20MW光伏电站项目可行性研究报告
第一章总则
1.1 项目概况
1.1.1 地理位臵
本工程厂址位于江苏省响水县。江苏省响水县位于东经119°29′51″－120°05′21″，北纬33°56′51″－34°32′43″。在盐城、淮阴、连云港三市交汇处。东临黄海，与日本、韩国、朝鲜等国隔海相望。204国道、通榆大运河和沿海高速公路贯穿响水县境南北，响水县城距连云港机场仅70 多公里、盐城机场100 公里。素有“苏北黄浦江”之称的灌河流经县境直入黄海，国家二类开放口岸陈家港位于灌河入海口处，是我国东部天然良港，现已建成大小码头30 多座，距连云港仅23 海里。
1.1.2 项目投资与执行公司
本项目投资与执行公司为江苏金宇新能源科技有限公司，法人代表张人水。江苏金宇新能源科技有限公司，位于响水县沿海经济开发区。成立于2010年6月7日，公司类型为有限公司(自然人控股)，许可经营项目光伏发电系统、研发、安装等,经营期限为25年。该公司项目10WMP太阳能光伏并网发电，2010年4月经江苏省发改委(苏发改能源发[2010]477号文)核准，同年8月开工建设，可望2010年12月竣工并网发电。该项目由国电太阳能科技（上海）有限公司设计，设计标准为“金太阳示范工
程”，设计起点高、新颖，技术参数标准有国内国际先进水平。该公司管理团队技术力量雄厚，工程师3名，专业技术人员聘用国电设计院郑雪驹高级电气工程师为企业技术、质量控制全面管理；团队人员管理经验丰富，组织机构设臵合理。根据当地规划部门提供的项目用地规划，已满足20WMP项目用地，并具备风光互补条件。企业的宗旨：以质量求生存，诚信求发展；阳光无限,追求无限.金宇太阳能立足于发展太阳能光伏事业,为使这一取之不尽,用之不竭的太阳能环保新能源产品,进入千家万户不懈努力。
1.1.3 建设规模
本项目建设规模为规划容量20MWp，类型为并网型太阳能光伏地面发电系统，包括太阳能光伏地面发电系统及相应的配套并网设施。
1.1.4 可行性研究报告编制原则、依据及内容
1.1.4.1 编制原则
（1）认真贯彻国家能源相关的方针和政策，符合国家的有关法规、规范和标准。
（2）结合江苏金宇新能源科技有限公司发展规划，制定切实可行的方针、目标。
（3）对场址进行合理布局，做到安全、经济、可靠。
（4）充分体现社会效益、环境效益和经济效益的和谐统一。
1.1.4.2 编制依据
（1）关于同意响水县太阳能光伏并网发电项目开展前期工作的函。
（2）太阳能光伏发电及各专业相关的设计规范规定。
1.1.4.3 编制内容
受江苏金宇新能源科技有限公司委托，信息产业电子第十一设计研究院有限公司承担江苏省响水县20MWp 太阳能光伏并网发电项目的可行性研究工作。主要工作内容包括光能资源分析，工程地质，光伏电池组件选型和优化布臵，发电量估算，电气工程，土建、暖通、给排水工程，工程管理，环境保护和水土保持综合评价，劳动安全与工业卫生和电站建成后效益分析，工程投资匡算，财务评价等。
1.2 项目所在地气象条件
本工程站址所在区域气候温和湿润，四季鲜明，年平均气温13.6℃，年平均降水量895.3 毫米，年平均日照2399.7 小时。根据盐城市气象局提供资料：该地区近十年年均总辐射量为5101.56 MJ/m2。根据我国太阳能资源区划标准，为三类地区，适合建设大型光伏电站。
1.3 工程地貌
拟建场地位于响水县陈家港镇沿海经济区，北靠灌河，东濒南潮河；场地地貌单一，属滨海平原地貌。现有地形大部平坦，局部有堤坝、沟渠和水塘分布。拟建站址位于相对稳定的地带，区域稳定性满足建站要求，适宜建站。
1.4 项目任务和规模
开发利用可再生能源是国家能源发展战略的重要组成部分，响水县年平均年总辐射在5101.56 MJ/m2 左右，开发利用太阳能资源建设光伏电站具有得天独厚的优越条件和广阔的前景，符合国家产业政策。
根据当地光能资源以及业主的初步开发规划，本期建设容量为20MWp，占地约37万平方米。
1.5 太阳能光伏系统的选型和发电量估算
本光伏电站计算依据盐城市气象站提供的气象资料。结合本工程实
际情况，本工程全部采用固定式安装。全年平均日照时数为2399.7小时，初步估算年均上网电量为2117.09万kWh。
1.6 电站整体设计
本工程采用分块发电、集中并网方案，将系统分成20个光伏并网发电单元，分别经过升压变压器和10kV 配电装臵并入电网。
系统按照20个1MWp 的光伏并网发电单元进行设计，并且每个1MWp 单元采用2 台500kW 并网逆变器的方案。每个光伏并网发电单元的电池组件采用串并联的方式组成多个太阳能电池阵列，太阳能电池阵列输入光伏方阵初级防雷汇流箱、直流配电柜后，经光伏并网逆变器和交流低压配电柜接入10KV 升压变压器升压为10KV。为满足容量和可靠性要求，从升压站母线出2 回路10kV 线路接入当地公共电网。
本工程采用光伏发电设备及升压站集中控制方式，在综合楼设集中控制室实现对光伏设备及电气设备的遥测、遥控、遥信。
本工程在综合楼楼顶安装一套太阳能发电环境监测系统，主要监测的参数有：风速、风向、环境温度、太阳能电池温度、太阳总辐射等。
1.7 土建工程
本工程建筑物的功能应满足变电站内生产、生活及办公的需要，造型及外观与电站及当地的环境相协调，并体现新能源发展的现代特色。建筑物主要有综合楼、门卫。
太阳能光伏阵列的支撑由钢支架及混凝土基础支墩组成，由于荷载较轻，原则上天然地基可满足要求，故不用作地基处理。变电站内的建（构）筑物因荷载较小，可采用天然地基。
1.8 施工组织设计
本期工程总装机容量20MW，全部采用固定式光伏阵列，基本布臵为20个光伏单元，整个光伏阵列沿场地规划排列。每个发电单元按1MW 考虑，为减少太阳能光伏组件直流线路的损失，每个发电单元相应的箱式变电站布臵于光伏阵列的中间位臵，箱式变电站的10kv出线电缆通过电缆沟汇集到整个光伏发电站的光伏气综合楼，经10KV配电装臵两回路线路送出。光伏电气综合楼布臵于整个光伏电站西南侧区域。整个光伏电站外围四周做简易铁丝网式围栏，围栏高1.8m，围栏总长约3000m，选用成品铁艺。
经计算，本期工程方案永久占地区37万平方米。本工程从项目核准后至工程竣工建设总工期为12个月。
1.9 环境保护与水土保持
本次规划的光电站的环境影响以有利影响为主，不利影响很小，通过全面落实各项环保和水土保持措施，严格按照方案进行环保和水土保持的施工和监理监测，本项目可以有效地防治工程建设引起的水土流失，达到预定的防治目标，并具有一定的生态效益、社会效益和经济效益。因此本项目在采取必要的措施后对生态环境基本上没有不良的影响，从环境保护和水土保持的角度来考虑，本建设项目是可行的，不存在环境制约因素。
建议本工程应尽快委托有资质的单位编制环境保护及水土保持方案报告书，并按有关规定报批。
1.10 劳动安全与工业卫生
光伏电站运行过程中应严格执行安全操作规程，对可能存在的直接危及人身安全和身体健康的危害因素如：火灾、雷击、电气伤害、机械、坠落伤害等应做到早预防，勤巡查，消除事故隐患，防患于未然。
光伏电站按照无人值班、少人值守设计，不配备专门的安全卫生机构，只设兼职人员负责站内的安全与卫生监督工作。
1.11 投资估算
工程静态投资41391.6 万元，静态单位造价20695.8 元/kW。工程动态投资为41763.6 万元，动态单位造价20881.8 元/kW。
工程动态投资为41763.6 万元，其中：政府扶持资金为20881.8 万元，申请银行长期贷款 12529.1 万元，贷款利率按5.94%计算，其余8352.7万元为企业自筹。
1.12 财务评价
发电站装机总容量：20MWp，年平均上网电量：2117.09 万kWh。
经营期平均不含税电价为1.7 元/kWh 时，总投资收益率：5.10% 资本金净利润率：3.89% 。
第二章项目申请的背景
2.1 我国电力供需的现状及未来供需的预测
2007年，全国发电装机容量达到7.13 亿千瓦，同比增长14.36％。其中，水电达到1.45亿千瓦，约占容量20.36％；火电达到5.54 亿千瓦，约占容量77.73％；2007年全国发电量达到32559 亿千瓦时，同比增长14.44%。
2008 年，全国发电装机容量达到7.93 亿千瓦，同比增长10.34％。其中，水电达到1.72 亿千瓦，约占总容量21.64％；火电达到6.01 亿千瓦，约占总容量74.87％；2008 年全国发电量达到34334 亿千瓦时，同比增长5.2％。
