光伏电站开发指导手册初稿.docx
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光伏电站开发指导手册初稿
前言
2015年年5月，猛狮科技控股润峰电力后，仅用七个月的时间就建设完成了一个30MWp的光伏电站，并于2015年12月30日正式并网发电。
2015年12月31日，猛狮科技福建动力宝产业基地屋顶分布式光伏电站竣工并正式投入运行，该电站也是猛狮科技首个利用厂房屋顶投建的分布式光伏电站。
此外，猛狮科技还在2015年收购了深圳华力特，掌握了以智能变配电技术为核心的能源信息一体化解决方案。
通过这一系列的布局和并购，猛狮科技初步建成了涵盖清洁能源发电、储能、智能输配电、智慧能源管理、售电服务，从电力供应侧到需求侧的完整产业链，具备微电网建设和运营能力。
光伏事业部是清洁电力事业部下属从事光伏电站、分布式光伏业务建设的分支机构，目前在湖北、吉林、内蒙古、青海、陕西等地均有项目。
郧西光伏电站是猛狮科技旗下首个光伏电站项目，也是湖北省引进的第一家地面光伏发电项目，被湖北省发改委和国网湖北省电力公司列为湖北省光伏发电“十二五”重点建设项目、湖北太阳能光伏发电里程碑项目。
郧西项目对在中国腹地开发太阳能清洁能源、减少环境污染、实现经济与环境的协调发展具有重要意义。
此外，郧西光伏电站项目的开发，将有助于猛狮科技检验和提高光伏电站设计、建设及运营能力，进一步丰富猛狮科技的业务内容，提升公司的综合竞争力，光伏事业部做为清洁电力事业部重要的组成机构，我们要紧紧跟住公司步伐，顺势而上提升每个业务员的商务业务能力。
电站开发的种类及优缺点
一、大型地面并网光伏电站：
1、地面电站：
指利用较平缓的地面建设大型并网光伏电站；
优点：
1）地面普遍较平整，土方施工量较少；
2）交通运输较方便；
3）施工技术方案较为简单；
缺点：
1）占地面积较大，平均约需25-30亩土地建设1MW；
2）土地租金较高；
3）获得当地政府支持的力度较小；
2、山坡电站：
指利用具备条件的向阳山坡建设大型并网光伏电站。
优点：
1）占地面积相对较少，根据山坡的坡度，约20—25亩土地即可建设1MW光伏电站；
2）土对租金相对较低，一般在200元/以下；
3）因不占用平整的土地，较容易获得当地政府支持；
缺点：
1）因土地不平整，相应的土方施工量较大；
2）山坡地一般不连片，单个电站的战线拉的较长，增加材料成本及安全管控成本；
3）施工技术方案相对复杂，施工难度大；
二、分布式光伏电站：
1、按照安装形式分类：
1.1现浇屋顶：
优点：
屋顶结构牢固，安装隐患小，施工较为方便安全，防护成本低，基本不会破坏屋面结构，能够安装成最佳倾角及方位角以追求单位容量的最大发电量；
缺点：
屋顶面积一般较小，单体屋顶安装容量小，施工成本较高，电缆成本高；
1.2钢结构屋顶：
优点：
屋顶面积一般较大，单体屋顶安装容量较高，施工成本及电缆成本较低；
缺点：
施工时安全隐患较大，屋顶结构不牢，施工时容易造成破坏；施工防护成本较高，因屋面决定其安装的倾角及方位角，无法追求单位容量的最大发电量；后期维护成本较高。
2、按照合作形式分类
2.1自发自用，余电上网：
优点：
能够获得最大的发电收益，一般建设此电站选取在工业厂房或商业区屋顶，收益约为1.07元/KWh—1.27元/KWh；
缺点：
电量回款有不确定性，可能在后期运行时会产生纠纷。
2.2所发电量全部上网：
优点：
电量回款较稳定，不会与房屋业主产生纠纷（只需按向其支付屋顶租金）。
缺点：
收益较低，约为0.81元/KWh。
三、大型地面光伏电站与分布式光伏电站的对比：
1、地面电站的优缺点：
优点：
1）可建设容量大；
2）运行收益稳定；
缺点：
1）占地面积大，取得政府支持的难度大；
2）申报手续复杂，土地、接入等审批难度大，
3）施工及管理难度大；
2、分布式电站的优缺点：
优点：
1）申报手续相对简单；
2）不占用土地，较易获得当地政府的支持；
3）施工及管理相应简单；
4）份额竞争力相对较小；
缺点1）可建设容量小，形不成较大规模；
2）运行收益相对不稳定，存在与房屋业主之间的变数。
三、如何寻找可供开发的电站
1）熟悉光伏电站开发的两项基本要素及三项主要要素；
