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光伏发电工程投标方案范文第1篇
分布式光伏受到政府力推，但并未得到市场的追捧。
国家能源局数据显示，2014年分布式光伏新增装机目标800万千瓦，实际完成205万千瓦，仅完成目标的四分之一。
与地面大型光伏电站相比，分布式光伏发电应用范围广，在城乡建筑、工业、农业、交通、公共设施等领域都有广阔应用前景，同时装机容量小，便于就近消纳或并网。
是故，2014年，国家能源局将分布式光伏发展目标调高于地面电站目标;2015年，国家能源局取消对自发自用分布式光伏项目的指标限制。
但由于投资成本偏高、收益偏低等问题，分布式光伏落地效果欠佳。
国家能源局新能源和可再生能源司副司长梁志鹏对《财经国家周刊》记者表示，我国分布式光伏发电市场潜力达300吉瓦（3亿千瓦），当前需要重点解决好政策落实，优化流程，实现毫无障碍的安装并网和补贴发放。
下一步则是立足于本地消纳，建立地市级的分布式电力市场，确立分布式光伏发电企业的售电主体权利，优化利用，推动分布式光伏发展。
政策遇冷
湖南娄底华辉节能环保科技有限公司总经理蒋志华对《财经国家周刊》记者介绍，目前，国家给居民及企业自发自用分布式光伏0.42元/度的补贴，电网也免去了一切并网费用。不过，居民与企业对于投资建设光伏电站十分冷淡，缺乏积极性。
态度冷淡主要源于收益性偏低。对于用户来说，每瓦8元的分布式光伏电站投资成本偏高，加之我国实行的是较低用电价格，需要8?10年收回成本。由于分布式电站采取余量上网，卖给电网企业的电价格参照脱硫煤电标杆上网电价确定，但煤炭价格持续走低，燃煤机组标杆电价处于下调趋势，导致分布式上网部分的电价收益减少。而且，国家发放0.42元/度的补贴，同时要征收17%的增值税。
为了增强说服力，蒋志华在自己家屋顶建设了3千瓦的分布式光伏，但他与小区管理部门和供电局沟通后，两者都不同意。在娄底市发改委多次协调下，项目才最终被同意建设。
麻烦接踵而至。电站建成后需要接入电网，当地电力局称，没有双向计量的电表。一个月后，电表才到达现场，但具体哪个部门负责安装并网，再次卡壳，又等了两个月。
另一位分布式电站开发企业负责人也表示，他现在有三个项目已经准备给客户退钱了，实在太难开展。
中国可再生能源学会副理事长孟宪淦对《财经国家周刊》记者说，屋顶产权共有、投资回报周期长、安装备案复杂、融资难等一系列问题，制约了屋顶资源的开发利用。
今年4月国家能源局的电力建设工程质量专项监管报告指出，在分布式光伏发展较快的河北省，也存在规划指标落实慢、并网管理不规范、财税政策执行不到位的实际问题。
第三方投资受阻
自发自用积极性不高，第三方专业投资者也难有热情。
海润光伏副总裁李红波对《财经国家周刊》记者介绍，分布式光伏单体装机量小，同样的装机量，要付出地面光伏电站近3倍的人力、物力。更为尴尬的是，将电站建在别人屋顶上，即便有合同约束，依然面临众多不可控风险。
为了规避上述风险，部分投资方计划将“余电上网模式”改成更为稳定的“全额上网模式”，以便拿到1元/ 度左右的并网电价。不过，这一模式虽得到一些政策方人士的支持，却至今尚未落地，因为地方电网对全额并网模式态度“非常不积极”。
在少量条件较好的地方，也出现了“屋顶争夺战”。慧能阳光电力科技有限公司CEO任凯告诉《财经国家周刊》记者，在中东部地区，自发自用或并网条件较好的屋顶资源越来越少，同一屋顶，数家企业在争夺，导致屋顶成本远远超出实际价值。
2014年9月，国家能源局《进一步落实分布式光伏发电2024政策的通知》，提出利用废弃土地、荒山荒坡、农业大棚、滩涂、鱼塘、湖泊等建设容量不超过20兆瓦的电站，列为就地消纳的分布式光伏电站。
对于全额上网类分布式电站，政府采用了比一般审批程序简单的备案制，但实际上往往也不容易。
“一个项目从地方能源管理部门递送到省能源局，并报到国家能源局，往往要三个月以上时间。”李红波说，除周期长外，部分地区要求对全额上网的分布式光伏电站进行环评，提出施工资质等具体要求，提高了进入门槛。
融资难老问题也仍然存在。相对于地面大型光伏电站，银行对分布式光伏电站资产属性认可度低，如没有其他资产一同抵押，则不可能放贷。
破局之道
中国光伏行业协会秘书处江华对《财经国家周刊》记者表示，解决光伏电站建设瓶颈，应从新建建筑屋顶开始。
具体办法是，对屋顶面积达到一定规模且适宜光伏发电应用的新建和改扩建建筑物，要求建筑业主和使用单位，自建或与专业化企业合作建设屋顶光伏发电工程，主动协调电网接入、项目备案、建筑管理等工作。在建筑物建设时增加光伏发电系统，相对于建筑物的投资，投入占比很小，便于用户接受。
