光伏发电站可行性研究报告

以中国产业竞争情报网可行性报告为例 第一部分　光伏发电项目总论总论作为可行性报告的首要部分，要综合叙述研究报告中各部分的主要问题和研究结论，并对项目的可行与否提出最终建议，为可行性研究的审批提供方便。第二部分　光伏发电项目建设可行性第三部分　光伏发电项目市场需求分析市场分析在可行性研究中的重要地位在于，任何一个项目，其生产规模的确定、技术的选择、光伏发电估算甚至厂址的选择，都必须在对市场需求情况有了充分了解以后才能决定。而且市场分析的结果，还可以决定产品的价格、销售收入，最终影响到项目的盈利性和可行性。在可行性报告中，要详细研究当前市场现状，以此作为后期决策的依据。第四部分　光伏发电项目产品规划方案第五部分　光伏发电项目建设地与土建总规第六部分　光伏发电项目环保、节能与劳动安全方案在项目建设中，必须贯彻执行国家有关环境保护、能源节约和职业安全方面的法规、法律，对项目可能造成周边环境影响或劳动者健康和安全的因素，必须在可行性研究阶段进行论证分析，提出防治措施，并对其进行评价，推荐技术可行、经济，且布局合理，对环境有害影响较小的最佳方案。按照国家现行规定，凡从事对环境有影响的建设项目都必须执行环境影响报告书的审批制度，同时，在可行性报告中，对环境保护和劳动安全要有专门论述。第七部分　光伏发电项目组织和劳动定员在可行性报告中，根据项目规模、项目组成和工艺流程，研究提出相应的企业组织机构，劳动定员总数及劳动力来源及相应的人员培训计划。第八部分　光伏发电项目实施进度安排项目实施时期的进度安排是可行性报告中的一个重要组成部分。项目实施时期亦称光伏发电时间，是指从正式确定建设项目到项目达到正常生产这段时期，这一时期包括项目实施准备，资金筹集安排，勘察设计和设备订货，施工准备，施工和生产准备，试运转直到竣工验收和交付使用等各个工作阶段。这些阶段的各项光伏发电活动和各个工作环节，有些是相互影响的，前后紧密衔接的，也有同时开展，相互交叉进行的。因此，在可行性研究阶段，需将项目实施时期每个阶段的工作环节进行统一规划，综合平衡，作出合理又切实可行的安排。第九部分　光伏发电项目财务评价分析第十部分　光伏发电项目财务效益第十一部分　光伏发电项目风险分析及风险防控第十二部分　光伏发电项目可行性研究结论与建议

《光伏电站项目可行性研究报告》第1章：光伏电站项目总论1.2.1 前瞻可行性研究步骤1.2.2 光伏电站项目可行性研究基本内容（1）项目名称（2）项目建设背景（3）项目承办单位（4）项目建设用地（5）项目建设期限（6）项目建设内容与规模（7）项目开发建设模式（8）光伏电站可行性研究报告编制依据1.2.3 前瞻对光伏电站项目可行性研究结论（1）前瞻项目政策可行性研究结论（2）前瞻产品方案可行性研究结论（3）前瞻建设场址可行性研究结论（4）前瞻工艺技术可行性研究结论（5）前瞻设备方案可行性研究结论（6）前瞻工程方案可行性研究结论（7）前瞻经济效益可行性研究结论（8）前瞻社会效益可行性研究结论（9）前瞻环境影响可行性研究结论第2章：光伏电站行业市场分析与前瞻预测2.1 光伏电站项目涉及产品或服务范围2.2 光伏电站行业前瞻市场分析2.2.1 政策、经济、技术和社会环境分析2.2.2 光伏电站市场规模分析2.2.3 光伏电站盈利情况分析2.2.4 光伏电站市场竞争分析2.2.5 光伏电站进入壁垒分析2.3 光伏电站行业市场前瞻预测第3章：光伏电站项目建设场址分析3.1 光伏电站项目建设场址所在位置现状3.1.1 项目建设地地理位置3.1.2 项目建设地土地权类别3.1.3 项目建设地土地利用现状3.2 光伏电站项目场址建设条件3.2.1 项目建设场址地形、地貌、地震情况3.2.2 项目建设场址工程地质与水文地质3.2.3 项目建设场址经济条件3.2.4 项目建设场址交通条件3.2.5 项目建设场址公用设施条件3.2.6 项目建设场址防洪、防潮、排涝设施条件3.2.7 项目建设场址法律支持条件3.2.8 项目建设场址气候条件3.2.9 项目建设场址自然资源条件3.2.10 项目建设场址人口条件3.3 光伏电站项目建设地条件对比3.3.1 项目建设条件对比3.3.2 项目建设投资对比3.3.3 项目运营费用对比3.3.4 项目推荐场址方案3.3.5 项目场址位置图第4章：光伏电站项目技术方案、设备方案和工程方案4.1 光伏电站项目技术方案4.1.1 项目生产方法4.1.2 项目工艺流程4.1.3 项目技术来源4.1.4 推荐方案工艺流程图4.2 光伏电站项目设备方案4.2.1 项目主要设备选型4.2.2 项目主要设备来源4.2.3 推荐方案的主要设备4.3 光伏电站项目工程方案4.3.1 项目工程建设内容4.3.2 项目特殊基础工程方案4.3.3 项目工程建设规模4.3.4 项目建筑安装工程量估算4.3.5 项目主要建设工程一览表第5章：光伏电站项目节能方案分析5.1 节能政策与规范分析5.1.1 节能政策分析5.1.2 节能规范分析5.2 光伏电站项目能耗状况分析5.2.1 光伏电站项目所在地能源供应状况5.2.2 光伏电站项目能源消耗状况分析5.3 