光伏发电站项目管理方案_国能新能2015关于分部式光伏发电自发自用的政策

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文章目录列表:

永新光伏发电/光伏发电可行性报告

《光伏电站项目可行性研究报告》

第1章：光伏电站项目总论

1.2.1 前瞻可行性研究步骤

1.2.2 光伏电站项目可行性研究基本内容

（1）项目名称

（2）项目建设背景

（3）项目承办单位

（4）项目建设用地

（5）项目建设期限

（6）项目建设内容与规模

（7）项目开发建设模式

（8）光伏电站可行性研究报告编制依据

1.2.3 前瞻对光伏电站项目可行性研究结论

（1）前瞻项目政策可行性研究结论

（2）前瞻产品方案可行性研究结论

（3）前瞻建设场址可行性研究结论

（4）前瞻工艺技术可行性研究结论

（5）前瞻设备方案可行性研究结论

（6）前瞻工程方案可行性研究结论

（7）前瞻经济效益可行性研究结论

（8）前瞻社会效益可行性研究结论

（9）前瞻环境影响可行性研究结论

第2章：光伏电站行业市场分析与前瞻预测

2.1 光伏电站项目涉及产品或服务范围

2.2 光伏电站行业前瞻市场分析

2.2.1 政策、经济、技术和社会环境分析

2.2.2 光伏电站市场规模分析

2.2.3 光伏电站盈利情况分析

2.2.4 光伏电站市场竞争分析

2.2.5 光伏电站进入壁垒分析

2.3 光伏电站行业市场前瞻预测

第3章：光伏电站项目建设场址分析

3.1 光伏电站项目建设场址所在位置现状

3.1.1 项目建设地地理位置

3.1.2 项目建设地土地权类别

3.1.3 项目建设地土地利用现状

3.2 光伏电站项目场址建设条件

3.2.1 项目建设场址地形、地貌、地震情况

3.2.2 项目建设场址工程地质与水文地质

3.2.3 项目建设场址经济条件

3.2.4 项目建设场址交通条件

3.2.5 项目建设场址公用设施条件

3.2.6 项目建设场址防洪、防潮、排涝设施条件

3.2.7 项目建设场址法律支持条件

3.2.8 项目建设场址气候条件

3.2.9 项目建设场址自然资源条件

3.2.10 项目建设场址人口条件

3.3 光伏电站项目建设地条件对比

3.3.1 项目建设条件对比

3.3.2 项目建设投资对比

3.3.3 项目运营费用对比

3.3.4 项目推荐场址方案

3.3.5 项目场址位置图

第4章：光伏电站项目技术方案、设备方案和工程方案

4.1 光伏电站项目技术方案

4.1.1 项目生产方法

4.1.2 项目工艺流程

4.1.3 项目技术来源

4.1.4 推荐方案工艺流程图

4.2 光伏电站项目设备方案

4.2.1 项目主要设备选型

4.2.2 项目主要设备来源

4.2.3 推荐方案的主要设备

4.3 光伏电站项目工程方案

4.3.1 项目工程建设内容

4.3.2 项目特殊基础工程方案

4.3.3 项目工程建设规模

4.3.4 项目建筑安装工程量估算

4.3.5 项目主要建设工程一览表

第5章：光伏电站项目节能方案分析

5.1 节能政策与规范分析

5.1.1 节能政策分析

5.1.2 节能规范分析

5.2 光伏电站项目能耗状况分析

5.2.1 光伏电站项目所在地能源供应状况

5.2.2 光伏电站项目能源消耗状况分析

5.3 光伏电站项目节能目标和措施分析

5.3.1 项目节能目标

5.3.2 节约热能措施

5.3.3 节电措施

5.3.4 节水措施

5.4 光伏电站项目节能效果分析

5.4.1 装备节能效果

5.4.2 建筑节能效果

第6章：光伏电站项目环境保护分析

6.1 光伏电站项目建设场址环境条件

6.2 光伏电站项目主要污染源和污染物

6.2.1 项目主要污染源分析

6.2.2 项目主要污染物分析

6.3 光伏电站项目环境保护措施

6.3.1 大气污染防治措施

6.3.2 噪声污染防治措施

6.3.3 水污染防治措施

6.3.4 固体废弃物污染防治措施

6.3.5 绿化措施

