第一篇：淺談無電村光伏發(fā)電系統(tǒng)的開發(fā)應用

淺談無電村光伏發(fā)電系統(tǒng)的開發(fā)應用

摘要：海南白沙縣無電村戶用光伏發(fā)電系統(tǒng)的應用，對于解決邊遠貧困地區(qū)居民生活用電，促進地區(qū)經(jīng)濟社會的協(xié)調(diào)發(fā)展和民族團結(jié)有著重要意義，本文擬對這一技術(shù)在海南無電自然村應用的實際問題進行探討。

關鍵詞：無電村；光伏發(fā)電系統(tǒng)；開發(fā)應用 0 引言

在海南省白沙縣南開鄉(xiāng)坡告村和道銀村這兩個無電自然村實施的戶用光伏發(fā)電系統(tǒng)，是云南電網(wǎng)公司北京能源新技術(shù)研究發(fā)展中心研發(fā)的項目，項目實施點位于海南省白沙縣南開鄉(xiāng)無電自然村坡告村和道銀村，該地區(qū)日照長，光熱充足，具有熱帶山區(qū)氣候特征，全年日照2075小時，常年平均氣溫23攝氏度，年平均太陽總輻射量約為6500mj/m2；兩個無電自然村共28戶，153人，均為黎族，交通不便，不通公路，而且屬于偏遠山區(qū)，經(jīng)分析后認為采用電網(wǎng)延伸的方式供電成本太高，而且線路穿越原始森林，雖然具備水電資源，但由于受旱雨季及臺風的影響，小水輪發(fā)電機不能夠全年提供穩(wěn)定電能。另外該地區(qū)丘陵縱橫，植被繁茂，風力資源非常有限，風電開發(fā)利用也非常困難，因此選擇太陽能光伏發(fā)電的方式解決。根據(jù)以上情況，項目研究中心在這兩個無電自然村安裝了28套600w戶用光伏發(fā)電系統(tǒng)。1 系統(tǒng)原理

戶用光伏發(fā)電系統(tǒng)的原理如圖1所示，設計過程主要是進行負載

用電量計算，太陽電池方陣功率設計，蓄電池容量選擇等。圖1戶用光伏發(fā)電系統(tǒng)原理 1.1 設計原則

光伏發(fā)電系統(tǒng)的設計，在滿足用戶需求的基礎上，為了能更好的控制設備成本，預留出以后的擴容空間，同時使系統(tǒng)的管理更方便，并且提供質(zhì)量有保證的產(chǎn)品，在設計時遵循了如下原則：(1)成本可優(yōu)化性-采用標準化、模塊化分系列設計，根據(jù)用戶的實際需求，配置最合適的供電系統(tǒng)，使供電系統(tǒng)的成本經(jīng)濟性與合理性；

(2)容量可擴充性-逆變器和控制器的設計留出適當?shù)脑Ａ恳詡溆脩魯U充系統(tǒng)容量時直接加裝電池板和蓄電池；

(3)管理可執(zhí)行性-加裝電能質(zhì)量管理功能，對供電質(zhì)量和用電數(shù)量進行監(jiān)控和管理；

(4)質(zhì)量可保障性-鑒于特殊地理條件，采用較高質(zhì)量標準和可靠性參數(shù)，最大限度降低系統(tǒng)維護工作量。1.2 系統(tǒng)選型

根據(jù)云南電網(wǎng)公司北京能源新技術(shù)研究發(fā)展中心技術(shù)人員的實地考察，并通過科學計算及對部件的仔細選型，該中心專為海南省白沙縣無電自然村設計yj-600-ss-01型戶用光伏發(fā)電系統(tǒng)，每戶600w光伏系統(tǒng)設計，配太陽電池組件600w，200ah/12v閥控密封免維護鉛酸蓄電池四組，電能表一只，低壓刀閘一組，20w/220v節(jié)能燈泡一盞和多功能插座一只。

1.3 負載設計

在負載設計時充分考慮當?shù)鼐用瘳F(xiàn)在及未來的用電需求，當?shù)鼐用癯丝措娨暫驼彰魍?，將來還要增加其他用電器，所以系統(tǒng)功率設計時應有一定余量。

經(jīng)過對這兩個無電自然村的實地統(tǒng)計，95%以上的戶家中有彩電、組合音響、硬碟機、衛(wèi)星信號接收器等家用電器。負載用電量預測：每戶使用彩電（100w）1臺，衛(wèi)星接收機（20w）1臺，每天使用3h，影碟機（20w）1臺，每天使用1h，組合音響（300w）1臺，每天使用1小時，20w節(jié)能燈泡1盞,每天每盞平均使用2h，無線座機電話（17.6w）1部，每天使用0.5h，則負荷日用電量為：

q =（100+20）×3+20×1+300×1+20×2+17.6×0.5= 728.8（wh）1.4 太陽電池組件功率的確定平均峰值日照時數(shù)：

tm=年平均太陽總輻射量/3.6/365=6500/3.6/365=4.95(h)太陽電池組件的峰值功率（w）： pm =qko k1/ tmk 式中：

q為負荷日用電量，q=728.8（wh）；k0為蓄電池數(shù)量，k0取4； k1為蓄電池的過充系統(tǒng)，k1=充入安時數(shù)/放電安時數(shù)，一般取1.1； tm為平均峰值日照時數(shù)，tm=4.95(h)；

k為包括逆變器在內(nèi)的交流回路的損耗率，一般取0.8。則上式可簡化為：pm=809.77（wp）

考慮當?shù)卮蠖鄶?shù)居民用電實際需求，功率取600wp。1.5 蓄電池的選擇

系統(tǒng)的使用壽命主要取決于蓄電池的壽命，應選用質(zhì)量好、使用壽命長、維護方便的蓄電池，并采取有效的技術(shù)措施使光伏發(fā)電系統(tǒng)及蓄電池的整體性能穩(wěn)定可靠，本系統(tǒng)的蓄電池選擇型號為yj-bm12v200-01。

淺循環(huán)放電有利于延長蓄電池的壽命，取放電深度為30%，確定蓄電池的容量為： c=qdf/ku 式中：

c為蓄電池容量（wh）； d為最長無日照用電天數(shù)；

f為蓄電池放電效率的修正系數(shù)，通常取1.05； q為所有用電設備的用電量（wh）； u為蓄電池放電深度，取30%；

k為包括逆變器在內(nèi)的交流回路的損耗率，通常取0.8。如用上述所取的系數(shù)，上式可簡化為： c=4.375dq 用電系數(shù)直流工作電壓（v）除上式，即得到用ah表示的蓄電池容量。c=4.375dq/v 本系統(tǒng)的直流工作電壓設計為12v，d取2.5天，則c=661.54（ah），取容量為200 ah的蓄電池四組。1.6 控制器與逆變器選擇

根據(jù)設計原則的要求，戶用光伏放電系統(tǒng)由八塊75wp的組件并聯(lián)組成600wp方陣，四只200ah/12v固定式閥控密封免維護鉛酸蓄電池，控制逆變器選用型號為yj-cim48v800-04的控制逆變器。逆變器容量為800va，具有ac輸出端的防短路保護、超負荷保護、過熱保護和低電壓保護功能。其容量留有余量，可以根據(jù)用戶的需求擴展，增加太陽電池組件的功率和蓄電池的容量即可?？刂破骶哂羞^充過放保護、循環(huán)充電、均衡充電等功能。2 運行管理與維護

（1）光伏發(fā)電系統(tǒng)對當?shù)鼐用駚碚f是新事物，在他們能接受的范圍內(nèi)，進行光伏發(fā)電知識的培訓。在安裝調(diào)試過程中，讓當?shù)鼐用駞⑴c施工，在施工中培訓，完工后又進行集中培訓，講解系統(tǒng)使用方法和安全用電注意事項。

（2）制定《光伏發(fā)電系統(tǒng)管理辦法》，規(guī)定當?shù)鼐用褚床僮饕?guī)程使用和維護系統(tǒng)，不準私自拆卸設備，不準私自接負荷較大的用電器，確保設備的正常運行。

（3）供電局安排專職光伏知識系統(tǒng)管理員進行日常維護和管理，并向當?shù)鼐用裰v解系統(tǒng)的使用管理知識，指導當?shù)鼐用襁M行日常的使用和管理。運行狀況及其社會意義

經(jīng)過對這兩個無電自然村的光伏發(fā)電系統(tǒng)使用情況跟蹤調(diào)查，28

套系統(tǒng)從竣工投入運行到現(xiàn)在一切正常。光伏發(fā)電系統(tǒng)在無電地區(qū)的使用具有重要的社會意義，具體表現(xiàn)以下幾個方面：（1）滿足無電自然村人民群眾用電需求。（2）改善無電自然村人民生產(chǎn)生活條件。

（3）促進當?shù)氐纳鐣?jīng)濟進步，提高當?shù)厝罕姷木C合素質(zhì)，增強民族團結(jié)，為全面建設社會主義新農(nóng)村創(chuàng)造條件。（4）改善無電自然村能源使用結(jié)構(gòu)，有利于節(jié)能環(huán)保。另外，通過無電自然村的電力建設，電網(wǎng)企業(yè)可以更好的服務“三農(nóng)”，主動承擔社會責任，實踐“為海南做貢獻，為南網(wǎng)添光彩”的理念，做到讓政府放心，讓人民滿意。4 結(jié)束語

本系統(tǒng)具有分散供電的技術(shù)優(yōu)勢，適宜解決偏遠山區(qū)的居民的供電問題，運輸方便，安裝簡捷，使用維護簡單，同時居民搬遷也方便，而且系統(tǒng)擴展性較好，可以根據(jù)用戶的不同需求和經(jīng)濟條件，進行光伏發(fā)電系統(tǒng)的擴容，達到最佳的匹配。

在海南省白沙縣南開鄉(xiāng)坡告村和道銀村這兩個無電自然村實施的戶用600w光伏發(fā)電系統(tǒng)經(jīng)過長期的運行，設備正常，性能可靠，使用維護簡單，便于推廣和應用。

注：文章內(nèi)所有公式及圖表請用pdf形式查看。

第二篇：光伏發(fā)電申請書

篇一：屋頂光伏發(fā)電項目申請報告

附件：

湖南中煙工業(yè)有限責任公司零陵卷煙廠

529.2kw屋頂光伏發(fā)電項目申請報告

一、項目基本情況

1、項目建設的必要性

2.1 開發(fā)利用太陽能資源，符合能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展方向

我國是世界上最大的煤炭生產(chǎn)和消費國，能源將近76%由煤炭供給，這種過度依賴化石燃料的能源結(jié)構(gòu)已經(jīng)造成了很大的環(huán)境、經(jīng)濟和社會負面影響。大量的煤炭開采、運輸和燃燒，對我國的環(huán)境已經(jīng)造成了極大的破壞。大力開發(fā)太陽能、風能、生物質(zhì)能等可再生能源利用技術(shù)是保證我國能源供應安全和可持續(xù)發(fā)展的必然選擇。

