大型光伏电站运营方案范文 第1篇

项目用地尽调完成后，确定没有问题，可与当地政府签订开发协议书，进入项目的备案申请阶段。

第一阶段：可研阶段

1、在项目备案申请时，需要委托有资质的单位协助，由其编制大型光伏发电站项目备案申请分析报告、可行性研究分析报告。

2、 委托有资质的单位做大型光伏发电站项目进行可行性研究

分析评审。

第二阶段：获得项目建设地县级相关部门的意见批复文件(部分书面意见可能因省份不同存在差异)主要包括以下：

1)安监局对安全评估报告的意见及批复;

2)水利部门对水土保持方案的意见及批复;

3)国土部门就项目压覆重要矿产资源有关问题的意见及批复;

4)国土部门就项目地质灾害评估的意见及批复;

5)环保部门就项目环境影响报告的意见及批复;

6)住建部门就项目用地选址意见及批复;

7)国土部门就项目建设用地土地预审意见及批复;

8)文物部门就项目选址用地选址意见及批复;

9)农业部门的意见及批复;

10)畜牧部门的意见及批复;

11)武装部门的意见及批复;

大型光伏电站运营方案范文 第2篇

为进一步加快我市新能源建设应用步伐，充分发挥新能源在经济社会发展中的积极作用，聚力实现共同富裕与“碳达峰、碳中和”两大目标，推动我市高质量发展、竞争力提升和社会主义现代化先行市建设，根据浙江省整县（市、区）推进分布式光伏规模化开发试点工作有关要求，结合我市工作实际，制订本方案。

一、总体要求

（一）指导思想

深入贯彻“八八战略”“八个嘱托”“八大任务”，以“四个革命，一个合作”能源安全战略和“2030碳达峰、2060碳中和”目标为引领，坚持市场主导和政府引导，加强统筹规划和数字赋能，按照尽用空间、就近并网、促进消纳、合理存储“源网荷储一体化”发展的总体思路，努力构建以新能源为主体的新型电力系统，推动能源结构优化，满足不断增长的能源消费需求。

（二）基本原则

——规划引领、有序布局。坚持规划引领，有效衔接经济社会发展规划纲要及空间、生态、景区、能源、电网等专项规划，坚持安全、美观、一体化的要求，科学指导，分类推进，标准设计，规范施工，有序布局各类光伏项目，避免无序发展。

——顶层设计，创新模式。强化顶层设计，充分发挥政府主导作用，统筹国资及两山银行等各级平台，引进战略合作主体，搭建市级平台，开展资本或业务合作，形成优势互补、风险共担、利益共享的运作模式。

——科技助推、深度耦合。依托数字技术和治理现代化优势，结合电网及光伏发展的实际条件，将光伏作为综合能源场景建设的基本单位，推动光伏和综合能源服务深度耦合；依托域内能源产业装备企业，破除储能制约瓶颈，提升能效管理水平，加快构建新型电力系统，保障能源安全。

（三）工作目标

鼓励“光伏+工业”、“光伏+农业”、“光伏+储能”等多种形式的“光伏+”产业发展，积极推进“分布式光伏示范村”、“分布式光伏示范园区”、“分布式光伏示范企业”、“分布式光伏示范建筑”的建设，在20xx年12月底前新开工分布式光伏10万千瓦，并网5万千瓦，20xx年8月底前完成省下达的试点工作目标任务。“十四五”期间新增光伏33万千瓦，初步形成以光伏为引领的清洁低碳、安全高效、开放共享的现代能源体系。

二、主要任务及责任分工

（一）构建专业投资运营平台

按照“政府引导、公司运作、政策支持、社会参与”的方式，由市国资中心及其下属国资平台、两山银行等公司，会同优质企业共同搭建专业光伏投资运营平台，对江山市范围内可开发的分布式光伏资源统一管控、统一开发。（责任单位：发改局、国资中心、国网公司；排序第一位为牵头单位，下同）

(二)科学规划合理布局

结合美丽江山建设，科学制定分布式光伏规划合理布局，明确可建区域及屋顶条件要求，市资规等部门要对涉及城区、景区、规划区等敏感区域分布式光伏项目落地实施提供指导约束，保障城乡景观风貌。（责任单位：资规局、综合执法局）

（三）盘活公共建筑屋顶资源

各公共资源主管部门负责摸排辖区内现有的车站、学校、医院、党政机关办公用房、水厂、污水厂、博物馆、文化艺术中心、体育场馆、安置小区等公共建筑屋顶资源，按照直接可建、改建加装等进行分类，配合开展屋顶资源使用权流转，按照难易程度，分步推进屋顶加装光伏项目实施。20xx年8月初开工一批，年底前实现开工3万千瓦，并网万千瓦，20xx年8月底前全部并网。（责任单位：国资中心、城建投公司、机关事务保障中心、国网公司、各乡镇街道）

（四）突出工商业建筑屋顶重点

按照“宜建尽建、鼓励自建、加大流转、就近并网”等原则，引导加快工商业屋顶光伏建设。鼓励企业推进屋顶光伏，20xx年8月底前，原则上年用能量1000吨以上或年用电量200万千瓦时以上工业企业，屋顶光伏安装面积不低于可安装面积的80%；新出让工业用地，开发平台应与企业明确新建工业厂房和商业建筑需将屋顶光伏项目作为建设内容之一，与主体建筑同步设计、同步决策、同步施工、同步验收。开发区（园区）、商务、文旅等部门负责做好所辖范围内屋顶资源摸排和宣传推广工作。鼓励工商业企业利用屋顶资源自建光伏电站，降低企业能耗。鼓励工商业企业将闲置的屋顶资源以租赁、合同能源管理等模式与投资主体合作，实现利益共享，辖区和行业主管部门督促落实。对安装使用屋顶光伏发电项目的工业企业，可按照光伏发电量相应折抵企业能耗指标。年内经济开发区、贺村片区、峡口片区、四都片区分别开工4万千瓦、万千瓦、1万千瓦、万千瓦，分别并网2万千瓦、万千瓦、万千瓦、万千瓦，20xx年8月底前全部并网。（责任单位：经信局、发改局、资规局、商务局、文旅局、经济开发区、贺村镇、峡口镇、四都镇、国网公司）

（五）推进乡村分布式光伏建设

充分利用文化礼堂、村办公楼、集体经济物业屋顶、农业大棚、畜（禽）养殖场等农村资源条件，多种途径推进可再生能源开发利用，布局屋顶光伏项目；鼓励农户以自建或出租屋顶的模式建设分布式光伏电站。农业农村局、各乡镇（街道）负责配合国网公司做好各类资源摸排、流转及进场建设。年内开工乡村屋顶光伏2万千瓦，并网1万千瓦，20xx年8月底前全部并网。（责任单位：农业农村局、国网公司、各乡镇街道）

（六）开展光伏建筑一体化应用试点

选择部分有代表性的公共建筑、民用建筑、工商业建筑、未来社区等，开展光伏建筑一体化应用试点或建筑外立面光伏发电工程改造试点，与建筑物同步设计、同步施工、同步安装、同步验收，形成美观实用、经济效益可观、示范效应显著的样板工程，降低建筑能耗。20xx年新建民用建筑全面推广光伏建筑一体化，安装比例达到60%以上，其中未来社区安装比例达到80%以上。（责任单位：资规局、住建局、国网公司）

（七）完善配网接入

电网企业加大对配电网升级改造力度，切实保障光伏大规模接入需求，做到“应接尽接”，对光伏发电消纳有困难的区域，尤其是装机规模在1MW以上、集中连片规模较大的区域，根据消纳情况，鼓励业主单位配备一定比例的储能，提高光伏消纳能力。鼓励国网公司投资建设集中式储能系统，鼓励各能源装备制造企业抓住窗口期，加大研发及生产，积极参与试点建设。（责任单位：发改局、国网公司）

（八）实施能源数字化管理

适应光伏为主的新能源快速发展要求，加强新能源数字化平台建设，提高管理效率、提升服务水平、管理安全隐患。开发上线“新能源数字化平台”，实现以分布式光伏为主的可再生能源资源调查、项目规划、建筑管理、接网申请、发电监测、消纳管理等功能；逐步实现重点用能单位的能源预算化管理，对企业消耗的`煤油气电热全能源品种进行实时在线监测，加强能效分析，推动节能减排；未来实现全市能源规划、用能监测、能源双控、用能预警等功能。（责任单位：发改局、国网公司）

三、实施步骤

（一）开展资源调查

依托各资源所在地乡镇街道或部门单位，对江山市全域公共建筑、民用建筑、商业建筑、工业厂房、设施农业等各类建筑的屋顶资源进行动态、全面调查，分类汇总形成屋顶资源清单。（完成时间：20xx年7月底前）

（二）筹建专业投资运营公司

鼓励市国资中心下属国有投资公司和国网等企业成立合资公司，实行市场化运作，共同投资运营屋顶光伏项目的开发、建设和运营。（完成时间：20xx年7月底前完成合资公司注册）

（三）实施资源储备

由国资中心及其下属国资平台、两山银行公司，国网公司，对摸排出的资源进行现场勘查和分析，制定个性化工作推进方案，对符合布局规划、满足安装和接入条件的屋顶资源，以划转、租赁、合同能源管理等多种形式，完成相关协议签订，形成重点开发项目清单，明确项目开工、并网等时间节点。（完成时间：20xx年8月-12月）

（四）完成项目建设

科学制定各类建筑设施分布式光伏建设方案，依法依规确定工程建设单位，引入专业监理机构和全过程质量监督管理体系，高质量推进分布式光伏建设工程，做好配网接入。（完成时间：20xx年8月-20xx年5月）

（五）集中扫尾攻坚

及时总结前期推进成效、解决存在的主要问题，对照江山市整县推进分布式光伏规模化开发试点目标任务清单，查漏补缺，确保完成省下达的试点创建工作任务。（完成时间：20xx年6月—20xx年8月）

四、保障措施

（一）强化组织领导

成立整县分布式光伏推进工作领导小组，市政府主要领导任组长，相关市级领导任副组长，市府办、发改局、国资中心、国网江山市供电公司等部门单位负责人为成员。领导小组下设工作专班，办公地点设在市发改局，从相关单位抽调精干力量实行实体化运作，集中力量推进整县分布式光伏试点工作。

（二）强化政策支持

统筹运用好“大科创”等有关扶持政策，加大开展试点过程中储能配套、建筑光伏一体化等新型建设内容补助力度。制定用能折抵、碳指标抵扣、绿电认证等相关政策措施，提高企业安装分布式光伏积极性。

（三）强化管理服务

加强分布式光伏规划、设计、建设、并网、备案、运维等的标准化工作管理体系，促进光伏行业高质量发展。优化和完善分布式光伏接网、备案等相关管理办法。提供互联网平台服务，加快项目审批过程，鼓励户用光伏项目整体打包备案。

（四）强化宣传推广

广泛宣传碳排放、碳达峰及分布式光伏规模化开发的重要意义，提高社会关注度和参与度，形成政府有效引导、企业大力发展、各界广泛参与的良性氛围，高效推进江山市分布式光伏建设发展。及时总结试点经验，形成专业化系统化的分布式光伏开发思路和对策，为全省推进分布式光伏规模化开发工作提供“江山模式”。

大型光伏电站运营方案范文 第3篇

第一章 申报单位及项目概况

项目申报单位概况

项目单位：魏县乾坤光伏发电系统集成有限公司  魏县乾坤光伏发电系统集成有限公司成立于4月，公司位于魏县魏城镇魏都南大街魏丹胡同30号，注册资金120万元。公司经营范围包括光伏发电设备及配件、光伏组件、递变器支架、交直流电缆、汇流箱、配电柜部件、购销。法定代表人：任朝印。

项目概况

项目名称及建设性质  项目名称：光伏农业示范区项目 建设性质：新建

项目建设的背景及必要性

1、项目建设背景  我国的温室大棚面积世界第一，除了中小拱棚等简易设施外，日光温室、塑料大棚的建筑面积高达200多万公顷以上。温室就是充分利用太阳能的节能建筑。温室设计时的屋面倾角充分考虑了太阳入射角，可以最大限度的利用太阳光对温室进行加温，而且还要保证室内作物进行正常的光合作用。太阳光的光热资源在温室的合理利用保证了蔬菜等园艺作物的正常生产，也为北方冬季吃到新鲜的蔬菜作出了巨大贡献。对于光伏产业来说，如果能将这些透光屋面充分利用，不仅可以节约大量的土地资源，还可以利用温室本身作为光伏发电建筑基础。产生的电力资源可以直接提供给温室内的照明灯、补光灯、灌溉设备、植保设备等使用。还可以供给周围居民和农户生产和生活使用。  随着农业科技的不断发展，温室大棚的应用也越来越广泛，但大棚的“升温、保温”一直是困扰农户的关键问题。采用透光晶硅光伏组件与传统农业大棚相结合的方式创造的“光伏农业大棚”，不仅解决了这一问题，而且为国家倡导的绿能农业、节能减排提供了一种良好的解决方案。这种光伏大棚的开发，对于农业结构的调整、升级和“三农”问题的解决有重要作用。

2、项目建设的必要性

（1）符合国家及地方发展规划  《国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》、《可再生能源中长期发展规划》中多次提到发展太阳能光伏发电，并提出在太阳能资源充足地区建设大规模并网太阳能光伏发电示范工程。

2）符合国家及地方产业政策  本项目采用晶硅太阳能电池建设太阳能光伏发电站，开发利用太阳能，属于《产业结构调整指导目录（ 年修正本）》中的鼓励类项目，符合《可再生能源产业发展指导目录》要求。

3）符合节能及环保要求  项目建成后，预计每年可减少用于发电的标煤吨，与传统火电项目相比，相应每年可减少多种大气污染物的排放，其中减少二氧化硫排放量约，氮氧化物，二氧化碳4007t，烟尘1093t。可有助改善当地的大气环境，促进我国的节能减排工作。同时，本项目的实施可以为新能源的推广起到积极的示范作用、有助于改善地区篇三：“十三五”重点项目-光伏项目申请报告

“十三五”重点项目-光伏项目申请 报告   编制单位：  根据国家发改委规定，凡是被纳入《政府核准的投资项目目录》项目投资申报时必须编写项目申请报告。项目申请报告是针对企业固定资产投资核准制而规定的一个文体，拟建项目从规划布局、资源利用、征地移民、生态环境、经济和社会影响等方面进行综合论证，为政府审批部门对企业投资项目进行核准提供依据。  项目申请报告主要内容包括：申报单位及项目概况；战略规划、产业政策及行业准入；项目选址及土地利用；资源开发及综合利用；征地拆迁及移民安置；环境和生态影响分析；经济影响分析；社会影响分析。

编写项目申请报告流程：我们将根据不同的行业、专业、地区对项目申请报告的不同要求，编写符合要求的的项目申请报告。首先确定任务的方案和侧重点，根据不同的需要，提出不同的研究提纲、确定各部内容的深度要求，经与委托方协商后，组成由相关专业技术人员参加的项目组，确定项目经理，进行现场考察、搜集资料、尽职调查、研究论证，在此基础上提交规范的研究成果。同时，我们也配合项目单位完成发改委立项、核准、融资等后续深度服务。

关联报告： 光伏项目建议书  光伏项目可行性研究报告  光伏项目资金申请报告 光伏项目节能评估报告 光伏项目市场研究报告 光伏项目商业计划书 光伏项目投资价值分析报告 光伏项目投资风险分析报告 光伏项目行业发展预测分析报告  国家规定的项目申请报告格式

第一章 申报单位及项目概况

光伏项目申报单位概况

光伏项目申报单位名称

申报项目名称

光伏项目申报单位法定代表人

光伏项目申报单位简介

光伏项目概况

光伏项目名称

光伏项目性质

光伏项目的建设背景

光伏项目建设地点

光伏项目主要建设内容和规模

原辅材料及用量

产品和工程技术方案

主要设备选型和配套工程

组织机构及劳动定员

投资规模和资金筹措方案

光伏项目施工进度及招投标

光伏项目财务和经济评论

第二章 发展规划、产业政策和行业准入分析

发展规划分析

产业政策分析

行业准入分析

第三章 资源开发及综合利用分析

资源开发方案

资源利用方案

资源节约措施

第四章 节能方案分析

用能标准和节能规范

相关法律、法规、规划和指导文件

国家行业相关标准及规范

能耗状况和能耗指标分析

光伏项目所在地的能源供应状况

光伏项目的能源消耗种类和数量 光伏项目能源消耗表

能耗指标分析

光伏项目节能措施和节能效果分析

节能措施

节能效果分析

大型光伏电站运营方案范文 第4篇

台州市发改委:

为贯彻实施《可再生能源法》和_节能减排战略目标，加快推进太阳能光电技术在城乡建筑领域的应用，经前期努力，我区的索日新能源股份有限公司光伏发电示范项目已列入20XX年度第二批国家“金太阳”示范工程目录。为加快项目建设进度，业主单位已委托信息产业电子第十一设计研究院科技工程股份有限公司编制完成项目可行性研究报告，现将主要内容报告如下:

一、项目名称

光伏发电应用示范项目。

二、项目业主

索日新能源股份有限公司。

三、建设地址

项目建设地址位于路桥金清三山涂区块台州市金属资源再生产业基地，利用基地内浙江巨东集团有限公司、台州市欧晨金属材料有限公司厂房屋顶建设太阳能发电项目，项目不新增土地。

四、建设规模及接入方案

本项目采用晶体硅太阳能电池组件，安装建设光伏发电装置，应用示范面积约94345平方米，实际装机容量为(分二个子项，分别安装于巨东、欧晨厂房屋顶，其中巨东集团12MWp、欧晨公司)，组件55230块，安装方式为21个组件一串，共计2630串;组件采用自主生产的SR-156P-250，转换率为;新建逆变器室4座，每座建筑面积80平方米，单层建筑，钢筋混凝土框架结构，耐火、防水等级二级。10KV配电室1座，建筑面积200平方米，单层建筑，钢筋混凝土框架结构，耐火、防水等级二级。本系统拟采用容量为500kW的GSG-500KTT-TV逆变器共27台,容量为250kW的GSG-250KTT-TV逆变器共1台。

按照建筑物的分布情况，分别接入并网逆变器，逆变器逆变成交流电后经升压变压器升压至10KV接入内网接入点并网。设置4个并网点均接入用户侧电网，其中3个10KV并网点(自发自用，余量上网)，1个380V并网点(自发自用，并网不上网)。

五、项目投资估算及资金筹措

项目总投资万元，其中工程直接费用万元，其他费用万元，预备费万元，建设期利息万元，流动资金万元。资金筹措拟申请国家补贴7590万元，企业自筹万元，银行贷款万元。

六、建设工期

本项目建设工期5个月。

七、效益分析

项目建成后预计年均发电量约万KWh。与相同发电量的火电厂相比，每年可节约标煤5024吨，可减少排放二氧化碳(CO2)吨，二氧化硫(SO2)吨，氮氧化合物(NOx)吨，还可以减少废水等排放，减少对水环境的污染。同时，工程投产后25年运行期销售总额达19475万元，实现净利润约5678万元，因此，项目具有良好的社会和经济效益。