根据专家预计2010～2020 年电力装机容量增速在8％左右，到2020 年，中国电力总装机容量将突破12 亿千瓦，发电量将超过6 万亿千瓦时，在现有基础上翻一番多。
我国的一次能源储量远远低于世界平均水平大约只有世界总储量的10％，必须慎重地控制煤电、核电和天然气发电的发展。煤电的发展不仅仅受煤炭资源的制约，还受运输能力和水资源条件的制约；核电的发展同样受核原料和安全性的制约，核废料处理的问题更为严重，其成本是十分高昂的。我国的环境问题日益显现，发展煤电和水电必须要考虑
环境的可持续发展，必须计入外部成本。因此大力发展可再生能源发电是我国解决能源危机和保证可持续发展的重要举措，而太阳能发电在未来中国能源供应中占据重要的地位。
2.2 我国国内目前的能源形式
我国是世界上最大的能源消费国之一，同时也是世界能源生产的大国。随着国民经济的快速增长，2007 年能源消费总量增至26.5 亿tce（吨标准煤），比2006 年增长了7.72％。2007年各种一次能源比例为：煤炭占76.6％，石油占11.3％，天然气占3.9％，水电、核电和风电共占8.2％。
预计到2020 年，中国一次能源需求量为33 亿tce，煤炭供应量为29 亿吨，石油为6.1 亿吨；然而，到2020 年我国煤炭生产的最大可能约为22 亿吨，石油的最高产量也只有2.0 亿吨，供需缺口分别为7 亿吨和4.1 亿吨。显然，要满足未来社会经济发展对于能源的需要，完全依靠煤炭、石油等常规能源是不现实的。
我国能源供应状况为煤炭比重过大，环境压力沉重；人均能耗远低于世界平均水平，能源技术落后，系统效率低，产品能耗高，资料浪费大。我国能源供应面临严峻挑战：一是能源决策国际环境复杂化，对国外石油资源依存度快速增大，二是化石能源可持续供应能力遭遇严重挑战。长远来看，能源资源及其供应能力将对我国能源系统的可持续性构成严重威胁。从能源资源、环境保护的角度，如此高的能源需求量，如果继续维持目前的能源构架是绝对不可行的。因此在大力提高高效的同时，积极开发和利用可再生能源，特别是资源量最大、分布最普遍的太阳能将是我国的必由之路。
2.3 世界光伏发电发展的现状
近年来，世界范围内太阳能光伏技术和光伏产业迅速发展，最近5 年世界太阳电池产量年平均增长率为56.11％，最近10 年年平均增长率为46.62% 。2008 年全球光伏年产量达6.845GW,累计用量达19.49GW。见图2－1。
图2－1
光伏发电已经从解决边远地区的用电和特殊用电转向并网发电和建筑结合供电的方向发展，逐步发挥替代能源的作用，并且发展十分迅速。在2002 年至2008 年各种可再生能源中，并网光伏的增长速度最快，年平均增长率达84.35%。2008 年全球并网光伏市场占光伏市场的份额已达96.3%。见图2－2。
图2－2
2.4 世界光伏发展的目标和发展前景
世界上一些主要国家都制定了国家光伏发展路线和发展目标，现对比如下：
表2－1 世界主要国家光伏发电成本预测一览表
表2－2 世界主要国家光伏发电装机预测一览表
表2－3 世界光伏市场主要国家的政策
从长远看，太阳能光伏发电在不远的将来占据世界消费的重要位臵，不但要替代常规部分能源，而且将成为世界能源供应的主体。
2.5 中国光伏发电市场的现状
中国的光伏发电市场目前主要用于边远地区农村电气化、通信和工业应用以及太阳能光伏产品，包括太阳能路灯、草坪灯、太阳能交通信号灯以及太阳能景观照明等。由于成本高，并网光伏发电目前还处于示范阶段。
2007 年中国成为全球最大光伏电池生产国，产量达1088MW，占全球光伏电池产量的27.2%，2008 年产量超过2000MW。中国在整个光伏产业链上，以及在光伏相关和支持性产业也取得了快速发展，已形成较大的产业集群。与此同时，中国在短短的时间内也诞生了一批较具国际竞争力的光伏企业，截止2007年底中国已成功在境外上市融资的光伏企业达10 家，2008年电池产量排名全球前20名以内大陆企业有5家。
2.6 中国光伏发电市场的发展
中国的光伏发电市场目前由于成本高，并网发电目前还处在示范阶
段。在所有的应用领域中，大约有53.8％属于商业化的市场（通信工业和太阳能光伏产品），而另外的46.2％则属于需要政府和政策支持的市场，包括农村电气化和并网光伏发电。
2002 年，国家计委启动“西部省区无电乡通电计划”，通过光伏和小型风力发电解决西部七省区（西藏、新疆、青海、甘肃、内蒙古、陕西和四川）700 多个无电乡的用电问题，光伏用量达到15.5MWp。该项目大大刺激了国内光伏工业，国内建起了几条太阳能电池的封装线，使太阳能电池的年生产量迅速达到100MWp（2002 年当年产量20MWp）。截止到2003 年底，中国太阳能电池的累计装机容量已经达到55 MWp。2003～2005年，由于欧洲光伏市场的拉动，中国的光伏生产能力迅速增长，截止到2007年底，中国太阳能电池的生产能力已经达到1088MWp，绝大部分太阳能电池组件出口欧洲，2006 年国内安装容量只有10MWp，2007 年为20MWp。
2.7 中国光伏产业发展现状
2.7.1 多晶体硅原材料产业状况
2007年，中国多晶体硅的年生产量突破1, 000t，预计到2008年，我国硅材料的生产能力将达到15, 000吨，能满足1, 100MW太阳电池的生产。实际生产量与需求存在巨大差距，多晶体硅原材料基本依赖进口。
2.7.2 晶体硅太阳能光伏电池制造业状况
中国2004年太阳能光伏电池的年产量超过50MWp，是前一年的4倍；2005年产量达到140MWp，2006年为369.5MWp，如果不是受到原材料短缺的制约，发展速度还将更快。到2006年底，中国太阳能电池的生产企业已有39家，总的年生产能力已经达到1.6GWp。2007年，中国多晶体硅
的年生产量突破1000t。2008年，我国硅材料的生产能力达到15000吨，能满足1100MW太阳能电池的生产。
2.7.3 非晶硅太阳能光伏电池制造业状况
截止到2006年中国非晶硅太阳能电池生产能力约为45.5MWp。同时还有一些企业正在投资建设新的生产线，产业发展势头良好。
2.7.4 组件封装产业状况
目前，光伏电池组件封装产业，是整个光伏产业链中生产工艺发展最为成熟的环节，也是产业量最大的一个环节。但由于技术和资金门槛低，属于劳动密集型产业，造成目前国内封装能力过剩，企业利润微薄，发展空间不足。
2.7.5 太阳跟踪装臵产业状况
根据目前一些跟踪装臵生产场的经验，采用自动跟踪装臵可提高发电量20-40%左右，从而相对降低投资20%。因国内的配套政策支持力度不足，大型高压并网光伏电站项目较少，因此国内跟踪装臵生产商的研发投入较少，目前还未实现产业化生产，造成跟踪装臵价格相对较贵，反过来又制约了跟踪装臵的大型高压交网光伏电站上的使用。
2.7.6 并网逆变器产业状况
我国从上世纪80年代起开始对太阳能发电设备用逆变器进行研究开发，现在已有专门的单位研究开发和生产。目前我国并网逆变器的生产技术与国外有一定的差距，主要表现在产业规模、产品的可靠性和功能上。目前国内比较成熟的并网型逆变器规格分别为：10kW、20 kW、30 kW、50 kW、100 kW、250 kW、500 kW。目前太阳能发电用逆变器分为以下几种形式：
工频变压器绝缘方式：用于独立型太阳能发电设备，可靠性高，维
护量小，开关频率低，电磁干扰小。
高频变压器绝缘方式：用于并网型太阳能发电设备，体积小，重量轻，成本低。要经两级变换，效率问题比较突出，采取措施后，仍可达到90%以上，高频电磁干扰严重，要采用滤波和屏蔽措施。
无变压顺非绝缘方式：为提高效率和降低成本，将逆变器的两级变换为单击变换。实际使用中出现一系列问题。无变压器非绝缘方式逆变器不能是输入的太阳能电池与输出电网绝缘隔离，输入的太阳能电池矩阵正、负极都不能直接接地。太阳能电池矩阵面积大，对地有很大的等效电容存在，将在工作中产生等效电容充放电电流。其中低频部分，有可能使供电电路的漏电保护开关误动作。其中高频部分，将通过配电线对其他用电设备造成电磁干扰，而影响其他用电设备工作。这样，必须加滤波和保护，达不到降低成本的预期效果。
正激变压器绝缘方式：是在无变压器非绝缘方式使用效果不佳之后发出的，既保留了无变压器非绝缘方式单级变换的主要优点，又消除无绝缘隔离的主要缺点，是到目前为止并网型太阳能发电设备比较理想的逆变器。
2.8 世界光伏技术发展趋势
2.8.1 电池片效率的不断提高
