东北分布式光伏_光伏发电的发展前景怎么样

大家好！今天让小编来大家介绍下关于东北分布式光伏_光伏发电的发展前景怎么样的问题，以下是小编对此问题的归纳整理，让我们一起来看看吧。

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我想投资安装一套30万的光伏发电站大概多久才能收回成本，一天可发多少度电，纯商业经营有没有前途。

是投资30万元还是安装30万瓦的光伏发电站？这个数字两个单位不同相差很大！

例如，投资30万元安装分布式光伏发电站，自发自用，余电上网！

按国家标准价格8元/瓦，30万元约可安装37.5千瓦！（有些地方报价是9块/瓦或10瓦/瓦，价格决定你的安装瓦数，自己算哈），下面以37.5千瓦计算收益：

全国各地光照不同，安装角度不同，发电量也不相同，全国每千瓦年发电量约在800-1900度/千瓦，取普遍地区年发电量约1200度/千瓦计算，西北新疆西藏等地年发电量都能达到1600度/千瓦以上，东北地区年发电量也较高，沿海及南方城市比内地高，下面以年发电量1200度/千瓦做概算：

年发电量：37.5千瓦*1200度/千瓦=45000度，即年发电量给45000度；

收益一：国补0.42元/度（全国统一标准）

国家补贴20年，按发电量度数结算：45000度/年*0.42元/度=18900元/年，20年共补贴37.8万元；

收益二：省补（有些省地区没有补贴政策）

地方省级补贴，按地方政策执行，全国各地补贴政策不同，按发电量度数结算；

收益三：市补（有些市没有补贴政策）

地方市级补贴，按地方政策执行，全国各地补贴政策不同，按发电量度数结算；

收益四：所发电量自发自用，节省电费

年发电45000度全部自用，每年节省电费：商业电价0.85元/度*45000度=38250元/年，20年共节省电费76.5万元。20年后依旧自发自用，节省电费。

收益五：所发电量用不完，国家回收

年发电45000度自己用不完，国家政策定价回收，湖北例是按0.4161元/度回收，这个收益看你剩下多少电，乘回收单价就知道年收益，年年执行，按季结算！为什么按20年计算收益，因为国补是20年，国家质量标准是光伏产品组件使用寿命在25年以上，一般安装公司售后保10年，保险公司承保5年。

如果是投资30万瓦的光伏发电站，30万瓦等于300千瓦，按上述方式算吧！还有，你的问题纯商业用途，是发电量作商业用电，还是投资建集中式光伏电站？如果是集中式光伏电站，标杆上网价是按I、II、III类地区执行0.65元/度、0.75元/度、0.85元/度，

光伏发电的发展前景怎么样

计算方法如下：

一个光伏电站实际碳减排量是它的实际上网电量对应的兆瓦时乘以项目所在地区电网的排放因子(环评专用术语，是指排放标准中限定的某种具体污染物，比如废水中的COD、烟气中的二氧化硫等)，一亿度电上网发电量相当于10万兆瓦时。举个例子，华东电网的排放因子是0.77865，它的单位是每兆瓦时对应的碳减排量的吨数。所以，光伏上网发一亿度电，在华东电网相当于7.78万吨碳减排量。以此类推，同样光伏发一亿度电，在西北电网的对应的碳减排量约等于8.3万吨，华北电网约等于9.3万吨。

假设CCER价格是20块人民币与网上刊登的配额价格50元完全两回事，一个处于西北电网的70兆瓦的光伏电站，假设在不限电的情况下，上网发电量是一亿度电，大概产生8.3万吨的碳减排量，那么这个光伏电站业主就可以获得大概160万元人民币的碳减排收益。

地面式光伏电站对应的方法学是CM-001-V01版，这种方法学适用于装机容量15MW以上光伏电站。CM-001-V01基本上就是的CDM方法学ACM0002的中文版。目前申报碳减排项目的光伏电站，大多使用这种方法学。另外，光伏企业做CCER碳减排项目，必须依据于方法学。

对于自发自用余电上网的光伏电站，对应的方法学是CMS-003-V01，但它主要适用于15MW及以下的光伏项目，对于我们和光伏电站业主来说，可能从经济效益讲，开发的价值不大。但是，如果未来该方法学进行修改，我们可以再进一步申报。

还有一种情况，因为15MW及以下的光伏项目，一年减排量也就大概一万多吨，现在做不划算。但若今后价格高了，比如每吨CCER的价格涨到三四十块钱了，那么对于这种项目，做CCER项目就有一定收益，那时，我们就可以再来申报小于15MW的分布式光伏。