现将有关材料随文上报，请予审查，如无不妥，请转报省发改委。

特此请示。

台州市路桥区发展和改革局

20XX年2月28日

大型光伏电站运营方案范文 第5篇

关键词：分布式光伏 资产证券化 融资

一、引言

为促进光伏产业发展，自2013年下半年以来，国家将重点放在了分布式光伏的发展上，国家发改委、能源局、财政部、国家电网和_等部委密集出台了多项政策。然而，在高速增长的装机规模背后，国内的光伏发电，尤其是分布式光伏发电项目依然受到融资难的困扰，相比之下，大型地面电站相对成熟，电站土地的物权、贷款、项目审批都比较清晰，而分布式电站则复杂得多，分布式发电项目所用建筑的业主、开发商、设备供应商、电力消费方都不同，而且还会变化，给管理和风险评估带来很多不便，所以分布式光伏发电项目融资相对较难，在不解决融资问题的情况下，分布式光伏装机很难达到国家预定的目标。因此，较高的融资成本成为限制分布式光伏市场发展的主要障碍，需要创新投融资工具来推动分布式光伏的发展。

光伏电站资产证券化产品，即将电站的未来收益通过在资本市场上发行证券的方式予以出售，获取融资，提高资金使用效率，通过资产证券化，缺乏流动性的金融资产被转换为可交易的投资产品，分布式光伏项目资产证券化可以扩展融资渠道、降低融资成本，这将有助于分布式光伏的发展（ Miller，2012）。虽然在其他领域可以成功地运用资产证券化工具，但是光伏电站的资产证券化还存在诸多困难，比如，由于对电站质量的疑虑，国内的分布式光伏电站出售环节还不成熟，同时，分布式光伏电站在资产证券化方面还面临着诸多风险.因此，在国内分布式光伏，甚至是整个光伏领域资产证券化还没有真正意义上的启动。

二、分布式光伏资产证券化的可行性

光伏电站资产证券化开辟了一条低成本的融资新途径，同时，为机构投资者提供了类固定收益类投资品种，拓宽了投资领域，提高了投资收益率并分散了投资风险。分布式光伏具有固定收益，主要成本是设备投资，这一特征适合作为资产证券化的产品，在政策和市场运作等方面具有一定的可行性。

（一）政策法规的可行性

2013年3月证监会正式了《证券公司资产证券化业务管理规定》，提出“企业应收款、信贷资产、信托受益权、基础设施收益权等财产权利，商业票据、债券、股票等有价证券，商业物业等不动产财产”等均可作为可证券化的基础资产。这一规定以法律形式承认了资产证券化，也意味着证券公司资产证券化业务正式开始。在此之前，受美国次贷危机的影响，资产证券化被证监会视作谨慎对待的对象。受到这一政策的鼓励，目前多家券商正在研发将能效服务、风电场和太阳能电站等资产的收益权做成证券化产品。2013年8月，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》及相关细则，管理办法、补贴电价、补贴年限、中介机构、产品交易场所等的确立，使得光伏电站资产证券化产品的推出不再具有根本性的障碍。随着分布式光伏20年补贴期限和分布式光伏上网电价的确定，使得资产证券化的法律、政策和市场都已经具备，为光伏电站资产证券化产品的推出提供了法律和政策基础。

（二）产品要素的可行性

首先，光伏电站初期投资大，投资回收期长，但收益相对稳定，具有相对确定的预期收益，运行期间的成本也较为固定，这些特点非常适合作为证券化的标的资产。这也为机构投资者提供了类固定收益类投资品种，拓宽投资领域，提高投资收益率并分散了投资风险。其次，电站证券化操作简便而且期限灵活。电站证券化的操作从项目设计、申报材料制作、审批、发行直到运行，相比企业债和短期融资券简便的多；同时，融资期限根据证券化资产及其收益状况，融资方意愿等因素而定。此外，我国光伏电站建设已初具规模，到2013年底中国已建成光伏电站15GW，当年发电量达到87亿千瓦时，如果按照每千瓦时电价1元计，意味着现金收入为87亿元，如果将这部分优质资产做成资产证券化产品在资本市场销售，则可获得同样的融资规模。未来光伏电站的金融属性会越来越强，依托较高的投资回报率和收益明确的特点，电站类似于高收益的固定收益产品，具备证券化的基础，将会激发各种商业模式和融资模式的创新。

（三）实践运作的可行性

光伏电站特有的自身现金流长期稳定，以及成熟的金融环境，政府对于光伏市场发展的政策支持，共同促成了资产证券化在美国市场上的成功推广，国外光伏电站的资产证券化已经是比较成熟的商业模式，这对光伏电站的良性发展起到了很好的推进作用（任江，2013）。海外资本市场充分认可光伏电站的价值。2013年底，SolarCity将这一方式进行推广，收购CommonAsset，推出了在线平台，实现了有史以来第一单以光伏电站为基础资产的5，400万美元资产证券化业务。目前，Sola rCity的市值已经达到62亿美元，成为全球光伏市场最大的股票，意味着投资者对于其资产证券化模式的认可。国内相关案例已经成功试运行，2005年至2006年试点期间共发行了“华能水电”、“浦东建设”、“远东租赁”等9只资产证券化产品，试点至今已经发行了亿元的资产证券化产品。这使得资产证券化这一金融产品已经具有一定运行经验，特别是同样以固定电价收益为标的物的“华能水电”资产证券化产品的成功运行，为光伏电站资产证券化产品的规模化推出提供了重要支持。

三、光伏电站资产证券化的模式

目前比较适合中国市场机制的光伏电站资产证券化主要有四种模式：

（一）电费受益权转让模式

这是最基础的模式，由于缺乏SPV的法律定义，所以目前国内主要以建设运营公司为融资主体，并负责后期运维。证券公司建立专项资产管理计划，与融资平台公司签订受益权转让合同，并发行受益权支持的资产支持证券。这一模式对融资主体的信用要求较高。实际测算现值的现金流是电费减去运维费用后的净现金流。

（二）融资平台公司增信模式

融资平台公司作为融资主体，证券公司建立专项资产管理计划，与融资平台公司签订受益权转让合同，并发行受益权支持的资产支持证券。投资人询价并认购专项资产管理计划份额，取得标的资产未来受益权。

（三）BOT模式

该模式主要考虑到涉及政府项目的需求，基本与分期付款模式相类似。项目本身融资主体信用与地方政府财政信用相关联，已有较为成熟的运作模式，但是因为牵涉到政府项目监管政策的变化，资产证券化产品的审核周期较长。证券公司建立专项资产管理计划，与融资平台公司签订受益权转让合同，发行受益权支持的资产支持证券。

（四）融资租赁模式

融资租赁模式中融资主体是租赁公司，这样融资主体风险与项目风险分开，可以优势互补，进一步降低融资成本，从而提高融资总额。建设运营工作作为融资主体，融资租赁公司以电站设备作为融资租赁资产，与建设运营公司签订租赁合同，并承担违约风险。证券公司建立专项资产管理计划，与融资平台公司签订受益权转让合同，发行受益权支持的资产支持证券。投资人询价并认购专项资产管理计划份额，取得标的资产未来受权益。

四、分布式光伏资产证券化面临的困难

分布式光伏电站资产证券化推广缓慢的原因，主要在于商业模式不成熟和项目运营收益率存在不确定性，根据国内国际的成熟经验，光伏电站建设过程中采用资产证券化方式融资基本没有风险，目前而言唯一的风险就是政策风险，这种政策风险主要指电价风险，毕竟从目前来看，光伏电站的利润主要依靠政策扶持，具体来看，分布式光伏实现资产证券化主要面临以下困难：

（一）融资条件相对较高

首先，基础资产的合规问题。《证券公司资产证券化业务管理规定》要求资产证券化产品的基础资产不得有任何形式的抵押和负债，而资金需求最强的民营企业，或者已经将光伏电站资产多种形式的抵押出去，或者由于采用与资金雄厚机构合建方式使得基础资产已经形成实际负债。其次，融资规模问题。虽然《证券公司资产证券化业务管理规定》没有对融资规模作出限制，但是中介机构希望协助发行规模较大的项目。以电价1元，年日照时间2，000小时，未来5年电价收益计，如果要实现单一资产证券化产品融资10亿元人民币，则合乎标准的电站规模应当在100MW以上，但是，目前很少有民营企业能达到这一规模。第三，资产所有权转移的征税问题。为了增信，证券化资产产品的对应资产应当移出原始权益人的资产负债表。根据现行税法，原始权益人出售和回购资产的任何收益都应当征收所得税，同时资产销售还会产生印花税和营业税，我国现行的营业税为5%，无疑增加了发行光伏电站资产证券化产品的融资成本。

（二）缺乏成熟的系统运维市场

分布式光伏系统需要持续的监管和周期性的维护，才能达到最佳的发电效果。运维商对光伏系统的正常运营负责，根据监管设备控制实时发电数据，但光伏系统的发电量低于临界值时，就需要运维商排除问题，从而为光伏系统的正常运作提供保障。由此可见，具备统一的标准和专业的运维市场，是分布式光伏资产证券化成功运作的重要前提，同时也是信用评级的关键要素，信用评级将影响到发起人的资金成本。但是，目前还没有推出国家标准，也没有运维商能为多个分布式光伏系统提供服务。缺乏成熟的运维市场将在多个方面影响到分布式光伏资产证券化，比如，如果找到替代的运维商需要花费很长的时间，那么光伏系统在这一期间将得不到运维，发电量将会下降；同时，如果新的运维商价格比原来的高，费用的上升造成收益的减少，那么证券化的绩效也将受到影响。

（三）缺少优质的屋顶资源

分布式光伏发电目前遇到的首要问题就是优质屋顶资源问题，我国屋顶资源虽然多，但满足“载荷充分”、“电量自发自用90%以上”、“25年企业经营状况良好”以及“电价合理”等条件的企业却非常有限。首先，由于光伏电站不是屋顶业主的主要业务，在服从企业发展的过程中，屋顶业主将根据自身的发展要求来规划工厂的厂房布置，从而将出现厂房建筑拆除的可能性。其次，由于政府规划和土地性质的变化，企业有可能将整体搬迁，这在我国城镇化改造的过程中发生的概率将非常大。由于这种原因导致光伏电站终止的情况，目前尚无明确的法律保护其损失能够得到完整的赔偿。第三，高效屋顶资源紧缺也是一直存在的问题，高效屋顶资源是指实际屋顶发电占业主总用电量的比值较高的屋顶。分布式光伏电站只有建在电价较高、工业较集中的地方才有意义，但这种屋顶资源非常紧缺。

五、光伏电站项目资产证券化方式融资结构方案设计

（一）交易主体

1.发起人。光伏电站业主单位通常是证券化资产发起人。光伏电站业主单位将电站的所有权利移交给特殊目的机构。转让的方式必须是真实的出售，转让的价格必须是在委托中介机构评估的基础上确定初始价格，最终价格在证券发售的过程中由市场决定。

2.特殊目的机构。特殊目的机构是证券化资产过程中由发起人设立的实际管理用于证券化的资产的实体，在法律上，特殊目的机构的组织形式可以采用公司、合伙和信托等方式，具体到电站建设资产证券化过程中，特殊目的机构就是由电站建设单位将电站资产从自己的财务报表中剥离出来之后新设立的法律上的电站所有权人。需要注意的是，但电站资产证券化采用公司和合伙形式时，特殊目的机构的组织形式就是公司或者合伙，这个时候的证券化资产的真实出售比较明确，电站的所有权必须清晰地移交给作为特殊目的机构存在的公司或者合伙企业。但资产支持证券采用信托时，特殊目的机构只是一个资产池，这个时候就需要寻找另外的受托人来对资产池进行管理，而这个受托人可以由发起人来担任，特殊目的机构的设立其表现形式上看就只是一个财务处理的过程。

3.中介机构。包括会计师事务所、律师事务所、评估机构、信用评级机构、信用增级机构等。中介机构的作用主要是接受发起人的委托，对用于证券化的资产进行清产核资、评估、确定资产的价格、制定证券化方案等。

4.承销商。承销商是接受发起人和特殊目的机构共同委托向特定的或者不特定的社会公众发售资产支持证券的中介机构，比如信托投资公司、证券公司等。

5.投资者。投资者就是电站支持证券的购买人，当特殊目的机构为公司或者合伙企业时，投资者就是公司或者合伙企业的股东，当特殊目的机构为信托财产时，投资者为信托凭证的受益权人，当电站支持证券为债券时，投资者即为债权投资者，投资者可以自由转让其受益权。

6.电站管理人（即资产证券化过程中的服务商）。特殊目的机构的成立只是出于法律上对产权转移的需要，从电站运营的角度而言，仍然需要由特定的人来管理，这里的电站管理人在电站资产证券化发起时，可以由发起人即电站建设单位继续承担，但当资产证券化完成后，则要由投资者予以确定，这种关系类似于不动产管理中的物业公司和业主之间的关系。发起人如果想要继续充当电站管理人同样需要征得投资者的同意。电站管理人按照与投资者之间的委托协议管理电站，收取管理报酬，当然，这里的委托协议一般由发起人起草，普通投资者的选择只能是接受或者拒绝。

7.投资者代表。当资产证券化过程中采用公募方式募集资本时，也就意味着普通投资者人数众多，而当投资者人数众多时，就必然存在一个搭便车的问题，具体到电站资产证券化中，就是一个对电站管理人的激励和约束问题。在电站支持证券采用信托方式时，信托投资公司可以充当投资者代表对电站管理人进行监督和约束。但电站支持证券采用债券或者股份方式时，对电站管理人的激励和约束在本质上是一个公司治理的问题，投资者的权利及其与电站管理人之间的关系则可以由相应的企业法律规范予以调整。

（二）交易程序

第一步，由发起人确定拟证券化的资产，即从发起人资产中剥离出来用于支持证券发行的资产实体，在电站建设融资的资产证券化过程中，拟用于证券化的资产就是特定的电站。在资产证券化过程中，电站将从项目单位的资产负债表中剥离并移交给特定目的机构，成为特殊目的机构的财产。当然，实际运作中，电站一般仍然可以由项目建设单位即发起人继续管理，这种特殊目的机构的设立只是一种财务处理手段，但当资产证券化完成后，电站的实际管理人则要由投资者确定。

第二步，设立特殊目的机构，即新设立的作为支持证券发行资产的电站的持有人的公司或者合伙企业。在特殊目的机构为信托公司时，则除了资产剥离的会计报表处理之外，还需要委托专门的受托主体，也可以由发起人作为受托人来管理电站。在特殊目的机构为信托时，则除了资产剥离的会计报表处理之外，还需要委托专门的受托主体，也可以由发起人作为受托人来管理电站。特殊目的机构的组成人员在设立之时由发起人确定，当资产证券化完成时，应及时移交给投资者或者由投资者大会确定其具体的管理和运行人员。

第三步，资产移交。用于资产支持证券的电站必须从发起人的资产负债表中剥离，之后还必须将电站的产权移交给作为特殊目的机构的公司或者合伙企业，当电站支持证券采用信托方式时，如果受托人是发起人之外的其他主体，就可以观测到资产的移交过程，但如果受托人就是发起人本身时，资产的移交只表现为会计处理手段而已，当然，这种会计处理方式必须符合信托法中关于宣示信托的要求。

第四步，制定证券化方案。由发起人委托会计师事务所、资产评估机构、信用评级机构、信用增级机构以及律师事务所等中介机构对电站的资产进行清产核资，制定证券化方案，确定证券发行价格。

第五步，信用增级。对电站的价值进行评估和信用增级，包括信用评级和担保。

第六步，电站支持证券的发售。发起人委托专业的证券承销机构，通常是证券公司或者信托投资公司，将由特殊目的机构享有的全部或者部分电站支持证券向特定的投资者或者社会公众销售。以目前的资金需求规模来看，建议分布式电站支持证券的发售可以采用私募的方式，而对大型地面集中电站支持证券的发售则可以采用公募的方式。

第七步，对价的支付，证券承销机构对投资者销售证券后获取的价款，扣除佣金后应全额交付给特殊目的机构或者发起人（具体支付对象由承销协议予以确定），至此，发起人即电站建设单位退出对电站的所有权益。

第八步，证券化资产（即电站）的管理。特殊目的机构可以委托发起人继续管理电站，并支付管理报酬，也可另行委托电站管理人。

第九步，投资收益支付，电站管理人负责电站的日常管理，并向电网企业或者其他用电企业收取电费，按照与特殊目的公司或者信托投资机构的约定，将电费直接交付特殊目的机构。特殊目的机构按照电站支持证券的约定向投资者支付投资收益或者返还投资本金。同时，特殊目的机构作为投资者代表监督和检查电站管理人对电站的经营管理和收益管理。同时，特殊目的机构作为投资者代表监督和检查电站管理人对电站的经营管理和收益管理。

第十步，资产证券化的终止。对于约定期限的资产证券化项目，期限届满之后，特殊目的机构按照约定在向投资者清偿全部投资收益和本金后，可以将电站交还发起人。

六、政策建议

对于分布式光伏来说，资本市场融资将成为更加可行的方案，并将有助于降低分布式光伏发电成本。随着政策的完善和市场的推动，资产证券化将推动分布式光伏走向成熟的资本化和市场化运作。

（一）推动制定标准化的合约

标准化的合约是分布式光伏运营商和购电商之间的合约，包括租赁协议、运营协议，以及资源评估、项目评估等，标准化的合约可以减少投资者的疑虑。为了制定标准合约，美国国家可再生能源实验室（NREL）已经召集了100多位光伏、金融、法律、咨询方面的专家组建太阳能进入资本工作组（Solar Access to Public Capital，SAPC），将建立数据库以较为准确地评估违约信用风险。工作组（SAPC）已经提出了标准化的合约和能源购买合约，以推动光伏资产证券化的运作。目前，工作组（SAPC）正在为系统的安装、运行和维护，以及施工程序起草指导原则。这些都是为了促进光伏资产证券化的有效运作，让投资者对系统的绩效以及以此为基础的证券有信心。反观之下，目前国内还没有开始制定标准化的合约。

（二）建立数据库并将实行打包证券化

完备的数据是减轻风险的关键，光伏产业需要较为全面的数据以更好地评估风险，可以辨识风险的数据包括：光伏设备的真实绩效，能源损失的真实情况，净产出的真实情况，运维成本的真实情况，客户违约的真实情况，以及资产有效寿命的真实情况。有效的数据库为评级机构和投资者收集系统的绩效数据和客户的信用数据，将有助于证券化市场的发展。国内的分布式光伏电站走标准化之路，需要以数据库为基础，完善现有的电站数据库建设。同时，规模对于证券化至关重要，如果需要证券化的应收款的规模较小，考虑到交易成本，则此类证券化不太可行。分布式光伏项目通常不会带来较大规模的应收款，由于证券化需要固定成本，难以达到规模交易的经济性，单个分布式光伏项目的小规模交易将面临较高的资金成本，因此，有必要将多个分布式光伏项目打包以实现收益的规模化。