政府机关要率先垂范，带头安装，将可再生能源的利用纳入地方政府的业绩考核范围。加强对地方政府和地方电网企业的监督，以解决部分地区政府和电网企业消极怠慢、被动服务的局面。
国家发改委能源研究所研究员时Z丽建议，可以将大规模分布式发电并网引起的电网投资纳入输配电价统一考虑，为分布式发电顺利并网创造条件。
光伏发电工程投标方案范文第2篇
关键词：光伏发电；精准扶贫；推广普及
中图分类号：TK519 文献标识码：A 文章编号：0439-8114（2016）16-4327-03
DOI：10.14088/ki.issn0439-8114.2016.16.064
光伏扶贫是政府精准扶贫项目之一，将光伏发电与精准扶贫结合起来，体现了“绿色发展”新理念，利用光伏产业服务“三农”，能够加快贫困地区、贫困人口脱贫步伐。光伏发电将太阳能直接转变为电能，清洁环保，加之大多利用的是荒山荒坡和屋顶，节约了资源，是最近提出的“生态就是资源、生态就是生产力”在扶贫开发领域的生动实践，是对“绿色决定生死”理念的贯彻实施。
1 发展光伏扶贫的政策“黄金期”
光伏作为最清洁、安全和可靠的能源，发达国家已经把太阳能的开发与利用作为能源革命的主要内容进行长期规划。光伏产业正日益成为国际上继IT、微电子产业之后又一爆炸式发展的行业[1]。目前，中国光伏行业显然已在回暖，各路资本纷纷瞄准光伏行业，上马光伏电站，挖掘商机。造成投资热这一局面的，除了光伏电站建设成本降低这一因素外，国家政策扶持的推动更是举足轻重的主因。
1.1 国家优惠政策密集出台
2016年以来，党中央、国务院为加快贫困地区的扶贫开发力度，密集发文要求各地方政府将扶贫开发和能源开发建设相结合，积极开展光伏扶贫建设，对服务农户和农业基础设施的光伏项目进行投资补偿和利息优惠。
2016年3月23日，国家发改委、扶贫办、能源局、开发银行、农发行五个部门联合下发了《2024实施光伏发电扶贫工作的意见》（发改能源〔2016〕621号），全面部署实施光伏扶贫工程。在2024年前，将重点放在前期开展试点的、光照条件较好的16个省的471个县的约3.5万个建档立卡贫困村，以整村推进的方式，保障200万建档立卡无劳动能力贫困户（包括残疾人）每年每户增加收入3 000元以上。
2014年10月17日，国家能源局、国务院扶贫开发领导小组办公室联合印发《2024实施光伏扶贫工程工作方案》，决定用6年时间组织实施光伏扶贫工程，为7 000万贫困人口提供绿色、阳光、可收益的精准扶贫方案[2]。2016年5月5日，国家能源局、国务院扶贫办印发了《光伏扶贫实施方案编制大纲》（国能综新能〔2016〕280号），为进一步指导贫困地区编制光伏扶贫实施方案、推进光伏扶贫工程建设与实施提供了重要参考。
1.2 各类政策补贴力度不断加大
以湖北省宜昌市为例，分布式光伏扶贫电站采用全额上网模式，按鄂能源新能[2016]7号《湖北省光伏扶贫工程实施方案的通知》中规定的2016年国家光伏电站上网标杆电价0.98元/（kW?h）（20年），湖北省补贴分布式光伏发电项目上网电价0.25元/（kW?h）（补贴5年），以及宜昌市补贴分布式光伏发电项目上网电价0.25元/（kW?h）（补贴10年）。结合当地市场经营情况测算，目前光伏扶贫发电项目投资约8 000元/kW，25年使用寿命，平均每年收益约1 000元。建设3 kW户用分布式光伏扶贫发电项目，投资约2.4万元，25年年均收益约为3 000元。
1.3 光伏主办银行贷款支持模式锐意创新
国家开发银行、中国农业发展银行作为光伏发电扶贫项目的主办行，及时编制光伏扶贫金融服务方案、研究创新贷款模式、优化贷款担保方式、加大信贷支持力度，合力推进光伏扶贫工作开展。针对光伏发电扶贫项目建设资金不足的问题，可以按照专项建设基金项目申报要求，申请国家开发银行、中国农业发展银行专项建设基金投资解决。
如中国农业发展银行出台了光伏扶贫贷款管理办法，其向借款人发放的用于支持列入国家能源局会同国务院扶贫办批复的光伏扶贫实施方案的光伏扶贫项目建设的政策性贷款，具有期限长、利率优惠、担保方式优化等优惠政策。融资模式可以探讨由地方政府搭建专门承担光伏扶贫开发的投融资主体，由其统一实施、统一承贷、统一选择建设运维企业、统一落实政府购买服务。也可以采用政府和社会资本合作（PPP）模式运作。
当前，光伏扶贫面临良好的外部环境、优惠的政策，加上科技的突破，中国的光伏发电产业和光伏扶贫事业将迎来大发展的契机，光伏发展将实现质的飞跃。
2 发展光伏扶贫的战略意义