单晶硅电池片的实验室最高效率已经从50年代的65提高到目前的24.7%，多晶硅电池片的实验室最高效率也达到20.3%。薄膜电池的研究工作也获得了极大成功，非晶硅薄膜电池、化镉、铜的实验室效率也分别在到了13%、16.4%、和19.5%。
随着实验室效率的不断提高，商品化电池的效率也得以不断提升。
目前单晶硅电池片的效率可达到16%-20%，多晶硅电池片可达到
14%-16%。
2.8.2商业化电池厚度持续降低
30多年来，太阳能硅片厚度从20世纪70年氏的450-500微米降低到目前的180-280微米，硅材料用量大大减少，对太阳电池成本降低起到了重要作用，是技术进步促进降低成本的重要范例之一。预计2010年硅片厚度将降至150-200微米，2020年降低到80-100微米。
2.8.3 产规模不断扩大
生产规模不断扩大和自动化程度持续提高是太阳电池生产成本降低的另一个重要方面，太阳电池单场生产规模已经从20世纪80年代的1-5MWp/a发展到90年代的5-30MWp/a和目前的50-500MWp/a生产规模扩大1倍，生产成本降低的百分比，对于太阳电池来说，LR-20%（含技术进步在内），即生产规模扩大1倍，生产成本降低20%。
2.9 中国的太阳能资源分布状态
我国幅员辽阔，有着十分丰富的太阳能资源。据估算，我国陆地表面每年接受的太阳辐射量约为50×1018kJ，全国各地太阳年辐射总量达335～826kJ／cm2?a，中值为586kJ／cm2?a。从全国太阳年辐射总量的分布来看，西藏、青海、新疆、内蒙古南部、山西、陕西北部、河北、山东、辽宁、吉林西部、云南中部和西南部、广东东南部、福建东南部、海南岛东部和西部以及台湾省的西南部等广大地区的太阳辐射总量很大。尤其是青藏高原地区最大，那里平均海拔高度在4000m以上，大气层薄而清洁，透明度好，纬度低，日照时间长。例如被人们称为“日光城”的拉萨市，1961 年至1970 年的平均值，年平均日照时间为3005.7h，相
对日照为68％，年平均晴天为108.5 天，阴天为98.8天，年平均云量为4.8，太阳总辐射为816kJ／cm2?a，比全国其它省区和同纬度的地区都高。全国以四川和贵州两省的太阳年辐射总量最小，其中尤以四川盆地为最，那里雨多、雾多，晴天较少。例如素有“雾都”之称的成都市，年平均日照时数仅为1152.2h，相对日照为26％，年平均晴天为24.7 天，阴天达244.6 天，年平均云量高达8.4。其它地区的太阳年辐射总量居中。
我国太阳能资源分布的主要特点有：太阳能的高值中心和低值中心都处在北纬22°～35°这一带，青藏高原是高值中心，四川盆地是低值中心；太阳年辐射总量，西部地区高于东部地区，而且除西藏和新疆两个自治区外，基本上是南部低于北部；由于南方多数地区云雾雨多，在北纬30°～40°地区，太阳能的分布情况与一般的太阳能随纬度而变化的规律相反，太阳能不是随着纬度的增加而减少，而是随着纬度的增加而增长。
接受太阳能辐射量的大小，全国大致上可分为五类地区：
—一类地区
全年日照时数为3200～3300 小时，辐射量在670～826×104kJ／cm2?a。相当于225～285kg 标准煤燃烧所发出的热量。主要包括青藏高原、甘肃北部、青海北部和新疆南部等地。这是我国太阳能资源最丰富的地区，与印度和巴基斯坦北部的太阳能资源相当。特别是西藏，地势高，太阳光的透明度也好，太阳辐射总量最高值达921kJ／cm2?a，仅次于撒哈拉大沙漠，居世界第二位，其中拉萨是世界著名的阳光城。
—二类地区
全年日照时数为3000～3200 小时，辐射量在586～670×104kJ／cm2?a，相当于200～225kg 标准煤燃烧所发出的热量。主要包括河北西北部、山西北部、内蒙古南部、青海南部、甘肃中部、青海东部、西藏东南部和新疆南部等地。此区为我国太阳能资源较丰富区。
—三类地区
全年日照时数为2200～3000 小时，辐射量在502～586×104kJ／cm2?a，相当于170～200kg 标准煤燃烧所发出的热量。主要包括山东、河南、河北东南部、山西南部、新疆北部、吉林、辽宁、云南、陕西北部、甘肃东南部、广东南部、福建南部、江苏北部、安徽北部和四川西南部等地。
—四类地区
全年日照时数为1400～2200 小时，辐射量在419～502×104kJ／cm2?a。相当于140～170kg 标准煤燃烧所发出的热量。主要是长江中下游、福建、浙江和广东的一部分地区，春夏多阴雨，秋冬季太阳能资源还可以。
—五类地区
全年日照时数约1000～1400 小时，辐射量在335～419×104kJ／cm2?a。相当于115～140kg 标准煤燃烧所发出的热量。主要包括四川、贵州两省。此区是我国太阳能资源最少的地区。
一、二、三类地区，年日照时数大于2000h，辐射总量高于586kJ／cm2?a，是我国太阳能资源丰富或较丰富的地区，面积较大，约占全国总面积的2／3 以上，具有利用太阳能的良好条件。四、五类地区虽然太阳能资源条件较差，但仍有一定的利用价值。
中国地处北半球欧亚大陆的东部，主要处于温带和亚热带，具有比较丰富的太阳能资源。根据全国700 多个气象台站长期观测积累的资料表明，中国各地的太阳辐射年总量大致在3.35×103～8.40×103MJ/m2 之间，其平均值约为5.86×103MJ/m2。该等值线从大兴安岭西麓的内蒙古东北部开始，向南经过北京西北侧，朝西偏南至兰州，然后径直朝南至昆明，最后沿横断山脉转向西藏南部。在该等值线以西和以北的广大地区，除天山北面的新疆小部分地区的年总量约为4.46×103MJ/m2外，其余绝大部分地区的年总量都超过5.86×103MJ/m2。
太阳能丰富区：在内蒙中西部、青藏高原等地，年总辐射在150千卡／平方公分以上。
太阳能较丰富区:北疆及内蒙东部等地，年总辐射约130～150 千卡／平方公分。
太阳能可利用区:分布在长江下游、两广、贵州南部和云南，及松辽平原，年总辐射量为110～130 千卡／平方公分。
投资收益｜分布式光伏电站收益率分析前言 在2016年12月26日，《国家发展改革委关于调整光伏发电陆上风电报告上网电价的通知》中，光伏一、二、三类资源地区的光伏电站标杆电价确定分别0.65、0.75、0.85元/度。这个补贴的下降直接导致了2017年6月30日前的超过20GW 以上的光伏电站疯狂建设、并网。现在又到了年底的大关了，按照“惯例”，新的标杆电价即将出台。虽然不知道到底会降多少，还是来跟大家分析一下在不同电价的情况下，分布式光伏电站的成本需要降低多少才能符合我们的投资要求，并附上的速查表以供各位参考。 因业内大部分电站投资商以融资前税后内部收益率达到8-8.5%作为决策依据，少部分融资成本高的投资商，甚至要求10%以上的收益率作为投资依据。 01 一类光伏资源区 测算条件： 1、项目成本含EPC及路条费用 2、运维成本0.07元/瓦/年，含保险 3、装机容量5MW 4、I类地区有效发电小时数1500小时 5、平均脱硫煤电价0.300元/度 6、电站运营年限25年 7、折旧25年，残值无 8、租金15万/年 9、电站PR值80%
表一：一类地区标杆电价VS建设成本VS全投资项目收益率 由上表可以发现，虽然电价已经降至0.65元/度，投资商成本控制在6元/瓦以下的时候，全额上网项目仍具有相当可观的项目收益率，但是，由于一类地区的限电及欠补严重，项目实际收益率打折现象严重。 02 二类光伏资源区： 4、II类地区有效发电小时数1250小时 5、平均脱硫煤电价0.35元/度 7、折旧25年，残值0 8、租金25万/年 表二：二类地区标杆电价VS建设成本VS全投资项目收益率 由上表可以发现，虽然电价已经降至0.75元/度，投资商成本控制在6元/瓦以下的时候，全额上网项目仍具有相当可观的项目收益率，二类地区的限电情况较少，虽然也面临欠补问题，项目实际收益率较一类区域要好。 03 三类光伏资源区： 4、III类地区有效发电小时数1100小时 5、平均脱硫煤电价0.38元/度 8、屋顶租金25万/年 表三：三类地区标杆电价VS建设成本VS全投资项目收益率 由上表可以发现，虽然电价已经降至0.85元/度，投资商成本控制在5.75元/瓦以下的时候，全额上网项目仍具有相当可观的项目收益率，三类地区的基本没有限电，虽然也面临欠补问题，项目实际收益率较其他二类区域要好。
20MW分布式光伏发电项目可行性研究报告 20MW分布式光伏发电项目可行性研究报告
