光伏发电国内外现状

2024-05-14

光伏发电国内外现状（通用6篇）

篇1：光伏发电国内外现状

国内投资建设光伏发电项目现状探析

一、中国太阳能发电市场背景

过去三年是中国太阳能光伏发电项目强势发展的三年，主要原因在于其自身作为可再生能源的天然优势：与传统的火力发电相比，太阳能发电利用的是清洁的太阳光能，对环境的影响几乎是零；与另一种可再生能源核电相比，其安全性优势明显；与水力发电和风力发电相比，又对地理环境的依赖程度更低。近年来，中央和地方均出台多轮促进太阳能发电项目开发建设的法规和政策，宏观层面有包括太阳能在内的可再生能源发电长期发展的战略规划，微观层面，则从项目审批、项目用地、电价补贴和税收优惠等各方面提供政策性支持，尽力创造有利的投资环境，鼓励境内外资本进入光伏产业。

我们认为上述鼓励政策已初见成效，这可以从两个方面直观感受到，一是中国太阳能发电市场在国际太阳能发电市场所占比重的变化，二是太阳能发电在全国电力工业装机容量占比及增速的变化。

首先是装机容量。2015年4月发布的《全球新能源发展报告2015》显示，2014年全球光伏市场新增装机容量达到47GW，其中中国新增装机容量位列全球第一，为13GW，占27.7%。截至2014年底，中国太阳能光伏装机总量超过30GW，成为世界第二大光伏应用大国。其次是多晶硅产能。多晶硅作为太阳能电池板的核心原材料，其制造业呈现明显的垄断格局，中国多晶硅产能占全球总产能的45%，与美国和欧洲的产能之和基本相当。最后是产业融资额度。在2014年度中国太阳能产业融资额为380.4亿美元，占全球融资总额的28.2%，位居全球首位。

在国内电力市场，太阳能发电项目在全国电力业务构成中的比重也持续增加，且增速大大超过其他类型发电项目。根据2015年1月国家能源局发布的2014年全国电力工业统计数据显示，并网太阳能发电增长率达67%，增速远超其他发电类型，具体见下表：

2014年全国电力工业统计数据（信息来自国家能源局）指标名称

全口径发电设备容量水电火电

计算单位万千瓦万千瓦万千瓦

全年绝对量 136019 30183 91569

8.7 7.9 5.9

全年增长率（%）核电并网风电

并网太阳能发电[1]

万千瓦万千瓦万千瓦

1988 9581 2652

36.1 25.6 67.0 太阳能发电项目在中国具有巨大的投资开发潜能，市场前景广大。对于有意向的投资者而言，首先需要了解中国在宏观层面上对太阳能发电市场的鼓励性政策。

二、光伏发电鼓励政策梳理

中国对太阳能发电项目投资开发所依据的主要法律是2009年修订的《可再生能源法》。该法明确规定，国家鼓励和支持可再生能源并网发电，并明确可再生能源包括太阳能。此后，国务院于2013年出台《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》（国发[2013]24号）（以下简称“国务院24号文”），该文将太阳能光伏产业描述为“是全球能源科技和产业的重要发展方向，是具有巨大发展潜力的照样产业”，并将其定位为“中国具有国际竞争优势的战略性新兴产业”，从而明确了太阳能光伏产业在中国产业发展序列中的战略性地位。此外，国务院24号文还从市场开拓、产业结构调整、规范产业发展秩序、支持政策的出台等方面对太阳能光伏领域做了宏观层面的规划。值得注意的是，国务院24号文还强调除了推进太阳能光伏电站建设之外，还要大力开拓分布式光伏发电市场，提出了建设分布式发电示范区的规划[2]。2014年国务院办公厅印发的《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》，将“加快发展太阳能发电”列入未来五年的战略计划中，并提出到2020年光伏装机容量达1亿千瓦的目标。

紧随国务院24号文之后，国家能源局先后出台《光伏电站项目管理暂行办法》（国能新能[2013]329号）（以下简称“《项目管理办法》”）和《光伏发电运营监管暂行办法》（国能监管[2013]459号）（以下简称“《运营监管办法》”），前者专门对集中式太阳能光伏电站的规模管理、项目备案、电网接入做了具体规定；后者则强调太阳能发电项目（无论是集中式光伏电站还是分布式光伏发电[3]）作为电力业务的一种，其自身的运营要纳入到电力业务监管体系之中，予以规范。结合两办法的主要规定，我们可以总结出以下在投资开发太阳能光伏电站须注意的几个方面。

（一）规模指标管理

《项目管理办法》明确了中国太阳能光伏电站建设每年度是有规模控制的，即每一年度建设的装机容量不得超过当年所规划确定的指标额度。各省级地方政府要在此基础上出台本辖区的太阳能电站建设年度实施方案。具体规模指标出台办法是：国家能源局编制全国太阳能发电发展规划，确定全国光伏电站建设规模和各省年度开发规模。各省级能源主管部门根据本地区年度指导性规模指标，编制本地区年度实施方案建议，报国家能源局审定。各省级政府按照国家能源局下达的年度指导性规模指标，扣除上年度已办理手续但未投产结转项目的规模后，作为本地区年度新增备案项目的规模上限。年度实施方案的完成情况，是国家能源局确定下一年度该地区指导性规模指标的重要依据。

根据国家能源下发的《2015年光伏发电建设实施方案》，2015年全国新增光伏电站建设规模指标为17800MW。在各省级地方年度新增规模指标中，根据各地方太阳能资丰富程度而新增规模指标各有不同，其中新增额超过1000MW的省份有新疆（1300MW，若包含新疆生产建设兵团，则为1800MW）、河北（1200MW）、江苏、浙江、安徽、青海和宁夏（均为1000MW）。新增额最小的是海南和贵州，均只有200MW。

对投资者而言，应注意在投资国内太阳能电站时，上述规模管理制度对投资建设可能产生的两个影响：

第一，应关注所投资建设的省份每年新增指标是多少兆瓦，尤其是该省份上一年度已取得项目开发权但未建成投产项目所占今年新增指标的额度。拟投资的太阳能电站装机容量在当年度确定建设规模范围内时，才可能取得项目开发权，这对投资者而言实际上是一道隐形门槛，可能影响到投资者的投资战略和布局。

第二，应关注拟投资省份是否存在普遍的限电情况。《项目管理办法》明确了对已发生明显弃光限电问题且未能及时解决的地区，停止下达该地区年度新增指导性规模指标，对建设实施情况差的地区，相应核减下年度该地区指导性规模指标。如果拟投资地区在上一年度限电严重，很可能在下一年度新增规模指标被下调甚至取消，这会对投资者的投资计划造成严重影响。

（二）项目备案管理

《项目管理办法》确定了中国太阳能发电项目的许可制度采用备案制而非核准制，备案主管部门为省级能源主管部门。但是，根据我们以往的项目经验，部分省级地方政府已通过颁布地方规章或地方规范性文件的方式将该备案权限下放至市一级能源主管部门，如内蒙古自治区[4]。

除对太阳能发电项目采取备案制之外，国家能源局发布的《关于进一步加强光伏电站建设与运行管理工作的通知》（国能新能[2014]445号）（以下简称“光伏电站通知”）进一步要求各省级能源主管部门明确光伏电站项目备案条件及流程，并“尽可能减少项目备案前置条件”。根据以往项目经验，我们发现很多地方的项目备案文件的确不再要求取得环评批复、用地预审、规划选址、节能评估等前置性许可文件。但是，我们理解，此处的前置性文件提供义务的豁免仅限于地方能源主管部门项目备案这一环节，并不当然意味着投资者不需要向环境、国土、规划等主管部门申请获得相关许可。在进行具体项目投资开发之前，建议投资者就具体的备案文件提供要求向当地能源主管部门进行详细咨询。

对于非新建而是收购已建成投产或已拿到项目备案文件的太阳能电站项目，投资者须关注国家对投资主体变更时的管理要求。《光伏电站通知》明令禁止买卖项目备案文件及相关权益，已办理备案的项目如果投资主体发生重大变化，应当重新备案。《项目管理办法》也要求项目单位不得自行变更光伏电站备案文件的重要事项，包括项目投资主体、项目场址、建设规模等主要边界条件。针对实践中频繁出现的倒卖光伏电站备案文件的乱象，国家能源局于2014年底出台了专门规范性文件《关于规范光伏电站投资开发秩序的通知》（国能新能[2014]477号）（以下简称“《规范通知》”）。《规范通知》并未一刀切地规定只要涉及投资主体变更均须重新办理备案手续，而是将项目以“投产之日”为界限划分进而区别对待：如果电站已经投产，则投资主体变更无须重新办理备案；但若项目已取得备案文件但尚处于建设期而未投产的，则须向能源主管机关申请重新办理备案。

