20光伏并网发电项目可行性报告.docx
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20光伏并网发电项目可行性报告
第一章总则
1.1项目概况
1.1.1地理位置
本工程厂址位于江苏省响水县。
江苏省响水县位于东经119°29′51″－120°05′21″，北纬33°56′51″－34°32′43″。
在盐城、淮阴、连云港三市交汇处。
东临黄海，与日本、韩国、朝鲜等国隔海相望。
204国道、通榆大运河和沿海高速公路贯穿响水县境南北，响水县城距连云港机场仅70多公里、盐城机场100公里。
素有“苏北黄浦江”之称的灌河流经县境直入黄海，国家二类开放口岸陈家港位于灌河入海口处，是我国东部天然良港，现已建成大小码头30多座，距连云港仅23海里。
1.1.2项目投资与执行公司
本项目投资与执行公司为江苏金宇新能源科技有限公司，法人代表张人水。
江苏金宇新能源科技有限公司，位于响水县沿海经济开发区。
成立于2010年6月7日，公司类型为有限公司（自然人控股），许可经营项目光伏发电系统、研发、安装等,经营期限为25年。
该公司项目10WMP太阳能光伏并网发电，2010年4月经江苏省发改委（苏发改能源发[2010]477号文）核准，同年8月开工建设，可望2010年12月竣工并网发电。
该项目由国电太阳能科技（上海）有限公司设计，设计标准为“金太阳示范工程”，设计起点高、新颖，技术参数标准有国内国际先进水平。
该公司管理团队技术力量雄厚，工程师3名，专业技术人员聘用国电设计院郑雪驹高级电气工程师为企业技术、质量控制全面管理；团队人员管理经验丰富，组织机构设置合理。
根据当地规划部门提供的项目用地规划，已满足20WMP项目用地，并具备风光互补条件。
企业的宗旨：
以质量求生存，诚信求发展；阳光无限,追求无限.金宇太阳能立足于发展太阳能光伏事业,为使这一取之不尽,用之不竭的太阳能环保新能源产品,进入千家万户不懈努力。
1.1.3建设规模
本项目建设规模为规划容量20MWp，类型为并网型太阳能光伏地面发电系统，包括太阳能光伏地面发电系统及相应的配套并网设施。
1.1.4可行性研究报告编制原则、依据及内容
1.1.4.1编制原则
（1）认真贯彻国家能源相关的方针和政策，符合国家的有关法规、规范和标准。
（2）结合江苏金宇新能源科技有限公司发展规划，制定切实可行的方针、目标。
（3）对场址进行合理布局，做到安全、经济、可靠。
（4）充分体现社会效益、环境效益和经济效益的和谐统一。
1.1.4.2编制依据
（1）关于同意响水县太阳能光伏并网发电项目开展前期工作的函。
（2）太阳能光伏发电及各专业相关的设计规范规定。
1.1.4.3编制内容
受江苏金宇新能源科技有限公司委托，信息产业电子第十一设计研究院有限公司承担江苏省响水县20MWp太阳能光伏并网发电项目的可行性研究工作。
主要工作内容包括光能资源分析，工程地质，光伏电池组件选型和优化布置，发电量估算，电气工程，土建、暖通、给排水工程，工程管理，环境保护和水土保持综合评价，劳动安全与工业卫生和电站建成后效益分析，工程投资匡算，财务评价等。
1.2项目所在地气象条件
本工程站址所在区域气候温和湿润，四季鲜明，年平均气温13.6℃，年平均降水量895.3毫米，年平均日照2399.7小时。
根据盐城市气象局提供资料：
该地区近十年年均总辐射量为5101.56MJm2。
根据我国太阳能资源区划标准，为三类地区，适合建设大型光伏电站。
1.3工程地貌
拟建场地位于响水县陈家港镇沿海经济区，北靠灌河，东濒南潮河；场地地貌单一，属滨海平原地貌。
现有地形大部平坦，局部有堤坝、沟渠和水塘分布。
拟建站址位于相对稳定的地带，区域稳定性满足建站要求，适宜建站。
1.4项目任务和规模