目录 1.项目概况 (11) 1.1项目概况及编制依据 (11) 1.2自然地理概况 (11) 2.项目建设必要性 (12) 2.1缓解能源、电力压力 (12) 2.2太阳能光伏发电将是未来重要能源 (13) 2.3缓解环境压力 (14) 2.4符合国家和当地宏观政策 (14) 2.5充分利用当地资源 (15) 2.6促进我国光伏发电产业的发展 (15) 2.7促进当地经济的可持续发展 (17)
3.项目规模和任务 (17) 4.光伏电站地址的选择及布置 (18) 4.1选址原则 (18) 4.2场址描述 (18) 4.3场址选择综合评价 (18) 5.太阳能资源分析 (19) 5.1我国太阳能资源条件 (19) 5.2聊城市太阳能资源条件及综合评价 (20) 6.并网光伏发电系统设计与发电量估算 (20) 6.1发电主设备选型 (20) 6.1.1太阳能组件选型 (20) 6.1.2并网逆变器选型 (22) 6.2光伏方阵安装设计 (24) 6.2.1发电系统电气设计 (24) 6.2.2光伏农业大棚的设计 (25) 6.3系统年发电量预测 (26) 6.3.1系统发电效率分析 (27)
6.3.2光伏发电系统的发电量预估 (28) 7 电气部分 (28) 7.1电气一次 (28) 7.1.1接入电力系统方式 (28) 7.1.2 电气主接线 (28) 7.1.2.1 电气主接线方案 (28) 7.1.2.2 光伏电站站用电 (29) 7.1.2.3主要电气设备选择 (29) 7.1.2.4过电压保护及接地 (29) 7.1.2.5全所照明 (30) 7.1.2.6电气设备布置 (30) 7.2电气二次 (31) 7.2.1电站运行方式 (31) 7.2.2 调度自动系统 (32) 7.2.2.1 调度关系 (32) 7.2.2.2 远动信息内容 (32) 7.2.3电站继电保护 (32)
荒山光伏电站项目可行性研究报告 中咨国联出品
目录 第一章总论 (9) 1.1项目概要 (9) 1.1.1项目名称 (9) 1.1.2项目建设单位 (9) 1.1.3项目建设性质 (9) 1.1.4项目建设地点 (9) 1.1.5项目负责人 (9) 1.1.6项目投资规模 (10) 1.1.7项目建设规模 (10) 1.1.8项目资金来源 (12) 1.1.9项目建设期限 (12) 1.2项目建设单位介绍 (12) 1.3编制依据 (12) 1.4编制原则 (13) 1.5研究范围 (14) 1.6主要经济技术指标 (14) 1.7综合评价 (16) 第二章项目背景及必要性可行性分析 (17) 2.1项目提出背景 (17) 2.2本次建设项目发起缘由 (19) 2.3项目建设必要性分析 (19) 2.3.1促进我国荒山光伏电站产业快速发展的需要 (20) 2.3.2加快当地高新技术产业发展的重要举措 (20) 2.3.3满足我国的工业发展需求的需要 (21) 2.3.4符合现行产业政策及清洁生产要求 (21) 2.3.5提升企业竞争力水平，有助于企业长远战略发展的需要 (21) 2.3.6增加就业带动相关产业链发展的需要 (22) 2.3.7促进项目建设地经济发展进程的的需要 (22) 2.4项目可行性分析 (23) 2.4.1政策可行性 (23) 2.4.2市场可行性 (23) 2.4.3技术可行性 (23) 2.4.4管理可行性 (24) 2.4.5财务可行性 (24) 2.5荒山光伏电站项目发展概况 (24) 2.5.1已进行的调查研究项目及其成果 (25) 2.5.2试验试制工作情况 (25) 2.5.3厂址初勘和初步测量工作情况 (25)
一、影响光伏发电的成本电价的因素 光伏发电的成本可以用下式表示： Tcost=Cp（1/Per+Rop+Rloan*Rintr-isub）/Hfp (1) 式（1）即为光伏发电的成本电价的计算公式（史博士定律）。它表示出了光伏电站的成本电价Tcost与光伏电站的单位装机成本Cp、投资回收期Per、运营费用比率Rop、贷款状况（包括贷款占投资额的比例Rloan和贷款利息Rintr两个参数）、年等效满负荷发电小时数Hfp、该电站所享受到的其它补贴收入系数等六大因素的具体关系。 有了式（1）的光伏发电成本分析模型，可以对现阶段光伏发电成本做一个简要分析。本分析不考虑电站的其它补贴收入，即令式（1）中的isub=0。 1.1单位装机成本对电价的影响 按照回收期20年，贷款比例为70%，贷款利率7%，运营费用2%计算。假设当地的年满负荷发电时间Hfp=1500小时，则不同的单位装机成本所对应的成本电价见表1-1。 表1-1装机成本Cp对于成本电价的影响 1.2日照时间对于成本电价的影响 按照回收期20年，贷款比例为70%，贷款利率7%，运营费用2%计算。假设单位装机成本为12000元/KW，则不同的满负荷发电时间所对应的成本电价见表1-2。 表1-2年满负荷发电时间对于成本电价的影响 可见，年满负荷发电时间对于成本电价的影响非常大。通常年满负荷发电时间与日照时间是直接相关的。但是，电站系统的设计方式、系统参数、系统追日与否，对年满负荷发电时间的影响都很大。下表给出几个地方的年日照时间与年满负荷发电时间的对照表。 表1-3影响年满负荷发电时间的因素
由上表可见，年日照时间对于年满负发电时间的影响是最大的，但在同样的年日照时间下，采用不同的系统安装方式，以及是否进行功率优化差异也是很大的。 例如，在年日照时间2800小时的地区（我国西北绝大多数是这类地区），固定支架的年满负荷发电时间为1456小时，但如果全部采用追日系统，并增添功率优化模块，则年满负荷发电时间可以达到1808小时。当然，年满负荷发电时间的增加需要投入的增大。但在组件不变的情况下，追加投入还是经济的。 对于追日支架等，除了考虑一次投入外，同时还要考虑当地的气候条件和安装条件，例如，屋顶通常不适宜安装追日系统。对于常有大风的地面电站，那么对于跟踪支架的维修费用可能影响较大。 1.3贷款状况对于成本电价的影响 目前，对于大型地面光伏电站的建设，多多少少都要采用部分银行贷款。银行贷款占总投资的比例以及贷款利息对于光伏电站的成本电价影响十分巨大。 这里，假定装机成本为12000元/KW，按照投资回收期20年，年满负荷发电时间1500小时，运营费用2%的计算条件，对于不同的贷款条件所对应的成本电价进行计算，结果见表1-4。 表1-4贷款条件对于成本电价的影响(电价单位：人民币元/度）
1mw光伏电站投资成本 分布式发电通常是指利用分散式资源，装机规模较小的、布置在用户附近的发电系统，它一般接入低于35千伏或更低电压等级的电网。分布式光伏发电特指采用光伏组件，将太阳能直接转换为电能的分布式发电系统。 目前应用最为广泛的分布式光伏发电系统，是建在城市建筑物屋顶的光伏发电项目。该类项目必须接入公共电网，与公共电网一起为附近的用户供电。如果没有公共电网支撑，分布式系统就无法保证用户的用电可靠性和用电质量。 那么如果是建一个1MW光伏电站需要的投资成本是多少呢？ 对于这个问题不好直接给具体的答案。因为一个光伏电站的投资成本的多少涉及到很多部分：1.电站建造需要的场地2.光伏太阳能组件 3.光伏线缆 4.支架 5.逆变器这些是建造光伏电站的必须部分。投资额可以根据你的具体安装光伏组件的总功率来计算，目前这个规模的电站的建造成本大概是8元/w左右，因此1MW的电站话费应该自800万人民币左右。 具体的可以参考下表：
那么有朋友就会问了，我投资这么多收益怎么样呢？ 项目的投资效益有主要关注以下几个要素：场址的资源水平、电价、上网电量、投资水平等。为了方便读者查询。本文提供收益查询表格见下表。使用表格前，只需要确定当地资源的峰值小时数，确认投资水平，即可估算查询出项目融资前税前的内部收益率的大致范围。 为了更加清楚的计算出光伏电站的收益，爱普特光能科技给您举例说明： 如某地拟建一个光伏电站，通过查询市场价及获得类似项目经验，可知，现在组件的市场价格为4元/W，逆变站的投资为0.5元/W，电气设备及安装为2.5元/W。接入系统投资为0.35
元/W，建筑工程投资为0.65元/W、估算其他费用为0.8元/W（包括土地、设计、生产准备、建设管理费）。最后估算项目静态总投资为为8.8元/W。 通过分析项目的资源情况，项目电价为0.95元，项目峰值小时数为1800小时，假设项目所发电量可以全部上网，通过查表可知，峰值小时数为1800小时，投资9元/W的项目的融资前税前的内部收益率为9.94%，所以，利用内插法估算在已知投资水平下项目的投资内部收益率在11.51%。
