中国大唐集团公司太阳能发电项目开发指导意见(试行)

1中国大唐集团公司太阳能发电项目开发指导意见（试行）第一章总则第一条为指导集团公司所属各企业科学有序的开展太阳能发电项目前期工作，特编制本指导意见。第二条本意见详细阐述了集团公司开发太阳能发电项目的指导思想、发展目标、开发原则、国内太阳能资源分布、光伏发电的主要技术、设备特点、太阳能发电的主要政策规划以及太阳能光伏发电、太阳能热发电项目前期开发的主要工作方法、工作流程及开发太阳能发电项目的保障措施等。第二章指导思想和目标第三条指导思想：深入贯彻落实科学发展观，以经济效益为中心，以集团公司“十二五”产业发展规划为引领，把积极发展太阳能发电作为优化集团公司电源结构的重要举措，以技术进步和规模化发展为主线，促进太阳能发电项目提高经济竞争力，为集团公司实现非化石能源目标和可持续发展开辟新的途径，创造新的利润增长点。第四条主要目标：到2015年末，集团公司太阳能发电投产2规模达到100万千瓦。太阳能发电将成为集团公司继风电之后的第二大新能源产业。在项目资本金财务内部收益率达到基准收益率的前提下，争取集团公司太阳能发电规模占全国太阳能发电总规模的比例不低于集团公司总装机规模占全国同期总装机规模的比例。第三章开发原则第五条集团公司太阳能发电项目的遵循以下原则：（一）效益为先、择优开发的原则。太阳能发电产业要重点加大资源优势区域、电价优势区域和政策优势区域的开发力度，以保障经济效益，经济评价指标达不到行业基准收益水平的项目暂缓开发。（二）符合规划、区域协调的原则。太阳能发电项目发展要与集团公司电源发展的总体规划进行对接，实行滚动调整。各区域的太阳能项目开发力度要在集团公司“十二五”规划的框架下进行协调和平衡，确保科学可持续发展。（三）战略统筹、科技示范的原则。太阳能发电对于电源结构调整和全球低碳发展具有重要的战略意义，要积极占领太阳能资源优势区、产业制高点和装备新成果，在商业化开发过程中注重新技术、新装备的应用和示范，为太阳能未来的规模化发展奠定基础。3第四章国内太阳能资源分布第六条根据各地接受太阳总辐射量的多少，可将全国划分为五类地区。一类地区：为我国太阳能资源最丰富的地区，年太阳辐射总量6680～8400MJ/㎡，相当于日辐射量5.1～6.4KWh/㎡。这些地区包括宁夏北部、甘肃北部、新疆东部、青海西部和西藏西部等地。尤以西藏西部最为丰富，最高达2333KWh/㎡（日辐射量6.4KWh/㎡），居世界第二位，仅次于撒哈拉大沙漠。二类地区：为我国太阳能资源较丰富地区，年太阳辐射总量为5850-6680MJ/㎡，相当于日辐射量4.5～5.1KWh/㎡。这些地区包括河北西北部、山西北部、内蒙古南部、宁夏南部、甘肃中部、青海东部、西藏东南部和新疆南部等地。三类地区：为我国太阳能资源中等类型地区，年太阳辐射总量为5000-5850MJ/㎡，相当于日辐射量3.8～4.5KWh/㎡。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、苏北、皖北、台湾西南部等地。四类地区：是我国太阳能资源较差地区，年太阳辐射总量4200～5000MJ/㎡，相当于日辐射量3.2～3.8KWh/㎡。这些地区包括湖南、湖北、广西、江西、浙江、福建北部、广东北部、陕西南部、江苏北部、安徽南部以及黑龙江、台湾东北部等地。五类地区：主要包括四川、贵州两省，是我国太阳能资源最4少的地区，年太阳辐射总量3350～4200MJ/㎡，相当于日辐射量只有2.5～3.2KWh/㎡。第五章主要技术及设备特点第七条目前广泛应用到光伏发电工程中的光伏电池形式主要是全部采用半导体材料的晶体硅电池组件和少量采用或不采用晶体硅材料的薄膜电池组件。第八条晶硅电池造价下降空间较大，且转换效率较高。薄膜电池生产成本低、材质柔性好，方便与建筑材料紧密结合，但转换效率较低，工作特性（衰减率等）仍需时间考验。