开发利用可再生能源是国家能源发展战略的重要组成部分，响水县年平均年总辐射在5101.56MJm2左右，开发利用太阳能资源建设光伏电站具有得天独厚的优越条件和广阔的前景，符合国家产业政策。
根据当地光能资源以及业主的初步开发规划，本期建设容量为20MWp，占地约37万平方米。
1.5太阳能光伏系统的选型和发电量估算
本光伏电站计算依据盐城市气象站提供的气象资料。
结合本工程实际情况，本工程全部采用固定式安装。
全年平均日照时数为2399.7小时，初步估算年均上网电量为2117.09万kWh。
1.6电站整体设计
本工程采用分块发电、集中并网方案，将系统分成20个光伏并网发电单元，分别经过升压变压器和10kV配电装置并入电网。
系统按照20个1MWp的光伏并网发电单元进行设计，并且每个1MWp单元采用2台500kW并网逆变器的方案。
每个光伏并网发电单元的电池组件采用串并联的方式组成多个太阳能电池阵列，太阳能电池阵列输入光伏方阵初级防雷汇流箱、直流配电柜后，经光伏并网逆变器和交流低压配电柜接入10KV升压变压器升压为10KV。
为满足容量和可靠性要求，从升压站母线出2回路10kV线路接入当地公共电网。
本工程采用光伏发电设备及升压站集中控制方式，在综合楼设集中控制室实现对光伏设备及电气设备的遥测、遥控、遥信。
本工程在综合楼楼顶安装一套太阳能发电环境监测系统，主要监测的参数有：
风速、风向、环境温度、太阳能电池温度、太阳总辐射等。
1.7土建工程
本工程建筑物的功能应满足变电站内生产、生活及办公的需要，造型及外观与电站及当地的环境相协调，并体现新能源发展的现代特色。
建筑物主要有综合楼、门卫。
太阳能光伏阵列的支撑由钢支架及混凝土基础支墩组成，由于荷载较轻，原则上天然地基可满足要求，故不用作地基处理。
变电站内的建（构）筑物因荷载较小，可采用天然地基。
1.8施工组织设计
本期工程总装机容量20MW，全部采用固定式光伏阵列，基本布置为20个光伏单元，整个光伏阵列沿场地规划排列。
每个发电单元按1MW考虑，为减少太阳能光伏组件直流线路的损失，每个发电单元相应的箱式变电站布置于光伏阵列的中间位置，箱式变电站的10kv出线电缆通过电缆沟汇集到整个光伏发电站的光伏气综合楼，经10KV配电装置两回路线路送出。
光伏电气综合楼布置于整个光伏电站西南侧区域。
整个光伏电站外围四周做简易铁丝网式围栏，围栏高1.8m，围栏总长约3000m，选用成品铁艺。
经计算，本期工程方案永久占地区37万平方米。
本工程从项目核准后至工程竣工建设总工期为12个月。
1.9环境保护与水土保持
本次规划的光电站的环境影响以有利影响为主，不利影响很小，通过全面落实各项环保和水土保持措施，严格按照方案进行环保和水土保持的施工和监理监测，本项目可以有效地防治工程建设引起的水土流失，达到预定的防治目标，并具有一定的生态效益、社会效益和经济效益。
因此本项目在采取必要的措施后对生态环境基本上没有不良的影响，从环境保护和水土保持的角度来考虑，本建设项目是可行的，不存在环境制约因素。
建议本工程应尽快委托有资质的单位编制环境保护及水土保持方案报告书，并按有关规定报批。
1.10劳动安全与工业卫生
光伏电站运行过程中应严格执行安全操作规程，对可能存在的直接危及人身安全和身体健康的危害因素如：
火灾、雷击、电气伤害、机械、坠落伤害等应做到早预防，勤巡查，消除事故隐患，防患于未然。
光伏电站按照无人值班、少人值守设计，不配备专门的安全卫生机构，只设兼职人员负责站内的安全与卫生监督工作。
1.11投资估算
工程静态投资41391.6万元，静态单位造价20695.8元kW。
工程动态投资为41763.6万元，动态单位造价20881.8元kW。
工程动态投资为41763.6万元，其中：
政府扶持资金为20881.8万元，申请银行长期贷款12529.1万元，贷款利率按5.94%计算，其余8352.7万元为企业自筹。
1.12财务评价