我们在项目实践中曾经遇到过两个问题：

一是部分省市的能源主管机关对项目投产之前对因投资主体变更申请重办备案的处理方式不同；二是其对“投产之日”的理解存在差异。第一种情形主要体现在有些能源主管机关并非重新出具备案文件，而代之以同意函的形式承认新投资者为项目投资主体，甚至存在答复称不需要重新办理备案或取得任何同意文件的情况。针对各地区具体操作方式的不同情况，建议投资者要求转让方事先获得当地能源主管部门的批准或明确答复。对于第二种情形，对投产之日的理解是电站已完成全部竣工验收之日，还是实际并网发电之日（即试运行开始之日）？抑或是试运行期满后的正式商业运营之日？根据从国家能源局获得的咨询答复，对此应理解为光伏电站开始实际并网发电之日。

（三）电网接入与运行管理

太阳能光伏电站建成后需接入国家或地方电网，远距离输送所发电力。因此，此类项目不仅要符合太阳能光伏产业政策，还要符合国家对电力行业的一般性监管要求，同时要注意对太阳能电站电网接入的一些特别规定。

1、并网验收及其他验收

包括太阳能发电项目在内的任何电站在实际并网前均须通过当地电网公司组织的并网验收以及其他各项验收，如环保验收等。通过并网验收不仅是电站具备实际并网发电能力的证明，同时并网验收文件也是申请办理电力业务许可证的必备申请文件之一。实践中并网验收文件主要包括建筑工程质量监督报告、电力质量监督报告、并网前安全性评价报告、并网前技术监督报告等，最终以电网公司出具的内部各业务部门审核通过的并网验收意见会签单的形式作为电站完成并通过并网验收的证明文件。

除此之外，太阳能电站还须通过环保部门的环保竣工验收、公安消防部门的消防验收、安监部门的水土保持验收等项目相关验收。在上述验收均通过之后，电站方可进入与电网公司签署配套协议和取得相关许可的阶段。

2、取得电力业务许可证与签订并网协议和购售电合同

“一证两合同”是适用于所有类型电站项目的一般性要求。《运营监管办法》明确规定太阳能发电项目应当遵守电力业务许可制度。《电力业务许可证管理规定》（以下简称“《电力许可证规定》”）也规定并网运行的电厂应当申请获得发电类电力业务许可证。对于太阳能电站而言，如未取得电力业务许可证就并网发电，则要面临没收违法发电所得且处以所得5倍以下罚款的处罚。根据《电力许可证规定》，申请电力业务许可证之前须取得项目备案文件、环评批复、发电设施具备发电能力的证明文件和竣工验收文件。需注意的是，根据国家能源局出台的政策，并非所有太阳能电站项目均须办理电力业务许可证[5]。分布式光伏发电项目和装机容量小于6MW的太阳能电站均免除该项要求，项目运营主体可直接与电网公司办理并网手续。

购售电合同与并网调度协议的签署是在取得电力业务许可证之前。实践中，为及时并网发电，新能源发电项目运营主体往往先申请电力业务预许可证，该预许可有效期限往往为一年。电站运营主体在取得预许可之后与当地电网公司签署并网协议和购售电合同，电站进入试运行阶段，在预许可过期之前申请办理正式的电力业务许可证。根据有关并网制度的法规，这两份合同是电站并网运行的前提条件[6]。

3、电站场内线路建设与升压站共用问题

《项目管理办法》明确了太阳能电站项目的场址内集电线路和升压站工程的投资建设由项目单位负责，送出线路的建设由电网公司负责。但在实践中，部分电站项目的送出线路也由项目单位负责建设。此时应注意虽然太阳能电站项目本身已由《项目管理办法》确定为备案制从而不属于政府核准项目的范围，但电站场址内的送出线路属于电网工程，根据国务院于2014年最新修订的《政府核准的投资项目目录》，电网工程属于政府核准的范围。据此，太阳能电站项目除了应具有项目备案文件之外，还应就场址内送出线路建设单独获得地方发改委的项目核准文件，这是投资者在并购尽职调查中应予以关注的问题之一。

一般而言，作为太阳能电站项目的关键设施之一，升压站应由项目单位自行建设并运营维护。但在以往项目经验中，也遇到过部分太阳能电站共用同一园区内其他在先建成投产电站的升压站，与对方签订升压站协议并按约定支付使用费。我们理解，《项目管理办法》并未明文禁止升压站必须由项目单位自行建设并使用，如果升压站设计容量足够，应可以与其它电站共用升压站，并约定具体使用方式和使用费的支付。

（四）税收方面优惠政策

国家对太阳能电站在税收方面的优惠政策主要体现在三个方面。

一是根据《企业所得税法实施条例》，电力项目属于国家重点扶持的公共基础设施项目，可享受“三免三减半”的税收优待，即在原有企业所得税税率基础上，电站投资经营所得自取得第一笔生产经营收入所述纳税年度起，第一年至第三年免征企业所得税，第四年至第六年减半征收企业所得税。

二是中国西部地区是太阳能资源的富集地带，且太阳能发电属于国家鼓励类产业，因此在西部地区投资开发太阳能电站项目还可享受到按15%的税率征收企业所得税的优惠[7]。根据以往项目我们从当地税务机关获得的答复，该项税收优惠可以与“三免三减半”优惠政策叠加适用。

举例而言，一般企业所得税税率是25%，一个在西部省份建成投产的太阳能电站项目，自取得发电收益起的当年开始，前三年的实际税率是0%，自第四年开始，享受西部大开发优惠税率为15%，但在此基础上又根据“三免三减半”政策而减半，故实际税率是7.5%，税收优惠力度很大。

三是享受中央财政补贴的太阳能电站项目，对取得的补贴收入不属于增值税应税收入，不缴纳增值税。为鼓励太阳能发电产业发展，国家专门出台了补贴办法，这部分内容将在下篇着重阐述。

[1]需注意的是，这一数据还不包括自发自用的离网分布式光伏发电项目。[2]基于篇幅所限，本文主要探讨集中式光伏电站的相关法律问题。

[3]国家能源局并未对集中式光伏电站和分布式光伏发电给出定义，市场通常对二者的理解是：集中式光伏电站指充分利用广大未利用土地和相对稳定的太阳能资源构建大型光伏电站，接入高压输电系统供给远距离负荷；分布式光伏发电是指光伏组件主要基于建筑物表面，就近解决用户的用电问题，通过并网实现供电差额的补偿和外送。二者的主要区别：（1）装机容量以6MW为分界点，高于此标准就属于集中式。（2）集中式光伏电站必然并网，远距离送电；分布式光伏则可能离网，即自发自用，即使并网也是近距离送电至终端用户。

[4]根据《内蒙古自治区发展和改革委员会关于我区太阳能发电项目实行盟市备案管理的通知》，“自本文下发之日起，太阳能发电项目由盟市能源主管部门实行备案管理”。

[5]《国家能源局关于明确电力业务许可管理有关事项的通知》（国能资质[2014]151号）。

[6]根据《发电厂并网运行管理规定》第16条，并网发电厂与电网企业应及时签订并网调度协议和购售电合同，不得无协议并网运行。

[7]财政部、海关总署、国家税务总局《关于深入实施西部大开发战略有关税收政策问题的通知》（财税[2011]58号），自2011年1月1日至2020年12月31日，对设在西部地区的鼓励类产业企业减按15%的税率征收企业所得税。

三、太阳能电站项目电价及财政补贴制度

（一）光伏项目的电价构成简单来说，太阳能光伏电站项目的电价构成如下：

光伏上网电价=脱硫燃煤机组标杆上网电价+中央财政补贴额度

脱硫燃煤机组标杆上网电价（以下简称“燃煤标杆电价”）就是传统火力发电项目的上网价格，燃煤电站所发电力以该价格为基础结算，这也是所有能源类型的电站的基础上网电价。国家会对燃煤标杆电价适时调整。由于燃煤电站对环境污染巨大，国家不鼓励此类火力发电项目的建设，因此总的调价趋势是逐渐降低燃煤标杆电价。最近一次调价是2015年12月，国家发改委出台《关于降低燃煤发电上网电价和一般工商业用电价格的通知》（发改价格[2015]3105号）（以下简称“3105号文”），对各省燃煤标杆电价均予以不同程度的调低。

