青州10MW坡地光伏电站项目实施建议书.docx
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青州10MW坡地光伏电站项目实施建议书
潍坊青州地区10MV光伏山坡电站项目
可行性建议书
东营光伏太阳能有限公司
2013年3月15日
一、总论
1.1项目背景
2010年12月召开的省新能源工作会议中提出：
“到2013年，全省新能源发电装机达到40000千瓦以上，占电力装机的比重超过5%，新能源实现替代常规源量1200万吨标准煤，占全省能源消费的比重提高到4%，新能源产业增加值突破700亿元；到2015年，新能源发电装机达到10000千瓦，占电力装机的比重超过10%，达到2000万吨标准煤，新能源产业增加值突破1000亿元；到2020年，新能源发电装机达到25000千瓦，占电力装机的比重超过20%，达到5000万吨标准煤，新能源产业增加值超过2500亿元”。
本工程开发利用太阳能发电，对于节约常规能源、保护自然环境、促进经济可持续发展具有极为重要的意义，符合能源、环保政策和可再生能源中长期发展规划，属于鼓励发展的产业。
而青州位于半岛中部，青州市山区面积734平公里,占全市总面积的47%，针对这种特殊地形，发展山坡光伏电站非常适合当地特征。
1.2投资简介
Xxxxxxxx
1.3政策和编制依据
本项目可行性研究依据下列法规、文件和资料编制：
1）.《人民国可再生能源法》
2）.《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》
3）.《可再生能源电价附加和收入调配暂行办法》
4）.《上网电价管理暂行办法》
5）.《输配电价管理暂行办法》
6）.《销售电价管理暂行办法》
7）.《人民国电力法》
8）.《人民国价格法》
9）.《电力监管条例》
10）.《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》
11）.《太阳能光伏发电上网电价政策通知》
12）.《可再生能源发电管理规定》
13）..业主提供的原始文件及资料。
1.4项目设计原则
本工程总的设计原则为：
技术先进、案合理、安全可靠、节能环保、经济适用、符合国情、以合理的投资获得最佳的经济效益和社会效益。
结合本工程特点，提出以下主要技术原则：
1）从有利于增加我国能源供应、改善能源结构、保护生态环境、保证可持续发展的要求出发，积极开发利用可再生能源，工程主体工艺系统设计采用晶体硅太阳能光伏发电技术。
2）从有利于带动太阳能光伏发电产业的普及和向大型化发展的要求出发，工程建设规模确定为兆瓦级并网型太阳能发电工程。
3）从有效利用土地资源和减少工程投资出发，工程站址选定在荒山坡地上，位于青州市边，充分利用限制的山坡荒地和开发区的便利条件。
4）从投资角度出发，本着更合理可靠，更节约成本，提高收益的原则为投资提供更有价值的光伏项目。
二、青州的地理位置及天气状况
2.1青州概况
青州市位于北纬36度4分至36度8分，东经118度0分至118度6分，地处半岛中部，胶济铁路中段，东接潍坊，西临，南依沂蒙，北傍胜利油田。
地理位置优越，交通四通八达，十分便利，是中部重要的交通枢纽和物资集散地。
总面积1569平公里，人口89.88万，有汉、回、满等29多个民族。
地处中纬度，受亚欧大陆和西太平洋共同影响，属暖温带大陆性季风气候，气候温和，四季分明。
年平均气温为12.7℃，多年平均无霜期191.7天。
全年平均日照时数2728.5小时，各月平均日照时数以5月份最多，12月最少。
全年平均日照百分率在62%，平均年太阳辐射量5103.15MJ/m²，该地区温度适宜，太阳能资源丰富，非常适宜发展太阳能电站项目。
2.2交通状况
青州交通发达，有胶济铁路和新建的胶济客运专线横贯东西，在胶济客运专线上新建的青州北站有旅客列车29对之多，其中到的动车组有8对，是全国动车经停最多的县级车站之一。
西距150km,东距240km。