发电站装机总容量：
20MWp，年平均上网电量：
2117.09万kWh。
经营期平均不含税电价为1.7元kWh时，总投资收益率：
5.10%资本金净利润率：
3.89%。
第二章项目申请的背景
2.1我国电力供需的现状及未来供需的预测
2007年，全国发电装机容量达到7.13亿千瓦，同比增长14.36％。
其中，水电达到1.45亿千瓦，约占容量20.36％；火电达到5.54亿千瓦，约占容量77.73％；2007年全国发电量达到32559亿千瓦时，同比增长14.44%。
2008年，全国发电装机容量达到7.93亿千瓦，同比增长10.34％。
其中，水电达到1.72亿千瓦，约占总容量21.64％；火电达到6.01亿千瓦，约占总容量74.87％；2008年全国发电量达到34334亿千瓦时，同比增长5.2％。
根据专家预计2010～2020年电力装机容量增速在8％左右，到2020年，中国电力总装机容量将突破12亿千瓦，发电量将超过6万亿千瓦时，在现有基础上翻一番多。
我国的一次能源储量远远低于世界平均水平大约只有世界总储量的10％，必须慎重地控制煤电、核电和天然气发电的发展。
煤电的发展不仅仅受煤炭资源的制约，还受运输能力和水资源条件的制约；核电的发展同样受核原料和安全性的制约，核废料处理的问题更为严重，其成本是十分高昂的。
我国的环境问题日益显现，发展煤电和水电必须要考虑环境的可持续发展，必须计入外部成本。
因此大力发展可再生能源发电是我国解决能源危机和保证可持续发展的重要举措，而太阳能发电在未来中国能源供应中占据重要的地位。
2.2我国国内目前的能源形式
我国是世界上最大的能源消费国之一，同时也是世界能源生产的大国。
随着国民经济的快速增长，2007年能源消费总量增至26.5亿tce（吨标准煤），比2006年增长了7.72％。
2007年各种一次能源比例为：
煤炭占76.6％，石油占11.3％，天然气占3.9％，水电、核电和风电共占8.2％。
预计到2020年，中国一次能源需求量为33亿tce，煤炭供应量为29亿吨，石油为6.1亿吨；然而，到2020年我国煤炭生产的最大可能约为22亿吨，石油的最高产量也只有2.0亿吨，供需缺口分别为7亿吨和4.1亿吨。
显然，要满足未来社会经济发展对于能源的需要，完全依靠煤炭、石油等常规能源是不现实的。
我国能源供应状况为煤炭比重过大，环境压力沉重；人均能耗远低于世界平均水平，能源技术落后，系统效率低，产品能耗高，资料浪费大。
我国能源供应面临严峻挑战：
一是能源决策国际环境复杂化，对国外石油资源依存度快速增大，二是化石能源可持续供应能力遭遇严重挑战。
长远来看，能源资源及其供应能力将对我国能源系统的可持续性构成严重威胁。
从能源资源、环境保护的角度，如此高的能源需求量，如果继续维持目前的能源构架是绝对不可行的。
因此在大力提高高效的同时，积极开发和利用可再生能源，特别是资源量最大、分布最普遍的太阳能将是我国的必由之路。
2.3世界光伏发电发展的现状
近年来，世界范围内太阳能光伏技术和光伏产业迅速发展，最近5
年世界太阳电池产量年平均增长率为56.11％，最近10年年平均增长率为46.62%。
2008年全球光伏年产量达6.845GW,累计用量达19.49GW。
见图2－1。
图2－1
光伏发电已经从解决边远地区的用电和特殊用电转向并网发电和建筑结合供电的方向发展，逐步发挥替代能源的作用，并且发展十分迅速。
在2002年至2008年各种可再生能源中，并网光伏的增长速度最快，年平均增长率达84.35%。
2008年全球并网光伏市场占光伏市场的份额已达96.3%。
见图2－2。
图2－2
2.4世界光伏发展的目标和发展前景
世界上一些主要国家都制定了国家光伏发展路线和发展目标，现对比如下：
表2－1世界主要国家光伏发电成本预测一览表
光伏发电成本预测
年份
2004
2010