中国对太阳能电站项目上网电价采取有区别的政府定价制度。国家发改委于2015年12月发布《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》（发改价格[2015]3044号）（以下简称“《价格通知》”）按照太阳能资源分布程度将全国分为三类资源区，对每个资源区采用不同的光伏电站标杆上网电价（以下简称“光伏电价”）。按照太阳能资源丰富程度从高到低（I类资源区到III类资源区），光伏电价从低到高定价（I类区0.8元/度，II类区0.88元/度，III类区0.98元/度），这种定价方式旨在促进光照资源相对并不丰富的地区也发展太阳能发电项目，如江苏、浙江等省份，虽然光照强度不及西北各省，但由于光伏电价很高，因而也存在很多太阳能发电项目。此外，在三类资源区之外，西藏自治区适用单独的光伏电价，为1.15元/度。

由于各省燃煤标杆电价不同，且由于在不同类资源区导致光伏电价也不同，故而两者之间的差额也就是国家对光伏项目实际补贴额度也会有所区别。比较北京市和江苏省举例说明：北京市的燃煤标杆电价是0.3515元/度，其被列为II类资源区，适用0.88元/度的光伏电价，因此国家对北京市光伏发电项目的实际补贴额度就是0.5285元/度；江苏省的燃煤标杆电价是0.3780元/度，其被列为III类资源区，适用0.98元/度的光伏电价，因此国家对江苏省光伏发电项目的实际补贴额度就是0.6020元/度。

另外需注意的是，很多省份对本省内光伏电站项目都已出台省级补贴政策，即在国家补贴额度基础之上，对国家确定的光伏电价再增加一部分地方补贴。以往项目中，我们遇到过项目获得的当地价格主管部门出具的电价批复文件载明的上网电价高于国家确定的当地光伏电价，其原因一般就是该省对光伏项目另有补贴。

（二）专项财政补贴的申请与发放

1．电价批复与专项财政补贴的关系

实践中除少数省份外，大部分省份的价格主管部门都会针对具体光伏电站项目出具电价批复文件（少数省份直接以《价格通知》为适用依据，不再单独出具电价批复文件，如西藏自治区），性质上属于行政许可，即允许发电企业与当地电网公司以批复价格结算并网发电电量。一般而言，电价批复确定的上网电价就是国家对该省的光伏电价（也有可能因有省级补贴而比光伏电价略高），即该批复价格已包含了国家对该省光伏项目的专项财政补贴额度，但这并不意味着该光伏电站实际就以所批复的光伏电价进行结算，实践中很多光伏电站仍以燃煤标杆电价结算，原因就在于国家对光伏发电项目补贴资金的发放和相关流程具有专门要求。因此，投资者在收购境内光伏电站项目时，即便看到项目已有有权价格主管部门出具的电价批复文件，但仍可能实际中该电站还是以燃煤标杆电价结算。

2．专项财政补贴政策

《价格通知》中确定了国家对光伏发电项目补贴政策的两个重要方面，一是补贴期限原则上为20年，二是在此期间国家会随着太阳能产业的发展，结合相关因素，会逐步调减光伏电价（实质上就是调减财政补贴额度）。这意味着从长远来看国家对太阳能发电产业的扶持力度会呈逐渐减小的趋势。目前以划分三类资源区确定光伏电价的政策实际上是经历了两次调减后的结果，此前国家最早对全国范围内的太阳能电站光伏电价是划分为1元/度和1.15元/度两档，要比现行光伏电价高。

（1）专项财政补贴发放要求和流程

国家对包括太阳能发电在内的可再生能源发电项目的专项补贴被称为可再

生能源电价附加补助资金（以下简称“光伏补贴”），该项资金来自可再生

能源发电项目的销售电量收入。换句话说，就是从下游终端用户处收取的电费中拿出一部分用来补贴上游的可再生能源发电项目。财政部、国家发

改委、国家能源局针对光伏补贴的申报、审核与拨付出台了详细的规范性

文件《关于印发可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法的通知》（财

建[2012]102号）（以下简称“《补助办法》”），根据该文，对光伏补贴的申请、审批和发放流程如下：

（2）申请条件

主要有三个条件：一是必须是以可再生能源作为发电来源，太阳能电站自然属于该范畴；二是电站必须已拿到项目备案文件；三是必须已经从价格主管部门取得电价批复文件。

（3）提出申请

符合申请条件的太阳能发电项目单位，同时向省级财政、价格、能源主管部门按照《补助办法》规定的格式要求提出补助申请，由后者初审后联合上报财政部、国家发改委、国家能源局。

（4）审核申请

财政部、国家发改委、国家能源局对各省上报项目材料进行审核，对符合条件的项目，列入可再生能源电价附加资金补助目录（以下简称“《补贴目录》”）。

（5）补贴发放

光伏补贴原则上实行按季预拨、年终清算。各省级电网公司在每季度第三个月提交补助资金申请表至省级财政、价格、能源主管部门，后者报财政部、国家发改委、国家能源局。财政部根据申请情况，将光伏补贴拨付到省级财政部门，省级财政部门按国库管理制度有关规定及时拨付资金。省级电网公司拿到光伏补贴后，按光伏电价和实际上网电量，按月与太阳能电站结算电费。

从《补助办法》规定的光伏补贴审批流程可以看到，对一个太阳能电站项目是否给予光伏补贴的关键依据就是看其是否进入补贴目录。从《补助办法》的规定来看，补贴目录似乎应是一年一发布，但截至目前，财政部公布了五批补贴目录，最近一次公布是在2014年9月，再前一次公布是2013年2月，而第六批补贴目录截至本文出具之日仍尚未公布。由此可见补贴目录并非是在每年度的固定时间发布，这就为太阳能电站及时享受光伏补贴带来了不确定性。

此外，即使最终进入了《补贴目录》，也不能确保太阳能电站按月拿到光伏补贴。仔细研读《补贴目录》对补贴资金拨付环节的行文，会发现其对财政部拨付光伏补贴到省级财政部门的具体时间未做要求，同时省级财政部门对电网公司的拨付也仅是要“及时”而已，并未规定明确时间节点。这就给光伏补贴的实际到位带来了很大的不确定性。而实践中也确实如此。网络公开信息显示，截至2015年上半年，光伏补贴拖欠时间已长达两年多之久，部分光伏电站补贴拖欠时间更是长达3年。补贴拖欠总金额高达约人民币200亿元[1]。这导致原本就融资困难的许多太阳能电站项目都面临资金链紧张甚至濒临断裂的局面。

四、太阳能电站项目土地使用常见问题

太阳能项目作为国家扶持的能源类基础设施项目，其项目用地首先要符合国家土地使用权管理的相关法律法规。总体而言，现有的三种土地使用权获取方式（有偿出让、无偿划拨、租赁）均可适用于太阳能电站项目。国家也未禁止项目以农用地转为建设用地的形式占用农用地，但更鼓励占用未利用地。针对太阳能电站项目自身的开发特点，我们认为太阳能发电项目在某些用地方面具有特殊性。

根据有关土地管理的相关法规，无论是国家所有或集体所有的农用地，如建设项目需要占用的，均须将农用地按照法定程序和要求转为建设用地后，方能予以开发利用。换言之，不得以租赁农用地的形式改变其用途用于开发建设项目。国家在这方面即使对太阳能电站这类新能源项目也并未有任何放开。国土资源部联合其他五个部委于2015年发布的《关于支持新产业新业态发展促进大众创业万众创新用地的意见》（国土资规[2015]5号）（以下简称“《创新用地意见》”）再次明确“对建设占用农用地的，所有用地部分均应按建设用地管理”。

但在以往几年的太阳能发电项目开发浪潮中，出现了一种特别的太阳能发电类型，即光农互补项目，如渔光互补、光伏农业大棚等。此类项目在用地上的特别之处在于，除项目永久性用地是建设用地以外，太阳能电池板矩阵架设在农田、草场、鱼塘或温室大棚之上，如此一来太阳能发电项目实际并不占用农用地，也不会改变该地块原有的农业用途。在前述情形下，太阳能电站是否还属于“占用”了农用地？是否还必须按照土地管理法规的要求将农用地转为建设用地并支付土地使用金后才能进行开发建设？在未有明确法规或政策出台之前，实践当中各地此类太阳能发电项目均是以租赁农用地的形式获得土地使用权。

