中国工业园大型光伏屋顶电站的应用与研究

第一篇：中国工业园大型光伏屋顶电站的应用与研究

前 言：随着人类工业的发展，化石能源的利用不断给环境带来各方面的压力，世界各国加快了对清洁新能源的开发利用，太阳能因具有清洁无害、分布广泛等特点，越来越受到人们的青睐。太阳能光伏也成为当今分布式新能源发电的热点，然而由于当今工业化发展不断诞生的工业园一次又一次拉起电力缺口的警报，于是，将分布式光伏电站嫁接在负荷中心的工业园上成为高效利用分布式能源发电的新形式。

1.研究意义与目标

目前，光伏发电在我国主要有两种并网应用形式：大型地面（荒漠）电站和光伏建筑一体化。前者存在并网接入难、配套电网建设成本高的缺点，后者往往发电规模小、节能效益不突出；而随着我国工业的快速发展，建设在以工业园等负荷中心的大规模屋顶光伏电站成为高效利用光伏发电的新型方式。

众所周知，中国是一个制造业的大国，2011 年工业用电占全国全部电力的75%，而这些大的用电企业往往集中在以生产制造为主的工业园区。据统计，到目前为止，全国大型国家级工业园区有131 个，省级工业园区1500 多个，而如何为工业园提供稳定可靠的电力供应，做到不拉闸不限电，一直是电力公司难以解决的突出问题。而光伏屋顶电站的引入为它带来新的机遇。

积极推进工业园光伏屋顶电站的建设，还因其具有以下显著优点：

1）延缓了电网投资建设、降低电能线路损耗，具有良好的节能减排效益。用电侧与发电侧在同一区域，不仅节省线路投资，也大大省去了电能在输配电网上的损耗。

2）对电网具有一定的调峰作用。光伏发电在白天，而工业园区用电高峰变在白天，这对供电区域错峰用电，调节峰谷值起到一定作用。

3）利用园区厂房建光伏电站，无需另外占地，节约了土地资源。

因此，研究如何建设工业园区大型光伏屋顶电站是非常具有时代意义的。

2.光伏政策

为促进太阳能光伏应用在国内的发展，国家相继推出一系列支持政策。从最早1997 年的针对偏远无电区太阳能独立发电系统的“光明工程”，到2009 年针对并网光伏发电系统应用的“金太阳示范工程”，以及2011 年1 月出台的“太阳能光电建筑应用一体化示范项目”，都在光伏发电项目上给予一定的财政补贴，国家也通过像“甘肃敦煌10MW 光伏电站”等特许权招标项目，摸底光伏行业成本，继而在2011 年7 月出台历史性的上网标杆电价政策。不仅在国家层面，各省级如江苏、山东等也纷纷出台各自的光伏应用政策，极大地推动了光伏产业的发展。各扶持政策见下表：

表1 国家支持光伏的政策

由表可见，国家在对光伏项目的支持力度是很大的，但同时我们也不难发现，金太阳工程实施的三年，其导向重点已从鼓励一般型用户侧和大型地面（荒漠）并网电站慢慢转向用电负荷集中的经济技术开发区、工业园区的光伏发电形式，以及智能电网和微电网项目。这也是本篇文章编写的意义所在。

此外，光伏发电项目还可通过合同能源管理方式，以节能减排指标获取国家补助政策，使得节能服务公司和用能单位均获得利益。

3.大型光伏屋顶电站的设计难点

3.1 大型光伏屋顶电站的特点

大型光伏屋顶电站不同于前两种光伏系统，它既具有装机规模大（往往MW 级以上），同时具有带负载特点，这使得它不能像普通的光伏建筑一体化直接接入低压配电系统（因光伏容量一般远小于负荷，不用考虑负荷大小问题）；

也不同于大型荒漠电站，没有自身负荷只需升压接入大电网。大型屋顶电站既要考虑并网运行安全性（接入位置与容量），又要考虑运行的经济性（自发自用还是上网卖电，以及如何分配），同时还需要考虑不同负荷用电特性时段的运行模式（如节假日停产或具有间隔休息的厂区等），所以大型屋顶电站的并网设计成为整个电站的设计难点。3.2 大型屋顶电站并网设计难点

大型屋顶电站并网与诸多因素有关，设计非常复杂，必须考虑的以下几方面：

3.2.1 并网发电利用形式

一般来说，光伏电站主要有如下四种并网发电利用形式：

1）完全自发自用型+ 逆功率控制。即纯粹的用户侧并网，并配置逆功率保护系统保证不向上一级电网供电区域逆流。

2）自发自用+ 剩余电力型。用户侧并网，但允许有多余光伏电力存在，并且采取相应措施解决和利用这部分电力，确保电网安全基础上得到最大经济效益。

3）全上网型。需要升压接入配电网，由电力公司对其电力进行全收购。

4）自发自用+ 上网型。整个电站系统中部分自发自用，部分升压上网卖电。

不同的并网方式有不同的回报效益，项目投资初期应根据政策支持方式，如申请报金太阳或光电建筑示范项目还是上网电价卖电。前者一般为用户侧并网，若有富余电力则将以本地脱硫燃煤电价由电网收购（前提是要保证电网全），后者则是全部上网并入10KV 及以上配电网，由电网以1 元/KWh 的价格（2011 年7 月后）收购。结合工业园区自身用电大户考虑，以用户侧并网为主导且申报金太阳补贴为最经济方法，即第二种和第四种。但第二种如何保证安全基础上利用剩余电力是设计的一个难点，第四种方法亦在合理分配自用与卖电比例，以及如何实施是它难点。

3.2.2 低压和高压并网方式

光伏电站并网有两种常见方式，即低压并网和升压并网。对于大规模屋顶电站其各自的优劣如下表：

表2 大规模屋顶电站其各自的优劣

若是用户侧并网，大型屋顶电站还必须对本地区域进行负荷预测与分析。

负荷分析可按变压器为单位，应包含以下几方面内容：设备总容量、变压器负载率、负载类型（感性、阻性或容性）、用电特性（1：连续工作制的设备或生产线；2：短时或周期制的用电设备；3：季节性的用电设备）以及空调负荷统计等。

根据负荷预测与原配电系统结构确定光伏子系统的接入位置与接入容量，保证在不逆流情况下最大化利用光伏发电。

3.2.3 接入位置与容量设计

光伏屋顶电站作为一个分布式电源接入原配电系统，其接入位置与容量将对原系统产生一定的影响。

首先分布式发电的接人必然会引起馈线中传输有功、无功数量和方向发生变化，进而影响稳态电压分布，电压支撑由分布式电源的总出力决定，总出力越多，与负荷的比值越高，电压支撑就越大，整体电压水平就越高。

通过模拟仿真可知，光伏屋顶电站如果接入配电系统母线（如变压器二次侧）出线，对线路电压分布的影响越小；如果较大容量接入在馈线中部，局部极大电压也就出现在线路中部，同时，散布在馈线上的接入比集中在同一个位置对电压的支撑作用要大。

图3-1 分布式发电接入位置变化引起电压分布变化曲线

由此可知，如果屋顶电站以集中式单点方式并网，不能随意接入配电系统位置，应该接入母线上，但如果以分散多点并网接入，就电压水平而言，接入线路中后端（如二级和三级电柜）更好一些。但实际过程中，原配电系统的线路分布与光伏发电系统的地理间隔往往成为接入的阻碍，主要影响线路投资、甚至配电线路改造，以及传输带来的电能耗。

所以光伏系统以多大容量、分散还是集中形式接入原配电系统的节点位置，是大型屋顶电站的设计难点之一。

3.3 光伏并网带来的问题

此外，上一定规模的光伏系统还面临以下并网问题：

1、接入点电能质量的问题

1）谐波问题。光伏电站一般都是通过电子逆变器接入电网，采用脉宽调制、斩波等技术的逆变器必然给电网造成谐波污染。

2）功率输出不稳定引起的电压波动问题。光伏电站的电能输出受太阳光强度变化而形成间歇性、周期性、随机性的特点，容易造成接入点电压的脉动以及输电线路潮流的波动，带来地区电网电压稳定性以及线路的逆潮流问题。