光伏扶贫是坚持开发式扶贫方针的一项重要措施，中共中央、国务院打赢脱贫攻坚战的2024决定明确要求“加快推进光伏扶贫工程”。
2.1 可以加速推进现代农业发展
光伏产业在现代农业中有广泛应用，因其具有相当的经济、生态、社会效益，光伏农业将是解决中国现代农业发展长期困境的发动机，推动中国农业的迅速发展。目前，光伏农业大致有5种模式，各个模式都有其独特的优势。①太阳能光伏农业大棚；②太阳能动力水泵；③太阳能杀虫灯；④太阳能光伏养殖场；⑤太阳能污水净化系统。所以，光伏农业的普及可谓与中国“三农”问题密切相关[3]。
2.2 拓宽了贫困户增收的新渠道
过去，贫困户增收主要依靠家庭种养殖业、加工业或外出务工等方式。现在，实施光伏扶贫，在贫困户传统增收的模式上，通过建设户用的小型光伏发电站发电卖电，实现与大电网并网，拓宽了增收渠道。如地处大别山片区的安徽省金寨县2014年底就有2 008座家庭光伏电站悄然屹立在贫困户的屋顶上，并全部接入大电网，累计发电128万kW?h，为贫困户带来直接经济效益100多万元。
2.3 破解了贫困村无集体经济收入来源的困局
多年以来，贫困村无集体经济收入可以说是一个“老大难”的问题，这也一直困扰着各级党委、政府。从湖北省建档立卡情况来看，该省共4 821个贫困村，其中无集体经济收入的贫困村占90%以上。而光伏扶贫，通过在光照条件较好的贫困村集中建设小型光伏发电站，将一举有效地治愈这一“顽症”、破解这一难题。
以湖北省宜昌市宜都地区年有效利用小时数1 185 h（已考虑80%系统效率）为例，结合当前国家、湖北省和宜昌市光伏扶贫政策，建设50 kW村级光伏发电站，静态总投资约40万元，按25年的使用寿命计算，年均收益约5.5万元，一年可基本实现村集体经济收入5万元的目标（表1）。村集体经济收入达到5万元，这是贫困村脱贫的主要指标之一。这样，贫困村就可一举摘掉贫困的帽子，各级党委、政府也不必再为贫困村无集体经济收入来源而困扰了。
同时，光伏扶贫电站的建设属于绿色无污染项目，可带动当地环境效益的提高，进一步促进当地节能减排目标的实现（表2）。
2.4 光伏扶贫带来了能源经济的良性发展
光伏扶贫是民生工程、德政工程。推广光伏扶贫，相关企业扩大了市场，开辟了光伏发电的新领域，拉动了光伏产业的发展。推进光伏扶贫，政府推广了清洁能源，提高了清洁能源的比例，节约了资源，走上了人与自然和谐发展的道路。
3 光伏扶贫面临的问题及推广措施
目前，在中国光伏行业回暖，国家积极扶持的背景下，中国光伏扶贫发展前景广阔，但是也面临着许多因素的制约。①国家优惠政策理解不透，没有用活用足。②光伏发电“并网”政策落实有差异，缺乏强硬的监督和督办机制。③融资渠道狭窄，补贴难以及时落实，光伏项目垫资严重，而且回报周期长。④核心技术和设备相对落后。⑤光伏发电节能环保知识宣传不够，广大居民认知有限，普及难度大。
随着企业技术进步及新技术突破，光伏应用也将呈多样化融合发展趋势，在国家政策的支持下，光伏产业与扶贫、农业、环境、气候等领域不断结合，刺激了光伏发电行业的发展。同时，国家设立光伏产业股权基金，各级政府都会积极参与，扩大股权融资范围，从多种途径解决制约光伏扶贫发展的瓶颈，大力支持发展光伏发电扶贫产业[4]。基于以上分析，在光伏扶贫的推广中建议做到如下措施。
3.1 广泛宣传动员
光伏扶贫适用面广，既适合贫困户、贫困村建设小型电站，也可在空闲的荒地、水面或结合农业、林业种植，具有较强的推广价值和经济效益[5]。要通过新闻媒体、政府、社会广泛宣传动员，算好精准脱贫账、社会效益账和环境保护账，推广光伏扶贫，开辟光伏发电的新领域，提高清洁能源的比例，节约资源，走上人与自然和谐发展的道路。
3.2 因地制宜、实事求是
发展光伏产业，排在第一位的是要光照条件好。要在光伏条件较好的地方开展，因地制宜、因企制宜，逐步推广，提高实效，不能搞“一刀切”。
3.3 充分调动“两只手”
通过政府运用“有形的手”，破解电价补贴落实难、农村电网设施滞后、并网接入难、光伏项目融资难等难题，构建政府、市场、社会合力推进光伏扶贫的局面。同时，充分调动市场“无形的手”，探索建立政府补助、社会帮扶、金融支持、用户出资等多种途径相结合的资金筹措机制。
3.4 加大后期管护
探索建立健全光伏扶贫项目建设相关资质管理、质量管理、竣工验收、运行维护、信息管理等全过程质量管理体系，确保光伏扶贫项目长期稳定运行。光伏发电企业应树立以客户为中心的理念，注重产品质量和售后服务，实施多元化的营销战略。只有质量上去了，使用寿命才能更长久，也才能带来更持久的创收脱贫。
参考文献：
[1] 新农村网.“光伏+农业”新模式促进现代农业发展[J].新农村：黑龙江，2015（20）：79.