2）根据此要素所罗列的情况，有针对性的联系当地政府的招商或发改部门；或是通过各种关系与有潜在开发力所在地的政府部门沟通。
3）在沟通中了解土地、电网、配额以及当地政府态度等基本信息。
4）如基本信息符合电站开发要求，则需至实地进行仔细考察了解。
按照电站前期考察的各要素仔细进行沟通。
5）在考察过程中，需与当地政府的主管领导、发改、国土等领导保持较好的关系。
6）考察各要素合适，则填写相关汇报材料，报董事会定夺
光伏电站选址要素
一、如何通过初步考察判断是否具备大型地面并网光伏电站的建设条件
1、基本要素：
光照情况
2：
电价2015年11月，国家发改委出台了最新的光伏电站标杆上网电价
注：
部分省份在国家标杆上网电价基础上，再进行地方性补贴，如湖北为0.1元/KWh连补5年等。
二：
实地考察要素
根据国务院发布《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》要求，地面光伏电站可探讨租用未利用地、荒山、荒坡、灌木林宜林地（苗木少于50%）进行建设。
特别提醒的是国家对基本农田和苗木林率大于50%灌木林宜林、特护林严禁建光伏电站，对于苗木少于50%灌木林宜林地政府要求只能做林光互补光伏电站。
1、土地情况：
需至当地国土局及林业局查询地块的规划图及现状图，确认土地、林地性质后，拿到项目地四址及边界坐标，至市国土局是否可用。
2、查看现场：
1）土地尽量不要选取低洼地带，以防山洪、积水；
2）地块需集中，不可以零散，尽量选择偏于正方型的地块，以免增加建设成本及线路损耗；
3）地块尽量平整，如有大的坑洼等则需慎重考虑，因回填土方的成本较高；
4）地面附着物的处理要和当地政府谈清楚并在合同上落实，避免给后续施工带来麻烦；
5）地块内及边缘不可以有高大的树木或建筑物，不然会遮阴，影响发电；如不能清除则需将高大树木及建筑物旁的地块闪开；
6）地块需选择在交通便利的地方，避免后续运输困难；
7）了解地块附近居民的民风情况；
8）土地的出让（租用或划拨）价格及土地使用税费要谈清楚；
9）山坡地面还需考虑坡度（小于30度或要小于当地的纬度），方位角（坡面需面向正南方），实际能利用的面积（要减去山凹及方位角大于30度的区域）；
10）了解临时施工所用水电接入情况；
3：
接入情况
1）、项目所在地区的供电网络和电能就地消化能力——与光伏电站是否能够满发电有关；了解最近三至五年当地县区一级或以上行政区域售电电量，全县用电负荷以及全县电源容量；全县电网35KV以上在建及投运的变电站分布情况，变电站进出线电压等级及间隔使用情况；至地区或省一级电网公司发策部门了解各电站的接入情况（包括火电、热电、水电及新能源电力等），明确光伏电站的可接入容量
2）、输电线路情况——与电站送出线路投资大小有关；
了解当地县区一级或以上行政区域35KV以上等级的输配电线路走廊配置；
3）、各级电压合理输送容量和送电距离——与电站可开发容量及送出线路投资大小有关；因各省电网公司在相同电压等级时可输送容量的规定有些许区别，故需向电网公司发策或营销人员了解当地各电压等级的线路允许输送的容量；此项有利于我司在做送出线路设计时尽量的节省成本；光伏电站尽量靠近变电站，一般35KV电压输送距离不超过5公里，110KV电压输送距离不超过20公里；
4）、当地“十三五”电力发展规划——与电站开发的后续容量有关系；根据其规划，可以推算出当地行政区域内近几年电网的负荷增加、变电站建设、电源获取等情况，有利于制定我司的电站开发计划等；
4、其它
1）、税收优惠政策，主要是企业所得税
2、金融扶持政策，是否有贴息、低利率贷款政策或者其他项目融资政策
3）、是否发生过自然灾害
4）、冻土层厚度
5）、项目用地范围内是否压矿、压文物等
6）、项目地的水文情况，洪水水位；历年地质灾害情况；
光伏电站开发流程、选址及路条申请备案知识
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本文主要讲解了三大点：
光伏电站的开发流程及选址，光伏电站的路条申请流程，光伏电站的备案流程
提醒：
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2016年国家最新光伏政策汇编
2015年11月27日发文：
国家林业局关于光伏电站建设使用林地有关问题的通知
