光伏运维方案篇1
【关键词】光伏发电；问题；技术措施；研究
分布式光伏发电是指位于用户附近，所发电能就地利用，以10（20）千伏及以下电压等级接入电网，且单个并网点总装机容量不超过6兆瓦的光伏发电项目。分布式光伏发电具有资源分散、项目容量小、用户类型多样、发电出力具有波动性和间歇性等特点。
目前国家明确了分布式光伏发电项目接入系统典型设计共13个方案。其中，分布式光伏发电项目单点接入系统典型设计共8个方案，分布式光伏发电组合接入系统典型设计共5个方案。
1.分布式光伏发电存在的问题
近年来，为响应国家可再生能源发展战略，促进光伏产业发展，10千伏（20千伏）、380伏（220伏）分布式光伏发电项目陆续在全国建成并网运行。虽然这些分布式光伏发电项目配置了相应的安全保护自动装置，但是相应的运维管理和安全管理制度尚不健全，为有源配电网安全、稳定运行埋下隐患。
（1）作为新兴产业，受检测设备、检测水平及光伏发电特有的波动性、间隙性特征和部分电能质量超标指标等多方面条件制约，光伏发电项目入网前的测试与评估工作存在诸多薄弱环节。
（2）对分布式光伏发电并网的工作流程和要求进行了规定，对分布式光伏电站孤岛运行时存在向系统倒送电的安全风险提出了相关技术要求。但是，对投运后对分布式光伏电站安全自动装置的运行维护责任没有进行具体明确，对由于安全自动装置运维不到位、不能发挥应有功能而引起各类事故的安全责任没有进行具体明确规定。
（3）由于非计划性孤岛现象的不可预知性，孤岛运行的电网严重威胁电网设施运维人员已经用户的人身安全；同时，由于主网不能控制孤岛中的电压和频率，从而导致孤岛运行电网损坏供电范围内的公共配电设备和用户设备。
（4）随着国家对分布式光伏电源发电项目上网电价补贴政策的出台，分布式光伏电源发电项目将越来越多，配电网中的分布式电源点将越来越多，尤其是380伏接入的分布式光伏电站，该项目具有接入方式简单、便捷，价格便宜的特点，但大多数一线配电运维人员受专业知识限制，对该项目不太熟悉，对广大一线配电生产人员在日常运维、抢修工作存在极大的安全风险。
2.改善分布式光伏发电的技术措施
（1）修订完善《分布式光伏发电并网管理规定》，将管理职责章节中明确各级安全质量监督管理部门的职责，重点体现在出台各类针对分布式光伏电站并网的相关安全管理制度；参与审查分布式光伏电站接入方案，对接入方案中的安全自动装置配置方案和功能等进行审查等。
（2）明确对接入分布式光伏电站的配电网停电检修施工涉及的停电申请办理流程，特别是涉及380V分布式光伏电站产权分界点开关设备停电操作停电申请办理流程，重点是是否要在停电申请书上反映停电范围内分布式光伏电站的并网接入情况。另外，在各类设备操作流程及权限、安全措施设置要求等方面需进行明确。
（3）完善、改进现有防孤岛保护装置、安全自动装置及其控制策略，提高保护装置、安全自动装置可靠性，降低非计划性孤岛发生几率。分析、研究非计划性孤岛电网运行可能给人身、电网、设备造成的危害以及可能产生的安全风险；根据各类安全风险制定相应的预控措施、应对措施、危机处理措施或事故应急现场处置方案。
（4）供电企业和光伏电站均应加强相关管理人员、技术人员与运维人员的培训工作，制定培训计划，定期组织开展业务培训，学习与光伏项目有关的国家、行业或企业规章制度、方案、标准等知识，学习与光伏设备有关的现场运维管理、设备管理、检修管理、调度管理等知识，取得国家、行业或电力企业颁发的有效工作证件。
光伏运维方案篇2
【关键词】分布式光伏发电；示范工程；优化
前言
随着光伏电池技术的不断完善和成本的持续降低，以及国内新的“金太阳”、“金屋顶”目录的出炉和一系列光伏政策的出台，特别是《国家电网公司关于印发分布式光伏发电并网相关意见和规定的通知》和《国家电网公司关于印发分布式光伏发电接入系统典型设计的通知》两项文件的，从更高程度上加深了全社会对光伏发电产业的认知度、认同感，使个人从事光伏发电成为可能。这无疑为分布式光伏发电的发展打了一剂强心针，甚至有人提出“光伏行业的全面繁荣还靠分布式发电”的说法。
1、分布式光伏发电示范工程概况
项目建设于北戴河地区，使用275wp太阳能光伏电池组件，1号楼配置太阳能电池组件180块，2号楼配置太阳能电池组件108块，3号楼配置太阳能电池组件90块，装机容量共计104kwp，配置20kw光伏并网逆变器2台，30kw逆变器2台，每栋建筑物楼顶配置1台配电箱，通过电缆将电能送至厂区800kVa变压器380V母排下口。
本文将以此工程为背景，提出优化建议。
2、系统优化
2.1景观效果优化
布置于楼顶的太阳能电池组件，采用了最常见的电池阵列布置方式——将电池阵列掩藏在女儿墙中。此布置方式虽然维持了建筑物的协调性，但景观展示效果不明显，无法达到宣传展示的效果，因此应突出宣传展示效果，加强示范定位。
本地区建筑多在屋顶后期建设红色尖屋顶，以适应防水的需求。结合屋顶防水要求，可以考虑多尖顶或者弧形屋顶设计方案，甚至一些造型奇特的景观设计。
光伏电池的布置也可不局限于屋顶，在建筑屋顶面积有限的情况下，可以考虑建筑的迎光面，设立玻璃幕墙，或设立透光的薄膜电池窗户、遮雨挡等设施。以上设计方案中，可通过相关设计将接线盒、旁路二极管、连接线等隐藏在幕墙结构中。这样既可防阳光直射和雨水侵蚀，又不会影响屋内采光，同时太阳能电池也不会破坏建筑美学，破坏建筑物和环境的整体协调性，达到与建筑物的完美结合。
考虑到建筑物本体的局限性，可充分利用场地内的其他区域来设置太阳能电池阵列来增加装机容量，例如走廊、停车棚、路灯，甚至封闭两楼之间的空地。由于彩色太阳能电池的存在，也可以通过巧妙的思维组出漂亮的图案，例如组成企业logo造型等创意画设计，建设于企业门前、绿化带、广场等位置来增加景观效果，同时应将汇流箱等设备与景观结合设置在隐蔽处，以维护景观协调性。
2.2系统智能化、监控及人机接口显示部分优化
2.2.1存在的主要问题
系统具备发电量、环境气象参数、功率输出、统计报表等显示功能以及设备状态获取、模式转换、防孤岛等监测、监控功能。根据采集的数据量来看，系统实现的功能还可以适当的丰富。可优化的主要问题有以下七个方面：
1）人机界面及展示功能较简单。2）系统运行调度控制功能较少。3）子系统之间的联系较少4）数据没有充分应用。5）系统缺乏智能功能。6）缺少联网功能。7）系统管理软件的能量管理思想不强
2.2.2优化方案
针对以上发现的系统问题，优化方案如下：
1）丰富人机界面，增加系统运行调度控制功能。
2）增强系统监控，实现监控功能的统一和加强。
3）加强系统与各个设备以及各设备之间的联系。
4）加强对数据的挖掘，提高系统控制的智能性。
2.2.3人机界面设想
利用软件平台进行管理，避免人工管理的失误和延迟性，从而实现高效率的管理，分为四部分：展示管理；运行环境条件管理；系统运维及调度控制管理；数据采集分析管理。
人机交互界面可满足下列要求（不局限于此）：
1）仿照电气一次系统图的控制系统人机控制界面，建立分布式光伏发电系统的系统控制界面。
2）对外实现系统运行状态、设备运行状态、组件发电状态、系统潮流走向、环境情况，实时发电量，总的发电量等展示，使不了解光伏发电的人员对分布式发电的系统运行方式产生直观认识，一目了然。