光伏电站项目节能目标和措施分析5.3.1 项目节能目标5.3.2 节约热能措施5.3.3 节电措施5.3.4 节水措施5.4 光伏电站项目节能效果分析5.4.1 装备节能效果5.4.2 建筑节能效果第6章：光伏电站项目环境保护分析6.1 光伏电站项目建设场址环境条件6.2 光伏电站项目主要污染源和污染物6.2.1 项目主要污染源分析6.2.2 项目主要污染物分析6.3 光伏电站项目环境保护措施6.3.1 大气污染防治措施6.3.2 噪声污染防治措施6.3.3 水污染防治措施6.3.4 固体废弃物污染防治措施6.3.5 绿化措施6.4 环境保护投资预算6.5 环境影响评价分析6.6 地质灾害及特殊环境影响6.6.1 光伏电站项目建设地址地质灾害情况6.6.2 光伏电站项目引发发地质灾害风险6.6.3 地质灾害防御的措施6.6.4 特殊环境影响及保护措施第7章：光伏电站项目劳动安全与消防7.1 编制依据和执行标准7.1.1 项目编制依据7.1.2 项目执行标准7.2 危险因素和危害程度7.2.1 安全隐患主要存在部位与危害程度7.2.2 有害物质种类与危害程度7.3 前瞻安全措施方案7.3.1 工艺和设备安全选择措施7.3.2 对危险作业的保护措施7.3.3 对危险场所的防护措施7.4 前瞻消防措施方案7.4.1 火灾隐患分析7.4.2 前瞻消防设施方案第8章：光伏电站项目组织架构与人力资源配置8.1 光伏电站项目组织架构8.1.1 项目法人组建方案8.1.2 项目管理机构组织架构8.2 光伏电站项目人力资源配置8.2.1 项目员工数量8.2.2 员工来源及招聘方案8.2.3 员工培训方案8.2.4 工资与福利第9章：光伏电站项目实施进度分析9.1 光伏电站项目实施进度规划9.1.1 项目管理机构设立9.1.2 项目资金筹集安排9.1.3 项目技术获取转让9.1.4 项目勘察设计9.1.5 项目设备订货9.1.6 项目施工前期准备9.1.7 项目完整竣工验收9.2 光伏电站项目实施进度表第10章：光伏电站项目投资预算与融资方案10.1 光伏电站项目投资预算10.1.1 项目总投资10.1.2 固定资产投资10.1.3 流动资金10.2 光伏电站项目融资方案10.2.1 项目资本金筹措10.2.2 项目债务资金筹措10.2.3 项目融资方案分析第11章：光伏电站项目财务评价分析11.1 财务评价依据及范围11.1.1 财务评价依据11.1.2 财务评价范围和方法11.2 前瞻对光伏电站项目销售收入估算11.2.1 产品生产规模11.2.2 项目实施进度11.2.3 年新增销售收入和增值税及附加估算11.3 前瞻对光伏电站项目经营成本和总成本费用估算11.3.1 费用估算基础数据11.3.2 年总成本费用估算11.3.3 年经营成本估算11.4 财务盈利能力分析11.4.1 利润总额及分配11.4.2 现金流量分析11.4.3 投资效益分析11.5 财务清偿能力分析11.6 财务生存能力分析11.7 不确定性分析11.7.1 盈亏平衡分析11.7.2 敏感性分析11.8 财务评价主要数据及指标第12章：前瞻对光伏电站项目社会效益与风险评价分析12.1 社会效益前瞻12.2 光伏电站项目风险前瞻12.2.1 项目风险定性分析12.2.2 项目风险防范措施第13章：附图、附表、附件来自：前瞻研究院本回答被网友采纳

去百度文库，查看完整内容>内容来自用户:张祥边贸中心1Mw分布式光伏发电项目项目申请报告项目基本情况介绍如下表｜项目名称｜边贸中心1Mwp分布式光伏发电项目｜装机容量（MWp）｜1MW｜项目所在地区｜广西省xx市｜可利用面积（㎡）｜30000｜光伏组件峰值功率（Wp）｜单晶280W｜组件尺寸（mm)｜1650*991*40｜组件效率｜17.12％｜建设地址｜xx市边贸中心建筑群｜25年发电量｜（万kWh）｜2460.25｜项目所在地太阳辐照量｜1373kwh/㎡（国内气象站数据）｜年日照小时数｜1800｜项目总投资（万元）｜720｜企业自筹资金（万元）｜144｜银行贷款（万元）｜576｜全部投资财务内部收益率（税后）｜14.78%｜项目实施期限｜2个月｜边贸中心1Mwp分布式光伏发电项目本项目位于xx市,利用xx边贸中心市场屋顶30000㎡新建光伏电站。项目总规模为 1MWp并网型太阳能光伏发电系统。该项目本阶段的主要研究范围包括:（1）确定项目任务和规模，并论证项目开发的必要性及可行性；（2）对光伏发电工程太阳能资源进行分析评价，提出太阳能资源评价结论；（3）分析光伏发电工程依托建筑条件，提出相应的评价意见和结论；（4）确定光伏组件、逆变器的形式及主要技术参数，确定光伏组件支架形式和最佳倾角、光伏阵列设计及布置方案，并计算光伏发电工程年上网电量；（11）（1）本项目逆变器等电气设备采用高效节能产品，降低整个系统损耗。我国属太阳能资源丰富的国家质疑，全国