3）直流分量。光伏电站有可能向电网注入直流，使变压器和电磁元件出现磁饱和现象，并使附近机械负荷发生转矩脉动。

2、光伏接入对配电网保护系统的挑战

分布式光伏电源及储能装置的接入，改变了配电系统故障的特征，使故障后电气量的变化变得十分复杂，使保护的工作原理和动作逻辑均变得异常复杂，传统的保护原理和故障检测方法将受到巨大影响，从而无法正常工作，这已经成为限制分布式发电供能技术进一步发展和应用的重要技术屏障。

3、改变了传统电网的运行管理习惯

分布式光伏电源的接入改变了传统配网电能计量计费方式以及与配网自动化系统的信息交互技术。特别是当光伏发电装机比例增加到一定规模时，因其出力的随机性间歇性等特点对电网的营运调度、调频策略等一个提出新的挑战。

3.4 用户侧并网剩余光伏电力问题

大型屋顶电站因其装机容量大，负荷具有时段性和间隔性（如长期节假日或车间停产等情况下），将会产生大量的剩余光伏电力，针对如何解决因负荷不匹配出现的剩余电力，有如下四种方式：

① 任其逆流。负荷区域消耗不完的电力将通过原配电变压器逆流至高压侧，原降压变压器变成升压变，其负面影响主要有二方面：一方面将影响高压侧电力系统故障特性，可能致使继电保护等装置误动或拒动；另一方面逆流将抬高原低压侧的电压水平，原400V 将升至440V 左右，将对低压侧所带负载产生一定的过电压影响甚至毁坏某些低压设备。

② 切除全部或部分光伏发电。采用逆功率控制系统，当一旦检测光伏发电将大于负载用电时，监控系统停止光伏发电或切除部分光伏子系统，这是当今最常用的一种方式，此方法不足之处是白白浪费了光伏发电资源。

③ 切换至升压系统送出。整个系统设计为低压并网和升压送电的综合系统，当用户侧产生剩余电力时，监控系统立即将系统（或部分子系统）切换至升压回路，将剩余电力通过升压站送上电网，最大化利用光伏发电资源。

图3-1 分布式发电接入位置变化引起电压分布变化曲线

④ 智能微电网接入方式；采用智能微电网的能量管理系统，将（白天）剩余光伏电力充入蓄电池系统，（晚上）通过逆变系统将电能放出供给负载。

上述四种方式中，第一种因其安全性和可靠性不高，一般不建设采用；第二种方式应用广泛但经济性不高，第三种和第四种有较高的经济回报效益，具有一定的创新性，只要运用得当，是值得推广的方式。

4.湖南九华示范区20MW 光伏屋顶电站的设计特点

4.1 工程概述

湖南湘潭九华示范区20MW 光伏屋顶电站属于中国大型金太阳工程，是2010 年国家13 个太阳能光伏发电集中应用示范区中最大的屋顶电站工程，项目位于湖南省湘潭区九华示范区，由珠海兴业绿色建筑科技有限公司建设，项目2010年8 月完成可研性报告，次年7 月完成总体规划设计报告，8 月开始大规模施工建设，预计12 月中旬完成调试并网运行。

4.2 设计思路与方法

本工项目主要包含中国兴业（湖南）产业园区一期和二期、九华创业园区及其它园区部分建筑屋顶，现以典型的兴业园一期为代表，分析大型电站的设计特点。

4.2.1 基本情况

兴业园一期含五个大型厂房，总面积约8.68 万平方米，主要由电池片生产车间、电池组件车间、幕墙门窗加工车间、玻璃深加工车间及热能车间组成，主要负荷设备有烧结炉、扩散炉、层压机、玻璃钢化炉等。兴业园平面布局图如下：

图4-1 兴业园平面布局图

兴业园有高压总配电室一座，位于5# 厂房东北角，由高压配电室分四个回路，分别给1，3# 厂房配电室、2，4#配电室、5# 配电室及生活倒班楼箱变供电。

为加强示范作用，共选用单晶硅、多晶硅和非晶硅三种组件，屋顶安装情况如下：

表4-1 兴业产业园一期布板基本情况表

而兴业园一期各厂房的负荷与变压器布置情况如下：

表4-2 兴业园区厂房负荷与变压器分布

4.2.2 并网设计

此处略去常规的阴影分析、组串与逆变器设计、直流汇流与保护设计等部分。

① 并网结构形式

作为已获得国家财政补贴的金太阳项目，其上网电价只能与当地脱硫燃煤电价相同（湘潭地区0.44 元/KWh），而园区的工业用电综合电价是0.8 元/KWh。显而易见要实现经济效益最大化则需尽量自发自用，采取用户侧低压并网的方案。且低压并网是一种成本低、损耗小、效率高、建造简单的并网形式，通过负荷分析可知1#，3#，4# 和5# 厂房均可采用这种并网方式接入自身区域变压器。

再来分析2# 厂房，2# 厂房面积大负荷小，光伏容量达2.2MW，区间负载只有0.98MW，且变压器容量只有1250KVA，无法满足光伏接入条件。如将其接入其它厂房变压器，如1，3# 配电厂房，则必须远距离电缆敷设，需增加投资约150 多万元，且低压远距离送电电能损耗大、电压压降大，有违电力设计的经济性原则。同时考虑全厂区的预测负荷功率为6490KW，而总的光伏装机容量为7151KW，天气良好情况下交流输出可达6793KW，光伏发电将可能超过所有负载，园区配电系统将向上级电网产生逆功率，这不仅对电网，对厂区内设备都可能造成损害。故综合考虑，设计兴业园有高压总配电室一座，位于5# 厂房东北角，由高压配电室分四个回路，分别给1，3# 厂房配电室、2，4#配电室、5# 配电室及生活倒班楼箱变供电。

为加强示范作用，共选用单晶硅、多晶硅和非晶硅三种组件，屋顶安装情况如下：

将2# 厂房光伏系统升至10KV 上网，接入九华大园区10KV电网，兴业园形成以低压并网自发自用为主，高压并网卖电为辅的混合并网方式。

② 分散OR 单点并网

确定低压并网方案后，其接入位置、分散还是集中接入是紧接着要考虑的问题。为加强管理与维护、保证厂房内部配电安全性，不宜将大量的分布式（双）电源分散置入车间，从而确定集中并网的优越性，根据第三章的分析可知，大容量单点并网宜接入变压器低压母线，故在每个厂房单独设立光伏配电间的，将逆变器、光伏并网柜等设备集中汇流将光伏电力送出。光伏配电间位置设计靠近原配电室，通过铜母排与原配电母线连接，以减少交流线路投资和电能损耗。整个并网系统结构如下图：

图4-2 兴业园并网设计结构图

4.2.3 接入容量与负荷匹配分析

确立了基本的并网系统方案后，需要对用户并网侧进行接入容量和负荷匹配分析，以验算并网方式的安全性和可靠性，根据统计负荷、地域分配和发电量综合分析，得下表：

表4-2 光伏系统并网接入容量与负荷匹配

说明：根据系统效率和运行经验值，实际的光伏交流输出按光伏额定容量的90% 计算。

由上可见用户侧低压接入的光伏容量都不会超过预测负荷，其交流输出按所占原变压器容量不超过62%，正常工作下光伏所发电能将全部被负载消耗掉，这保证了整个配电系统的安全运行。而且能做到确保负载率较低时，尽量不出现逆流现象。

4.3 解决方案与创新特点

4.3.1 电能质量

为解决光伏电站并网的谐波问题，在2# 厂房升压站设置一套动态有源滤波装置，采用西班牙进口动态有源滤波器，对大小和频率都变化的谐波进行补偿，降低谐波率。

针对光伏电站出力瞬时变化性大而引起电压波动问题，本项目创造性地引用削峰填谷的智能微电网系统，通过控制蓄电池储能系统的充放电调整节点能量变化波动，从而稳定其向外输出特性。详情请见第五章。