3）实现系统运维人员在展示图基础上的运维控制功能，例如，关闭某个阵列的光伏组件，相应的光伏组件和逆变器的设备状态数据实时的发生变化，同时伴随着图中设备图形的形式和颜色发生变化。相应的告警、操作提示以及五防功能也可一并实现。
4）采用3D立体平台，向参观者直观的、立体的、多方位的、全面展示光伏发电系统。此展示平台的展示内容应包括电池板分布情况，电缆走向，逆变器和汇流柜的布置情况，系统运行情况，设备运行状态，光照角度、光照强度、风速、气温等运行环境条件，还应展示不同运行条件下的实时输出功率，总的运行功率，运行的天数，失压的天数及其原因，节能减排数据等情况，这些数据可通过曲线图等方式进行展示。
5）展示系统本体情况，包括展示光伏板污损情况、衰减情况，逆变器转化率，系统内部损失等情况，应具备运行维护的智能提示情况，例如巡视周期提示，巡视项目提醒等内容。
6）展示光伏系统谐波电压与电流，电压异常时的响应特性，频率异常时的响应特性等数据，并能采用曲线图等方式进行显示，可进行后台分析。
7）增加展板、视频介绍以及触碰屏等多种形式进行展现。通过这些窗口，不仅可以介绍此示范工程从无到有的建设历程，还可以介绍工程建设、并网过程中的难点及解决办法，供分布式光伏发电建设者借鉴。
3、适应配电网智能化发展
配电智能化有助于提高电网供电可靠性、系统运行效率以及终端电能质量；有助于实现分布式发电、储能与微网的并网与协调优化运行，实现高效互动的需求侧管理；有助于结合先进的现代管理理念，构建集成与优化的配电资产运维与管理系统。
分布式光伏发电示范工程应抓住配电网智能化建设和光伏发电技术日新月异的重要机遇，结合自身各方面条件，分析各个不同区域分布式电源/储能及微网发展的典型模式，完善自身，突出示范工程定位，形成有关标准。
掌握分布式发电/储能和微网系统的接入与协调控制技术，在提高电网可靠性和提升电力系统整体运行效率方面取得较大的综合效益；通过研究和推广分布式发电/储能及微网的接入与协调控制技术，深入分析对电网负荷特性以及生产运行带来的影响，正确引导，逐步扩大分布式发电/储能与微网的在配电网中的应用规模，逐步提高协调控制能力，充分发挥新型分布式发电/储能与微网技术能源利用效率高、节能减排效益明显、电热冷三联产综合效益好的优点，提高系统的供电可靠性，改善系统的峰谷特性，使其成为未来大型电网的有力补充和有效支撑。
光伏运维方案篇3
（1.徐州工程学院数学与物理科学学院，江苏徐州221000；2.徐州工程学院图书馆，江苏徐州221000）
【摘 要】提出基于光伏产业现状探索新形势下应用物理学（光伏方向）的专业建设的几点新思考，以学生充分就业为根本的教学任务，探讨徐州工程学院应用物理专业如何开展专业建设和修改人才培养方案的实践教学体系建设。
关键词应用物理学；专业建设；实践教学
我校当年为了和省内高校进行错位竞争，选择将光伏方向作为应用物理学的突破口，从专业开设至今，为省内外各大光伏企业输送了大量的人才，获得了用人单位的好评。但是期间，光伏产业发生了巨大的变化。进入2012年，我国的光伏产业受外部影响严重，无论是电池组件，还是多晶硅的产量增长率均下降严重，近九成光伏企业停产或处于停产边缘。2013年以来，在国内多项利好政策带动下，光伏产业逐渐恢复，设备及其元器件制造业景气状况出现明显好转。光伏产业作为一个政策影响较大的行业，对于学生的培养更需要合理的专业建设来应对产业的不确定性。目前，国内相关高校光伏方向的课程设置仍然以光伏产业辉煌时的培养方案培养学生，采取粗放性的教学，这不符合产业发展的需要，也不符合学生未来发展的需要。因此，我们提出在新的形势下，修改光伏方向的专业建设，对于提高该方向的教学质量有着重大的实际意义；也对于日后学生在企业的发展及自身的成长有着重大的实际意义。
1 既有培养方案存在的问题
我校对于该专业方向曾经制定了2009和2012版的培养方案，对比两个方案，我们发现其中变化不大。从光伏产业发展情况看2009版培养方案是符合当时光伏产业发展特点的，当时光伏产业高速发展，对相关人才的需求可以说是不计成本和代价的，且当时国内开设有相关专业的高校少之又少，因此2009版的培养方案处于摸索阶段，实际是基于传统物理+部分光伏知识的结果。而2012版培养方案修订实际是在2011年，对于2012年出现的巨大变化始料未及。按照此两种培养方案，在教学中，我们看到对于学生日后所从事的光伏产业的相关知识储备不足，而传统物理知识过多，造成该方向教学质量明显下降。学生毕业后对要从事的行业了解甚少，这一点在我们带学生去企业实习中已经有所反应。为了改善该方向教学现状，我们在课堂上作出了种种努力，例如降低教学难度等，加大光伏知识的讲解，但是受制于专业建设的设计，教学依然没有得到太大改变。
众所周知，专业培养方案的制定要找准本校人才培养定位，充分发挥自身的人才培养特色，注重人才培养的行业企业背景，强调人才培养模式的改革创新。2009版和2012版的培养方案在培养目标、培养要求、毕业标准等基本的方案内容上问题不大，但是对于专业建设的设计需要做调整。为了帮助学生更好地适应光伏方向，我们试图在光伏产业特点、新形势下机遇与挑战的基础上，结合专业培养目标，在本校实际情况下，研究专业建设的设置，从而使教学质量得到实际意义上的提高，使学生能够从容面对将来的就业。
专业建设，即一个专业所设置的课程相互间的分工与配合构成的。专业建设是否合理、课程内容是否先进直接关系到培养人才的质量。而且，一个专业要具有区别于其他专业的培养方向和业务范围，就应有自己独立的专业建设。光伏方向的课程划分为通识教育平台课程、学科专业基础课程、专业（方向）课程、集中实践环节和课外实践环节五个方面。
2012版的培养方案中，公共基础教育平台、学科基础平台、专业教育平台、选修课程、集中实践与第二课堂占总学分的比例分别为35.59%，22.03%，13.84%，14.41%，11.86%和2.26%，从中可以看出对于具体光伏方向的选修课程只占到了总学分的14.41%，这对于学生的成长和就业是不利的。而基础课程（包括公共基础教育平台、学科基础平台、专业教育平台）其比例高达71.46%，两者相比较，可以明显看出对于相关光伏产业的知识传授是偏少的。
应用物理学（光伏方向）作为一个面向产业发展，为产业提供人才的专业，其专业发展应该紧密联系光伏产业发展方向，把握产业发展的特点。例如国家允许私人发电并网，其中私人发电很大一部分就是家庭光伏发电，这就要涉及到太阳能建筑一体化、太阳能光伏发电系统等课程，而在我校应用物理学（光伏方向）专业的专业建设中并没有相关的课程。
因此，对于应用物理学（光伏方向）专业的专业建设，要体现产业特点、发展趋势，唯有这样学生才能够增加基本技能的锻炼，培养学生创新精神和实践能力，达到提高人才培养质量的目的。
2 专业建议的几点思考
2.1 一条主线
结合应用物理学专业特点和徐州作为新能源发展较好地区的优势，我们提出“科教结合”、“校企结合”（协鑫集团、海润光伏、艾德太阳能等）一条主线，坚持四年实践教学不断线，通过构建实验、实习、创新实践三大硬件平台，构筑课程体系框架，校企联合编写特色教材、开设学科思维意识讲座以及在学分基础上探索创新学分等手段，保证实践教学的规范性、科学性、目的性的有序长效开展。