前瞻《光伏发电项目可行性研究报告》，这种需要个性化定制，费用要具体分析。第1章：光伏发电项目总论1.2.1 前瞻可行性研究步骤1.2.2 光伏发电项目可行性研究基本内容（1）项目名称（2）项目建设背景（3）项目承办单位（4）项目建设用地（5）项目建设期限（6）项目建设内容与规模（7）项目开发建设模式（8）光伏发电可行性研究报告编制依据1.2.3 前瞻对光伏发电项目可行性研究结论（1）前瞻项目政策可行性研究结论（2）前瞻产品方案可行性研究结论（3）前瞻建设场址可行性研究结论（4）前瞻工艺技术可行性研究结论（5）前瞻设备方案可行性研究结论（6）前瞻工程方案可行性研究结论（7）前瞻经济效益可行性研究结论（8）前瞻社会效益可行性研究结论（9）前瞻环境影响可行性研究结论第2章：光伏发电行业市场分析与前瞻预测2.1 光伏发电项目涉及产品或服务范围2.2 光伏发电行业前瞻市场分析2.2.1 政策、经济、技术和社会环境分析2.2.2 光伏发电市场规模分析2.2.3 光伏发电盈利情况分析2.2.4 光伏发电市场竞争分析2.2.5 光伏发电进入壁垒分析2.3 光伏发电行业市场前瞻预测第3章：光伏发电项目建设场址分析3.1 光伏发电项目建设场址所在位置现状3.1.1 项目建设地地理位置3.1.2 项目建设地土地权类别3.1.3 项目建设地土地利用现状3.2 光伏发电项目场址建设条件3.2.1 项目建设场址地形、地貌、地震情况3.2.2 项目建设场址工程地质与水文地质3.2.3 项目建设场址经济条件3.2.4 项目建设场址交通条件3.2.5 项目建设场址公用设施条件3.2.6 项目建设场址防洪、防潮、排涝设施条件3.2.7 项目建设场址法律支持条件3.2.8 项目建设场址气候条件3.2.9 项目建设场址自然资源条件3.2.10 项目建设场址人口条件3.3 光伏发电项目建设地条件对比3.3.1 项目建设条件对比3.3.2 项目建设投资对比3.3.3 项目运营费用对比3.3.4 项目推荐场址方案3.3.5 项目场址位置图第4章：光伏发电项目技术方案、设备方案和工程方案4.1 光伏发电项目技术方案4.1.1 项目生产方法4.1.2 项目工艺流程4.1.3 项目技术来源4.1.4 推荐方案工艺流程图4.2 光伏发电项目设备方案4.2.1 项目主要设备选型4.2.2 项目主要设备来源4.2.3 推荐方案的主要设备4.3 光伏发电项目工程方案4.3.1 项目工程建设内容4.3.2 项目特殊基础工程方案4.3.3 项目工程建设规模4.3.4 项目建筑安装工程量估算4.3.5 项目主要建设工程一览表第5章：光伏发电项目节能方案分析5.1 节能政策与规范分析5.1.1 节能政策分析5.1.2 节能规范分析5.2 光伏发电项目能耗状况分析5.2.1 光伏发电项目所在地能源供应状况5.2.2 光伏发电项目能源消耗状况分析5.3 光伏发电项目节能目标和措施分析5.3.1 项目节能目标5.3.2 节约热能措施5.3.3 节电措施5.3.4 节水措施5.4 光伏发电项目节能效果分析5.4.1 装备节能效果5.4.2 建筑节能效果第6章：光伏发电项目环境保护分析6.1 光伏发电项目建设场址环境条件6.2 光伏发电项目主要污染源和污染物6.2.1 项目主要污染源分析6.2.2 项目主要污染物分析6.3 光伏发电项目环境保护措施6.3.1 大气污染防治措施6.3.2 噪声污染防治措施6.3.3 水污染防治措施6.3.4 固体废弃物污染防治措施6.3.5 绿化措施6.4 环境保护投资预算6.5 环境影响评价分析6.6 地质灾害及特殊环境影响6.6.1 光伏发电项目建设地址地质灾害情况6.6.2 光伏发电项目引发发地质灾害风险6.6.3 地质灾害防御的措施6.6.4 特殊环境影响及保护措施第7章：光伏发电项目劳动安全与消防7.1 编制依据和执行标准7.1.1 项目编制依据7.1.2 项目执行标准7.2 危险因素和危害程度7.2.1 安全隐患主要存在部位与危害程度7.2.2 有害物质种类与危害程度7.3 前瞻安全措施方案7.3.1 工艺和设备安全选择措施7.3.2 对危险作业的保护措施7.3.3 对危险场所的防护措施7.4 前瞻消防措施方案7.4.1 火灾隐患分析7.4.2 前瞻消防设施方案第8章：光伏发电项目组织架构与人力资源配置8.1 光伏发电项目组织架构8.1.1 项目法人组建方案8.1.2 项目管理机构组织架构8.2 光伏发电项目人力资源配置8.2.1 项目员工数量8.2.2 员工来源及招聘方案8.2.3 员工培训方案8.2.4 工资与福利第9章：光伏发电项目实施进度分析9.1 光伏发电项目实施进度规划9.1.1 项目管理机构设立9.1.2 项目资金筹集安排9.1.3 项目技术获取转让9.1.4 项目勘察设计9.1.5 项目设备订货9.1.6 项目施工前期准备9.1.7 项目完整竣工验收9.2 光伏发电项目实施进度表第10章：光伏发电项目投资预算与融资方案10.1 光伏发电项目投资预算10.1.1 项目总投资10.1.2 固定资产投资10.1.3 流动资金10.2 光伏发电项目融资方案10.2.1 项目资本金筹措10.2.2 项目债务资金筹措10.2.3 项目融资方案分析第11章：光伏发电项目财务评价分析11.1 财务评价依据及范围11.1.1 财务评价依据11.1.2 财务评价范围和方法11.2 