林资发〔2015〕153号
各省、自治区、直辖市林业厅（局），内蒙古、吉林、龙江、大兴安岭森工（林业）集团公司，新疆生产建设兵团林业局：
为支持光伏产业健康发展，规范光伏电站建设使用林地，现就有关问题通知如下：
一、各类自然保护区、森林公园（含同类型国家公园）、濒危物种栖息地、天然林保护工程区以及东北内蒙古重点国有林区，为禁止建设区域。
其他生态区位重要、生态脆弱、地形破碎区域，为限制建设区域。
二、光伏电站的电池组件阵列禁止使用有林地、疏林地、未成林造林地、采伐迹地、火烧迹地，以及年降雨量400毫米以下区域覆盖度高于30%的灌木林地和年降雨量400毫米以上区域覆盖度高于50%的灌木林地。
三、对于森林资源调查确定为宜林地而第二次全国土地调查确定为未利用地的土地，应采用“林光互补”用地模式，“林光互补”模式光伏电站要确保使用的宜林地不改变林地性质。
四、光伏电站建设必须依法办理使用林地审核审批手续。
采用“林光互补”用地模式的，电池组件阵列在施工期按临时占用林地办理使用林地手续，运营期双方可以签订补偿协议，通过租赁等方式使用林地。
各地林业主管部门要加强监管，定期检查，确保光伏电站建设依法依规使用林地。
积极探索支持光伏电站建设与防沙治沙、宜林地造林等相结合。
2016年2月26日发文：
国家发改委：
落实优先发电制度，力促可再生能源就近消纳。
国家发展改革委发布消息称，2016年是实施“十三五”规划的开局之年，是全面落实电力体制改革的关键一年。
各地经济运行主管部门、电力企业要认真贯彻落实十八届五中全会、中央经济工作会议精神和全国发展改革工作会议要求，坚持改革引领、坚持问题导向，进一步做好新形势下电力运行调节工作，力争在推进落实电力体制改革上有新作为。
以下为通知全文：
北京市、河北省、江西省、河南省、陕西省、西藏自治区发展改革委，各省、自治区、直辖市经信委（工信委、工信厅），吉林省能源局，中国电力企业联合会，国家电网公司、中国南方电网有限责任公司，中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司、国家电力投资集团公司、中国长江三峡集团公司、神华集团公司、国家开发投资公司：
2016年是实施“十三五”规划的开局之年，是全面落实电力体制改革的关键一年。
各地经济运行主管部门、电力企业要认真贯彻落实十八届五中全会、中央经济工作会议精神和全国发展改革工作会议要求，坚持改革引领、坚持问题导向，进一步做好新形势下电力运行调节工作，力争在推进落实电力体制改革上有新作为。
现就有关事项通知如下：
一、加强监测分析，准确把握电力供需形势
（一）各地经济运行主管部门要认真做好电力供需形势监测工作。
要充分认识经济运行新常态的内涵，准确把握电力需求走势，运用大数据手段提高监测精度，提升监测水平，加强对重点行业、产业集聚地区用电的分析，及时发现苗头性、倾向性、潜在性问题；积极和气象、水利等部门联系，及早把握天气、自然灾害对电力供需的影响；强化对水电来水、火电存煤、天然气供应等情况的监测，加强对风电、光伏发电出力的预测。
积极做好月度监测分析和电力电量平衡预测，请各地经济运行主管部门会同有关部门和单位，认真分析2016年发电、用电和送受电情况，做好电力供需平衡预测，填写附表并形成分析报告；请有关电力企业总结2015年建设、生产及运营情况，对2016年电力生产情况进行分析预测，提出应对措施建议，并做出分析预测报告。
（二）行业协会、电力企业应主动配合做好电力供需形势的预测和分析工作。
电力行业协会要加强电力供需形势预测和统计分析报告。
电网企业要做好月度电力电量平衡预测，及时提出有关建议。
发电企业要加强生产运营情况监测分析。
（三）发挥机制平台作用。
各有关单位要充分发挥煤电油气运保障工作部际协调机制、电力厂网协调例会机制、电力交易信息披露机制等平台的积极作用，沟通情况、反映问题和研究政策，共同做好电力运行调节工作。
二、落实优先发电、优先购电制度
各地经济运行主管部门要结合本地实际，组织落实优先发电制度，商能源建设主管部门优先预留规划内可再生能源的年度发电空间，鼓励可再生能源参与电力市场，合理确定纳入优先发电的机组类型及优先顺序。
明确并提高京津冀、长三角、珠三角等区域接受外来电中清洁能源的比例，促进大气污染防治奋斗目标实现。