2.2 平台建设
融合我院拥有的太阳能驱动LeD照明系统工程技术研究中心、薄膜太阳能电池工程技术研究中心、徐州市光电工程重点实验室、徐州市新型电池材料重点实验室等资源，强力打造功能集约、开放充分、高效共享的实践教学基地，力争实现教学、实习教学和创新实践教学的三大教学平台，且三大平台相辅相成。
2.3 课程设置
除保障通识通修的基本科目，例如思政课、外语课、高数课之外，将剩余学分分成学科基础、学科基础选修、专业发展选修、就业发展选修等课程类型，现实目的多样性的分层次、模块化的课程体系构架。
2.4 实践模拟
以企业对员工的要求来培养学生，将今后学生面临的工作任务转化成彼此独立又相互联系的项目化的教学是当前新形势下探索专业建设改革新的核心。具体来说，就是选取典型的企业任务作为载体，以学生出发点，同时根据工作任务的性质，工作工程的顺序和学生已有的通识基础进行教学设计、安排教学活动，实现理论教学与实践教学的结合、能力培养与工作岗位对接的目的。
例如江苏省提出要大力发展分布式光伏发电系统，以此实际需求，把能够独立完成光伏发电系统安装与维护的技术人才作为培养目标，围绕这个实际目标，将教学过程分为三大类：
（1）项目申请
作为受政策影响较大的产业，光伏企业很大一部分市场直接来源于政府，因此与政府打交道必不可少，类似申请书，项目书的书写必不可少，因此要求学生要具备相关的知识。我校已经决定在2015级学生中开设《大学语文》，这对该部分的教学是一个很好的补充。同时应该鼓励学生，选修文学院开设的《应用文写作》等相关的公选课程，加强该方面的锻炼。
（2）项目执行
项目申请到后，就涉及到项目的执行。这当中包含了光伏组件的选择、控制器、逆变器、防雷接地系统、流量监控等的选择，为了更好地服务学生，我们目前已经开设《光伏材料》、《硅片晶控技术与加工工艺》、《光伏发电系统的设计与施工》、《光电子技术》、《材料物理与化学》、《光纤技术及应用》、《电子材料与器件测试技术》等课程，但是应该清楚看到要完成这个任务，学生还应该选修《太阳能建筑一体化技术与应用》、《材料、制备工艺及检测》、《太阳能光伏发电技术》等课程充实学生的知识水平。
（3）项目运营
众所周知，我国大部分的光伏电站的发展，都存在重建设和轻管理的问题，如果不重视运营管理，会造成较大的安全隐患；组件不注意清洁维护，严重影响发电效率；反之，加强运营管理，则可以保证设备及人身安全、减少业主经济损失；获得更高的发电量，提高经济效益；良好的运营维护管理可以有效的减缓组件的衰减及系统效率的降低速度。所以这些运营管理对今后的电站投保以及电站交易有重要意义。而这部分内容在当前的人才培养方案中没有得到体现，虽然我们也意识到这个问题的严重性。例如我院2014年12月8日与协鑫新能源运营管理有限公司签订了合作协议，其中一个重要内容就是让学生去其运营的电站协作运营管理。但是应该在培养方案适当加一些类似的课程，以及请协鑫公司等相关公司帮忙共同编写相关的教材，使得学生能够更好地适应未来的工作。
3 拓展实验室功能
围绕学生充分就业这样一个中心问题，构建以模拟工作任务为核心的实验室管理体系，在实验室运行过程中，除保障基本实验外，应该鼓励学生实现自主管理，注重过程的运行模式，坚持项目制度，注重过程管理。以江苏省大学生物理竞赛、节能减排大赛、大学生“挑战杯”学术/创业竞赛、点子设计大赛等科技竞赛为纲，鼓励学生积极参赛，自组团队，自定题目；同时通过专家会诊把脉等措施，赋予实验室学生实习的消化功能，培养学生自主解决实际问题的能力。
4 学生对行业的热爱
光伏产业受政策影响较大，产业波动较大，对于将来要从事该行业的学生产生较大的心理压力，尤其是恰巧处于谷低时期的毕业生，对于该行业的从事热情较为低。我院当前专业的生源超60%来自富裕的苏南地区，该部分学生对于就业的要求较高，就业地区也有明显的倾向。据我们对合作企业的调查，该公司在西部地区长期从事营运、管理的职工中，来自于发达地区的比例相当小。因此在专业建设中，应该要对此做出相应的改变，对于学生就业观、区域观要加以引导。
通过两次培养方案的修订，应用物理学（光伏方向）专业得到很好的发展，达到了育人的目的。而本文所考虑的几个问题，部分已经在专业实践中有所体现，同时有助于我院2015版人才培养方案的调整。通过培养方案的修订，能够真正实现学校和实习单位各方围绕“学生就业”这个中心转，实现真正意义上的两大课堂和三大平台的互动，学生综合素养和创新能力得到打造，我们坚信，在新一轮普通本科转型应用型本科大潮中，我院应用物理专业能够得到长足的发展。
参考文献
［1］刘燕，聂思痕.我国光伏产业发展路径选择[J].江西社会科学，2015，2：58-61.
［2］徐燕，刘永生.实践与课堂相结合的教学模式[J].教育教学论坛，2015，3：161-162.
光伏运维方案篇4
中欧贸易史上涉案金额最大的贸易争端――中欧光伏案，经过双方艰苦谈判后，最终达成有出口数量和价格限制的承诺方案。这让中国光伏业稍稍松了一口气。
从8月6日起，按照协议要求，94家承诺企业对欧盟出口硅片、电池、组件可免征反倾销税，有效期至2015年年底，而其他未承诺企业对欧盟出口上述产品将被征收47.6%（非承诺的应诉企业）或67.9%（非应诉企业）的反倾销税。
中国每年出口欧盟的光伏产品将不能超过7吉瓦配额，价格不能低于0.56欧元/瓦。据悉，0.56欧元/瓦的协议价格仅仅略低于欧洲光伏产品的售价，后者约为每瓦0.57-0.65欧元。
数据显示，去年中国对欧洲出口光伏组件12吉瓦左右，对欧洲市场占有率达到70%-80%，7吉瓦的数量限额将使企业损失20%的市场份额，这部分份额很可能迅速被韩国、日本等国的光伏产品所占领。
配额之争
7吉瓦的总量限制，该如何分配，各企业之间开展了激烈讨论，并且至今尚未确定最终方案。
8月5日，中国机电商会公布了《对欧盟出口光伏电池产品价格承诺实施办法》，确定了最初的光伏配额方案，即“6：3：1”的分配方法。《办法》规定，价格承诺协议规定的年度出口数量将先分为三个部分再进行分配。第一部分为总额度的60%，按照企业出口比例分配，其中，30%按照欧盟反倾销调查期（2011年7月1日至2012年6月30日）出口份额计算，30%按照2012年7月1日至2013年3月31日出口份额计算。
第二部分占总额度的30%，将作为鼓励和重点支持份额，分配给参加行业抗辩企业。第三部分即剩下的10%，将优先用于扶持出口规模较小的企业，对按条款分得年度份额不足2兆瓦的企业补足到2兆瓦；剩余部分用于支持自有品牌、科技含量高、财务状况良好的光伏电池出口。
6：3：1的分配方案后引发争议，目前该方案转向了6.25：2.5：1.5的方式，但最终方案如何仍然未知。62.5%的配额按照企业出口欧盟的历史状况进行分配，这就意味着大企业多得，小企业少得。作为鼓励的25%配额，主要也还是给大企业，因为能够参与积极抗辩的企业，也多是大企业。而相对来说，大部分小企业无论是从成本还是技术方面，都很难生产出得以享受0.56欧元/瓦高溢价的高效组件。