屋顶光伏电站成本计算与效益分析 一、补贴说明: 光伏发电每度电国家补贴元每度补贴20 年，各个地方还有地方补贴，北京为元每度补贴 5 年。 二、方式说明 （一）全自发自用 指的是屋顶光伏所发电量全额消纳。 此方式投资回报率最高，例如商业用电元每度，光伏发电国家每度电补贴元（按照实际用量算）补贴20 年，在此基础上北京市政府再给补贴每度电元（各地政策不一样），那么一度电实际产生的价值为元（省了元电费再加上元补贴）在此基础上的投资回报率非常高，年收益率在30%左右。 （二）自发自用余额上网指的是屋顶光伏所发电量不能全额消纳，剩余电量上网卖给供电局。 此方式自用部分同上，上网部分按照当地上网电价加国家补贴计算。例如北京上网电价元每度，那么一度电的实际价值为元加元。此方式投资回报率取决于用电量，用电量越大回报率就越高。 （三）全额上网 指的是屋顶光伏所发电量全部卖给供电局，根据各地上网电价不同，一般 元每度电。此方式投资回报率较低，年收益率在15%左右。 根据前段时间炒得很热的“绿屋顶行动”计划，我们也总结了一下，测算方法如下
成本核算： 光伏发电成本目前大约7元/瓦，10平米屋顶大概能安装1kw的光伏，也就是说10 平米的屋顶成本7000 元。 发电量计算： 1kw 的光伏组件光照一小时能发电1 度（理论值），年发电量是 按照年日均光照时间计算的，以北京为例，北京的日均光照时间大约为小时，那么1kw的光伏组件每天能发电度（理论值） 案例分析： 以1w平米屋顶做例子，1w平米可安装1000kw的光伏组件，那么投资成本为700w1w平米屋顶每天可发电1000*=4200度（理论），年发电1533000度。 如果是自发自用，每度电能产生元的价值，那么一年能产生1533000*=3096660 元，也就是说2 年多就能回本，屋顶光伏发电设备的理论使用寿命是25年（实际还要长）也就是说后面20多年都是纯利润。（实际发电量因设备损耗等原因会低一些，但也不会太多，投资回报率在 3 年多一点。） 三、合作方式 租赁屋顶: 由我公司出资按照平米数计算每年支付屋顶租金。（具体费用根据用电量和并网方式计算） 电费打折:屋顶光伏所发电量给予企业价格折扣。（一般为9折左右，根据具体项目不同进行确定） 自行出资建设：由我方承担工程施工，企业出资建设，之后电站 由企业持有，免费用电加补贴。 合资建设：由企业和我方共同出资建设，根据出资比例逐年进行
光伏电站可行性研究报告
光伏电站可行性报告 目录 第一章综合说明 1.1项目概括 1.2编制依据 1.3研究内容 1.4场地概括 第二章太阳能资源和当地气象资料 2.1太阳能资源条件 2.2乐山市气象条件 2.3项目所在地地理条件 2.4乐山市交通条件 2.5光伏电站场址建设条件 第三章其他必要背景资料 3.1国际光伏发电状况 3.2国内光伏发电状况 3.3四川省光伏发展现状及发展规划 3.4 乐山市光伏发展现状及发展规划 第四章项目任务及规划 4.1项目建设必要性 4.2项目任务及规模 第五章总体设计方案
5.1光伏组件及其阵列设计 5.2工程消防及防护措施 5.3 组件抗压设计 5.4施工组织设计 5.5 劳动安全与工业卫生 5.6 工程设计概算 第六章消防 6.1范围 6.2设计主要原理 6.3建筑物与构筑物要求 6.4灭火器的配制 6.5消防给水和电厂各系统的消防措施第七章施工组织设计 7.1 指导思想及实施目标 7.2 工程概括及编制依据 第八章太阳能光伏电站建设注意事项第九章太阳能光伏电站调试
第一章综合说明 1.1 项目概括 （1）项目名称：XXX并网和离网光伏发电项目 （2）建设单位：乐山职业技术学院新能源工程系 （3）建设规模：建设总容量 （4）主要发电设备：多晶硅光伏组件，单晶硅光伏组件，非晶硅光伏组件 （5）关键电气设备：光伏发电专用逆变器 （6）光伏组件支撑系统：固定倾角式铝合金支架 （7）选址：四川省乐山市乐山职业技术学院新能源工程系，建设光伏电站及办学教育设施，建设工程总面积。站区坐标范围：东经102°55`---104°00′，北纬28°25′—29°55′ 1.2编制依据 本可行性研究报告主要根据下列文件和资料进行编制的 （1）《中华人民共和国可再生资源》，2006年1月1日 （2）《可再生资源发电有关管理规定》，国家发改委2006年1月5日 （3）《可再生资源发电价格和费用分摊管理试行方法》，国家发改委2006年1月4日 （4）《可再生资源电价附加收入调配暂行办法》，国家发改委2007年1月11日 （5）《可再生资源发展专项资金管理暂行办法》，财政部2006年5
光伏成本计算公式 Revised by Hanlin on 10 January 2021
光伏发电成本电价分析的数学模型 史珺 上海普罗新能源有限公司光伏技术研究所 摘要：光伏发电从2005年进入产业化以来，成本不断降低。目前，我国国家发改委制定了1元/度的光伏发电的上网标杆电价。但许多投资者对于光伏发电的成本却感到难以分析，而不敢贸然投资。本文给出了光伏发电成本的数学分析模型，讨论了影响光伏成本电价的因素，如装机成本、日照时间、贷款状况、预期的投资回收期、以及运营费用等。并根据该模型对现阶段光伏发电的投资效益进行了一个投资分析。计算结果表明，在我国西北地区，按照1元/度的上网电价，目前投资光伏电站的投资回收期为10年。 关键词：光伏发电；成本；投资效益；数学模型 中图分类号：TK51 文献标识码：A ...... (前略） 光伏发电的成本，也就是每度电多少钱，不能简单地根据装机成本分析，它与如下五大因素有关： 1）装机成本、2）日照条件（年满负荷发电时间）、3）贷款状况（贷款利息和贷款在总投资的比例）、4）投资回收期（折旧年限）、5）运营维护费用。由于这五大因素每个因素都有其独立的变化性，相互的影响也十分明显。例如，同样的
装机成本放在不同的地域、或者同样地域、同样的装机成本、但投资采用了不同的贷款比例，或者采用不同的折旧年限，等等，都会带来截然不同的光伏发电成本价格。 为了进行准确的光伏发电成本的测算，需要对于光伏发电的成本进行详细而科学的分析，这里，给出了一个光伏发电的成本电价的数学分析模型。 1发电成本构成 装机成本C ivs 装机成本就是一个光伏电站的总投入，它也是光伏电站公司的财务报表上的固定资产。由如下式构成： C ivs = C pan +C str +C asb +C cab + C bas + C trc + C pom + C inv + C dis + C trf +C acc +C con +C mon +C eng +C man +C land （1） 其中，C pan 为光伏组件成本；C str 为组件支架成本，C asb 为安装费，C cab 为电缆成 本，C bas 为支架基础成本，C trc 为追踪系统成本，C pom 为功率优化系统成本，C inv 为逆 变器成本，C dis 为高低压配电系统成本，C trf 为变压器成本，C acc 为外线接入费用， C con 为土建（基础、配电房、中控室、宿舍、道路）成本，C mon 为电站监控系统成 本， C eng 为施工与安装费用，C man 为施工管理费，C land 为土地购置费用。式（1）所 计算出的C ivs 为装机成本，它实际上就是电站的总投入，也是电站的固定资产。 运营管理成本（C op ）
光伏发电项目可行性研究报告 光伏发电项目可行性研究报告 目录 1.项目概况 (7) 1.1项目概况及编制依据 (7) 1.2自然地理概况 (7) 2.项目建设必要性 (8) 2.1缓解能源、电力压力 (8) 2.2太阳能光伏发电将是未来重要能源 (9) 2.3缓解环境压力 (9) 2.4符合国家和当地宏观政策 (10) 2.5充分利用当地资源 (10) 2.6促进我国光伏发电产业的发展 (11) 2.7促进当地经济的可持续发展 (12) 3.项目规模和任务 (12) 4.光伏电站地址的选择及布置 (12) 4.1选址原则 (12) 4.2场址描述 (13) 4.3场址选择综合评价 (13) 5.太阳能资源分析 (13) 5.1我国太阳能资源条件 (13) 5.2聊城市太阳能资源条件及综合评价 (14)