2020
日本（日元kw.h）
30
23
14
欧洲（欧元kw.h）
0.25
0.18
0.10
美国（美元kw.h）
0.182
0.136
0.10
中国（元kw.h）
5.0
3.0
1.4
表2－2世界主要国家光伏发电装机预测一览表
光伏发电装机预测GWp
年份
2004
2010
2020
日本
1.2
4.8
30
欧洲
1.2
3.0
41
美国
0.36
0.3
36
中国
0.065
3.0
1.8
其他
1.195
3.8
91.2
世界
4.0
14
200
表2－3世界光伏市场主要国家的政策
国家
德国
日本
西班牙
意大利
美国
电价政策形式
固定
静电表
固定溢价
配额制
静电表
电价水平
42.73－53.67欧分kw.h
30－35日元kw.h
46.78－25.22欧分kw.h
11－13欧分kw.h
10－15美分kw.h
优惠电价年限
20-21
无限制
25以上
20
无限制
其他财税政策
无
投资补贴10%-15%
无
投资补贴
投资补贴、税收、贷款
太阳能资源（系统年有效满发小时浸透）
900-1000
900-1000
1200-1500
南部为主1200-1500
南部为主1100-1500
从长远看，太阳能光伏发电在不远的将来占据世界消费的重要位
置，不但要替代常规部分能源，而且将成为世界能源供应的主体。
2.5中国光伏发电市场的现状
中国的光伏发电市场目前主要用于边远地区农村电气化、通信和工业应用以及太阳能光伏产品，包括太阳能路灯、草坪灯、太阳能交通信号灯以及太阳能景观照明等。
由于成本高，并网光伏发电目前还处于示范阶段。
2007年中国成为全球最大光伏电池生产国，产量达1088MW，占全球光伏电池产量的27.2%，2008年产量超过2000MW。
中国在整个光伏产业链上，以及在光伏相关和支持性产业也取得了快速发展，已形成较大的产业集群。
与此同时，中国在短短的时间内也诞生了一批较具国际竞争力的光伏企业，截止2007年底中国已成功在境外上市融资的光伏企业达10家，2008年电池产量排名全球前20名以内大陆企业有5家。
2.6中国光伏发电市场的发展
中国的光伏发电市场目前由于成本高，并网发电目前还处在示范阶段。
在所有的应用领域中，大约有53.8％属于商业化的市场（通信工业和太阳能光伏产品），而另外的46.2％则属于需要政府和政策支持的市场，包括农村电气化和并网光伏发电。
2002年，国家计委启动“西部省区无电乡通电计划”，通过光伏和小型风力发电解决西部七省区（西藏、新疆、青海、甘肃、内蒙古、陕西和四川）700多个无电乡的用电问题，光伏用量达到15.5MWp。
该项目大大刺激了国内光伏工业，国内建起了几条太阳能电池的封装线，使太阳能电池的年生产量迅速达到100MWp（2002年当年产量20MWp）。
截止到2003年底，中国太阳能电池的累计装机容量已经达到55MWp。
2003～2005年，由于欧洲光伏市场的拉动，中国的光伏生产能力迅速增长，截止到2007年底，中国太阳能电池的生产能力已经达到1088MWp，绝大部分太阳能电池组件出口欧洲，2006年国内安装容量只有10MWp，2007年为20MWp。
2.7中国光伏产业发展现状
2.7.1多晶体硅原材料产业状况
2007年，中国多晶体硅的年生产量突破1,000t，预计到2008年，我国硅材料的生产能力将达到15,000吨，能满足1,100MW太阳电池的生产。
实际生产量与需求存在巨大差距，多晶体硅原材料基本依赖进口。
2.7.2晶体硅太阳能光伏电池制造业状况
中国2004年太阳能光伏电池的年产量超过50MWp，是前一年的4倍；2005年产量达到140MWp，2006年为369.5MWp，如果不是受到原材料短缺的制约，发展速度还将更快。
到2006年底，中国太阳能电池的生产企业已有39家，总的年生产能力已经达到1.6GWp。