《创新用地意见》并未回答上述问题，仅明确太阳能项目在使用未利用地时，“对不占压土地、不改变地表形态的用地部分，可按原地类认定，不改变土地用途，在年度土地变更调查时作出标注，用地允许以租赁方式取得”。从行文来看，该内容适用范围应仅限于未利用地，对农用地并不适用。综上，我们认为，即便光农互补的太阳能发电项目并未实质占用农用地地表，但至少占用了农用地地表之上的上层空间，对此是否认定为“占用农用地”是值得商榷的，实践中该等项目在合规性上存在一定瑕疵。

此外，投资者应注意如太阳能电站项目占用农用地中的耕地，根据《耕地占用税暂行条例》，须按照当地人均占有耕地面积缴纳每平方米5元至50元不等的耕地占用税。如占用基本农田，则在当地适用税额的基础上再提高50%。

五、投资者应关注问题总结

基于本文上述对太阳能电站项目的现行政策的梳理，并结合目前太阳能光伏行业发展现状，对于投资境内太阳能发电项目，我们总结了几点对投资者而言应当重点关注并谨慎评估的事项，以供投资决策参考。

第一，投资具体省份和地区时，应关注该省投资规模指标是否充足。这主要从三个层面考察：第一个层面是看国家对该省下发的当年度规模指标总量，这是最直观的体现；第二个层面是了解该省去年已立项但尚未建成项目的规模，这部分是要从该省当年规模指标中予以扣除的，这是对拟投资规模的隐形限制；第三个层面，了解该省在下一年度被调减规模指标的可能性。这主要是依据该省已有项目建设完工情况和该省限电是否普遍来考察。

第二，部分地区限电严重，影响电站开发投资价值。由于国家财政补贴等支持性政策的出台，过去几年太阳能发电站装机容量增速和总规模均呈几何级数增长。截至2016年1月，光伏装机总容量规模均已成为全世界第一[2]。但是，随着行业的发展却出现了电站限电严重甚至部分电站自试运行之后在商业运行期长期关闸停运的现象。据网上公开资料显示，2015年上半年，全国光伏发电弃光限电量约18亿千瓦时，弃光率为10%，其中尤以甘肃、新疆两地最为严重。甘肃省弃光率高达31%，新疆地区为26%，而在2015年12月的统计中，两地单月弃光率更是分别高达39%和59%。[3]

根据我们在项目中了解到的情况，造成限电现象如此严重的原因主要有两个。一是区域性产能过剩。中国西北地区属于太阳能的富集地区，非常适合开发建设光伏发电项目，但是由于当地工业发展和经济生活水平所限，没有东部地区那样大量的用电需求，电站所发电力就地消纳的能力有限。同时，跨省输送电力需要建设特高压电网，技术和资金要求很高，而目前中国电力外输通道建设跟不上，因而出现所谓的“窝电”问题。二是光伏上网电价高于传统燃煤电站，导致电网公司收购太阳能电站所发电力的成本要远高于燃煤电站。在电量消纳有限的情况下，电网公司更倾向于对太阳能电站予以限电，这实质上是新能源与传统能源发电的利益之争[4]。

第三，融资难度较大，主要原因是无法保证项目具有长期稳定的现金流。中国太阳能发电项目普遍存在融资困难的情况，该类电站项目的购售电合同大多为一年一签，这意味着项目的长期稳定发电收益无法通过合同约定予以保证，故银行发放贷款时审查通过难度较高。尽管在鼓励太阳能发电的政策性文件中多次提出以项目发电收益权作为质押实现融资，但实践中银行对以短期购售电合同下的发电收益作担保的贷款持谨慎态度。另外，虽然在2015年国内发行了首单光伏发电收益资产证券化项目，引发对太阳能发电资产证券化这一新融资模式的关注，但同样由于上述限电、补贴拖欠和短期购电合同等原因，导致以太阳能电站收益作为基础资产不够稳定、可靠，对此类融资方式今后能否普遍适用于光伏行业，尚待进一步观察。

第四、国家对太阳能发电项目的补贴力度从长远来看呈逐年降低的趋势，且存在不稳定性。尽管目前国家对此类项目的补贴力度很大，但补贴原则上期限为20年，且国家可根据太阳能产业发展状况等因素随时对补贴政策予以调整。此外，投资者还应关注光伏补贴的发放尽管有相应规范，但其适用存在一定程度的不确定性，实践中存在光伏补贴迟延发放的情况，对太阳能电站项目实现盈利影响巨大。

篇2：光伏发电国内外现状

一、中国光伏发电的战略地位

1.1 中国的能源资源和可再生能源现状和预测；

无论从世界还是从中国来看，常规能源都是很有限的，中国的一次能源储量远远低于世界的平均水平，大约只有世界总储量的10％。图一给出了世界和中国主要常规能源储量预测。

从长远来看，可再生能源将是未来人类的主要能源来源，因此世界上多数发达国家和部分发展中国家都十分重视可再生能源对未来能源供应的重要作用。在新的可再生能源中，光伏发电和风力发电是发展最快的,世界各国都把太阳能光伏发电的商业化开发和利用作为重要的发展方向。根据欧洲JRC 的预测，到2030年太阳能发电将在世界电力的供应中显现其重要作用，达到10%以上，可再生能源在总能源结构中占到30％；2050 年太阳能发电将占总能耗的20%，可再生能源占到50％以上，到本世纪末太阳能发电将在能源结构中起到主导作用。图二是欧洲JRC 的预测。

中国是一个能源生产大国，也是一个能源消费大国。2003 年能源消费总量约为16.8 亿吨，比2002 年增长13%，其中：煤炭占67.1%、石油占22.7%、天然气占2.8%、水电等占7.3%，石油进口达到9700 万吨。由于能源需求的强劲增长，煤炭在能源消费结构中的比例有所提高，比2002 年提高1 个百分点。下图给出了我国2003 年一次能源消费构成。

我国政府重视可再生能源技术的发展，主要有水能、风能、生物质能、太阳能、地热能和海洋能等。我国目前可再生能源的发展现状如下：

水能：我国经济可开发的水能资源量为3.9 亿千瓦，年发电量1.7 万亿千瓦时，其中5 万千瓦及以下的小水电资源量为1.25 亿千瓦。到2003 年底，我国已建成水电发电装机容量9000 万千瓦，其中小水电容量3000 万千瓦。

风能：我国濒临太平洋，季风强盛，海岸线长达18000 多公里，内陆还有许多山系，改变了气压的分布，形成了分布很广的风能资源。根据全国气象台风能资料估算，我国陆地可开发装机容量约2.5 亿千瓦，海上风能资源量更大，可开发装机容量在7.5 亿千瓦,总共可开发装机容量10 亿千瓦。目前全国已建成并网风力发电装机容量57 万千瓦，此外，还有边远地区农牧民使用的小型风力发电机约18 万台，总容量约3.5 万千瓦。

太阳能：目前太阳能利用方式主要有热利用和光电利用两种，到2003 年底，全国已安装光伏电池约5 万千瓦，主要为边远地区居民及交通、通讯等领域提供电，现在已开始进行并网光伏发电系统的试验和示范工作。全国已有太阳光伏电池及组装厂 10 多家，制造能力超过2 万千瓦。到2003 年底，全国太阳热水器使用量为5200 万平方米，约占全球使用量的40%，年生产量为1200 万平方米。

生物质能：生物质能主要有农、林生产及加工废弃物、工业废水和城市生活垃圾等。目前，全国农村已有户用沼气池1300 多万口，年产沼气约33 亿立方米；大中型沼气工程2200 多处，年产沼气约12 亿立方米；生物质发电装机容量200多万千瓦。

其它可再生能源：除上述水能、风能、太阳能、生物质能外，还有地热能、海洋能等可再生能源资源。目前所占比例不大。我国目前新技术利用可再生能源（不含传统秸秆燃烧和5 万千瓦以上的大水电）总量为5000 万吨标煤，占能源消耗总量3％。

可再生能源是可循环利用的清洁能源，是满足人类社会可持续发展需要的最终能源选择。目前，小水电、风电、太阳热水器和沼气等可再生能源技术已经成熟，生物质供气和发电技术也接近成熟，具有广阔的发展前景。预计今后20-30年内，可再生能源将逐步从弱小地位走向能源主角，将对经济和社会发展做出重大贡献。我国可再生能源2010，2020 直至2050 年的发展预测如下：

中国电力现状和未来电力缺口分析

中国的电力供应在2000 年以前不紧张，2001 年以后，由于经济发展迅猛，电力需求以每年超过20％的速度增长，2003 年全国出现电力供应严重不足的现象，电力供应的紧张情况在今后2－3 年内不会缓解。2002 年全国电力装机35657万千瓦，煤电占74.5％，发电16542 亿千瓦时，煤电占81.7％。下表给出了2002年我国电力装机和发电情况：