“十一五”期間我國在能源領域?qū)嵭械墓ぷ髦攸c和主要任務是首先加快能源結(jié)構(gòu)調(diào)整步伐，努力提高清潔能源開發(fā)生產(chǎn)能力。以太陽能發(fā)電、風力發(fā)電、太陽能熱水器、大型沼氣工程為重點，以“設備國產(chǎn)化、產(chǎn)品標準化、產(chǎn)業(yè)規(guī)?；?、市場規(guī)范化”為目標，加快可再生能源的開發(fā)。

根據(jù)《可再生能源中長期發(fā)展規(guī)劃》中指出，發(fā)揮太陽能光伏發(fā)電適宜分散供電的優(yōu)勢，在偏遠地區(qū)推廣使用戶用光伏發(fā)電系統(tǒng)或建設小型光伏電站，解決無電人口的供電問題。在城市的建筑物和公共設施配套安裝太陽能光伏發(fā)電裝置，擴大

城市可再生能源的利用量，并為太陽能光伏發(fā)電提供必要的市場規(guī)模。

目前的太陽能發(fā)電技術(shù)主要有太陽能光伏發(fā)電和太陽能熱發(fā)電技術(shù)，其中太陽能熱發(fā)電技術(shù)尚處于試驗開發(fā)階段，而太陽能光伏發(fā)電技術(shù)已經(jīng)基本成熟，其使用壽命已經(jīng)達到25年～30年。

1.2 湖南省具備建設分布式并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)的條件 我國太陽能理論總儲量為147×10gwh/y。從理論上講除去農(nóng)田、草原、森林、河流、湖泊、道路等，在任何荒地和建筑上都可以安裝光伏組件。

項目場址年均水平太陽總輻射量在4320mj/m以上，永州市經(jīng)濟發(fā)展較快，土地資源昂貴，不易建設大型地面光伏電站，比較適合建設與建筑結(jié)合的分布式并網(wǎng)光伏電站。

1.3 合理開發(fā)太陽能資源，實現(xiàn)地區(qū)電力可持續(xù)發(fā)展 據(jù)預測顯示，到2015年，全省全社會用電量需求將達到1850億千瓦時，年均增長9.6%，考慮省內(nèi)既有供電能力，省外輸送能力，電量缺口約320億千瓦時，電力缺口660萬千瓦時。

該電站建成后，與當?shù)仉娋W(wǎng)并網(wǎng)運行，可有效緩解地方電網(wǎng)的供需矛盾，促進地區(qū)經(jīng)濟可持續(xù)發(fā)展。同時也可充分利用我國的太陽能資源，保障我國能源供應戰(zhàn)略安全。

1.4 加快能源電力結(jié)構(gòu)調(diào)整的需要 28 根據(jù)我國《可再生能源中長期發(fā)展規(guī)劃》，提出了未來15年可再生能源發(fā)展的目標：到2020年可再生能源在能源結(jié)構(gòu)中的比例爭取達到16%，太陽能發(fā)電裝機180萬kw。

湖南省的可在生能源中所占比例較小，而太陽能發(fā)電技術(shù)已日趨成熟，從資源量以及太陽能產(chǎn)品的發(fā)展趨勢來看，開發(fā)分布式光伏發(fā)電項目，將有利于改善電網(wǎng)能源電力結(jié)構(gòu)，有利于增加可再生能源的比例，有利于優(yōu)化系統(tǒng)電源結(jié)構(gòu)。

1.5 改善生態(tài)、保護環(huán)境的需要

在全球能源形勢緊張、全球氣候變暖嚴重威脅經(jīng)濟發(fā)展和人們生活健康的今天，世界各國都在尋求新的能源替代戰(zhàn)略，以求得可持續(xù)發(fā)展和在日后的發(fā)展中獲取優(yōu)勢地位。環(huán)境狀況已經(jīng)警示我國所能擁有的排放空間已經(jīng)十分有限了，再不加大清潔能源和可再生能源的份額，我國的經(jīng)濟和社會發(fā)展就將被迫減速。

太陽能光伏發(fā)電以其清潔、源源不斷、安全等顯著優(yōu)勢，成為關注重點，因此，提高可再生能源利用率，尤其發(fā)展并網(wǎng)型太陽能發(fā)電是改善生態(tài)、保護環(huán)境的有效途徑。

綜上所述，零陵卷煙廠529.2kw屋頂光伏發(fā)電工程可減少化石資源的消耗，減少因燃煤等排放有害氣體對環(huán)境的污染，帶動地方經(jīng)濟快速發(fā)展將起到積極作用。因此，該項目建設是十分必要的。

2、項目建設的主要內(nèi)容

2.1本項目設計在為零陵卷煙廠屋頂建設安裝太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)，項目類型為并網(wǎng)太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)，總裝機容量為529.2kwp。

2.2 太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)主要由光伏組件、防雷匯流箱、交直流配電柜、光伏逆變器、光伏支架、監(jiān)控系統(tǒng)、電纜等組成。

2.3 系統(tǒng)設計安裝1890塊280w多晶硅光伏組件。

2.4 系統(tǒng)逆變器采用國內(nèi)知名品牌，將光伏組件產(chǎn)生的直流電逆變成380v的交流電，然后并入電網(wǎng)。

2.5 光伏方陣安裝采用22°最佳傾角安裝，光伏支架系統(tǒng)采用c型鋼。

2.6 系統(tǒng)配置一套監(jiān)控系統(tǒng)，對系統(tǒng)發(fā)電量、環(huán)境參數(shù)、設備狀態(tài)等進行監(jiān)控，保證系統(tǒng)正常運行。

二、技術(shù)方案選擇

1、概述

本系統(tǒng)為大型并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)，太陽電池板采用江蘇?？怂剐履茉从邢薰旧a(chǎn)的280wp多晶硅太陽能電池組件，系統(tǒng)裝機容量為529.2kwp，產(chǎn)品獲得國內(nèi)金太陽認證、歐洲tuv認證和美國的ul認證。整個系統(tǒng)由1個500kw發(fā)電單元組成，太陽電池陣列發(fā)電經(jīng)光伏方陣防雷匯流箱匯流、逆變之后，經(jīng)過隔離變壓器后380v并入電網(wǎng)，最終實現(xiàn)將整個光伏并網(wǎng)系統(tǒng)接入當?shù)仉娋W(wǎng)系統(tǒng)。光伏并網(wǎng)型逆變器并網(wǎng) 后與電網(wǎng)安全運行，所產(chǎn)生的電與電網(wǎng)電力是同頻、同相，且具備抗孤島等控制特殊情況的能力。其發(fā)電原理框圖如下：

2、設計依據(jù)

本項目各部分的設計嚴格遵循和參考以下規(guī)范、標準： 配電系統(tǒng)和并網(wǎng)接口設計參考標準：

gb 18479-2001 地面用光伏（pv）發(fā)電系統(tǒng)概述和導則

dl/t 527-2002 靜態(tài)繼電保護裝置逆變電源技術(shù)條件

gb/t 13384-1992 機電產(chǎn)品包裝通用技術(shù)條件

gb/t 14537-1993 量度繼電器和保護裝置的沖擊與碰撞試驗

gb 16836-1997 量度繼電器和保護裝置案值設計的一般要求

dl/t 478-2001 靜態(tài)繼電保護及安全自動裝置通用技術(shù)條件

篇二：光伏發(fā)電申請表

江西省萬家屋頂光伏發(fā)電示范工程項目申請表（參考）

說明：該表僅供參考，各縣發(fā)改委可根據(jù)實際需要，自行設計表格并接受居民申請。篇三：太陽能光伏發(fā)電項目申報書

山西省

太原市日報社太陽能光伏發(fā)電項目

建

議

書

項目名稱：太原日報社太陽能光伏發(fā)電

申報單位：太原市日報社

地 址：太原市新建路***號

郵政編碼：030032 聯(lián) 系 人：

電 話：

傳 真：

申報日期： 年 月 日

一、項目概述

1、項目名稱：山西省太原市日報社屋頂太陽能光伏并網(wǎng)

發(fā)電項目

2、建設單位：太原市日報社

3、項目擬建地點：山西省太原市新建路78號

4、建議書編制依據(jù)：

（1）《、中華人民共和國可再生能源法》

（2）、《財政部、科技部、國家能源局關于實施金太陽示范項目的通知》（財建【2009】397號）

（3）太原市氣象輻射資料、地面氣象資料

5、項目規(guī)模與投資

（1）項目規(guī)模

一期項目：太原市日報社辦公樓屋頂面積約為2000㎡，按常規(guī)太陽能組件計算，考慮到太陽能組件檢修通道及安裝地點邊角不可利用面積等因素，可以建設太陽能并網(wǎng)發(fā)電站150kwp。

二期項目：太原市日報社宿舍屋頂面積約為2000 ㎡，按常規(guī)太陽能組件計算，考慮到太陽能組件檢修通道及安裝地點邊角不可利用面積等因素，可以建設太陽能并網(wǎng)發(fā)電站150kwp。

（2）項目投資：

一期項目：總投資約為270萬

二期項目：總投資約為265萬

6、產(chǎn)品方案：太陽能組件選用tn-72-5m190組件

逆變器選用100kw和50kw逆變器

7、建設周期：3個月

8、設計年限：本項目設計建設年限為25年

二、項目建設的必要性和意義

1、項目建設的必要性

從十七世紀至今，全球人口從5億增長到60億，人類的能源消耗也從每年1億噸標準煤增長到150億噸標準煤。世界能源委員會預測，按照已探明儲量和目前的消耗速度，石油將在43年后枯竭，天燃氣將在66年內(nèi)用盡，煤炭也只夠169年的開采。

按照國際能源委員會和歐洲聯(lián)合研究中心的一致估計，光伏發(fā)電在未來能源中占據(jù)著重要的地位，到2030年可再生能源占總能源結(jié)構(gòu)中30%以上，太陽能光伏發(fā)電在世界總電力的供應中達到10%以上；2040年可再生能源占總能耗的

50%以上，光伏發(fā)電將占到20%以上。

2009年在我國氣候談判中對國際社會做出的承諾包括，到2020年非化石能源占一次能源消耗比重達到15%左右，碳相比2005年下降40-50%，森林面積比2005年增加4000萬公頃，森林蓄積量增加13億立方米。