前瞻对光伏发电项目销售收入估算11.2.1 产品生产规模11.2.2 项目实施进度11.2.3 年新增销售收入和增值税及附加估算11.3 前瞻对光伏发电项目经营成本和总成本费用估算11.3.1 费用估算基础数据11.3.2 年总成本费用估算11.3.3 年经营成本估算11.4 财务盈利能力分析11.4.1 利润总额及分配11.4.2 现金流量分析11.4.3 投资效益分析11.5 财务清偿能力分析11.6 财务生存能力分析11.7 不确定性分析11.7.1 盈亏平衡分析11.7.2 敏感性分析11.8 财务评价主要数据及指标第12章：前瞻对光伏发电项目社会效益与风险评价分析12.1 社会效益前瞻12.2 光伏发电项目风险前瞻12.2.1 项目风险定性分析12.2.2 项目风险防范措施第13章：附图、附表、附件

1MW的光伏发电站需要投资八九百万。建设流程：一、项目筹备 预可研、洽谈、路条项目启动、手续办理 • 可利用地面或屋顶 • 较好的日照条件 • 良好的政策环境 • 资金实力 • 项目实施能力 • 良好的电网条件 • 投资收益保障 • 业带动能力项目筹备 项目路条审批流程首先工程咨询单位从宏观上论述项目设立的必要性和可能性，把项目投资的设想变为概略的投资建议，编制出项目建议书。 将项目建议书逐级上报至项目所在地发改委和省发改委能源局，省发改委能源局能源局根据当地实际情况进行审批 项目所在地发改委发给可开展项目前期工作的联系函二、项目立项 项目可行性研究报告 项目规划选址意见 项目用地预审意见 电网接入审批意见 安全预评价审批意见 环境评估报告审批意见 施工图审查合格证书 编写项目核准申请报告报送至地方和省发改委能源局，省发改委能源局给予核准批复。江西：2013年8月30日，国家发改委出台了《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》，明确对光伏电站实行分区域的标杆上网电价政策。根据各地太阳能资源条件和建设成本，将全国分为三类资源区，分别执行每千瓦时0.9元、0.95元、1元的电价标准。记者了解到，江西省处在Ⅲ类资源区，享受1元/千瓦时电价。　江西省处在Ⅲ类资源区，地方有什么补助或是有什么护持？万家屋顶光伏发电示范工程 0.42元/千瓦时（国家补贴）+4元/峰瓦（一期工程一次性初装补贴）0.42元/千瓦时（国家补贴）+3元/峰瓦（二期工程一次性初装补贴） 《加快推进全省光伏发电应用工作方案》 0.42元/千瓦时（国家补贴）+0.2元补贴（省级补贴，补贴期20年）那些是对屋顶光伏发电的补贴？那些是对地面光伏发电的补贴？42元/千瓦时（国家补贴）+0.2元补贴（省级补贴，补贴期20年）都是屋顶的。1元标杆电价是地面的。

光伏发电是根据光生伏特效应原理，利用太阳电池将太阳光能直接转化为电能。不论是独立使用还是并网发电，光伏发电系统主要由太阳电池板（组件）、控制器和逆变器三大部分组成，它们主要由电子元器件构成，不涉及机械部件，所以，光伏发电设备极为精炼，可靠稳定寿命长、安装维护简便。理论上讲，光伏发电技术可以用于任何需要电源的场合，上至航天器，下至家用电源，大到兆瓦级电站，小到玩具，光伏电源可以无处不在。资源分布中国太阳能资源非常丰富，理论储量达每年17000亿吨标准煤。太阳能资源开发利用的潜力非常广阔。中国地处北半球，南北距离和东西距离都在5000公里以上。在中国广阔的土地上，有着丰富的太阳能资源。大多数地区年平均日辐射量在每平方米4千瓦时以上，西藏日辐射量最高达每平米7千瓦时。年日照时数大于2000小时。与同纬度的其他国家相比，与美国相近，比欧洲、日本优越得多，因而有巨大的开发潜能。发展现状中国光伏发电产业于20世纪70年代起步，90年代中期进入稳步发展时期。太阳电池及组件产量逐年稳步增加。经过30多年的努力，已迎来了快速发展的新阶段。在“光明工程”先导项目和“送电到乡”工程等国家项目及世界光伏市场的有力拉动下，我国光伏发电产业迅猛发展。到2007年年底，全国光伏系统的累计装机容量达到10万千瓦（100MW），从事太阳能电池生产的企业达到50余家，太阳能电池生产能力达到290万千瓦（2900MW），太阳能电池年产量达到1188MW，超过日本和欧洲，并已初步建立起从原材料生产到光伏系统建设等多个环节组成的完整产业链，特别是多晶硅材料生产取得了重大进展，突破了年产千吨大关，冲破了太阳能电池原材料生产的瓶颈制约，为我国光伏发电的规模化发展奠定了基础。2007年是我国太阳能光伏产业快速发展的一年。受益于太阳能产业的长期利好，整个光伏产业出现了前所未有的投资热潮。“十二五”时期我国新增太阳能光伏电站装机容量约1000万千瓦，太阳能光热发电装机容量100万千瓦，分布式光伏发电系统约1000万千瓦，光伏电站投资按平均每千瓦1万元测算，分布式光伏系统按每千瓦1.5万元测算，总投资需求约2500亿元。尽管我国是太阳能产品制造大国，不过我国太阳能产品只用于出口。在2010年时，全球太阳能光伏电池年产量1600万千瓦，其中我国年产量1000万千瓦。