2007年，中国多晶体硅的年生产量突破1000t。
2008年，我国硅材料的生产能力达到15000吨，能满足1100MW太阳能电池的生产。
2.7.3非晶硅太阳能光伏电池制造业状况
截止到2006年中国非晶硅太阳能电池生产能力约为45.5MWp。
同时还有一些企业正在投资建设新的生产线，产业发展势头良好。
2.7.4组件封装产业状况
目前，光伏电池组件封装产业，是整个光伏产业链中生产工艺发展最为成熟的环节，也是产业量最大的一个环节。
但由于技术和资金门槛低，属于劳动密集型产业，造成目前国内封装能力过剩，企业利润微薄，发展空间不足。
2.7.5太阳跟踪装置产业状况
根据目前一些跟踪装置生产场的经验，采用自动跟踪装置可提高发电量20-40%左右，从而相对降低投资20%。
因国内的配套政策支持力度不足，大型高压并网光伏电站项目较少，因此国内跟踪装置生产商的研发投入较少，目前还未实现产业化生产，造成跟踪装置价格相对较贵，反过来又制约了跟踪装置的大型高压交网光伏电站上的使用。
2.7.6并网逆变器产业状况
我国从上世纪80年代起开始对太阳能发电设备用逆变器进行研究开发，现在已有专门的单位研究开发和生产。
目前我国并网逆变器的生产技术与国外有一定的差距，主要表现在产业规模、产品的可靠性和功能上。
目前国内比较成熟的并网型逆变器规格分别为：
10kW、20kW、30kW、50kW、100kW、250kW、500kW。
目前太阳能发电用逆变器分为以下几种形式：
工频变压器绝缘方式：
用于独立型太阳能发电设备，可靠性高，维护量小，开关频率低，电磁干扰小。
高频变压器绝缘方式：
用于并网型太阳能发电设备，体积小，重量轻，成本低。
要经两级变换，效率问题比较突出，采取措施后，仍可达到90%以上，高频电磁干扰严重，要采用滤波和屏蔽措施。
无变压顺非绝缘方式：
为提高效率和降低成本，将逆变器的两级变换为单击变换。
实际使用中出现一系列问题。
无变压器非绝缘方式逆变器不能是输入的太阳能电池与输出电网绝缘隔离，输入的太阳能电池矩阵正、负极都不能直接接地。
太阳能电池矩阵面积大，对地有很大的等效电容存在，将在工作中产生等效电容充放电电流。
其中低频部分，有可能使供电电路的漏电保护开关误动作。
其中高频部分，将通过配电线对其他用电设备造成电磁干扰，而影响其他用电设备工作。
这样，必须加滤波和保护，达不到降低成本的预期效果。
正激变压器绝缘方式：
是在无变压器非绝缘方式使用效果不佳之后发出的，既保留了无变压器非绝缘方式单级变换的主要优点，又消除无绝缘隔离的主要缺点，是到目前为止并网型太阳能发电设备比较理想的逆变器。
2.8世界光伏技术发展趋势
2.8.1电池片效率的不断提高
单晶硅电池片的实验室最高效率已经从50年代的65提高到目前的24.7%，多晶硅电池片的实验室最高效率也达到20.3%。
薄膜电池的研究工作也获得了极大成功，非晶硅薄膜电池、化镉、铜的实验室效率也分别在到了13%、16.4%、和19.5%。
随着实验室效率的不断提高，商品化电池的效率也得以不断提升。
目前单晶硅电池片的效率可达到16%-20%，多晶硅电池片可达到14%-16%。
2.8.2商业化电池厚度持续降低
30多年来，太阳能硅片厚度从20世纪70年氏的450-500微米降低到目前的180-280微米，硅材料用量大大减少，对太阳电池成本降低起到了重要作用，是技术进步促进降低成本的重要范例之一。
预计2010年硅片厚度将降至150-200微米，2020年降低到80-100微米。
2.8.3产规模不断扩大
生产规模不断扩大和自动化程度持续提高是太阳电池生产成本降低的另一个重要方面，太阳电池单场生产规模已经从20世纪80年代的1-5MWpa发展到90年代的5-30MWpa和目前的50-500MWpa生产规模扩大1倍，生产成本降低的百分比，对于太阳电池来说，LR-20%（含技术进步在内），即生产规模扩大1倍，生产成本降低20%。