在此背景下，各國政府把發(fā)展新能源和可再生能源作為戰(zhàn)略重點，世界各國在加強實施《京都議定書》和巴厘島應對氣候變暖框架路線圖，我國也先后頒布了《可再生能源法》與《節(jié)約能源法》。2009年9月23日，由財政部、建設部印發(fā)了關于《太陽能光電建筑應用財政補助資金暫行管理辦法》，2009年7月16日財政部、建設部、國家能源局聯(lián)合發(fā)文。（財建【2009】397號《關于實施金太陽示范工程的通知》一系列新能源補助政策。

2、項目實施的意義

利用太陽能發(fā)電為太原市日報社提供電源，節(jié)省了由電網(wǎng)供電，節(jié)約了能源，符合國家的產(chǎn)業(yè)政策，能源政策，也符合能源可持續(xù)發(fā)展的戰(zhàn)略，具有良好的經(jīng)濟效益和社會效益。

溫室氣體效應、氣候變暖、環(huán)境惡化、生態(tài)失衡這是世界的統(tǒng)一話題，也是世界范圍內(nèi)關注的問題。各國政府都確立了節(jié)能減排、發(fā)展綠色能源的戰(zhàn)略方針。我國政府已在《京

都議定書》上鄭重簽字，許諾大力減少溫室氣體排放，發(fā)展綠色能源，保護環(huán)境，保護地球，保護人類自己。

山西省人民政府根據(jù)本省的實際情況，也制定了節(jié)能減排、減少溫室氣體排放、降低污染、開發(fā)利用綠色新能源的發(fā)展規(guī)劃。要求各地改造傳統(tǒng)產(chǎn)業(yè)，充分利用綠色能源，改善山西的自然環(huán)境，提高山西人的生活質(zhì)量和健康水平。

利用太陽能發(fā)電，太陽能是絕對干凈、清潔的能源，無公害，無污染，不會對環(huán)境排放任何污染物，不會對大同市的城市環(huán)境產(chǎn)生影響，符合國家的環(huán)保政策。

本項目是一個節(jié)能和環(huán)保型項目，具有良好的經(jīng)濟效益和社會效益。因此，本工程項目建設是完全必要的。

三、項目建設的條件

1、政策條件

1、《中華人民共和國可再生能源法》

2、《節(jié)約能源法》

3、《財政部、科技部、國家能源局關于實施金太陽示

范項目的通知》（財建【2009】397號）

4、《太陽能光電建筑應用財政補助資金暫行管理辦法》 篇四：物業(yè)申請(安裝光伏電站物業(yè)申請書)關于安裝家用光伏發(fā)電系統(tǒng)的申請

小區(qū)物業(yè): 本人為響應黨中央關于節(jié)能減排、發(fā)展新能源及低碳經(jīng)濟的號召，利用自家屋頂安裝光伏發(fā)電系統(tǒng)。系統(tǒng)總裝機容量為 kw，采用低壓用戶側(cè)并網(wǎng)方式接入用戶側(cè)配電電網(wǎng)。

本系統(tǒng)具有極強的示范性，符合國家產(chǎn)業(yè)政策，凸顯綠色、環(huán)保、節(jié)能等技術(shù)特色，同時也能反映出本小區(qū)與黨中央政策步調(diào)高度一致、與時俱進。現(xiàn)向小區(qū)物業(yè)提出申請、請予同意。

申 請 人：

申請地址：

申請日期： 年 月 日

小區(qū)物業(yè)：

（簽章）篇五：光伏發(fā)電示范工程項目接入電網(wǎng)申請函

關于xxx光伏發(fā)電示范項目接入電網(wǎng)

并網(wǎng)申請函

xx省電力有限公司：

茲有xxx建設的xxx用戶側(cè)并網(wǎng)光伏發(fā)電項目需要并網(wǎng)，特此向貴司提出并網(wǎng)申請，懇請予以批準為盼。xxx光伏發(fā)電示范項目收錄于201x國家金太陽項目名錄（文號），并經(jīng)過福建省發(fā)展和改革委員會立項批復（閩發(fā)改網(wǎng)文號）。項目總投資共計xxx萬元，裝機容量xxmw，建設于xx內(nèi)。該項目的建設投產(chǎn)符合當?shù)仉娋W(wǎng)統(tǒng)籌規(guī)劃，滿足科學、經(jīng)濟的設計規(guī)劃原則，有助于促進電力資源可持續(xù)發(fā)展。項目所發(fā)電力部分由廠區(qū)自行消納，富余電力通過10kv線路送入公用電網(wǎng)，參照火電標桿電價收購。項目系統(tǒng)接入方案已通過專家審核，并取得福建省電力有限公司批文，同意按照該接入方案實施并網(wǎng)。依據(jù)評審意見，我司已開始落實項目并網(wǎng)所需的系統(tǒng)繼電保護和安全自動裝置、系統(tǒng)調(diào)度自動化、系統(tǒng)通信部分的溝通協(xié)調(diào)工作以及電力送出工程新增線路建設，確保項目順利并網(wǎng)運行。特此申請。

第三篇：光伏發(fā)電實施方案

全市光伏扶貧實施方案

光伏扶貧是創(chuàng)新科學扶貧、精準扶貧、精準脫貧方式的有效途徑，是當前我市推進農(nóng)村扶貧開發(fā)、促進貧困群眾增收的重要舉措。為深入實施光伏扶貧，結(jié)合我市實際，制定本實施方案。

一、指導思想

深入貫徹科學發(fā)展觀，全面落實中央、省關于新時期扶貧開發(fā)的戰(zhàn)略思想，按照精準扶貧、精準脫貧的要求，創(chuàng)新扶貧開發(fā)工作機制，完善資金籌措方式，大力推進光伏扶貧，充分利用村集體和貧困戶屋頂、荒山、荒坡、空地、水面、灘涂等資源，建設村級和戶用光伏電站，幫助貧困村和貧困戶建立長久增收渠道，加快扶貧對象脫貧致富步伐，確保到2020年同步實現(xiàn)全面小康。

二、目標任務

2015年實施光伏扶貧4500千瓦。一是在xx縣建設60千瓦村級光伏電站50個（其中xx縣20個、xx縣15個、xx縣15個）；二是在懷遠縣建設3千瓦戶用光伏電站500戶。力爭實施項目貧困村集體年均增收6萬元左右，實施項目貧困戶年均增收3000元左右。到2020年，實施光伏扶貧1.8萬千瓦。建設村級光伏電站100個左右，集體經(jīng)濟薄弱貧困村實現(xiàn)全覆蓋；建設戶用光伏電站4000戶左右。

三、基本原則

一是統(tǒng)籌規(guī)劃、分步實施。圍繞我市光伏扶貧發(fā)展目標，統(tǒng)籌考慮貧困村和貧困戶增收需求、電力負荷及電網(wǎng)建設現(xiàn)狀，統(tǒng)一規(guī)劃、分在具備條件的貧困村和貧困戶實施光伏扶貧項目。

二是政府主導、市場主體。各級政府要將光伏扶貧作為精準扶貧、精準脫貧的重要措施，制定實施方案，組織抓好落實。堅持用市場的辦法，通過公開招標方式擇優(yōu)選擇承建單位，負責項目實施。

三是市級指導、縣負總責。市政府負責總體規(guī)劃、工作指導和協(xié)調(diào)服務，各縣政府負責計劃的申報和制定具體實施方案并組織實施。

四是群眾自愿、特困優(yōu)先。充分尊重貧困村和貧困戶意愿，實行自主申報、鄉(xiāng)（鎮(zhèn)）審核、縣審批、市備案。光伏扶貧重點扶持“三無”貧困戶（無勞動力、無資源、無穩(wěn)定收入來源的貧困戶）及無集體經(jīng)濟收入或集體經(jīng)濟薄弱、資源缺乏的貧困村。

五是政策扶持、精準幫扶。各級政府在財政獎補、金融支持方面加大扶持力度，鼓勵和引導包村幫扶單位、企業(yè)、社會各界和中標實施企業(yè)參與、支持光伏扶貧。

六是規(guī)范實施、保障質(zhì)量。堅持公開公平公正，實施項目的貧困村、貧困戶要在當?shù)剡M行公示。規(guī)范項目建設和驗收，建立健全建、管、用相結(jié)合的運行維護服務機制，確保光伏電站正常運行，貧困村和貧困戶長期受益。

四、實施范圍和對象

光伏扶貧主要在有扶貧任務的xx縣三縣實施。實施對象分為兩類：一是無集體經(jīng)濟收入或集體經(jīng)濟薄弱、資源缺乏的建檔立卡貧困村，實施項目的貧困村必須是規(guī)劃布點保留的村莊；二是建檔立卡貧困戶、“三無”貧困戶優(yōu)先。

五、建設模式

貧困村村級光伏電站每個60千瓦，可以選擇村辦公場所、衛(wèi)生室、敬老院等屋頂以及荒山荒坡、空閑土地、洪水最高水位線以上的河灘地等建設，有條件的也可以建設光伏大棚。貧困戶戶用光伏電站每個3千瓦，可以選擇具備條件的屋頂或庭院建設，也可以和村級電站一起建設，每戶3千瓦產(chǎn)權(quán)不變。

六、實施步驟

10月底前完成規(guī)劃選址和項目設計，并開展招投標工作，年底前完成項目建設。以后每年的計劃在元月底前上報市扶貧辦。

（一）項目選址。由市農(nóng)林委（扶貧辦）牽頭，會同各縣政府，篩選符合條件的建檔立卡貧困村和貧困戶，經(jīng)市光伏扶貧工作領導小組研究同意后上報省有關部門。

（二）啟動建設。在完成項目立項審批、規(guī)劃選址后，由市發(fā)改委會同市經(jīng)信委、市農(nóng)林委（扶貧辦）、xx供電公司邀請有關專業(yè)技術(shù)部門、太陽能光伏企業(yè)研究設置系統(tǒng)技術(shù)參數(shù)，經(jīng)行業(yè)內(nèi)專家評審論證后公開招標，進行設備統(tǒng)一采購、安裝、調(diào)試、相關技術(shù)人員培訓等。

（三）并網(wǎng)發(fā)電。設備安裝前，按照分布式電源管理相關要求，向當?shù)毓╇姽咎峁┯行У膱笱b申請材料。設備安裝完畢后，由各縣供電公司按有關標準進行并網(wǎng)驗收和調(diào)試，符合并網(wǎng)條件的接入國家電網(wǎng)正式運行。供電公司與貧困村或貧困戶光伏電站投資主體簽訂發(fā)用電合同。

七、資金籌措、運營管理及收益分配

（一）資金籌措。

貧困村村級光伏電站建設資金。采取縣財政專項扶貧資金安排、幫扶單位支持、貧困村自籌等辦法籌資。整合涉農(nóng)資金統(tǒng)籌用于村級光伏電站建設。貧困村自籌資金可通過村自有資金、中標實施企業(yè)墊資、小額扶貧貼息貸款等方式解決。