[2] 李欣然.浅谈光伏扶贫实施方案及其技术问题[J].求知导刊，2016（3）：38-40.
[3] 张小航，崔寿福，刘福平.光伏农业的发展概况[J].安徽农业科学，2015，43（19）：229-231.
光伏发电工程投标方案范文第3篇
(1)综合成本(初期投资及运行维护费用)较架设电网方案及柴油发电方案均低。
(2)系统安装、操作、维护简单，运行成本低。由于光伏灌溉系统运行过程无运动部件，无机械磨损，故障率低，维护费用低。
(3)系统直接将太阳能转换为电能利用，无环境污染，无需支付能耗费用。
(4)系统采用智能化控制技术，具有完善的保护功能，可实现全自动控制，无需人工值守。
(5)系统采用IP65设计，可直接户外安装，无需建设专用机房。
(6)使用范围广，不受地域、外部环境的限制。
(7)系统采用变频调速控制，实现水泵电机的软启动，避免水泵电机直接启动的冲击，可有效延长水泵及电机的寿命。
(8)可利用光照条件直接实现灌溉水量的自动调节，实现农田灌溉的用水平衡。
2光伏灌溉与柴油机灌溉系统费用情况比较
以1.1kW水泵供水系统为例，我们将光伏水泵供水系统与柴油水泵供水系统做了一个投资运行费用情况比较，(注：考虑到两者灌溉系统投资及运行费用基本无变化，故仅包括供水系统，不包括灌溉系统)。1.1kW光伏供水系统较柴油供水系统初期投资高11000元，但每年运行费用可节约14490元；这样投资光伏供水系统，当年即可节约3490元，第二年则可节约14490元。而且两年后，柴油发电机组基本报费，需重新投资，采购柴油发电机组。所以光伏供水系统较柴油供水系统，经济价值非常明显。37.5kW光伏灌溉系统方案设计(1)光伏灌溉系统方案设计基本条件本项目方案采用从深井中取水，根据业主提供的项目实施地的水文条件，水井动水位为井下40m；另当地主要灌溉月份为5月、6月、7月、8月，所以我们仅取项目实施地5～8月份日照时间模型，来作为项目方案计算依据。(2)光伏灌溉系统方案计算已知条件：水井动水位为井下40m，输水管等传输压力损失为6m，灌溉季节为5～8月，灌溉额定需水量约18t/h最大需水量约20t/h，平均日需水量约100t/h；光照强度如光伏灌溉系统方案设计基本条件所述。
3水泵的选择
H=ηh其中，H为光伏系统所需扬程；η为光伏系统扬程系数，取1.4；h为进水口所需压力，取70m；故水泵扬程选择H=70m；参考水泵选型手册，选择7.5kW深井水泵。水泵逆变器的选择根据水泵，对水泵逆变器、光伏组件行匹配。水泵输出功率为7.5kW，配套使用的光伏水泵逆变器输出功率为7.5kW，选用EHE-P7K5H光伏扬水逆变器。EHE-P7K5H光伏水泵逆变器具有的特点有：具有先进的启动技术、MPPT技术及高转换效率设计，保证系统效率最大化；因采用高效设计技术，保证系统出水量最大化，同等配置情况下，出水量为目前业内最高；具有精确PID调节功能，可实现智能化扬水系统快速、准确、稳定的全自动智能调节，可完全无人值守；自带无功补偿功能，确保系统功率因数，降低能量传输线路损耗；完善的保护功能，包括打干、缺水、过载、欠压、漏电等保护，确保系统安全可靠；可根据用户需要，选配光伏/市电自动切换功能，实现光伏、市电的自由切换，增加光伏扬水系统的使用灵活性，对于供电不稳地区特别适用；包括各种远程通信功能，可远程查看、控制系统的运行状态和运行模式；IP65防护等级的户外系统，适应各种应用环境，低安装成本；运行环境温度范围广，最高可达70℃；完备的系统保护机制，延长系统的使用寿命；根据客户不同需求提供各种解决方案，如防盗、GPS远程通信、兼容市电输入等需求。光伏组件功率配置经验公式为：W=ηP其中，W为光伏组件功率；η为光伏组件修正系数，取1.4；P为逆变器额定功率。由式可计算出：光伏组件功率W=1.4×7.5kW=10.5kW综合考虑逆变器的输入电压、电流，并考虑到系统配置的经济性，本系统设计采用45块230W电池板15串3并连接，电池板参数。阵列占地面积计算选用的45块电池板摆放方式为2行23列的阵型排列，考虑到设计与制造的统一性，分别按8个阵列为一个子阵，共6个子阵，最后一个子阵空出3块电池板的空间，安装项目介绍牌。其安装后的照片。经过工程计算得：电池板安装倾斜角为50，电池板安装面积占地约为75m2；另考虑到电站系统的安全性，系统周围设置护栏，内部设人行检修通道等，综合计算，占地面积约160m2抽水量计算根据当地每月的日照和温度的不同分别计算了5～8月份的抽水量和输出功率情况，计算结果见表7。其中，5月份每天分时相关数据见表8。由以上所述可知，该7.5kW光伏灌溉系统5～8月份，在满足扬程要求的情况下，每天抽水总量分别为：120t、117t、103t、99t，完全满足既定要求。