而到2010年，全球光伏发电总装机容量超过4000万千瓦，主要应用市场在德国、西班牙、日本、意大利，其中德国2010年新增装机容量700万千瓦。不过，我国太阳能资源十分丰富，适宜太阳能发电的国土面积和建筑物受光面积也很大，其中，青藏高原、黄土高原、冀北高原、内蒙古高原等太阳能资源丰富地区占到陆地国土面积的三分之二，具有大规模开发利用太阳能的资源潜力。太阳能资源丰富、分布广泛，是21世纪最具发展潜力的可再生能源。随着全球能源短缺和环境污染等问题日益突出，太阳能光伏发电因其清洁、安全、便利、高效等特点，已成为世界各国普遍关注和重点发展的新兴产业。在此背景下，全球光伏发电产业增长迅猛，产业规模不断扩大，产品成本持续下降。我国光伏发电产业也得到迅速发展，已成为我国为数不多的、可以同步参与国际竞争、并有望达到国际领先水平的行业。崛起了以尚德电力、英利绿色能源、江西赛维LDK、保利协鑫为代表的一批著名企业和以江苏、河北、四川、江西四大光伏强省为代表的一批产业基地。 因此，企业以往以“年度”为单位进行战略以及策略调整的传统做法，在行业快速变化的今天显得有些力不从心甚至被动。所以，企业以“月度”为单位，根据行业最新发展动向适时进行策略乃至战略调整的经营手段，正日益受到许多大型企业管理者尤其是外资企业管理层的高度重视。2015年7月，百度云计算(阳泉)中心太阳能光伏发电项目近期成功并网发电。这是太阳能光伏发电技术在国内数据中心的首例应用[1] 相关政策国家能源局于2013年11月18日发布《分布式光伏发电项目管理暂行办法》未来趋势太阳能光伏发电在不远的将来会占据世界能源消费的重要席位，不但要替代部分常规能源，而且将成为世界能源供应的主体。预计到2030年，可再生能源在总能源结构中将占到30%以上，而太阳能光伏发电在世界总电力供应中的占比也将达到10%以上；到2040年，可再生能源将占总能耗的50%以上，太阳能光伏发电将占总电力的20%以上；到21世纪末，可再生能源在能源结构中将占到80%以上，太阳能发电将占到60%以上。这些数字足以显示出太阳能光伏产业的发展前景及其在能源领域重要的战略地位。根据《可再生能源中长期发展规划》，到2020年，我国力争使太阳能发电装机容量达到1.8GW（百万千瓦），到2050年将达到600GW（百万千瓦）。预计，到2050年，中国可再生能源的电力装机将占全国电力装机的25%，其中光伏发电装机将占到5%。未来十几年，我国太阳能装机容量的复合增长率将高达25%以上。

据《中国太阳能发电站建设可行性分析报告前瞻》 数据显示国内最早的太阳能热发电示范电站是南京玻纤院春辉公司与以色列魏兹曼研究院合作的南京江宁区70kW塔式太阳能热发电试验工程，于2005年建成并发电成功。“十一五”期间，在国家863计划支持下，中国科学院电工研究所等10家单位于北京八达岭开始建设1MW的太阳能塔式热发电实验项目，这是亚洲首座太阳能塔式热发电技术应用项目。该电站于2010年底实现并网发电，每年的发电量达到270万千瓦时。甘肃、山东、江苏等在内的各地方政府都开始光热发电项目的建设准备工作并制定相应规划。目前国内规模最大的项目是内蒙古50兆瓦槽式太阳能热发电项目，该项目落户内蒙古鄂尔多斯市巴拉贡创业区，2011年6月开始招标。各大电力集团也开始积极布局，在全国各地开展光热发电前期工作，并预留了大量土地以备将来的大规模扩张。

去百度文库，查看完整内容>内容来自用户:张磊XXXXX发电有限公司XX项目110KV升压站初步设计总说明XXXXXX电力工程有限公司2017年昆山XXX光伏发电有限公司20MW地面光伏发电项目110KV升压站工程场址位于江苏省昆山市的闲置场地内。本项目场址区土地为工业用地，总面积约50h㎡。本工程光伏装机容量24MWp，配套建设一座110KV升压站，出线以110kV电压等级接入站址南侧XXX变电站的110kV侧。本项目由昆山XXX光伏发电有限公司投资建设，场地利用企业闲置土地进行建设，能够节约土地资源以及建设成本，同时本项目属于地面光伏电站，其对于促进农业结构的调整、加快电力结构调整均具有重要意义。《昆山XXX光伏发电有限公司20MW地面光伏发电项目可行性研究报告》《昆山XXX光伏发电有限公司20MW地面光伏发电项目可行性研究报告的可研审查意见》《昆山XXX光伏发电有限公司20MW地面光伏发电项目接入系统报告》《昆山XXX光伏发电有限公司20MW地面光伏发电项目接入系统方案评审意见》GB/T 19939-2005｜《光伏系统并网技术要求》｜GB/Z 19964-2005｜《光伏发电站接入电力系统技术规定》｜GB/T 20046-2006｜《光伏（PV）系统电网接口特性》｜GB/T 17468-2008｜《电力变压器选用导则》｜GB/T 10228-2008｜《干式电力变压器技术参数和要求》｜GB 50054-2011｜《低压配电设计规范》｜GB/T 17478-2004｜《低压直流电源设备的性能特性》｜DL/T 昆山在光伏电站输出端安装逆流检测装