貧困戶戶用光伏電站建設資金。懷遠縣（省扶貧開發(fā)重點縣）采取省級補助、市縣安排（市、縣兩級出資按1:1比例落實）和貧困戶自籌各三分之一的辦法籌資。五河縣、固鎮(zhèn)縣采取縣財政專項扶貧資金安排、市級補助（4000元/戶）、包戶干部和社會各界捐助、貧困戶自籌的辦法籌資。貧困戶自籌資金可通過自有資金、中標實施企業(yè)墊資、小額扶貧貼息貸款等方式解決。

（二）運營管理。

光伏扶貧項目通過公開招標方式選擇符合資質(zhì)條件、具有社會責任心的企業(yè)組織實施。同等條件下，優(yōu)先選擇我市光伏服務企業(yè)和光伏企業(yè)產(chǎn)品。各縣政府要打造服務平臺，建立完善針對貧困村和貧困戶的光伏電站運行維護服務機制。中標實施企業(yè)要認真履行合同約定，提供基本培訓以及使用手冊，建立售后服務網(wǎng)點，負責光伏電站維護和設備維修。

（三）收益分配。

光伏電站產(chǎn)權(quán)及收益歸實施項目的貧困村或貧困戶所有?？h供電公司按結(jié)算周期向貧困村、貧困戶全額支付上網(wǎng)電費。電站年發(fā)電量和收益由縣扶貧部門負責統(tǒng)計并張榜公布，接受群眾和社會監(jiān)督。

八、組織領導和職責分工

（一）組織領導。

成立由市政府分管領導任組長，市發(fā)改委、市財政局、市經(jīng)信委、市農(nóng)林委（扶貧辦）、市金融辦、xx供電公司、各縣政府負責同志為成員的xx市光伏扶貧工作領導小組，負責對光伏扶貧工作進行指導、協(xié)調(diào)、監(jiān)督和檢查；領導小組辦公室設在市農(nóng)林委（扶貧辦），具體負責綜合協(xié)調(diào)和推進工作。

（二）職責分工。

市農(nóng)林委（扶貧辦）負責宣傳發(fā)動、選擇貧困村和貧困戶、擬定計劃、牽頭組織項目實施；市發(fā)改委負責光伏發(fā)電指標的落實，編制光伏扶貧實施方案、技術(shù)指南、用戶手冊，光伏扶貧統(tǒng)一招標，以及統(tǒng)籌建立光伏扶貧工程監(jiān)管機制，制定項目備案、施工、驗收等管理辦法；市財政局負責項目建設資金的籌集與監(jiān)管；市金融辦負責協(xié)調(diào)金融機構(gòu)、保險機構(gòu)落實扶貧小額信貸，探索建立光伏扶貧風險規(guī)避機制；市經(jīng)信委負責協(xié)調(diào)xx供電公司抓緊實施農(nóng)村電網(wǎng)改造升級，確保滿足光伏發(fā)電上網(wǎng)需求，以及光伏電站電表調(diào)試與安裝、并網(wǎng)發(fā)電、及時發(fā)放上網(wǎng)電量補貼資金等；各縣政府負責項目實施的貧困村、貧困戶選址、公示，項目審核、審批，調(diào)度推進，檢查驗收，補貼資金審核上報、公示等工作。

第四篇：風電、光伏發(fā)電情況監(jiān)管報告

風電、光伏發(fā)電情況監(jiān)管報告

二0一一年一月

為貫徹落實科學發(fā)展觀，全面掌握風電、光伏發(fā)電相關情況，促進其協(xié)調(diào)、健康、可持續(xù)發(fā)展，根據(jù)《可再生能源法》和《電網(wǎng)企業(yè)全額收購可再生能源電量監(jiān)管辦法》（電監(jiān)會25 號令），2010 年7～10 月，國家電監(jiān)會組織各派出機構(gòu)在全國范圍內(nèi)開展了風電、光伏發(fā)電并網(wǎng)接入情況的專項調(diào)查。在此基礎上，結(jié)合日常監(jiān)管工作情況形成本報告。

調(diào)查工作分企業(yè)自查和重點調(diào)查兩個階段。先是由國家電監(jiān)會和各派出機構(gòu)組織全國30 個省份的電網(wǎng)企業(yè)及其調(diào)度機構(gòu)、相關發(fā)電企業(yè)開展自查，共收到電網(wǎng)企業(yè)自查報告28 份、發(fā)電企業(yè)自查報告218 份；在分析企業(yè)自查報告的基礎上，各派出機構(gòu)采取召開座談會和實地調(diào)查等方式對部分電力企業(yè)進行了重點調(diào)查，共重點調(diào)查電網(wǎng)企業(yè)22 家、發(fā)電企業(yè)77 家。

本次調(diào)查共涉及風電、光伏發(fā)電項目667 個。其中，風電項目573 個，光伏發(fā)電項目94 個。風電項目中，已建成并網(wǎng)項目348 個，建成未并網(wǎng)項目9 個，在建項目216 個（其中有25 個項目部分容量已并網(wǎng)，另有5 個項目的部分容量已建成但未并網(wǎng)）。光伏發(fā)電項目中，已建成并網(wǎng)項目30 個，建成未并網(wǎng)項目1 個，在建項目63 個（其中有2 個項目部分容量已并網(wǎng)）。

一、基本情況

（一）風電、光伏發(fā)電發(fā)展情況

近年來，風電、光伏發(fā)電發(fā)展迅速。本次調(diào)查統(tǒng)計顯示，截至2010 年6 月底，全國已建成并網(wǎng)風電及光伏發(fā)電裝機容量為2213.67萬千瓦，占全國發(fā)電裝機容量的2.46%左右。其中，風電并網(wǎng)裝機容量為2200.37 萬千瓦，光伏發(fā)電并網(wǎng)裝機容量為13.30 萬千瓦。風電及光伏發(fā)電建成但未并網(wǎng)的裝機容量合計為76.52 萬千瓦。其中，風電未并網(wǎng)容量為76.36 萬千瓦，光伏發(fā)電未并網(wǎng)容量為0.16 萬千瓦。

風電及光伏發(fā)電在建規(guī)模為1610.65 萬千瓦，占全國在建發(fā)電裝機容量比重為8.66%左右。其中，風電1589.62 萬千瓦，光伏發(fā)電21.03萬千瓦。從分區(qū)域并網(wǎng)裝機容量來看，截至2010 年6 月底，華北區(qū)域擁有風電并網(wǎng)容量最多，為850.79 萬千瓦，占全國風電并網(wǎng)容量的38.67%；東北區(qū)域其次，為753.76 萬千瓦，占全國風電并網(wǎng)容量的34.26%；華中區(qū)域最少，為24.07 萬千瓦，僅占全國風電并網(wǎng)容量的1.09%。西北區(qū)域光伏發(fā)電并網(wǎng)容量最大，為7.13 萬千瓦，占全國光伏發(fā)電并網(wǎng)容量的53.61%；華東區(qū)域其次，為3.72 萬千瓦，占全國光伏發(fā)電并網(wǎng)容量的27.97%；東北區(qū)域目前沒有光伏發(fā)電并網(wǎng)裝機容量。全國風電和光伏發(fā)電并網(wǎng)裝機容量及其分區(qū)域構(gòu)成情況分別見圖1 和圖2，詳細數(shù)據(jù)見附表

1、附表2。

從分區(qū)域在建裝機容量來看，截至 2010 年6 月底，華北區(qū)域風電在建規(guī)模最大，為539.57 萬千瓦，占全國風電在建容量的33.94%；西北區(qū)域其次（主要分布在甘肅?。瑸?96.40 萬千瓦，占全國風電在建容量的31.23%；華中區(qū)域最少，僅有17.97 萬千瓦。華北區(qū)域光伏發(fā)電在建規(guī)模最大（主要分布在山東?。瑸?.91 萬千瓦, 占全國光伏發(fā)電在建容量的28.10%；西北區(qū)域其次（主要分布在甘肅?。?，為5.55 萬千瓦，占全國光伏發(fā)電在建容量的26.39%；華中區(qū)域最少，為0.45 萬千瓦。從分省份并網(wǎng)裝機容量來看，截至2010 年6 月底，內(nèi)蒙古并網(wǎng)風電裝機容量居全國各省份之首，為700.29 萬千瓦，占全國并網(wǎng)風電裝機容量的31.83%，占全區(qū)全口徑發(fā)電裝機容量的12.11%左右，分布在蒙西、蒙東電網(wǎng)區(qū)域容量比重為7:3。遼寧、河北、黑龍江、吉林、甘肅、山東、江蘇等省份的并網(wǎng)風電裝機容量均超過了百萬千瓦，分別為227.80 萬千瓦、206.75 萬千瓦、162.67 萬千瓦、152.50萬千瓦、119.11 萬千瓦、111.07 萬千瓦和110.13 萬千瓦，分別占本省份總裝機容量的7.91%、5.13%、8.47%、9.02%、6.00%、1.81%和1.78%。天津、安徽、廣西、四川、貴州、陜西、青海沒有并網(wǎng)風電裝機。寧夏并網(wǎng)光伏發(fā)電裝機容量最大，為6.03 萬千瓦，占全國總并網(wǎng)光伏發(fā)電裝機容量的45.34%；江蘇其次，為2.55 萬千瓦，占全國總并網(wǎng)光伏發(fā)電裝機容量的19.17%；此外，云南、甘肅的并網(wǎng)光伏發(fā)電裝機容量也均超過了1 萬千瓦。詳細數(shù)據(jù)見附表

3、附表4。

從分省份在建裝機容量來看，截至2010 年6 月底，甘肅風電在建裝機容量最大，為409.95 萬千瓦，占全國風電在建裝機容量的25.79%；河北、內(nèi)蒙古、山東的風電在建裝機容量分別達到了258.40萬千瓦、227.10 萬千瓦和119.47 萬千瓦。甘肅光伏發(fā)電在建裝機容量最大，為3.95 萬千瓦；山東其次，為3.60 萬千瓦；廣東、海南、上海、青海、山西、福建、浙江的光伏發(fā)電在建裝機容量均超過了1萬千瓦。