6.4 环境保护投资预算

6.5 环境影响评价分析

6.6 地质灾害及特殊环境影响

6.6.1 光伏电站项目建设地址地质灾害情况

6.6.2 光伏电站项目引发发地质灾害风险

6.6.3 地质灾害防御的措施

6.6.4 特殊环境影响及保护措施

第7章：光伏电站项目劳动安全与消防

7.1 编制依据和执行标准

7.1.1 项目编制依据

7.1.2 项目执行标准

7.2 危险因素和危害程度

7.2.1 安全隐患主要存在部位与危害程度

7.2.2 有害物质种类与危害程度

7.3 前瞻安全措施方案

7.3.1 工艺和设备安全选择措施

7.3.2 对危险作业的保护措施

7.3.3 对危险场所的防护措施

7.4 前瞻消防措施方案

7.4.1 火灾隐患分析

7.4.2 前瞻消防设施方案

第8章：光伏电站项目组织架构与人力资源配置

8.1 光伏电站项目组织架构

8.1.1 项目法人组建方案

8.1.2 项目管理机构组织架构

8.2 光伏电站项目人力资源配置

8.2.1 项目员工数量

8.2.2 员工来源及招聘方案

8.2.3 员工培训方案

8.2.4 工资与福利

第9章：光伏电站项目实施进度分析

9.1 光伏电站项目实施进度规划

9.1.1 项目管理机构设立

9.1.2 项目资金筹集安排

9.1.3 项目技术获取转让

9.1.4 项目勘察设计

9.1.5 项目设备订货

9.1.6 项目施工前期准备

9.1.7 项目完整竣工验收

9.2 光伏电站项目实施进度表

第10章：光伏电站项目投资预算与融资方案

10.1 光伏电站项目投资预算

10.1.1 项目总投资

10.1.2 固定资产投资

10.1.3 流动资金

10.2 光伏电站项目融资方案

10.2.1 项目资本金筹措

10.2.2 项目债务资金筹措

10.2.3 项目融资方案分析

第11章：光伏电站项目财务评价分析

11.1 财务评价依据及范围

11.1.1 财务评价依据

11.1.2 财务评价范围和方法

11.2 前瞻对光伏电站项目销售收入估算

11.2.1 产品生产规模

11.2.2 项目实施进度

11.2.3 年新增销售收入和增值税及附加估算

11.3 前瞻对光伏电站项目经营成本和总成本费用估算

11.3.1 费用估算基础数据

11.3.2 年总成本费用估算

11.3.3 年经营成本估算

11.4 财务盈利能力分析

11.4.1 利润总额及分配

11.4.2 现金流量分析

11.4.3 投资效益分析

11.5 财务清偿能力分析

11.6 财务生存能力分析

11.7 不确定性分析

11.7.1 盈亏平衡分析

11.7.2 敏感性分析

11.8 财务评价主要数据及指标

第12章：前瞻对光伏电站项目社会效益与风险评价分析

12.1 社会效益前瞻

12.2 光伏电站项目风险前瞻

12.2.1 项目风险定性分析

12.2.2 项目风险防范措施

第13章：附图、附表、附件

来自：前瞻研究院

国能新能2015关于分部式光伏发电自发自用的政策

一般而言，电站收益来自企业电费、上网电费和度电补贴收入，但风险则贯穿于整个电站项目建设及运营期间，所以在项目实施前必须做好项目投资评估工作。

一、直接影响电站收益的因素

电站收益=企业电费+上网电费+度电补贴收入

其中，企业电费=发电量×自发自用比例×企业电价

上网电费=发电量×余电上网比例×上网电价

度电补贴收入=发电量×度电补贴

由上述公式，电站发电量及电价水平（度电补贴为全国统一，企业电价及上网电价则因地域不同而差别，此处均称电价水平）和自发自用比例是影响电站收益最重要的三个因素。

1、电站发电量

电站发电量与太阳辐照量、光伏组件转换效率以及光伏组件年发电衰减率相关。辐照量是评判某个地区是否适合投资光伏电站的重要自然因素，我国一类资源区太阳能资源丰富，同等条件下电站发电量远高于三类资源区。另外，组件的转换效率也是影响电站发电量的重要因素，单晶硅组件转换效率高于多晶硅组件转换效率，但单晶硅组件成本较高，目前分布式光伏发电市场仍以多晶硅组件为主。