无论怎样，大企业或将成为此次交割承诺的最大的受益者，产能较为落后的小企业仍旧难逃被淘汰的命运。7月15日，《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》进一步细化了国务院提出的刺激国内光伏需求的“国六条”，强调了要择优扶优、优胜劣汰，提出“加快推进企业兼并重组”的指导意见。从另一方面说，价格承诺或许成为了倒逼国内光伏业转型升级，进一步加速整合的助推剂。
江苏常熟阿特斯阳光电力公司瞿晓铧就表示，以价格承诺取代高额反倾销税，是促进中国光伏产业加快洗牌进程的正能量。价格有了底线之后，龙头企业不再被中小企业牵着鼻子趟价格战的混水。这种情况下，拥有自主品牌、研发实力、销售渠道的龙头企业将在欧盟市场形成显著的竞争优势。
产业待升级
专家指出，此次达成的价格承诺维期两年，这段时期内整个光伏产业在技术进步的推动下，成本会进一步下降。同时，韩国、日本、台湾地区的组件价格又直逼中国大陆光伏产品价格，且不受价格承诺约束，长远来看，有可能在欧盟市场的占领上会对国内的光伏产品出口产生冲击。这意味着，未来两年内中国光伏产业只有在产品性能、质量可靠性、售后服务等方面形成一定优势，才可能维持在欧盟市场的原有份额。
近年来，中国光伏产业成倍增的粗放扩张，一方面“小散乱”现象突出，产品质量参差不齐，另一方面自相残杀，大打价格战，最终在海外市场屡屡受到“双反”。
中国人民大学法学院教授、商法研究所所长刘俊海曾在接受本刊采访时分析，这一方面是由于海外市场对于中国的综合竞争力有恐慌心理，贸易保护主义阴魂不散。而另一方面，我们的企业亦存在低端增长的问题，薄利多销的营销方式容易在对外出口时引起争议。而事实证明，粗放的模式具有不可持续性。
2007年至2012年，中国光伏行业连续5年年增长率超过100%。2011年和2012年，中国光伏产能已经达到35吉瓦和40吉瓦，占全球总产能的六成以上，而2012年全球光伏装机量只有32吉瓦，粗放式增长导致了光伏业的过剩产能，如何消化成为下一步的关键。
去年，英利光伏组件出货量2.3吉瓦，出口欧盟量占60%，达到1300多兆瓦，成为行业老大。英利绿色能源宣传部负责人王志新已经表示，英利已经着手由由光伏组件制造商向太阳能能源提供商转变，未来，英利将不单单只做光伏组件，而会将产业延伸到产业链下游，积极涉足光伏发电、太阳能电站领域。在广西、河北等资源丰富省区，积极投资太阳能电站以及分布式发电。
8月20日，国家能源局《关于开展分布式光伏发电应用示范区建设的通知》，批准了全国18个分布式光伏应用示范区建设项目。这18个示范区项目将在2015年全部完成，总装机容量1.823吉瓦，其中2013年开建749兆瓦。首批分布式光伏发电示范区的分布式光伏补贴额确定为0.42元/度，成为光伏业的利好政策。
根据获批示范区建设项目名录，在列其中的项目业主有民企亦有国企、央企，包括中节能、英利、中兴能源、向日葵、中广核、招商新能源、东方日升等公司的15个独资投资主体及3个合资投资主体。
光伏运维方案篇5
关键词：建筑光伏发电；并网发电；经济效益估算；绿色建筑；分布式能源
引言
随着国家大力推进节能减排战略，绿色建筑的概念日益被人们接受。我国到2020年，绿色建筑占新建建筑比重将超过30%。在绿色建筑评价体系中，对太阳能的利用是重要的一部分。太阳能光伏发电技术目前较为成熟，市场上应用广泛，市场运营模式健全，经济效益可观，而且国家大力扶持，有一系列补贴政策。所以太阳能是目前利用最广泛的可再生能源，我国太阳能资源丰富，发展潜力巨大。建筑光伏发电较集中式光伏电站，对土地资源的要求更低，且电能可以就地消纳，无需长距离传送，避免了电能的损耗，同时对公共电网的冲击也较小。建筑屋顶可利用面积大，增长潜力巨大，是可再生能源发展利用的重要方向。绿色建筑的光伏系统在设计应用时，需要考虑其他方面的要求，如对建筑结构承载能力的考量，对建筑功能和外观的影响。系统设计会变得更为复杂，根据所在地区的气候特点，建筑的周边环境，阴影遮挡，选择相应的光伏组件，安装位置和方式，兼顾建筑的外观，同时考虑发热对建筑的影响。设计流程为：光伏电量需求分析，确定光伏系统的形式，收集当地日照、气象、地理等条件，确定建筑可利用光伏发电的区域；光伏组件的选型与布置、确定发电容量，控制器、逆变器的型号容量选择，组件的支架与安装方式设计，交流侧系统设计，系统防雷、接地与保护的设计与配置，监控和测量系统的设计。
1光伏发电主要设备选型
1.1光伏组件的选型及安装
1.1.1光伏电池类型及特点分析光伏组件需满足下列要求：（1）有足够的机械强度，能够承受诸如冰雹等极端天气的影响；（2）有良好的密封性，可以防风、防水、减少外界对太阳能电池的腐蚀；（3）抗紫外线辐射；（4）绝缘良好；（5）电池单元间的连接可靠且能耗小；（6）有足够的工作寿命，一般工程上要求有20年以上的使用寿命；（7）组件之间的特性偏差不大，有相同的输出特性。主流的太阳能组件尺寸规格大约有两种，1000mm×1600m和1000mm×1900mm，分别由60个和72个电池片组成。整个系统应尽量选择同一型号的光伏组件，避免出现各支路电流不平衡，各时段效率不同等情况。1.1.2光伏设备的组装要求光伏电池方阵应选择朝南安装，如果有特殊原因限制，方阵面向东或西偏转的角度不应大于当地地理纬度的角度[1]。在屋顶安装光伏系统时，应设置避雷装置及栏杆扶手等保护设施。光伏阵列一般为固定式安装，安装倾角可参考文献[1]附录B的值，不同于集中式电站，建筑光伏与屋顶面积、周边环境、屋顶承载力等相关，宜根据实际情况进行综合考虑。光伏设备支架的承载和防风及屋顶的承重应经过严格力学计算的验证。光伏组件间距的设计原则是在冬至当天9：00~15：00光伏方阵不被阻挡。光伏阵列的布置需要综合考虑屋顶面积的利用率和早晚阵列前后遮挡所造成的热斑效应来选择横排或竖排方式。根据理论计算，横向排布可比纵向排布多5%左右的发电量，增加20%的占地面积，但安装的工程量和难度会稍大。
1.2光伏逆变器的选型
光伏逆变器将光伏发出的直流电转换为民用电压的交流电或并网点电压的交流电，是光伏发电系统中关键的一个环节。光伏逆变器的选型原则如下：（1）由于光伏逆变器容量越大，单位功率制造成本越低，效率越高，对于绿色建筑，可考虑选用一台容量可覆盖发电功率的逆变器；（2）由于一天中光伏发电量变化较大，需要选择直流输入电压范围宽的逆变器，从而可以最大限度地利用太阳能，增加光伏系统发电时间；（3）需要有抗干扰能力和过载能力；（4）当光伏发电系统发生故障后，逆变器应能将光伏系统从主网中解列，当故障排除后应能重新并网；（5）光伏逆变器必须装有防止孤岛运行的保护措施[2]。mppt（maximumpowerpointtracking最大功率点跟踪）控制器可以对光伏阵列直流输出的最大功率点进行跟踪，光伏电池的输出特性随环境温度和日照强度的变化会呈现不同的功率输出特性，mppt控制器及其算法可以通过改变负载特性提高光伏组件的发电效率。典型的mppt算法有：扰动观察法、定压跟踪法、模糊控制法、导纳增量法[3]。这些控制算法各有优缺点，应用于建筑光伏系统时需要根据实际环境情况及项目需求选择合适的算法。根据实际的设计经验，光伏组件的串联数目一般为18个、20个或22个，依据光伏组件的选型计算出逆变器mppt电压最大值和最小值以及最大直流输入电压，选择符合要求的mppt电压范围，并估算整个系统的发电功率和直流侧总电流，最后决定逆变器型号和个数。