4方案的实施
上述方案设计完成后，于2013年4月开始实施。由于4月我国东北地区尚未解冻，给施工带来较大难度；同时项目地点缺水缺电，又地处偏远，交通不便，物资又较为匮乏。但项目人员克服种种困难，从设计到完成灌溉系统的调试，仅用了不到一个月的时间，如期在4月底完成灌溉系统全部改造工作，并交付客户使用，通过客户初步验收，有效保证了客户春耕季节的灌溉供水。为用户的节能、节水、农业增产增收提供了强有力的保障。在该项目实施中，我们发现由于实际水位较原始所提供数据有出入，实际水井静水位为地下15m，动水位为地下2m，故水泵安装地下28m。该项目设施的现场照片如图3所示。四项目实施后效果项目实施完成后，我们抽取一天进行实际抽水量的测试（用灌满一箱2.5t水箱所用时间计算）。从上述测试数据看出，平均抽水量约为30t/h(估算值)，当天工作时间自早晨5:00至晚上18:00，工作约13h，故每天抽水量估算390t，远大于设计指标。项目交付业主使用后，恰逢春播季节，该灌溉系统不仅满足了业主自家田地的播种灌溉，尚有多余水以销售形式输送给周边农户灌溉，取得良好的经济效益。五经验根据笔者项目设计经验及在该项目实施过程中遇到的问题，总结以下经验以供今后在类似项目实施时借鉴：
(1)项目地处东北，施工期短，要赶在春耕期前完成项目改造，必须在冻土情况下施工，这给施工带来很大难度，又增加了项目施工成本，故要实施类似项目，应做好规划，在非冻土季施工，可极大地节约项目成本。
(2)此类项目实施地点均为缺水缺电地区，所以项目实施前要做好充分的准备，技术方案与施工方案均要避免在现场用水、用电。
(3)组件支架的设计要充分考虑当地的自然条件，如积雪及风力，系统应能充分满足最大雪载荷及风载荷的要求。
(4)由于地处较为偏远的农田中，系统设计要充分考虑防盗与安全，特别是光伏电池组件与水泵逆变器，当有阳光照射时，系统即可能带电，由于非专业人士的认知水平问题，可能有导致误触电的危险，所以系统设计时，必须要充分考虑防触电的安全设计，包括增加防护栏、采用防随意插拔连接器的设计等。
(5)由于很多地区灌溉季节较短，如果仅仅将光伏系统用于灌溉，则在非灌溉季节，太阳能源却被白白浪费，为充分提高太阳能的利用率，在条件的许可下可为用户设计光伏综合利用系统，即在灌溉季节，光伏系统用于农业灌溉，在非灌溉季节，可利用光伏系统实现人畜用水的提水；或采用蓄电池储能，用于家庭生活供电等。
5结论
光伏发电工程投标方案范文第4篇
8月1日，国家发改委对外通知，规定在今年7月1日前核准建设、12月31日前能够建成投产、发改委尚未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。
7月1日，成为了中国太阳能光伏项目的分水岭。与此相呼应，这一天也成为中国地方政府和企业抢跑的“大限”。
“企业8月份拿到的省发改委的批文，可是落款的日期却是6月份的。”一位接近五大电力集团高层的专家告诉《财经国家周刊》记者，“类似的项目在最近批量产生。国家原本规划5年的光伏装机容量，短短一个月就几乎完成了。”
7月玄机
8月1日，《2024完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》（下称“通知”）出现在国家发改委官网上。
据《财经国家周刊》记者了解，“通知”在一周前的7月24日，已在发改委系统内部下发。
依据“通知”，光伏发电项目以今年7月1日为节点，划分了两类价格标准：7月1日前核准、今年年底前建成的太阳能光伏发电项目，统一确定为1.15元/千瓦时（含税，下同）；7月1日后核准建设的，以及7月1日前核准但截至今年底没有建成投产的，上网电价均按1元/千瓦时执行（除外）。
光伏标杆电价以如此身姿出台，普遍出乎业内人士的预料。
2009年3月，发改委主持了“敦煌10兆瓦并网光伏发电项目”公开招标，中标价1.09元；同年10月，发改委官员在接受记者采访时透露：标杆电价将在1.1元~1.2元/千瓦时之间，比“敦煌项目”中标价略高。
