，日照时数在 2600~3400H 之间。太阳能辐射较强，全区年辐射总量在 4830~7014MJ/ ㎡之间， 仅次于青藏高原， 居全国第二位。 全区太阳能资源的分布自东向西南增多，以巴彦淖尔市及阿拉善盟最好。一年之间， 4~9 月辐射总量与日照率都在全年 50% 以上，特别是 4~6 月，东南季风尚未推进到内蒙古境内，阴天天气少，日照充足。1.2 风电公司光伏项目分析目前，风电公司立项的光伏项目共计 17 个，主要集中在巴彦淖尔市、阿拉善盟、锡林郭勒盟、鄂尔多斯市及乌兰察布市，都位于自治区西部。其中三个项目（卓资巴音一期 10MW 、红牧一期 20MW 、杭锦旗巴拉贡一期 10MW ）已进入核准阶段，两个项目（卓资九十九泉35MW 光伏、锡盟胜利 20MW 光伏）已取得自治区大路条。对于新兴的光伏农业和光热发电项目， 由于目前国内技术还不是特别成熟， 投资收益低， 风险大，风电公司主管前期工作的领导指示 “ 抢占资源、择机开发 ” 。自治区能源主管部门对于光伏发电持以支持的态度，也出台了许多光伏优惠政策，在电价、地价、 税收上都有照顾。 而去年以来，国内光伏组件价格持续下降，提高了光伏发电项目的收益。2012 年 4 月，笔者赴四子王旗、达茂旗两个太阳能资源丰富的旗县实地调研结果显示，光伏行业的竞争已进入白热化状态，多家能源公司已入驻抢占资源，并已有投产的光伏电站。而光热发电由于受当地水资源限制，难以开展。从 2009 年风电公司成立以来，总公司对光伏项目的资金批复也呈现逐年递增的趋势，可见上级公司对风电公司光伏项目越来越重视。总之， 风电公司领导对光伏项目给予了高度重视， 调整前期工作发展方向， 并取得了一定的成效。 2012 年三个光伏项目的核准以及两个光伏项目取得大路条，都证明了公司领导决策的正确性。以后的工作中， 应重点开发风光同场光伏项目， 加速推进核准阶段和已取得路条阶段光伏项目，保持太阳能资源储备持续增长，储备光热和光伏农业资源。1.3 签订太阳能资源开发协议的选择1.3.1 未来可能形成的太阳能能源基地分布大规模光伏电站需占用较大土地面积，且需要尽可能长的日照时间。美国宇航局（ NASA）基于卫星可以测得地表太阳能数据（太阳辐射能、辐射功率、云和风的资料等），初步确定一下两个地理位置可以作为未来太阳能能源基地的候选点：（ 1）内蒙古 A（北纬 42° ，东经 101° ），位于戈壁滩，包头市与二连浩特市之间，在四子王旗附近，距离超高压主电网 200KM ，距离华北电网负荷中心 400KM 。（ 2）内蒙古 B（北纬 40° ，东经 101° ），位于巴丹吉林沙漠，甘肃张掖市北约 100KM ，酒泉东约 150KM 。受国家宏观调控政策、 各地区经济发展、 各地区支持光伏产业发展力度、 开发规模的大小和先后秩序等诸多因素影响， 未来太阳能能源基地可能与上述分析不符， 但总体上应该在太阳能丰富的沙漠及沙漠化地带。1.3.2 风光同场等政策扶植项目如风电公司卓资、 红牧风场， 锡盟东二矿矿区， 鄂尔多斯市杭锦旗巴拉贡光伏、 光热等项目，武川县光伏农业项目等，都是政府政策支持的项目。风光同场项目可以与风场共用升压站、主控楼等设施， 土地方面可以采用点状征地； 巴拉贡园区采用土地租赁的方式等， 都极大的缩减了项目成本，增大了投资收益。1.3.3 太阳能资源开发协议的签订在太阳能资源开发协议的选择上， 应通过对当地气象资料的了解， 紧跟国家、 自治区及当地政府的政策，选择资源丰富、政策有利的项目优先签订协议。在实际的工作中， 前期人员应主动加强与地方政府协调， 取得政府的支持和帮助， 同时向分公司、总公司沟通请示，迅速抢占有利资源，签订开发协议。1.4 太阳能资源测量与评估1.4.1 向气象局购买资料据呼和浩特市气象科技服务中心王主任介绍， 内蒙古自治区各地方气象局近年来只采集了日照时长数， 并未对辐射值等进行测量。