（三）用保险工具提高现金流的可靠性

光伏电站资产的标准化过程中，还有一项必不可少的配套措施，就是光伏电站保险。因为光伏发电虽然理论上收益稳定，但是有些风险因素影响其成为标准化证券的基础资产，例如光照水平的异常变化、组件质量的长期稳定性等，而要解决这些问题，就离不开保险。通过引入和推广光伏电站保险制度，甚至将其作为一种强制手段，还可以让保险公司增加新的保险合约品种，扩大业务范围。保险制度还将进一步对光伏电站的上游，即光伏制造业进行有效的激励和约束，通过强制保险制度下的产品准入考察，敦促上游制造环节提升技术水平并确保产品质量，从而令光伏产业上下游全产业链形成一种良性的互动和促进机制。

大型光伏电站运营方案范文 第6篇

一、中国光伏组件企业的大洗牌加快了光伏企业向产业下游的转移

（一）2011-2012年中国光伏企业出现大面积的倒闭

中国光伏组件企业自2006之后，盲目扩张极速做大，90%以上出口，产生了两大问题：一方面，外部贸易壁垒重重。2012年11月美国对中国晶体硅光伏电池片征收～的反倾销税及～的反补贴税，主要市场欧盟也开始对中国光伏产品进行双反调查，使得出口受阻；另一方面，内部产能过剩。我国2012年光伏组件产能达4500万千瓦，是2009年的700%，光伏产品价格下滑，导致企业生产成本与售价倒挂。

2011年至2012年，在美欧实施“双反”的重棒打压下，我国90%的多晶硅企业停产，行业几乎全线亏损，截止2012年底，全国仍在保持开工或低负荷运行的多晶硅企业从去年的50家锐减至8家。根据中国光伏企业联盟的数据显示，2011年中国光伏行业企业数为262家，到2012年锐减为112家。大部分企业陷入亏损境地，曾经中国最大的光伏生产制造企业无锡尚德和恒基光伏、宁夏阳光等一批企业相继宣布破产，光伏产业发展进入寒冬时节。

（二）部分国内光伏企业谋求向产业下游转移

在海外市场上遭遇销售瓶颈，与中国光伏企业高度集中在光伏组件生产领域有极大的关系，而这个时候通过加大公司研发投入达到产品技术创新而实现最终销售，显然不够理智。国内市场上通过中标来销售自身的组件也不足以使企业渡过“寒冬”。因此，为适应产业发展需要，提升企业竞争力，一些还活着的光伏企业业务逐渐由以往的光伏组件制造向下游系统集成，甚至向电站运营拓展。国内光伏装机容量近年来呈现爆发式增长，由2004年的1万千瓦增长至2011年的250万千瓦再到2013年的1130万千瓦，年新增装机容量连续几年翻番。

2014年9月至10月间就有恒大在9月末宣布900亿元进军光伏产业；中环股份公告称，拟向中环光伏增资募资13亿元用于光伏产品项目的建设；林洋电子公告称，此前不久林洋电子曾以亿元增资光伏电站公司，并拟增近18亿元建设光伏项目。不仅行业内公司加大投资，一些行业外公司也转型进入光伏。长城电脑在9月公告称，拟增募资亿元投建光伏电站、高端电源扩产、信息安全研发中心以及补充流动资金。金科股份10也公告称，拟成立金科新能源有限公司，注册资本20亿元，重点投资光伏、风能及页岩气等能源产业。

（三）部分国内企业向国外投资光伏电站项目

一方面要面临贸易壁垒，一方面又要消化产能。在此背景下，实施走出去战略，向海外转移产能，甚至在海外投资光伏电站，就成为中国光伏企业的一大应对策略。在电站选址方面，组件企业也显得比较谨慎，大多选址在德国、美国等市场透明度较高的国家和地区建设。截至2013年底，德国光伏电站累计装机容量为，占全球的，是全球累计装机容量最大的国家。

其中，江苏中盛光电集团早在2008年就认识到要从光伏电池制造向电站建设转型。2008年8月，中盛光电集团在慕尼黑成立了主营光伏系统服务的公司ET Solutions。并在德国开发建设了第一座装机容量1500千瓦的佩尔光伏电站。最近几年，电站业务大幅增长，除了在德国，他们还在意大利、罗马尼亚、法国、乌克兰和中东承建光伏电站。2013年公司完成装机容量8万千瓦，2014年预计装机10万千瓦，2015年的目标是15万千瓦。花了6年多时间，中盛光电集团把电站并网项目也提升至30万千瓦。如今，这家企业已将电站业务单独地拆分出来，成立了“中盛新能源”并计划于明年一季度登陆美国资本市场。

二、光伏组件企业向光伏电站领域延伸的主要原因

（一）国内光伏产业畸形发展存在向下游转移的必然性

在由上游硅料、中游组件和下游电站所构成的光伏产业链中，中国光伏产业呈现出两头小、中间大的畸形发展态势。2005年起，国内光伏制造产能迅速跃居全球之冠，各级政府出于税收和就业的考虑，对光伏组件制造业的发展提供了大量的：无息贷款、零地价、减免税款等优惠条件，光伏中游产业迅速膨胀，却并未带动下游光伏发电市场的发展。早在2009年，多晶硅就已被定位为十大产能过剩行业之一，但由于当时多晶硅价格高涨，大量投资者疯狂进入，仅2010年全国就有100多家中小企业上马，最终导致产能进一步过剩，致使这些企业大多处于严重亏损的状态。如今，全球光伏市场格局生变，国内光伏企业完全集中在激烈竞争的产业上中游，随着光伏发电成本不断降低，产业理性回归，产业链向下转移是必然的。因此，光伏终端电站势必会受到追捧。

（二）分布式发电在未来有巨大的发展空间

以光伏发达国家光伏发电应用来看，主要以分布式发电为主，无论是德国、日本的“10 万屋顶计划”，还是美国的“百万屋顶计划”，都属于低压用户侧并网的分布式光伏发电系统。我国是公认的全球最大的光伏建筑潜在市场，现有房屋总建筑面积约450亿平方米，其中可利用太阳能的建筑面积约为50亿平方米，如果 20%的建筑面积安装光伏系统，则可以安装10000万千瓦的光伏系统。国家能源局将“分布式光伏装机容量由2013年的310万千瓦快速拉升至2014年的800万千瓦”，也清晰地展现出了政策制定者“鼓励分布式”的战略思路。

（三）光伏电站的投资回报偏高

从国外一般经验看，光伏组件产品的毛利率约在15%左右，而从电池片生产到电站建设的毛利率约在25%-40%之间。国内目前光伏发电成本大概在元/度左右，下游的分布式光伏发电站每度电补贴元，而集中式光伏发电站每度电的收购电价在国内三个地区分别为元、元与1元。因此相比产能长期过剩的上游制造业，光伏下游依靠补贴可以有相对稳定的利润。

（四）我国政府出台光伏发电领域的补贴政策

政府对于光伏发电投资热情一直高涨，试图借新能源重塑经济，由此大量光伏电站在西北等地迅速铺开。2014年10月13日，国家能源局了《国家能源局关于进一步加强光伏电站建设与运行管理工作的通知》（以下简称《通知》），通知内容共计11条，涉及统筹推进大型光伏电站基地建设、创新光伏电站金融产品和服务等内容。《通知》的出台说明国家对光伏产业的扶持会进一步加强”。

一系列的政策支持让中国光伏发电发展之路更加宽广，自2013年7月至2014年10月，国内新增光伏行业政策至少18条，通过明确标杆电价补贴20年、补贴资金按季拨付、按月结算、增值税即征即退50%等，这些具有针对性的政策，使光伏电站未来收益的不确定性大大减弱，使更多的光伏组件企业投资光伏电站建设。

三、我国光伏企业进入下游电站领域面临的障碍

（一）光伏发电并网难

国内在光伏发电问题上，各方利益尚未梳理清晰，电网公司主观上并不愿意光伏电站并网发电。根据发改委的假设，国内光伏电站起初投资10元/瓦，年满发小时数为800～1800小时/年；根据测算，在考虑增值税抵扣的情况下，则光伏电站发电价格在 元/瓦～ 元/瓦。但是，就已经建成电站发电情况来看，并不那么乐观。尤其以青海、甘肃等日照条件较好、且政府支持力度较大的地区来看，已建成光伏电站项目全年发电不到实际装机容量一半的例子不在少数，电网企业以新能源发电不稳定、对电网调度造成损害为由，强制限电，造成运营商资金大量的损失。当年发电时间只有900小时的时候，运营商需要18 年才能达到盈亏平衡，而这个时候对应的上网电价为 元/千瓦时，并网困难无疑增加了发电成本。

（二）建光伏电站审批时间长

所谓审批指的是电站开发权的批文，审批分为两级，第一级是省级审批，第二级部级审批。第一步级审批在做项目初期可研并进行审查后，由建设单位向省有关部门提出申请，请求列入省建设规划。第二级是有了工程的可研报告，由省级政府及项目最终投资方共同向国家发改委提出项目申请。着手编制该项目的可行性研究、环评报告，接入电力系统报告，地勘报告，水资源论证报告等，并通过审查，在审查的基础上编制项目申请报告，并由项目投资方递交国家发改委，由国家发改委递交_会议通过后，就可以得到项目立项的批文，该过程比较漫长，需要大量资金投入，其中包括作科研阶段国家要求的各种批文等，通常需要3～6个月左右的时间。目前，1万千瓦规模的电站的审批大概需要65万元的投入，如果转手买来的批文将会更贵。

（三）资金要求较高，贷款难度大

建设电站10万千瓦至少需要 10个亿左右的投入，以最低标准来看，项目建设至少需要 20%的自有资金，剩下 80%的资金通过银行贷款来获得。实际上，大多数的光伏电站项目需要至少 30%的自有资金，剩下的资金若全靠自有资金投入，投资方资金压力较大，一般都需要融资。但是目前，光伏行业入冬，一般公司从银行想要获取项目贷款并不容易。通常企业需要拿出部分资产进行抵押才能获得银行贷款，但是投资光伏电站项目无法作为资产抵押，银行贷款有困难。投资方无法获得低息贷款，将影响项目收益率，影响项目推进进展。

以拓日新能、海润光伏、综艺股份为例，分别于 2010年、2011年开始投入电站建设，随着电站项目的不断推进，三家公司短期借款以及长期借款在电站项目实施后，负债总额成倍增加。尤其是短期借款方面增速相对长期借款更加明显。此外，公司的资产负债率也持续恶化。以阿特斯、昱辉、英利为例，2014年一季度公司资产负债率均高达 80%以上，向银行的融资能力进一步降低。

（四）民众参与的分布式发电发展滞后

2013年国内分布式光伏发电容量在总新增装机容量中占比为 30%，在累计光伏安装容量中的占比为。民众投资分布式电站的热情很低。分布式光伏电站补贴每千瓦时元，电网按照脱硫煤电价元收购，两者相加，大概每度的总收益只有元不到。贷款困难，银行要求有实物抵押才能取得贷款。就算拿到贷款，可是贷款年限短，利率高。年限只有3-5年，基准利率上浮30%，后利率为10%。前期垫资压力巨大，办完繁琐的并网手续，成功并网后才能拿到贷款。短期内，利用政府补贴加大光伏发电的经济效益，依然是鼓励消费者使用光伏电力从而支撑光伏发电进一步发展的最重要的手段。

（五）发电的新技术突破和应用不普及

目前太阳能电池转换效率技术进步较为明显，但是应用程度不高是阻碍普遍发展的重要原因。从组件转换效率看，多晶组件平均转换效率为，单晶组件平均转换效率约为。欧洲、美国、日本转化率高一些，德国的博世太阳能研发出了转换率单晶硅太阳能电池，欧美企业普遍实行技术垄断，中国企业在这方面正在寻求突破。海外并购获取其研发团队及成果是实现技术领域快速突破的主要方式之一。2014年8月蚌埠玻璃工业设计研究院完成对Avancis公司的并购，实现了中国薄膜太阳能光伏全产业链的打通，目标要在3-5年时间内打造成世界第一的以铜铟镓硒为主导的薄膜太阳能电池研发制造企业。但是，基于性价比的角度，目前采用转换效率较高太阳能发电技术及电池组件应用不够普遍。

四、加快我国光伏企业进入下游光伏电站领域的对策选择

（一）加强光伏规划与电网规划的衔接

首先加强电网接入和并网运行管理。各级电网企业应按照国家能源主管部门的要求，研究光伏电站的电力送出和市场消纳方案，以解决并网接入难的问题。电网企业应采取智能化运行调度技术和管理措施，统筹系统内火电、水电等调峰电源与光伏电站的配置和协调运行，深入挖掘系统调峰潜力，确保符合规划和技术标准的光伏电站的电力优先上网和全额保障性收购，缓解发生大量弃光限电的情况发生。

以年度规模管理引导光伏电站与配套电网协调建设。国家、省级能源主管部门明确各光伏电站项目的容量及投资主体，并与电网企业衔接电力送出工程，并上报备案。发电企业要及时开展项目接入系统设计，电网企业要及时确定接入系统方案，出具项目接网意见并开展配套送出工程可行性研究。在项目备案后，电网企业与发电企业按接网协议约定开展工程建设，电网企业要简化内部审批程序，缩短企业内部决策流程。

（二）调动民众投资光伏发电的热情，推动分布式发电的应用

光伏发电是我国重要的战略性新兴产业，有序推进分布式发电建设，对光伏技术进步、产业升级、优化能源结构和防治大气污染均具有重大战略意义。我国政府应借鉴德、日的做法，强制电力公司收购民众利用光伏发出的电量，政府应对分布式光伏发电项目实行单位电量定额补贴政策，对自发自用电量和多余上网电量实行统一补贴标准。此外，政府还需要通过制定法规和相应的政策手段，包括发到电网里的光伏发电价格高于常规电价的价格。唯有如此，才能最大程度的调动广大民众对投资光伏发电的积极性。

鼓励企业和个人投资建设并经营分布式发电项目，豁免分布式发电项目发电业务许可。电网企业负责分布式发电外部接网设施以及由接入引起公共电网改造部分的投资建设，并为分布式发电提供便捷、及时、高效的接入电网服务，与投资经营分布式发电设施的项目单位（或个体经营者、家庭用户）签订并网协议和购售电合同。电网企业应制定分布式发电并网工作流程，对于以 35 千伏及以下电压等级接入配电网的分布式发电，电网企业应按专门设置的简化流程办理并网申请，并提供咨询、调试和并网验收等服务。

（三）改革境外投资制度，进一步引导光伏企业走出去在海外建设光伏电站

在电站建设地址方面，光伏企业大多选择在德国、美国建设。一方面，海外光伏市场相对比较透明，另一方面，企业本身销售渠道集中在海外，因此在海外建设电站，只要保证电站的质量，相对卖出的可能性较大。为此商务部门需要进一步加强海外市场信息和预警体系建设。

金融机构需提升对光伏企业走出去在海外建设光伏电站的融资力度。鼓励银行、保险、投资银行等金融机构结合光伏电站的特点和融资需求，对光伏电站提供优惠贷款，简化贷款管理流程，采取灵活的贷款担保方式，实行以项目售电收费权为质押的贷款机制。鼓励银行等金融机构与地方政府合作建立融资服务平台，与光伏电站投资企业建设银企战略合作关系，探索对有效益、有市场、有订单、有信誉的“四有企业”实行封闭贷款。出台政策鼓励各类投资银行、基金、保险、信托等金融机构探索建立健全光伏发电投资基金，开发各种金融产品，推动光伏电站资产证券化。

（四）转变思路，创新光伏电站建设和利用方式

大型光伏电站运营方案范文 第7篇

关键词：分布式发电；光伏发电; 并网模式

中图分类号：C35文献标识码： A

The operation and Main Problems of Distributed Photovoltaic Access into Power Grid

Sun Yang

（Zhongwei Power Supply Company of Ningxia Electric Power Company,Yinchuan 755000)

Abstract: In the paper, contemporary typical method of distributed photovoltaic access into power grid is analyzed, and meanwhile, influence of distributed photovoltaic accessing on protection and safety control device is discussed, so as to provide referential direction for further study.