目前没有成功商业运行的项目，太阳能光热发电企业从系统到各个环节均处于研制阶段。不过国家已经在试点光热发电项目，具体详见下面的2010年中国太阳能光热发电发展分析 慧典市场研究报告网讯 “我现在手头有20亿元现金，账户里可动用资金200亿元，希望能投资光热发电项目。”2010年初，一家从事传统能源开发的跨国企业告诉中国科学院电工研究所人士，该所是国内太阳能光热发电研究的主导机构。　　急于寻找类似投资渠道的巨量资金还有很多，面对传统能源的日渐稀缺和央企不可撼动的垄断地位，新能源自然成为最理想的出口之一。而最近一段时间以来，继水电、风电、核电、光伏发电等投资热潮之后，光热发电渐渐升温，进入投资者和战略决策者的视野。　　10月20日，位于内蒙古鄂尔多斯的50兆瓦槽式太阳能热发电特许权示范项目(下称50兆瓦热电项目)正式招标，这是全国首个太阳能商业化光热发电项目，预计最初年发电量为1.2亿千瓦时。业界寄望于借助该项目考量国内研发技术，探索符合国情的商业模式并带动市场规模化发展。　　2007年颁布的《可再生能源中长期发展规划》指出，“十一五”期间，在甘肃敦煌和西藏拉萨建设大型并网型太阳能光伏电站示范项目，在内蒙古、甘肃、新疆等地建设太阳能热发电示范项目。到2020年，全国太阳能光伏电站总容量达到2000兆瓦，太阳能热发电总容量也将达到2000兆瓦。　　但当下，光热发电的进展远远落后于光伏。“相对于光伏电价，光热电价依然很高，发改委和国家能源局对发展太阳能热发电一直有所顾虑。”参与鄂尔多斯项目可行性研究的知情人士告诉记者，“毕竟可再生能源基金有限，决策层还是更倾向于选择成本低廉的可再生能源先行发展。”　　按照财政部今年4月制定的《可再生能源专项基金管理办法(初稿)》安排，基金将主要用于补贴电网企业接受可再生能源电量产生的财务费用，其来源是可再生能源电价附加收入和财政部专项资金。以目前每度4厘钱的可再生能源附加额度计算，基金总量每年约120亿元。　　由于光热发电没有光伏、风电等新能源不稳定、不连续的缺陷，许多国家在未来能源规划中将其定位为电力的基础负荷。根据聚热方式，光热发电可分为槽式、塔式、碟式三种，槽式最具商业化可行性。　　973(国家重点基础研究计划)太阳能热发电项目首席科学家、中国电气协会副理事长黄湘估算，到2020年，中国光热发电市场规模可达22.5万亿至30万亿元，热发电总量可占全年总发电量的30%－40%。　　但是，也有悲观者。多家从事太阳能热发电设备制造的企业在接受记者采访时表示，热电市场前景虽好，规模化难度却很大，目前还只是“沙盘上的房子”。　　七年延迟　　鄂尔多斯50兆瓦热电项目早在2003年就开始酝酿，原定于2010年一季度招标，但电价方案一直悬而未决，导致招标时间一再拖延。　　在2006年召开的中德科技论坛上，该项目被正式确定为中德合作项目。2007年，获发改委开展前期工作的同意复函。　　随后，德国太阳千年公司(下称太阳千年)与内蒙古绿能新能源有限公司(下称绿能)合资建立内蒙古施德普太阳能开发有限公司(下称施德普)，专门从事该项目可行性研究报告和实施工作。其中，绿能占股75%，太阳千年占股25%。　　绿能公司总经理薛际钢告诉记者，项目开始之初，太阳千年打算自己融资运作项目，但依中国相关规定，外资投资电力的比例不能超过25%。于是，太阳千年找到绿能作为合作伙伴。　　按照2008年10月的项目可行性研究报告测算，该项目总成本约为18亿元，年均总发电量约为1.2亿千瓦时，以25年营运期计算，若要实现8%的资本金内部收益率，税后上网电价需达到2.26元/千瓦时。　　“与国外的电价相比，我们还是低一些的。”薛际钢解释，即使比照当年发改委已批复的光伏电价，光热发电仍具有很大竞争优势。彼时，发改委对上海崇明岛光伏项目和内蒙古鄂尔多斯聚光光伏项目的批复电价均在4元/千瓦时以上。　　难以预料的是，正当施德普以2.26元/千瓦时的上网电价将项目上报给发改委时，金融危机发生，光伏组件价格骤降，国内首个光伏并网发电示范项目——敦煌10兆瓦太阳能项目最终中标价仅为1.09元/千瓦时。　　这一突然的变化直接导致发改委否决了施德普的方案。此后，施德普将电价降至1.8元/千瓦时，仍因电价过高未获许可。　　“核准电价与火电上网价之间的差价，需要政府埋单。”鄂尔多斯项目科研工作负责人姜丝拉夫表示，内蒙古火电上网价是0.285元/千瓦时，二者差价接近每千瓦时2元。照此计算，国家每年需财政补贴约2亿元，25年就是50亿元。　　接近国家能源局人士向记者表示，一个项目的补贴政府能够承受，但一旦形成示范，各地纷纷效仿蜂拥而上，决策层担心应付不过来。此外，光伏上网电价经特许权招标后一降再降，决策部门有意效仿。　　2010年3月25日，国家能源局再次下发《关于建设内蒙古太阳能热发电示范项目的复函》，决定改以特许权招标方式建设该项目，通过公开招标选择投资者和确定上网电价，并要求电站设备和部件按价值折算的本地化率需达到60%以上。　　可这一复函并没有让鄂尔多斯项目马上启动。“之前的价格都是按照设备、部件进口价格计算，中国由于没有一个样本可供借鉴，本地化能力还有待考察。”薛际钢说。　　就在绿能为实现本地化率要求进行前期考察的同时，光伏发电市场的竞争愈发激烈。8月，国家第二批大型光伏电站特许权项目开标，13个项目的上网电价均低于1元/千瓦时。