按照目前的经济发展趋势和中国的资源情况，2010 年和2020 年的电力供应单靠传统的煤、水、核是不够的，尚存在一定的缺口，需要由可再生能源发电来填补。

二、世界光伏产业现状和发展预测

太阳电池是利用材料的光生伏打效应直接将太阳能变成电能的半导体器件，也称光伏电池。1954 年，第一块实用的硅太阳电池（η＝6％）与第一座原子能发电站同时在美国诞生，1959 年太阳电池进入空间应用，1973 年能源危机后逐步转到地面应用。

光伏发电分为独立光伏系统和并网光伏系统。独立光伏电站包括边远地区的村庄供电系统，太阳能户用电源系统，通信信号电源，阴极保护，太阳能路灯等各种带有蓄电池的可以独立运行的光伏发电系统。

并网光伏发电系统是与电网相连并向电网馈送电力的光伏发电系统。目前从技术上可以实现的光伏发电系统并网的方式有：屋定并网发电系统和沙漠电站系统。屋顶系统是利用现有建筑的屋顶有效面积，安装并网光伏发电系统，其规模一般在几个kWp 到几个 MWp 不等。沙漠电站则是在无人居住的沙漠地区开发建设大规模的并网光伏发电系统，其规模从10MWp 到几个GWp 的规模不等。

近年来，世界太阳电池年产量迅速增加，连续8 年增速在30%左右，2004 年的年增长率甚至超过60%，达到1200MW。下图给出世界历年太阳电池产量：

三、中国光伏发电市场和产业现状

3.1 中国太阳电池的市场发展

我国于1958 年开始研究太阳电池，于1971 年成功地首次应用于我国发射的东方红二号卫星上。于1973 年开始将太阳电池用于地面。我国的光伏工业在80年代以前尚处于雏形，太阳电池的年产量一直徘徊在10KW 以下，价格也很昂贵。

由于受到价格和产量的限制，市场的发展很缓慢，除了作为卫星电源，在地面上太阳电池仅用于小功率电源系统，如航标灯、铁路信号系统、高山气象站的仪器用电、电围栏、黑光灯、直流日光灯等，功率一般在几瓦到几十瓦之间。在“六五”(1981－1985)和“七五”(1986－1990)期间，国家开始对光伏工业和光伏市场的发展给以支持，中央和地方政府在光伏领域投入了一定资金，使得我国十分弱小的太阳电池工业得到了巩固并在许多应用领域建立了示范，如微波中继站、部队通信系统、水闸和石油管道的阴极保护系统、农村载波电话系统、小型户用系统和村庄供电系统等。同时，在“七五”期间，国内先后从国外引进了多条太阳电池生产线，除了一条1MW 的非晶硅电池生产线外，其它全是单晶硅电池生产线，使得我国太阳电池的生产能力猛增到4.5MWp/ 年，售价也由“七五”初期的80 元/Wp 下降到40 元/Wp 左右。

九十年代以后，随着我国光伏产业初步形成和成本降低，应用领域开始向工业领域和农村电气化应用发展，市场稳步扩大，并被列入国家和地方政府计划，如西藏 “阳光计划”、“光明工程”、“西藏阿里光伏工程”、光纤通讯电源、石油管道阴极保护、村村通广播电视、大规模推广农村户用光伏电源系统等。进入21 世纪，特别是近3 年的“送电到乡”工程，国家投资20 亿，安装20MW，解决了我国800 个无电乡镇的用电问题，推动了我国光伏市场快速、大幅度增长。

与此同时，并网发电示范工程开始有较快发展，从5kW、10kW 发展到100kW 以上，2004 年深圳世博园1MW 并网发电工程成为我国光伏应用领域的亮点。截止2004 年底，我国光伏系统的总装机容量约达到65MW。

深圳、汕头、广州和浙江等地，大量出口太阳能庭院灯，年销售额达5 亿之多。庭院灯用的电池片通常进口，然后用胶封装，工艺简单。所用电池片每年达6MW 之多，是太阳电池应用的一个大户(这部分未入统计)。3.2 中国太阳电池的产业化现状

上世纪七十年代末到八十年代中，我国一些半导体器件厂开始利用半导体工业废次单晶和半导体器件工艺生产单晶硅太阳电池，我国光伏工业进入萌发时期。八十年代中后期，我国一些企业引进成套单晶硅电池和组件生产设备，以及非晶硅电池生产线，使我国光伏电池∕组件总生产能力达到4.5MW，我国光伏产业初步形成。九十年代初中期，我国光伏产业处于稳定发展时期，生产量逐年稳步增加。九十年代末我国光伏产业发展较快，设备不断更新。2003 年、2004 年在我国《送电到乡》工程及国际市场推动下，一批电池生产线、组件封装线、晶硅锭∕硅片生产线相继投产和扩产，使我国光伏产业的能力有大幅度上升，我国光伏产业进入全面快速发展时期。截止2004 年底，我国光伏产业总的年生产能力为：组件150MW，电池生产67MW，硅锭∕硅片生产54MW；生产量约为组件100MW，电池42MW(其中非晶硅 4MW)，硅锭∕硅片46MW。

最近3 年由于《送电到乡》工程和国际市场的推动，我国太阳电池∕组件生产迅速增长，2004 年的产量是2002 年的6 倍。电池和组件性能不断提高，商业化电池效率由八十年代的10－12％提高到12－14％。太阳电池∕组件成本20 年来不断降低，售价由八十年代初的65－70 元∕Wp 降到2003 年的24－28 元∕Wp，2004 年由于太阳级硅国际性紧缺，售价又回升到28－32 元∕Wp。2004 年我国太阳电池的实际产量达到50MWp，国内光伏市场消化掉不到10MWp 的光伏组件，产品绝大部分出口到国外。

虽然我国光伏产业发展迅速，产业规模和技术水平都有相应提高。但同发达国家相比，仍存在很大差距，如：专用原材料国产化程度不高，品种不全，已经实现国产化的材料和部件，其性能比国外偏低，如银、铝浆、EVA 等。组件封装低铁绒面玻璃、TPT 尚未投放市场。

光伏产业链上游小、下游大的不平衡状态，其中最严重的是太阳级多晶硅生产是空白，完全依赖进口。其它环节的差额部分需要进口，如电池片、硅锭∕硅片，配套材料等，如图5 所示。

产业设备设计水平和制造能力落后。多晶硅铸造炉、线锯、破锭机完全需要进口；PECVD 氮化硅沉积设备、丝网印刷机、电池片分选机、串联焊接机等性能均不能满足现代化生产需要。这些设备都需要全套引进，等等。

这些差距同研发基础和工业基础薄弱有关。企业通过引进消化吸收能够在短时间内建立起现代光伏产业，但配套的专用材料和设备一时还跟不上，其中太阳级多晶硅材料尤其突出。国家应组织光伏产业同化工、机电设备制造产业联合攻关，同时积极寻求国际合作，以太阳能级硅为切入点，避开半导体级硅的技术封锁。

四、中国光伏发电的市场预测和规划建议

4.1 总体分发展目标

“

十一、五”以及到2020 年光伏发展规划目标预测如下：

4.2 “

十一、五”建设重点布局

“

十一、五”期间，应把实施农村离网光伏发电计划，落实开阔地（荒漠）大型并网光伏电站先导项目以及“中心城市建筑光伏并网”计划作为重点。对于光伏商业化发展也给予政策方面的积极扶持和支持。

4.2.1.农村离网光伏发电计划

我国还有大约28,000 个村庄，7 百万户，3,000 万人口无电。这些无电人口大都分布在我国西部地区和一些海岛，其中一些无电村庄使用柴油发电机发电，每日供电2－3 小时；有些连柴油发电机也没有，只能点酥油灯、煤油灯和蜡烛照明。这些无电地区有很丰富的太阳能资源，光伏发电在这样的地区有广阔的市场前景。下表列出了中国当前无电村和无电户的分布情况：

无电乡的供电问题已经通过“送电到乡”工程基本解决。还有无电村和无电户需要解决供电问题。如果每个无电村按照10KWp,每个无电户按照400Wp 规划，再考虑到已建电站的扩容，则潜在市场大约是3,000 MWp。

从目前的国力和政策看，2010 年以前，争取全部解决西部50 户以上的无电村和15%的散居无电户的用电问题，2006-2010 年间，争取解决10000 个无电村和100 万无电户的用电问题,新增光伏用量265MWp，累计用于农村电气化的太阳电池达到300 MWp，分计划如下：