4.3.2 可调度性

对于10KV 并网电力上网的光伏系统，建立强大的监控系统和综合自动化系统，不仅配置常规的光伏电站监测信息量，发电量信息均通过光纤传送至电网上一级变电站。为更好地响应上级变电站的调度指令，本系统通过先进的监控技术控制每台逆变器的功率输出，调节其有功大小，从而实现自动控制有功输出功能，而光伏电站常规的控制方式是在每个逆变器回路设置接触器，通过二次系统控制其开断，这种方式的启停往往对逆变器损害较大，且不能实现单台逆变器的平滑调节，因此新型监控方式的应用才真正实现光伏电站的可调度性，继而解决电站对电网运营的不良影响。

4.3.3 逆功率控制系统

对于用户侧低压并网系统，保证系统安全是非常重要的，因此本工程设置了逆功率保护系统。本工程1，3，4，5# 厂房均为低压并网，在每个并网点均设置万能框架式断路器，断路器可通过监控系统控制其关断，另在变压器二次侧低压出线关口设置逆功率检测装置，当一旦检测到光伏发电大于负载用电时，监控系统立即切断并网回路停止发电（或将低压并网部分切换至升压系统），以保证电网和变压器的安全运行。

4.3.4 两种运行模式

对于工业园区不同生产时段实现不同的运行模式，以达到最大的经济效益。

由上章分析可知本工程采取用户侧低压并网和升压卖电的综合并网方式，且低压部分设置逆功率保护装置，为充分利用太阳能资源，当用户侧并网部分出现剩余电力时，我们设计自动切换的模式将其转至升压模式。

对于2# 厂房升压并网系统，当园区用电量小时，应尽可能多的将电力送上网；当园区用电量大时，上网卖电价格比自身用电贵，应尽可能多地将电力并网低压网络，在综合考虑线路和设备投资成本情况下，本工程在2# 厂房升压站设计250KW 光伏子系统双电源自动切换柜，当厂区用电量大时，子系统在并在低压电网，供2，4# 厂房设备供电（自用电比卖电贵）；当厂区用电量小时，监控系统将双电源切换至升压系统，子系统并在10KV 电网上卖电产生收益（比停止发电效益好）。

不同模式的切换使得电站系统能运行在最经济状态，实现收益最大化。

4.3.5 无线监控系统

集中连片式光伏电站一般采取分散布置集中监控的方式，即电站分若干子系统和发电区域，每个区域由若干逆变器及开关柜组成，传统的监控系统是将所有逆变器、环境监测仪、逆功率检测装置等通过485 通讯电缆连接起来送一至监控中心，这种方式一方面增加大量电缆成本和施工工程量，另一方面传输距离有限（485 有线传输一般为1200m），为解决上述两大问题，本工程设置珠海兴业自主研发的无线通讯监控系统。在每个发电区域配置一个光伏无线发射器，通过485 通讯搜集逆变器和各类传感器数据，空中发送至监控中心的接收器，同时接受监控中心指令，执行相应的动作，实现光伏系统的无线监控。

5.智能微电网的必然选择

通过第三章3.3 条可知，光伏电站等分布式新能源发电并网存在并网电能质量低、可调度性差以及安全性能低等重大缺陷。

为解决上述问题，由中国兴业太阳能技术控股有限公司研发了智能微电网系统。它以交流母线为基础，由光伏发电子系统、储能子系统、能量管理系统、光纤通信、各类智能开关仪表及负荷组成，智能微电网与大电网通过可控开关连接，每个光伏子系统并网点设置相应容量的蓄电池储能系统，通过双向逆变器与母线联接，各类仪表传感器检测电网、发电单元和负载运行数据，将其输送至监控中心，由EMS 能量管理系统控制蓄电池的充放电，监控中心控制整个微电网的运行状态。由其原理图如下：

图5-1 智能微电网系统原理图

智能微电网的应用，能成功解决光伏电站并网的如下问题：

① 解决了光伏发电不稳定性。微电网自带的储能系统能缓冲光伏发电因天气原因引起的出力变化，当光伏发电功率快速上升时，蓄电池系统拼命“吸入”能量，当光伏发电功率快速下降时，蓄电池系统立即“释放”能量，以阻止光伏发电功率变化过快，解决光伏发电输出的不稳定性。

② 改善了光伏电站并网的电能质量。微电网能控制蓄电池和双向逆变器单元，调节其向负载及网络提供的无功及有功功率，通过快速吸收和释放大功率电能解决系统中如电压聚升、电压聚降等暂态问题，从而达到稳定电压水平，提高电能质量目的。

③ 提高系统带负载能力，减轻大电网的压力。微电网系统还能根据负载需要调节储能单元充放电，吸收尖峰负荷、减少电力驱动系统对电网的负面影响。同时，智能微电网系统设置智能继电保护装置，系统内的各类保护装置参数可由监控中心调整与修改，从而减小分布电源接入对电网的故障特性的负面影响，并可通过光纤与上级电网通信，调节有功与无功输出，实现光伏电站的可调度性。

由上可以预见，最终，智能微电网是大型光伏屋顶电站并网接入的必然选择。

6.结语

大型光伏屋顶电站是光伏发电应用成功的典范，它对中国工业园和光伏业的发展都具有积极的推动作用，具有良好的节能减排示范效益。本文就如题内容结合光伏政策分析了大型光伏屋顶电站的研究意义，剖析了大型屋顶电站的设计难点，特别是并网设计及对电网带来的影响问题，再以湖南九华示范区20MW 光伏屋顶及智能微电网项目工程为例，展述其设计思想与过程，总结方案的创新特点，最后介绍新型智能微电网与大型电站结合应用的优势希望能给今后中国大规模光伏屋顶电站的应用给予一定的指导与参考作用，体现国家金太阳项目良好的示范意义。

第二篇：分布式屋顶光伏电站场地租赁协议(最新)

分布式屋顶光伏电站

场地租赁协议

二〇一

年

月

甲方： 乙方：

分布式屋顶光伏电站场地租赁协议

场地租赁协议

编号：

甲方（出租方）： 乙方（租赁方）：

在真实、充分地表达各自意愿的基础上，根据《中华人民共和国合同法》及其他相关法律法规的规定，经友好协商双方一致同意如下： 1 租赁场地：

1.1甲方确认并同意由乙方租赁其拥有的场地（包含屋顶，及光伏电站的箱变/一次、二次仓/电缆路由等设备占用的地面面积，下同），同意并支持乙方在该等场地建设【 】MWp光伏发电项目及其配套设施（以下简称“电站”或“光伏电站”）。其中，箱变位置、厂区内线缆沟路由和架设方式见附件图纸及说明。

1.2甲方承诺其对本协议项下的场地（包括屋顶、建筑和土地等）具有完全的所有权、处置权；

1.3甲方确认乙方对场地的可使用期限不低于电站整个设计寿命期（不低于电站建成后25年）。甲方应确保乙方在电站设计寿命期内的场地使用权不受影响，如因场地租赁协议到期等或者因任何约定或法律、法规和强制性规定导致租赁期早于电站设计寿命期结束的，如乙方提出续签或者重签场地租赁协议的，甲方应当同意并且新协议的租赁条件应与本协议相同，续租赁时间最低应满

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分布式屋顶光伏电站场地租赁协议

足电站设计寿命期的要求。场地概况

2.1甲方将位于【

】的场地出租给乙方经营使用；其中，屋顶建筑面积：【 】㎡，使用面积：【 】㎡，地面设备占用面积：【 】㎡（箱变位置、厂区内线缆沟路由和架设方式见附件图纸及说明）。2.2房屋法律概况

（1）房屋所有权证书登记人：【】；（附复印件加盖甲方公章）

（2）房屋所有权证书编号【】：；（附复印件加盖甲方公章）

（3）土地使用权证书编号：【】；（附复印件加盖甲方公章）（4）规划证书信息：【】；（附复印件加盖甲方公章）

2.3场地用途：乙方承租甲方场地用于光伏电站项目建设；

2.4屋顶建筑结构、电气系统、载荷要求等施工所需相关信息和资料，甲方须在项目开展设计工作前经乙方通知后15天内提交给乙方； 2.5租赁场地存在抵押、担保或任何其他权利限制的，甲方应自本协议生效之日起【30】日内，取得质押权人或第三方权利人同意乙方租赁上述场地、认可本租赁协议的同意函（具体内容由乙方确