另有地铁路益羊铁路和青临铁路连接渤海与区。
公路面，有济青高速公路、东青高速公路和正青临高速（青州到临沭）。
另有309国道，济青公路和羊临公路等。
是潍坊西部的交通枢纽。
2.3气象条件
1、地形地貌
青州市地处区和北平原洽接地带，地势西南高东北低，最高点青崖顶海拔954.3米，最低点在官镇高村北，海拔16.2米，西南部群山迭翠，东北部沃野平川。
地貌类型主要有低山丘陵、河谷阶地、山前平原三种类型，由南到北依次排列。
（1）低山丘陵：
约占全市总面积的52.6%，有质山岭、低山岭坡、近山阶地三种微地貌类型。
主要分布在西南灰岩低山地区，海拔高度多在60米以上。
（2）河谷阶地：
主要分布在大小河流两侧，包括河滩高地、河漫滩和河谷梯田三种微地貌类型，约占全市总面积的8.9％。
（3）山前平原：
主要分布在中北部地区，约占全市总面积的38.5％，包括山前倾斜平地、山前缓平地、缓岗、浅平洼地、背河槽状洼地等微地貌类型，海拔高度多在100米以下，地面坡度多小于2度。
2、水文气象
青州市处于暖温带半湿润季风气候区，气候温和，四季分明，冬季寒冷干燥，夏季炎热多雨，春秋温暖适中。
多年平均降雨量为664mm，其中西南山区为697.6mm，北部平原为638.9mm，干旱指数为2.24。
我市多年平均气温12.7℃，最高年（1961年）为13.5℃，最低年（1969年）为11.4℃，七月份为全年最高气温，多年平均为26.3℃，一月份为全年最低气温，多年平均为－2.9℃，年温差为29.2℃，极端最高气温为40.9℃（1959、8、1），极端最低气温为－19.3℃（1959、8、1），多年平均无霜期191.7天。
最大冻土深度为45mm（1968、2、12－13），一年之于0℃的积温年均为4670℃，大于10℃的积温为4331.7℃，适宜于工农业生产发展。
3、降水
多年平均降水量为664mm，降水总量为10.38亿立米，P＝20％为15.77亿立米，P＝50％为8.33亿立米，P＝75％为5.03亿立米，P＝95％为2.75亿立米。
降水量总的趋势是由东北向西南递增，受地形、气候等因素影响，具有以下特征。
（1）降水量受地形影响，形成地形差异。
山区偏大，平原丘陵区偏小，西南山区多年平均降水量为686.2～697.6mm，东南丘陵区为663.3mm，北部平原一带为638.9mm。
（2）降水量季节、年际差异
1）季节差异：
我市降水量季节变化大，汛期雨量集中。
夏季受太平洋暖湿气团影响，降水丰沛，晚秋开始到冬季和春初，受大陆冷气团控制，雨雪稀少。
以气象局降雨资量为例，3－5月份多年平均降雨量为97.5mm，占全年降雨量的14.6％；6－8月份多年平均降雨量为415.1mm，占全年降雨量的61.9％；9－11月份多年平均降雨量为124.6mm，占全年降水量的18.6%；12－2月份多年平均降水量为32.9mm，占全年降水量的4.9％。
2）年际差异：
丰枯交替，旱涝不均。
气象站最大降雨发生在1964年，为1058.2mm，为均值的1.58倍；最小降雨发生在1989年，为313.5mm，为均值的47％。
最大年降雨量是最小年降雨量的3.38倍。
太阳能资源条件
中国太阳辐射分布图
由以上3图可以看出，本项目所在地年平均日照时数2728.5小时左右，年光照辐射强度达5103.15MJ/㎡，年等效可用小时在1565.85小时左右，属于太阳能资源较为丰富地区，本阶段太阳辐射量资料见表下表。
月份
总辐射量
（MJ/m2）
总辐射量
（kWh/m2）
日均总辐射量
（kWh/m2）
日均直接辐射量
（kWh/m2）
日均散射辐射量
（kWh/m2）
1
224.1
62.250
2.008
1.177
0.831
2
324.2
90.
3.216
1.891
1.325
3
466.9
129.694
4.184
2.379
1.805
4
547.87
.
5.
2.443
2.63
5
635.2
176.444
5.692
3.364
2.328
6
583.4
.