（二）風電、光伏發(fā)電投資主體情況風電和光伏發(fā)電的投資主體情況有較大差別。風電的投資主體相對集中，主要是中央企業(yè)和部分風能資源豐富的地方國有發(fā)電投資企業(yè)。截至2010 年6 月底，全國并網(wǎng)風電裝機容量超過50 萬千瓦的發(fā)電集團共有10 個，并網(wǎng)裝機容量共計1668.97 萬千瓦，占全國并網(wǎng)風電裝機容量的75.85%。其中，超過200 萬千瓦的發(fā)電集團有3 個,分別為：中國國電集團公司、中國大唐集團公司和中國華能集團公司。截至2010 年6 月底，在建風電裝機容量超過50 萬千瓦的集團共有7 個。其中，中國國電集團公司、中國華能集團公司和中國大唐集團公司的在建裝機容量均超過了150 萬千瓦；中國神華集團公司、中國華電集團公司、中國廣東核電集團有限公司、中國電力投資集團公司的在建裝機容量在50 萬千瓦至100 萬千瓦之間。目前，我國光伏發(fā)電還處于試驗、探索階段，投資建設項目規(guī)模小，投資主體呈多元化發(fā)展態(tài)勢。截至2010 年6 月底，中國節(jié)能環(huán)保集團公司和江蘇中能硅業(yè)科技發(fā)展有限公司的已并網(wǎng)光伏發(fā)電裝機容量均達到了2 萬千瓦。已并網(wǎng)的光伏發(fā)電項目中，裝機容量最大的是江蘇中能硅業(yè)科技發(fā)展有限公司投資的徐州協(xié)鑫光伏發(fā)電有限公司2 萬千瓦光伏發(fā)電項目。甘肅省電力投資集團公司、海南省發(fā)展控股有限公司的光伏發(fā)電在建容量均達到了2 萬千瓦。在建項目中，規(guī)模較大的有海南臨高2 萬千瓦光伏并網(wǎng)發(fā)電示范工程和山東濟寧1.8 萬千瓦十里營光伏電站。

（三）風電、光伏發(fā)電上網(wǎng)電價及補貼情況由于定價機制、工程造價水平不同，全國范圍內(nèi)不同省份、同一省份不同項目之間風電、光伏發(fā)電上網(wǎng)電價存在一定的差異。2009 年8 月1 日之前核準的風電項目，既有采用特許權(quán)招標定價機制也有采用政府核定電價機制；2009 年8 月1 日以后核準的風電項目，在四類資源區(qū)新建的陸上項目統(tǒng)一執(zhí)行所在風能資源區(qū)的風電標桿上網(wǎng)電價。目前，風電上網(wǎng)電價最高的項目是國電龍源電力集團股份有限公司地處浙江省的臨海風力發(fā)電廠及蒼南風力發(fā)電廠，均為1.4040 元/千瓦時。光伏發(fā)電由于國家尚未出臺統(tǒng)一的電價政策，一般由地方政府根據(jù)項目情況確定。在已核準的光伏發(fā)電項目中，上網(wǎng)電價最高的是上海前衛(wèi)村光伏電站，為6.4436 元/千瓦時；最低的是中國廣東核電集團有限公司的甘肅省敦煌光伏發(fā)電項目，為1.0928 元/千瓦時。據(jù)本次調(diào)查顯示，風電和光伏發(fā)電電價補貼政策執(zhí)行情況基本良好，國家發(fā)改委和國家電監(jiān)會聯(lián)合公布的2009 年1-6 月及2009 年7-12 月可再生能源電價補貼名單中的風電及光伏發(fā)電項目基本上都獲得了相應的電價補貼。

（四）風電、光伏發(fā)電接入系統(tǒng)建設情況由于國家出臺了可再生能源發(fā)電接入系統(tǒng)建設補貼政策，提高了電力企業(yè)投資風電、光伏發(fā)電接入系統(tǒng)建設的積極性，風電和光伏發(fā)電接入系統(tǒng)投產(chǎn)規(guī)模快速增長。截至2010 年6 月底，本次調(diào)查涉及到的風電接入系統(tǒng)工程線路長度為10326 公里，變電容量為3898 萬千伏安。分電壓等級看，330 千伏、220 千伏、110 千伏、66 千伏及以下線路長度分別為666 公里、4202 公里、3733 公里、1725 公里，分別占風電接入系統(tǒng)工程總線路長度的6.45%、40.69%、36.15%、16.71%；變電容量分別為504 萬千伏安、1765 萬千伏安、1229 萬千伏安、399萬千伏安，分別占風電接入系統(tǒng)工程總變電容量的12.93%、45.29%、31.54%、10.24%。分區(qū)域看，華北區(qū)域以220 千伏及110 千伏電壓等級為主，東北區(qū)域以220 千伏及66 千伏為主，西北區(qū)域以330 千伏及110 千伏為主；華東、華中、南方區(qū)域以110 千伏為主。分省份看，內(nèi)蒙古的接入系統(tǒng)規(guī)模最大，以220 千伏電壓等級為主，線路長度為2453 公里，變電容量為861 萬千伏安。各區(qū)域、各省份風電接入系統(tǒng)工程分電壓等級情況詳見附表

5、附表6。從風電接入系統(tǒng)工程的投資主體來看，在本次調(diào)查涉及到的494個風電接入系統(tǒng)工程中，電網(wǎng)企業(yè)出資建設項目213 個，線路長度4444 公里，變電容量1914 萬千伏安，占風電接入系統(tǒng)工程總項目數(shù)、線路長度、變電容量的比例分別為43.12%、43.04%、49.10%；發(fā)電企業(yè)出資建設項目278 個、線路長度5698 公里、變電容量1961 萬千伏安，占風電接入系統(tǒng)工程總項目數(shù)、線路長度、變電容量的比例分別為56.28%、55.18%、50.31%；電網(wǎng)企業(yè)和發(fā)電企業(yè)共同出資建設項目3 個、線路長度184 公里、變電容量23 萬千伏安，占風電接入系統(tǒng)工程總項目數(shù)、線路長度、變電容量的比例分別為0.61%、1.78%、0.59%。詳細情況見附表7。分區(qū)域看，華中、華東區(qū)域電網(wǎng)企業(yè)出資建設項目比例較高，均超過了70%；華北、東北區(qū)域比例較低，均在30%左右。分省份看，北京、天津、山西、上海、江蘇、安徽、江西、湖北、廣西、海南、重慶、貴州等省份的接入系統(tǒng)工程全部由電網(wǎng)企業(yè)出資建設，黑龍江、山東、浙江、內(nèi)蒙古、遼寧、新疆電網(wǎng)區(qū)域的接入系統(tǒng)工程全部或大部分由發(fā)電企業(yè)出資建設。各區(qū)域、各省份風電項目接入系統(tǒng)工程投資主體情況見附表

8、附表9。光伏發(fā)電項目接入系統(tǒng)工程規(guī)模相對較小，共計線路長度134 公里，變電容量22 萬千伏安，主要電壓等級為35 千伏。其中，發(fā)電企業(yè)投資建設的線路長度為109 公里，占81.34%；變電容量為19 萬千伏安，占86.36%。分省份看，寧夏、甘肅、山東的規(guī)模較大，線路長度均超過了29 公里，變電容量均超過了3.7 萬千伏安。

（五）風電、光伏發(fā)電上網(wǎng)電量收購情況2009 年，風電及光伏發(fā)電上網(wǎng)電量為256.15 億千瓦時，占全國全口徑發(fā)電量的0.70%，其中，風電256.10 億千瓦時，光伏發(fā)電0.0560千瓦時。2010 年1 至6 月份，風電及光伏發(fā)電總上網(wǎng)電量為223.05億千瓦時，其中，風電222.54 億千瓦時，光伏發(fā)電0.5176 億千瓦時。分區(qū)域看，2010 年1 至6 月，華北區(qū)域風電上網(wǎng)電量最多，為94.72 億千瓦時，占全國風電總上網(wǎng)電量的42.56%；東北區(qū)域風電上網(wǎng)電量70.48 億千瓦時，占31.67%；華中區(qū)域上網(wǎng)電量2.10 億千瓦時，比重最少，僅占0.95%。西北區(qū)域光伏發(fā)電上網(wǎng)電量最多，為0.3064 億千瓦時，占全國光伏發(fā)電總上網(wǎng)電量的59.20%；華東區(qū)域上網(wǎng)電量為0.1679 億千瓦時，占32.44%；東北、華中沒有光伏發(fā)電上網(wǎng)電量。具體情況見圖

3、圖4 所示。分省份看，2010 年1 至6 月，內(nèi)蒙古風電上網(wǎng)電量最多，為71.83億千瓦時，占全國風電上網(wǎng)電量的32.28%；河北、遼寧的風電上網(wǎng)電量均超過了22 億千瓦時，占全國風電上網(wǎng)電量比例均超過了10%。寧夏光伏發(fā)電上網(wǎng)電量最多，為0.2768 億千瓦時，占全國光伏發(fā)電總上網(wǎng)電量的53.49%；江蘇光伏發(fā)電上網(wǎng)電量占全國的比例也較高，達24.67%。已并網(wǎng)的風電和光伏發(fā)電設備受電網(wǎng)安全等因素影響而可能存在未能上網(wǎng)的電量，本次調(diào)查對這部分電網(wǎng)未收購電量進行了統(tǒng)計。2010 年1 至6 月，風電未收購電量為27.76 億千瓦時，光伏發(fā)電沒有未收購電量。分區(qū)域看，華北、東北未收購風電電量較多，華北區(qū)域未收購風電電量為15.88 億千瓦時，占全國總未收購電量的57.20%，高于其上網(wǎng)電量全國占比14.64 個百分點；東北區(qū)域未收購風電電量為10.64 億千瓦時，占全國總未收購電量的38.33%，高于其上網(wǎng)電量全國占比6.66 個百分點。分省份看，內(nèi)蒙古未收購風電電量最多，為21.01 億千瓦時,占全國總未收購電量的75.68%，高于其上網(wǎng)電量全國占比43.40 個百分點；吉林未收購風電電量為2.60億千瓦時；河北、甘肅、黑龍江在2009 年1 月到2010 年6 月期間未收購風電電量均在3 億千瓦時左右。

二、監(jiān)管評價

（一）近年來風電、光伏發(fā)電總體呈較快發(fā)展態(tài)勢在國際能源和環(huán)境約束的大背景下，各方對風電、光伏發(fā)電發(fā)展的認識水平不斷提高，重視程度日益加強。國家從戰(zhàn)略層面上確定了風電等可再生能源發(fā)展方向，并制定了可再生能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃和相應的政策措施；各地方政府切實按照國家可再生能源發(fā)展戰(zhàn)略，制訂本省份的風電、光伏發(fā)電發(fā)展規(guī)劃和實施方案；發(fā)電企業(yè)投資風電、光伏發(fā)電的積極性不斷提高，風電和光伏發(fā)電的比例不斷上升；電網(wǎng)企業(yè)在電網(wǎng)規(guī)劃、并網(wǎng)接入和電量收購等方面積極為風電、光伏發(fā)電的發(fā)展創(chuàng)造良好條件，促進了風電和光伏發(fā)電的健康發(fā)展。與此同時，鼓勵可再生能源發(fā)展的政策措施不斷完善，為風電、光伏發(fā)電的發(fā)展創(chuàng)造了良好環(huán)境。《可再生能源法》的出臺為風電、光伏發(fā)電的發(fā)展奠定了法律基礎；可再生能源價格全國分攤政策、可再生能源增值稅減半征收政策切實提高了風電、光伏發(fā)電企業(yè)的經(jīng)營效益；可再生能源接入系統(tǒng)建設及補償政策、上網(wǎng)電量全額收購政策為風電、光伏發(fā)電發(fā)展提供了支持和保障；可再生能源特許權(quán)招標制度、金太陽示范工程等措施為風電、光伏發(fā)電發(fā)展注入了強大動力。在一系列政策措施的推動和激勵下，各方投資風電、光伏發(fā)電的積極性大大增加，風電、光伏發(fā)電呈現(xiàn)快速增長的態(tài)勢。預計2010年底全國風電總并網(wǎng)裝機容量將達到3000 萬千瓦左右，全國光伏發(fā)電總并網(wǎng)裝機容量將達到25 萬千瓦左右。