第九条光伏发电有以下特点：（一）电站无需大量土建设施，对地质要求不高，不受地域限制；（二）光伏电站生产简单，运行维护工作量低，管理简易；（三）设备运行安全可靠，无转动部分、无重大危险源；（四）节能环保不消耗水和燃料，无噪声、无排放废物；（五）电站施工安装简单、方便，建设周期短；（六）光伏发电项目可广泛用于分布式电源的实施；（七）光伏设备构成简单，可移动性和分布性好，有利于电站迁移；（八）光伏发电负荷曲线规律性较好，能与电网负荷曲线相匹配，可有效平抑电网和用户的峰段负荷，但夜间无出力；5（九）光伏发电项目目前设备成本高，初投资大，能量密度低占地面积大，发电时数低，不连续，易受天气影响，若连续发电并可调度则需要储能装置。第十条太阳能热发电技术主要有槽式、塔式、碟式和菲尼尔式。太阳能槽式热发电是当前世界上最成熟的热发电技术，主要有光场、储能换热系统、常规发电岛三部分组成。其中光场的主要设备有集热管、聚光镜、支架、跟踪驱动等设备构成。第十一条太阳能热发电的核心技术在光场的设备和安装。目前国内的相关产业刚刚形成，产品缺少实践验证设备选型需谨慎对待。第六章政策及规划第十二条主要电价政策国家发展和改革委员会于2011年7月24日下发了《关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》（发改价格〔2011〕1594号），明确了“2011年7月1日以前核准建设、2011年12月31日建成投产、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每千瓦时1.15元；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12月31日仍未建成投产的太阳能光伏发电项目，除西藏仍执行每千瓦时1.15元的上网电价外，其余省(区、市)上网电价均按每千瓦时1元执行”的上网电价政策。6第十三条太阳能发电“十二五”规划根据《太阳能发电“十二五”规划（征求意见稿）》，2015年底，我国太阳能发电装机容量达到1000万千瓦，其中大型并网光伏发电容量500万千瓦，分布式与离网光伏发电300万千瓦；2020年底，我国太阳能发电装机容量达到5000万千瓦。集团公司开发太阳能发电项目应符合国家即将颁发的《太阳能发电“十二五”规划》中的相关规划和政策。第七章项目规划及选址第十四条应择优开发全国太阳能资源丰富的一类和二类地区的地面大型并网光伏项目。屋顶(含光电建筑)光伏项目需要依托大型企业、园区进行开发，风险较大，因此除效益突出的项目以外，原则上不鼓励开发。第十五条地面大型并网光伏项目应根据国家已出台的光伏发电上网电价政策和各省市对上网电价的补贴政策合理规划项目。其规划选址应遵循以下原则：（一）应依据全国太阳能普查成果，择优开发国内太阳能资源丰富的一类和二类地区；（二）应充分考虑至电网接入点的距离及当地电网负荷接纳能力；（三）应考虑拥有大面积未利用土地或闲置屋顶及建筑物等土地成本较低的地区；7（四）认真比较研究交通运输、地质条件、地形地貌、屋顶建设条件等外部条件；（五）电网送出线路的距离和征地价格应在项目规划立项前予以落实并予以严格控制。第十六条屋顶(含光电建筑)光伏项目屋顶(建筑物)光伏项目包括以上网电价作为投资回报的屋顶（建筑物）高压并网光伏项目和以合同能源模式分享节电收益的用户侧并网项目，均以大型工业园区或企业厂房屋顶作为电站场地。不同的是，前者所发电量全部上网，通过较高的上网电价获取投资回报；后者则采用分布式供电方式，在用户配电网内直接并网，实现电能的就地消耗，并采用合同能源管理的模式与合作企业分享节电收益并申请国家的相关财政补贴。以上项目规划选址应遵循以下原则：（一）应根据太阳能光照辐射情况和屋顶建设条件等，对各候选场址的太阳能资源、屋顶建设条件、屋顶归属企业实力、当地工业用电价格、负荷消纳情况和负荷性质等比较研究，规划光伏电站场址；（二）应优先选择屋顶面积较大的厂房作为电站场址，以降低整个项目的建设成本和电站的运营管理成本；（三）具体选址中应注意选择实力较强的企业进行合作，调研企业固定资产、信誉情况及发展状况，以规避项目评价期内屋顶企业因经营问题导致拖欠电费乃至停产的风险；（四）应及时取得合作企业屋顶建筑图纸，确保屋顶有足够8的承载力安装光伏发电设备，且厂房结构形式方便安装施工，尽量降低屋顶的改造工程量；（五）用户侧光伏并网项目应深入调研屋顶企业目前用电负荷，确保发电电量能够全部消纳。