省区市分站：(各省/自治区/直辖市各省会城市碳交易所，碳市场，碳平台)

华北北京、天津、河北石家庄保定、山西太原、内蒙东北黑龙江哈尔滨、吉林长春、辽宁沈阳华中湖北武汉、湖南长沙、河南郑州

华东上海、山东济南、江苏南京、安徽合肥、江西南昌、浙江温州、福建厦门华南广东广州深圳、广西南宁、海南海口香港，澳门，台湾

西北陕西西安、甘肃兰州、宁夏银川、新疆乌鲁木齐、青海西宁西南重庆、四川成都、贵州贵阳、云南昆明、西藏拉萨

新能源分布式审批过程中会遇见什么问题

1.预计因补贴变化导致的周期性将逐步消退，行业从大小年的趋势逐步变为平稳增长的成长性行业，行业增长中枢具备上移基础，未来五年复合增速有望达到20%。

2.《太阳能发展“十三五”规划》提出到2020年底，太阳能发电装机达到1.1亿千瓦以上，其中光伏发电装机达到1.05亿千瓦以上。

3.预计到2021年年末，我国太阳能发电装机容量将达65GW，总装机容量将超过300GW。

：光伏产业的变革

1.光伏，全称太阳能光伏发电系统，是指利用太阳能电池半导体材料的光伏效应，将太阳辐射能直接转化为电能的新型发电系统。20世纪50年代，光伏首次用于卫星太阳能电池。随着科技的进步，光伏已经进入工业和住宅用电领域，现在它随处可见。由于使用可再生太阳能且无污染，光伏发电和风力发电被认为是最有前景的发电领域。

2.中国大规模发展光伏产业是在2001年，当时无锡尚德建立了一条10MW的生产线，生产能力相当于前四年的总和。此后，光伏产业进入了快速发展时期。然而，在产业政策的支持下，产能呈爆炸式增长，明显快于需求增长。 回顾十多年前的光伏产业，它几乎完全依赖于政策补贴。市场需求和技术水平存在很大的不确定性。国内企业“两头都在国外”，没有掌握原材料和核心技术。在取消海外政策补贴后，它们的发展很快陷入困境。

3.到2008年，光伏产业已成为“产能过剩产业”。这背后有很多因素，包括产能过剩、成本压力、技术进步速度、国外需求减少、国内外产业政策退出等。 然而，这些因素也可能成为行业崛起的因素。自2008年以来，这些因素的变化导致了光伏行业的周期性变化。值得注意的是，这种周期性变化与经济周期不一致，但更受行业自身诸多因素的影响。

我国分布式新能源系统的发展还存在着不少问题和障碍，其中包括了技术、经济及市场等方面的障碍，但最主要的障碍还在制度和政策层面。

(一)在技术方面：

分布式新能源在电网连接、电网安全、供电质量、能量储备、燃料供应等方面存在不少的问题，这也成为拖延乃至反对分布式新能源发展的主要因素。

我们沿海地区在发展风电时由于受当地季风性气候、雷电、台风等自然气候的影响，风电场所生产的电又是随风速的变化而不断变化，导致风电的容量可信度低，目前大多数风力发电机组都采用软并网方式，一旦风速超过切除风速时，风机会从额定出力状态自动退出运行，如果整个风电场所有的机组同时关停，这对电网安全的冲击将是十分明显。不仅如此，风速的变化和风机的塔影效应都会导致风机出力的波动，而其波动正好处在能够产生电压闪变的频率范围之

内。同时，分布式新能源大多采用全新的设备，稳定性没有经过长期的验证，这无疑会增加电网的隐患。

(二)在市场和经济方面：

我国分布式新能源系统还处于起步阶段，尚未形成经济化的产业规模，技术和装备也有待改进以进一步降低成本，因此尽管发展前景光明，但分布式新能源系统在目前还离不开政府阶段性的扶持和政策倾斜。

目前分布式光伏主要采用“优先自用，余电上网，全电量补贴”的方式，所以业主最主要的收益来自用户支付的自用电量电费，这导致项目业主在设计方案时会尽可能多的抵扣高电价用户电量。在这样的情况下，根据目前国家补贴和优惠政策，考虑不同地区资源条件和不同类型用户电价水平，按照20%余电上网进行测算，全国大部分地区由于居民电价较低，发展居民分布式光伏不具备经济性。