（二）風電、光伏發(fā)電仍有發(fā)展空間雖然風電、光伏發(fā)電裝機容量連續(xù)快速增加，但目前尚處在起步階段，在電源結(jié)構(gòu)中所占的比例還很低。截至2010 年6 月底，全國已并網(wǎng)的風電和光伏發(fā)電裝機容量僅占全國裝機容量的2.46%；2010年1 至6 月風電和光伏發(fā)電上網(wǎng)電量僅占全國發(fā)電量的0.7%左右。根據(jù)我國2007 年制定的《可再生能源中長期發(fā)展規(guī)劃》，全國陸地和近海的可利用風電資源共計約10 億千瓦，三分之二的國土面積年日照小時數(shù)在2200 小時以上，年太陽輻射總量大于每平方米5000 兆焦。因此，風電、光伏發(fā)電仍有很大的發(fā)展?jié)摿Α?/p>

（三）風電、光伏發(fā)電并網(wǎng)接入和電量收購相關服務水平不斷提高電網(wǎng)企業(yè)深入研究風電和光伏發(fā)電的技術(shù)特點，分析發(fā)電接入對電網(wǎng)運行的影響，并在此基礎上研究制訂相應的技術(shù)規(guī)定和服務管理流程，不斷規(guī)范和提高風電、光伏發(fā)電并網(wǎng)發(fā)電的服務水平。例如，南方電網(wǎng)公司制定了《南方電網(wǎng)公司支持新能源發(fā)展若干意見》，內(nèi)蒙古電力公司編制了《辦理風電業(yè)務工作流程指南》，安徽省電力公司制訂了《安徽省電力公司可再生能源發(fā)電全額上網(wǎng)管理辦法（試行）》等。電網(wǎng)企業(yè)總體上能夠在確保電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的前提下，優(yōu)先調(diào)度風電、光伏等可再生能源發(fā)電，全額收購風電、光伏發(fā)電上網(wǎng)電量，并認真貫徹執(zhí)行上網(wǎng)電價政策及電價附加調(diào)配政策，與風電、光伏發(fā)電企業(yè)及時足額結(jié)算電費，確保了發(fā)電企業(yè)的利益和資源的充分利用。風電、光伏發(fā)電的購售電合同和并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議簽訂情況總體良好，基本上做到了并網(wǎng)有協(xié)議，交易有合同，有效地保障了發(fā)電企業(yè)的合法權(quán)益。

三、存在問題

（一）風電發(fā)展規(guī)劃和投資立項的統(tǒng)籌性有待進一步加強一是部分地區(qū)存在大規(guī)模風電難以消納的問題。在部分風電資源比較豐富的地區(qū)，風電發(fā)展規(guī)劃側(cè)重于資源規(guī)劃，缺乏具體的風電送出和風電消納方案，大規(guī)模風電送出消納的矛盾日益突出。蒙西電網(wǎng)的風電資源豐富，2010 年6 月底，已并網(wǎng)和在建風電裝機已分別達到489 萬千瓦和85 萬千瓦，上網(wǎng)電量除部分由本地消納外，其余電量需要外送華北電網(wǎng)。但是，隨著河北張家口、承德地區(qū)大規(guī)模風電裝機的陸續(xù)投產(chǎn)，華北電網(wǎng)也面臨著本地風電消納問題，從而使蒙西的風電消納問題更加突出。2010 年6 月底，甘肅酒泉規(guī)劃建設的1000萬千瓦級風電基地已并網(wǎng)近100 萬千瓦，在酒泉及河西地區(qū)已經(jīng)無法完全消納，大部分需要送到蘭州負荷中心消納。預計2010 年甘肅全省統(tǒng)調(diào)范圍內(nèi)最大負荷1000 萬千瓦左右，而2010 年底酒泉風電基地建成裝機容量將達到500 萬千瓦左右，遠遠超過了酒泉及河西地區(qū)的用電需求；2015 年酒泉風電基地發(fā)電量預計將達到250 億千瓦時左右，在甘肅乃至西北電網(wǎng)都難以消納，但是向網(wǎng)外輸送的消納市場及其配套電網(wǎng)建設目前均未明確。吉林白城地區(qū)電網(wǎng)網(wǎng)架較薄弱，外送能力有限，由于地區(qū)負荷較低，風電無法完全就地消納，風電企業(yè)發(fā)電經(jīng)常受到限制，如，大唐吉林大通風電場2009 年未能上網(wǎng)電量1488萬千瓦時，占全年上網(wǎng)電量的14.7%，影響利用小時300 小時。二是部分項目電源建設和電網(wǎng)建設的協(xié)調(diào)有待加強。由于風電項目前期工作流程相對簡單，核準進度快，建設周期相對較短，而電網(wǎng)接入系統(tǒng)在項目審查、方案確定及工程建設方面相對復雜，致使接入系統(tǒng)工程與風電場建設難以同步完成。例如，內(nèi)蒙古蒙電華能熱電公司烏力吉木仁風場一期、額爾格圖風場一期、白云風場一期預計2010年底投產(chǎn)，但是由于其接入系統(tǒng)至今未取得審查意見，風電無法按時送出。內(nèi)蒙古地區(qū)風電資源需通過西電東送通道送往京津唐地區(qū)，但現(xiàn)有兩條通道容量有限，只能解決少量風電的送出，內(nèi)蒙古送出第三條通道2006 年就已經(jīng)開始規(guī)劃，但至今仍未開工。三是個別地區(qū)風電與其它電源發(fā)展不配套。東北區(qū)域火電機組中的供熱機組比例較高（如吉林省為72%），其在冬季供暖期基本不具備調(diào)峰能力，而可以啟停調(diào)峰的中小型火電機組已逐步關停，抽水蓄能電站、燃氣機組建設相對遲緩，在電網(wǎng)調(diào)峰能力嚴重不足的情況下，為保障電網(wǎng)安全和居民采暖，電力調(diào)度機構(gòu)不得已在低谷時段采取限制風電出力的措施。蒙西電網(wǎng)風電裝機容量已達到全網(wǎng)最高負荷的24.51%，在冬季供熱期間和用電低谷時段，為確保電力系統(tǒng)安全運行，也不得不限制風電場的出力。

（二）風電、光伏發(fā)電的相關政策和激勵機制有待進一步完善目前，我國已制定了一系列政策法規(guī)和激勵機制鼓勵風電和光伏發(fā)電的發(fā)展，但政策體系的完整性及相關政策之間的協(xié)調(diào)性還有待加強。一是光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)扶持政策尚需完善。國家層面上至今未出臺光伏發(fā)電上網(wǎng)電價和項目建設的相關實施細則，制約了光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)的規(guī)模化發(fā)展。特別是對于作為未來光伏發(fā)電主要形式之一的接入配電網(wǎng)（用戶側(cè)）分布式光伏發(fā)電項目，目前還缺乏上網(wǎng)售電的政策支持，嚴重制約了小型光伏發(fā)電的投資積極性。二是國家對風電等可再生能源發(fā)電接入系統(tǒng)工程投資、運行維護等方面的相關規(guī)定尚未完善，部分接入系統(tǒng)工程補貼不足影響了電網(wǎng)企業(yè)投資建設的積極性。風電項目一般遠離負荷中心，其配套接入系統(tǒng)建設工程量大、投資高、線路利用率低，接入系統(tǒng)工程補貼政策的標準難以滿足部分項目電網(wǎng)投資和運行維護的需要，影響了電力企業(yè)建設的積極性。例如，上海市電力公司出資6528 萬元建設的東海大橋海上風電項目接入系統(tǒng)工程，按目前電價補貼政策，需要32 年以上才能收回靜態(tài)投資。調(diào)查顯示，黑龍江、山東、浙江、內(nèi)蒙古、遼寧、新疆的全部或大部分風電場接入系統(tǒng)工程由發(fā)電企業(yè)出資建設，部分風電企業(yè)還負責接入系統(tǒng)工程的運行維護，不利于系統(tǒng)的安全管理。三是風電、光伏發(fā)電電費補貼不及時。風電、光伏發(fā)電電費補貼往往大大滯后于電量上網(wǎng)時間，導致發(fā)電企業(yè)不能及時獲得相應的電價補貼，影響企業(yè)的經(jīng)營效益，部分規(guī)模較小的發(fā)電企業(yè)甚至出現(xiàn)流動資金周轉(zhuǎn)困難的現(xiàn)象。四是個別歷史遺留問題仍待解決。2006 年以前批準建設的風電等可再生能源發(fā)電項目不享受《可再生能源電價附加收入調(diào)配暫行辦法》中規(guī)定的電價補貼，增加了企業(yè)的經(jīng)營負擔。如上海崇明、南匯、奉賢海灣風電場及浙江臨海、蒼南風電場，這些項目都是2006 年以前投產(chǎn)的，上網(wǎng)電價較高且不享受可再生能源附加資金補償，增加了電網(wǎng)企業(yè)的購電成本。

（三）風電、光伏發(fā)電并網(wǎng)接入和運行管理有待進一步規(guī)范和完善調(diào)查發(fā)現(xiàn)，目前風電、光伏發(fā)電并網(wǎng)接入系統(tǒng)存在以下兩個方面的問題：一是風電接入系統(tǒng)缺乏明確的定義導致各方有不同的理解。有的認為是風電場升壓變電站以及從升壓變電站至電網(wǎng)側(cè)進線第一基塔之間的線路；有的認為是風電場出線第一基塔至電網(wǎng)側(cè)進線第一基塔之間的線路；有的認為是風電場出線第一基塔至電網(wǎng)側(cè)進線第一基塔之間的線路以及電網(wǎng)側(cè)進線間隔。由于理解上的不同容易導致接入系統(tǒng)建設過程中的分歧以及統(tǒng)計口徑的不一致。二是風電、光伏發(fā)電并網(wǎng)接入和調(diào)度管理的有關標準和規(guī)定需要根據(jù)風電、光伏發(fā)電的特點進一步規(guī)范和完善。目前風電場并網(wǎng)方面沒有國家級標準，為解決風電機組低電壓穿越、吸收無功以及安全穩(wěn)定等突出問題，國家電網(wǎng)公司出臺了《國家電網(wǎng)公司風電場接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》，要求風電場滿足相關技術(shù)標準并進行技術(shù)改造后才能入網(wǎng)，此規(guī)定在一定程度上規(guī)范了風電接入工作，但該標準是企業(yè)標準，不是國家標準，容易引發(fā)網(wǎng)廠矛盾。