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分布式屋顶光伏电站场地租赁协议

认）。同意函为乙方进场施工的前提条件，如本协议生效之日起【60】日内，甲方未能取得此同意函，则乙方有权解除本合同。【或将质押权人或第三方权利人同意乙方租赁上述场地、认可本租赁协议的同意函（具体内容需乙方认可）作为本协议附件。】 3 租金、支付方式与租赁期限

3.1甲方同意乙方以【 】万元/年/MW（最终以电站实际装机容量进行结算）的标准【或按照固定租金价格

万元/年标准】向甲方支付租用协议场地的租金，租期按从乙方实际进场施工之日计算，以后均以首年支付场地租金的时间作为租金支付节点；乙方进场施工且收到甲方提供的增值税专用发票（税率【 】%）后15日内付款。租金支付方式为按年支付，租金支付方式为电汇。

3.2租赁期限共 20年，自【乙方实际进场施工之日】起20年。租赁期满，乙方未书面提出不延续本合同租赁期限的，租赁期限自动延续5年。租赁期限遇以下情况应顺延： 1）发生不可抗力事由的； 2）甲方逾期交付场地的；

3）非乙方原因致使场地无法使用的； 4）经双方协商一致并书面更改的。4 甲方权利和义务：

4.1本协议签订时，甲方应向乙方出具主体资格证明文件，以及对场

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分布式屋顶光伏电站场地租赁协议

地拥有合法权利的证明文件原件包括甲方房地产权证书、营业执照等，并提供盖公章的复印件作为本合同附件。合同履行期内甲方对本项目的不动产设置任何抵押、担保或权利限制的，应事先书面告知乙方，并应取得质押权人或对租赁场地享有其他权限的第三方对光伏电站存续的书面同意函。如因甲方未提供场地有效文件资料或未事先告知乙方即设置担保的，或因质押权人或对租赁场地享有其他权限的第三方主张有关权利，导致乙方产生任何损失（例如：同期发电损失等）的，甲方应予以赔偿。租赁期间，乙方未经甲方书面同意，不得将所承租的场地转租。

4.2根据乙方要求向乙方提供一份真实、准确、与建筑实际相符加盖产权人签章的建筑结构图、电气系统图等涉及光伏电站设计或施工设计的相关资料。纸质图纸至少提供1份，图纸应标注清晰，保证资料内容真实、准确、完整。

4.3按本协议约定向乙方提供建筑物场地，供乙方建设光伏电站，乙方在甲方场地安装光伏发电设备工程开工前，甲方应在乙方的参与下对甲方场地状况进行全面检查，进行必要的修补和清理，对于存在隐患的部分屋面（尤其是防水、防漏、加固处理），或其结构或构筑物进行更换，该检修或更换费用由甲方承担。甲方向乙方交付建筑场地时，双方即时签订场地租赁物交接清单（标明详细地址、栋号、房屋层数、屋顶面积、屋顶结构形式、屋顶使用情况、屋顶质量情况、地面设备占地位置及面积、交接时间、交

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分布式屋顶光伏电站场地租赁协议

验人员等）。

4.4甲方免费为乙方提供光伏发电设施安装所需的其现有的电缆井通道、设备房、设备存放区域、项目所需电气设备安装的空间、配电房、电缆等光伏电站建设配合条件。

4.5甲方为乙方的施工及后续电站运行提供必要的条件，如施工用水、用电和临时施工场地、道路临时占用、现场进入、通讯及排水通道红线位置及项目试运行或正常运行条件等，所发生的费用据实统计，因此产生的费用由乙方负担。

4.6甲方应及时协助乙方完成项目的试运行和验收，无异议后应在一个工作日内在验收文件上签署意见。

4.7在租赁期间，甲方有责任帮助乙方顺利的进行相关维护、检测、修理、后期运营维护项目设施和设备的工作，保证乙方可及时接触与本项目有关的设施和设备，保证电站安全运行。如设备发生故障、损坏或丢失，甲方在得知此情况后应立即通知乙方，配合乙方对设备进行维修和监管、查明损失原因和处理索赔事宜。4.8在租赁期间，如甲方向第三方转让建筑物或租赁建筑物的，需提前3个月通知乙方，在同等条件下乙方有优先购买权。乙方放弃优先购买权的，甲方应保证乙方对本协议项下的场地的使用权不受该转让或租赁行为的任何影响，并确保建筑物的受让人或承租人认可本租赁协议并同意继续履行本租赁协议；

4.9为保障电力安全，租赁期内，甲乙双方因履行本协议发生任何争

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分布式屋顶光伏电站场地租赁协议

议或纠纷，在争议或纠纷未最终解决之前，甲方不得采取任何措施妨碍乙方光伏电站的正常运行、维护。

4.10光伏电站生命周期结束后，甲乙双方可根据当时实际情况，商议完成电站出售、完全拆解或部分关键设备拆解等处置工作，同时甲方将为乙方开展电站拆解工作提供必要的工作协助。

4.11如根据相关的法律法规，或者是基于任何有权的第三方的要求，本项目的实施必须由甲方向相应的政府机构或者其他第三方申请许可、同意或者批准的，甲方应当根据乙方的请求，【30】日申请该等许可、同意或者是批准，并在本合同期间保持其有效性。甲方也应当根据乙方的合理要求，协助其获得其他为实施本项目所必需的许可、同意或者是批准。乙方权利和义务：

5.1乙方拥有依照本协议约定合法使用该场地的权利和义务； 5.2乙方负责出资建设光伏发电站，所形成的光伏发电站资产及政策补贴归乙方所有。

5.3乙方租赁场地所产生的水、电等费用由乙方承担（包括安装光伏发电设备工程时及工程竣工后）。

5.4乙方应当根据甲方提供的建筑物工程、技术资料，合理设计光伏发电站，确保不影响甲方建筑物的安全。在光伏发电站建设和运营、维护过程中，乙方应不影响甲方的正常生产经营活动。

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分布式屋顶光伏电站场地租赁协议

5.5乙方应严格遵守国家相关安全、卫生及环保规定和甲方已书面告知的甲方的内部规章、特殊安全要求，不得造成安全、卫生和环保方面的不良影响；

5.6如果在电站施工和后期运营维护过程中，因为乙方的原因造成甲方屋顶破坏的，乙方有义务进行修复，给甲方造成了经济损失的，乙方应按照双方认可的第三方评估机构评估后金额进行赔偿； 5.7电站项目的财产保险由乙方负责购买，乙方工作人员的保险由乙方负责购买。

5.8乙方有权将电站转移给第三方，需提前3个月通知甲方，在同等条件下，甲方有优先购买权。电站转移给第三方后，本合同下乙方权利和义务由第三方承担。

5.9乙方有权对电站资产和附属权利进行抵押、担保、或以其他方式处分，同时应诚信遵守本合同条款，不使甲方利益受损。屋顶改造其它及问题解决（运营期所占地面部分参照此条处理）：

6.1在约定的屋顶租赁期限内，屋面型材和屋顶结构因设计标准导致的使用寿命限制（屋顶不符合电站建设要求），甲方应在屋顶产生缺陷不满足电站安装要求时起【30】日内更换新屋面或维修完毕，必要时更换新的屋顶结构，以保证甲乙双方的生产经营安全，屋顶改造工作由甲方负责，由此产生的屋顶防水等全部维修、改造费用由甲方承担；

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分布式屋顶光伏电站场地租赁协议

6.2如甲方未在上述期限内履行改造义务，则乙方有权利进行改造，甲方必须配合乙方的全部工作，不得阻碍乙方进行改造施工。乙方在改造过程中发生的所有费用由甲方承担。如甲方未按合同约定履行改造义务并且阻碍乙方进行改造的，由此导致的甲方或任何第三方的人身、财产损失包括乙方屋顶电站设备损坏、发电量减少等损失的，与乙方无关，甲方应承担全部法律责任并进行相应赔偿。

6.3乙方有提醒、催告、支持、配合或监督甲方及时进行屋顶改造的权利和义务，甲方须接受提醒并履行屋顶改造义务，如果甲方经乙方催告后仍不履行改造义务的，乙方有权自行决定是否拆除屋顶电站并寻找其它屋顶重新安装，甲方应支持配合乙方并协调其它厂房屋顶所有人向乙方以本协议约定的租金出租厂房屋顶，并且由此导致的发电损失（按实际影响电站容量的近三个月月均发电量为计算依据进行补偿）和拆除、运输、安装等费用损失由甲方承担；