5.402
3.112
2.29
7
538
149.444
4.821
2.317
2.503
8
505.2
140.333
4.527
2.217
2.310
9
453.58
125.994
4.200
2.288
1.912
10
356
98.889
3.190
1.804
1.386
11
258.4
71.778
2.393
1.424
0.968
12
210.3
58.417
1.884
1.106
0.779
年
5103.15
1417.542
46.589
25.522
21.067
2.4区域气象条件对本项目及主要设备的影响
（1）气温的影响
本工程选用逆变器的工作温度围为-20～50℃，选用电池组件的工作温度围为-40～85℃。
正常情况下，太阳电池组件的工作温度可保持在环境温度加30℃的水平。
按本工程场区极端气温数据校核，本项目太阳电池组件及逆变器的工作温度可控制在允围，地区气象温度条件对太阳电池组件及逆变器的安全性没有影响。
（2）降水的影响：
区域没有泥流和塌产生的迹象，降水对本项目太阳电池组件的安全性没有影响。
（3）冰雹的影响：
根据GB/T9535-1998《地面用晶体硅光伏组件－设计鉴定和定型》（与ICE1215标准等效）进行核算，达到标准的太阳电池组件可经受直径25mm、速度36.7m/s的冰雹打击。
光伏电池组件生产厂还可生产满足直径35mm、速度39.5m/s的冰雹打击条件的产品。
本项目区多年无冰雹监测记录，不能对冰雹影响的程度做出直接评价。
一般而言，光伏组件的鉴定和定型标准保证了太阳电池组件在世界围的工程运用，可以认为对本项目也是适用的。
（4）风荷载的影响：
本工程对于风荷载的设计取值主要依据《建筑结构荷载规》GB50009-2001中的附图（D.5.3<全国基本风压分布图>），本工程确定的风荷载设计值为0.3kN/m2，并按此设计光伏电池组件的安装支架及基础等。
（5）雷暴的影响：
本项目根据光伏电池组件布置的区域面积及运行要求，合理设计防雷接地系统，并达到对全部光伏电池阵列进行全覆盖的防雷接地设。
三、和地支持力度
3.1政策
2005年2月28日第十届全国人民代表大会常务委员会第十四次会议通过《人民国可再生能源法》,确立了可再生能源总量目标制度、可再生能源并网发电审批和全额收购制度、可再生能源上网电价与费用分摊制度、可再生能源专项资金和税收、信贷鼓励措施。
此法将作为我国可再生能源的发展依据。
2006年2月6日公布的《可再生能源管理规定》明确了可再生能源发电项目的审批和管理式。
发电企业应当积极投资建设可再生能源发电项目并承担规定的可再生能源发电配额义务。
大型发电企业应当优先投资可再生能源发电项目。
此规定是继鼓励国各类经济主体参与可再生能源开发利用之后，给企业进入可再生能源发电产业提供了指导向和实施标准。
根据《规定》，发电企业应当积极投资建设可再生能源发电项目并承担规定的可再生能源发电配额义务。
大型发电企业应当优先投资可再生能源发电项目。
可再生能源发电项目的上网电价，由价格主管部门根据不同类型可再生能源发电的特点和不同地区的情况，按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确定，并根据可再生能源开发利用技术的发展适时调整和公布。
2011年8月26日，发改委正式颁布《太阳能光伏发电上网电价政策通知》，对非招标太阳能光伏发电项目实行全国统一的标杆上网电价。
通知中规定：
1、对于2011年7月1日之前核准建设，2011年12月31日建成投产，未经发改委核定价格的太阳能光伏发电项目，上网电价统一核定为1.15元/千瓦时（含税）。
2、2011年7月1日及以后核准的太阳能光伏发电项目,以及2011年7月1日之前核准但截至2011年I2月31日仍未建成投产的太阳能光伏发电项目,除仍执行每千瓦时1.15元的上网电价外,其他省（区、市）上网电价均按每干瓦时1元执行。
今后,发改委将根据投资成本变化、技术进步情况等因素适时调整。