2011年，新一轮的光伏招标即将开标，据参与招标的人士透露，由于光伏成本大幅度下降，企业的报价大多数低于1元/千瓦时。
此时，发改委突然将标杆电价定在了1.1元/千瓦时之上。
“光伏招标瞬间乱套了，就像有个富豪在大街上摆满了燕鲍翅的宴席，谁会再去饭店吃四菜一汤？”一位接近招标的专家告诉《财经国家周刊》记者。
于是，企业纷纷转身将关注投向了项目审批的时间，力争能够搭上光伏高价的“最后一班车”。
2011年4月28日，国家能源局总工程师吴贵辉在会议上讲话时表示，2015年中国光伏发电装机容量预计达到500万千瓦。
国家能源局的内部统计显示，7月底中国光伏发电装机容量达360万千瓦；而截至8月中旬，这个数据已近500万千瓦。光伏发电“十二五”的500万千瓦目标，因为新的价格政策“被实现”。
细节争议
“好的开端，问题不少。”8月12日，在中国光伏发电平价上网路线图（下称“路线图”）会现场，发改委能源研究所研究员王斯成如此评价光伏标杆电价方案。
同任何一项政策出台一样，标杆定价也逃脱不了业界的诟病和争议。在促进光伏发展的大方向上业界虽一致评价颇高，但在细节问题上的争议并不小，方案细节模糊、补贴标准不明确是主要问题。
按照现行方案，7月1日成了一个主要的时间节点，此前核准与此后核准的光伏项目享受到的待遇将截然不同。但截至目前，发改委并未公布项目核准名单，哪些项目可以得到补贴、哪些项目不可以，依然是云遮雾罩。
“市场方向很混乱，不清楚发改委对补贴项目限定到底是怎么样的。截至目前，还没有看到有项目已经拿到补贴。限定标准太粗略、太模糊，应该进一步明确才好。”绿点战略咨询副总裁鲍伟鸿评价说。
现行方案中“一刀切”的做法，也遭到了行业内部的异议。“中国幅员辽阔，东部地区和西部地区光照条件差别巨大、用电负荷不一样、输电成本也不一样，只确定了全国统一价在具体执行时可能会有问题。” 阿特斯太阳能董事会主席兼首席执行官瞿晓华告诉《财经国家周刊》记者。
根据现有的行业发展水平，1元/千瓦时的光伏上网电价水平，在部分西部地区已具备了比较不错的投资收益率。宏源证券的研究报告称，在1800有效利用小时数的地区，1.15元/度的电价对应内部收益率是9.84%，已经具有很大的吸引力，1元/度对应的内部收益率也达到了7.44%。
不过在东部等日照条件不佳的地区，1元/千瓦时的电价水平下，企业只能实现微利或者亏损。
根据“路线图”的测算，假设内部收益率压低为5%（常规电力项目的基准收益率为8%），只有固定资产投资在14000元/千瓦及以下、有效日照小时数高于1600小时，上网电价才可以做到低于1元/千瓦时。
不过，在现有情况下，发改委能拿出1元/千瓦时的电价标准已属不易，很难期望光伏上网电价还能够得到进一步提高，未来的价格只能比这个标准低。原因很简单：高额补贴的钱从何来？
依照现行政策，对于太阳能光伏发电项目上网电价的补贴资金，主要来源于全国征收的可再生能源电价附加。目前的提取标准为，每度电抽取4厘钱。2010年，全国大约征收了100~110亿元的可再生能源电价附加，相比实际需求，缺口在10~20亿元左右。
分享可再生能源电价补贴的，不仅是光伏，还包括风电、生物质发电等多种新能源，用于光伏的只占很小一部分。如果国内光伏市场大规模启动，缺口将会进一步增大。
按照“路线图”测算，如果2024年光伏装机目标达到5000万千瓦，补贴金额需要700亿元以上。
“电价附加需要提升，否则不能满足可再生能源发展的需求。按照我们的计算，如果电价附加增加到每千瓦时一毛钱，到2024年累计就可以提取可再生能源电价附加6430亿元，就完全可以满足国内可再生能源发展的需求。”王斯成建议道。
不过，这样的建议能否得到政府主管部门的采纳，面临着很大的难度。在物价高涨、防通胀难度不减的大背景下，提高电价无疑会增加消费者负担、增加通胀压力。
光伏补贴的资金缺口，可能成为今后光伏产业发展需要面临的一大难题。
“”隐忧
对比国外的发展经验，光伏标杆电价是促进光伏产业大发展的有效措施。例如德国，在2000年颁布实施了《可再生能源法案》，给予光伏0.99马克/千瓦时的电价，极大刺激了德国的光伏市场，使德国的光伏发电量2006年以来一直保持世界第一。
在中国推出标杆电价后，压抑已久的光伏市场有望就此启动。国家发改委能源研究所副所长李俊峰认为，国内光伏市场很可能会掀起一波建设热潮，“搞起来万人大会战，市场可能短时间就拉动起来了”。