1.3汇流箱的选型及安装
汇流箱的作用是将光伏方阵的多路直流输出电缆分组并汇集，使得接线有序便于维护，在发生局部故障时，可以局部检修，不影响整体工作，汇流箱的下一级接入逆变器，建筑光伏系统中常用12串或16串输入的汇流箱，汇流箱中应由直流故障保护单元、断路器、熔断器、防雷、浪涌保护器等元件构成，并配有电量检测系统和通信单元，可以实时将汇流箱内部的分支电流、电压和功率等参数上传到控制中心并可以远程操作开关。汇流箱的安装位置应就近安装在组件串的附近，从而减少电缆铺设长度和线损。箱体的安装高度满足各限制的要求，箱体底部留有足够空间用来安装、维修，箱体的防护等级应根据现场环境确定。
2光伏系统运行方案
2.1独立运行系统
独立光伏系统即离网光伏发电系统，系统所发出的电能提供本建筑物内电器使用，与公共电网隔离。负荷类型可以是直流负荷，交流负荷或者交直流混合的负荷。系统可分为有蓄电池和无蓄电池系统。在有蓄电池系统中，当发电功率大于本地负荷，可以将电能存储于蓄电池中，在发电低谷时使用。当发电功率低于负荷，并且蓄电池提供的电量仍不满足要求时，可以使用公共电网提供负荷。系统中需要安装光伏控制器，在蓄电池充满电时，光伏系统停止发电，防止蓄电池过充，当蓄电池低电量时，停止蓄电池放电，有效保护蓄电池。
2.2并网运行系统
并网运行是通过并网逆变器将所发的电能直接并入电网，光伏发电系统可以看做是一个分布式的电源，在建筑的公共电网接入点，电能可以是由电网流入建筑，也可以由建筑流向电网。相比独立运行系统，并网运行可以不采用蓄电池和光伏控制器，但需要并网逆变器和防孤岛运行系统。并网运行可以充分利用光伏电能，不会造成能量浪费，系统的固定成本比独立运行系统小，使用寿命一般按25年设计，而独立系统受制于蓄电池的使用寿命一般为10年左右，并网系统的运行维护成本也相对较低，目前并网技术已经成熟，建筑周边的电网接入点较多，因此，在设计建筑光伏发电系统时，一般重点考虑并网运行方案。并网逆变器配置以太网通讯和RS-485接口，把数据传输到计算机上观察、操作，监控系统应对下列参数进行监测和显示：光伏阵列直流侧的电压和电流、交流侧电压和电流、当日发电量、实时发电功率、总发电量、太阳辐射量、环境温度等系统参数、光伏组件温度，减少的二氧化碳排放量和故障状态等信息。
2.3系统接线的设计方法
以并网运行系统为例，并网接入电网的方式有：专线接入和支线接入方式。在设计系统前应先统计光伏组件的总数，选择串联个数和总串数，根据串数选择合适的光伏汇流箱型号和个数，组成光伏系统直流侧的接线。为保证系统电压稳定，每一串组件个数必须相同，而每个汇流箱接入的串数可以不同，要以节省汇流箱个数为原则进行分配。统一连接到室内直流配电柜，直流电压接入光伏逆变器逆变后连接到公共电网中。并网型建筑光伏发电系统是典型的分布式电源，为保证并网后对公共电网的冲击影响不超过限值，要求分布式电源的装机容量不超过上一级变压器容量的20%。
3经济效益分析
在设计建筑光伏系统时，经济效益是衡量项目是否可行的一个重要指标，需提供经济效益的评估表，确定投资回收周期和收益。建筑光伏系统输出功率相对较小，一般而言，一个建筑光伏系统项目的容量在数千千瓦以内，相比集中式电站，免去了土地价格，降低了安装费用和输配电费用。建筑光伏系统项目在发电过程中，没有噪声，也不会对空气和水产生污染，环保效益突出，因此，发电系统的外部效益同样不可忽视。
4案例
以上海地区一个绿色建筑示范工业园屋顶光伏系统的设计为例，选择并网运行模式，可利用的屋顶面积约为5000m2，采用1496块1.6m*1m的光伏组件，最大输出功率为250w，装机容量374kwp。22块组件为一串，共68串，每12串接入同一个汇流箱，不同建筑之间不宜共用汇流箱，所以项目总计使用7个汇流箱。所有直流线路接入园区的配电间的直流配电柜内，采用一个550kVa的三相逆变器，满载mppt电压范围为450-850V，最大输入电流为1200a。光伏组件分别安装在2个车间、1个办公楼的屋顶以及停车场顶棚上，组件的安装倾斜角度为25°。上海地区的年太阳辐射量约在4700mJ/m2[4]，则每块太阳能光伏组件年发电量为421.2kwh，1496块光伏组件的年发电量为630115kwh。逆变器平均效率为96%，其他传输损耗加上光伏设备维修保养停运的损耗，系统的效率按80%计算，光伏系统的年发电量可以达到500000kwh以上。根据《上海市可再生能源和新能源发展专项资金扶持办法》，分布式光伏的“度电补贴”金额为工、商业用户0.25元/kwh，补贴时间为5年，上海市的脱硫燃煤电价为0.4593元/kwh。《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》国家补贴为0.42元/kwh，期限为20年。本项目光伏组件设计使用寿命为25年，系统设计使用年限为25年。预计7~8年可收回投资，其余工作年份收入即为收益。
5结束语
（1）光伏发电系统的设计需要遵循可靠性、合理性、经济性的原则，既保证可以长期可靠运行，满足预计的发电量需求，又以经济合理的方式配置整个系统，以最小的投资达成设计的目标。系统设计可分为两个阶段，第一阶段选型和布置光伏组件，确定直流侧电能的参数。第二阶段完成整个系统的设计，对系统中用到的电力电子设备选型，匹配第一阶段设计的参数。（2）总结了对光伏系统设计中重要设备的选型，在建筑光伏发电系统中，可按照预算投资和发电量需求选择采用单晶硅或多晶硅光伏材料，计算出最优光伏组件串并联组合。逆变器的选型需要根据光伏阵列的串并联数，选择最大电压，最大电流和容量，而直流电压输入范围需与mppt控制器结合，范围尽量宽。保护系统至少监测到每一串光伏组件的工作状况，配置过流、过压、雷电、浪涌等保护单元，并网运行需安装防孤岛运行保护。光伏组件的安装和布置原则是尽量多地收集太阳能，同时考虑到电压恒定和遮挡的问题。（3）采用离网型式的光伏系统时，需要配置蓄电池和光伏控制器，能量利用率较低。而并网系统对并网条件要求较高，需配置相关继电保护系统，双向电能表和足够容量的并网接入点。目前，并网设备已较为成熟，城市电网容量和规模越来越大，为追求更高的发电效率和经济效益，优先考虑采用并网发电系统。（4）目前光伏发电可以享受上网电价和政府补贴，一般7~10年可收回投资，其余十多年寿命期内的收入都是利润，随着光伏产业技术升级，市场扩大，设备的成本已大幅降低，即使补贴政策今后退出，光伏系统仍然可以盈利。合理地设计建筑光伏系统可以提高发电效率，减少能量损耗，提供更稳定可靠的电能，减少污染排放。
参考文献
[1]GB50797-2012.光伏发电站设计规范[S].北京：中国计划出版社，2012.
[2]郑诗程，丁明，等.光伏发电系统及其孤岛效应的仿真与实验研究[J].系统仿真学报，2005.
[3]黄克亚，尤凤翔，李文石.组合模糊控制技术与扰动观察法提升光伏发电mppt性能[J].测控技术，2012，31（7）：130-135.