一般安装光伏发电项目容量小于该企业用电负荷的30%，且要求负荷有良好的连续性，防止出现因光照以外原因引起的有效发电小时数下降；（六）调研当地工业用电电价水平及计费方式，优先选择工业用电价格较高的地区和企业进行合作，将有利于与屋顶企业商定较高的售电价格。第八章项目申报立项程序第十七条以取得上网电价作为投资回报的地面大型并网光伏项目立项程序与风电项目类似，可参照风电执行。以取得上网电价作为投资回报的屋顶（建筑物）高压并网光伏项目，不需要土地方面支持性文件，但应签订屋顶（建筑物）长期租赁合同。其它与地面高压并网项目立项程序相同。第十八条用户侧并网项目应申请国家金太阳和光电建筑一体化示范项目，并获取财政补贴。具体申报程序如下：（一）申报材料准备。1.选择屋顶合作企业签订协议用户侧并网项目按照规划选址方案落实屋顶企业经营实力、屋顶承载、屋顶面积、用电量及用电价格。选择实力较强电价较9高符合规划选址条件的企业，签订使用屋顶建设太阳能项目的合作协议，取得屋顶面积数据及结构图。必要时可以直接签订合同能源管理协议，锁定售电价格。2.根据财政部申报要求编制示范项目申报书根据国家和附近气象站资料，委托有资质的工程咨询单位对项目的太阳能资源作出初步评价，并根据项目所在屋顶企业的综合实力、用电量现状、电价以及可使用屋顶面积确定项目规模，并且从工程、技术和经济方面初步研究太阳能发电建设的可行性；按照财政部申报要求编制完成项目申报书，提出项目投资规模及所需补贴，要求深度等同于初步可行性研究报告。3.取得示范项目申报所需支持性文件（1）取得地方政府对屋顶式太阳能发电的支持；（2）取得地方电网公司原则同意接入电网的意见；（3）取得地方环保厅环境影响评价的原则性意见。（或环评批复意见）（二）申报材料上报申报材料准备完成后上报当地财政、科技、能源和住建等主管部门，跟踪并确保项目通过地方一级政府审查，并转报至国家财政部、科技部、能源局和住建部。金太阳示范项目上报至财政部、科技部和能源局；光电建筑一体化项目上报至财政部和住建部。（三）取得国家财政部对项目财政补贴的批复（四）完成项目可行性研究报告101.根据财政批复容量进一步落实项目所在企业屋顶，对不符合的企业及时进行微调；2.与项目所在企业签订合同能源管理协议，锁定项目售电价格；3.委托有资质的工程咨询单位完成项目可行性研究报告的编制。（五）完成备案取得省级电网公司同意接入电网批复、地市级环保部门对环评表的批复、其他备案所需支持性文件。将所有支持性文件附于可研报告后，上报省级能源主管部门完成备案。第九章项目经济性第十九条影响太阳能光伏发电项目经济性的主要因素有销售电价、利用小时、运营年限、工程投资、技术选择、政府政策、送出条件等。太阳能光伏发电项目具有初始投资大，运行维护相对简单且成本低的特点，所以工程投资、利用小时和销售电价对项目经济性的影响非常敏感。（一）降低工程投资1.积极争取用地价格或屋顶租赁价格的优惠；2.严格按照招标程序进行设备招标，控制造价水平；3.优化工程设计方案，如基础、支架的设计优化，用户侧并网项目接入点的优化，高压并网项目接入系统线路长度、电压等11级等。通过设计优化，控制电站造价，提高项目的盈利能力。合同能源管理协议签订的销售电价。（二）提高利用小时通过工程方案的优化设计和施工工艺的严格控制，有目标的提高电站的整体集成效率，在同样的光照辐射情况下提高电站的有效发电利用小时数。（三）争取销售电价1.并网光伏项目应认真研究项目所在地的地方电价及补贴政策，加强与政府部门的联系，确保政策落实；2.用户侧光伏项目应认真调研当地工业用电电价水平及计费方式，与用户企业商定较高的售电价格。第二十条经济性分析太阳能光伏发电项目开发应在严格锁定