一般而言，在电价水平及电站自发自用比例相同的情况下，单位发电量越高，电站收益越大。

2、电价水平

目前大多省市的一般工业及大工业用电执行峰平谷电价以及峰平谷发电时段比例，而上网电价则按当地燃煤机组标杆上网电价计算。在单位发电量及电站自发自用比例相同的情况下，电价越高，电站收益越大。

3、自发自用比例

自发自用比例与企业年用电量、年发电量、每天工作时间、年假期天数、休息时厂房设备是否负荷等因素相关，自发自用比例越高（即企业使用光伏电力的用电量越高），电站收益越高。

一般而言，发电量水平及电价水平是确定项目开发区域的重要因素，而当地政府的支持力度及经济发展水平也是很重要的参考指标。在确定了项目开发区域后，关于某个单体项目是否值得投资，则着重需评估该项目预计的自发自用比例并基于发电情况和电价情况计算该项目的内部收益率。

二、风险控制流程

在评估某个单体项目时，对其每一个阶段和过程都需要进行严格的控制，特别是签订合同能源管理节能服务协议之前的项目前期评估，主要是从技术、财务及法律角度评估项目的可行性。同时项目实施及运营阶段的控制也很重要，它直接关系整个项目的实际盈利能力。归纳而言，单体项目需进行以下阶段的评估和控制：

（一）前期评估

1、初步开发：针对单体项目需根据企业的行业条件、屋顶条件、企业用电情况、企业经营状况、信用度、房屋及土地产权等情况来初步评估该项目是否具有继续开发的必要。

2、技术评估：从屋顶结构及承载、电气结构及负荷等技术方面判断项目的可实施性，同时评估计算该单体项目的装机容量、单位发电量及自发自用比例等基础数据，从而形成初步技术方案，并为财务评估提供依据。

3、财务评估：通过对项目进行初步投资效益分析，考察项目的盈利、清偿能力等财务状况，判断该项目是否具有投资价值。一般要求项目内部收益率不低于9%。财务评估的主要经济指标如下：

（1）装机容量：电站装机容量首先是由屋顶可用面积和变压器容量决定的，但因电站自发自用比例越大收益越高，因此企业用电情况对装机容量的多少也有限制。在保证基本收益的情况下，电站装机容量应结合屋顶可用面积、变压器容量和企业用电情况来综合确定。一般需技术部门进行初步设计和组件排布，同时充分考虑建筑物阴影遮挡等问题，综合评估项目预计安装容量。

（2）首年发电量：电站每年的发电量是以一定比例逐年衰减的，必须测量出首年发电量才能计算每年的发电情况。影响发电量的因素除了太阳辐照量和组件转换效率以外，屋顶类型、电站朝向、电站关闭时间等也会对电站发电量产生影响。光伏电站是将光能转化为电能，电站接收的光照越多，则发电效率越高，因此电站朝向、倾角等设计的科学性非常重要。就屋顶类型而言，水泥屋面电站可按最佳角度安装，其发电量稍高于彩钢瓦屋面电站。

（3）自发自用比例：其重要性上文已叙述。

（4）用电电价及电价折扣：用电类型不同其电价也不同。大工业用电，其屋顶条件好，但有时段电价，因此平均电价较低；而一般工业用电、商业用电屋顶面积小，但无时段电价，因此电价相对较高。

（5）单位建设成本：除电站主要设备和工程费用外，不同企业的个体需求也会增加电站的建设成本，并最终影响收益率。尤其是分布式屋顶电站，受限于建筑物屋顶情况，对建筑物的结构、承重等具有一定要求，部分不达标的屋顶需通过刷漆、换瓦等方式进行改进，但同时也会相应增加电站建设成本。因此每个单体项目，需技术部门和商务部门等综合评定该项目的单位建设成本。