6.并网光伏发电系统设计与发电量估算 (14) 6.1发电主设备选型 (14) 6.1.1太阳能组件选型 (14) 6.1.2并网逆变器选型 (16) 6.2光伏方阵安装设计 (18) 6.2.1发电系统电气设计 (18) 6.2.2光伏农业大棚的设计 (18) 6.3系统年发电量预测 (19) 6.3.1系统发电效率分析 (19) 6.3.2光伏发电系统的发电量预估 (20) 7 电气部分 (20) 7.1电气一次 (21) 7.1.1接入电力系统方式 (21) 7.1.2 电气主接线 (21) 7.1.2.1 电气主接线方案 (21) 7.1.2.2 光伏电站站用电 (21) 7.1.2.3主要电气设备选择 (21) 7.1.2.4过电压保护及接地 (22) 7.1.2.5全所照明 (22) 7.1.2.6电气设备布置 (22) 7.2电气二次 (23) 7.2.1电站运行方式 (23) 7.2.2 调度自动系统 (23) 7.2.2.1 调度关系 (23) 7.2.2.2 远动信息内容 (23)
我国光伏发电成本变化分析 近年来，特别是“十二五”期间，我国光伏发电发展取得了可喜的成绩，光伏装机规模和发电量均快速增长，至2015 年底，我国光伏发电累计装机容量达到4318 万千瓦（其中地面光伏电站为3712 万千瓦，分布式光伏为606 万千瓦），并网容量4158 万千瓦，年发电量383 亿千瓦时，约占全球光伏装机的1/5 ，并超过德国（光伏装机容量为3960 万千瓦）成为世界光伏装机第一大国。预计2020 年我国光伏装机容量将达到1.2?1.5亿千瓦，2030年光伏装机将达4?5亿千瓦，以满足我国2020 年非化石能源占一次能源消费比重达到15%、2030 年比重达到20% 的能源发展目标。我国光伏发电的快速发展、装机规模的不断扩大，带动了光伏行业的技术进步和材料价格下降，也带来了光伏装机和发电成本的下降，将使我国光伏发电由最初的主要依赖政策补贴转变为逐渐走向电力市场实现平价上网。 光伏电池组件效率持续提升、成本不断下降太阳能光伏发电系统的核心是太阳能电池，又称光伏电池。近年来，中国太阳能电池与组件规模迅速扩大的同时，产业化太阳能电池与组件效率也大幅提升，太阳能电池每年绝对效率平均提升0.3%左右。2014 年，高效多晶太阳能电池产业化平均效率达17.5% 以上，2014 年底最高测试值已达20.76%; 单晶太阳能电池产业效率达19% 以上，效率已达到或超过国际平均水平。2015 年底，我国多晶及单晶太阳能电池产业
化平均效率分别达到18.3% 和19.5% 。 伴随着太阳能电池效率持续提升，太阳能电池组件成本也在大幅下降。2007 年我国太阳能电池组件价格为每瓦约4.8 美元（36 元），2010 年底我国太阳能电池的平均成本为每瓦1.2?1.4美元，2014年底每瓦降至0.62美元（3.8元）以下，7年时间成本下降到了原来的1/10（见下图），光伏组件成本已在2010 ?2013 年间大幅下降。2015 年，我国晶硅组件平均价格为0.568 美元/瓦，光伏制造商单晶硅太阳能电池组件的直接制造成本约0.5 美元/瓦，多晶硅太阳能电池组件成本已降至0.48 美元/瓦以下。 同样条件下，美国平均每瓦组件的制造成本为0.68?0.70 美元，受制造成本影响，目前全球光伏产业也逐渐向少数国家和地区集中，中国大陆、台湾地区、马来西亚、美国是当今全球排在前四位的主要光伏制造产业集中地。预计未来3?5 年，中国晶体硅太阳能电池成本将下降至每瓦0.4 美元左右（2.5 元）。 光伏发电系统单位建设成本持续下降已建地面光伏电站初始投资的大小占光伏电站总成本的大部分，土地费用等占整体建设及运行维护的成本一般不 大，暂不考虑其影响。光伏电站初始投资大致可分为光伏组件、并网逆变器、配电设备及电缆、电站建设安装等成本，其中光伏组件投资成本占初始投资的50%?60%。因此，光 伏电池组件效率的提升、制造工艺的进步以及原材料价格下降等因素
XX省XX市高新技术开发区XX产业园屋顶分布式光伏发电站项目 可 行 性 研 究 报 告
XXXX新能源有限公司 二零一六年十月XX 目录 一、项目名称 (1) 二、地理位置 (1) 三、太阳能资源 (1) 四、工程地质 (2) 五、区域经济发展概况 (2) 六、工程规模及发电量 (2) 七、光伏系统设计方案 (3) 八、光伏阵列设计及布置方案 (3) 九、电力接入系统方案 (3) 十、监控及保护系统 (3) 十一、消防设计 (4)
十二、土建工程 (4) 十三、工程管理设计 (4) 十四、环境保护与水土保持设计 (4) 十五、劳动安全与工业卫生 (5) 十六、节能降耗分析 (5) 十七、工程设计概算 (6) 十八、财务评价与社会效果分析 (6) 十九、结论 (7) 二十、建议 (8) 二十一、工程任务 (8) 二十二、工程建设必要性 (8)
一、项目名称 工程名称：XX省XX市高新技术开发区XX产业园屋顶分布式光伏发电站项目，以下简称本项目。 二、地理位置 XX市，为XX省地级市，位于江西省东部偏北，信江中下游。地处北纬27°35ˊ～28°41ˊ、东经116°41ˊ～117°30ˊ，面向珠江、长江、闽南三个“三角洲”，珠三角经济区和海西经济区在中部的最大最近的共同腹地，是X东北承接东南沿海产业转移第一城。是内地连接东南沿海的重要通道之一。全市总面积3556.7平方千米，辖区总人口113.4万人（2011），其中城镇常住人口56.1万人。是国家铜冶炼基地、全国商品粮基地、江西省重点产材基地、长江防护林基地、国家贮备粮基地。 本项目站址位于XX省XX市高新技术开发区XX产业园，东经116.87°，北纬28.19°。拟利用园区内厂房屋面架设支架建设光伏电站。业主提供可利用屋面面积约为35hm2，规划容量为30MWp。项目由XXXX新能源有限公司投资建设，项目资本金20%，银行贷款80%。 三、太阳能资源 XX市属中亚热带湿润季风温和气候，其特点是四季分明，气温偏高，光照充足，雨量丰沛，无霜期长。多年平均气温18.4℃，1月平均气温5.8℃，极端最低气温-10.4℃（1991年12月29日）；7月平均气温29.7℃，极端最高气温41.0℃（1991年7月23日）。最低月均气温3.3℃，最高月均气温34.9℃。平均气温年较差23.3℃，最大日较差29.7℃（2007年3月21日）。生长期年平均317天，无霜期年平均267天，最长达317天，最短为240天。年平均日照时数1749.9小时，年总辐射108.5千卡/平方厘米。年平均降水量1881.8毫米，年平均降雨日数为187.7天，最多达215天（1985年），最少为135天（1978年）。极端年最大雨量2768.2毫米（1998年），极端年最少雨量1255.0毫米（1978年）。降雨集中在每年4月至6月，6月最多。由于XX市气象站暂无太阳能辐射数据，因此本次以XX站为参证站，利用收集到的气象数据推算XX站的辐射
企业标准 Q/CPI XX—2015 光伏电站生产成本标准（试行） 2015—04— 发布 2015—04— 实施 中国电力投资集团公司发布
目 录 前 言..........................................................III 1 范围 (1) 2 规范性引用文件 (1) 3 定义与术语 (1) 4 购入电力费 (2) 4.1说明 (2) 4.2制定依据 (2) 4.3制定方法 (2) 4.4弹性征收 (2) 5 职工薪酬 (2) 5.1构成要素 (2) 5.2制定方法 (2) 6 折旧费 (3) 6.1制定依据 (3) 6.2制定方法 (3) 7 材料费 (3) 7.1构成要素 (3) 7.2分类 (3) 7.3制定方法 (3) 7.4调整系数 (4) 8 修理费 (4) 8.1内容 (4) 8.2分类 (4) 8.3制定方法 (4) 8.4调整系数 (5) 9 委托运行费 (5) 9.1分类 (5)
9.2内容 (5) 9.3制定依据 (5) 9.4制定方法 (5) 10 其他费用 (5) 10.1分类 (5) 10.2制定依据 (6) 10.3制定方法 (6) 附录 A (7) 表A.1光伏电站材料费定额标准 (7) 表A.2光伏电站检修费定额标准(一) (8) 表A.3光伏电站检修费定额标准(二) (9) 表A.4光伏电站其他费用定额标准 (10)