Key words: distributed power generation; photovoltaic power generation; grid-connected pattern

引 言

我国光照资源充足，太阳辐射能利用率高，光伏发电比重逐渐增大。目前集中式光伏发电因其政策支持力度大、收益率较高等原因，并网发电规模与日俱增；而分布式光伏发电模式尚处于起步阶段，但因其具有投资规模小，建设速度快、占地面积小等优点，有着广阔的发展空间，将会逐渐跟上集中式光伏发电模式的发展步伐，为新能源发展开辟新的方向。

1、 分布式光伏接入系统方式

目前国网公司下发的分布式光伏发电接入系统的典型方式共13个[2]。其中，单点接入电网的典型模式有8个（详见表1），组合典型模式的有5个，由单点接入模式衍生而来，采取多电源或双电源方式接入电网。

表1单点接入电网典型方案

table of typical solutions of distributed photovoltaic power generation single-point accessing system

方案编号 电压

等级 运营模式 并网点 单个并网点容量（建议值）

1-1 10千伏 统购统销

（接入公网） 公网变电站10千伏母线 1～6MW

1-2 10千伏开关站、配电室或箱变 ～6MW

1-3 T接公网10千伏线路 ～6MW

1-4 自发自用/余量上网（接入用户电网） 用户10千伏母线 ～6MW

1-5 380伏 统购统销

（接入公网） 公网配电箱/线路 ≤100kW，8kW 及以下可单相接入

1-6 公网配电室或箱变低压母线 20-300kW

1-7 自发自用/余量上网（接入用户电网） 用户配电箱/线路 ≤300kW，8kW 及以下可单相接入

1-8 用户配电室或箱变低压母线 20～300kW

千伏电压等级接入电网模式

千伏统购统销专线接入公网

该模式是以10千伏专线的形式与公网10千伏母线相连（如方案1-1、1-2），公网10千伏母线包括10千伏开关站、配电室、箱变和110千伏变电站的10千伏母线，如图2所示。

（a）方案1-1系统接线图（b）方案1-2系统接线图

图1 方案1-1、1-2系统接线图

1-1, 1-2 System wiring diagram

宁夏地区分布式光伏采用方案1-1并网的模式更为常见，这也是集中式光伏发电主要的并网模式。该模式下光伏电站运行方式灵活且易于调度。并网专线使用光差保护作为主保护，光差保护具有灵敏度高、动作快速可靠，不受电网运行方式影响等特点。

但是在主城区和工业用户集中接入的变电站，10千伏母线间隔数量较为紧张；且专线投资相对较大，一、二次设备较多。该模式适用于发电容量较大的分布式光伏项目（1MW及以上），且光伏阵列输出的电能全部送入电网。

千伏统购统销T接并入公网

该模式是将分布式光伏电站出线并联至10千伏公网线路上（如图3所示）。T接线路节约了线路走廊，节省了变电站出线间隔，降低了一、二次设备投资成本。但由于光伏发电的随机性和间歇性，该接线方式了改变配网潮流分布，影响传统保护的可靠动作。

图2 方案1-3系统接线图

1-3 System wiring diagram

千伏自发自用/余量上网

方案1-4符合“就近接入、当地消纳”的分布式光伏电站建设思路，是目前最典型的分布式光伏发电并网模式（如图3所示）。用户首先就地消纳光伏阵列送出的电能，若光伏发电不足时由公网送入市电，若有余量时送入公网。该光伏并网模式可有效降低光伏电能在电网上的功率交换，对电网的潮流分布影响较小。

图3 方案1-4系统接线图

1-4 System wiring diagram

但方案1-4并网模式也有限制其发展的因素。一是自发自用/余量上网的光伏发电结构较为复杂，一、二次设备相对较多，加重了项目的投资成本，增加了现场的安装和日后的运行维护的困难程度；二是由于光伏发电的特性和逆变器转换能力的原因，较多的二次谐波和直流分量注入电网，对电能质量要求较高的用户影响很大。

该模式通常可以满足用户白天的用电需求，而且可以将多发的电能送入公网，按照国家发改委和国网公司的电价补贴相关政策规定，投资商和居民可以获得较方案1-1并网模式更多的收益，更利于新能源光伏发电的推广和应用。

伏自发自用/余量上网

图4为方案1-7、1-8系统接线图，380/220伏自发自用/余量上网光伏发电模式与10千伏电压等级的相似。不同之处在于低压光伏并网通常受到场所的限制，光伏阵列基本安装在居民楼顶和向阳面，容量较小，限定在300kW以下。宁夏宁东地区近期投运的宁夏神瑞工贸公司34千瓦屋顶光伏并网发电工程即采用此模式接入电网，光伏阵列安装在办公楼顶，光伏侧并网点接入该公司配电室380伏侧，所发电量用于其办公楼日常用电。

图4方案1-7、1-8系统接线图

1-7、1-8 System wiring diagram

2 、存在问题及解决措施

我国北方地区气候干燥且风沙较大，尘土杂质易结于光伏板表面导致光伏发电效率下降。分布式光伏阵列板一般安装在城市楼宇建筑的向阳面和楼顶，农村居民的屋顶和一些路灯杆塔上，装设位置特殊且空间狭小，后期维护和清洁工作难度较大。同时光伏电站的孤岛效应可能会对人员和设备造成损害。

分布式光伏发电产业正处于起步阶段，电网公司相关业务执行不够熟练，部分技术规定尚未统一和细化，从业人员技术水平有待提高。因此希望政府相关机构和电网公司负责部门尽快制定适合于地区特点的分布式光伏产业发展规划，指导、协调产业发展，完善分布式光伏发电站安装、并网及运行相关管理规定和技术导则，规范后期维护、保养操作细则。

3、保护及安控解决措施

对于中大型光伏电站（10千伏及以上电压等级的光伏电站），公网继电保护装置必须保障公网故障时切除光伏电站，光伏电站可不设置防孤岛保护[3]。鉴于宁夏地区分布式光伏主要以方案1-1模式接入公网，即光伏电站采用以10千伏专线接入公网变电站10千伏母线模式并网，在此只讨论分布式光伏并网对公网设备保护及安全自动装置的影响。

对公网设备的影响及解决措施

分布式光伏电站通常接入公网终端变电站的中、低压侧，公网终端变电站接入于大电流接地系统，且主变中性点不直接接地。若110千伏主供电源线路发生故障单相接地, 主网侧保护动作跳开断路器，由于光伏电站孤岛效应的存在，故障点仍未被切除。这使得终端变电站110千伏系统产生工频过电压，将对设备的绝缘造成巨大的损害。同时供电线路跳闸后重合时，可能会造成非同期合闸，亦会对设备产生极大的伤害。

对于此类情况，终端变电站主变必须装设间隙保护解列装置。3U0定值一般整定为10～15伏（额定值300伏），间隙零序电路动作值一般整定为40～100安，保护动作后带～秒延时，跳地区电源联网线路的断路器[4]。

对安控装置的影响及解决措施

双电源供电，投入备自投的110千伏终端变电站，若主供线路发生故障跳闸，由于光伏电站的孤岛效应使变电站110千伏母线带有电压，导致备自投装置不满足检母线无压的逻辑条件，不动作或延迟动作将备用线路投入运行，会造成地区负荷长时间失压，并且有可能造成非同期合闸。

对于此类情况，可采用备自投动作联跳小电源线路的方法解决。即主供线路故障，终端变电站侧备自投动作：①跳开故障线路断路器；②跳开光伏电站并网线路断路器；③检母线无压、检备供线路有压；④合上备供线路断路器，恢复全站供电。另外，还可以安装低频低压/高频高压解列装置，在分布式光伏形成孤网运行时，依靠解列装置实现解列。

4、结 论

作为新能源的一种重要结构形式，分布式光伏发电在我国各地有着非常广阔的发展前景。同时也给传统电力电网的安全可靠运行带来了诸多的不确定因素。本文针对分布式光伏发电并网接入方式及对保护和安控装置的影响进行了一定的阐述，在今后的工作中还将对这些现有的技术和相关规定进行更进一步的分析和理解，提出更有效的解决办法，进而使分布式光伏发电更加安全、稳定、高效。

参考文献

[1] 谢知寒．杭州地区分布式光伏电源接入方式及其保护与控制研究[D]．[硕士学位论文]．北京：华北电力大学，2013

[2] 分布式光伏发电项目接入系统典型设计,2012

大型光伏电站运营方案范文 第8篇

为贯彻落实《_关于促进光伏产业健康发展的若干意见》（国发〔20xx〕24号）、《山西省人民政府关于加快促进光伏产业健康发展的实施意见》（晋政发〔20xx〕4号）等文件精神，充分利用我省有利的光照资源，提升我省光伏开发应用水平，扩大省内光伏产品市场占有率，切实推进我省光伏产业健康发展，现就推进工业企业与光伏制造企业合作建设分布式光伏发电项目事宜，提出以下实施方案。

一、现实意义

（一）有利于落实国家鼓励建设分布式光伏发电的产业政策。分布式光伏发电是指在用户所在场地或附件建设运行，以用户侧自发自用为主，多余电量上网且配电网系统平衡调节为特征的光伏发电设施。_《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》明确指出，“发展光伏产业对调整能源结构、推动能源生产和消费革命、促进生态文明建设具有重要意义”。大力开拓分布式光伏发电市场，符合国家大力发展清洁能源的总体要求，是未来发展的重要方向。

（二）有利于发挥我省光照资源优势。

一是我省为我国太阳能资源较丰富的地区之一，北部属于光照资源二类区，全年日照时数为3000～3200小时，辐射量在586～670x104kJ／cm2·a，相当于200～225kg标准煤燃烧所发出的热量，我省已成为国内光伏行业重点投资建设的热点区域；

二是我省电网结构稳定，电网接入条件成熟，有利于各种分布式光伏发电项目就近并网发电；

三是我省光伏制造主要企业，产业规模、产品技术水平已达到国家标准，在国内外光伏领域有一定的知名度，具有光伏行业综合优势。

（三）有利于我省能源供给侧改革和光伏产业发展。

一是我省属于国家电力能源大省之一，火电装机已达7000万千瓦以上，相应光伏装机容量仅有273万千瓦，推动建设分布式光伏，有利于可再生能源的比例提高，减少火电消耗，推动我省能源供给侧结构调整；

二是我省工业企业一般具有耗电量大，屋顶资源丰富的特点，具备建设分布式光伏电站条件，可及时就地消纳太阳能电力，优化企业用电结构，降低企业生产成本；

三是开拓分布式光伏项目建设市场，可拉动光伏产业链（生产及服务）发展，推动我省光伏产业做大做强。

二、总体要求

（四）总体思路。

依据国家光伏产业发展政策，立足我省光伏企业的特点，根据实际情况，按照企业主导、政府推动、突出重点、有序推进、创新模式、互利共赢、能建则建、注重安全的原则，加强政府统筹协调，加大政策支持力度，健全服务保障体系，调动各方积极性，大力推进分布式光伏发电项目建设，打造光伏产业发展增长的新动力。

（五）主要目标。

选择基础条件好、积极性高的工业企业和园区，开展试点和推广工作，建设一批规模化分布式光伏发电项目，到20xx年全省工业企业和园区企业分布式光伏发电项目总装机容量力争达到50万千瓦。

三、工作任务

（六）加强宣传推广，注重示范引导。

1.搭建平台：具有分布式光伏项目建设资质的光伏制造、安装企业、工业企业和园区企业自愿报名，各级经信委负责组织开展分布式光伏发电项目供需双方对接活动。

2.培育市场：选择产业基础条件好的工业企业，开展分布式光伏发电政策宣讲、技术培训和示范建设，组织光伏制造企业与工业企业开展实地参观交流和推广。

（七）创新建设模式，推动项目落地。

光伏制造企业和工业企业，根据实际情况选择不同合作模式。

1.“投资+建设+运营”模式：工业企业仅提供屋顶或空地资源，由光伏制造企业对其分布式光伏发电项目进行独立投资、建设、运营。

2.“投资+建设+移交”模式：由光伏制造企业对分布式光伏发电系统进行投资建设，运营正常后，把产权有偿移交工业企业。

3.业务指导模式：由拥有建设条件的的工业企业自行投资、建设，光伏专业公司有偿指导运营。

4.自建自营模式：由工业企业成立光伏项目公司，对分布式光伏发电项目进行投资、建设和运营。

5.合同能源模式：由符合条件的节能服务公司与工业企业签订光伏建设项目运营、分享效益等内容的节能合同，节能公司负责项目建设、运营。合同结束后，光伏设备收益归属屋顶方所有。

（八）明确利益导向，实现多方共赢。

1.并网方式：根据工业企业的建设条件，鼓励按照“自发自用、余量上网，电网调节”的发电方式，建设分布式光伏发电系统。

2.优惠方式：自发自用，余量上网时，工业企业用户负责消纳所发电量。拥有屋顶资源的工业企业可收取屋顶租金，也可按所发光伏电量电价优惠等方式合作，具体由双方协商议定。

（九）鼓励企业参与，做好协调服务。

1.完备手续：工业企业与光伏制造企业达成协议后，由项目主办方，按省内有关程序，办理项目备案，并抄报同级经信委。

2.确保质量：光伏建设企业应立足我省光伏产业的'实际，优先选择推荐我省经国家认监委批准的，国家认证机构认证的光伏产品。不得限制符合国标和市场准入条件的产品进入。

3.及时并网：分布式光伏发电项目建成竣工验收后，由项目主办方报当地经信委办理并网备案。

4.规范建设：优先鼓励具备国家及省内发电项目建设资质且在我省有落地光伏项目的承建单位参予项目招投标建设。工程建设中载荷标准、安装方式、抗风、防震、消防、避雷等要符合安全性评价和工程规范等标准。

四、政策措施

（十）引导金融支持。各市经信委统一汇总上报达成合作项目情况，我委负责向金融机构推荐好的合作项目。鼓励金融机构以及社保、保险、基金等资金在获得合理回报的前提下为分布式光伏发电项目提供低成本融资，鼓励众筹等创新金融融资方式支持企业建设分布式光伏发电项目。

（十一）加强监督核查。在建设分布式光伏发电项目时，鼓励优先选取我省生产的，符合国家标准的光伏及配套产品。具体项目承办企业在申报备案时，应对省内产品使用情况进行报备。山西省光伏产业联盟负责组织专家核查，将参与合作的企业，纳入行业信用体系，进行监督。

（十二）规范考核机制。建设分布式光伏发电项目，计入当年完成工业项目固定资产投资，且纳入固定资产投资考核指标。各市经信委对工业企业建设分布式光伏发电项目，自发自用发电量计入各地节能量考核。

大型光伏电站运营方案范文 第9篇

7月21日，东方日升（）非公开发行预案（修订稿），拟募集资金32亿元用于5个光伏发电项目，项目投资总额约为亿元。

定增预案中，东方日升表示，项目投入运营后，将为公司带来稳定的现金流入和利润，为提高公司盈利能力并保持可持续发展奠定坚实基础。

根据公司预测，募投项目建成运营后，公司预计每年可新增营业收入亿元，新增净利润亿元，募投项目预期净利润率约为。然而，财务数据显示，2015年，上市光伏企业电站项目毛利率基本维持在42%-52%之间，与同行业上市公司相比，东方日升募投项目预期净利率与同行业毛利率水准相近，其盈利能力令人吃惊。

风险提示环节，东方日升表示，本次非公开发行完成后，公司每股收益和净资产收益率存在短期内被摊薄的风险。但需要指出的是，适当的债务融资可以有效地维护公司股票长期内在价值，从市值管理角度考虑，东方日升本次定增方案的合理性有待商榷。

光伏投资“”

东方日升主营太阳能电池片、组件等产品的研发、生产和销售，公司于2010年8月登陆创业板。上市后的东方日升业绩表现极为不佳，2011年，公司归属母公司股东的净利润同比下降；2012年，东方日升巨亏亿元。

2013年12月25日，东方日升公告称，公司计划未来三年合计开发光伏电站装机规模1GW，其中2014年计划开发光伏电站装机规模300MW。

2015年5月，东方日升非公开发行预案，公司拟募集资金25亿元用于379MW光伏发电项目，项目投资总额约为亿元。然而，由于实施进展缓慢，2016年4月29日，上述定增方案因到期自动失效。

2016年5月4日，东方日升再次定增预案，公司计划募集资金35亿元分别用于“内蒙古150MW集中式光伏发电项目”、“墨西哥杜兰戈州100MW集中式光伏发电项目”、“池州市80MW集中式光伏发电项目”等5个光伏项目建设，项目合计装机容量为438MW，投资总额约为亿元。

根据预案修订稿，东方日升拟将募集资金下调至32亿元，扣除发行费用后全部用于前述438MW光伏发电项目。

需要指出的是，尽管公司主动下调募集资金金额，但与前次募投项目相比，东方日升本次募投资金占投资总额比例仍有明显增加。

数据显示，前次募投项目中，东方日升计划募集资金亿元用于279MW集中式光伏并网发电项目，公司1MW集中式光伏发电项目拟募集资金金额约为678万元，拟募集资金占总投资金额的比例约为。

本次非公开发行，东方日升集中式光伏发电项目合计为429MW，拟投入募集资金约为亿元。计算可知，公司1MW集中式光伏发电项目拟投入募集资金上升至737万元，公司拟募集资金占总投资金额的比例上升至。

募投项目数据异于同行

与同行业上市公司相比，东方日升本次拟募投项目的各项数据均明显异常。

根据预案修订稿，本次非公开发行，东方日升集中式光伏发电项目合计装机容量为429MW，项目投资金额约为亿元。计算可知，公司1MW集中式光伏发电项目建设成本约为812万元。

2016年7月，海润光伏（）非公开发行预案，公司拟募集资金亿元用于200MW光伏电站项目，1MW光伏电站项目建设成本约为787万元。与海润光伏募投项目相比，东方日升本次募投项目平均建设成本明显偏高。

在对证监会反馈意见回复函中，东方日升表示，由于建设地区地形地貌、电站设备选取不同等因素的影响，光伏电站项目的投资单价会有所不同。

但需要指出的是，作为光伏电站建设的主要构成设备，光伏组件占比接近70%。近年来，中国光伏组件价格跌幅明显，光伏电站的建设成本亦随之下降。

以东方日升光伏组件出口价格为例，Wind数据显示，2015年11月东方日升光伏组件出口价格约为美元/瓦，2016年6月仅为美元/瓦，下滑幅度接近。统计数据显示，2015年，中国光伏电站平均建设成本约为760万元/MW。

反馈意见回复函中，东方日升预测，本次募投项目建设完成后，公司预计年均可实现营业收入亿元，可实现净利润亿元。其中，内蒙古150MW集中式光伏发电项目（下称“内蒙项目”）预计年均实现营业收入亿元，实现净利润7210万元；池州市80MW集中式光伏发电项目（下称“池州项目”）预计年均实现营业收入6630万元，实现净利润2936万元。

根据定增预案，光伏电站发电收入为上网电量与上网电价的乘积。其中，光伏电站上网电量的计算公式为“年上网电量=电站装机容量×电站所在地年有效发电小时数×电站的系统效率”。由于公司本次发行募集资金投建的光伏电站均拟采用“全额上网”模式，电站发电直接接入电网，因而上网电量基本等同于电站发电量。

公开资料显示，目前内蒙地区全年日照峰值小时数一般在1750h-2300h之间，电站系统效率多以测算。东方日升内蒙项目装机容量为150MW，依据上述条件计算，公司内蒙项目每年可发电电量约为21000万度-27600万度。定增预案中，东方日升表示，公司内蒙项目预计每年发电量为22751万度。

根据最新电价标准，2016年中国光伏发电I类地区标杆电价为元/度；计算可知，正常情况下，东方日升内蒙项目每年可实现收入应在亿元至亿元，以公司预测数计算，内蒙项目年可实现营业收入应为亿元。

同理，东方日升池州项目每年可实现营业收入约为8537万元。对比之下，东方日升预测的营业收入金额明显偏低，但其预期净利润率却不降反升。

或许是受项目预期收入较低影响，与同行业上市公司相比，东方日升募投项目预期净利润率颇为惊人。

根据公司预测数据计算，本次募投项目建成运营后，公司预期净利润率约为，其中内蒙项目约为，池州项目约为。

就光伏电站业务而言，2015年中利科技（）毛利率约为，亿晶光电（）约为，爱康科技（）约为，海润光伏约为。

对比之下，东方日升本次募投项目预期净利润率与同行业上市公司毛利率相近。

定增方案合理性存疑

在风险提示环节，东方日升表示，本次发行完成后，公司股本规模及净资产规模将明显扩大，存在净资产收益率下降以及每股收益等财务指标出现一定程度摊薄的风险。

根据预案修订稿，东方日升本次非公开发行股份数量上限为亿股，募集资金总额为32亿元，以发行股份数计算，公司发行股价不低于元/股。

2015年，东方日升归属于母公司所有者的净利润为亿元，根据公司测算，假设2016年净利润与2015年持平，本次发行完成后，东方日升稀释每股收益由元/股下降至元/股，加权平均净资产收益率由下降至。