所以， 在太阳能资源评估方面， 最好是企业采购测光设备进行测光，并购买气象局近 20 年来气象资料进行补充分析。1.4.2 测光设备采购安装目前，风电公司采购的测光设备为锦州一家气象科技公司生产，含日照时长表、总辐射表、净辐射表、雨量计等组件，数据采用 U 盘存储，以 30 分钟（可设置）的间隔通过 GPRS 模块向远程终端发送数据。图 1-4-2 测光设备接收端界面。1.4.3 太阳能资源评估测光满一年后， 风电公司、 分公司与总公司将逐级对太阳能资源进行评估审核， 并明确项目筹备机构。1.5 太阳能资源维护对已批准开展前期工作的项目， 自批准之日到具备核准条件的时限为 2 年， 到期后不再办理延期手续。2 、预可行性研究阶段2.1 申请开展预可研预可研的开展由项目单位申请， 经二级单位审核、 总公司审定后， 方可由项目单位推荐可研设计单位，并由二级单位出具预可研委托函，项目单位组织现场勘察，召开可研启动会议。需要说明的是，根据实际情况，为不造成可研编制费用的浪费，实际工作中一般是取得路条之后才启动可研和各项专题。2.2 项目单位组织设计单位编制预可研报告在预可研报告的编制过程中， 项目单位需要向设计单位提供图纸、 数据等技术资料， 根据所签订合同内容的不同，有时还需要向气象局购买近 20 年气象数据提供给设计单位。（如某风电公司主管前期工作领导介绍，该公司的可研涉及购买数据等事宜皆由设计单位自行解决。）项目单位需要督促设计单位预可研报告编制的进度，保证预可研保质保量按时完成。2.3 预可研报告内审预可研报告编制完成后，由项目单位、二级单位对可研进行审查，并召开可研内审会议。2.4 申请资源配置（路条）2.4.1 申请资源配置请示文件设计单位提交预可研报告修订稿后，由项目单位（风电公司）向二级单位（内蒙古分公司）提交开展前期工作许可申请，并由二级单位（内蒙古分公司）出具申请资源配置请示文件。需要说明的是，根据实际工作情况，一般路条在预可研报告完成之前便已取得，也可以同时进行。2.4.2 资源配置申请报告根据自治区能源主管部门要求， 申请太阳能发电项目前期工作的企业应提供项目所在区域测光方案、企业营业执照、项目单位简介、上一年度有资质的审计单位出具的财务报告。2.4.3 满一年的测光数据去年 11 月与乌兰察布市发改委能源科沟通中得知，提交的测光数据应使用光盘存储。2.4.4 财务报表经有资质审计部门出具的上一年度财务报表。2.4.5 资源配置承诺函企业出具的资源配置承诺函。2.4.6 向能源主管部门提交有关资源配置的请示文件前期工作人员向旗县发改局提交分公司出具的申请资源配置请示文件、 企业编制的 《资源配置申请报告》、满一年的测光数据（光盘）、经有资质审计部门出具的上一年度财务报表以及企业出具的资源配置承诺函。2.4.7 旗县发改局出具的上报盟市发改委的有关资源配置的请示文件。2.4.8 盟市发改委出具的上报自治区发改委的资源配置的请示文件。2.4.9 自治区发改委出具的同意开展前期工作的批复（大路条）。需要说明的是，实际工作中，一般是取得大路条后，才启动可研和各项专题。3 、可行性研究阶段3.1 申请开展可研3.1.1 可研报告的开展可研报告的开展由项目单位（风电公司）申请，二级单位审核，总公司审定。3.1.2 推荐可研编制单位可研报告编制单位由项目公司（风电公司）推荐，二级单位审定并出具可研委托函。3.2 可研报告的编制在可研报告的编制过程中， 项目单位需要向设计单位提供图纸、 数据等技术资料， 根据所签订合同内容的不同，有时还需要向气象局购买气象数据提供给设计单位。项目单位需要督促设计单位预可研报告编制的进度，保证预可研保质保量按时完成。3.3 可研报告的内审可研报告内审会议由总公司工程部组织， 发规部参加， 项目公司或筹备处承办。 参加人一般应当有设计单位、总公司工程部、综合计划部、安环部，项目公司工程部、分管领导、特邀专家等。内审的目的是落实开发单位对项目的个性要求， 消除可研报告一般性问题， 为顺利通过外审打基础。