6.4在约定的屋顶租赁期限内，乙方配合甲方的屋顶改造，改造前因拆除屋顶电站以及改造后安装屋顶电站工作由乙方负责，并承担拆除电站以及安装电站产生的费用；

6.5租赁期内，未经乙方同意，甲方不得随意将屋顶改造、拆迁和拆除；如果确实需要改造，甲方需提前【60】日/小时通知乙方，并由甲方承担改造费用，但是甲方不得改变屋顶继续安装光伏电站

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分布式屋顶光伏电站场地租赁协议 的用途、形式及使用面积；如果因为甲方原因需要拆除，甲方必须提供其他相同面积的屋顶用于乙方重新安装光伏电站；甲方维修或更换屋顶前需提前【60】日通知乙方，乙方配合暂时拆除相应光伏发电设备，但合同期内甲方维修或更换屋顶期间累计不应超过【2】个月，甲方对超过【2】个月的部分对乙方造成的损失可按实际影响电站容量的近【12】个月月均发电量进行补偿，由于不可抗因素造成，从不可抗因素消除后计算。如果因为政府原因需要拆迁，拆迁方案必须经过甲乙双方共同认定，电站拆迁由乙方与政府沟通，所有电站相关补贴、赔偿等权益归属乙方。协议光伏电站的基本情况

7.1协议光伏电站的建设、安装、运营及审批等全部费用由乙方承担，建设完成后协议光伏电站及由乙方投资建设的配属设施所有权归乙方所有。

7.2本协议项下的光伏电站项目所获的包括但不限于国家、省、市关于光伏项目补贴及其他补贴，补贴款皆为乙方享有。甲方应为乙方申请前述补贴提供配合与协助。但根据政策明确规定由甲方享有的归甲方享有。

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分布式屋顶光伏电站场地租赁协议 光伏电站的建设施工

8.1光伏电站的施工方案应由乙方或由乙方聘请的第三方承担，乙方应遵守国家有关工程建设与安全生产方面的法律法规与操作规程，遵守甲方告知的对其厂房的管理规定，依照施工方案文明施工，并在开工前以书面形式将具体开工时间等具体开工事项通知甲方。

8.2甲方应为光伏电站建设、施工提供以下便利条件： 8.2.1符合乙方建设电站实际要求的施工通道；

8.2.2无偿提供符合光伏发电设施安装所需的其现有的电缆井通道、设备房、设备存放区域、项目所需电气设备安装的空间、配电房、电缆等光伏电站建设配合条件。

8.2.3建设电站期间临时用电、用水等能源，但相应费用应按甲方的计量标准计算并由乙方承担；

8.2.4建设电站期间存放电站所需关键设备、材料及工具的符合乙方要求的相关场所；光伏电站产权分界和运营维护

9.1光伏电站的所有权归属于乙方，除法律法规或者本协议另有约定外，未经乙方书面同意，甲方不得拆解、移除。因甲方原因导致建成光伏电站及相应设备、设施故障、损坏的，甲方应予以赔偿

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分布式屋顶光伏电站场地租赁协议

（赔偿标准以损坏设备实际造价及影响电站容量发电量计算）。本条所述光伏电站包括：太阳能电池板、支架、逆变设备、输电线路、计量设备等接至电力并网接驳点前的一切所需设备设施。9.2甲乙双方产权分界点设在：电网公司指定的配电变压器高压侧并网接入点。产权分界点电源侧供电设施产权属于乙方，由乙方负责运营、维护、管理，产权分界点负荷侧供配电设施产权属于甲方，由甲方负责运营、维护、管理。除另有约定外，未经对方同意，不得操作和更动对方设备。如遇紧急情况（当危及用电安全或可能造成人身伤亡或设备损坏）或基于本协议其他约定而必须操作和更动时，可先操作而后立即通知对方。

9.3甲乙双方对各自享有产权的设备设施承担维护、保养义务并承担相关费用，在供电设施上发生的事故引起的法律纠纷导致的法律责任，甲乙双方应根据相关法律法规及本协议的约定承担责任。9.4乙方负责电站的安全及运营维护管理，并承担全部费用。乙方的运营维护方案需告知甲方。在电站的运营维护过程中，乙方应遵守甲方告知的对其厂房的管理规定。违约责任

10.1双方均应严格按照本协议的约定，履行各自的义务和责任。甲方知悉并确认乙方在本协议约定期限内，持续使用第一条所述的场地是乙方实施光伏电站投资建设及运营等的前提和关键。

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分布式屋顶光伏电站场地租赁协议

10.2一方违反本合同约定义务，造成另一方损失的，应承担继续履行合同、采取补救措施以及赔偿另一方经济损失的法律责任。一方违约后，另一方应采取适当措施防止损失扩大，否则不能就扩大部分的损失要求赔偿。

10.3甲方违反本协议约定致使乙方不能正常使用场地的，甲方应减收或减免租金，乙方并有权要求甲方继续履行本协议并赔偿乙方因此而遭受的所有直接损失。

10.4如乙方未按照本协议的规定及时向甲方支付当期场地租金的，则除应付租金外，乙方每天应按逾期未付租金的【0.01%】向甲方支付逾期利息。不可抗力：

11.1因不可抗力造成本协议无法履行，双方不承担责任；

11.2受影响方必须采取一切合理的措施，以消除或减轻不可抗力事件的有关影响，应在不可抗力发生之日起的 5日内通知另一方，并向另一方出具相关部门的不可抗力证明。

11.3如果因不可抗力的影响致使本协议中止履行 30 日或以上时，乙方有权选择是否继续履行协议。若在3个月内不可抗力仍未消除的，任何一方均可书面通知对方解除本协议。

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分布式屋顶光伏电站场地租赁协议 征收与补偿

12.1甲乙双方一致同意，如果甲方提供的场地所属的建筑物要被征收，则乙方应作为被征收人直接与房产征收部门等就电站征收与补偿事宜进行协商、签订补偿协议，电站征收补偿款由房屋征收部门直接支付给乙方；

12.2如果由于国家法律或政策规定致使乙方无法作为被征收人直接与房屋征收部门签订补偿协议时，则甲方在代表乙方就电站征收与补偿事宜签订补偿协议时，相关的条款必须征得乙方的书面同意，同时甲方所取得的电站征收补偿款应全部支付给乙方。12.3项目所在建筑拆迁时，乙方可自行拆走光伏发电设备和材料，并可依照本合同约定模式在甲方新建建筑上安装光伏发电设备和材料，费用由乙方承担。争议的解决

13.1本协议的履行、解释、违约、终止、中止、效力等引起的任何争议、纠纷，本协议各方应通过友好协商解决；

13.2如不能协商解决，任何一方应向租赁场地所在建筑的所在地有管辖权的人民法院提起诉讼。

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分布式屋顶光伏电站场地租赁协议 其他

14.1本协议自双方签字盖章之日起生效。

14.2本协议经双方法定代表人或授权代表签字并盖章后生效，一式四份，双方各执两份，具有同等法律效力。

14.3本协议生效之日起【15】日内，甲乙双方共同配合向有权房产管理部门完成房屋租赁的登记备案。

本协议于【】年【】月【】日在【 】签署。

（以下无正文）

甲方：

乙方：（盖章）

（盖章）

授权代表：

授权代表：

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分布式屋顶光伏电站场地租赁协议

附件：

箱变位置、厂区内线缆沟路由和架设方式说明

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第三篇：屋顶光伏电站项目合作协议书-jinko-legal-130515_-_副本