前 言 为了规范和统一集团公司光伏电站生产成本指标，完善集团公司生产标准成本体系，强化集团公司系统各光伏电站的综合计划和预算编制、审查、控制和考评，特制订本标准。 本标准由集团公司财务部提出、组织起草并归口管理。 本标准主要起草单位（部门）：集团公司财务部、水电与新能源部、科研院、黄河公司。 本标准主要起草人：方格飞、袁蕊、陈卓卓、葛明波 本标准系首次发布。
(此文档为word格式，下载后您可任意编辑修改！) 光 伏 电 站 可 行 性 研 究 报 告
光伏电站可行性报告 目录 第一章综合说明 1.1项目概括 1.2编制依据 1.3研究内容 1.4场地概括 第二章太阳能资源和当地气象资料 2.1太阳能资源条件 2.2乐山市气象条件 2.3项目所在地地理条件 2.4乐山市交通条件 2.5光伏电站场址建设条件 第三章其他必要背景资料 3.1国际光伏发电状况 3.2国内光伏发电状况 3.3四川省光伏发展现状及发展规划 3.4 乐山市光伏发展现状及发展规划 第四章项目任务及规划 4.1项目建设必要性 4.2项目任务及规模 第五章总体设计方案
5.1光伏组件及其阵列设计 5.2工程消防及防护措施 5.3 组件抗压设计 5.4施工组织设计 5.5 劳动安全与工业卫生 5.6 工程设计概算 第六章消防 6.1范围 6.2设计主要原理 6.3建筑物与构筑物要求 6.4灭火器的配制 6.5消防给水和电厂各系统的消防措施 第七章施工组织设计 7.1 指导思想及实施目标 7.2 工程概括及编制依据 第八章太阳能光伏电站建设注意事项 第九章太阳能光伏电站调试 第一章综合说明 1.1 项目概括 （1）项目名称：XXX并网和离网光伏发电项目（2）建设单位：乐山职业技术学院新能源工程系（3）建设规模：建设总容量
（4）主要发电设备：多晶硅光伏组件，单晶硅光伏组件，非晶硅光伏组件 （5）关键电气设备：光伏发电专用逆变器 （6）光伏组件支撑系统：固定倾角式铝合金支架 （7）选址：四川省乐山市乐山职业技术学院新能源工程系，建设光伏电站及办学教育设施，建设工程总面积。站区坐标范围：东经102°55`---104°00′，北纬28°25′—29°55′ 1.2编制依据 本可行性研究报告主要根据下列文件和资料进行编制的 （1）《中华人民共和国可再生资源》，2006年1月1日 （2）《可再生资源发电有关管理规定》，国家发改委2006年1月5日 （3）《可再生资源发电价格和费用分摊管理试行方法》，国家发改委2006年1月4日 （4）《可再生资源电价附加收入调配暂行办法》，国家发改委2007年1月11日 （5）《可再生资源发展专项资金管理暂行办法》，财政部2006年5月30日 1.3研究内容 （1）本可研报告主要对项目建设的原始调节键及必要性、可行性等进行研究论证。 （2）通过对工程规模、建设条件、工程布置、工程实施以及对教
分布式光伏电站投资成本分析 有人留言问兔子君，说为什么现在市场上分布式光伏电站的造价报价范围从5元/瓦-10元/瓦不等，到底什么价格才是正常的呢今天兔子君与大家一同解剖光伏电站的构成及成本，让大家在购买光伏电站设备及选择安装服务商的时候做到心中有数。 兔子君简要的介绍一个分布式光伏电站都会涉及到什么内容及相应的价格 1、光伏组件 光伏组件是光伏电站的核心构成部分，组件的发电效率和寿命关系着电站建成后的收益，价格也占电站总价的50%以上，因此选购光伏组件的选购是电站建设中的重点。然而，光伏组件在生产过程中，为了确保客户的发电性能，一般都会在出厂时做严格检测，凡是一致化程度较差或有一些瑕疵的组件都会做等外品处理，也就是说每个厂家在生产过程中都会产生一定数量的等外品(B类组件)。这种B类组件，首先从质量角度就有问题，自然发电量无法与A类组件相比；其次，因为存在瑕疵，后续的功率和衰减率也无法保证能符合国家规定，最关键的，这类组件根本无法保证能有25年的使用寿命。某些不良安装服务商采用劣质的降级组件，可以将电站的造价极大的降低，代价则是业主收益完全无法保证。 目前市场上一线厂商组件价格：265W以上多晶光伏组件价格在元/瓦不等；而单晶270W以上组件价格则在元/瓦之间不等；CIGS组件价格在4-6元/瓦不等。当然，具体的购买价格会随组件的品牌、组件功率以及项目规模而定。当然，目前行业预期在630后，组件会有较大幅度的降价潮，兔子君预期降价在元/瓦。 2、逆变器 根据逆变器在光伏发电系统中的用途可分为独立型电源用和并网用二种。目前光伏系统一般采用并网方式，逆变器将光伏产生的直流电变成交流电，将电力送入电网。逆变器是电力转化的上网的关键设备，因此逆变器的选择与购买对系统的稳定运营有极大的影响。 目前500KW-1MW的集中式逆变器价格约在元/瓦，组串式逆变器在元/瓦，微
中国光伏电站投资成本分析 xx 年中国光伏电站投资成本分析 中国产业* 的《xx-2020 年太阳能发电站行业市场监测及投资前景预测报告》显示： xx 年8 月30 日，国家发改委发出《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展* 》（发改价格[xx]1638 号），根据各地太阳能资源条件和建设成本，将全国（不含西藏地区）分为3 类太阳能资源区，制定相应地面光伏电站标杆上网电价（含税）。 地面光伏电站标杆上网电价 本次出台政策的资源分区基本按照国内太阳能资源从西北向东南逐步降低的大趋势分布划分。3类资源区有以下特点（由于政策中未 含西藏自治区，以下分析均不包含西藏）: （1）I 类资源区主要集中在我国西北地区，包含少量华北北部地区。该类区域的纬度约在北纬35 度-49 度之间，大部分地区分布在我国纬度较高的地区，分布较为集中，总辐射较高，约在5400-7200 MJ/m2。
（2）II 类资源区主要集中在我国华北、东北地区，包含少量西北、西南南部地区。该类区域的纬度在北纬21 度-53 度之间，分布范围很广，总辐射值的变化范围也很大，约在3600-7200MJ/m2之间，但除新疆南部、青海西南部、四川东部和云南东部外，其他大部分区域总辐射值在4500- 6300MJ/m2之间，在国内属中等水平。新疆南部、青海西南部部分地区总辐射值较高，可达到7200 MJ/mz2；而四川东部、云南东部部分地区总辐射值较低，仅3600 MJ/m2。 （3）III 类资源区主要集中在华东、中南地区，包含少量西南和西北的南部地区。该类区域纬度在北纬18 度-39 度之间，大部分区域位于我国纬度较低区域，该区域总辐射值约在3600-5700MJ/m2。但在该区域中辐射较高的区域基本为沿海的少量区域，其他区域总辐射值约在3600-5200 MJ/m2 之间。 根据已有项目，从III 类资源区中各挑选一个规模为20 M W。的代表性项目，进行资源及发电量分析。 根据政策，执行标杆上网电价期限原则上为20 年，因此本文发电年限按20 年计算。 3 个项目20 年平均发电量及等效满发小时数
并网光伏发电项目可行性研究报告（此文档为word格式,下载后您可任意修改编辑！）
目录 1综合说明 (4) 1.1概述 (9) 1.2太阳能资源 (9) 1.3工程地质 (9) 1.4工程仸务及规模 (10) 1.5系统总体方案设计及发电量 (10) 1.6电气设计 (11) 1.7土建工程 (12) 1.8消防设计 (12) 1.9施工组织设计 (13) 1.10工程管理设计 (13) 1.11环境保护与水土保持设计 (14) 1.12劳动安全与工业卫生 (14) 1.13节能与阵耗分析 (14) 1.14工程设计概算 (15) 1.15经济评价 (15) 1.16结论和建议 (15) 1.17附图、附表 (16) 2太阳能资源 (20) 2.1某某省太阳能资源 (20) 2.2项目区太阳能资源 (22) 2.3气象条件 (30) 2.4灾害性天气 (32) 2.5 结论 (35)
3工程地质 (36) 3.1 概述 (36) 3.2区域地质 (36) 3.3场区一般工程地质条件 (38) 3.4场区主要工程地质问题初步评价 (38) 3.5岩（土）体物理力学特性及允许承载力建议值 (39) 3.6场地地基等级划分及适宜性评价 (39) 3.7场地电阻率 (40) 3.8天然建筑材料及施工、生活用水水源 (41) 3.9结论及建议 (41) 4工程仸务和规模 (43) 4.1工程仸务 (43) 4.2工程规模 (45) 4.3工程建设必要性 (45) 5系统总体方案设计及发电量计算 (47) 5.1光伏组件选型 (47) 5.1.1 光伏电池组件概况 (47) 5.2光伏阵列运行方式选择 (53) 5.3逆变器选择 (54) 5.4光伏方阵设计 (57) 5.5光伏子方阵设计 (58) 5.6方阵接线方案设计 (63) 5.7辅助技术方案 (64) 5.8光伏发电工程年上网电量计算 (64) 6 电气 (69)