（四）風電、光伏發(fā)電的規(guī)模發(fā)展對電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的影響不斷加大風電、光伏發(fā)電具有間歇性、隨機性的特點，風電還有反調(diào)峰特點，對系統(tǒng)潮流控制、輔助服務調(diào)用、短路電流控制、電能質(zhì)量保證等都提出了新的挑戰(zhàn)。目前，由于風功率預測系統(tǒng)不完善，基礎數(shù)據(jù)缺乏，準確度不高，電網(wǎng)企業(yè)無法根據(jù)預測的風力功率制定日前計劃，運行方式的安排上存在著很大的不確定性。甘肅西北部的酒泉地區(qū)處于甘肅電網(wǎng)的末端，并入大量風電后，實際運行中面臨著暫態(tài)穩(wěn)定等各類穩(wěn)定問題和調(diào)峰困難；2009 年福建電網(wǎng)最大峰谷差已達到636萬千瓦，部分大型火電機組在實際運行中的調(diào)峰深度已達到60%左右，處于深度調(diào)峰狀態(tài)，接近或達到機組調(diào)峰能力技術(shù)極限，隨著“十二五”期間風電等繼續(xù)大規(guī)模投運，對系統(tǒng)調(diào)峰要求更加苛刻，將進一步加大電網(wǎng)調(diào)峰的壓力。

四、整改要求

（一）風電、光伏發(fā)電企業(yè)與電網(wǎng)企業(yè)應加強并網(wǎng)消納的銜接工作風電、光伏發(fā)電企業(yè)應高度重視發(fā)電并網(wǎng)消納工作，在開展發(fā)電項目前期工作階段，要主動與電網(wǎng)企業(yè)進行銜接，研究提出切實可行的發(fā)電項目送出和消納方案，并報請政府主管部門確認。電網(wǎng)企業(yè)在具體受理風電、光伏發(fā)電項目接入系統(tǒng)并網(wǎng)申請時，要按照電網(wǎng)發(fā)展規(guī)劃和風電、光伏發(fā)電發(fā)展規(guī)劃的要求，認真做好發(fā)電項目輸送線路、網(wǎng)架結(jié)構(gòu)和落點等方面的相關準備工作，加大電網(wǎng)改造力度，完善網(wǎng)架結(jié)構(gòu)，做好接入系統(tǒng)工程的可行性研究，擇優(yōu)制訂接入系統(tǒng)方案，積極為風電、光伏發(fā)電企業(yè)提供并網(wǎng)服務工作，確保發(fā)電項目及時并網(wǎng)運行。發(fā)電企業(yè)和電網(wǎng)企業(yè)要加強溝通和協(xié)調(diào)，共同推動風電、光伏發(fā)電建設的協(xié)調(diào)發(fā)展。

（二）電力企業(yè)要切實做好風電、光伏發(fā)電并網(wǎng)運行相關工作，確保系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行電網(wǎng)企業(yè)要進一步加強風電、光伏發(fā)電并網(wǎng)對電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行影響的研究，在接入系統(tǒng)的審查、接入電網(wǎng)有關電氣設備的試驗和驗收等方面嚴格執(zhí)行相關技術(shù)標準和規(guī)范，與獲得核準、滿足相關技術(shù)管理規(guī)定、符合并網(wǎng)接入條件的發(fā)電企業(yè)及時協(xié)商簽訂并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議和購售電合同。認真做好風電、光伏發(fā)電并網(wǎng)后的負荷預測和電力系統(tǒng)穩(wěn)定分析工作，合理安排運行方式，提高調(diào)度管理水平，保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。風電企業(yè)應加強機組的管理工作。做好風電功率預測，完善自動化和通信系統(tǒng)，做好機組的日常維護工作，為機組的穩(wěn)發(fā)滿發(fā)提供保障。

（三）電網(wǎng)企業(yè)要嚴格執(zhí)行可再生能源收購有關規(guī)定電網(wǎng)企業(yè)要嚴格按照《可再生能源法》等法律法規(guī)的要求，在確保電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的條件下，根據(jù)國家價格主管部門批復上網(wǎng)電價及相關規(guī)定收購上網(wǎng)電量,嚴格執(zhí)行風電、光伏發(fā)電上網(wǎng)電價政策，做好電價附加調(diào)配工作，及時足額結(jié)算電費。

五、監(jiān)管建議

（一）進一步加強科學規(guī)劃，促進風電、光伏發(fā)電協(xié)調(diào)、有序發(fā)展根據(jù)國家可再生能源發(fā)展戰(zhàn)略和《可再生能源中長期發(fā)展規(guī)劃》，進一步完善各地區(qū)風電、光伏發(fā)展規(guī)劃，針對風電和光伏發(fā)電的特點，統(tǒng)籌考慮能源資源、電源結(jié)構(gòu)、受電市場、輸電廊道、電網(wǎng)建設、電網(wǎng)運行等因素，因地制宜發(fā)展風電等可再生能源發(fā)電，做到電源與資源、電源與電網(wǎng)、電源與電源、電源與用戶之間的和諧發(fā)展。在風能和太陽能資源條件較好的地區(qū)建設大規(guī)模發(fā)電基地，應充分考慮電網(wǎng)的網(wǎng)架結(jié)構(gòu)和消納能力，認真做好風電、光伏發(fā)電規(guī)劃和電網(wǎng)規(guī)劃的銜接工作，促進風電、光伏發(fā)電建設與電網(wǎng)建設協(xié)調(diào)發(fā)展，維護電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。對于靠近負荷中心周圍的資源，應遵循因地制宜、實事求是的原則，從有利于節(jié)能減排、有利于增強電力供應能力的角度出發(fā)，發(fā)展分布式電源，就近接入配網(wǎng)。同時要進一步理順中央與地方風電項目核準管理體制，使風電開發(fā)利用規(guī)范化、布局合理化，避免隨意無序開發(fā)。

（二）進一步完善價格財稅政策，健全風電、光伏發(fā)電激勵機制由于風電、光伏發(fā)電的各項技術(shù)仍是發(fā)展中的技術(shù)，建設成本較高，其在市場中的經(jīng)濟競爭力較弱，需要繼續(xù)加大政策扶持力度，促進風電、光伏發(fā)電的持續(xù)健康發(fā)展。一是要研究通過征收能源稅或碳稅的方式，建立穩(wěn)定持續(xù)的支持風電、光伏發(fā)電發(fā)展的補貼資金來源；二是加強支持風電、光伏發(fā)電發(fā)展的財稅政策研究，使風電、光伏發(fā)電發(fā)展與促進地方經(jīng)濟發(fā)展緊密結(jié)合，形成促進區(qū)域經(jīng)濟發(fā)展的優(yōu)勢產(chǎn)業(yè)；三是進一步完善電價補償機制，提高風電、光伏發(fā)電電價補貼的時效性，科學制定風電、光伏發(fā)電接入系統(tǒng)工程造價的補償標準；四是進一步完善光伏發(fā)電電價政策，出臺科學合理的光伏發(fā)電上網(wǎng)電價政策；五是高度重視并大力鼓勵商業(yè)模式創(chuàng)新，支持企業(yè)面向市場，創(chuàng)新商業(yè)模式。

（三）進一步抓好并網(wǎng)和運行管理，適應風電、光伏發(fā)電規(guī)模發(fā)展的需要一是組織開展風電、光伏發(fā)電并網(wǎng)接入、安全運行有關問題的研究，制定相關技術(shù)標準，降低風電、光伏發(fā)電對電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的不利影響。二是要進一步做好風電和光伏發(fā)電并網(wǎng)安全性評價、輔助服務補償管理工作、風電和光伏發(fā)電調(diào)度管理等工作，從制度上提升對風電、光伏發(fā)電并網(wǎng)及運行的監(jiān)管力度。

第五篇：太陽能光伏發(fā)電應用現(xiàn)狀及政策建議

太陽能光伏發(fā)電應用現(xiàn)狀及政策建議

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一、歐美主要國家太陽能光伏并網(wǎng)發(fā)電實施情況

日本：1996年宣布可再生能源發(fā)展目標，到2010年可再生能源占一次能源供應量的3.1%，其中光伏發(fā)電4820 MW。具體措施包括：建筑光伏一體化發(fā)電系統(tǒng)工程示范，光伏住宅集中并網(wǎng)示范（200座3KW光伏住宅集中在一個地區(qū)進行并網(wǎng)運行），光伏住宅推廣計劃（1994－2002安裝8萬套）、地方新能源促進計劃和企業(yè)新能源資助計劃等。具體補貼政策：在安裝光伏發(fā)電系統(tǒng)時進行工程補貼，從一開始補貼50%，分十年逐年遞減，到第十年時補貼減到零，并允許光伏發(fā)電系統(tǒng)“逆流”向電網(wǎng)饋電，意味著以同等電價購買光伏系統(tǒng)的發(fā)電量。

德國：1998年提出“10萬光伏屋頂計劃”，計劃6年安裝300－500MW光伏系統(tǒng)。1999年10月出臺了新的可再生能源法，規(guī)定光伏發(fā)電上網(wǎng)電價0.99馬克/kWh(成本約0.5馬克/kWh),該計劃政府補貼總計11億馬克，零貸款利率，10年償還；2000年一季度申請安裝光伏系統(tǒng)數(shù)就達到70MW，遠遠超出原計劃的27MW，因此將計劃修改成5年完成；2004年按照不同功率等級和不同安裝方式，對可再生能源法進行了更有利于光伏發(fā)電推廣的修訂。

美國：1997年宣布“百萬屋頂計劃”，計劃到2010年在100萬座屋頂上安裝光伏發(fā)電和光熱系統(tǒng)。目前已在30個州通過了針對光伏并網(wǎng)發(fā)電的“凈電量計量法”，即允許光伏發(fā)電系統(tǒng)上網(wǎng)和計量，電費按電表凈讀數(shù)計量，允

許電表倒轉(zhuǎn)，光伏上網(wǎng)電量超過用電量時，電力公司按照零售電價付費。美國加州的“購買降價”政策則將補貼直接體現(xiàn)在購買太陽能電池發(fā)電系統(tǒng)的價格優(yōu)惠上，大約每瓦補貼4美元。