合作协议书

合作协议

合作协议（以下简称“本协议”）由以下双方于年月日于江苏盐城签订：

一、合作各方：

甲方：晶科能源有限公司

地址：江西省上饶经济开发区晶科大道1号

法定代表人：李仙德 乙方：泰安银河光电科技有限公司

地址：山东省泰安市高新区龙腾路1509号

法定代表人：

二、合作内容：

1．甲方与乙方合作，积极响应国家节能减排政策号召，进行分布式光伏电站项目或其它屋顶光伏电站示范项目的申报、建设、运营维护等工作。

2.在本协议项下，乙方将向甲方提供的建筑物共计 5栋，建筑物屋顶面积总计 20000平方米。乙方承诺期对本协议项下的建筑物拥有完全的、排他的、不受任何限制的所有权。上述建筑物屋顶应经甲方确认适合进行屋顶光伏电站建设。

3．在甲方最终确认乙方所提供的建筑物屋顶适合进行光伏电站项目建设后，甲方或甲方的关联公司将作为本协议项下光伏电站项目的业主负责项目电站的申报工作；乙方配合项目申报，并在电站建设过程中提供便利条件。

4.项目申报获得政府部门的项目建设批准文件后，甲方负责项目的建设并在政府批准文件规定的时间内建设完成。

5.甲方在屋顶光伏电站项目建设、运营过程中应采取措施充分保护本协议项下

第1页，共3 页的乙方建筑物屋顶结构，并负责修复施工可能造成的损坏、渗漏等。甲方在施工过程中应采取措施充分消除或减少对乙方业务的影响。

6.屋顶租赁期为二十年，自项目申报成功之日算起。甲乙双方一致同意，上述租赁期限届满后，屋顶租赁期限自动延长五年。

7.甲乙双方应在本协议签订之后的三十个工作日内进一步签订关于本协议项下光伏电站项目的《能源管理协议》，乙方通过能源合同管理协议获取节能收益分成作为屋顶租赁回报。并且应同时就乙方所提供的建筑物屋顶签订《屋顶租赁协议》，乙方应协助甲方就其租赁的乙方建筑物屋顶进行相关的租赁登记备案，以确保甲方对乙方建筑物屋顶的合法使用。若本协议项下的光伏电站项目未申报成功的，则上述《能源管理协议》与《屋顶租赁协议》自动终止。

8.合作协议签字后十个工作日内，甲方向乙方支付人民币伍万元作为项目合作定金。合作协议有效期为协议签字之日起至2013年12月31日止，在协议有效期内乙方不得将协议项下屋顶区域租赁给他人用于光伏发电站项目或者其他任何用途，除非甲方向乙方发出书面通知放弃对本协议项下屋顶的优先使用权，乙方有权利不予返还定金。甲乙双方均不得擅自解除本协议。项目申报成功且建设完成后五个工作日内，乙方将定金返还给甲方。至2013年12月31日止项目申报不成功时，甲方应及时书面告知乙方，乙方在收到告知后五个工作日内将定金返还给甲方。在2013年12月31日前，若非甲乙双方的原因导致本协议项下的屋顶范围无法用于光伏发电站项目的，则乙方应在上述事项发生后的五个工作日内将定金退还给甲方。

9.本协议项下光伏电站所有权归甲方所有，乙方承诺不以任何方式干涉或者妨碍甲方对上述光伏电站的所有权与甲方对本协议项下乙方建筑物屋顶的正常使用。

三、各方义务与责任：

1.如果本合同中的任何条款因违反法律或政府规定而完全或部分无效，该条款的无效不影响本合同其他条款的法律效力。

2.双方都应对合作过程中获得的对方商业秘密承担保密义务，并不得用于违背公平诚信原则之用途。

3.若乙方在本协议的有效期限内将本协议项下的乙方屋顶范围租赁或者以其他方式给他人用于光伏发电项目使用或者用于其他任何用途的，则视为乙方违反了本协议的约定，乙方应向甲方返还定金。

4.若甲方在本协议的有效期限内擅自解除本协议或者以其他方式拒绝履行本协议项下的义务，则甲方无权要求乙方返还定金。

四、其他

1.本协议未尽事宜双方可随时协商解决。

2.双方有分歧时随时协商解决，经协商不能解决的，双方约定向上海国际经济贸易仲裁委员会提起仲裁并根据其仲裁规则在上海予以裁决，仲裁裁决是终局的，对双方均发生法律效力

3.本协议书正本四份，双方各执两份，均同等有效。

4.本协议自双方签字盖章之日起生效。

(以下无正文，本页为签署页)晶科能源有限公司（盖章）

法人代表（或授权人）（签字）

日期：年月日

XXXX有限公司（盖章）

法人代表（或授权人）（签字）

日期：年月日

第四篇：大型光伏电站备案流程及要件

大型光伏电站备案流程及要件清单

自国家能源局发布《光伏电站项目管理暂行办法》（国能新能[2013]329号文），将光伏电站的核准制改为备案制，省级主管部门对光伏项目实施备案管理后。国内各地的大型光伏电站项目已从核准制改为备案制，国内大型光伏电站项目的申报流程产生了较大变化

光伏电站项目前期阶段主要的工作有考察、备案申请、开工前准备、开工许可等主要工作。

1项目前期考察

对项目地形、周边环境条件（交通、物资采购、市场的劳动力、道路、水电）电网结构及年负荷量、消耗负荷能力、接入系统的电压等级、接入间隔合适、送出线路长度廊道的条件、和当地电网公司的政策等条件进行考察。

其中，电网接入一定要确定由间隔，主变容量最好在50MW及以上。并网店的距离尽量近，沿路有基本的线路走廊。最好无铁路、高速公路等跨越。线路走廊没有油库、气源、地下管网、水源等。近期或近地最好没有电源。建站周围可进行小量防洪。周围土质较好。天气情况，最好没有沙尘。距工业不要太近。降雪及降水适中。就地负荷可满足项目装机容量，并有发展前景。地形不宜大起大落。提前一年由政府上报土地规划。

2项目备案申请阶段 根据前期考察的情况。确定项目地，与当地政府签订开发协议书（投资框架协议），然后进入项目的备案申请阶段。开始开展项目备案申请工作。

█ 备案申请报告阶委托有省（自治区）B级以上的单位编制大型光伏并网电站项目进行项目备案申请报告、可行性研究报告的编制工作。

█ 项目备案阶段所需要的工作及需要的批文

➤项目备案阶段的工作

大型光伏并网电站项目的备案一般由省（自治区）发改部门审核备案，备案需要逐级审批，首先获得项目地县（市）级发改委项目备案申请报告的批复，然后由县（市）级发改委上报至省发改委能源局，由省能源局根据本地区的具体额度及项目的实际情况对项目进行审批，并获得项目的备案证，纳入本地区光伏规划。

➤项目备案阶段的批文

首先委托具备资质的单位编制《项目备案申请报告》；

委托省（自治区）电力设计院做《项目接入系统设计方案》，并上报至省（自治区）电力公司，由省（自治区）电力公司组织专家评审会对《项目接入系统设计方案》进行评审，最终给出《项目接入系统方案审查意见》（接入意见），由资质单位根据接入意见对设计方案进行修改，最终形成《项目接入系统设计方案》；

同时，在获取《项目地灾报告》等相关要件后，并最终获取自治区（省）国土厅出具的《项目土地预审意见》；

最后，委托具备资质单位编写《社会稳定风险评估报告》。

在获取以上要件后，填写《登记备案申请表》，提交备案申请，由市级发改委上报至省（自治区）发改委能源局，由此获得《省（自治区）发改委同意项目备案函》，备案阶段完成，进入项目的施工准备阶段。

下图所示为项目备案的流程图：

█ 电网接入的批准

➤电网接入批准所需的要件有：

※业主递交《项目并网请示》

※省网公司批准后，出具《项目并网批复》

※凭《项目并网批复》，委托具备资质设计院，编制《项目接入系统设计方案》

※报省网公司，由省网公司组织专家进行评审，出具《项目接入系统方案审查意见》

※根据《项目接入系统方案审查意见》，出具终板《项目接入系统设计方案》，并出具《项目电网接入意见》

➤电网接入批准流程大致如下：

█ 项目土地预审意见

项目土地预审意见一般是由自治区（省）国土部门出具。

在出具土地预审的情况说明前，需业主获取以下要件：

※获得自治区（省）国土厅《项目压覆重要矿产资源相关问题的函》 ※获得自治区（省）国土厅《项目地质灾害评估备案登记表》 ※获得自治区（省）文物局《项目用地位置选址意见函》