内审后应出具内审会议纪要，设计单位应根据会议纪要对可研报告进行修改。3.4 专题工作及支持性文件取得3.4.1 开展专题工作项目单位提交专题论证工作计划， 二级单位审定专题论证工作计划后， 由项目单位与有资质设计单位签署专题研究合同，委托设计单位编制必要专题研究报告，并进行审查和修订。专题研究报告主要有：接入系统方案设计、项目选址报告、环评报告、地质灾害评估报告、安全预评价报告、节能评估报告、勘测定界报告、 土地利用总体规划实施影响评估报告、水保方案报告。在这个过程中，项目单位应督促设计单位加快专题报告编制进度。3.4.2 支持性文件清单项目单位提交支持性文件清单， 二级单位审定清单， 项目单位提出取文申请， 二级单位审定取文申请后，可以向主管部门提交取文申请，并取得主管部门批复。3.4.3 建设项目用地选址意见的取得项目单位应向旗县规划局出具自治区能源主管部门关于同意开展前期工作的批复 （大路条） 、项目勘测定界报告、土地利用总体规划图、总体规划实施影响评估报告、地质灾害报告。旗县规划局统一协调规划后出具报盟规划局有关建设项目用地选址意见的请示文件。盟市规划局收到旗县规划局请示文件后出具报自治区住房与建设厅 （住建厅） 有关建设项目用地选址意见的请示文件。自治区住房与建设厅 （住建厅） 收到盟市规划局的请示文件后， 出具关于建设项目选址的批复。根据住建厅蔡处长介绍，目前自治区风电项目可以在核准前出具《建设项目选址意见书》，但光伏项目必须核准后方能出具。3.4.4 建设项目用地预审意见的取得按照正常程序， 应该在取得住建厅选址批复， 列入规划后方可向旗县国土局提交土地预审请示。但在实际工作中，由于审批手续非常复杂，占用时间太多，两项工作可以同时进行。向旗县国土局提交土地预审请示应具备以下条件：（ 1） 土地预审申请报告（ 2） 建设项目用地预审申请表（ 3） 初审意见审查稿（ 4） 总体规划修改方案论证意见（ 5） 征地补偿的函（ 6） 勘测定界报告（ 7） 土地利用总体规划图（ 8） 听证纪要（ 9） 总体规划局部调整方案（ 10 ） 总体规划实施影响评估报告（ 11 ） 可行性研究报告（ 12 ） 地址灾害报告（ 13 ） 地价评估盟市国土局收到旗县国土局请示后，出具报自治区国土厅的有关土地预审的请示。自治区国土厅收到盟市国土局请示后，出具建设项目用地预审意见。3.4.5 未压覆重要矿藏的函项目单位向自治区国土厅提交申请文件和项目可行性研究报告， 自治区国土厅出具未压覆重要矿藏的函。3.4.6 接入系统审查意见的取得在取得路条和入网承诺函， 一般由拟接入电网所属设计院承担。 接入系统设计方案由拟接入电网公司规划部门组织审查，并由该公司出具接入系统审查意见。接入系统报告的编制和审查过程中， 前期人员应加强与设计院和电网公司沟通协调， 保证接入系统报告和审查意见尽快出炉。3.4.7 环评审批意见环评审查意见由权限范围内环境保护主管部门（一般为盟市环保局）出具。3.4.8 节能评估审批意见节能评估审批意见由自治区节能主管部门（经委）出具。3.4.9 安全预评价报告备案的函安全预评价报告备案的函由自治区安全生产监督管理局二处出具。 （办公地点已从党政综合大楼迁至如意开发区海关大厦附楼 7 楼）3.4.10 贷款承诺函贷款承诺函由自治区级或以上银行出具。3.4.11 其他支持性文件的取得根据政策和发规要求， 可能需要其他支持性文件， 如的未覆盖重要文物的函、 水土保持意见等。3.5 可研报告的外审水利水电规划总院是项目外审的首选单位， 但根据发改委的意见也可委托其他有资质的单位审查。一般在取得路条后， 土地等建厂条件基本落实后进行可研外审。 外审后， 设计单位应根据可研审查意见对可研报告进行修改参加外审的单位有自治区发改委、盟市及旗县发改委、电网公司、有资质的中介咨询单位、总公司工程建设部和发展规划部、内蒙古分公司、风电公司、可研报告设计单位等。