2.9中国的太阳能资源分布状态
我国幅员辽阔，有着十分丰富的太阳能资源。
据估算，我国陆地表面每年接受的太阳辐射量约为50×1018kJ，全国各地太阳年辐射总量达335～826kJcm2•a，中值为586kJcm2•a。
从全国太阳年辐射总量的分布来看，西藏、青海、新疆、内蒙古南部、山西、陕西北部、河北、山东、辽宁、吉林西部、云南中部和西南部、广东东南部、福建东南部、海南岛东部和西部以及台湾省的西南部等广大地区的太阳辐射总量很大。
尤其是青藏高原地区最大，那里平均海拔高度在4000m以上，大气层薄而清洁，透明度好，纬度低，日照时间长。
例如被人们称为“日光城”的拉萨市，1961年至1970年的平均值，年平均日照时间为3005.7h，相对日照为68％，年平均晴天为108.5天，阴天为98.8天，年平均云量为4.8，太阳总辐射为816kJcm2•a，比全国其它省区和同纬度的地区都高。
全国以四川和贵州两省的太阳年辐射总量最小，其中尤以四川盆地为最，那里雨多、雾多，晴天较少。
例如素有“雾都”之称的成都市，年平均日照时数仅为1152.2h，相对日照为26％，年平均晴天为24.7天，阴天达244.6天，年平均云量高达8.4。
其它地区的太阳年辐射总量居中。
我国太阳能资源分布的主要特点有：
太阳能的高值中心和低值中心都处在北纬22°～35°这一带，青藏高原是高值中心，四川盆地是低值中心；太阳年辐射总量，西部地区高于东部地区，而且除西藏和新疆两个自治区外，基本上是南部低于北部；由于南方多数地区云雾雨多，在北纬30°～40°地区，太阳能的分布情况与一般的太阳能随纬度而变化的规律相反，太阳能不是随着纬度的增加而减少，而是随着纬度的增加而增长。
接受太阳能辐射量的大小，全国大致上可分为五类地区：
类型
地区
年日照时数
年辐射总量千卡cm2·年
1
西藏西部、新疆东南部、青海西部、甘肃西部
3200-3300
160-200
2
西藏东南部、新疆南部、青海东部、青海南部、甘肃中部、内蒙古、山西北部、河北西北部
3000-3200
140-160
3
新疆北部、甘肃东南部、山西南部、陕西北部、河北东南部、山东、河南、吉林、辽宁、云南、广东南部、福建南部、江苏北部、安徽北部、四川西南部
2200-3000
120-140
4
湖南、广西、江西、浙江、湖北、福建北部、广东北部、陕西南部、江苏南部、安徽南部、黑龙江
1400-2200
100-120
5
四川、贵州
1000-1400
80-100
—一类地区
全年日照时数为3200～3300小时，辐射量在670～826×104kJcm2•a。
相当于225～285kg标准煤燃烧所发出的热量。
主要包括青藏高原、甘肃北部、青海北部和新疆南部等地。
这是我国太阳能资源最丰富的地区，与印度和巴基斯坦北部的太阳能资源相当。
特别是西藏，地势高，太阳光的透明度也好，太阳辐射总量最高值达921kJcm2•a，仅次于撒哈拉大沙漠，居世界第二位，其中拉萨是世界著名的阳光城。
—二类地区
全年日照时数为3000～3200小时，辐射量在586～670×104kJcm2•a，相当于200～225kg标准煤燃烧所发出的热量。
主要包括河北西北部、山西北部、内蒙古南部、青海南部、甘肃中部、青海东部、西藏东南部和新疆南部等地。
此区为我国太阳能资源较丰富区。
—三类地区
全年日照时数为2200～3000小时，辐射量在502～586×104kJcm2•a，相当于170～200kg标准煤燃烧所发出的热量。
主要包括山东、河南、河北东南部、山西南部、新疆北部、吉林、辽宁、云南、陕西北部、甘肃东南部、广东南部、福建南部、江苏
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