远超预期的普遍低价让发改委和国家能源局倍感为难(详见2010年第18期“光电低价搏杀”)。　　受此牵连，国家能源局内部曾一度传出消息，50兆瓦热电项目特许权招标无限期推迟。　　“在企业层面，光热发电市场早就启动，但若迟迟没有一个商业化项目推出，企业在捕捉到政府的无作为后，很有可能掉转航向，这个市场也就没法培育了。”一位太阳能设备制造商对记者说。　　9月，国家能源局召集意向投资商和相关设备提供商连续召开内部会议。一个半月后，50兆瓦热电项目终于在筹备七年之后发出招标公告，招标项目总投资商，期限为三个月，至12月20日止。开标时间定在2011年1月20日，项目建设周期30个月。　　发改委摇摆　　七年来，上网电价一直影响着发改委的态度，它犹如悬在政策制定者头顶上的一柄利剑，即使项目现已开标，这一担忧仍未散去。　　“对待这个项目，发改委和国家能源局一直很谨慎，很认真，很操心。”接近发改委人士对记者透露。　　5月10日，在“十二五”战略性新兴产业发展重点咨询研究项目之新能源产业课题组项目会议上，光热发电作为重点被要求详细陈述。　　记者了解到，对于光热发电，发改委的初衷是比照光伏发电做法，先核准一两个项目启动市场，而后通过特许权招标摸索出标杆上网电价，并借此拉动产业朝规模化发展。这也是鄂尔多斯项目起初走核准程序申报的原因。　　但光伏发电上网电价的骤降和可再生能源基金的捉襟见肘让发改委左右为难。上述接近发改委人士表示，一方面，电价到底核准在什么位置上才合理，发改委一直无法给出定论。国内没有可资借鉴的示范性项目，产业链也不成熟完整，致使发改委既无参照标准也无法准确计算，“政府也不知道该定多少，自然就不敢批，批得是否合理他们心里没数。”　　另一方面，光伏上网电价下降幅度颇大，支持光热的补贴可以两倍作用于光伏，“所以决定先发展光伏，等电价能降得比较多的时候，再上光热。毕竟这些补贴最后都要摊到用户身上，结果就是提电价，这也会给发改委带来很多争议”。　　3月，发改委提出了特许权招标方式和60%的本地化率要求，希望借此降低光热电价。　　有专家指出，光热发电站建设成本直接影响热电并网价格。如果每千瓦单位造价降至1万元以下，上网电价就可降到1元/千瓦时以内，并逐渐接近现行每千瓦时0.51元至0.61元的风电标杆电价。　　一度，发改委曾希望与欧盟开展合作。记者获悉，8月，国家能源局新能源司副司长史立山等人，在参加完布鲁塞尔能源会议后特地前往西班牙实地考察光热发电项目。　　在此前后，史多次与欧盟接触，希望欧盟以赠款或贴息贷款的形式大力支持这个中德政府的合作项目，目的就是减少中方支付的成本费用，降低电价以便尽快启动项目。　　“欧盟没有答应，不然可能还会走核准电价方式。”知情人士透露，直到此项目发出招标公告前半个月，发改委还在做最后努力，但始终没有谈成，“各种方式行不通之后就只能招标了”。　　记者了解到，为遏制光热电价过高，发改委还特意在招标书中加设了一道“特别条款”——此次投标电价不得高于国家已核准的光伏电价。目前，在已核准的光伏上网电价中，最高价为1.15元/千瓦时。　　这一“特别条款”源于9月国家能源局组织召开的一次内部协调会。华电、中广核、大唐、华能、国电等七八家意向投资商和五六家设备供应商均出席会议，会上，中广核、大唐、国电均表示1.15元以下的电价可以做，其他未表态企业也没有当场反映此价格过低。　　薛际钢告诉记者，据此前去各设备厂家询价的结果看，1.5元/千瓦时左右的电价比较合适，但发改委仍然认为太高。“我毕竟是询价，并没有谈到规模化生产后的成本问题，也许大企业去谈1.15元的价格就没有什么问题。”　　事实上，担心电价过高之余，发改委对可能产生的超低电价也心存忌惮。记者获悉，为避免招标过程中出现恶性竞争，此次评标先审技术方案，待其合格后再审价格标，电价约占考量因素的七成左右。　　沙盘上的房子　　筹备七年终上马，政府释放出的这个积极信号让投身其中者欢欣鼓舞。　　863太阳能热发电项目总体组组长、中科院电工所研究员王志峰表示，50兆瓦热电项目不仅将引起光热发电行业的觉醒，也将引发整个热发电产业链的觉醒，包括电力企业、设备制造企业、银行、投资商等，光热发电有望成为下一个新能源投资的蓝海。　　不少声音则认为“过于仓促”，新能源产业的发展过程一般从技术研发起步，经试验示范成功后再步入商业化推广阶段。　　目前，国内仅限于研发工作，试验示范项目虽在建设但结果尚未可知，加之国家没有出台有针对性的扶持政策，不足以支撑这个装机容量不算小的商业化项目。　　一位从事光热研究利用的央企负责人在接受记者采访时表示，“我们现在的自主研发有点不计成本，只是为了自主知识产权，成本却没降下来。商业化运行方面，规范、管理、维护等标准体系和盈利模式，以及财务、融资、建设、产业链体系、政策管理等一整套链条都没有形成，还没有做到商业化的可能性。”　　不容忽视的事实是，热电产业链上的核心技术，如系统集成，集热管、聚光镜等，仍掌握在国外企业手中，若不能解决将严重阻碍市场规模化发展，这也是发改委要求50兆瓦热电项目本地化率的重要原因。　　50兆瓦热电项目的前期本地化调研结果并不乐观。