4、合同谈判及审查

（1）合同能源管理节能服务协议，即EMC合同

EMC合同是光伏电站投资建设最重要的一份合同，是电站投资建设的合法性依据，其合同双方是投资者和用电人。签订EMC合同的目的是为投资者建设光伏电站并售电给企业使用，围绕这一目的延伸出合同双方的权利义务及风险分配。合同谈判即就双方的权利义务及风险承担进行协商洽谈。合同谈判中企业的几个重要关注点分别是，合同期间、电价折扣、屋顶维修责任、电能质量问题、电站搬迁事项及其他违约责任，如企业破产等企业无法继续履行合同的情况，等。审查合同亦主要是对其合法性和合理性进行分析判断并进行调整，尤其是上述几个关注点。

5、项目评审

上述评估和判断是各部门独立进行的，在EMC合同签订前需进行一次系统的项目评审会，要求合同主办部门、技术部门、财务部门及项目管理部门等相关部门均参与评审。

合同评审会的目的即在于了解该单体项目在技术、工程施工及后期运营上的可行性、该项目的投资回报、法律风险控制的合法合理性等。同时，与其他关联部门进行对接，对该EMC合同的权利义务进行评述，有特殊要求的需进行协调，以便更明确的履行合同义务、实现合同权利，这也是合同评审会的一个重要目的。例如，因光伏电站项目是交由第三方进行施工的，在EMC合同中可能对于施工有特殊的要求，若EPC合同主办部门对该特殊要求不知情，在EPC合同中未对对该要求进行处理，则会存在因投资方违反EMC合同而被相对方追究责任的风险。

（二）项目实施及建设

光伏电站项目主要通过招投标确定组件供应商及EPC方（即项目施工方），其中组件采购费用和工程建设费用约各占电站总投资的一半，因此组件采购合同和工程建设合同的履行状况十分重要。

（1）组件采购合同：组件交付义务一般在项目开工后，组件质量问题是最值得关注的履行事项。首先，组件质量标准及责任承担需明确；其次，产品监造、出厂试验、验货及验收测试等都要严格按标准及规定执行。

（2）建设工程合同，即EPC合同：建设工程合同的基本权利义务请参照合同法的相关规定，此处不予赘述。在光伏电站项目施工过程中常会出现的问题是，施工方不按规定操作、随意踩踏组件。为减少不必要的诉累，在施工过程中应加强监管，并在合同中约定EPC方的严格责任。

在光伏电站竣工前，组件损坏的原因可能是多方的，但该责任具体如何承担则较难处理，如果事后通过谈判和诉讼解决，会严重延误工期导致损失。因此，关于组件质量问题的风险承担，投资方可与EPC方和组件供应商共同协商确定一个时间节点作为风险转移时间点。一般买卖合同标的物损毁等风险在交付时转移，质量问题除外。在此可约定（仅供讨论），在组件交付前所有风险由组件供应商承担，交付后由EPC方承担，在发生风险事项后EPC方无论原因必须先行赔付或以其他损失最小化方式承担责任，如事后经鉴定全部或部分属于组件供应商原因导致的，EPC方可再向供应商追偿。

（三）项目运营维护

项目的运营维护工作是否做好，直接影响电站的使用寿命和收益情况。评估运营维护工作，主要需防止第三人破坏发电设备，同时出现故障后要及时修复。

光伏电站是安装在用电人屋顶上的，在用电人控制范围内，通常电站设备被破坏或故障，用电人能比投资人更快发现并及时反馈给投资人。所以在运营维护过程中需要注意与用电人稳定友好的合作关系也是电站长期稳定运营的重要保障。

三、常见投资风险

在上文我们已经对整个项目的进行了详细的分析和评估，包括技术评估、财务评估及法律评审等，但这些都是在理想状态下对电站的常态事项进行的评估。光伏电站的运营期限长达20多年，在此期间有许多可控与不可控的风险，需要投资者进行全面评估，并找出风险应对措施，最大限度降低电站投资风险。以下将对电站投资的最重要几个风险点进行分析。