外审会议结束后， 应督促设计单位根据会议纪要尽快修订可研报告， 并协调中介咨询单位出具外审意见。4、项目核准阶段4.1 光伏项目核准必要条件应自治区发改委要求，申请太阳能项目核准应具备以下条件：（ 1） 符合自治区确定的太阳能电站建设指导思想、总体规划和重点领域。（ 2） 盟市能源开发主管部门核准请示文件。（ 3） 甲级咨询资质单位编制的项目申请报告和可行性研究报告。（ 4） 自治区电网公司出具的电力接入系统审查意见。（ 5） 自治区国土资源主管部门出具的建设项目用地预审意见和未压覆已查明重要矿产资源的意见。（ 6） 权限范围内环境保护主管部门出具的环评审查意见。（ 7） 自治区建设厅出具的建设选址意见。（ 8） 自治区级或以上的银行机构出具的贷款承诺函。（ 9） 法定咨询中介结构出具的项目可行性研究报告评审意见。（ 10 ） 自治区节能主管部门出具的节能评估审查意见。（ 11） 太阳能光热发电项目还需提供自治区水资源管理部门出具的水资源论证意见和水务部门的用水意见。（ 12 ） 根据有关法律法规应提交的其他文件。如安评备案的函、水土保持意见、未压覆重要文物函等。4.2 项目申请报告的编制根据自治区能源主管部门要求， 委托有资质的咨询单位编制的项目开发申请报告中应明确项目所在区域太阳能初步测量与评估成果、 工程地质勘查成果和工程建设条件， 并说明有无对环境影响，建设必要性、工程规模、设计方案、负荷情况和电网接入条件以及综合效益；涉及光热发电项目应说明水资源、使用天然气和用水条件分析。4.3 提交核准申请具备核准条件后，项目单位应出具所有核准必须文件，向旗县发改局提交核准请示。旗县发改局收到请示后，向盟市级发改委提交核准请示。盟市级发改委收到请示后，向自治区发改委提交核准请示。自治区发改委出具同意项目核准的意见。【教程】光伏电站选址“三步走”导读： 随着光伏电站越建越多，光伏电站的选址工作越来越受重视，找个好地方也越来越难。 一般业主看到一块差不多的地方， 就会找专业的技术人员帮他看一下是否适合做光伏？能做多大容量？根据自己多次现场选址的经验，说几点自己的心得体会吧随着光伏电站越建越多， 光伏电站的选址工作越来越受重视， 找个好地方也越来越难。 一般业主看到一块差不多的地方， 就会找专业的技术人员帮他看一下是否适合做光伏？能做多大容量？根据自己多次现场选址的经验，说几点自己的心得体会吧。我把现场选址工作划分成三步，如下表所示：三步骤解决光伏电站选址问题下面详细解释一下。1、去现场前需要做的准备工作光伏电站场址一般都在相对偏远的地方， 去趟现场往往要耗费比较大的时间成本、 人力成本。因此，去之前一定要把准备工作做好。首先要跟业主进行简单沟通， 了解他之前做了哪些工作， 他的要求和想法。 常问的几个问题： 1）项目场址的地点，有经纬度最好了； 2）场址面积大概多大，计划做多大规模； 3）场址大概是什么地貌； 4）场址附近是否有可接入的升压变电站，多大电压等级。虽然这些问题业主大部分都回答不了，但感觉这点非常重要！沟通之后， 第一个要准备的，就是了解当地相关的 光伏政策 。 比如，国家给该省的规模指标是多少？该省对 光伏项目 有没有单独的补贴政策？诸如此类的政策，尽量多了解一些。如果能了解到项目所在地是否有建成项目， 收益如何？是否有在建的项目， 进展到什么程度，就更好了。其次， 如果可以的话， 最好能做一个室内的宏观选址。 如果业主能提供项目地点的经纬度，就利用 Google 地球，看一下周边的地形地貌，对场址情况做到大概心里有数。再查看一下当地的 太阳能 资源， 可以从 NASA或 Meteonorm 等获得当地太阳能资源的各月总辐射量，计算出发电量， 并按大致的投资水平估算一下项目的收益。 基本掌握了项目收益情况后， 要跟业主把情况简单沟通一下，让对方心里有底。最后，要准备软硬件。我一般会带上手持 GPS、装有 Google 地球、高斯坐标转换软件和 CAD的笔记本。