※获得自治区（省）住建厅《项目选址意见书和选址规划意见》

在获取以上要件后，业主才可以获取自治区（省）国土厅出具的《项目土地预审意见》。

█ 社会稳定风险评估报告 报告根据实际情况，对项目所采取的措施进行全面的项目决策类风险、项目自然技术类风险等进行措施合理性、可行性等方面的分析评估，并从中发现问题并且提出合理可行的解决方案，以保证项目所采取的措施更加可行，更加利于社会稳定，该报告由具备资质的工程咨询研究院编制完成

█ 节能评估报材料

《节能评估材料》由具有相应工程咨询资格和相应专业机构编制，分为《节能评估报告书》、《节能评估报告表》、《节能登记表》三种类型。

根据不同的情况，需编制相应类型的材料：

1.年综合能源消费量3000吨标准煤以上（含3000吨标准煤，电力折算系数按当量值，下同），或年电力消费量500万千瓦时以上，或按年石油消费量1000吨以上，或年天然气消费量100万立方米以上的固定资产投资项目，应单独编制《节能评估报告书》；

2.年综合能源消费量1000至3000吨标准煤（不含3000吨标准煤，下同），或年电力消费量200万至500万千瓦时，或按年石油消费量500至1000吨，或年天然气消费量50万至100万立方米的固定资产投资项目，应单独编制《节能评估报告表》；

3.上述条款意外的固定资产投资项目，应由项目建设方填写《节能登记表》；

4.部分地区报告分类与国家分类有不一致的情况，如：长沙市按建筑面积进行分类，公共建筑大于20000平方米或居住建筑面积大于100000平方米的固定资产投资项目应编制《节能评估报告书》，否则编制《节能登记表》。且长沙市的固定资产投资项目应该编制《节能专篇》；

5.大型光伏并网项目，一般的操作方法为将电站年发电量纳入节能评估范围，因此大型光伏电站项目年综合能源消费量一般为负值，只需提交《节能登记表》。

6.《节能评估材料》在部分地区需要在备案阶段递交，部分地区则不需要。

█ 项目所需批文

项目需要获得的批文分为三个阶段，分别是项目所在地（县）级、区（市）级、自治区（省）级批文，详细内容介绍如下：

➤获得项目所在地（县）相关部门的批复文件

1)获得县发改委项目备案申请的批示。

2)获得县水利局项目的请示。

3)获得县国土局项目的请示。

4)委托具有省(自治区)B级以上资质的单位编制大型光伏并网电站项目可行性研究报告

5)获得项目环境评价报告表，并获得县环保局项目建环评初审意见。

6)获得县城建局项目规划选址意见的请示。

7)获得县国土局项目建设用地预审的情况说明。

8)获得县电力公司项目电网接入意见。

9)获得县文物局项目选址文物调查情况的请示。

10)获得县发改委项目可行性研究报告的批示。

11)委托具备资质单位编制项目备案申请报告。

➤获得项目建设地区级（市）相关部门的批复文件

1)获得地区（市）发改委项目备案申请的批示。

2)获得地区（市）水利局项目的请示。

3)获得地区（市）国土局项目的请示。

4)项目环境评价报告表，并获得地区（市）环保局项目建环评初审意见。

5)获得地区（市）城建局项目规划选址意见的请示。

6)获得地区（市）国土局项目建设用地预审的情况说明。

7)获得地区（市）电力公司项目电网接入意见。

8)获得地区（市）文物局项目选址文物调查情况的请示。

9)获得地区（市）发改委项目可行性研究报告的批示。

➤获得自治区（省）相关部门的批复文件

1)获得自治区（省）安监局项目的安全评估报告。

2)获得自治区（省）水利厅项目水土保持方案的批复。

3)获得自治区（省）国土厅项目压覆重要矿产资源有关问题的函。

4)获得自治区（省）国土厅项目地质灾害评估备案登记表。

5)获得自治区（省）环保厅项目环境影响报告表的批复。

6)获得自治区（省）住建厅项目用地选址意见的函。

7)获得自治区（省）国土厅项目建设用地土地预审意见。

8)获得自治区（省）文物局项目选址用地选址意见的函。)获得具备资质单位编制《项目节能材料》。

10)获得具备资质单位编制《社会稳定风险评估报告》。

11)办理建设项目银行资金证明（不少于项目总投资的20%）。

12)办理建设项目与银行的贷款意向书或贷款协议（不高于项目总投资的80%）；

13)委托自治区（省）发改委能源处指定的国际工程咨询公司对项目可行性研究报告组织评审，并获得评审文件。

14)获得自治区（省）电力公司接入电网批复文件。

15)将项目备案申请报告提交自治区（省）发改委能源处，由自治区（省）发改委根据当年的计划额度及实际情况进行审批，并获得项目备案证。

16)获得项目建设地建设局开工许可。

各地的备案流程、方法及所需材料，都不一致，本材料仅供参考，具体以当地发改要求为准。

第五篇：大型光伏电站的开发流程

大型光伏电站的开发流程

一、产项目前期考察阶段

对项目土地（及其周边）资源、电网情况、当地政策等进行摸底考察。我把现场选址工作划分成三步，如下表所示：

下面详细解释一下

1、去现场前需要做的准备工作

光伏电站场址一般都在相对偏远的地方，去趟现场往往要耗费比较大的时间成本、人力成本。因此，去之前一定要把准备工作做好。首先要跟业主进行简单沟通，了解他之前做了哪些工作，他的要求和想法。常问的几个问题：

1）项目场址的地点，有经纬度最好了。

2）场址面积大概多大，计划做多大规模；（一般业主都有场址的承包合同，可通过查阅承包合同等所有权证明文件进行地点、面积承包剩余年限等信息进行确认。）

3）场址大概是什么地貌，地表附着物情况，有无坟头，是否涉及赔偿；有无军事设施、文物等敏感物。

场址附近是否有可接入的变电站，距离多少，多大电压等级，容量是多少，有无间隔；（一般接入110KV变电站的低压侧或者35KV高压侧为宜，距离最好不要超过10公里否则会增加成本，大部分地区只能接入容量的30%-50%。）沟通之后，第一个要准备的，就是了解当地相关的光伏政策。比如，国家给该省的规模指标是多少？该省对光伏项目有没有单独的补贴政策？诸如此类的政策，尽量多了解一些。如果能了解到项目所在地是否有建成项目，收益如何？是否有在建的项目，进展到什么程度，就更好了。最后，一套耐磨耐刮的衣服和舒适的运动鞋也是必不可少的。

2、现场踏勘工作

平坦的场址相对简单，就用山地场址说几个需要注意的问题。

1）观察山体的山势走向，是南北走向还是东西走向？山体应是东西走向，必须有向南的坡度。另外，周围有其他山体遮挡的不考虑。

2）山体坡度大于25°的一般不考虑。山体坡度太大，后续的施工难度会很大，施工机械很难上山作业，土建工作难度也大，项目造价会大大提高。另外，未来的维护（清洗、检修）难度也会大大增加。同时，在这样坡度的山体上开展大面积的土方开发（电缆沟），水土保持审批可能也过不了。

3）基本地质条件。虽然准确的地质条件要做地勘，但可以大概目测一下，最好目测有一定厚度的土层。也可以从一些断层或被开挖的断面，看一下土层到底有多厚，土层下面是什么情况。如果是目测半米一下是坚硬的大石头，那将来基础的工作量就会特别大。

上述几个问题解决后，用GPS围着现场几个边界点打几个点，基本圈定场址范围。同时，要从各角度看一下场址内的地质情况。因为光伏场址面积太大了，你从一个边界点根本看不了全貌，很可能会忽略很多重要因素。

这些重要因素包括：

1）冲积沟。我某次选址，看场址西南边是特别平坦在附近看了看，觉得基本都一样，就没往东北角走。后来发现，东南角是个非常大的冲积沟。

2）敏感物。比如说坟头。经常能在备选的光伏场址内看见坟头，如果圈进来可能会非常麻烦，甚至造成工期延误。另外，还有农民自己开荒的地，一两个快倒塌的小房子，羊圈和牛圈„„这块地没用也就没有管，一旦有人用，就会有人来要赔偿，最后，场址内不能有防空洞等军事设施，军事设施相关管理规定的避让范围是安全半径范围外扩300米。