需要指出的是，从市值管理角度考虑，适当采用债务融资对于维护公司股票的长期内在价值作用明显，对于东方日升而言，本次定增方案仍待改进。

具体而言，假设东方日升本次非公开发行股票募集资金金额为16亿元，其余16亿元以债务方式融资，则公司发行股份数约为亿股，公司股本由亿股增至8亿股。

2015年以来，央行连续5次降息，5年以上商业贷款利率由下降至。由于借款利息可以在所得税前列支，以东方日升15%的所得税率计算，公司税后实际借款成本仅为。公司16亿元债务融资每年的利息支出为7840万元，对公司年度净利润影响金额约为-6672万元，假设2016年9月30日发行完毕。计算可知，2016年，东方日升净利润下降至亿元，公司稀释每股收益约为元/股。

大型光伏电站运营方案范文 第10篇

【关键词】 35千伏配网 设计要点 电网规划 网络优化

目前，电网建设为避免重复降压，结合负荷密度和变电站供电半径等指标，将电网建设地区分为可适当发展、限制发展和不发展35千伏 电网三类。负荷密度低或偏远山区，10千伏供电半径超过10公里并且5年内没有规划新建110千伏变电站的情况下，可适当发展35千伏电网；目前负荷密度较低，但远景经济发展预期较快的地区限制发展 35千伏电网；其它地区不发展35千伏新增供电能力。本文旨在通过分析35千伏电网规划及工程设计要点，提出改进措施，进而提高工作效率和工作质量。

1 35千伏变电站设计要求

对于新、扩建35千伏变电站总体要求

从完善电网结构、提高供电能力角度考虑，对县域交界地区、经济欠发达且发展潜力较小的农业地区，若5年内没有规划新建110千伏变电站且10千伏供电半径在10公里以上，可适当增加35千伏变电站布点。对于突增点负荷，供电要求紧迫，通过校核周边110千伏变电站供电能力和供电半径，确定采用10千伏供电能力不足，而新建110千伏变电站进度难以保证的情况，允许建设35千伏变电站。对于采用10千伏线路供电距离较长，影响电能质量和供电可靠性的情况，若5年内该区域内没有规划110千伏变电站而远期又需要110千伏布点的，可以按照110千伏变电站规模，先行建设35千伏变电站满足用电负荷需要，待将来负荷达到一定水平，将35千伏变电站升压为110千伏变电站。

35千伏配电网系统设计

对于新增工业项目或电源项目的建设进度、供电/并网方案应进行详细论述，尤其涉及目前较为普遍的新能源电厂、余热电厂以及光伏电厂并网项目，应按最大运行方式下对其潮流及并网所涉及的变电站进行设备短路容量校验；对于单纯的变电站新、扩建项目，首先应考虑采用10千伏供电，对于10千伏供电确实无法满足要求的，应相近论述周围电网现状及存在的问题。

2 变电工程主要设计原则

电气主接线设置

结合变电站终期建设规模及区域电网结构规划，35千伏主接线推荐采用内桥接线（适用于线路较长、故障率较高，正常方式下线路没有穿越功率的变电站）；当线路有穿越功率时经论证也可采用单母线分段接线，10千伏主接线采用单母线分段接线。

总平面布置及配电装置

配电装置的选取应根据电网建设地区的实际情况进行方案确定，二次设备室、35千伏、10千伏配电室、机动房间宜采用联合建筑单层布置，为节约投资，避免设置水消防设施，主变、电容器装置应采用室外布置。

短路电流及设备选择

35千伏设备短路电流水平按照不低于选择25kA考虑；10千伏设备短路电流水平按照不低于选择25kA考虑，对于存在小电厂并网的变电站应根据短路电流计算结果进行设备选择。设备外绝缘考虑一定裕度，户外设备外绝缘爬电距离泄漏比距取千伏（最高电压），户内开关柜外绝缘爬电距离按照III级选择，泄漏比距不小于千伏。 35千伏设备宜选用手车开关柜，10千伏开关柜宜采用中置式手车式开关柜，配真空一体化断路器，柜内电流互感器变比的选择应该注意结合电网发展留有一定裕度，结合保护准确限值系数的制造能力确保短路故障信号准确输出。

站址

新建变电站站址应进行必要的调查、收资、现场踏勘、勘测，原则上应有两个可行的站址进行技术经济比较，并提出意见。站址应布置在频率2%时的年最高洪水位和最高内涝水位之上，避免出现颠覆性因素。应说明区域地质、区域构造和地震活动情况，确定地震基本烈度，对站址方案的稳定性作出评价。应提出地基处理方案建议及工程量预估。应取得规划、国土等必要协议。

建筑、结构

变电站总平面布置应紧凑、合理，站内各建（构）筑物应符合防火、运输及消防等要求并按现行的《变电站总布置设计技术规程》规定应计算主要技术经济指标并列表标明，主要建筑物一般采用框架结构、独立基础，采用其他结构型式，应有充分的支持性资料，架构、设备支架采用砼环形杆或钢管杆。取水优先采用社会管网，不具备条件采用站内打井，雨水采用散排方式，污水定期掏挖。配电室设风机，通风方式采用自然进风、机械排风，二次设备室设冷暖空调。主变压器和各设备房间配置化学灭火器，并配置消防沙箱和消防工具等配套设施。

3 线路工程设计原则

新、扩建线路工程具体要求：（1）路径。路径推荐方案应满足与铁路、高速公路、机场、雷达等各类障碍物之间的安全距离要求或相关协议要求，新建线路应取得沿线规划、国土等相关部门同意的书面协议。（2）导、地线及电缆选型。新建线路根据系统要求的输送容量确定导线截面，根据系统通信、导地线配合和地线热稳定等要求确定地线型号，如采用OPGW光缆，应论证其选型及分流地线。（3）绝缘配合及金具。污区划分根据邻近沿线运行经验，结合污秽发展情况，并结合最新污区分布图的定级来确定污秽等级。（4）杆塔和基础。根据工程实际，依据导地线型号、回路数、气象条件、杆塔类型选用相应的通用设计模块杆塔并进行说明，综合地形、地质、水文条件以及基础作用力，选择适当的基础类型，优先选用原状土基础。

4 通信工程

35千伏变电站优先采用光纤通信，一般考虑1条光缆路由，必要时可考虑2条光缆路由。光缆宜选择ADSS光缆，芯数一般按24芯考虑。35千伏变电站选择与接入县域通信网相适应的设备。35千伏变电站应配置1套数据接入网设备，根据规划所确定的技术体制、网络结构组网，接入县域数据网。新建35千伏变电站通信设备宜采用站内一体化电源供电，通信动力和环境监控纳入变电站计算机监控系统统一考虑。对于配电自动化规划区域内的新建35千伏站，应考虑随配电网主干线同步架设光缆或预留光缆通道；应考虑预留配电自动化通信屏位，用于安装配电通信网络的通信设备。

大型光伏电站运营方案范文 第11篇

上饶市发改委：

为响应省政府大力推广光伏发电应用的号召，充分利用德兴市太阳能资源。德兴市精工能源科技有限公司拟在的德兴铜矿建分布式光伏电站。现已编制了“江西省上饶德兴铜矿100MW光伏电站项目工程可行性研究报告”，具体内容如下：

一、建设地点：江西铜业公司德兴铜矿区矿渣堆场。

二、项目主要建设内容与规模：该项目一期用地面积约1200亩。一期建设规模40MW，拟选用260W太阳能光伏组件，约160160块，方阵支架为固定倾角支架，总建设规模40MW。。

三、投资估算：工程估算项目总投资约10亿元，一期装机容量为40兆瓦，投资约4亿元。。

四、社会效益：本项目评价期发电收入总额万元，年均收入万元，税后利润总额万元，投资回收期年，盈利能力良好。该项目利用现有矿渣堆积地进行光伏发电站建设，不占用建设用地，太阳能资源丰富，适宜建设太阳能光伏电站，对综合利用尾矿及矿渣堆积地，有很好的示范作用。

现随文上报项目相关材料，恳请贵委予以备案为盼!

大型光伏电站运营方案范文 第12篇

关键词：光伏发电；无功补偿

随着全球能源消耗的不断增长，正当石油天然气能源渐见拮据、煤炭能源污染加剧、电供应日益成为_卡脖颈_问题的时候，太阳能引起了人们更多的关注。近年来，由于全国各地新的光伏政策的不断出台，各类有关于光伏发电产业的利好消息日渐增多，各地出现了一片光伏电站的抢装热潮，与此同时也带动了光伏相关行业的发展。静止无功发生器（SVG）作为静止无功补偿器（SVC）的更新换代产品越来越多的应用在各光伏电站中。文章选取青海当地1座20MW光伏电站为项目案例，对该电站的无功损耗进行计算，得出该电站无功补偿装置的容量配置，并与传统无功补偿装置容量配置进行比较，得出光伏电站无功补偿装置容量最优配置方案。

1 光伏电站无功损耗

光伏电站无功损耗计算主要为线路无功损耗计算、变压器无功损耗计算。可通过计算以上损耗之和得出无功补偿所需配置容量。

线路无功损耗计算

QL=3I2X

QL-线路电抗产生的无功损耗，kvar；I-线路额定功率下电流，A

I=P/（√3 U cos ？椎）

P-线路额定功率，kW；U-线路额定线电压kv；cos -功率因数；X-线路等值电抗；

X=xL

x-导线单位长度电抗，Ω/km；L-线路长度，km。

单台变压器无功损耗计算

-变压器无功损耗，kvar； -变压器短路电压百分比； -变压器空载电流百分比； -负载系数； -变压器额定容量，kvA.

系统无功功率损耗

Q=QL+QT

2 典型光伏电站无功损耗计算

文章选取青海当地1座20MW光伏电站为项目案例，该电站装机容量为20MW，分为20个1MW光伏发电单元，20个发电单元通过方阵内汇流箱进行1级汇流后，经20个逆变升压单元逆变升压后，由3个集电回路将电能送入到开闭站3个高压开关柜中，最终送入到公网以实现电站并网。

电站集电线路无功损耗计算

由于光伏并网电站为电源端，在一般情况下只给电网提供有功电能，即将太阳能光伏阵列的直流电能转换为与电网同频率、同相位的交流电能亏送给电网，故光伏方针内低压集电电缆不作为光伏电站线缆无功损耗的主要因素，本次对光伏电站集电电缆无功损耗的计算主要为35kv集电电缆的无功损耗、200米35kv送出线缆无功损耗、6km架空线路无功损耗。

35kv集电线路产生无功损耗

由于该电站使用YJV22-35kv-3x70电缆作为集电电缆，3个回路集电电缆用量如表1所示：

各集电回路电流为表2所示：

查表3得YJV22-35kv-3x70电缆单位长度电抗为x= Ω/km

集电回路无功损耗为表3所示：

光伏电站至站外杆塔电缆无功损耗

大型光伏电站运营方案范文 第13篇

一 项目概述

项目概况

项目名称 ：山东邹城35MWp光伏并网发电项目

项目拟建地点 ：山东邹城市

投资方（××××）简况

设计方（中电电气太阳能研究院）简况

中电电气太阳能研究院是中电电气集团为世界太阳能及其他新能源发电技术的广泛应用，促进全球能源革命而成立的具有国际先进水平的综合性新能源系统服务商，主要从事 以光伏发电系统为主，涵盖光热、风力发电、水力发电、地源热泵、生物质能、潮汐能在 内的新能源相关产品及系统的研发、设计、咨询、施工等服务，为客户提供九大新能源应 用领域的整套系统解决方案。

作为国内较早进行太阳能光伏系统技术研发及推广的系统服务商，中电电气太阳能研究院先后承担和完成了多项国家科技攻关项目和国际合作项目，已经成功承建了国内四个 省份的第一个BIPV并网工程，是科技部发展中国家太阳电池与应用国际培训基地、江苏省新能源博士后工作站、江苏省组件制备与控制系统工程中心的承办单位，在国内外具有较 高的知名度和影响力，在太阳能光伏发电系统研究及应用领域更是取得了令人瞩目的成果。

，国家通过光电建筑一体化示范项目及金太阳工程推动光伏产业的发展，中电电气太阳能研究院与江苏、江西、河南、浙江、西藏、陕西、湖南等省份合作的光伏建筑 一体化(BIPV)项目及金太阳工程项目取得实质性的进展。由我院协助各地方政府及业主单 位申报项目的技术方案通过率高达100%，得到相关合作方的高度赞扬。其中，内蒙古自治 区第一个光伏建筑一体化并网示范工程——蒙工大新能源试验示范基地BIPV项目、湖南省

第一个光伏建筑一体化并网示范工程——中国水电顾问集团中南勘察设计院BIPV项目、陕西省第一个光伏建筑一体化并网示范工程——华陆工程科技有限公司BIPV项目、安徽首套变电站光伏直流系统——巢湖供电公司110千伏柘皋变电站直流光伏系统等均已顺利投入 运行。

中电电气太阳能研究院自成立以来一直秉承“与巨人同行，与世界同步”的发展理念，与Conergy，Kaco等国际企业建立战略合作关系，在充分消化吸收国际先进光伏系统设计与 施工经验后，再走出国门。迄今为止，我院已经为埃及、巴基斯坦、意大利、西班牙、南 非、尼日利亚、突尼斯、马达加斯加、坦桑尼亚等众多国家和地区提供以太阳能为核心的 可再生能源发展规划、项目设计及工程建设服务。

人类文明前进的每一步，都和能源的利用息息相关。能源，支撑着文明，推动着历史，人类社会的每一次能源产业的重大调整，往往同时改写了财富的英雄榜。中电电气太阳能 研究院愿与您携手，一起推进包括太阳能在内的新能源应用技术的普及与发展，倡导一种 负责任的生活方式，共同分享新能源革命所带来的文明与财富。

二 光伏产业现状

国际现状

国际光伏发电现状

世界能源形式紧迫，是世界10大焦点问题（能源、水、食物、环境、贫穷、恐怖主义和战争、疾病、教育、民主和人口）之首。全球人口是66亿，能源需求折合成装机是16TW；到2050年全世界人口至少要达到100～110亿，按照每人每年GDP增长单位 能耗按照每年减少1％，则能源需求装机将是30～60TW，届时主要靠可再生能源来解决。可是，世界上潜在水能资源，经济可开采资源只有；风能实际可开发资源2TW；生 物质能3TW。只有太阳能是唯一能够保证人类能源需求的`能量来源，其潜在资源10TW，实际可开采资源高达600TW。由于光伏发电能为人类提供可持续能源，并保护我们赖以生存 的环境，世界各国都在竞相发展太阳能光伏发电，尤其以德国、日本和美国发展最快。在技术进步的推动和各国政府的激励政策驱动下，太阳能光伏发电产业和市场得以迅速发展。 至20，全球太阳电池产量年均复合增长率为47％，年产量达到, 而20产量达。至年全球累计装机总量已超过20GW。

光伏组件成本30年来降低了2个多数量级。根据So1arbuzzLLC．年度PV工业报告，世界光伏系统安装量为2826MWp，比增长了62％，20世界光伏发电累计装机容 量已经超过，20年底，世界光伏系统累计装机约12GWp，其中并网光伏发电约10GWp，占总市场份额的83%，发电成本50美分/度；世界光伏累计装机容量达到76GWp， 发电成本达到20美分/kWh以下；世界光伏发电累计装机将达到300GWp，发电成本降至15美分/度以下；到2050年，太阳能光伏发电将达到世界总发电量的10～20％，成为人类的基础能源之一。随着技术的进步，或许未来的实际进程将超出这一规划。

国际光伏产业的技术发展：

技术进步是降低光伏发电成本、促进光伏产业和市场发展的重要因素。几十年来围绕

着降低成本的各种研究开发项工作取得了显著成就，表现在电池效率不断提高、硅片厚度 持续降低、产业化技术不断改进等方面，对降低光伏发电成本起到了决定性的作用。

(1)商业化电池效率不断提高

先进技术不断向产业注入，使商业化电池技术不断得到提升。目前商业化晶硅电池的

效率达到15％～20％(单晶硅电池16％～20％，多晶硅15％～18％)；商业化单结非晶硅电 池效率5％～7％，双结非晶硅电池效率6％～8％，非晶硅/微晶硅的迭层电池效率8％～

10％，而且稳定性不断提高。电池效率的提高是光伏发电成本下降的重要因素之一。

(2)商业化电池硅片厚度持续降低

大型光伏电站运营方案范文 第14篇

自治区发展和改革委员会:

为了充分利用我县陶乐地区清洁、丰富的太阳能资源,以及便利的运输条件和电力上网条件,平罗中电科能源有限公司经过充分论证,决定在平罗县投资建设30MWp光伏发电项目。该项目地点位于平罗县高仁乡境内,地理中心坐标为北纬38度42分19秒,东经106度41分18秒。项目建设规模为装机规模30MWp，共安装单块容量为240Wp多晶硅太阳能电池板125040块，选用500kW逆变器60台;主要建设高低压配电室、逆变器室、控制室、材料库和办公用房等建筑物，计划20XX年12月建成并投入运营。项目估算总投资为30145万元，其中:工程静态投资29355万元，建设期贷款利息790万元。项目建成后，将在一定程度上改善宁夏的能源结构，减少环境污染，并为当地提供一定的就业岗位，可促进区域经济加快发展，具有良好的环境效益和社会效益。

目前，该项目的土地预审、环境评价、水土保持、电网接入等方面的前期工作已完成，各项前期工作准备充分。

现恳请你委予以该项目核准为盼。

妥否，请审示。

附:XX中电科能源有限公司30MWp光伏并网发电工程可行性研究报告

二〇XX年六月十七日

1.工程项目立项申请报告

2.建设项目立项申请报告范本

3.政府项目立项申请报告怎么写

4.政府项目立项申请报告

5.软件项目立项申请报告

大型光伏电站运营方案范文 第15篇

关键词：分布式光伏发电；投资建设；运营模式；电力能源；电力系统 文献标识码：A

中图分类号：TM615 文章编号：1009-2374（2016）13-0178-02 DOI：

1 分布式光伏发电投资前景分析

分布式光伏发电的优势

在我国平均日照条件下，分布式光伏发电系统从生产到投入使用可以经历20～25年的生命周期，其高效的电力回报效益是其他能源的10倍之多。并且分布式光伏发电响应国家节能减排的号召，与燃煤发电相比，分布式发电的碳排放量只占燃煤发电的碳排放总量的3%。世界各地发达的国家已经将其制定为国家战略性计划，在欧洲等国已经提出计划将在2035年将分布式光伏发电占国家总发电力的20%。世界自然基金会的研究结果中指出：在节能减排的角度下分析，太阳能光伏发电潜力巨大，每1m2太阳能广泛发电设备相当于节省了100m2的树林，且太阳能属于可再生能源，可从根本上减少酸雨、雾霾等天气灾害的影响。