3、通过特权招标确定业主的太阳能光伏发电项目,其上网电价按中标价格执行,中标价格不得商于太阳能光伏发电标杆电价。
4、太阳能光伏发电项目上网电价高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分,仍按《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》有关规定,通过全国征收的可再生能源电价附加解决。
3.2政府支持度
省委、省政府高度重视新能源和可再生能源的开发和利用。
按照《“十一五”及2015面，着重加年省能源发展战略规划纲要》要求，“十一五”期间，省在发展新能源强风能、生物质能、太阳能和农村沼气利用面的工作，积极探索地热能、海洋能的开发利用，突出解决好制约风能、太阳能、生物质能等可再生能源发展的障碍和问题，创造良好的发展环境，实现新能源和可再生能源的快速发展。
在太阳能利用领域，重点发展太阳能光热项目和光伏项目，努力跟踪国际先进太阳能技术，大力发展太阳能新产品的普及与应用，积极推广太阳能热水、采暖、空调等与建筑一体化技术，实现太阳能光伏发电的规模化试点突破。
可以看出，省及地政府对光伏行业的支持力度非常大。
四、效益分析
4.1环境影响分析
本工程是利用光伏组件将太阳能转换成电能，属于清洁能源，不产生工业废气，也无工业废水、灰渣产生。
本工程施工期对围环境的影响主要包括施工车辆、施工机械的运行噪声，汽车运输产生的扬尘，施工机械产生的废水和施工人员生活污水，施工弃渣和施工人员生活垃圾等，由于工程的大部分新建设施布置在现有建筑物的屋顶上，施工过程中不需场地开挖，对地表土扰动少，不损坏现有水土保持设施，无大量渣土外弃，不致造成水土流失和生态破坏；本工程运营期对围环境的影响主要包括变压器、逆变器运行产生的噪声、电磁环境影响，以及太阳能电池板产生的光污染等，其污染强度很弱，对环境的影响很小。
本工程为清洁能源发电项目，相对于常规火电机组，其环保效益主要体现在无“三废”产生，是真正的无污染的绿色能源。
4.2市场需求分析
省是我国的经济大省，同时也是资源消耗大省，随着区域经济的发展，资源缺口越来越大，制约着经济的进一步发展。
2007年，省煤炭消费总量2.4亿吨，其中自产不足1.5亿吨，缺口已近1亿吨。
预计到2010年、2015年和2020年，省煤炭生产能力稳定在1.5亿吨左右，而需求量将分别达到3.1亿吨、4.2亿吨和4.8亿吨。
到2020年，全省原油产量稳定在2700万吨左右，消费量将达到3200万吨。
“十一五”末到“十二五”和“十三五”期间，省天然气自产能力维持在10亿～12亿m3之间，但消费量将会由50亿m3增加到100亿m3～150亿m3。
电力是国民经济发展的基础和先行行业。
2008年底，省发电装机容量约5756万kW。
根据国民经济发展的要求，预测2010年、2015年和2020年全省全社会用电量将分别达到3780亿、6100亿和8600亿kWh，发电装机容量需分别达到7300万、1.17亿和1.6亿kW。
省现有发电厂主要为燃煤火力发电厂，电煤消耗量占全省煤炭总消耗量的50%以上，受煤炭供应不足影响最大的是电力行业。
常规火力发电厂在生产过程中还消耗大量的水，省水资源短缺也是电力进一步发展所面对的一大困难。
利用太阳能发电不占用燃料资源，不增加地交通运输压力。
利用太阳能光伏技术发电还不占用水资源，可以同时解决电力工业发展中遇到的几大难题。
省拥有丰富的太阳能资源，近三分之二的面积年日照时数在2200h以上，每平米年太阳辐射量大于5000MJ，全省太阳能年辐射总量相当于270亿吨标准煤。
省有较为广阔的平原和低矮丘陵，便于太阳能资源的开发利用。
本工程选择利用太阳能光伏技术发电，符合省的资源条件和未来经济发展的需求，该工程的建设将起到示作用，能带动省电力工业向太阳能发电领域的发展，缓解常规发电量不足带来的用电压力。
省在太阳能技术的研究、应用和推广面有着较好的基础，东营光伏发电有限公司是一个集研发、生产、应用推广于一体的集团公司。