实际上，受标杆电价出台刺激，一些嗅觉灵敏的企业已开始行动。8月12日，江西赛维太阳能有限公司（Nasdaq:LDK）宣布，与大唐国际发电股份有限公司（601991.SH/0991.HK）签订了工程总承包合同，将在青海开发一个20兆瓦的太阳能项目，一期10兆瓦将在本月开始动工，整个项目将在今年9月底建成。
“西部地区已经在启动，之前停止不建的、跑马圈地的、观望的，都开始动起来了。拿到路条的，希望赶在12月31号前建成；没有拿到路条的，希望建起来造成既成事实。我们了解到是，好多地方都在开始招标，市场启动得非常迅速，规模比以前大，区域范围也更大。”塞维LDK光伏科技工程有限公司执行副总经理薛怀斌告诉《财经国家周刊》记者。
在瞿晓华看来，政策明朗化后，光伏市场的启动是早晚的事情，尤其是自然条件较好、投资收益率高的西部地区。“我们已经在重新布局，调整扩大了国内市场的发展计划，此前积累的一些项目也要加速。”
2010年，中国光伏市场新增装机容量为50万千瓦，比2009年新增16万千瓦增长了3倍多。根据此前媒体披露的国家能源局编制的《光伏发电“十二五”规划》内容，光伏“十二五”装机目标已上调为1000万千瓦，2024年上调至5000万千瓦，这与此前的目标翻了一倍有余。
业界预计，光伏标杆电价如果补贴到位，新目标达成的可能性非常大。
一片欢腾声中，光伏产业的发展酝酿着新的隐忧。“”之下，光伏产业产能过剩的问题，很可能进一步加剧，不计成本的压价、恶性竞争等屡见不鲜的老问题，也将对这个行业的发展造成新的伤害。
2010年8月，发改委主持召开了第二次光伏特许权项目招标，13个竞标项目的最低价均不可思议低于了1元/千瓦时，121个标书的报价均值仅为1.036元/千瓦时，中电投旗下公司甚至一鸣惊人地报出了0.7288元/千瓦时的地板价。
“光伏产业千万不能在标杆电价出台后再度疯狂起来，如果是这样就失去了政策推出的意义。如果是再拉动新一轮的扩张潮，就会逼着政府政策转变。意大利、德国就有前车之鉴，行业疯狂迫使政府采取削减补贴措施。”李俊峰警告说。
实际上，发改委标杆电价“通知”中已经为下一步的政策调整预留了“后门”。“通知”明确指出：“今后，我委将根据投资成本变化、技术进步情况等因素适时调整（上网电价）”。此外，“通知”也并未对电价补贴的年限做出硬性规定，如果发改委缩短补贴年限，光伏投资收益也将大打折扣。
“明年光伏项目的申报量肯定会更大，就看地方政府怎么来调控了。需要良性发展、有序建设，无论是大公司、小企业都能参与其中，分享到光伏产业的发展盛宴。如果是短时间内发展过剩，也就透支了行业发展的空间，受损的还是光伏企业自己。”薛怀斌告诉《财经国家周刊》记者。
“国内市场的启动，是一座大金矿，未来会是世界最大的光伏市场。中国有大约120平方公里的戈壁和荒漠，开发利用5%就可以安装超过50亿千瓦的太阳能光伏发电系统，年发电量可以达到6万亿千瓦时，相当于美国2010年年发电量总和的1.5倍。”发改委能源研究所研究员王斯成告诉《财经国家周刊》记者。
光伏发电工程投标方案范文第5篇
关键字：分布式能源、分布式光伏发电、城市规划
中图分类号：TU984文献标识码： A
分布式能源作为一种新型能源供应模式，在实践过程中，充分显示了其在减排温室气体、节约城市土地资源、提高用电可靠性等方面的作用。随着我国能源结构的调整，未来分布式能源将在能源综合利用上占有重要地位。目前城市规划建设的分布式能源项目多为天然气冷热电多联产及建筑光伏，天然气联产项目受制于天然气资源、价格影响，发展在一定程度上受到限制，随着城市雾霾治理，城市建筑光伏逐渐引起重视，按照我国分布式能源系统发展目标，到2024年城市建筑光伏将达到100万千瓦。下表为2014年我国光伏建设规模，由表可见，分布式光伏发电项目建设指标已超过传统光伏电站。
数据来自国家能源局《2024下达2014年光伏发电年度新增建设规模的通知》
一、分布式光伏发电的优势
政策优势突显。自2013年7以来，国务院、国家2024部委先后下发了《2024促进光伏产业健康发展的若干意见》(国发〔2013〕24号)、《分布式发电管理暂行办法》(发改能源〔2013〕1381)、《2024发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》(发改价格〔2013〕1638号)等2024文件，明确分布式光伏发电项目0.42元/千瓦时的补贴原则。接二连三出台的政策鼓励，引起了投资者关注。