4.2.2.开阔地大型并网光伏电站建设

从目前的国力和政策看，2010 年以前，应先开展开阔地大型光伏电站试验，所选择的试验地点应当具备如下条件：靠近主干电网（最好在50 公里以内），以减少新增输电线路的投资；主干电网具有足够的承载能力，在不改造的情况下有能力输送光伏电站的电力；距离用电负荷中心在100 公里以内，以减少输电损失；如果附近没有用电负荷中心，则最好有大型水电站，可以将光伏电站的电力通过抽水蓄能转换。规划在2010 年以前建立2－3 座10－20MWp 左右的开阔地(荒漠)先导示范电站，总装机达到30MWp，以实验其技术和经济的可行性。2010－2020 年正式启动中国开阔地（荒漠）光伏电站计划，争取2010-2020年新增光伏电站装机11,970MWp，到2020 年底累计开阔地(荒漠)光伏电站装机12GWp。

五、结论

1、中国有很好的太阳能资源，有足够的建筑屋顶和沙漠／荒漠资源，具有大规模发展光伏发电的条件；

2、光伏将在中国未来的电力供应中扮演重要角色，预计中国光伏工业将以每年不低于40％的速度增长；

3、当前中国光伏工业和光伏市场发展很快，但存在“头小尾大”不平衡的问题，不解决高纯多晶硅原材料和硅片生产的问题，中国光伏工业的发展就会受到限制；

篇3：光伏发电国内外现状

近日, 国家能源局公布首批分布式光伏发电示范区名单, 以及七省五市总计18个示范区项目, 装机容量共计1.823吉瓦, 其中2013年开建749兆瓦。8月30日, 业内期盼已久的分布式发电度电补贴政策出台, 补贴标准确定为0.42元/千瓦时, 比此前征求意见时提出的0.35元/千瓦时有所提高。至此, 分布式光伏发电补贴年限、数额、投资回收、并网等方面的政策全部确定。

内容

8月5日, 国务院发布的《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》明确提出, 2013-2015年均新增光伏发电装机容量10吉瓦左右, 到2015年总装机容量达到35吉瓦以上, 上网电价及补贴的执行期限原则上为20年。8月9日, 国家能源局公布首批光伏分布式发电示范区名单, 18个示范区项目共计1.823吉瓦。8月30日, 国家发改委发布《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》, 明确分布式光伏发电项目的补贴标准为0.42元/千瓦时, 地面电站根据所在区域不同, 电价分为0.9元/千瓦时、0、95元/千瓦时和1.0元/千瓦时三档。另外, 各个光伏大省已经出台或正在酝酿分布式光伏电站补贴方案, 比如合肥和江苏在国家补贴基础上, 另外补贴0.25元/千瓦时。浙江省已经有一些地区出台了相关政策, 而浙江省一级的补贴政策目前也正在研究当中, 浙江省的补贴力度预计将会在国家标准上再加0.2元/千瓦时左右。

政策效应

18个示范区名单公布, 度电补贴标准也有所提高, 再加上对于示范区项目各地方政府肯定会有配套补助, 所以这一批示范区项目前景非常乐观, 可以说国内分布式光伏市场正式启动。在补贴年限、数额、投资回收、并网等问题均已明确的情况下, 分布式光伏发电示范区项目发展基本不会有太大问题。

首先, 企业积极性高涨。如今分布式光伏发电项目0.42元/千瓦时的补助标准已确定, 相比征求意见稿中的0.35元/千瓦时提高了20%, 区域标杆电价中最低一档的0.9元/千瓦时也比征求意见稿中的0.75元/千瓦时提高了12%, 目前的补贴标准对企业具有相当的吸引力。以“河北保定英利开发区分布式光伏应用项目”为例, 日照为1300小时/年至1600小时/年, 无加固的屋顶项目总成本为7元/瓦, 这一项目发电全部自用, 综合当地电价及补贴政策, 项目每年的电费收益可达每瓦1.6-1.7元, 理论上4年左右即可收回成本, 而国家补贴时间长达20年。受利好政策刺激, 不少光伏企业纷纷计划在示范区之外发展分布式光伏项目。

其次, 电网消纳问题不大。首批分布式光伏发电示范区项目将会优先享受到财政的补贴, 可能会遇到较小的并网阻力。去年12月国家能源局启动分布式光伏项目申报, 共有26个省市申报了140个分布式光伏项目, 申请规模达16.5吉瓦。申报的项目很多, 只有18个项目入选, 其中很重要的一项指标是自发自用比例。在2013年开建的749兆瓦中, 每个项目规模都在10-88兆瓦、自发自用比例均达到70%-100%。现在的分布式新能源装机与传统能源发电的比例基本上可以忽略不计, 在相当长一段时间之内, 都不需要考虑分布式光伏发电给电网带来的压力, 这种分布式光伏发电项目是有利而无害的。

最后, 场地有保证。分布式光伏发电示范项目主要是利用企业的楼顶, 在大工业区内光伏企业与其他企业合作, 在每个工厂楼顶层安装发电系统, 10多家企业共同使用。工业用电每度超过1元, 而用上这个光伏发电系统, 企业交的电费低于1元, 而光伏企业现在又可以有0.42元的补贴, 可以说是双赢的局面。

存在问题

对于首批示范项目, 国家提高补贴标准是为了提高地方的积极性。在未来, 新建项目的补贴标准将逐年下降。但是首批分布式光伏发电示范区项目装机规模并不大, 要真正打开分布式光伏发电市场, 消化光伏组件产能, 还需要刺激更多的企业、居民自发自用。0.42元/千瓦的补贴是否能让普通居民用户获利, 还需要时间验证。目前来说, 分布式光伏发电装机主要发展集中式示范项目, 国家对个人自建分布式光伏电站的态度是鼓励与欢迎, 但目前在补贴、并网方面都有一定的操作难度, 所以只能成为典型, 很难成为主流。

保障措施

篇4：光伏发电技术的应用现状分析

摘要：当今社会，能源和环境成为两大主题，尤其是近年来随着经济和社会的发展，城市环境问题越来越发突出，过去几年，很多城市均出现大量的雾霾天气，使人们越来越关注和重视环境保护问题，因此，开发利用绿色环保新能源就成为了人们迫切的需求，太阳能作为可再生洁净能源，具有以下优点：绿色环保、清洁无污染且可再生，因此，受到世界各国的青睐，光伏发电技术越来越受到重视。

关键词：光伏发电；能源；环保

中图分类号：TM615 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）17-0035-01

能源问题是当今社会面临的最大问题，能源是推动社会发展和进步的原动力，如果能源供应一旦短缺，会直接或间接会影响到社会的经济发展和社会稳定。目前我国经济发展的主要来源是煤炭、石油、天然气等，但这些能源的储存量是有限的，为不可再生能源，并且在石油、煤炭的利用过程中，会对环境造成严重的污染。

因此，能源枯竭和环境污染问题对当今社会影响日益严重，利用和开发新的洁净能源日益受到世界各国的重视和广泛关注。各国科研工作者在对风能、核能、潮汐能、地热能、太阳能等方面做了深入研究，并且这些新能源越来越多的应用在现实工作和生活中。太阳能是可再生能源，如今全球能源紧缺，全社会都在倡导“绿色、环保、高效”的能源利用理念下，世界各国都将太阳能的利用开发作为本国可持续发展的重要内容之一。我国的太阳能资料较丰富，全国有大约60%地区年日照时间超过2 000 h，平均总能量约5.86×103 MJ/m3，而当今社会对太阳能的利用主要是用于光伏发电，而作为光伏发电的太阳能电池板目前主要采用晶体硅作为原料，因为硅材料储存量非常丰富，对我们大力发展太阳能提供了保障。

1 光伏的开发利用现状——国外

如今，光伏产业已经成为一个世界性的产业，发达国家尤其重视光伏产业的发展，作为新型洁净能源太阳能可以缓解目前能源紧缺的严峻形势和生态坏境被污染的压力，同时，通过技术进步和世界各国的政策推动，光伏产业已经是世界上新能源开发研制最快的产业之一。

从1839年Becqurel发现“光生伏打效应”原理和1954年皮尔松首次研制成单晶硅太阳能电池以来，据相关资料显示，从1997～2007年，太阳能电池的生产量增长了近41.3%。20世纪80年代以来，虽然世界经济整体低迷，但是光伏技术仍然保持着两位数增长。尤其进入20世纪90年代，发展更为迅猛，全世界各国都在不断的更新技术、提高工艺水平、开拓光伏产业市场、并且各国政府也通过政策支持、财政补贴等手段降低光伏发电成本，推进光伏发电产业向前迈进，光伏产业也跻身于全球高新技术产业发展速度最快行列。据统计，2000年后，世界光伏并网发电年的增长率达60%，截止2008年，全球太阳能安装总量累计达到15 GW，其中，西班牙的太阳能安装总量位居世界第一，德国紧随其后。