系统集成方面，目前只有中航空港和华电工程两家企业在建设完整的发电试验系统，由于还没实际应用，并不能证明其完整性、成熟性、可靠性，这成为一个令人担心的问题。　　集热管部分，虽有北京市太阳能研究所、皇明太阳能、深圳唯真太阳能等多家企业从事自主研发，但眼下只是样品产出阶段，没有工程验证，量产能力和品质如何不得而知。　　聚光镜部分，镜面产品弯曲精度和反射率最主要依靠先进的设备做保证。据了解，浙江大明玻璃从国外引进的世界第三条生产线还在运输过程中，年底若完成安装，明年或可供货。倘若不能按期供货，目前国内没有其他可提供满足国外同等技术水平要求产品的生产商。　　可国外企业至今都不希望将其技术转移给中国，即使用市场份额交换也不乐意。中国光伏产业的迅速规模化，肇始于国外企业将光伏设备制造产业全部转移至中国，光热发电领域却还没有这样的机会。　　据悉，西班牙最大的太阳能企业阿本戈集团(Abengoa Solar)，进驻中国已有四五年，一直希望能在中国独立运作项目，而不肯与中国本土企业进行技术合作。　　前述央企负责人表示，光热发电的核心技术由国外大企业垄断，既没有污染压力，回报也丰厚，如集热管的利润可达200%－300%，国外企业没有动力转移。“我们曾和西门子、阿本戈等大企业谈合作，承诺可以帮他们在中国拿项目，但要求有技术合作，但这些企业都不愿意技术换项目。”　　“不管谁中标，详细设计国内做不了，光场安装、维护国内也做不了。”一位不愿具名的业内人士对记者说，“希望最后中标的投资人能和国外公司联手做，这样成功的几率会更大。”　　央企入场　　“国家就想把电价控制在一定范围内，但他们对热发电不大了解，一系列问题他们认为都是小事，可以在具体项目上自己去解决。”参与鄂尔多斯项目全过程的黄湘对记者表示，他不认同发改委设置的1.15元/千瓦时电价上限。　　黄湘认为，“对于第一个或者前若干个项目，不应在电价上提太多要求，不能只想着做一个价格特别低的，而要做一个好的，不能只看着价格来。”　　而更为不利的是，耗时多年的鄂尔多斯项目在其开始阶段便已面临多重额外成本。据了解，在辗转数年之后，这一项目的前期勘探考察、方案咨询费用已高达3000万元，这一费用需要中标人埋单。　　此外，该项目选址鄂尔多斯杭锦旗巴拉贡镇，占地约需1.95平方公里，土地成本约4000万元－5000万元，“这是块可以发展农田牧场的土地，价格较高，选择地点不大合理。其实几十块钱一亩甚至白送的土地有很多，更适合热电站建设。”　　光热发电只适合阳光年辐射量在2000千瓦时/平方米以上地区，且土地坡度不能超过3%，该项目年用水量约15万方，与火电基本一致。但项目地水源不足，只能做空冷(空气冷却)，不仅导致电能转换率可能下降1%，也抬高了投资成本，以上述电价来进行消化并不合理。　　而价格上限的严苛要求可能导致的结果是，资金实力小、融资能力和抗风险能力弱的民营企业被拒之门外，实力雄厚又有节能减排压力的央企再次集体登场。记者了解到，截至11月中旬，中广核、大唐、国电、中节能和阿本戈已购买标书，央企占八成。　　“每个发电集团对新能源都非常看好。”一位五大电力巨头负责人对记者直言，“为了增加可再生能源份额，大家都非常努力。”　　目前，五大发电集团都有各自的太阳能光热发电小型示范项目。有分析人士指出，这些企业可能通过今后扩大规模的方式，大幅度压低投标电价，以求先拿下 50兆瓦热电项目。原因不言自明，光热发电规模越大，每千瓦时电价成本越低，拿下的项目可以作为未来更大容量电站的一部分，先以低电价中标，再将成本分摊到后续建设项目中。　　也有媒体报道称，各大电力集团已开始在光热发电领域圈地。国内适宜发展光热发电的土地资源有限，“谁先上项目，土地就给谁，大家自然蜂拥而上，并预留大量后续扩建土地。”　　三年前，五大发电集团中只有华电跟随中科院做示范性项目，而最近半年来，约300万千瓦热电项目已完成项目建议书，几大电力巨头更私下里运作了部分未公开项目。国电集团吐鲁番光热发电项目人士曾表示，其项目仅为100千瓦，但圈地达几千亩，目的正是为了将来大规模扩张。　　光伏发电已经出现的央企超低价垄断局面似乎又将要在光热发电领域上演。结果是，如果热电低电价持续，无法提高投资回报率，将无法吸引社会资本参与，也将会影响到有针对性的补贴政策出台。　　“政府对太阳能热电项目的认知度还不够，对市场前景也不那么了解。”前述热电设备制造商表示，热电项目要能够长期稳定地完善下去，必须得到有针对性的政策支持，这样银行融资才会相应跟进。　　决策层有矛盾之处，像超白玻璃是生产光热发电所需聚光镜的基本原料，但玻璃制造已被工信部划为淘汰落后产能的重点领域，银行“一刀切”地停止对玻璃制造业放贷，这也势必影响到光热发电所需的上游原料的生产。　　2010年8月，美国能源基金会曾委托上海中科清洁能源技术发展中心，对中国光热发电市场进行调研。调研结论是，中国对可再生能源的扶持力度呈现与重视程度的正相关，虽然扶持政策种类较齐全，但存在跟风上政策现象，不具备长期性和稳定性。　　“今天这个能源热，政策就一窝蜂地来；明天那个能源热，这边的政策就忽然不见了，全跑到那个领域。这会让投资者看不到稳定的市场回报。”上述调研主管龚思源对记者说。分析报告。