入网、并网不存在制度上及技术上的障碍。国家电网对分布式光伏发电应用采取鼓励和合作的态度，允许光伏电站业主采用自发自用、自发自用余电上网、完全上网等结算模式。并且随着电网运行维护水平和智能化程度的不断提升，分布式光伏发电友好接入、全额消纳的技术难度也在降低。
环保效益突出且市场巨大。分布式光伏发电污染小，节约土地资源，贴近负荷中心，适合低压端就近并网、独立供电或做备用应急电源，这在一定程度上能缓解局部地区用电紧张状况，非常适合电力相对紧张、环保治理压力大的城市区域。据测算，到2024年，若现有及新增建筑中有10％的屋顶面积及15％的立面面积能应用于光伏建筑，光伏建筑应用潜在市场规模约有1000GW，相当于45个三峡的装机量。
促进光伏产业发展。近年来国内光伏产业的产能过剩问题引发广泛讨论，中国光伏产业在实现连续增长率超100%后，在产品价格暴跌的背景下企业利润锐减乃至大面积亏损。今年以来受分布式光伏等利好政策影响，光伏市场持续回暖，并且分布式光伏发电的发展有利推进了光伏产业的技术创新、技术升级以及运营模式创新。
二、分布式光伏发电的应用难点
尽管政策扶持以及申请的绿色通道已畅通，但是与建筑结合的分布式光伏发电还存在不少阻碍。
1、效益问题。与建筑结合的光伏发电系统技术含量相对较高，设计、施工相对复杂，建设成本一般高于地面应用，且发电效果一般也低于地面应用，并且单个项目容量越小，单位造价越高。尽管经历了前些年的大幅成本下降，8-10元/W的分布式光伏发电项目系统造价仍然相对较高。光伏发电价格优势也并不明显。即便加上国家给予的分布式补贴0.42元/kwh，项目的投资回报率也不高。
2、建设场地问题。安装光伏发电设备最大的难题就是如何协调楼顶空间使用问题，中国的屋顶产权也十分复杂，若租用大面积连片屋顶，涉及到的产权方、利益方很多，通常协调难度大。另外，一旦出现经济效益又面临如何分配难题。目前，国家电网承认拥有大产权的房屋住户拥有自主上网发电的资格，但是，还存在着一部分小产权房业主，国家电网实际上也为他们提供了用电服务，但不允许其并网发电。
3、政策可操作性问题。国内光伏市场依然是纯政策驱动的市场，光伏宏观政策已经比较全面，但来政策可操作性还有待加强。比如，光伏企业在财税、备案流程、电网代付操作、补贴周期这些细节政策上的可操作依据。再如光伏项目备案制，项目要备案到哪级部门、补贴由谁发放，这些都缺乏详细规定。
三、2024建议
以分布式光伏发电为代表的清洁能源为城市治理雾霾提供了一条路径，但是作为新型能源供应模式，现实发展中也存在一些难题。根据个人理解，在此提出一些对策建议。
1、建议将分布式光伏发电纳入城市规划与建设，统筹规划,合理布局。鼓励体育场馆等公共建筑、工业厂房、商业综合体等按照光伏建筑一体化要求进行设计、建设，在建筑设计阶段就使其满足光伏应用的具体要求，如雪载、风压等，综合利用建筑物表面，合理配置配套设施，有效提升资源利用率。
2、完善配套电网设施建设。加强光伏发电配套电网建设和改造,确保配套电网与光伏发电项目同步建成、同步并网。积极发展和应用融合了先进储能技术、信息技术的微电网和智能电网技术,提高电网系统接纳分布式光伏发电的能力。
3、创新商业模式。城市分布式光伏建设中，往往面临资源过度分散，房屋产权复杂，小型单位或家庭自建还面临投入及维护等难题，需要创新发展模式，例如资源租赁等，建议2024部门及行业协会对新的模式进行指导、规范，在法律、制度等方面保证各方利益。
4、建立合适的投融资体系，为分布式光伏产业提供有力的金融支撑和服务。发挥开发性金融机构的引导作用，创新金融服务，根据分布式光伏发电发展规划制定年度融资计划，合理安排信贷资金规模，积极支持分布式光伏发电建设。针对家庭、小型单位用户提供较为灵活的金融服务，鼓励家庭高效使用屋顶资源。
5、建议地方政府加强对分布式光伏发电的重视和支持，加大地方政府统筹力度，简化审批程序，做好在政策落地、项目管理、宣传推广等方面的工作，为分布式光伏发电提供良好发展环境。
[参考文献]
1.萧函,李胜茂等.2014-2024年中国分布式能源产业深度调研及投资前景预测报告[M].中投顾问产业研究中心，2013.
2.黄健.我国屋顶阳光发电的政策研究[D].杭州：浙江工业大学，2012.