光伏运维方案篇6
基站负荷情况因基站设备实际运行负荷值与设计负荷值可能存在差异，建议新能源系统配置设计时，应对同类型场景在用基站负荷进行实测，以基站典型负荷作为设计基础。智能通风设备共配置2台，考虑到其间歇工作状态，因此暂按1台设备估算。传输设备和监控设备均为基站正常配置。新增风光互补系统监测设备，参考基站监控设备进行估算。根据前述分析，本方案基站设备以其典型负荷值为基础依据，其他设备以参考负荷为依据，综合考虑后，基站设计负荷为1635w。另外，风光互补系统的运行周期较长，通信设备可能调换或者扩容，风光互补系统可根据实际情况进行扩容。蓄电池容量计算根据基站业务需求、地理条件，结合风光互补发电系统造价以及维护等方面的情况，确定基站设备的后备蓄电池组保障时间为48h。由于目前磷酸铁锂电池存在技术和价格问题而尚未普及，成熟的光伏控制器和风机控制器都是基于铅酸电池充放电模式开发，专门用于磷酸铁锂电池的控制器比较少，也不够成熟。因此本方案选用胶体类型铅酸电池，该电池具有充放电次数多、使用寿命长、高温适应能力好等特点。风力发电机、光伏电池板容量配置本方案风光互补系统设计容量分两部分，一部分为基站设备用电，按风光系统日平均发电水平分比例配置，风力供电60％，光伏供电40％；另一部分为蓄电池补充电部分，全部由光伏发电系统提供，补充电容量按光伏发电系统从电池容量20％充至80％核算，为避免光伏充电容量配置过大，本方案中补充电容量按6天充满核算。根据当地气象部门提供的月平均风速、月平均日照小时数以及平均风速修正系数等，经计算分析，若要维持基站24h全天候运行，风光互补系统控制策略风光互补发电系统控制策略主要基于蓄电池管理，以蓄电池电压为控制核心，根据蓄电池的状态电压对各个控制器输出功率进行调节。通信设备需要连续稳定的电源供应，而风光互补系统具有不稳定性，因此需要依赖电池才能提供系统的稳定输出，所以电池状态是系统控制的核心。电池容量的估算有多种方法，与电压及电流都相关，控制系统中通过算法推算出电池的容量及状态。系统运行过程中，除蓄电池放电过低，发电系统的供电对于通信设备的用电均优于蓄电池的充电。系统控制器通过监测电池容量控制风光互补控制器的电力输出，如果蓄电池处于满容量状态，除设备用电外，需将多余的风力和光伏发电量卸除；如电池容量不足，除设备用电外，其余的风力和光伏发电量进入充电模式；如连续数日风力和阳光资源不佳，在蓄电池放电至容量过低时，为保护电池系统将发出停机告警信号，并切断用电设备。当资源恢复，系统监测到风光系统有发电量输出时，即为电池充电，当充电至电池容量可用时，开始启动通信设备供电。
基站监控系统
（1）机房环境监控机房环境监控包括对机房内部及外部环境状况的监控，机房内部环境状况包括机房门禁、门磁、机房温度/湿度、烟雾、水浸等；另外，还包括机房智能通风系统运行状态。机房外部环境状况主要包括室外温度、湿度等。通信设备安装在室内，风力发电机组和光伏电池板均安装在室外，室内、外设备的现场情况可以通过实时图像进行远程监控。（2）风光互补系统监控风光互补系统监控主要对发电运行情况进行监控，主要内容包括风光互补发电系统状态信息和现场可利用新能源信息等。蓄电池组方面主要包括蓄电池组工作状态、电压、剩余容量、温度等，风力方面主要包括风力发电机组运行状态，风机控制器输出电压、输出电流、发电功率、发电量等信息。光伏方面主要包括光伏发电模块运行状态，光伏控制器输出电压、输出电流、发电功率、发电量等信息。现场可利用新能源监测信息包括现场光辐射量传感器、塔上风速仪的现场实时数据信息。本方案利用集中控制器的无线通信模块实现电源系统和监控中心之间的无线通信和远程监控。远程监控中心能获得电源系统的工作情况和历史数据，如风力发电量、太阳能发电量、蓄电池充放电历史、系统故障历史等。积累的历史数据同时存储于本地并上传于监控中心，便于数据分析，为以后其他站点应用做基础。（3）其他基站配置小型逆变器，用于通信系统调试、抢修等临时用电。
技术应用特点
光伏运维方案篇7
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、国家电网和税务总局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，SolarCity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304.85亿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（SolaraccesstopublicCapital，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。
光伏运维方案篇8
微网系统将风力发电机所发电力，经风机逆变器转变为交流，提供给微网控制器进行离并网控制。太阳能发电通过光伏控制器转为交流上网，储能系统充放电管理由控制及数据采集系统统一控制和管理。除了风、光等多种新能源，还可以通过柴油发电机以及其它小型发电机结合储能系统统一给负荷供电。
2站用电微网系统关键技术
站用微电网是由光伏发电、风力发电以及储能装置和监控、保护装置汇集而成的变电站供电的小型发配电系统，它能够不依赖大电网而正常运行，实现区域内部供需平衡。当站用电正常供电时，首先消纳微网系统电能，实现系统电能消耗的减少和节约，当变电站电网系统出现故障，站用微电网可以为变电站提供必要的电源，从而保证控制系统正常运行，降低变电站故障恢复时间。
2.1站用电微网系统组成
1）风力发电系统,通过风力发电机将机械能转换为电能，再通过控制器对蓄电池充电，经过逆变器对负载供电；
2）光伏发电系统,利用太阳能电池板将光能转换为电能，然后对蓄电池充电，通过逆变器将直流电转换为交流电对负载进行供电；
3）储能系统，使微网既可以并网运行，也可以独立孤网运行，并保证功率稳定输出。储能电池组在系统中同时起到能量调节和平衡负载两大作用。它将风力发电系统和光伏发电系统输出的电能转化为化学能储存起来，以备供电不足时使用；
4）逆变系统，由几台逆变器组成，把蓄电池中的直流电变成标准的220V交流电，保证交流电负载设备的正常使用。同时还具有自动稳压功能，可改善风光互补发电系统的供电质量；5）监控系统，系统可以监控分布式能源运行数据，调整运行策略，控制运行状态。智能能量控制管理部分是保证电源系统正常运行的重要核心设备。
2.2站用电微网系统功能系统主要实现以下功能
1）微网系统包含光伏发电、小型风力发电机和储能设备。通过微网控制系统监控分布式能源运行数据，调整运行策略，控制运行状态；
2）微网系统独立运行时，储能设备作为独立运行时的主电源；当光伏发电系统和风力发电系统全部退出运行时，主电源的功率大于微网内所有负荷的功率时，微网系统会根据实际情况对所供负载进行容量调节和超限保护；
3）对于主从控制的微网，如果分布式电源的出力大于负载，会出现多余功率到送给主电源情况（如果不允许倒送），因此在微网独立运行时，可根据实际情况调节分布式电源出力的控制策略；
4）通过微网监测平台，全方位实时展示分布式电源运行状态、风、光信息及微网运行过程，为分布式电源及微网技术的推广应用，起到示范作用。
2.3引入微网系统条件
将微网系统引入站用电系统时，主要考虑其发电单元可利用的自然资源情况。参考风电场和太阳能光伏电站的设计条件以及相关规程规范，站用电系统中引入微网时，该变电站应满足以下条件：
（1）变电站所在地区10m高度处，年平均风速在5.6m/s以上；
（2）变电站所在地区太阳能总辐射的年总量在1050~1400kwh/（m2a）以上；
（3）变电站所在地区太阳能资源稳定程度指标在4以下。
3站用电微网系统设计
3.1功能定位
1）作为站用电系统电源的补充，减小站用电系统从电力系统的受电比例；
2）作为变电站启动电源，取代常规变电站站外电源。在变电站完全停电时，利用微网系统发出的电能启动站用电系统，完成主变压器和站用变压器的充电，再利用站内电源完成整个变电站的启动。在整个启动过程中，尽可能利用微网系统。本文考虑经济性因素，推荐变电站微网系统应以取代站外电源作为启动电源为目标，在现阶段技术条件下，采用站外电源和微网系统共用的过渡方式。
3.2接线方案
站用电系统结构如图1所示，储能设备、光伏发电和风力发电以图2的形式并列接入交流低压母线。微网与外部电网有一个统一的联络开关。控制策略采用主从控制设计，即在并网运行时，主电网作为主电源；在孤网运行时，蓄电池储能设备作为主电源。图1站考虑到微网系统的可靠性要求相对较低，而站用直流系统的可靠性要求较高，因此推荐为微网系统单独设置蓄电池，而不将站用直流系统的蓄电池与微网系统蓄电池合用；考虑到站用电负荷的特性，具有一定的分散性，且常规负荷均为交流负荷，因此推荐微网系统采用交流并网模式。