（一）风险因素

1、房屋产权人与用电人不同

在实操中，经常会出现用电人与产权人不一致的情况，EMC合同不能对抗产权人的所有权，因此必须经产权人同意投资人合法使用厂房屋顶并出具建设场地权属证明，从而排除投资人侵犯第三人权益的风险。具体分析请参见本人另一论题《分布式光伏发电项目中用电人与产权人不一致的情形与处理方法》。

2、设备质量问题

光伏组件是光伏发电站最重要的设备，一般是独自招投标。而组件较易发生隐裂、闪电纹等问题，但可能造成上述问题的原因很多，因此设备尤其是组件的质量问题非常值得关注。组件质量问题的风险主要在交付后。对投资者而言，虽风险不转移，但交付后发现质量问题仍会对投资者产生不利影响，因此，在组件采购合同中要严格规定保质期、质量问题的范围以及发生质量问题后的救济方式，以便于事后维护自身权益。

3、工程质量问题

在光伏电站建设施工过程中，极易因操作不当导致设备损坏等问题，如卸货、安装、保管等过程都可能因操作不当导致组件损坏，除需加强监管外，在EPC合同中也要严格规定施工方的责任。

有一种较为常见但重要的情况，组件损坏可能由质量问题和操作不当共同引致，在这种情况下，难以区分双方各自责任大小，不利于投资者权益保护，那么事先约定双方的权责就十分必要了（详见上文建设工程合同第二段）。（组件损坏可能由质量问题和操作不当共同引致，属于侵权责任法规定的共同侵权行为，虽然可以通过法律途径救济，但本文主要讨论电站投资评估事项，旨在通过项目评估在项目实施前最大限度降低各种风险和成本，因此此处不予赘述。）

4、电站建设期延长

在光伏电站投资建设中，电站建设期的长短关系投资到资本化问题和投资回收期问题，电站建设期越短，就能越早获得电站收益和资本回报。但实际施工建设中，经常会出现工期过长的问题。究其原因，一是项目施工计划和施工进度没有控制好，出现设备供应与施工建设脱节的严重问题；二是个别项目就维修屋顶未能与屋顶权属人达成一致，极大影响项目正常施工进度。因此，在项目开工前，首先需做好项目技术勘察，就维修事项提前与屋顶权属人达成一致意见，其次必须制定详细的施工计划并严格按照计划实施。

5、企业拖欠电费

分布式光伏发电项目收取电费首先需确定电表计量装置起始时间和起始读数，但因计取电费直接关系EMC合同双方利益，在实操中，投资者较难就计取电费的起始时间和起始读数与用电人达成一致。因光伏电站需并网，有供电部门介入，此时可借助其公信力，在EMC合同中约定以供电部门计量的起始时间和起始读数为参照。

另外，在电站进入稳定运营期间后，用电人也可能因经营状况恶化或与投资者产生冲突等原因而拒交或拖欠电费。因此，在项目实施前必须充分了解该用电人的财务状况和信用度，综合评估其拖欠电费的可能性，同时在EMC合同中也要明确约定拖欠电费的违约责任。

6、电站设施被破坏

电站设施被破坏的原因很多（此处主要讨论在项目运营阶段的电站设施被破坏，至于项目建设阶段的破坏在前文设备质量问题和工程质量问题处已进行讨论），如不可抗力、意外事故、人为破坏等，其损失可大可小，小则需维修发电设备，大则电站损毁。一般遭受上述不可抗力、意外事故等非人力控制因素破坏的，电站所依附的屋顶也会遭受致命损害，通常这种情况的发生并非用电人过错，且用电人自身也遭受极大损失，此时要求用电人承担责任也不实际，因此购买电站财产保险十分重要。而在人为破坏的情况下，则可根据过错责任要求破坏者承担相应责任，而用电人也需尽到通知和减少损失的义务。

7、用电低于预期

自发自用比例低也即用电低于预期。投资者在项目实施前需了解用电人的行业发展前景及用电人自身经营状况，如能在EMC合同中约定最低用电量则能有效避免这一风险给投资者带来损失。但通常情况下，在EMC合同中投资者仍是处于劣势低位，用电人一般不会接受最低用电量。所以投资者必须在项目实施前精确评估单体项目的自发自用比例，将该风险控制在可控范围内。