我国未来分布式光伏发电能源分析

由于我国大力发展经济，同时面临着能源和环境的双重压力，我国原油对外依存度高，其进口占使用总量的50%，因此我国不仅是原油进口大国，同时也是原煤进口、电力消费、电力设施装机量大国，但常规能源储采量与世界平均水平相比却明显较低，若不从源头上解决能源可再生问题，我国能源短缺和环境持续性恶化的趋势就得不到缓解，发展光伏发电是我国未来实现可持续发展战略目标的主要途径。在光伏技术不断进步的背景下，发电成本逐渐降低，具备一定的市场竞争力，有希望从补充能源发展为替代能源，未来极有可能作为主导能源。据国际能源调查机构的数据显示，若在全球4%的沙漠地带安装太阳能光伏发电设备，足以满足全球电能需求，因此太阳能光伏发电有广阔的发展空间，在城市居民区的屋顶、大型建筑物表面、全年光照条件好的空旷地带以及沙漠地区均可安装，潜力巨大。

2 分布式光伏发电建设经济性探索

分布式光伏发电分类

分布式光伏从系统硬件上来区分，可以分为居民家庭类使用项目和工商业厂房屋顶使用项目。由于装机规模的不同从几十兆瓦到几千兆瓦从而产生不同效益。其发电形式又分为并网上网用售两用型、百分之百离网型和商业纯售电百分之百上网型。并网上网用售两用型主要与一般中低压配电网并网运行，可以自发自用在发电有剩余的可以向网上售电，若发现不足或无法发电则可以向网上购电。百分之百离网型主要应用于边远地区或海岛地区无法接入电网用于自主发电或储能向外供电。还有一种百分之百纯商业售电型，主要用于商业项目投资建设以百分之百产电销售的性质挣取利润。

国家经济性政策分析

分布式光伏发电电价由国家上网标杆价政策决定，国家经过合理分析根据不同地区制定出符合各方合理利润的不同光伏上网标杆电价。光伏项目的发电供应商以这样的价格将其光伏产生的电量出售给电网企业，并且国家还给予单位电量的定额补贴，其特点在于自用电量并不在网上出售的电量可以享受国家自用电量补贴，富余电量上网出售后不仅可以获得电网企业支付的脱硫煤火电机组上网标杆价外，还可以享受国家的度电补贴。国家为了鼓励各类电力用户、投资企业对所有的分布式光伏电量给予定额补贴，根据不同受户发电类型不同享有不同度电价格，即：工业电价：～元/度、商业电价：～元/度、公共单位：～元/度、居民家庭：～元/度，因此在不同建筑物上安装分布式光伏其项目收益存在差异化。

商业案例经济性分析

以华中地区商业分布式光伏项目为例，其商业分布式光伏项目总造价180万，装机量达到200kW，对其经济性进行分析。经分析得出该地区太阳能年辐射量为1300kW・h/m2，而一般倾斜光伏组件辐射量系数为，就商业分布式光伏发电系统而言发电系统综合影响系数取75%。设光伏系统年发电量为L，T为标注太阳辐射强度，H为该地区太阳年辐射量，P为光伏发电系数的总装机量，C为倾斜光伏组件辐射量系数，为发电系统综合影响系数。根据年发电量计算公式：

得出该系统年发电量为214500kW・h。根据其发电量进而分析其年收益，以百分之百上网销售为例。因其百分之百发电量上网，武汉当地与电力企业定出售价标杆为元/（kW・h）。通过计算：

自从2013年起国家对分布式光伏发电量的上网出售实行即征即退50%的政策，按征收增值税。由此计算其年净收益为：

约万元。其静态投资回报=初始投资金额/年净收益=180万元/万=，约11年。因为此商业分布式光伏发电系统总造价180万，年净收益约为万元一年，可以得出其内部收益率为，其经济性收益高发展稳定可持续。

3 分布式光伏运营模式研究

分布式光伏发电产业在我国仍处于起步式阶段，国家对于分布式光伏的政策鼓励也在进一步完善。其主要的核心关键在于以何种商业投资建设运营模式参与其中，笔者认为应勇于把握市场空余，敢为人先，在光伏市场中起到创新带头作用。由于分布式光伏项目要涉及到多方关系利益，在初期求突破创新的开发经验对后期占据行业龙头地位实现快速发展具有主导意义。本文根据现今分布式光伏项目现状展开了仔细调查，其主要投资建设运营模式为以下三点：

国内分布式光伏创新运营模式

分布式光伏项目中电费的结算与用电方管理是其关键性问题，以我国华南某科技孵化园为例，该园区建有功率为62MW的分布式光伏发电站，其中屋顶光伏设备工程由本地能源公司负责建设，将设备主要敷设地带选在科技公司、工厂屋顶以及政府部门楼顶等处，装机容量包括、、、等，由于该项目涉及到多家科技企业的日常用电，为了合理解决电费问题，园区委员会成立了专业的分布式光伏电站运营部门，接受园区内所有光伏电站投资企业的委托，统一提供分布式光伏电站的运营、维护、电费收取结算等服务。以元/度的标准设立运营基金，专门用于电站建成以后支付因屋顶局部改建产生的维护费用。

美国分布式光伏创新运营模式

美国的分布式光伏净电量模式与中国分布式光伏自产自销、富余上网模式比较接近，其中美国加州某分布式光伏公司运营核心在于以创新的形式发展分布式光伏PPA租赁商务模式，通过帮助中小终端用户与机构投资者建立平台进行连接，从而解决相互性需求。

在中小型终端用户方面，由于美国中小型个体电价水平较高，使得中小个体有强烈的降低电费需求。该分布式光伏公司切入用户痛点，以租赁的模式使中小个体不用承担分布式电站高额的一次性投入建设费用，也可以享受到分布式电站带来的可观收益，从而达到降低消费并与公司互惠共赢的模式。

在机构投资者方面，在税务投资人中其主业的盈利使得他们具有避税的需求，而分布式光伏电站的投资可以享受到ITC政策高达30%的退税支持，该分布式光伏公司通过提供租赁商务服务，帮助税务投资人在享受退税福利的同时获取电站收益。

整体来说，该分布式光伏公司的盈利模式主要包括转租、合资、售后回租等创新模式。国内企业可以通过分析学习其创新方法，根据国内政策，借鉴其新奇思想参与到国内分布式光伏发展热潮之中。

分布式光伏发电投资建设运营模式的建议

选择好项目地区，做好项目分析。目前我国大力支持分布式光伏的发展建设，2015年我国分布式光伏装机总量为1235万kW，每年将会以400kW为基础递增。经分析在各个方面上华东、华南、华北这三个地区无论是在装机规模与太阳能光照强度上，都更加适合分布式光伏发电项目。

考虑好安装细节。设备的安装容易影响项目的收益，安装在不同建筑物上各分布式光伏使用电性质不同，政府用电与居住用电或工商业用电每个用电性质不同电价也不同。在安装朝向上要注重于太阳朝向正准、在采光上确保时长、计算好科学合理的倾斜角度尽量避免遮蔽物的光线阻挡、考虑好输电距离保证短距离输电降低损耗等。

调查市场善于发展创新型盈利模式。应该积极借鉴国内外创新优势，根据本地市场用电需求制定不同推广计划。可借鉴上文国内创新模式联合本地区用电量大的单位，一起组建分布式光伏发电自产自用共同管理，既满足国家节能减排环保需求，又借助政策扶持享受电价补助。也可以借鉴国外创新运营形式，对中小用电用户进行特殊化光伏租赁试用业务，让中小用户感受到电价的实惠并在试用中带动投资，在促成新投资中开拓市场达到良好循环。

4 结语

分布式光伏是一种全新绿色的能源形势，在我国面临的能源压力下，分布式光伏产业必然会成为我国未来发展中占主导的能源形势。我国企业与投资机构应积极在分布式光伏产业发展上突破创新，借鉴国内外分布式光伏科学合理地建设运营模式，勇于实践，敢为人先，在推动其产业进步的同时获取高额稳定的利润。

参考文献

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智能建筑与城市信息，2014，（1）.

[2] 王才丽.新能源发电与分布式发电及其对电力系统的

影响[J].低碳世界，2015，（20）.

[3] 李晶，肖志斌，刘义友.浅谈分布式微电网技术的发

展及应用[J].科技创新与应用，2015，（35）.

[4] 刘一.国家电网公司召开分布式发电/储能及微网接

大型光伏电站运营方案范文 第16篇

为贯彻落实《_关于促进光伏产业健康发展的若干意见》（国发〔20xx〕24号）、《山西省人民政府关于加快促进光伏产业健康发展的实施意见》（晋政发〔20xx〕4号）等文件精神，充分利用我省有利的光照资源，提升我省光伏开发应用水平，扩大省内光伏产品市场占有率，切实推进我省光伏产业健康发展，现就推进工业企业与光伏制造企业合作建设分布式光伏发电项目事宜，提出以下实施方案。

一、现实意义

（一）有利于落实国家鼓励建设分布式光伏发电的产业政策。分布式光伏发电是指在用户所在场地或附件建设运行，以用户侧自发自用为主，多余电量上网且配电网系统平衡调节为特征的光伏发电设施。_《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》明确指出，“发展光伏产业对调整能源结构、推动能源生产和消费革命、促进生态文明建设具有重要意义”。大力开拓分布式光伏发电市场，符合国家大力发展清洁能源的总体要求，是未来发展的重要方向。

（二）有利于发挥我省光照资源优势。一是我省为我国太阳能资源较丰富的地区之一，北部属于光照资源二类区，全年日照时数为3000～3200小时，辐射量在586～670x104kJ/cm2·a，相当于200～225kg标准煤燃烧所发出的热量，我省已成为国内光伏行业重点投资建设的热点区域；二是我省电网结构稳定，电网接入条件成熟，有利于各种分布式光伏发电项目就近并网发电；三是我省光伏制造主要企业，产业规模、产品技术水平已达到国家标准，在国内外光伏领域有一定的知名度，具有光伏行业综合优势。

（三）有利于我省能源供给侧改革和光伏产业发展。一是我省属于国家电力能源大省之一，火电装机已达7000万千瓦以上，相应光伏装机容量仅有273万千瓦，推动建设分布式光伏，有利于可再生能源的比例提高，减少火电消耗，推动我省能源供给侧结构调整；二是我省工业企业一般具有耗电量大，屋顶资源丰富的特点，具备建设分布式光伏电站条件，可及时就地消纳太阳能电力，优化企业用电结构，降低企业生产成本；三是开拓分布式光伏项目建设市场，可拉动光伏产业链（生产及服务）发展，推动我省光伏产业做大做强。

二、总体要求

（四）总体思路

依据国家光伏产业发展政策，立足我省光伏企业的特点，根据实际情况，按照企业主导、政府推动、突出重点、有序推进、创新模式、互利共赢、能建则建、注重安全的原则，加强政府统筹协调，加大政策支持力度，健全服务保障体系，调动各方积极性，大力推进分布式光伏发电项目建设，打造光伏产业发展增长的新动力。

（五）主要目标

选择基础条件好、积极性高的工业企业和园区，开展试点和推广工作，建设一批规模化分布式光伏发电项目，到20xx年全省工业企业和园区企业分布式光伏发电项目总装机容量力争达到50万千瓦。

三、工作任务

（六）加强宣传推广，注重示范引导。

1.搭建平台：具有分布式光伏项目建设资质的`光伏制造、安装企业、工业企业和园区企业自愿报名，各级经信委负责组织开展分布式光伏发电项目供需双方对接活动。

2.培育市场：选择产业基础条件好的工业企业，开展分布式光伏发电政策宣讲、技术培训和示范建设，组织光伏制造企业与工业企业开展实地参观交流和推广。

（七）创新建设模式，推动项目落地。

光伏制造企业和工业企业，根据实际情况选择不同合作模式。

1.“投资+建设+运营”模式：工业企业仅提供屋顶或空地资源，由光伏制造企业对其分布式光伏发电项目进行独立投资、建设、运营。

2.“投资+建设+移交”模式：由光伏制造企业对分布式光伏发电系统进行投资建设，运营正常后，把产权有偿移交工业企业。

3.业务指导模式：由拥有建设条件的的工业企业自行投资、建设，光伏专业公司有偿指导运营。

4.自建自营模式：由工业企业成立光伏项目公司，对分布式光伏发电项目进行投资、建设和运营。

5.合同能源模式：由符合条件的节能服务公司与工业企业签订光伏建设项目运营、分享效益等内容的节能合同，节能公司负责项目建设、运营。合同结束后，光伏设备收益归属屋顶方所有。

（八）明确利益导向，实现多方共赢。

1.并网方式：根据工业企业的建设条件，鼓励按照“自发自用、余量上网，电网调节”的发电方式，建设分布式光伏发电系统。

2.优惠方式：自发自用，余量上网时，工业企业用户负责消纳所发电量。拥有屋顶资源的工业企业可收取屋顶租金，也可按所发光伏电量电价优惠等方式合作，具体由双方协商议定。

（九）鼓励企业参与，做好协调服务。

1.完备手续：工业企业与光伏制造企业达成协议后，由项目主办方，按省内有关程序，办理项目备案，并抄报同级经信委。

2.确保质量：光伏建设企业应立足我省光伏产业的实际，优先选择推荐我省经国家认监委批准的，国家认证机构认证的光伏产品。不得限制符合国标和市场准入条件的产品进入。

3.及时并网：分布式光伏发电项目建成竣工验收后，由项目主办方报当地经信委办理并网备案。

4.规范建设：优先鼓励具备国家及省内发电项目建设资质且在我省有落地光伏项目的承建单位参予项目招投标建设。工程建设中载荷标准、安装方式、抗风、防震、消防、避雷等要符合安全性评价和工程规范等标准。

四、政策措施

（十）引导金融支持。各市经信委统一汇总上报达成合作项目情况，我委负责向金融机构推荐好的合作项目。鼓励金融机构以及社保、保险、基金等资金在获得合理回报的前提下为分布式光伏发电项目提供低成本融资，鼓励众筹等创新金融融资方式支持企业建设分布式光伏发电项目。

（十一）加强监督核查。在建设分布式光伏发电项目时，鼓励优先选取我省生产的，符合国家标准的光伏及配套产品。具体项目承办企业在申报备案时，应对省内产品使用情况进行报备。山西省光伏产业联盟负责组织专家核查，将参与合作的企业，纳入行业信用体系，进行监督。

（十二）规范考核机制。建设分布式光伏发电项目，计入当年完成工业项目固定资产投资，且纳入固定资产投资考核指标。各市经信委对工业企业建设分布式光伏发电项目，自发自用发电量计入各地节能量考核。

大型光伏电站运营方案范文 第17篇

1.实施模式

《光伏扶贫试点实施方案编制大纲》原则上要求当地多年平均太阳能总辐射量≥4500MJ/m2，依据贫困地区产业经济、人口、能源、电力等发展现状以及特困户屋顶、荒山坡及土地资源利用条件，初步确定采取3种光伏扶贫实施模式。

（1）用户分布式光伏发电模式。分布式光伏发电单机容量≤5kW，对安装屋顶和可用面积有明确的下限值。建议钢筋混泥土现浇平屋面的活荷载≥，屋顶可利用面积≥8m2/kW。

其他屋面形式可参照以上数据进行折算。

（2）基于荒山坡的规模化光伏电站模式。建议10MW固定倾角光伏电站的占地面积≤30万m2，且考虑项目实施地的交通运输及施工条件，以及该区域内适应光伏电站建设运行的人才、装备等技术储备条件。

（3）基于农业设施的光伏发电模式。依托建筑物可承载的光伏建设类型，确定系统安装容量，并附典型系统的拟安装现场图。建议200kW固定倾角小型电站的占地面积≤12000m2。

2.全寿命周期成本/效益分析

兼顾国家、地方政府和贫困户等多方主体的投资和收益，考虑国内光伏发电的常见运营方式，对光伏扶贫项目进行全寿命周期的成本/效益计算，其经济性评价流程如表1所示。

（1）在资金投入方面，贫困户可自筹1/3，若确有困难，可申请小额扶贫贴息贷款，其余资金由试点县负责筹措；也可由建设企业投资，但投产6年内发电收入的1/3归建设企业。

（2）在运行维护方面，前8年运行维护由建设企业负责，8年后运行维护费用从发电收入中拿出元/（kW?h），建立运行维护基金。

（3）在发电收益方面，电站建成20年内，户均每月发电收入200多元，全年累计收入将超过2500元。

3.技术风险分析

受光照时间分布不均衡和气象变化条件的影响，光伏电源输出具有间歇、波动、随机等特点，而扶贫光伏电源多集中在偏远薄弱的农网末端，对功率平衡、继电保护、供电可靠性、用电规划等会产生较大影响；另外，光伏渗透率、谐波传输和放大特性、母线节点电压波动和闪变值等电能质量问题也已成为备受专家关注的技术要点。

4.光伏扶贫实施方案

湖南某少数民族特困地区某县的多年气象资料统计结果显示，当地年平均日照时数1758小时，无霜期308天，年平均气温℃，平均风速。参照总辐射量与年均日照时间表，该地满足国家光伏扶贫在光照条件上的原则要求。

根据上述情况，优先支持用电量较大、电网接入和消纳条件较好的地区作为优先扶贫对象，结合投资规模、地域限制等因素确定光伏发电的装机容量。建议该县光伏扶贫工程的实施方案采用以下2种方案，效果见图2。

（1）实施户用分布式光伏发电的精准扶贫方案。支持已建档贫困户安装分布式光伏发电系统，增加贫困人口基本生活收入。

（2）因地制宜开展农业/渔业光伏扶贫。利用贫困地区的荒山荒坡和水塘，建设农业光伏大棚或渔业光伏电站等规模化光伏电站，发电收益按比例补贴当地贫困人口。

此外，为了促进当地落实上述实施方案，先对部分特困户开展屋顶的加固改造工作；提前对部分贫困村落进行农村配电网升级改造，用以增加规模化光伏电站的可接入容量。

大型光伏电站运营方案范文 第18篇

诸多利好消息的传来，使几乎所有的国内光伏企业负责人都被中欧达成最终价格承诺方案的消息牵动着。虽然用价格承诺方案解决这起中欧贸易史上金额最大的贸易争端，对于整个光伏产业的发展来说是个机会，但是对各个企业来说，一场更为激烈的“群雄逐鹿”大戏已经拉开大幕——出口数量的限制或将加剧企业间的竞争，由此将引发光伏行业的整合提速，更多小企业或被淘汰出局。

价格承诺符合大部分企业意愿

今年以来，中欧贸易摩擦加剧。欧盟曾宣布，欧盟委员会于6月4日公布对中国光伏产品反倾销调查初裁结果，决定从6月6日～8月6日对涉案中国光伏产品征收的临时反倾销税，按规定，如果中欧双方未能在8月6日前达成解决方案，届时反倾销平均税率将升至。随后，中欧双方开启了密集的谈判动作，紧张气氛不断升级。

而在这个过程当中，最受折磨的当属那些涉案的光伏企业，期间很多企业都悲观表示：“欧盟的‘双反’意志已定，非常有可能进一步抬高‘双反‘税，而这对于中国光伏行业而言将是一个致命的打击。”