另外，一套耐磨耐刮的衣服和舒适的运动鞋也是必不可少的。2、现场踏勘工作平坦的场址相对简单，就用山地场址说几个需要注意的问题。1）观察山体的山势走向，是南北走向还是东西走向？山体应是东西走向，必须有向南的坡度。 另外， 周围有其他山体遮挡的不考虑。 可以按两个山体距离高于山体高度 3 倍以上来粗略估计。2）山体坡度大于 25°的一般不考虑。山体坡度太大，后续的施工难度会很大，施工机械很难上山作业， 土建工作难度也大， 项目造价会大大提高。 另外， 未来的维护 （清洗、 检修）难度也会大大增加。同时，在这样坡度的山体上开展大面积的土方开发（电缆沟），水土保持审批可能也过不了。但也有在特别陡的山上做的，个人觉得是个失败案例。3、 3）基本地质条件。虽然准确的地质条件要做地勘，但可以大概目测一下，最好目测有一定厚度的土层。 也可以从一些断层或被开挖的断面， 看一下土层到底有多厚， 土层下面是什么情况。 如果是目测半米一下是坚硬的大石头， 那将来基础的工作量就会特别大。 有些情况是肉眼就可以看到的， 比如地貌是裸露岩石的不能用， 否则平整工作量太大！ 下图这种场址是绝对不能用的。如果不把表面的大石头都清理干净，哪天滚下来砸着板子怎么办！上述几个问题解决后， 用 GPS围着现场几个边界点打几个点， 基本圈定场址范围。 同时，要从各角度看一下场址内的地质情况。 因为 光伏 场址面积太大了， 你从一个边界点根本看不了全貌，很可能会忽略很多重要因素。这些重要因素包括： 1）冲积沟。 我某次选址，看场址西南边是特别平坦在附近看了看，觉得基本都一样，就没往东北角走。后来发现，东南角是个非常大的冲积沟。 2）敏感物。比如说坟头。 经常能在备选的光伏场址内看见坟头， 如果圈进来可能会非常麻烦， 甚至造成工期延误。 另外，还有农民自己开荒的地，一两个快倒塌的小房子，羊圈和牛圈 ,, 这块地没用也就没有管，一旦有人用，就会有人来要赔偿。3、踏勘后续工作1） 确定场址面积。 将现场打的点在 Google 地球上大致落一下， 看一下这个范围内场址内及其周围的卫星照片，同时测一下面积，大概估计一下可以做的容量。一般 50~100MWp是一个比较好的规模，也就是 1~3km2。2）确定接入的变电站。根据场址面积大致估计出规模以后，就要想用多大的电压等级送出。 要调查一下， 距离项目场址最近的升压变电站电压等级、容量， 最好能拿到该变电站的电气一次图， 确定一下是否有剩余容量可以接我们的项目。 如果可以接入， 要看一下距离有多远，输电线路的造价也很高，如果项目规模不大，送出又远， 那经济效益就可能不那么理想。3） 确定场址地类。 上述工作都做好以后， 就要去国土局在二调图上查一下场址的地类。现在二调图用的一般都是 80 坐标系三度带坐标。所以，要先将 GPS打的经纬度坐标转换成80 三度带坐标，带到国土局和林业局查一下。去国土和林业查一下是非常必要的。往往一块场址那里都好，就是地类是不能用的。如果盲目开展后续工作，会造成很多浪费。另外，很多时候，看着是荒地，在地类图里面是农田；看着没有树，在地类图里面其实是公益林。除了地类， 如果有可能， 最好跟当地政府了解一下场址周边的规划。 某次我选了一块很好的场址， 结果被告知， 该场址附近是未来规划的新城， 我们的项目离城区距离太近， 所以被否了。好了！ 上述几项工作都做了， 这块地适不适合做 光伏项目 也就比较清楚了。 下面总结一下业主容易犯的几个问题。1、场址面积太小这是场址被否的最主要因素。 因为光伏项目的占地比较大， 50MW的项目， 大概需要 1.5平方公里的可利用土地， 相当于 200 多个球场面积。很多时候，业主眼睛遥望远方，非常兴奋大手一挥，对我说“你看，这一大片地都是 ! ”我在周边打了坐标点，回去一算，勉强做10MW吧，这个场址就这样被否了 ,, 场址面积不够，是最容易犯的一个问题。