3.3设备选型及布置方案
1）风力发电机根据运行特征和控制方式可分为变速恒频风力发电系统和恒速恒频风力发电系统，根据风轮轴的位置可以分为垂直轴风力发电机和水平轴风力发电机。现风力发电机多采用变速恒频系统，而采用垂直轴还是水平轴则需要结合自然条件和功能需求确定。布置风电机组时，在盛行风向上要求机组间隔为5~9倍风轮直径，在垂直于盛行风向上要求机组间相隔3~5倍风轮直径。风电机组具体布置时应根据风向玫瑰图和风能玫瑰图确定风电场主导风向，对平坦、开阔场址，可按照以上原则，单排或多排布置风电机组。在多排布置时应呈梅花型排列，以尽量减少风电机组之间尾流影响。
2）太阳能光伏电池单晶硅、多晶硅太阳电池由于制造技术成熟、产品性能稳定、使用寿命长、光电转化效率相对较高，被广泛应用于大型并网光伏电站项目。太阳能光伏电池一般均安装在户外，电池板必须采用能经受雨、风、砂尘和温度变化甚至冰雹袭击等的框架、支撑板和密封树脂等进行完好保护。光伏方阵有3种安装形式：
1）安装在柱上；
2）安装在地面；
3）安装在屋顶上。采用哪一种安装形式取决于诸多因素，包括方阵尺寸、可利用空间、采光条件、防止破坏和盗窃、风负载、视觉效果及安装难度等。
3）储能装置
目前，国内变电站或配网运行的储能系统大多采用铅酸蓄电池，其维护量较小，价格低廉，但使用寿命和对环境的影响是其较大缺点。
4站用电微网系统应用实例
依托辽宁利州500kV变电站，对站用电微网系统的应用开展研究。根据站用电负荷需求以及站址位置的自然资源条件，提出了微网系统的配置方案。
4.1站用电负荷分析
根据本站的建设规模以及对站用辅助设施的用电量计算分析，本站在远景规模下的最大用电负荷为633.6kVa。变电站启动负荷主要考虑2台500kV断路器和2台66kV断路器伴热带负荷。经计算，变电站启动所需功率为20kw，容量为10kwh。
4.2风机配置
根据本站站址位置风资源实测结果，并考虑以下因素：
1）站址内设备众多，高空线缆密布，东西侧为进出线方向；
2）作为站自用电风机，不宜距离用电地点过远；
3）站址区域地形影响；
4）风机安全距离取两倍塔高，防止意外情况发生时造成周围建筑、设施二次损害；
5）办公楼楼顶的光伏设施不能被遮挡，因此风电机组的高度受到限制，不宜超过40m。本站考虑选用1台50kw风力发电机。
4.3太阳能光伏电池板配置
通过对站址太阳能资源评估成果计算，本区域固定倾角形式的光伏板在倾角为38.4度左右时，接受的太阳能辐射量最大，同时考虑与楼宇的协调性和光伏板间距等，最终决定光伏板倾角为30度。为保证全年真太阳时9时至15时内前后光伏板组件互不遮挡，结合光伏板的尺寸和布置形式，根据冬至日上午9时的太阳高度角和方位角进行计算，得到各光伏板间的南北行距为2m，该间隔同时可以供维护人员过往使用，板与板东西间隔预留5cm。综合上述布置要求，共布置98块190wp光伏板，计18.62kw。经估算，系统25年运行期年平均发电量为24.64mwh，多年平均等效利用小时数为1323h。
4.4储能装置配置
考虑储能装置的经济性及变电站内可利用的占地面积，采用蓄电池作为储能装置，容量按满足变电站启动要求考虑。蓄电池放电功率按20kw、放电时间按0.5h考虑，经计算，考虑一定裕度，蓄电池容量取200ah。
4.5微网系统的控制与保护
1）监控系统：系统可以监控分布式能源运行数据，调整运行策略，控制运行状态；
2）控制系统：保证站用电系统优先使用分布式发电装置发出的电能，并满足蓄电池智能充放电要求；
3）保护系统：配置有硬件故障保护和软件保护，保护功能配置完善，保护范围交叉重叠，没有死区，能确保在各种故障情况下的系统安全。
5经济技术分析
根据辽宁利州500kV变电站微网系统的配置方案，同时对原站外电源引接方案进行优化，对站用电微网系统引入进行经济技术比较。
5.1站外备用电源经济技术比较
前期设计方案中，站用备用电源采用66kV接网方案，站内外总投资约525万元。该方案可靠性较高，投资也较高。将站外备用电源优化为从变电站附近的10kV线路“t”接，站内设10kV箱式变电站1座。该方案站内外投资共约为256万元，比66kV站外电源方案节省投资约269万元。此方案可靠性比66kV站外电源方案略低，但能够满足本站对备用电源可靠性要求。
5.2站用电微网系统投资分析
依托工程微网系统发电装置总投资约为253.2万元，总计站用电系统投资509.2万元，比前期可研方案略低，但由于增加了新型能源发电方式，可靠性水平比可研方案明显增加。新型能源年发电量约为139.6mwh，每年节约资金139.6mw×0.6元/kwh=83760元，在变电站全寿命周期内，具备可回收性。新型能源产生的发电效益，不但明显减少了站用电系统电量消耗，也为降低网耗做出贡献。
6结论
光伏运维方案篇9
一、光伏发电行业现状
（一）全球光伏发电产业发展情况
1.现状。太阳能光伏发电是目前发展最为迅速、且前景最为看好的可再生能源产业之一。全球太阳能光伏发电新增装机容量从2001年的1.79Gw增长到2013年的46.9Gw。2013年，全球累计装机达123.2Gw。其中中国、日本、美国、德国分别新增装机11.3Gw、6.9Gw、4.75Gw和3.3Gw。目前，世界主要发达国家都已制定光伏行业中长期发展战略规划。2020年，欧洲国家的光伏装机容量将达4亿千瓦，美国达3亿千瓦。光伏发电行业进入一个快速发展时期，其在全球能源结构中也将占据更加重要地位。
2.未来发展预测。根据欧洲光伏工业协会（epia）2013年的预测，2013～2017年全球光伏发电新增装机量年均增长率12%，2017达70Gw。2020年，欧洲国家太阳能光伏发电占比将达12%，2050年约占30%；美国计划2020年提高到10%左右，2050年达25%。欧洲联合研究中心（JRC）预测，2100年太阳能发电将提供全球能源需求的64%，未来市场空间巨头。
（二）我国光伏发电行业基本情况
1.太阳能分布。我国属太阳能资源丰富的国家之一，按接受太阳能辐射量的大小，全国大致上可分为五类地区：一、二、三类地区，年日照时数大于2000小时，是我国太阳能资源丰富或较丰富的地区，面积较大，约占全国总面积的2/3以上，具有利用太阳能的良好条件。四、五类地区虽然太阳能资源条件较差，但仍有一定的利用价值。
我国太阳能资源分布的主要特点是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。
2.光伏电站建设快速发展。我国《能源发展战略行动计划（2014～2020）》（国办发[2014]31号）明确提出：要大幅增加太阳能、风能、地热能等可再生能源和核电消费比重，到2020年非化石能源占一次能源消费比重达15%左右，太阳能发电装机达到1亿千瓦装机，风电装机达到2亿千瓦。
与欧洲相比，国内光伏电站建设处快速发展阶段。2013年国内太阳能光伏发电装机达到1942万千瓦，2014年9月当年新增379万千瓦。预计未来几年我国将进入太阳能发电大发展阶段，年均新增将在1500万千瓦。
3.国内扶持政策密集出台。2013年以来，国家出台了一系列扶持光伏产业政策，这些政策在财政补贴、项目审批、并网服务、市场监管等方面给予大力扶持。这些政策激发了国内应用市场活力，为产业长期健康发展奠定良好基础。
4.上网电价政策明确。光伏发电项目上网电价一直是被重点关注和对企业发展产生重大影响的关键因素。电价政策的明确对光伏发电行业的健康长远发展提供了强有力的保障。
2013年8月，国家发改委《国家发改委关于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），将全国分为三类太阳能资源区，相应制定光伏电站标杆上网电价。三类资源区的电价分别为0.9元/度、0.95元/度和1元/度；分布式补贴价格则为0.42元/度。电价高出当地燃煤机组标杆上网电价的部分，通过可再生能源发展基金予以补贴。分区标杆上网电价政策适用于2013年9月1日后备案（核准），以及2013年9月1日前备案（核准）但于2014年1月1日及以后投运的光伏电站项目。
二、项目风险分析
近年来，我国光伏发电项目的建设取得长足发展。但由于项目的集中建设投资以及上游光伏组件价格大幅波动等影响，光伏发电行业存在的风险问题也日益凸显，需要各方进行深入分析并引起足够重视。
（一）政策风险
1.光伏电站项目对政府补贴的严重依赖。根据统计，火力发电的成本约为0.4元/度，水电的发电成本为0.2～0.3元/度，核电的发电成本为0.3-0.4元/度，风电的发电成本为0.6元/度，然而，光伏发电的成本却高达0.8-1.0元/度。因此，在目前的技术水平条件下，光伏发电仍然严重依赖政府的补贴支持，还没有具备脱离补贴、独立参与电源市场竞争的能力。国家的鼓励扶持政策对光伏发电等新能源行业的可持续健康发展起着决定性的作用。