随后，中国商务部则决定自7月1日起对原产于欧盟的进口葡萄酒进行反倾销立案调查。此后，商务部又宣布对来自美国和韩国的太阳能多晶硅采取临时反倾销措施。虽然名单里没有欧盟，但业界认为这是敲山震虎，为与欧盟谈判留出空间。

庆幸的是，结果并没有那么糟糕。日前，机电商会宣布中欧光伏案已达成价格承诺，并介绍说，共有95家中国企业参加此次价格承诺谈判，“价格承诺结果体现了中方绝大多数企业的意愿，使中国光伏产品在中欧双方达成的贸易安排下，继续对欧盟出口，并保持合理市场份额”。当时，一家光伏企业的相关负责人在接受_记者采访时曾表示，急切需要政府通过价格承诺的方式帮助企业。如果价格承诺能够实现，当供需矛盾出现变化的时候，企业依然可以挺住。对于此次中欧达成价格承诺安排，这位人士表示“基本满意”。

就在机电商会宣布其代表中国光伏产业与欧委会贸易救济调查机关就中国输欧光伏产品贸易争端已达成价格承诺的同日，其连同中国可再生能源学会、全联新能源商会、中国资源综合利用协会可再生能源专业委员会、中国光伏产业联盟等五家行业组织发表声明称，双方就解决光伏产品贸易争端达成一致，是互利双赢的结果，有利于中欧乃至全球光伏产业的共同发展，也为中欧双边经贸关系营造了良好环境。

中欧这一涉及金额最大的贸易摩擦案最终在8月6日正式生效。欧盟委员会声明称：中欧双方就光伏产品达成的价格协议得到28个成员国的一致支持。

“上述决定意味着欧盟内部关于妥善解决中欧光伏贸易争端方案的相关程序已经完成。中欧贸易额巨大，出现贸易摩擦是正常的，应理性看待，妥善处理。欧盟是中国光伏产品最大的出口市场，通过对话与其磋商解决光伏贸易摩擦，有助于维持一个开放、合作、稳定、持续发展的中欧经贸关系，符合双方共同利益。”s商务部发言人沈丹阳说。

国内光伏企业“眷顾”欧盟市场

若按照6月初欧盟公布的初裁结果，的反倾销税将分成两步完成：6月6日至8月6日对产自中国的太阳能面板征收的临时反倾销税，此后该税率升至。

“现在谈判达成价格承诺，意味着我们将避免在8月6日起被征收的高额关税，这让我们一直悬着的一颗心落了地。”浙大桑尼能源科技有限公司总裁助理杨海燕说。以“微电网”运营为主的浙大桑尼能源科技有限公司，因为担心欧美对中国光伏产品“双反”影响的持续发酵，今年年初起就开始了去海外建厂的谋划，“但现在看来，这步可以缓缓了。”

同样如释重负的光伏企业还有国内光伏巨头英利集团，其媒体负责人王志新在接受相关媒体采访时曾表示，企业对此结果表示欢迎，“这是国家、行业协会和光伏企业共同努力的结果，在新的规则之下，我们需要一段时间去适应，并进行一定的调整。”

一直处于焦虑中的光伏企业虽然有过对“欧盟高额关税”的担忧，但对欧盟市场却一直保持着“不抛弃，不放弃”的态度。

“欧盟对于我们而言，是一块非常重要的市场，启动较早，价格机制和补贴机制都很完善，当地的居民环保意识很高，普遍接受能力很强，更重要的是，我们在欧洲市场已经建立了较为成熟的销售网络体系，这些也正是相较于在别的市场发展的优势。”王志新解释说。

卓创资讯能源分析师王晓坤认为，中国光伏企业在欧洲开辟市场已经很久，“和很多企业已经建立了合作关系，对于它们的客户，肯定不会轻易放弃。而且，相比之下，欧盟的光伏市场在运营机制上较为成熟。”

但她同时指出，受全球经济危机等因素影响，近来欧盟的光伏电价补贴有所减少，市场增速放缓，前景并不是很好，而这也正成了中欧光伏案的导火索。光伏组件价格大幅下跌，行业产能出现过剩。欧美等国“双反”政策更让光伏行业雪上加霜，国内组件产品价格进一步深跌，光伏企业的日子越来越难过。曾经的龙头企业之一无锡尚德太阳能电力有限公司被债权银行联合申请破产，其他企业业绩虽有改善，但也难言乐观。

更严重的是，资本正远离光伏行业。金融数据及商业信息服务提供商投中集团统计显示，2012年以来，光伏行业由盛转衰，全年仅披露7起融资案例，融资总额为亿美元，较2011年大幅下滑。而2013年以来，仅有湘电新能源一家光伏企业获得融资。

对此，作为企业方，王志新并不这么认为。他表示，补贴价格下降是一件很正常的事情。“经过十年的发展，光伏产品的成本已经大幅下降，光伏已经逐渐平民化，补贴逐渐退出是很正常的。而且，光伏走向市场化也是必然且非常好的发展方向。”

限价与配额加速产业整合

一个值得引起注意的事实是，机电商会宣布“达成价格承诺”的消息时，并没有提及具体的光伏出口价格和数量的承诺水平。中国机电产品进出口商会主任陈惠清向媒体介绍称，最终谈判的价格控制水平不对外公布，而出口数量的配额如何在国内企业中分配，还在研究阶段，不便透露。

由于相关方未透露价格承诺的具体金额，所以暂时难以核算价格承诺对企业的具体影响。不过，据华泰证券测算，如果价格承诺下限为此前传闻的欧元/瓦，中国的组件在欧洲的竞争优势仍在，但优势会被削弱。而由于产品的性价比下降，市场份额势必会下滑。

除价格外，对欧出口配额的谈判结果以及分配方式对企业影响也很大。配额越高，越有利于国内企业消化产能；而配额如何在不同企业之间分配也将对企业未来营收产生重要影响。

虽然声明中并未提及光伏出口价格和数量的承诺水平，但记者从多位被采访者处获悉，这个出口价格最低限度可能锁定在欧元/瓦。这一价格猜想同样可以从海外新闻媒体的表述中得到证实。另外，出口数量方面，业界猜想应该是7GW左右。这一份额是按照“中国还能保住在欧盟60%的市场份额”来推算的。据统计，2012年，我国对欧盟出口的光伏产品约为12GW。

“如果按照欧元/瓦的价格出口，对于大多数企业来说，利润率都是可以接受的。”浙江向日葵光能科技股份有限公司副总裁郑志东表示，经过这些年技术更新以及原材料成本下降，国内太阳能电池片组件的成本价格已经可以降到～欧元/瓦之间。“但过去为了抢份额，很多企业也就是按照这个价格出口的，虽然有毛利，但太低，直接导致了全行业性亏损。”

不过，价格虽然可以接受，并不代表国内光伏企业都能将这份市场大餐“吃”到嘴中。“欧元这个价格出口，意味着我们与其他国家的同行竞争力是大幅度缩小的。”正泰太阳能副总裁陆川表示，眼下欧洲本土以及韩国等地的太阳能产品制造成本也大多已经降到欧元/瓦左右。“另外，虽然大部分海外采购商都已经习惯于向国内采购，但在最低限价的情况下，采购商肯定是会优先选择品牌大、质量好、实力强的企业。而这也意味着一些小的光伏企业可能要让出大部分份额。”

配额制的启动或许也会令一些品牌弱、规模小、没有技术研发实力的企业加速淘汰。浙江省商务厅机电处处长韩峻表示，虽然现在配额制如何分配还没有具体标准，但除了企业过去出口情况等基础性因素外，“扶优助新”的理念也一定会成为配额给予的一个重要考虑因素。“对于那些品牌大、自主创新能力强、产品科技含量高的企业，给予配额时会有加分。”韩峻说。

行业回暖需苦练内功

对于光伏企业来说，7月利好消息不断。本月中旬，_出台《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》提出2013年至2015年年均新增光伏发电装机容量1000万千瓦左右，到2015年总装机容量达到3500万千瓦以上的目标。同时，提高多晶硅等原材料自给能力和光伏电池制造技术水平，显著降低光伏发电成本，提高光伏产业竞争力。

中信建投证券电力设备新能源分析师徐超认为，_下发的是纲领性文件，光伏新政细则预计将出台，主要包括分区域上网标杆电价、分布式补贴电价等。

业内人士认为，随着中欧就光伏案达成价格承诺安排，欧盟“双反”的政策风险将逐渐释放完毕，加之近期国内扶持政策密集出台，内外环境的改善有利于推动光伏产业回暖。目前，国内多家太阳能上市公司披露今年上半年业绩预盈，这种回暖势头有望持续。

加之从国家层面上讲，对于光伏行业的整合早已下定了决心。该意见同时还强调，要“加快企业兼并重组，淘汰产品质量差、技术落后的生产企业，培育一批具有较强技术研发能力和市场竞争力的龙头企业”。

就此，中投顾问能源行业研究员任浩宁预测，未来的市场格局会是，上游多晶硅企业数量大幅减少，形成5～6个多晶硅集团，中小企业被淘汰；中游形成4～5个电池组件集团；而下游将有数量相对较多的光伏电站建设、设计和运营企业。

事实上，国内的光伏企业面对收缩的欧洲光伏市场，早已采取了应对措施。据王志新介绍，英利正在减少对欧洲市场的依赖。而这一点从近来的几组数据就可以看出，去年欧洲市场的出口量占到英利产能的62%，今年一季度下降至53%，预计二季度下降到30%-35%，全年平均将下降到40%。

与此同时，英利正在向新兴市场和国内市场发力。据了解，为了规避高额“双反”税，该公司已经谋划在东南亚等地区建设新厂，而且现在已经选好了厂址。另外，未来，马来西亚、南非以及中南美洲国家都将成为英利出口的重点地区。

大型光伏电站运营方案范文 第19篇

一 项目概述

项目概况

项目拟建地点 ：山东邹城市

投资方（××××）简况

设计方（中电电气太阳能研究院）简况

中电电气太阳能研究院是中电电气集团为世界太阳能及其他新能源发电技术的广泛应用，促进全球能源革命而成立的具有国际先进水平的综合性新能源系统服务商，主要从事 以光伏发电系统为主，涵盖光热、风力发电、水力发电、地源热泵、生物质能、潮汐能在 内的新能源相关产品及系统的研发、设计、咨询、施工等服务，为客户提供九大新能源应 用领域的整套系统解决方案。

中电电气太阳能研究院自成立以来一直秉承“与巨人同行，与世界同步”的发展理念，与Conergy，Kaco等国际企业建立战略合作关系，在充分消化吸收国际先进光伏系统设计与 施工经验后，再走出国门。迄今为止，我院已经为埃及、巴基斯坦、意大利、西班牙、南 非、尼日利亚、突尼斯、马达加斯加、坦桑尼亚等众多国家和地区提供以太阳能为核心的 可再生能源发展规划、项目设计及工程建设服务。

人类文明前进的每一步，都和能源的利用息息相关。能源，支撑着文明，推动着历史，人类社会的每一次能源产业的重大调整，往往同时改写了财富的英雄榜。中电电气太阳能 研究院愿与您携手，一起推进包括太阳能在内的新能源应用技术的普及与发展，倡导一种 负责任的生活方式，共同分享新能源革命所带来的文明与财富。

二 光伏产业现状

国际现状

国际光伏发电现状

世界能源形式紧迫，是世界10大焦点问题（能源、水、食物、环境、贫穷、恐怖主义和战争、疾病、教育、民主和人口）之首。全球人口是66亿，能源需求折合成装机是16TW；到2050年全世界人口至少要达到100～110亿，按照每人每年GDP增长单位 能耗按照每年减少1％，则能源需求装机将是30～60TW，届时主要靠可再生能源来解决。可是，世界上潜在水能资源，经济可开采资源只有；风能实际可开发资源2TW；生 物质能3TW。只有太阳能是唯一能够保证人类能源需求的`能量来源，其潜在资源10TW，实际可开采资源高达600TW。由于光伏发电能为人类提供可持续能源，并保护我们赖以生存 的环境，世界各国都在竞相发展太阳能光伏发电，尤其以德国、日本和美国发展最快。在技术进步的推动和各国政府的激励政策驱动下，太阳能光伏发电产业和市场得以迅速发展。 至20，全球太阳电池产量年均复合增长率为47％，年产量达到, 而20产量达。至年全球累计装机总量已超过20GW。

张平楼村光伏发电项目实施方案

为认真贯彻落实县委、县政府脱贫攻坚大会精神，进一步推进精准扶贫、精准脱贫工作，根据《虞城县人民政府关于实施光伏扶贫工作的意见》（【虞政2017】36号）文件要求，张平楼村把光伏发电项目作为扶贫支柱产业来抓，确保张平楼村产业扶贫工作取得更好的成效。并结合我村实际，特制定张平楼村光伏发电产业项目实施方案：

一、指导思想

以xxxxxx关于扶贫开发“一个目标、两个确保”的重要论述和“虞城县脱贫攻坚大会”精神为指导，以培育和提升扶贫支柱产业为基础，全力抓好光伏发电项目建设工作，以增加贫困户收入为核心，制定切实可行的保障措施，着力改善本村发展环境，提高贫困户的自我发展能力，促进精准扶贫走产业化发展和可持续发展的道路，加快全村贫困户脱贫致富奔小康的步伐。

二、工作目标

总体目标：坚持“精准建档、优选模式、严格流程、重在效果”的思路，对全村的贫困户进行建档，通过扶贫模式的对接和流程设计，使光伏扶贫成为全村的支柱产业，确保达到光伏扶贫的预期效果。

三、光伏精准扶贫对象

经统计，全村拟通过光伏扶贫帮扶的建档立卡贫困户共有151户274人。

四、总体规模及建设地点

经村两委共同研究，决定利用村西南处一片废旧坑塘作为光伏电站的建设地点，总面积占地亩5528平方米。

张平楼村光伏电站总容量300千瓦，总投资210万元，项目资金由虞城县人民政府投资。

五、扶贫效益及分配管理办法

1、项目建成后，可扶持建档立卡贫困户151户，每户每年收益不低于794元，收益年限不低于20年，每年的剩余收益作为村集体经济收入。

2、受益对象为建档立卡贫困户，重点是：鳏、寡、孤、独、老、弱、病、残、憨、呆、痴、傻贫困户。确保精准识别，避免“终身绑定”。

3、村账乡管乡政府设定专门账户，将本村的光伏扶贫电站的收益款统一汇入此账户，并按年度定期进行预算、分配和使用。

4、依据本村“三无”（无劳动能力、无资源、无稳定收入）贫困人口数量、贫困人口的贫困程度、年度收益金额等，确定分配方案并将上述资金按一定比例统一分配至各贫困户。

5、收益资金分配工作流程：每年由村两委拟定收益资

金分配使用方案，重新评定受扶持对象，确定扶持标准，提交村民大会或村民代表大会表决通过，经公示无异议后，将议定的收益分配方案报乡政府逐户核实批准，乡政府审批后汇总报县扶贫办备案。收益资金从乡政府专门账户直接拨付至贫困户“一卡通”银行账户，严禁委托代发现金。

六、组织实施和保障措施

根据《安徽省人民政府办公厅关于实施光伏扶贫的指导意见》(皖政办〔20xx〕34号)精神，市政府决定在“十三五”期间实施光伏扶贫工程，结合我市实际，特制定本实施方案。

大型光伏电站运营方案范文 第20篇

(一)产业扶贫，生态环保。把发展清洁能源产业与扶贫相结合，在注重农村生态环境保护的前提下，实现村集体经济收入和贫困户收入稳定增长。

(二)政府主导，确保实效。政府负责产业扶贫到村到户以及光伏发电项目的组织、宣传、实施工作，本着村集体和贫困户自愿的原则，优先选择积极性高的贫困村、贫困户为项目实施对象。

(三)因地制宜，科学选址。根据贫困村、贫困户场地及接入条件，采用分散与集中相结合的方式，按照项目建设条件和要求进行选户和选址，确保项目建成后实现发电效益最大化。

(四)建管并重，公平公正。在光伏扶贫工程建设过程中，更加注重事前、事中、事后的监管工作。按照公平、公正、公开的要求，精心组织，不折不扣完成建设任务。

大型光伏电站运营方案范文 第21篇

一、测量放线及定点：测量人员以控制网为基础进行光伏组件基础放点，按照图纸准确放出桩基基础高程、中心线，用木桩或者钉子喷上红漆标记清晰，以便施工。如下图：

二、桩基打孔：按照测量放线的点位，用潜孔机进行桩基的打孔。打孔顺序按前立柱和后立柱分别进行。如下图：

注意事项及问题：孔的垂直度； 孔的中心定位；前立柱和后立柱孔必须在一条线上；

三、地锚桩布料：将地锚桩倒运至施工子方阵内，并按照事先打好的孔量整齐布放在各施工区域内。如下图：

注意事项及问题：地锚桩上面焊接钢筋笼是否符合要求；焊点位置及布料过程中镀锌是否破坏，补救方法；

四、地锚桩浇筑：

准备振捣工具（钢筋棍）

挂线将桩基中心及高程定位

注意事项及问题：如何在浇筑的过程中控制钢桩的位移

五、拉拔实验：

注意事项及问题：灌注桩浇筑完成后多少天可以做拉拔实验？

六、支架安装：支架倒运布料（横梁、前后立柱、檩条、斜撑、托架、后立柱斜拉筋）

准备配件及安装工具（连接板、连接螺丝螺母垫片、扳手、角度

将托架、斜撑、连接板安装 四角立柱放入钢桩定位挂线 测量对角线 以线为基准安装所有前后立柱 安装

注意事项及问题：四角立柱定位，测量对角线是否相等；所有长短立柱底脚限位螺丝可初步紧固，其余螺丝均手动紧固；注意螺丝的方位或者朝向及垫片的数量和大小；

七、组件安装：检验支架安装合格后，安装光伏板。

1、电池组件倒运布料，准备配件及安装工具

2、先安装最高排光伏版：首先根据图纸位置安装四个已打孔的橡胶垫片，加底部夹片，安装最高排第一个光伏版按设计图纸定位，最高处拉横向、立向基准线，作为光伏版的横向基准；光伏板靠近支架外侧一端穿入顶部盖片，紧固螺栓。内侧盖片在安装第二片光伏板之后安装，并紧固螺栓。依次安装其他光伏板。

3、安装中间一排光伏版，方法同上。

4、安装最下排光伏版，方法同上。

5、复测平整度、边缘高差等，调整至符合质量要求。

6、安装完毕后，安装长、短立柱最后的固定螺栓。

注意事项：轻拿轻放；注意磕碰；光伏版可能已经因日照带电，注意两端线端不要连接，造成触电或者损坏光伏板。

八、接地镀锌扁铁：

九、电器：

1、电池组件安装

安装流程

电池组件安装施工流程框图见图。

图 电池组件安装施工流程框图

施工方案

（1）电池组件倒运布料及开箱验收

将电池组件倒运至施工子方阵内，并按照事先算好的数量整齐布放在各施工区域内。每个子方阵电池组件安装前要对组件开箱验收。施工队开箱前通知项目部，由项目部通知监理、业主及厂家等进行验收，并做好验收记录。