2 、地形地势不对有句话叫“只缘身在此山中”。当置身山脚下，虽然能变得清山体大致的走向，但你是无法看清山体的全貌的， 只能看清一小部分。 因此，很多时候，我们觉得这个山坡就是朝南的，但用 Google 地球鸟瞰一下， 发现大部分是东南、西南方向，甚至有基本朝东或朝西的。另外，也可以看清整地的地貌。（感觉用“ Google 地球”有一览众山小的感觉，对宏观选址还是非常有用的 ! ）另外， 业主有时候没有在整个范围看一圈，没有发现山外有山。如果山外有山，那就很容易造成山体的遮挡。3、不合适的丘陵地做光伏项目的业主， 很多是从之前做风电的转过来的。 一些小丘陵地地， 他们觉得很平缓了 （跟风电场址比起来，确实挺缓的） 。 “非常平，我都能开车上去！ ” 我去了现场一看，眼看是比较平缓，但到了场址一看， 全是一个个小山包， 有的山包之间甚至有大沟！我曾计算过，如果有一个 5°的北向倾角，那阵列间距就要增加 50%以上。因此，光伏项目只能用向南的山坡，最多再用一下坡度不大的、 向东或者向西的山坡。如果全是一个个小山包，那阵列该有多分散，一分散，所有的投资都要增加。所以，光伏电站的场地，最好是连绵成片的山体。分布式光伏电站选址目前， 国内分布式光伏电站投资商多以合同能源管理模式实施项目开发， 一方面采用电价折扣， 还有些采用房租租赁合作。 然而从项目投资的规模来看， 投资分布式光伏电站的装机容量越大， 风险就越大， 而且风险系数成指数比例增加； 一个成功的分布式光伏电站投资需要我们从以下几个方面综合考虑：（ 1）项目潜在开发地点；（ 2）业主类型选择（用电类型）；（ 3）业主尽职调查（信用风险管理）（ 4）装机容量选择；（ 5）逆变器选型；（ 6）现场勘测实施要点；下面我们试从这 7 个方面来逐一的分析（ 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 6 角。 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， 陕西地区从 2014 年 3 月份就开始酝酿地方补贴政策的调研和研究，相信经过半年以上的酝酿， 年底前如果可以出台政策， 仍可刺激分布式光伏电站投资建设的积极性。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）；分析这个板块，我们以陕西西安市和榆林市来探讨。陕西地区电力公司有国家电网及陕西省地方电力公司， 而且在同一工业园区内可能既有国家电网同时有地方电力， 比如原点新城家具城， 其中一个 10000 多平米的建材家居城是国网， 其余的家具城用电均为地电， 而国家电网的电价和地方电力公司的电价存在较大的差异。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；鉴于目前西安地区陕西省地方电力公司分布式接入政策执行环节存在滞后， 而且按照目前电价打 9 折， 大工业生产用电业主的屋顶， 并不具备投资价值， 即便胜利出台每度电 0.2 元的度电补贴政策， 也无法满足 8.5 年收回投资的要求。 因此，目前陕西地区使用地方电力的大工业业主并不适合投资分布式光伏电站。对于执行国家电网商业电价的业主，主要包括商业体、购物广场、超市、建材家居城、冷链仓库、农产品交易市场等，白天太阳发电时段即 8： 00-17： 30，处在国家电网峰值及平段电价执行区间，此时段市电加权平均电价可达 1.03 元每度电， 如果按照 9 折电价优惠， 则电站投资商收取业主每度电 0.927 元， 加上国家度电补贴 0.42 元每度电，则电站每发一度电，收益 1.347 元，如果电站选用较好的电池板及组串式逆变器， 同时加以科学合理的运维措施， 西安地区每瓦每年发电量可达到 1.1 度电，则每瓦每年收益可达 1.48 元，如果系统投资成本控制在 6.8 元每瓦， 即便在没有省级补贴的情况下， 也可以在 6.5 年收回投资。 