西班牙：2001年制定了新的“電力法”來鼓勵光伏并網(wǎng)發(fā)電。電力公司必須用高價購買太陽能發(fā)出的電力，對5KW以下的系統(tǒng)，太陽能售電電價每千瓦時電量為0.38歐元，5KW以上的系統(tǒng)，太陽能售電電價每千瓦時電量為0.28歐元（普通電價為每千瓦時0.03歐元）。

英國：2002初可再生能源法生效。該法強制所有持照的電力供應商至少在3年內(nèi)用可再生能源提供3%的電力,到2010年使可再生能源電力達到10.4%，并提出10億英鎊發(fā)展可再生能源技術(shù)的建議。同時通過享受減免印花稅、減免隔離層和三層玻璃材料的增值稅等優(yōu)惠政策，鼓勵居民采用環(huán)保技術(shù)建造或裝修房屋，計劃在10年內(nèi)建設100萬棟“綠色住宅”（采用太陽能電池板、洗澡用水的循環(huán)使用處理裝置、三層玻璃窗戶和隔離層、有利于環(huán)境保護的無污染涂料等）。

二、我國太陽能光伏發(fā)電應用和政策現(xiàn)狀及操作難點

應用現(xiàn)狀：2007年，中國光伏電池產(chǎn)量達到1000 MW，成為僅次于日本的全球第二大光伏制造基地，但國內(nèi)光伏系統(tǒng)安裝量僅約20 MW，光伏系統(tǒng)的累積裝機容量達100 MW，相當于世界當年安裝量的0.5%和世界累計安裝量的0.8%。其中：農(nóng)村電氣化（包括道路照明）累計裝機容量41MW，通訊和工業(yè)應用30MW，光伏產(chǎn)品（路燈、草坪燈、城市景觀、LED照明、交通信號等）22.7MW，并網(wǎng)光伏發(fā)電6.3MW。目前，我省已建成和在建、擬建的光伏并網(wǎng)項目包括省委大院10KW光伏照明系統(tǒng)工程、鎮(zhèn)江、丹陽的2個4KW的光伏并網(wǎng)系統(tǒng)、無錫國家工業(yè)設計園300KW光伏并網(wǎng)電站工程、無錫機場800KW屋頂光伏并網(wǎng)系

統(tǒng)工程、尚德光伏研發(fā)中心大樓1000KW 光伏建筑一體化（BIPV）光伏并網(wǎng)電站、無錫五星花園小區(qū)屋頂300KW光伏并網(wǎng)系統(tǒng)、蘇州國檢屋頂光伏電站等，目前這些項目尚未取得國家太陽能光伏電站上網(wǎng)電價的批復。

適用政策：我國目前已頒布實施《可再生能源法》，以及《可再生能源發(fā)展中長期規(guī)劃》、《可再生能源發(fā)電有關管理規(guī)定》、《可再生能源發(fā)電價格和費用分攤管理試行辦法》、《可再生能源產(chǎn)業(yè)指導目錄》、《可再生能源發(fā)展專項資金管理辦法》等10部配套法規(guī)規(guī)章和技術(shù)規(guī)范，但尚未制定可再生能源電力的并網(wǎng)技術(shù)標準、太陽能利用系統(tǒng)與建筑結(jié)合的經(jīng)濟技術(shù)政策和技術(shù)規(guī)范以及有關財政貼息和稅收優(yōu)惠等法規(guī)文件。據(jù)了解，國家對太陽能光伏并網(wǎng)發(fā)電項目上網(wǎng)電價采取“一事一議”，如內(nèi)蒙古伊泰集團有限責任公司205千瓦太陽能聚光光伏示范電站、上海崇明前衛(wèi)村太陽能光伏電站項目，核定的上網(wǎng)電價為每千瓦時4元（含稅），自光伏電站投入商業(yè)運營之日起執(zhí)行，高出當?shù)孛摿蛉济簷C組標桿上網(wǎng)電價的部分納入全國分攤。若項目運行成本高于核定的上網(wǎng)電價水平，由當?shù)卣扇∵m當方式給予補貼，或納入當?shù)仉娋W(wǎng)銷售電價統(tǒng)籌解決。

操作難點：

1、光伏并網(wǎng)的審批和操作程序復雜。涉及部門較多，項目審批環(huán)節(jié)復雜，市級電力公司和基層電管所必須獲得省級電力公司同意方可組織實施光伏并網(wǎng)發(fā)電，同時缺少針對光伏并網(wǎng)等可再生能源電力的相關程序和流程，協(xié)調(diào)難度較大。

2、缺少明確的光伏發(fā)電上網(wǎng)電價。目前采取的是一事一議的方式，需要省政府出面召集物價局、省電力公司等相關部門和項目單位召開協(xié)調(diào)會來解決。

3、缺少可再生能源電力附加的具體使用辦法。目前國家尚未制定可再生能源電力附加具體的使用辦法，各地電力公司和可再生能源發(fā)電企業(yè)對于如何使用這筆基金存在分歧。

4、沒有具體可行的財稅和金融扶持政策。光伏電站項目建設尚未形成有效的項目投融資機制，財政和稅收優(yōu)惠政策仍在研究之中。雖提出實施“光伏發(fā)電產(chǎn)品出口退稅”、“參照小水電6％的增值稅率計征辦法，對光伏發(fā)電提供的清潔能源實行增殖稅減免”等政策措施，但對于成本相對較高的光伏發(fā)電來說，稅率仍然偏高。

5、電力公司在發(fā)展可再生能源電力中的角色和責權(quán)利不清晰?！犊稍偕茉窗l(fā)電價格和費用分攤管理試行辦法》規(guī)定可再生能源電價附加計入電網(wǎng)企業(yè)銷售電價，由電網(wǎng)企業(yè)收取，單獨記賬，?？顚Ｓ茫珜@筆資金使用沒有作具體規(guī)定，導致電力公司責權(quán)利無法明確。

６、沒有可執(zhí)行的光伏并網(wǎng)技術(shù)標準。目前光伏發(fā)電并網(wǎng)的技術(shù)標準只是行業(yè)標準，未能與國家電監(jiān)會2006年11月3日發(fā)布實施的《發(fā)電廠并網(wǎng)運行管理規(guī)定》相對應，電網(wǎng)公司在執(zhí)行上存在難度。

７、各地區(qū)、行業(yè)、企業(yè)和個人使用可再生能源電力積極性不高。由于目前可再生能源電力價格相對較高，影響了其大規(guī)模的推廣應用。

三、加快太陽能光伏發(fā)電應用的政策建議

１、簡化光伏并網(wǎng)的審批和操作程序

盡快出臺切實可行、簡單易操作的光伏并網(wǎng)電站等技術(shù)標準規(guī)范和實施手冊。進一步簡化審批流程，對太陽能光伏發(fā)電項目實行分級審批。

2、明確光伏發(fā)電上網(wǎng)電價

建議參照《可再生能源發(fā)電價格和費用分攤管理試行辦法》第7條關于

生物質(zhì)發(fā)電上網(wǎng)電價的條款發(fā)布光伏發(fā)電上網(wǎng)電價。按照合理成本加合理利潤，建議4.5－5.8元/度（依據(jù)不同地區(qū)和光照進行調(diào)整）。發(fā)電項目自投產(chǎn)之日起，25年內(nèi)享受補貼電價，運行滿25年后，取消補貼電價。自2012年起，每年新批準和核準的發(fā)電項目的補貼電價比上一年新批準和核準建設項目的補貼電價遞減2％。

３、建立可再生能源推廣應用的績效考核體系

賦予負責發(fā)展可再生能源相關部門相應的責權(quán)利，以便協(xié)調(diào)相關部門關系，執(zhí)行可再生能源發(fā)展和管理工作。國家電網(wǎng)公司制定具體的太陽能光伏發(fā)展規(guī)劃，列入國家、地方電網(wǎng)公司的電力規(guī)劃。為鼓勵電力部門投入可再生能源發(fā)展工作，可將太陽能光伏等綠色能源發(fā)展列入日常工作計劃和績效考核體系。

４、盡快出臺可再生能源電力附加的具體使用辦法

進一步明確太陽能光伏等各種可再生能源電力上網(wǎng)的具體電價、操作的實施單位（部門）、工作流程及細則等?？稍偕茉措娏Ω郊影凑杖萘?、種類進行分類扶持，補助政策逐年遞減，以此推動技術(shù)進步，成本下降，進而推動光伏發(fā)電等可再生能源電力的普及應用。

５、盡快出臺具體可行的財稅和金融扶持政策

對太陽能光伏電站的建設除享受3％的貸款貼息政策外，可準予通過抵押貸款以推進更多可再生能源電站建設，形成良性的投資和建設循環(huán)機制。對太陽能光伏產(chǎn)品制造企業(yè)和使用單位享受各項稅收減免政策，返還17％的增值稅，減免所得稅（可參照小水電的優(yōu)惠政策），同時減免光伏發(fā)電并網(wǎng)過程的各種規(guī)費。對居民家庭屋頂光伏電站，可享受銀行優(yōu)惠利息貸款，在建設完成并經(jīng)建設和電力等相關部門驗收后，由國家或省級財政按不低于核定建設費用的50％給予補貼，并網(wǎng)發(fā)電按照本建議第二條享受上網(wǎng)電價的補貼優(yōu)惠，銀行貸款部分可享受政府貼息。

６、盡快制訂發(fā)布可執(zhí)行的光伏并網(wǎng)技術(shù)標準

建議由國家發(fā)改委牽頭，聯(lián)合電監(jiān)會、可再生能源企業(yè)等共同制定《光伏并網(wǎng)技術(shù)標準》以解決電力公司在并網(wǎng)過程中執(zhí)行難的問題，形成可再生能源公司與電力公司均可行的并網(wǎng)技術(shù)標準或條例。

7、制訂擴大推廣光伏發(fā)電使用范圍鼓勵政策

建議國家依照《節(jié)能法》和《可再生能源法》，出臺推廣光伏并網(wǎng)發(fā)電的若干意見，要求各省市，交通、通訊、市政公用等部門，在實施城市道路、建筑等公用設施建設和改造過程中優(yōu)先考慮使用太陽能光伏應用產(chǎn)品，鼓勵行政、事業(yè)單位安裝使用光伏等可再生能源電力，對積極使用、宣傳、推廣可再生能源電力的單位予以表彰。同時加大陽光屋頂計劃、光伏產(chǎn)品應用示范工程計劃等實施力度，積極鼓勵企、事業(yè)單位申報。建議建設主管部門制定實施建筑光伏一體化示范工程實施條例，規(guī)定新建建筑的玻璃幕墻超過一定面積的必須使用光伏玻璃幕墻，樓頂部分超過一定面積的必須安裝太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)，作為獎勵，可適當減免開發(fā)商和業(yè)主的建設規(guī)費和有關運行稅負。

（來源:揚州市發(fā)展和改革委員會）