2.国家对分布式光伏等项目政策仍不够明晰。虽然国家明确表示要大力推动其发展，并已制定较为全面的扶持政策，但具体办法仍不够细化。如光伏企业在税收减免、备案流程、电网代付这些细节政策上均没有较为明确的规定，导致现在分布式光伏备案、入网等手续依然烦琐。
（二）技术风险
1.光伏电站组件质量对项目运行产生大的影响。目前电站存在的问题主要分为两个方面。第一是电站系统角度，第二是电站设备角度，其中包括缺陷水平较高，串并联损失严重，质保不能得到保障，差异化质量问题等。根据杜邦公司调查结果，光伏组件衰减做得好的产品，每一年发电量的衰减可以做到0.5%，而一些没有经过检验的产品，衰减竟超过5%。经测算，电站使用年限按照25年计算，所使用的组建功率衰减0.5%和衰减5%相比，投资回报率相差9.4%。
2.未来技术进步对项目投资带来的不确定性风险。光伏电站投资具有一次投资，长期回报，后续运营维护成本低，收益稳定等特点。但由于光伏产业技术更新快，也使电站投资作为一项投资周期长达20年以上的项目面临着新技术带来的未来发电效率、并购技术、设备维护更新等不确定性风险。
（三）运营风险
项目的运营依赖光伏发电系统的正常运转和配套的电网建设，一旦光伏发电系统出现故障或是不能正常接入电网，企业收入将会受到影响。光伏发电量易受机组运行效率、当地的太阳能资源影响，如果发电小时数达不到预期水平，将直接影响项目的销售收入和贷款偿债能力。另外，随着各地新建光伏发电项目的增多，“弃光”现象时有发生，都对项目运营也将产生极大的影响。
三、项目融资思考及建议
（一）加大财税政策支持力度，完善金融支持政策
为支持光伏产业快速发展，一方面，未来政府应继续加大财税政策支持力度。完善中央财政资金支持光伏产业发展的机制，加大对太阳能资源测量、评价及信息系统建设、关键技术装备材料研发及产业化、标准制定及检测认证体系建设、新技术应用示范、农村和牧区光伏发电应用以及无电地区光伏发电项目建设的支持。另一方面，进一步完善金融支持政策。政府引导金融机构继续实施“有保有压”的信贷政策，严禁资金流向盲目扩张产能项目和落后产能项目建设。
（二）明确重点合作项目，差异化支持企业发展
金融机构重点支持央企发电集团、省属国有发电企业及控股、参股公司，以及具有较强实力的其他新型投资者。同时对主营业务不突出、盈利能力较差的民营企业审慎支持。项目方面，大力发展技术成熟、设备稳定的并网光伏电站，结合水电、风电大型基地而建设的风光互补、水光互补光伏电站。对包括北京、天津、河北等省（市、区）的18个分布式光伏示范区项目，以及其他开发建设条件已落实、运营有保障的项目给予重点关注。
（三）加大项目技术风险分析，严把电站质量关
项目融资评审中重点分析采取技术方案的可行性，需对技术成熟性和稳定性、核心设备的可靠性和先进性、设备供应商的技术能力和市场竞争等技术风险进行分析。原则上要求，项目主要光伏组件设备厂商属于工信部的《光伏制造行业规范条件》名单之列。必要时聘请相关行业专家，对项目技术方案进行评估，并采取针对性措施防范风险。
（四）积极创新融资模式，构建完善信用结构
光伏运维方案篇10
然而，在光伏产业陷入“寒冬”之际，光伏电站的融资项目也无奈“遇冷”。眼下，诸多商业银行对光伏电站望而却步。
受困“一刀切”
光伏电站的融资存在一定的特殊性。首先，融资期限长。一般情况下，电站要经过八年左右的时间才可盈利，前期需要资本的不断投入；其次，我国光伏电站的技术门槛较低，加之分布式发电试点执行、推广，会导致投资者在规模和行业上出现多元化。那么，对于诸多试图进入光伏电站的中小企业来说，融资缺乏相应的抵押担保物、弱化抵押担保需求的愈来愈明显。
但受累于光伏上游产业的产能过剩，商业银行对光伏电站纷纷关闭了大门。“总体来讲，整个银行系对光伏电站存在一定的偏见，没有区分光伏电站与组件生产体，而是采取‘一刀切’的做法，凡涉及太阳能的均避之不及，这是光伏电站融资的一大难点。”澜晶资本合伙人刘文平接受本刊记者采访时说道。
除此之外，刘文平介绍：“受限于电网结算不及时以及限发的问题，光伏电站并不能被当成固定收益产品，其资产流通性也很差。目前来说，银行不能仅仅以电站作为抵押，还需要第三方进行担保。”
对于银行融资渠道之外的融资方式，也多由于光伏产业深陷困境，而对光伏电站的融资暂收拳脚。
融资需求与融资环境如此不匹配的情况下，光伏电站融资之难可想而知。
稳定收益是关键
实际上，出于对资本的诉求，对投资者来说，只要光伏电站的投资收益率明显高于银行的贷款利率，就会有大量资本进入光伏电站投资这一领域。据了解，如果其稳定收益率达到10%，至少有几百亿元资金会快速进入（不包括可获得的银行贷款部分），如果可以解决保险和贷款，总资金规模足以投资几十吉瓦的光伏电站。
刘文平说：“资金是有的，不怕收益率低，就怕回报不稳定。”获得资本，缓解融资难题的前提，关键是确保光伏电站收益的稳定性，这又取决于发电量和电费收益的稳定性。针对于此，光伏电站产业需要从两个方面入手。
首先，需要在限发和结算方面获得政策支持。光伏电站的产品是电，只要政策得当，其受经济周期的影响较小，收益的稳定性就有保障。目前，光伏发电量占全国发电量的比重不到百分之一，还有相当大的空间。
刘文平介绍，确保光伏电站收益稳定的最根本的条件，就是政策的支持。第一，保证电量全额收购。在国外，比如德国，都采取这种方式支持光伏电站的发展。第二，保证电费及时结算。据了解，能源局和财政部已正在研究相关政策，电网公司直接和电站对接，按月结算。“如果这个政策可以通过研讨并推行，对光伏电站来说是很大的利好。当然，随着未来脱硫电价的上涨和电力交易市场的发展，收益率有可能会进一步提升。”
除却政策的支持外，刘文平强调，保证收益的稳定性还需要电站关注风险，并建立、完善风险防范和转嫁机制。这主要体现在以下几点：
第一，建设前期，要有体系化的方案。“很多企业在合同、并网方案等没有落手就开始投入建设电站，后期就会出现一系列问题。如果真想做可融资的电站，就需要把电站未来收益情况和整个融资方案先想清楚，有解决并网、发电、获取有合理收入的一揽子方案。”
第二，对电站的建设质量进行控制。一般情况下，借助epC公司，在设计、采购、建设等方面进行合理的规划。“如何布线、如何放置、逆变器房怎么建设、向谁购买关键设备等等，只有这些控制好了，才能保证发电性能，稳定收益。”
第三，梳理风险，实现风险转移。对于银行而言，发放贷款的前提，是项目的风险可控。对光伏电站来说，这就需要其项目投资的不确定性因素更少。“光伏电站可能遇到的风险主要有政策风险、并网风险、付款风险、技术风险、气候风险、场地风险及投资人破产风险等。对于政策风险、付款风险、并网风险，在日后可以通过政策调整予以解决，这也是光伏电站目前最期望得到的支持。而对于技术风险和场地风险，需要在建设电站前期就做好充分的调研和思考。在投资人破产方面，则需要电站通过财务制度设计，将单独资产和母公司主业资产相隔离，进行资产独立核算。这样，即使母公司破产，电站也可以单独存在，继续产出。而在气候风险方面，比如自然灾害、光照少等，则需要保险去缓解。这需要由保险公司根据风险评估设计保险产品，这个过程中也需要其他产品供应商、系统集成商和运维服务单位提供一定的产品质保或发电量担保。”
寻求模式创新
种种因素交错之下，基于公司信用和抵押担保物价值的融资模式，很难满足光伏电站的融资需求。因此，在保证电站收益稳定的条件下，还需要在光伏电站融资模式上有所创新。
“光伏电站融资不能只找国开行进行项目贷款，国开行是政策指导型银行，只对重点项目提供支持。如果商业银行也能支持的话，融资难题就会缓解很多。另外，在积极寻求商业银行融资方式的同时，也需要通过创新寻找非银行的机构支持。”刘文平说。
据悉，目前在光伏电站融资领域，有两种创新的做法。一个是融资租赁，另一个是资产证券化。
融资租赁（FinancialLeasing）最早出现在20世纪50年代的美国，是市场经济发展到一定阶段而产生的一种适应性较强的融资方式。据业内人士分析，融资租赁将为光伏产品提供更具选择性的业务扩展模式，并充分发挥融资租赁公司特有的杠杆作用，为企业提供全方位、专业化、多元化的金融服务。但融资租赁先天存在一些风险，如来自产品市场、金融、技术、贸易等方面的风险，其是否可以完全满足我国光伏电站的融资需求，还需要进一步探索。
对于资产证券化，刘文平介绍说：“电站资产证券化融资中，电站估值与银行估值不同，定价现值的形式以未来现金流折现。银行一般以净资产估值项目，并以一定比例折价贷款，即资产负债率有一定比例。”