今后，随着太阳能电站的大量建设和太阳能发电设备与材料需要量的增加，也必将带动省太阳能利用产业的进一步发展。
通过以上分析可以看出，本工程的建设对于优化省的电源结构、缓解能源短缺压力、带动产业发展、保证区域经济的持续发展都将产生积极的影响。
4.3示项目推广前景分析
本项目不占用燃料、土地和水资源，不占用岸线和交通运输设施，无废气、废水、废渣等污染物排放，对所在地区的社会环境和人文条件不带来不良影响。
随着太阳能发电的推广与发展，可替代一部分资源消耗量大、污染物排放量多的常规发电厂，使社会环境和人文条件得到改善。
随着太阳能发电的推广与发展，还可对常规发电厂的发展起到抑制作用，使地经济在有限的社会空间得到更大、更合理的发展。
4.4投资分析
实施案：
建设规模10MW的地面太阳能光伏电站
根据本工程建设条件，初步推荐采用以下主要工程技术案：
1）拟采用40832块CNPV-245P型多晶硅光伏组件，电池组件的安装角度定位28°。
2）采用集中式发电、并网的系统设计案。
每1MW为一个发电单元，共设10个发电单元。
3）发电单元配均电室含逆变器、直流配电柜等设备，配电室布置于并网点最近位置。
4）选取最近最适宜的变电站接入。
投资情况以10兆瓦为分析基准进行分析如下:
投资情况：
本工程静态投资为2012年价格水平（不含地价）。
主要经济指标如下：
1.光伏地面电站EPC总包折合9.5元/瓦，10MW共计9500万元。
2.根据省规定，2012年省地面光伏并网电站电价为1元/瓦（含税）。
3.以每日光照4小时为基准（肯定高于4小时），每个发电单元每日可发电4000瓦，10MW共计发电40000瓦。
4.以每年光照300天为基准，每个发电单元每年可发电120万瓦，10MW共计发电1200万瓦。
5.根据以上可得出，本项目并网后每年资金回收为：
12000000x1=1200万元。
按照投资9500万全部自筹，资金回收年限为8年（大体计算）,光伏电站使用寿命为25年,剩余17年全部为盈利。
五、总结
5.1从社会角度:
当前人类将面临实现经济和社会可持续发展的重大挑战，在有限资源和环保格要求的双重制约下发展经济已成为全球热点问题。
而能源问题将更为突出，不仅表现在常规能源的匮乏不足，更重要的是化能源的开发利用带来了一系列问题，如环境污染，温室效应都与化燃料的燃烧有关。
目前的环境问题，很大程度上是由于能源特别是化能源的开发利用造成的。
因此，人类要解决上述能源问题，实现可持续发展，只能依靠科技进步，大规模地开发利用可再生洁净能源。
太阳能以其独具的优势，其开发利用必将在未来得到长足的发展，并终将在世界能源结构转移中担纲重任，成为21世纪后期的主导能源。
5.2从风险角度：
1）晶硅电池组件和适用于晶硅电池组件的大型并网逆变器的生产技术已经成熟，没有技术风险。
同时多晶硅太阳能电池组件无论是从成本还是转化率角度，性价比均高于单晶硅组件，可以降低投资成本。
2）本工程地质稳定，无泥流影响，光资源丰富，无工程风险。
3）目前国利率处于下降趋势，利率变化引起的资金风险较小；本项目未采用外汇贷款，机组所需要的少量必要的进口设备及材料均以人民币结算，因此本项目可以不考虑汇率风险。
5.3从环境保护角度：
本项目不占用燃料、土地和水资源，不增加地交通运输压力，无废气、废水、废渣等污染物排放，属利用可再生能源的洁净发电项目，投产后每年可发电1200万kWh，与常规燃煤火力发电厂相比，每年可节约标煤约4320t，减排碳粉尘约3264t，减排二氧化碳约11964t，减排二氧化硫约360t，减排氮氧化物约180t，能产生一定的经济效益和社会环境效益。
5.4综合结论：
综合各面研究成果，本项目的建设十分必要。
各项建设条件具备，技术案先进并适合国情和当地情况。
经济指标合理，风险性小，回收快。
实施后能产生一定的经济效益和社会环境效益，并可发挥示作用，项目可行性很高。
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