美国早在1997年就提出了百万屋顶计划，还推出了以2000年为起始年的5年国家光伏计划，近年又制定了2020～2030年的长期规划，预计2015年的光伏发电成本降低到6美分/kWh。美国C.Marchetin博士分析出世界一次能源替在趋势，太阳能将进入快速发展阶段，2050年后，太阳能将占总能源的30%，本世纪末，太阳能占到首位。

截至2012年9月30日，法国在国内和国际新增光伏安装项目25 529个，国内光伏装机容量达到2 923 MW。

日本政府为了减小二氧化碳排量，同时借鉴近年来福岛核电站事故的经验，对光伏发电行业制定了许多优惠政策，并出台了一系列政策导向促使日本光伏发电普很快，并于2008年成立了国际研究机构，从而促进太阳能电池及成本的降低和新型电池的研制。

德国在2000年初确定可再生能源法减免税收方案，使德国太阳能工业进入快速发展时期，特别是在2004年实施了修订后的《上网电价法》，使光伏发电市场需求迅猛增长。2007年底，太阳能电池累计采用3.84 GW，2008年光伏发电装机容量达到1.7 GW，成为世界上光伏发电最大的国家。2009年底，已有20.6 GW推向市场，预计2020年光伏发电装机容量可达5 100万kW。

2 光伏的开发利用现状——国内

与发达国家相比，我国光伏项目起步较晚，发展较慢。目前我国光伏产品也主要应用在市政工程，如：太阳能交通指示灯、景观灯、路灯、光伏幕墙和小区路灯等。由于光伏发电成本较高，我国采用光伏发电区域通常都是政府投资和一些商业示范区，近年来，我国政府不断加大光伏发电行业的投资力度，促进光伏发电技术得到了较大的进步，发电成本和发电技术上都得到了很大程度的提高。

我国1958年开始对光伏电池进行研究。1971年首次将太阳能电池应用与科研卫星东方红2号上。自20世纪60年代以来，我国对新能源的开发和利用越来越重视，从而促使光伏发电成本和技术得到了改善和提高。光伏电池产量在2007年达到1 088 MW，占全世界太阳能电池总量的27.2%，居世界第一。虽然我国生产太阳能电池总量居世界之首，但是我国光伏产业发展水平有限，至2007年我国光伏装机容量才达到20 MW，累计装机容量才达到100 MW。

我国政府为了推进光伏产业发展，启动了“光明工程”计划，截至2010年新增装机量400 MW，另外，根据发改委预计我国到2020年可达到50 GW装机容量，2050年可达到100 GW装机容量的预期目标，我国政府加大资金补贴和电价分摊相结合的方法推动光伏发电技术的发展，并在“十二五规划”中明确提出了光伏发展的目标。

国家发改委在2011年对大型地面电站的光伏发电并网电价进行标定，对光伏电站的开发建设起到了推进作用，也促进了国内光伏发电产业的发展。同年，国内宣布将采用中国自主生产制造的组建应用于国外开展的发电项目上，这为我国光伏生产商带来了巨大的商机。

国内光伏企业逐渐开始将低成本、发展成熟的光伏发电技术应用在分布式光伏发电系统中，2012年《太阳能发电发展“十二五”规划》指出，我国将重点在中东部地区建筑上建设分布式光伏发电系统，并且将完成1 000万 kW的总装机容量。国家电网于2012年11月1日起公布6 MW以下分布式光伏发电项目可免费以10 kW及以下电压等级并入电网，通过光伏发电项目发出电可自行使用，多余电量可以回馈卖给电网，标志着普通用户也可以成为发电供应商。

3 结语

光伏发电与其他常规的绿色发电技术相比，具有下面一些优势：

①无污染排放、不破坏环境且可持续发展，这种绿色能源不用燃料，运行成本低，发电部件不易损坏，维护起来十分简单。

②利用太阳能的场合广泛又灵活。既可独立于电网运行，也可与电网并行运行。

③可作为电力用户供电可靠或提高电能质量的UPS电源。

④发电的效率不随发电的规模的大小而变。

⑤就地可取，无需运输。

⑥光伏发电系统建设周期短，模块化安装，可以根据负荷的增减任意增减太阳电池容量，方便灵活，避免浪费。

参考文献：

[1] 吴理博，赵争鸣，刘建政.用于太阳能照明系统的智能控制器[J].清华大学学报（自然科学版），2003，（9）.

[2] 王霞.太阳能电池工作原理与种类[J].中国科技财富，2010，（6）.

[3] 闵江威.光伏发电系统的最大功率点跟踪控制技术研究[D].武汉：华中科技大学，2006.

[4] 刘丽红.太阳能光伏发电逐日自动控制系统的设计[D].太原：山西大学，2013.

篇5：光伏发电国内外现状

简介：阐述了电厂离心通风机的应用现状，并根据流量调节用的几种调速装置的特点，对它们进行了经济性分析，进一步指出了其节能的措施和最佳节能方法。

引言

我国能源发展的战略方针是：开发与节能并重。而近期则要把节能放在首位。这就要求发电厂在生产二次能源的过程中，要积极采取一切有效的措施，以降低自身的电力消耗。风机是电厂运行的主要设备，其耗电量约占电厂用电量的30%.随着用电量的不断增长和能源问题的出现，电厂风机运行的经济性越来越为人们所重视。因此，世界各国都在研究降低风机电耗的方法。

降低风机电耗，主要是研究设计高效率的风机和采用最佳的流量调节方式。根据我国风机产品的实际情况和电厂风机的运行特点，风机节能应重点放在采用最佳的流量调节方式上。电厂离心通风机应用现状

目前我国电厂所使用的风机，特别是近年来新投产的大机组中的风机，大多数采用了高效离心通风机，其最高效率均在 80%以上。但实际运行效率并不高，原因有二：首先，我国现行火力设计规程SDJ-79规定，燃煤锅炉送、引风机的风量富裕度分别为5%和5%～10%，风压富裕度为10%和10%～15%.由于在设计过程中很难准确地计算出管网阻力，并考虑到长期运行过程中可能发生的各种问题，通常把系统的最大风量和风压附加一部分作为风机选型的设计值。但可供选择的风机型号和系列是有限的，如果选不到合适的风机，也只好往大机号上靠。实际上，电厂锅炉送、引风机风量的富裕度达20%～30%是比较常见的，甚至更大。例如，闵行电厂8号炉，其送、引风机的风量富裕度分别为31%和7.3%，风压富裕度分别为67.8%和 48.4%；华东电网（苏、皖、沪）10家电厂12.5万kW以上机组共用离心通风机76台（进行了叶轮切割和改型的有36台），设计点的效率都在81% ～85%之间（带进气室），其中已测试了41台，效率大于70%的只有15台，低于70%的有26台，占被测风机的60%以上。这些风机的导向挡板开度大都在35%～60%；其次，随着电网容量的不断增大，大机组面临参加调峰的问题，对于参加调峰的机组来说，与锅炉配套的送、引风机还需周期性地在较长时间内处于更低的负荷下运行，造成大量节流损失。例如：北京石景山发电总厂京西电厂20万kW机组有近1/3的时间带10万kW的负荷。

电厂锅炉用风机风量与风压的富裕量以及机组调峰运行导致风机的运行工况点与设计工况点相偏离，致使电厂锅炉用风机的使用效率低于其最高效率。即使采用了高效风机，运行状况调查表明，风机运行效率低于 70%的占50%，即高效风机低效运行。通常情况下，风机采用自带调节门调节，但采用调节门调节时，风机的效率会下降。为了降低电厂风机的电耗，主要应提高风机在低负荷时的运行效率，采用最佳的风机调节方式，以达到节能的目的。