8、发电低于预期

新建筑物遮挡阳光、系统转换效率降低、组件损坏以及太阳辐照降低等均会导致电站发电量低于预期值。首先，购买发电量保险；其次，对于系统效率可在组件采购合同中作出约定，由供应商对系统效率作出保证；第三需要到工业园区等机构了解园区发展规划，预判合同期内项目场地周边的开发情况，并由技术部门判断其对电站发电情况的影响程度，从而更精确地计算每年发电量和电站收益。

9、建筑物产权变更

屋顶业主破产、建筑物转让以及国家征收征用等都可能导致建筑物产权发生变更。首先投资者需了解用电人经营状况，评估其合同期内破产、转让建筑物等的风险，并通过当地政府等途径了解合同期内有无征地规划等情况；其次，要求用电人在建筑物产权变更情况下要先与新产权人达成协议，由新产权人替代用电人继续履行合同，即债权债务的概括转移。

10、建筑物搬迁

用电人生产发展等需要以及国家征收征用等均可能出现建筑物搬迁的需要，因此投资者需了解用电单位的发展规划，评估合同期内其搬迁的可能性，并在EMC合同中约定发生建筑物搬迁事宜的，光伏电站随建筑物搬迁或由用电人提供同等条件的新建筑屋顶给投资者。

（二）解决措施

从对上述风险因素的诱因及其解决方法的分析来看，防控上述风险主要有三个步骤。一是全面综合了解各风险的成因，将其量化为风险成本，并反映在财务评估模型中，综合各方面因素评估单体项目的投资收益情况。二是在相应的合同中约定出现各风险后的救济方式。三是在项目实施过程中积极预防上述风险的出现。其中前两个步骤在项目实施前必须完成，如此可将上述风险控制在投资者可接受的范围内，并提高投资者的投资信心。

四、结语

近年来，分布式光伏发电站投资越来越得到国家和当地政府的支持，加上江苏、山东、浙江等光伏大省良好的示范效应，越来越多资金进入分布式光伏发电投资市场，譬如恒大强势进军光伏行业，也再次印证光伏发电行业的巨大潜力。但光伏发电行业在国内仍属于新兴行业，各方都处于探索阶段，未来还充满许多不确定因素。为了实现电站利益最大化，电站的投资评估必须严而待之。

太阳能光伏发电系统项目施工方案包括哪些内容

国家能源局关于下达2015年

光伏发电建设实施方案的通知

各省（自治区、直辖市）发展改革委（能源局）、新疆生产建设兵团发改委，各派出机构，国家电网公司、南方电网公司，内蒙古电力公司、陕西地方电力公司，水电规划总院、电力规划总院:

根据光伏发电项目建设管理有关规定，综合考虑全国光伏发电发展规划、各地区2014年度建设情况、电力市场条件以及各方面意见，我局组织编制了2015年光伏发电建设实施方案。现将有关内容及要求通知如下：

一、为稳定扩大光伏发电应用市场，2015年下达全国新增光伏电站建设规模1780万千瓦。各地区2015年计划新开工的集中式光伏电站和分布式光伏电站项目的总规模不得超过下达的新增光伏电站建设规模，规模内的项目具备享受国家可再生能源基金补贴资格。对屋顶分布式光伏发电项目及全部自发自用的地面分布式光伏发电项目不限制建设规模，各地区能源主管部门随时受理项目备案，电网企业及时办理并网手续，项目建成后即纳入补贴范围。光伏扶贫试点省区（河北、山西、安徽、宁夏、青海和甘肃）安排专门规模用于光伏扶贫试点县的配套光伏电站建设。

二、各地区应完善光伏发电项目的规划工作，合理确定建设布局。鼓励结合生态治理、设施农业、渔业养殖、扶贫开发等合理配置项目。优先安排电网接入和市场消纳条件好、近期具备开工条件的项目。鼓励通过竞争性方式配置项目资源，选择技术和经济实力强的企业参与项目建设，促进光伏发电上网电价下降，对降低电价的地区和项目适度增加建设规模指标。优先满足新能源示范城市、绿色能源示范县和分布式光伏发电示范区等示范区域的建设规模指标需求，示范区域在已下达规模内的光伏发电项目建成后，可向国家能源局申请追加建设规模指标。按照有关文件要求规范市场开发秩序，对明显缺乏相应的资金、技术和管理能力的企业，不应配置与其能力不相适宜的光伏电站项目。弃光限电严重地区，在项目布局方面应避免加剧弃光限电现象。