https://www.doczj.com/doc/f62576955.html, 光伏电站项目可行性研究报告（用途:发改委甲级资质、立项、审批、备案、申请资金、节能评估等） 版权归属：中国项目工程咨询网 https://www.doczj.com/doc/f62576955.html, 编制工程师：范兆文 【微信公众号】：中国项目工程咨询网或 xmkxxbg
《项目可行性研究报告》简称可研，是在制订生产、基建、科研计划的前期，通过全面的调查研究，分析论证某个建设或改造工程、某种科学研究、某项商务活动切实可行而提出的一种书面材料。 项目可行性研究报告主要是通过对项目的主要内容和配套条件，如市场需求、资源供应、建设规模、工艺路线、设备选型、环境影响、资金筹措、盈利能力等，从技术、经济、工程等方面进行调查研究和分析比较，并对项目建成以后可能取得的财务、经济效益及社会影响进行预测，从而提出该项目是否值得投资和如何进行建设的咨询意见，为项目决策提供依据的一种综合性的分析方法。可行性研究具有预见性、公正性、可靠性、科学性的特点。 《光伏电站项目可行性研究报告》主要是通过对光伏电站项目的主要内容和配套条件，如市场需求、资源供应、建设规模、工艺路线、设备选型、环境影响、资金筹措、盈利能力等，从技术、经济、工程等方面进行调查研究和分析比较，并对光伏电站项目建成以后可能取得的财务、经济效益及社会影响进行预测，从而提出该光伏电站项目是否值得投资和如何进行建设的咨询意见，为光伏电站项目决策提供依据的一种综合性的分析方法。可行性研究具有预见性、公正性、可靠性、科学性的特点。 《光伏电站项目可行性研究报告》是确定建设光伏电站项目前具有决定性意义的工作，是在投资决策之前，对拟建光伏电站项目进行全面技术经济分析论证的科学方法，在投资管理中，可行性研究是指对拟建光伏电站项目有关的自然、社会、经济、技术等进行调研、分析比较以及预测建成后的社会经济效益。 北京国宇祥国际经济信息咨询有限公司是一家专业编写可行性研究报告的投资咨询公司，我们拥有国家发展和改革委员会工程咨询资格、我单位编写的可行性报告以质量高、速度快、分析详细、财务预测准确、服务好而享有盛誉，已经累计完成6000多个项目可行性研究报告、项目申请报告、资金申请报告编写，可以出具如下行业工程咨询资格，为企业快速推动投资项目提供专业服务。
投资收益｜分布式光伏电站收益率分析 前言 在2016年12月26日，《国家发展改革委关于调整光伏发电陆上风电报告上网电价的通知》中，光伏一、二、三类资源地区的光伏电站标杆电价确定分别0.65、0.75、0.85元/度。这个补贴的下降直接导致了2017年6月30日前的超过20GW 以上的光伏电站疯狂建设、并网。现在又到了年底的大关了，按照“惯例”，新的标杆电价即将出台。虽然不知道到底会降多少，还是来跟大家分析一下在不同电价的情况下，分布式光伏电站的成本需要降低多少才能符合我们的投资要求，并附上的速查表以供各位参考。 因业内大部分电站投资商以融资前税后内部收益率达到8-8.5%作为决策依据，少部分融资成本高的投资商，甚至要求10%以上的收益率作为投资依据。 01 一类光伏资源区 测算条件： 1、项目成本含EPC及路条费用 2、运维成本0.07元/瓦/年，含保险 3、装机容量5MW 4、I类地区有效发电小时数1500小时 5、平均脱硫煤电价0.300元/度 6、电站运营年限25年 7、折旧25年，残值无 8、租金15万/年 9、电站PR值80%
表一：一类地区标杆电价VS建设成本VS全投资项目收益率 由上表可以发现，虽然电价已经降至0.65元/度，投资商成本控制在6元/瓦以下的时候，全额上网项目仍具有相当可观的项目收益率，但是，由于一类地区的限电及欠补严重，项目实际收益率打折现象严重。 02 二类光伏资源区： 4、II类地区有效发电小时数1250小时 5、平均脱硫煤电价0.35元/度 7、折旧25年，残值0 8、租金25万/年 表二：二类地区标杆电价VS建设成本VS全投资项目收益率 由上表可以发现，虽然电价已经降至0.75元/度，投资商成本控制在6元/瓦以下的时候，全额上网项目仍具有相当可观的项目收益率，二类地区的限电情况较少，虽然也面临欠补问题，项目实际收益率较一类区域要好。
5MW并网分布式光伏发电项目 第一章综合说明 1.1 项目概况 （1）项目名称：5MW并网分布式光伏发电项目 （2）建设单位：甘肃金大地食品有限公司 （3）建设规模：建设总容量5MW （4）主要发电设备：多结面聚光太阳能芯片及接收器。 （5）关键电气设备：光伏发电专用逆变器。 （6）光伏组件支撑系统：固定倾角式金属支架、向日跟踪支架系统 （7）选址：甘肃省定西市安定区巉口镇，建设分布式光伏电站，建设工程总面积约16000平方米。 1.2 编制依据 本可行性研究报告主要根据下列文件和资料进行编制的： （1）《中华人民共和国可再生能源法》，2006年1月1日 （2）《可再生能源发电有关管理规定》，国家发改委2006年1月5日 （3）《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》，国家发改委2006年1月4日 （4）《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》，国家发改委2007年1月11日（5）《可再生能源发展专项资金管理暂行办法》，财政部2006年5月30日 （6）《国家发展改革委关于内蒙古鄂尔多斯、上海崇明太阳能光伏电站上网电价的批复》，国家发改委发改价格[2008]1868号 1.3 研究内容 （1）本可研报告主要对项目建设的原始条件及必要性、可行性等进行研究论证。 （2）通过对工程规模、建设条件、工程布置、工程实施以及对社会、环境的影响等方面的研究，评价项目实施的可行性。 （3）本可行性研究的工作范围包括：太阳能资源分析，光伏发电工程的建设条件，
接入系统方案推荐，工程规模的确定论证和拟定太阳能光伏发电系统配置方案，设备选择和布置设想，编制工程投资估算、工程设想、环境保护、生产组织和劳动定员、实施轮廓进度，经济评价等内容。 （4）项目的范围：本工程建设规划容量约为5MW，主要采用多结面聚光太阳能芯片固定安装作为光电转换装置的方案，同时采用太阳自动跟踪器跟踪系统，根据建设方案配置相应的接入系统。项目主要组成包括光电转换系统、直流系统、逆变系统、交流升压系统和高压输电系统等。 1.4 安定区位于甘肃省中部，定西市北部，东经104°12′-105°01′，北纬35°17′-36°02′，地处祖厉河支流的关川河上游，北、东部接白银市会宁县，南连通渭、陇西、渭源，西靠临洮，西北和兰州市榆中县毗邻。既是中原通向西北的交通要道和古“丝绸之路”的必经之地，又是定西市委、市政府所在地，是该市政治、经济、文化中心，历史上曾有“陇中苦甲天下”之说。全境地处黄土高原丘陵沟壑区，南北长82.9公里，东西宽73.3公里，总流域面积3638平方公里，海拔1750-2580米，境内山多川少，沟壑纵横，丘陵起伏。 安定区具有便捷的交通优势。境内陇海铁路、宝兰复线穿境而过，312、310、309三条国道全线贯通，兰定、平定、天定三条高速公路在此交汇，加之兰渝铁路、宝兰客运专线的开工建设，安定区对外开放的通道更加畅通，对进一步承接中东部及东南沿海发达地区产业梯度转移和商贸物流业发展，提供了非常便利的交通条件。 全区现有330千伏变电所1座、110千伏变电所4座、35千伏变电站10座。 1.5 投资方（有限公司）简况 甘肃金大地食品有限公司，位于定西市安定区交通路467号，成立于2001年10月，注册资本1400万元，现有职工48人，其中具有大中专学历18人，具有高级职称5人,占地面积10677.1 m2。于2002年在定西建成了国内首条年产3000吨马铃薯速冻薯条生产线。生产过程中引入GAP和HACCP管理模式，质量达到国际标准。产品投放市场后，深受消费者的欢迎，客户订单不断增加。目前公司已在北京、哈尔滨、沈阳、济南、郑州、西安、兰州、成都、昆明、武汉、上海、广州、深圳等城市设立了销售分公司或销售代理处，初步形成了以大城市为中心的销售网络，带动了整体产业的快速、有效发展。