电力企业要加强配合，提高可再生能源发电机组出力预测水平，减缓电力电量平衡压力。
各地经济运行主管部门要会同电力企业，严格落实优先购电制度。
通过提高负荷监测分析和控制能力、建立市场化的电力应急响应机制、实施有序用电等方式，优先保障一产、三产中的重要公用事业、公益性服务行业以及居民生活用电；根据本地区用电实际，合理确定优先购电电量规模及优先顺序。
统筹考虑优先购电电量与发电量计划的关系，有序放开发用电计划时，保留的计划电量规模应不低于优先购电电量规模。
三、坚持市场化方向，积极推进直接交易
各地经济运行主管部门要会同政府有关部门和能源局派出机构，坚持市场化方向，以电力直接交易为抓手，扩大交易规模、规范交易方式，还原电力商品属性，促进经济稳增长。
各地直接交易电量占全社会用电量的比例应在2015年基础上进一步提高。
参与直接交易的发电机组，可根据对应用户最大负荷利用小时数、本地工业用户平均利用小时数或一定上限等方式折算扣除发电容量；积极探索交易方式，鼓励各地尝试双边协商和集中撮合相结合进行交易，为建立完善电力市场积累经验，并研究建立市场化的电力平衡机制。
中发9号文件印发后新核准的煤电机组，电量原则上以市场交易为主。
四、制定平衡方案，推进节能低碳电力调度
各地经济运行主管部门要根据本地实际，科学制定电力电量平衡方案。
推进节能低碳电力调度，有效减少弃水弃风弃光，助推绿色生产。
综合考虑燃料供应、设备健康水平、机组参数、脱硫、脱硝、供暖等因素，推动低污染、高效燃煤发电机组的年利用小时数明显高于高污染、低效燃煤发电机组。
鼓励燃煤机组超低排放改造，落实发电量原则上奖励200小时的政策。
积极推动替代发电，发电计划确定后，组织发电企业通过自主协商、集中撮合等方式实施替代，促进节能减排。
五、积极研究，推动开展试点工作
各地经济运行主管部门要按照《国家发展改革委国家能源局关于认真做好电力体制改革试点工作的通知》（发改电〔2015〕800号）要求和省级政府确定的工作分工，抓紧研究电力体制改革试点方案，积极尝试适合本地发展需要的市场模式和实施路径，扎实推进电力体制改革落地实施。
一是认真做好可再生能源就近消纳试点相关工作。
有关省份要按照《国家发展改革委办公厅关于开展可再生能源就近消纳试点的通知》（发改办运行[2015]2554号）（点击查看通知原文）要求和试点方案内容，积极推进试点。
其他可再生能源消纳矛盾突出地区，也可参照文件精神研究本地可再生能源就近消纳试点方案。
二是抓紧开展交易机构组建试点工作。
充分发挥电网企业、发电企业、售电企业、电力用户、第三方机构等各方面的积极性，抓紧组建市场管理委员会，研究明确交易机构组织形式，拟定组建方案。
六、强化电力需求侧管理
（一）认真组织电网企业实施电力需求侧管理目标责任考核。
各地经济运行主管部门要继续做好电网企业考核工作。
电网企业要及早制定工作方案，落实有关措施，加强能力建设，组织实施有关项目，确保完成年度电力电量节约指标，具体项目要按照程序开展工作。
遇到问题及时和我委沟通。
（二）总结城市综合试点工作。
试点城市所在省份经济运行主管部门要认真梳理本地试点工作，总结工作经验，接受正式考核验收。
有关电力企业要配合做好试点总结和考核验收工作。
（三）创新机制，推广需求响应。
各地经济运行主管部门要会同有关单位，借鉴试点实践和国际经验，继续组织实施需求响应，以更加市场化的方式保障电力供需平衡。
要配合有关部门研究完善尖峰电价或季节电价，为实施需求响应建立长效机制奠定基础。
研究通过电能替代等方式科学增加用电，促进清洁能源消纳。
（四）加强电力需求侧管理平台建设及应用。
各地经济运行主管部门要在前期工作基础上，进一步加大电力需求侧管理平台的投入力度，完善平台功能，挖掘数据潜力，提高监测分析水平，并结合电力体制改革推进。
七、做好行政执法和相关法规修订工作
各地经济运行主管部门要按照职责分工，增强服务意识，做好有关电力行政执法工作；探索行之有效的管理模式，减少外力破坏事故发生；加大对盗窃破坏电力设施、危害电网安全、盗窃电能等违法行为的打击力度。
积极推进地方性电力法规体系建设，为电力运行调节工作创造良好的环境；配合我委开展有关法规、规章的修订工作。
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