3、踏勘后续工作

1）确定场址面积。将现场打的点在Google地球上大致落一下，看一下这个范围内场址内及其周围的卫星照片，同时测一下面积，大概估计一下可以做的容量。一般50~100MWp是一个比较好的规模，也就是1~3km2。

2）确定场址地类。去国土局在二调图上查一下场址的地类。现在二调图用的一般都是80坐标系三度带坐标。所以，要先将GPS打的经纬度坐标转换成80三度带坐标，带到国土局和林业局查一下。去国土和林业查一下是非常必要的。往往一块场址那里都好，就是地类是不能用的。如果盲目开展后续工作，会造成很多浪费。另外，很多时候，看着是荒地，在地类图里面是农田；看着没有树，在地类图里面其实是公益林。

国土部门土地利用总体规划体系

3）确定接入的变电站。根据场址面积大致估计出规模以后，就要想用多大的电压等级送出。要调查一下，距离项目场址最近的升压变电站电压等级、容量、是否有间隔，最好能拿到该变电站的电气一次图，确定一下是否有剩余容量可以接我们的项目。如果可以间隔接入距离又相对合适，则视为理想接入方案，如果距离太远，输送线路成本过高，可考虑T接，方案的可行性要与地/市级电网公司进行咨询。

变电站间隔及其附属设备

二、项目建设前期手续办理

备案阶段变电站间隔及其附属设备

1）委托有资质单位做大型地面光伏电站项目进行可行性研究报告。

2）争取所在省份当年配额。须向当地发改部门申请并提交相关材料如下：

1.2.1申报建设（已完工或即将完工的申请补贴计划）计划的请示；

1.2.2相关部门的审核意见（国土、电网公司、林业等部门）；

1.2.3其他已取得的项目进展（如：测绘、地勘等资料）；

1.2.4项目概况以及项目公司三证（营业执照、组织机构代码证、税务登记证）；

以上资料准备完毕后提交到县发改委进行审核，逐级报送，经过层层筛查最终列入省发改委项目清单中。

3）取得备案证。

须向省级（市级）发改部门提交资料如下：

省发改委公布的项目清单；

可行性研究报告；

基础信息登记表、节能登记表、招投标方案（省发改委官网下载最新版）；

申请备案的请示；

公司三证。

提交以上资料至省（市）发改委，审核无误后下发（一般当下就能）备案证。

2、获得省（市）级相关部门的批复文件

3、获得开工许可

（1）办理建设项目银行资金证明（不少于项目总投资的20%）；

（2）办理建设项目与银行的贷款意向书或贷款协议（不高于项目总投资的80%）；

（3）委托具有资质的单位做项目设计；

（4）获得项目建设地建设局开工许可；

三、项目施工图设计

开工证办理流程

1、现场测绘（前期已完成）、地勘、勘界、提资设计要求；

2、接入系统报告编制并上会评审；

3、出施工总图蓝图；

4、各专业进行图纸绘制（结构、土建、电气等）；

5、出各产品技术规范书（做为设备采购招标依据）；

6、和各厂家签订技术协议；

7、现场技术交底、图纸会审；

8、送出线路初设评审上会出电网意见；

四、项目实施建设

1、物资招标采购

2、发电区建设工作：

1）基础浇筑

2）支架安装、光伏组件安装、汇流箱安装；

3）逆变室、箱变基础建设；

4）箱变、逆变器、直流柜、通讯柜设备安装调试试验

5）电气连接及电缆敷设（组件之间、组件与汇流箱、汇流箱与直流柜、直流柜与逆变器、逆变器与箱变之间）、全场接地制作焊接、发电区道路建设；

3、生活区工作：

所有房建建设（SVG室、高压室、中控室、综合用房、水泵房及设备安装、生活区道路围栏、所有房建装饰装修、设备间电缆沟开挖砌筑接地）等；

所有设备安装、调试、试验、保护调试、电器连接（SVG、高压开关柜、接地变、所用变、降压变、配电屏、综自保护、监控安装、消防设备安装、安全监控摄像头）等。

4、外围线路建设，对侧站设备安装及对侧站对点对调、省调和地调的调度调试等；

5、所有设备的电缆敷设连接并做实验，电缆敷设过程中需要注意的事项如下：

5.1：电缆敷设按照型号相同进行，没敷设一条，在电缆两端挂其相对应的电缆牌。

5.2：电缆预留长度满足接线要求即可，过长过短都是不适宜的。

5.3：电缆应从电缆盘上导出不应使电缆在支架上或与地面摩擦拖拉，防止各种刮伤电缆的可能性。

5.4：电缆在电缆井和电缆沟上固定，要统一绑扎材料，确保美观。

6、电力建设工程质量监督站验收（消缺并闭环）；

7、省电力建设调试所安评、技术监督验收（消缺并闭环）；

8、当地消防大队验收并出具报告；

9、电网公司验收（消缺并闭环）；

10、电站调试方案（电力公司审核）；施工过程中，需办理下列手续：

（一）接入系统带电前要需具备的条件

1、发改委备案文件、上网电价文件、可研报告

2、接入系统审查批复文件（国家电网公司、省电力公司接入系统文件）

3、公司营业执照复印件（正本、副本）

4、公司税务登记证（国税、地税）

5、公司组织机构代码证

6、系统主接线图

（二）升压站返送电流程和具备的条件

1、给省电力公司申请返送电文件。（风电机组及光伏电站机组合并上报）

2、给交易中心上报接网技术条件。（按照公司接入系统要求及反措要求上报）

3、并网原则协议签订。（与公司营销部签订、地区并网电厂可由营销部授权签订、并上报交易中心）

4、省调下达的调度设备命名及编号。

5、省调下达的调管设备范围划分。

6、与省调、各地调分别签订《并网调度协议》。

7、与发电企业所在的地区电力公司签订《供用电合同》。（确定发电企业施工用电如何处理，电厂全停期间用电电价及结算方式）（原则上执行当地大宗工业用电电价）

8、线路属自建的应签订《线路运维协议》。（必须有线路运营资质、且必须在相应机构备案、具备线路带电作业、申请线路巡线、停用重合闸、线路消缺等）。

9、具有资质的质监站出具的《工程质检报告》，并形成闭环的报告（报告原件）。（风电机组及光伏电站机组合并上报）

10、省电力科学研究院出具的《并网安全性评价报告》，同时上报针对报告中提出的影响送电的缺陷应整改完毕，对不影响送电的应列出整改计划。（风电机组及光伏电站机组合并上报）

11、省电力科学研究院出具的《技术监督报告》，同时上报针对报告中提出的影响送电的缺陷应整改完毕，对不影响送电的应列出整改计划。（风电机组及光伏电站机组合并上报）。

12、应出具消防部门验收意见。（风电机组及光伏电站机组合并上报）。

13、省电力公司交易中心将委托地区电力公司现场验收涉网设备及是否按照接入系统文件要求建设和完善设备、装置、满足并网条件，并落实“安评、技术监督”等报告提出问题的整改。并向新疆电力公司交易中心上报具备返送电的验收报告。（风电机组及光伏电站机组合并上报）。

14、交易中心根据上述工作完成情况，及时组织返送电协调会，并组织各相关部门会签后，下达同意返送电文件。

（三）并网流程或具备的条件

1、工程质检报告

2、安评报告

3、技术监督报告

4、消防验收意见

5、电力公司验收报告

6、针对各检查报告提出问题的整改报告

7、《供用电合同》（是否有新的变化，若有变化须重新签订）

8、针对上述“四个协议（或合同）、四个报告”，协商确定《购售电合同》后。

9、并组织各相关部门会签后，及时协商确定召开启委会，根据启委会决议，发电企业应上报决议中提出问题的整改。

10、下达同意机组并网文件，安排机组并网工作。

11、给省电力公司申请确认满足电网要求的文件。（风电机组及光伏电站机组首次并网时间及240小时结束时间）

12、生产验收交接书（施工单位与业主签订）

13、涉网试验完成并满足电网要求

14、电价批复文件

15、消防验收合格