三、鼓励各地区优先建设以35千伏及以下电压等级（东北地区66千伏及以下）接入电网、单个项目容量不超过2万千瓦且所发电量主要在并网点变电台区消纳的分布式光伏电站项目，电网企业对分布式光伏电站项目按简化程序办理电网接入手续。集中式光伏电站项目的建设规模应与配套电力送出工程相匹配，原则上单个集中式光伏电站的建设规模不小于3万千瓦，可以一次规划、分期建设。

四、各省级能源主管部门按下达的新增建设规模抓紧确定项目清单，连同往年结转在建的光伏电站项目，一并形成本地区2015年光伏发电建设实施方案，并于2015年4月底前报送我局，同时抄送国家能源局派出机构、相关省级电网企业和国家可再生能源信息管理中心，报送内容包括项目名称、项目业主、建设规模和预计并网时间等，具体报送格式见附件2。未经备案机关同意，实施方案中的项目在投产之前，不得擅自变更投资主体和建设内容。2014年底前未安排的年度规模指标作废，各地区对符合规模管理的已备案项目要督促开工建设，对不具备建设条件的项目要及时清理。

五、各级电网企业应配合地方能源主管部门确定年度建设实施方案。对列入实施方案中的光伏发电项目，应本着简化流程和提高效率原则，按照有关规定和时限要求，及时出具项目接网意见和开展配套送出工程建设，按月衔接光伏电站和配套电网建设进度，并报送相关情况，确保项目建成后及时并网运行。

六、建立按月监测、按季调整、年度考核的动态管理机制。各级项目备案机关和电网企业应按照《国家能源局综合司关于加强光伏发电项目信息统计及报送工作的通知》（国能综新能[2014]389号）要求，通过国家可再生能源信息管理系统填报信息，有关信息将作为调整和确定建设规模以及形成补贴目录的基本依据。在4月底前，对未将新增建设规模落实到具体项目的地区，其规模指标将视情况调剂到落实好的地区。7月底前，经综合平衡后，对建设进度快的地区适度追加规模指标。10月底前，对年度计划完成情况进行考核，并网规模未达新增建设规模50%的，调减下一年度规模指标。第四季度，编制下一年度光伏发电建设实施方案。

七、各省级能源主管部门应按季公开发布本省光伏发电项目建设信息，包括在建、并网及运行等情况，以引导各地区光伏发电建设。能源局各派出机构要通过信息管理平台，及时跟踪了解各地年度计划执行情况，对光伏发电项目建设运行情况以及电网企业办理电网接入各环节的服务、全额保障性收购、电费结算和可再生能源补贴发放等情况进行监管。国家太阳能发电技术归口管理单位负责信息管理平台的运行维护，充分利用信息管理平台等信息化手段，加强光伏发电项目建设、运行情况的监测和信息统计。

附件：1、2015年光伏发电建设实施方案

2、2015年各地区光伏发电建设实施方案报送表

国家能源局

2015年3月16日

1、工程概况 1

1.1工程概况 1

1.2地理位置 1

1.3资源分布

1.4交通运输

1.5建筑面积

1.6总平面图

2、示范目标及主要内容

2.1太阳能光电系统技术要点

2.2项目示范目标

2.3项目主要内容

3、技术方案

3.1建筑围护结构体系

3.2光电系统技术设计方案

3.2.1设计依据及说明

3.2.2光伏建筑一体化设计

3.2.3离网/并网系统设计

3.2.4主要产品、部件及性能参数

3.2.5系统能效计算分析

3.2.6技术经济分析

3.3节能量计算

3.4运行维护和管理

3.4.2太阳能光伏系统的管理

3.5数据监测与远传系统

3.6进度计划与安排

3.7效益及风险分析

3.7.1环境影响分析

3.7.2项目推广前景分析

3.7.3风险分析