（2）电池组件安装

电池组件安装前，要对支架进行复查，主要检查横梁的水平等，防止支架水平、高程等变化从而 影响组件安装质量。

多晶硅光伏组件的安装宜从下向上安装，具体施工步骤如下：

● 根据电池组件安装图纸，用盒尺测量出第一排（最下面一排）电池组件上边缘所在位置，在阵列两端的支架上定点，拉工程线。

● 安装第一块电池组件。以从左向右安装为例，电池板上缘以施工线为基准，左边缘尽量往左侧靠，为右侧所有组件留出一定的调整余量，以防安装右侧最后一块电池组件时因间隔不够导致无法安装。位置调整完毕后，安装四周压块，紧固螺丝。

● 安装第二块及其余电池组件。因压块自身间隙为20mm，所以不需要可以关注电池组件间的间隙大小，只需要紧靠压块安装即可。

● 下方第一排安装完成后，安装第二排。此时可不用施工线，以已安装完成的电池组件上边缘为基准进行安装。安装时注意组件需要对角及边缘平齐。完成后，依次安装剩余两排的电池组件。

每个电池组件背面有一个接线盒及接线盒引出的正负极线，安装时应注意这两条线不要被压在光伏支架与电池组件间。正负极线两端的连接器需要悬空，绝不可以触碰光伏支架或其他金属体。

组件要按照厂家编好的子阵号进行安装，严禁混用。

（3）组件串联及接地

按照设计图纸要求确定串联数量、串联路径。要求光伏组件之间接插件互相连接紧固。接线时应注意勿将正负极接反，保证接线正确。每串电池板连接完毕后，应检查电池板串联开路电压是否正确，连接无误后断开一块电池板的接线，保证后续工序的安全操作。

组件接地通过组件接地孔、导线与接地体良好连接。在需要更多接地孔时候，按照组件生产商要求在相应位置打孔。

（4）电池组件安装验收

组件安装完成，由作业人员自检后，再经各工区施工队技术员复检，最后由项目部质检人员终检。项目部终检合格后报监理验收。

2、汇流箱安装

安装流程

汇流箱安装施工流程框图见图。

图 汇流箱施工流程框图

施工方案 （1）汇流箱开箱验收及倒运

汇流箱安装前要对汇流箱开箱验收。各工区施工队开箱前通知项目部，由项目部通知监理及厂家等进行验收。检查设备型号、规格、数量是否符合合同文件

的规定。同时检查设备外壳有无变形、碰伤等，并作好设备开箱验收记录。

开箱验收后，根据设计图纸上划分的汇流区，将各汇流箱倒运至安装部位。倒运过程中应做好防护措施，避免发生磕碰损伤设备。

（2）汇流箱支架安装及汇流箱调整

汇流箱支架安装时，应先按照设计图纸上的尺寸在电池组件支架后支柱上定好汇流箱支架安装位置，并做好标记。

将汇流箱支架固定在标记位置，调整其水平、垂直符合规范、图纸要求。汇流箱支架紧固牢固、可靠。

（3）汇流箱接线及接地

汇流箱输入输出以及通讯、接地等对外接口位于机壳的下部。具体接线方法如下：

● 剥除第一层绝缘，剥除长度应保证接线方便的同时露出汇流箱的电缆应有完整的绝缘。

● 剥除正负极两根线的绝缘层，长度以为宜。用手拧一下露出的铜丝线，使其聚合在一起。套针式接线鼻或做镀锡处理。

● 从汇流箱下部的进线口穿入汇流箱，压接入相应的接线端子。完成后轻扯电缆，以检查是否安装牢固。

汇流箱外壳应有明显可靠的PE 保护地线（PE 为黄绿相间的双色线）；但PE保护地线不允许利用箱体或盒体串连。PE线应与光伏支架可靠连接。

（4）汇流箱安装验收

汇流箱安装完成，由作业人员自检后，再经施工队技术员复检，最后由项目部质检人员终检。项目部终检合格后报监理验收。

3、逆变器、直流柜、箱式变压器、数据采集柜安装

安装流程

逆变器、直流柜、箱式变压器、数据采集柜安装施工流程框图见图。

施工方案 图 逆变器、直流柜、箱式变压器、数据采集柜施工流程框图

（1）基础复测

由专业测量人员对逆变器室及箱式变压器基础进行复测：基础中心线误差、水平度、全长、不直度每米、全长误差符合图纸要求。

（2）逆变器、直流柜、箱式变压器、数据采集柜倒运及验收

根据设备上标记的子阵号，将各逆变器、直流柜、箱式变压器、数据采集柜倒运至安装部位（可在设备到货卸车时直接将逆变器、直流柜、数据采集柜、箱式变压器卸至安装部位）。倒运过程中应做好防护措施，避免发生磕碰，损伤设备。

逆变器、直流柜、箱式变压器、数据采集柜安装前要对设备开箱验收。各施工区施工队开箱前通知项目部，由项目部通知监理及厂家等进行验收。检查设备型号、规格、数量是否符合合同文件的规定。同时检查设备外壳有无变形、碰伤等，并作好设备开箱验收记录。

（3）逆变器、直流柜、箱式变压器、数据采集柜就位调整

开箱验收后，用汽车吊将逆变器、直流柜、数据采集柜吊至逆变器室门口，放在事先准备的滚杠上。通过滚杠将逆变器运至基础槽钢上，抽出滚杠。依次将两台逆变器分别就位后，对逆变器进行调整。

到货验收后，用汽车吊将箱式变压器直接吊至箱变基础上，并调整中心、方位等符合规范要求。设备就位调整后应进行固定，要与基础槽钢连接牢固且接地良好。

调整好的盘柜垂直度、相邻两盘顶部水平偏差、成列盘顶部偏差、相领两盘

边盘面偏差、成列盘面偏差、盘间接缝偏差符合图纸设计要求。

设备就位调整后应进行固定，要与基础槽钢连接牢固且接地良好。

（4）逆变器接线

光伏阵列输出的直流电经汇流箱、直流配电柜等前级设备后，接入到逆变器的直流输入端。接线应与厂家配合进行。

（5）逆变器安装验收

逆变器安装完成，由作业人员自检后，再经各工区施工队技术员及生产厂家技术人员复检，最后由项目部质检人员终检。项目部终检合格后报监理验收。

（6）直流配电柜接线

光伏阵列输出的直流电经汇流箱等前级设备后，接入到直流配电柜的输入端。

直流配电柜接线方案如下：

① 确认直流配电柜前级的汇流箱的断路器均为断开状态。

②剥掉电缆末端的绝缘皮，电缆末端的绝缘皮剥掉的长度应为接线铜鼻压线孔的深度符合设计要求。

③ 压接接线铜鼻。

④ 安装热缩套管。

⑤ 将接线铜鼻压接在直流接线铜排上，用螺丝刀或扳手紧固螺钉。

⑥ 确认接线牢固。

（7）直流配电柜安装验收

直流配电柜安装完成，由作业人员自检后，再经各工区施工队技术员及生产厂家技术人员复检，最后由项目部质检人员终检。项目部终检合格后报监理验收。

（8）箱式变压器电缆终端制作

箱变调整完成，即可开始制作电缆终端。35kV电缆终端制作程序见图。

（9）箱变试验

箱变安装完成后由技术员配合厂家技术人员进行直阻、变比、耐压等试验，试验结果符合规范要求。

（10）箱式变压器安装验收

箱式变压器安装完成，由作业人员自检后，再经各工区施工队技术员复检，

最后由项目部质检人员终检。项目部终检合格后报监理验收。

图 35kV电缆终端制作程序框图

（11）数据采集柜接线

数据采集柜接线应符合以下要求：

① 按图施工，接线正确，配线应牢固；

② 盘柜内配线不应有接头；

③ 号头醒目，应符合标号规定；

④ 每个端子配线不得超过两根；

⑤ 电流回路、控制回路、信号、弱电回路截面符合图纸要求；

⑥ 配线应排列整齐美观，配线时长度应留有余量；

⑦ 走线槽应固定平整，槽内配线应符合设计规定；

⑧ 不同电压等级的配线，应分开走线，不应排列在同一根电缆内；

⑨ 光纤电缆敷设，接头按技术规范要求焊接；

⑩ 电缆屏蔽层接地可靠。

(12) 数据采集柜安装验收

数据采集柜安装完成，由作业人员自检后，再经各工区施工队技术员复检，最后由项目部质检人员终检。项目部终检合格后报监理验收。

4、电缆沟开挖

施工工艺流程

电缆沟开挖施工流程框图见图。

电缆沟施工 图 电缆沟开挖施工流程框图

（1）电缆沟测量、定位

① 根据出线电缆布局和电缆沟开挖现场地形条件确定出电缆沟具体走向。 ② 电缆沟线路测量包括定线测量、水准测量和直接丈量。

③ 定线测量要测定线路的中心线和转角，并应测量沟槽与相邻的永久性建

筑物的位置关系，必要时应在地面上设立标志。

④ 在进行沟槽水准测量时,应沿线设临时水准点,临时水准点标高值由控制水准点引测。

（2）电缆沟开挖

① 开挖路线确定后，需要由监理、业主确认，尽量避免开挖路线下有管线。如确有管线，则尽量选择管线较少区域开挖。

② 开挖前要认真调查了解地上地下障碍物，以便开挖时采取妥善加固保护措施。

③ 根据基础和土质、现场出土等条件要合理确定开挖顺序。

④ 开挖时，应先沿灰线直边切出槽边的轮廓线，然后再分段分层平均下挖。 ⑤ 在开挖槽边弃土时，应保证边坡和直立帮的稳定。开挖基坑（槽）的土方，在场地有条件堆放时，留足回填需用的好土，多余的土方运出，避免二次搬运。

⑥ 土方开挖部分采用人工开挖为主，部分区域在保证人员，设备安全，不损坏现有管线及支架、光伏组件的基础上采用机械开挖。

⑦ 土方开挖一般不宜在雨季进行，否则工作面不宜过大，应分段逐片的

⑨ 开槽后及时约请各有关人员验槽，验槽合格后方可进行下道工序。

质量控制

电缆沟施工质量偏差详见表。

5、电缆敷设及接线

工艺流程

电缆敷设工艺流程详见图。

图 电缆敷设工艺流程图

施工方法

（1）电缆出库

① 电缆出库应根据施工图认真核对需出库电缆的规格、型号、数量是否符合设计要求，且应标示清楚。电缆盘外观完整无损，合格证等产品文件齐全。对由多根电缆缠绕在同一个盘上的电缆盘，应记录其内外层电缆的长度和缠绕次序，以利于合理安排敷设。

② 电缆出库运输过程中，采有机械吊装和运输，严禁将电缆盘直接由车上推下，同时电缆盘不应平放运输和贮存。短距离的运输可采用滚动电缆盘的方法，

但必须顺着电缆盘上的箭头指示或缠缠紧方向滚动。

③ 电缆出库后应集中分类存放，尽可能存放在开始敷设电缆处的就近。盘间留有通道，存放处不得积水。

（2）准备工作

① 施工前应对电缆进行详细检查；规格、型号、截面、电压等级均符合设计要求，外观无扭曲、坏损及漏油、渗油等现象。

② 电缆敷设前进行绝缘摇测或耐压试验。绝缘电缆，测试不合格者，应检查芯线是否受潮，如受潮，可锯掉一段再测试，直到合格为止。检查方法是： 将芯线绝缘纸剥下一块，用火点着，如发出叭叭声，即电缆已受潮。电缆测试完毕，油浸纸绝缘电缆应立即用焊料（铅锡合金）将电缆头封好。其它电缆应用橡皮包布密封后再用黑包布包好。

③ 放电缆机具的安装：采用机械放电缆时，应将机械选好适当位置安装，并将钢丝绳和滑轮安装好。人力放电缆时将滚轮提前安装好。

④ 在桥架或支架上多根电缆敷设时，应根据现场实际情况，事先将电缆的排列，用表或图的方式划出来。以防电缆的交叉和混乱。

⑤ 冬季电缆敷设，温度达不到规范要求时，应将电缆提前加温。

⑥ 电缆短距离搬运，一般采用滚动电缆轴的方法。滚动时应按电缆轴上箭头指示方向滚动。如无箭头时，可按电缆缠绕方向滚动，切不可反缠绕方向滚运，以免电缆松驰。

⑦ 电缆支架的架设地点应选好，以敷设方便为准，一般应在电缆起止点附近为宜。架设时，应注意电缆轴的转动方向，电缆引出端应在电缆轴的上方。

（3）直埋电缆敷设

① 清除沟内杂物，铺完底沙或细土。

② 电缆敷设

1）采用人工与机械（牵引机、滑轮）敷设相结合的方法，用电缆放线架撑起电缆盘按正向转动施放；使用牵引机时应用于直线部位以及排管端部，在敷设过程中防止划破、扭伤电缆。

2）电缆敷设时，每放完一根，就进行整理、挂牌、绑扎，固定好一根，经质检人员验收合格，方可施放下一根。电缆的排列布置，按设计及规范进行，电

缆要分层布置或分开，分层布置时从上到下为直流电缆、通讯电缆，分开布置时直流电缆与通信电缆分别紧靠电缆沟两侧且距离严格控制在规范范围内。电缆排列要整齐、交叉少、弯度一致。电缆在沟内敷设应有适量的蛇型弯，电缆的两端、中间接头、电缆井内、过管处、垂直位差处均应留有适当的余度。

③ 铺砂

1）电缆敷设完毕、应请建设单位、监理单位及施工单位的质量检查部门共同进行隐蔽工程验收。

2）隐蔽工程验收合格，电缆上下分别铺盖砂子或细土。

④ 回填土。回填土前，再作一次隐蔽工程检验，合格后，应及时回填土并进行夯实。

⑤ 埋标桩：电缆的拐弯、接头、交叉、进出建筑物等地段应设明显方位标桩。直线段应适当加工工业设标桩。标桩露出地面符合设计要求。

⑥ 有麻皮保护层的电缆，进入室内部分，应将麻皮剥掉，并涂防腐漆。

（4）电缆沿支架、桥架敷设：

① 水平敷设

1) 敷设方法可用人力或机械牵引。

2) 电缆沿桥架或托盘敷设时，应单层敷设，排列整齐。不得有交叉，拐弯处应以最大截面电缆允许弯曲半径为准。

3) 不同等级电压的电缆应分层敷设，高压电缆应敷设在上层。

4) 同等级电压的电缆沿支架敷设时，水平净距不得小于35mm。

② 垂直敷设

1）垂直敷设，有条件最好自上而下敷设。土建未拆吊车前，将电缆吊至楼层顶部。敷设时，同截面电缆应先敷设低层，后敷设高层，要特别注意，在电缆轴附近应采取防滑措施。

2) 自下而上敷设时，低层小截面电缆可用滑轮大绳人力牵引敷设。高层、大截面电缆宜用机械牵引敷设。

3) 沿支架敷设时，支架距离符合图纸设计要求，沿桥架或托盘敷设时，每层最少加装两道卡固支架。敷设时，应放一根立即卡固一根。

4) 电缆穿过墙时，应装套管，敷设完后应将套管用防火材料封堵严密。

（5）挂标志牌：

① 标志牌规格应一致，并有防腐性能，挂装应牢固。

② 标志牌上应注明电缆编号、规格、型号及电压等级。

③ 直埋电缆进出建筑物、电缆井及两端应挂标志牌。

④ 沿支架桥架敷设电缆在其两端、拐弯处、交叉处应挂标志牌，直线段应适当增设标志牌。

（6）电缆头的制作

① 电缆终端与接头的制作，应由经过培训的熟悉工艺的人员进行。

② 电缆终端及接头制作时，应严格遵守制作工艺规程；充油电缆尚应遵守油务及真空工艺等有关规程的规定。

③ 电缆终端与接头时，其空气相对湿度符合规范规定；当湿度大时，可提高环境温度或加热电缆。

④ 电缆终端与接头应符合下列要求：

1）型式、规格应与电缆类型如电压、芯数、截面、护层结构和环境要求一致。

2）结构应简单、紧凑，便于安装。

3）所用材料、部件应符合技术要求。

4）主要性能应符合规范规定。

5）采用的附加绝缘材料除电气性能应满足要求外，尚应与电缆本体绝缘具有相容性。两种材料的硬度、膨胀系数、抗张强度和断裂伸长率等物理性能指标应接近。

⑤ 电缆线芯连接金具，应采用符合标准的连接管和接线端子，其内径应与电缆线芯紧密配合，间隙不应过大。采用压接时，压接钳和模具应符合规格要求。

⑥ 控制电缆在下列情况下可有接头，但必须连接牢固，并不应受到机械拉力。

1）当敷设的长度超过其制造长度时。

2）必须延长已敷设竣工的控制电缆时。

3）当消除使用中的电缆故障时。

⑦ 制作电缆终端和接头前，应熟悉安装工艺资料，做好检查，并符合下列

要求：

1）电缆绝缘状况良好，无受潮；塑料电缆内不得进水。

2）附件规格应与电缆一致；零部件应齐全无损伤；绝缘材料不得受潮；密封材料不得失效。壳体结构附件应预先组装，清洁内壁；试验密封，结构尺寸符合要求。

3）施工用机具齐全，便于操作，状况清洁，消耗材料齐备。

4）必要时应进行试装配。

⑧ 电力电缆接地线应采用铜绞线或镀锡铜编织线，其截面面积符合规范规定。

⑨ 电缆终端与电气装置的连接，应符合现行国家标准《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》的有关规定。

⑩ 制作电缆终端与接头，从剥切电缆开始应连续操作直至完成，缩短绝缘暴露时间。剥切电缆时不应损伤线芯和保留的绝缘层。附加绝缘的包绕、装配、热缩等应清洁。

(11) 35kV及以下电缆在剥切线芯绝缘、屏蔽、金属护套时，线芯沿绝缘表面至最近接地点（屏蔽或护套端部）最小距离应符合规范要求。

(12) 塑料绝缘电缆在制作终端头和接头时，应彻底清除半导电屏蔽层。

(13) 装配、组合电缆终端和接头时，各部件间的配合或搭接处必须采取堵漏、防潮和密封措施。铅包电缆铅封时应擦去表面氧化物；搪铅时间不宜过长，铅封必须密实无气孔。塑料电缆宜采用自粘带、粘胶带、胶粘剂（热熔胶）等方式密封；塑料护套表面应打毛，粘接表面应用溶剂除去油污，粘接应良好。电缆终端、接头均不应有渗漏。

6、设备试验、调试

设备试验调试需要施工技术员配合厂家完成。