极具投资价值，然而目前市内商超、购物广场及交易市场南面均存在较大的遮挡，所以要这些建筑物不存在遮挡，从收益率的角度分析，是极具投资价值的项目。对于执行国家电网大工业用电业主而言，我们拿西安市某大工业企业激励说明，该企业 2014 年 6 月份电费数据如下所示，目前斯瑞工业有限责任公司 6 月份从上午 8： 30 至上午 11： 30 峰值用电量为 140474 度电， 考虑非居民电价 （ 6%计提） ，电价为 0.97 元每度电，上午 11： 30 到下午 17： 30 平段用电量为 261616 度电，考虑非居民电价 （ 6%计提） 电价为 0.604 元， 加权平均此时段电价为 0.7325 元。如果按照 9 折电价优惠， 则电站投资商收取业主每度电 0.65925 元， 加上国家度电补贴 0.42 元每度电，则电站每发一度电，收益 1.07925 元，如果电站选用较好的电池板及组串式逆变器， 光伏电站所发电量全部可以自发自用， 同时加以科学合理的运维措施， 西安地区每瓦每年发电量可达到 1.1 度电， 则每瓦每年收益可达 1.187 元， 如果系统投资成本控制在 6.8 元每瓦， 综合考虑折旧、 融资成本、运营费用、备件等，在没有省级补贴的情况下， 8.5 年才能收回投资。然而大部分生产性企业周六与周日均放假，用电量极小，光伏电站发电量只能达到 70%自发自用， 30%余电反送国家电网， 余电上网部分电价收益为脱硫电价 0.38 元加国家补贴 0.42 元即 0.8 元。 投资回报期将接近 10 年， 所以西安地区在没有陕西省地方光伏电站补贴出台的情况下， 大工业厂房分布式光伏电站投资价值不大。 这也是为什么 2014 年国家只给陕西地区 100MWp配额的原因，也是在 100MWp配额的前提下实际装机量不足 10MWp的原因。 以上核算均未考虑雾霾的影响。 我们通常利用 RETSCREEN软件在模拟光伏电站发电量时，会利用 NASA针对过去十年该地区的相关气象数据来进行测算，然而根据西安市环保局发布环境空气质量通报， 2013 年西安蓝天只有 138 个（其中优 9 天，良 129 天），污染天数达 227天。 从 1 月至 11 月， 西安 6 次进入 74 个城市月度空气质量排名的后十名， 其中，2 月倒数第四、 3 月倒数第三、 4 月倒数第五、 8 月倒数第八、 9 月倒数第十、 10月倒数第九， 11 月在 18 个蓝天的帮助下西安退出后十名， 12 月有 21 个污染天，其中严重污染 8 天， 西安又将进入空气质量排名的后十名里。 在这种气象情况下，关于分布式光伏电站投资失去了进行财务测算的意义。下面我们针对 2013 年 11 月底西安地区完成并网的华山半导体 300kWp屋顶光伏电站。从去年 12 月到今年 2 月底的实际发电量和理论发电量进行了对比分析，可见一斑。首先，西安地区过去十年水平面及倾斜面的日平均辐射量数据，我们利用Retscreen 以及大齐光伏设计软件（ www.daqi-newenergy.com）均可得到相关数据。基于以上数据，我们得出 300kWp屋顶光伏电站全年发电量应达到下面的水平：基于以上理论发电量以及国家 0.42 元度电补贴，我们在进行分布式光伏电站市场拓展时， 我们会给到业主的答案是： 您自己投资光伏电站可在 6 年内收回投资，可实际情况是在雾霾天气的影响下， 300kWp屋顶光伏电站的 12 月至 2 月底的实际发电量仅仅是理论发电量的 39.17-53.58% ，这种情况下财务模型数据结果是需要 10 年以上才能收回投资。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。综述， 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