3、经济性分析

鉴于我国电厂风机的应用现状，研究设计高效率的风机，再大幅度地提高风机本身的效率已不大可能。目前，研究和应用最佳的风机调节方式才是降低风机电耗的最有效途径。

风机的耗电量与转速的立方成正比。一旦风机的转速降低，其耗电量将以其立方的比例降低。例如：根据工艺要求，风机的风量下降到 80% 则风机的转速也下降到80%，其风机轴功率则下降到额定功率的51% ；若风机的风量下降到50%，则风机的转速也下降到50%，其风机轴功率则下降到额定功率的l3%，节电87% ；从节能角度看，以风机调速最为有利，调节范围最大，其经济性能也最佳。同时，采用变转速调节后，可以降低风机的噪声，减轻引风机叶轮的磨损，延长叶轮的使用寿命。所以，电厂风机的节能重点应放在风机的变转速调节上。风机变转速调节，需要通过变速装置来实现。这里简单介绍离心通风机的变速调节方式并粗略的进行技术经济分析与比较。

3.1 经济性评价方法

采用“将来费用折算现值”的方法，对电厂离心通风机调节方案进行经济性评价。所谓“将来费用折算现值”是指购买附加设备费、安装费以及维持风机和附加设备在全部使用寿命期间运行所需的运行费、维修费的折算现值。总现值最低的方案为最优方案。“将来费用折算现值”法，能比较全面而准确地反映各方案经济性的优劣，在电厂风机改造时可作为主要的参考依据。将来费用折算现值的计算公式为 F = T · T E + T ·（H D × D F + W X）· Y式中 F ——将来费用现值，万元T ——风机台数T E ——风机和附加装置的总投资，万元H D ——系统年耗电量，万kW·h/a D F ——电费，元/kW·h W X ——风机和附加设备的年维修费，万元/a Y ——使用寿命，a

3.2 离心通风机几种调速装置的特点

离心通风机调速装置有：液力耦合器、电磁滑差调速电机、双速电机、晶闸管串级调速装置及变频调速装置。

液力耦合器是利用液体的动能来传递功率的一种动力式传动设备。安装在电动机和风机之间，可以在电动机转速不变的情况下，实现无级变速来改变风机的特性曲线和电动机的空载启动。但液力耦合器在调速的过程中，存在着固有的滑差功率损失，所以传动效率较低。液力耦合器装置技术上比较成熟，在电厂风机中应用也较多，并取得了一定的节电效果，但不能盲目使用。经过调查得出，若风机的富裕量不是太大，那么节电效果就不明显；若在锅炉带额定负荷时采用液力耦合器，不但不能省电，甚至还多耗电。

电磁滑差调速电机能实现无级变速，速度调节平滑，无失控区能空载调速，转速变化率小；其控制设备也简单，初投资低，维护方便，节电效果明显。但在调速时其转差功率会以发热形式损耗掉，所以经济效益较低。

双速电机是采用单绕组变极方法实现速度变换的，初投资低，使用时能使整机结构紧凑，可降低噪声和节约能源，维护也简单。但低速时的启动力矩小，往往需先在高速下启动，然后再切换到低速运行。运行人员不敢在运行中进行变速操作，开关的可靠性也差。

晶闸管串级调速就是在转子绕组回路中串接一个反电势，通过改变转差率来调节绕线式异步电动机转速的一种调节方法，该装置不仅可以对电机进行无级变速，而且在调速时还可将转差功率转化为机械能加到负载，或转化为电能返回电网，因而系统效率较高。该装置的初投资较高，调速装置需进行维护，还得采用绕线式电机，增加了维修工作量。

变频调速是交流电动机调速的最新技术，是通过改变定子的供电电源频率来改变旋转磁场的同步转速，从而改变转子的转速。对于交流电动机，转速n与频率f成正比，所以，连续调节电动机的频率能改变电动机的转速，鼠笼式三相异步电动机采用变频方法可以实现无级变速。调节效率高、调速范围大（电机可在0% ～100%频率转速下运行），与其他调节装置相比，性能最佳。当调速范围在同步转速的30%以上时，装置本身的效率不低于90%.变频调速不存在励磁滑差损耗和挡板、阀门节流功率损耗，不存在转差损耗，因此节能效果良好。

3.3几种变速调节的经济性分析比较

在对某电厂一台锅炉引风机进行改造设计时，采用“将来费用折算现值”法，对几种调节方式的经济性进行了比较分析，结果见表 1.表 1 几种调节方式的经济性比较

注：效率值即风机的系统效率=风机效率×电动机效率×变速调节装置效率。

表中的节电量是年安全运行 7000h，风机风量富裕量为10%计算的，负荷分别为100%、90%、80%和70%负荷的各为1/6时间，其余的时间为60%的负荷，电价按0.5元/kW·h计算。将来费用折算现值的计算公式： F = T · T E + T ·（H D × D F + W X）· Y.表中风机和附加设备的年维修费按投资的 1.4%来计算，使用寿命为20年。

由表1可见，3种交流变速装置均可取得显著的节电效果，其中变频调速效果最佳，但变频调速装置费用较高，其综合经济指标——将来费用折算现值不及双速电机和串级调速的低，将来费用折算现值越低就越说明该方案比较可行。研究降低变频调速装置费用的方法，使变频调速在风机调节中得以推广使用，从而节约更多的电力资源。

变频调速装置还可以实现交流电机的“软启动”，降低了启动电流，避免了大启动电流对电网的冲击和大启动力矩对电动机的机械冲击。电厂锅炉引风机、一次风机长期在热态下工作，其工作介质温度200℃左右，往往在冷态下启动，这样启动时的功率要比运行时大得多。一般情况下，在设计风机时选用电机容量大于或等于热态参数选择电机容量的1.3倍。如北京石景山电厂20万kW机组配有5台相同的一次风机，热态下的驱动功率仅需 380kW，原选用驱动电机500kW，现场启动时间30～40s，后把驱动电机改为850kW.采用变频调速装置，利用该装置的特点，只需按风机热态参数选择驱动电机容量就可以了，体现了明显的节能效果。

结论

（1）常年带负荷具有一定出力余量的电厂锅炉离心通风机，特别是调峰机组的风机，采用变速调节经济效益是值得肯定的。以选用效率高、性能好和节电效果好的变频调速装置最好；变频调速技术用于风机控制能获得良好的运行性能和显著的节能效果。随着电力电子技术、计算机控制技术的提高，变频调速技术将会得到广泛的应用。

（2）采用何种变速调节方式才能最大程度的节能，这需要具体问题具体分析来解决。电厂生产的重要性和特殊性要求风机的调速装置不仅要有良好的经济效益，而且要有足够的安全可靠性。要进一步深入开展电厂离心通风机变速调节研究，先要通过实验室的试验研究，选出适合不同负荷类型的最佳调节方案，再通过工业性试验，考察其安全可靠性和经济性，进而完善调节系统，解决其对整体系统带来的附加问题，使之能在电厂中广泛采用，达到节电节能的目的。

参考文献

篇6：光伏发电核准请示

为落实××××“以电为主，多元协同”，持续发展新能源战略，我公司积极推进××××风光同场20MWp光伏发电项目。项目于20XX年7月取得内蒙古自治区发展和改革委员会《关于××××光伏发电项目开展前期工作的通知》(内发改能源函„×××‟8×××号)，目前项目已取得全部支持性文件建设条件已全部落实，具备上报核准条件，现将项目基本情况报告如下:

一、项目单位情况

*****股份有限公司于20XX年在内蒙古地区设立的专业化全资子公司“*****风电开发有限公司”，归口*****公司管理,代表****在内蒙地区从事风电开发、建设、运营管理。截至20XX年共管理***个全资子公司，已经投入运行×××个风电项目******万千瓦。

二、项目名称及场址

****************风光同场20MWp光伏发电项目位于乌兰察布市**县*****镇*****风电场场址区域内。

三、太阳能资源

20XX年12月，****在卓资风电场1号升压站安装一台测光站进行测光。测光年总辐射量为****MJ/㎡，测光设备离****光伏项目直线距离约3公里。光伏电站所在地区太阳能资源属于“丰富”区，非常接近“很丰富”区。

四、建设规模

电站规划总规模为xxxMWp，分期建设。本期建设xxxMWp光伏发电项目，拟安装240Wp的多晶硅光伏组件，逆变器采用单机容量为500KW大型逆变器。

五、接入系统

本项目接入***升压站主变35KV侧，不新增主变及出线，可以大幅度降低项目造价，符合自治区发展风光同场政策。***风电场两期风电场均已投产，风电场所发电V风电场升压站至V220kV变送入蒙西电网，该线路导线型号为LGJ-2×240，额定输电容量约450MW。

六、投资概算及资金来源

项目总投资概算为工程动态投资：***万元，工程可行性研究暂按资本金占工程动态总投资的20%考虑。资本金以外建设资金考虑为银行融资，融资年利率按照现行商业银行长期贷款利率6.55%，还贷年限为，本金等额偿还。