华东，华北，东北等地区适宜发展一般工商业分布式光伏，内部收益率可超过10%。仅华北及西北部地区食欲发展大工业分布式光伏，但盈利水平也一般。

(三)在体制方面：我国的发电由几家大的电力集团所主导，而电网更是被两家规模巨大的电网公司所强力垄断。出于利益，这些垄断性集团除了不热衷于分布式新能源的发展，甚至可能借用技术、规范、标准等理由人为地拖延或不作为，客观上阻碍了分布式新能源系统的发展。在分布式天然气能源的推广过程中，我国有的地区甚至明确提出不准并网。由于以天然气为原料，并有冷热输送装臵投入，天然气分布式能源站的电价普遍比煤电高出很多，电网作为经济主体，并不愿意高买低卖，加之能源站并网还可能给电网造成一定的冲击，因此个别电网企业有抵触情绪。目前全国范围内的电价都需要审批，但国家又缺乏指导性的电价政策。考虑到天然气价格大大高于煤价，有管道或LNG等运输方面的投资，项目运营成本较高等因素，分布式新能源电价一般较高，这就使得天然气分布式新能源项目的电价批复相当曲折。

(四)在政策法规方面：分布式新能源系统和可再生能源有一定的重叠并常常关联在一起，但分布式新能源系统更强调建立在用户侧，规模以小型为主，一般应具有热电或热电冷联供的方式，并且一次能源也常常是天然气或工业民用装臵的余热等。对分布式新能源系统的原则性鼓励规定多散布于《节约能源法》和《可再生能源法》等法规的相关章节内，并不系统且更缺乏具可操作性的实施细则、技术标准和配套政策。此外，相关产业严格和繁复的项目审批制度，更是扼杀了许许多多现实的或者潜在的分布式新能源发展项目。很多地方还把天然气分布式能源当作火电厂来看待，导致前期工作程序与建设燃煤电厂一样很复杂、很耗时。但与传统燃煤电厂相比，天然气分布式能源项目投资规模较小，适用性较强，一般工业开发区和城市商业区都要求与区域主体项目同时开展前期工作。较长的前期时间常常导致合作方不能承受未来的不确定性，不得不把天然气分布式能源又换成传统的电制冷或燃气锅炉。

(五)在社会认知度方面：在分布式新能源的具体开发过程中，我们拥有较多的资源，但社会的参与度、认可度较低，大家不愿意把更多的资源投入到分布式能源里面来，尚未形成保护环境，人人有责的局面。比如屋顶资源，有大屋顶的企业都是大企业，不在乎一年几十万元的租金，会不会漏水、下雨问题等才是对方关心的问题。同时浙江省已出现由于屋顶企业提出过高分成要求，项目业主不得不多次更换建设屋顶的情况，甚至连高耗能企业、行政事业单位和公共基础设施等也不愿提供这些资源。总体来说，受制于电费收取难度大、屋顶租赁费用便宜、政府无鼓励推广政策出台等因素影响，屋顶分布式光伏推进难度较大。

(六)在电网建设方面：分布式新能源项目电网接入滞后，电网接入工作整体落后于项目建设进度。虽然国家电网公司已制定和下达地方电力部门多个支持分布式新能源项目并网的政策，但从执行情况来看并不乐观，特别地市、县级电网企业并网工作滞后现象普遍，一些项目并网滞后3、4个月；另外，个别市县电力部门对可低压并网项目提出高压侧并网，并提出增加几百万投资的检测系统安装等要求，与国网公司出台的相关文件存在一定冲突。

(七)在社会承受能力方面：当下有一种现象，但凡涉及公共资源的涨价，社会反感声较大。但分布式新能源由于成本较高，最终将不得不由全社会进行分摊，对整个经济社会都会产生影响。随着分布式新能源规模增大，势将增大可再生能源基金规模，进而需要上调电价附加，从而降低我国工业制造业国际竞争力。据初步测算，2015年分布式光伏发电发展规模每增加1000万千瓦，将增加每度电电价附加0.5-1.5厘钱。因此，分布式新能源发展目标的确定不仅要从行业发展、节能减排等需求出发，还要充分考虑国家的财政支付能力和终端用户的电价承受能力，权衡行业和其他工业制造业的发展。

（八）在“路条”监管方面：由于央企、省企具有国有背景，相对于民营企业较易获得“路条”（同意开展该工程前期工作的批文），很多民企不仅负债率低，还有充分的各大银行授信，但并没有“路条”，不得不跟有“路条”的企业合作，甚至催生倒卖现象。我国部分地区存在不仅拿到“路条”的可以卖，拿到核准的也可以卖，建了一半可以卖，建完了也可以卖，这些都导致很多电站不负责任地建设，建完以后就卖了。这种现象无形中增加了企业的项目成本。