佛山分布式光伏接入容量限制讨论会会议纪要[样例5]

第一篇：佛山分布式光伏接入容量限制讨论会会议纪要

佛山供电局分布式光伏发电服务工作指引（试行）

佛山分布式光伏接入容量限制讨论会会议纪要

2015年8月3日，计划发展部组织召开了佛山分布式光伏接入公用线路（公用配变）容量限制讨论会议，市场部、系统部相关人员参加了会议。2014年11月，佛山局印发了《佛山供电局分布式光伏发电系统接入电网技术指引（试行）》（以下简称《指引》），本次会议就该《指引》中分布式光伏接入公用线路（公用配变）相关规定在实际操作中存在的问题进行了讨论，现将会议纪要如下。

一、《指引》第四章“接入系统”中，“接入单台10/0.38kV公用变压器的光伏发电总容量不宜超出接入的配电变压器额定容量的25%”和“接入单回10kV公用馈线的光伏发电总容量不宜大于该线路输送容量的25%”，两项规定均是参考《南方电网10kV及以下业扩受电工程技术导则（2012版）》中“7.4 分布式电源及微电网接入”的要求制定。但由于新修编的《南方电网10kV及以下业扩受电工程技术导则（2014版）》中已取消了对分布式光伏接入电网的容量限制要求，仅对T接入10kV公用线路的微电网作了容量限制。考虑到微电网接入的要求对分布式光伏发电并不适用，为贯彻落实国家扶持新能源发展的各项政策，会议决定可将佛山分布式光伏发电接入10kV公用馈线及10/0.38kV公用变压器的容量限制放宽。《指引》中的这两点要求不再执行。

二、今后佛山分布式光伏发电接入10kV公用馈线及10/0.38kV公用变压器时，接入系统方案报告中需分析接入线路（配变）在光伏发电系统不同出力状况下（停发、正常出力、满发）的潮流、电压分布、谐波和短路电流结果，分析计算时需同时考虑该线路（配变）上已接入的其它 1

佛山供电局分布式光伏发电服务工作指引（试行）

光伏发电项目的影响。当计算结果满足相关规范要求时才允许并网接入。

三、对于今后佛山的新用户报装，若用户报装接入的10kV公用馈线或10/0.38kV公用变压器已存在光伏（或其他新能源）用户，应考虑光伏（或其他新能源）不出力时该线路（配变）的最高负载率情况来确定用户接入系统方案。请学习知悉

第二篇：光伏接入系统请示

关于《新疆天富热电股份有限公司20兆瓦并网 光伏电站项目接入系统设计评审》的请示

新疆天富热电股份有限公司：

新疆天富热电股份公司20兆瓦并网光伏电站项目，拟选址在新疆石河子市148团，装机容量为20兆瓦，目前已委托电力设计院完成了《接入系统设计报告》，现拟接入天富电网，垦请公司组织相关人员进行审查、评审，并出具评审意见报告。尽快办理项目备案手续。

妥否，请公司领导批示！

项目管理部 二〇一四年二月二十六日

第三篇：分布式光伏项目建议书

莒南财金新材料产业园20MW分布式光伏项目建议书

（技术方案及经评匡算）

建设单位：大唐临清热电有限公司

二○二一年三月

目 录

1.项目概况

1.1.项目建设单位

大唐临清热电有限公司，成立于2011年6月23日，是大唐山东发电有限公司的全资子公司，是特大型中央企业中国大唐集团有限公司的三级企业，注册资本金为5亿元整。目前，公司总装机容量70万千瓦，2台35万千瓦超临界热电联产燃煤机组，总投资27.8亿元，具备700吨/小时工业抽汽能力和500万平方米供暖能力。两台机组分别于2016年12月、2017年1月相继投产发电，属山东电网直调公用机组。可实现年发电量35亿千瓦时，供热量1094.45万吉焦，截至目前，向临清15家市重点企业提供高品质工业蒸汽，有力助推了地方经济社会发展。曾荣获国家优质工程奖，中国电力优质工程奖，山东省文明单位。

大唐临清热电有限公司自成立以来，始终坚持高质量发展理念，主动对接省、市、县发展规划，在全力确保安全稳定、提质增效的基础上，积极开发风、光新能源项目，优化地方产业布局，拓展企业全方位发展空间，为地方经济发展做出应有的贡献。

1.2.项目场址概述

本项目位于山东省临沂市莒南县经济开发区，拟建设在莒南财金新材料产业园厂房屋顶，场址区附近对外交通运输条件便利，厂区内无其他高大遮挡物，阳光资源接收条件相对较好，具备修建光伏电站的厂区条件。土地已经划转完成，手续完备。厂房为彩钢瓦屋顶，全部建设完成后，可利用开发厂房屋顶面积约20万平方米，目前已建设标准化厂房3.6万平方米，其余厂房计划于2021年6月建设完工。屋顶向阳倾角为5度和6度角，屋面恒荷载为0.65kN/m2，屋面活荷载：0.50kN/m2，能够满足光伏项目承重要求（光伏板及配件自重0.35kN/m2）。

2020年12月底，山东永安合力特种装备有限公司入驻莒南财金新材料产业园一期厂房，该公司是中外合资企业，专业生产钢制无缝气瓶和焊接气瓶，用电负荷每天约1.5万千瓦时；在建二期厂房也由该公司承租，二期设计用电负荷每年1000万千瓦时，消纳条件较好。

根据项目厂区建设情况及特征，结合风光资源分布情况以及厂区消纳条件，规划建设分布式光伏项目装机容量20MW，其中，一期3.6MW、二期5.9MW*2、三期4.6MW，预计年发电量约1872万千瓦时，投资总额约7800万元。

2.太阳能资源评估

2.1.山东省太阳能资源描述

山东的气候属暖温带季风气候类型，年平均气温11℃～14℃，年平均降水量一般在550mm～950mm之间。山东省光照资源充足，光照时数年均2290h～2890h，热量条件可满足农作物一年两作的需要，由东南向西北递减。降水季节分布很不均衡，全年降水量有60%～70%集中于夏季，易形成涝灾，冬、春及晚秋易发生旱象，对农业生产影响最大。

山东省各地年太阳能总辐射量在4542.61MJ/m2～5527.32MJ/m2，各地太阳能资源地区差异较大，其中胶东半岛南部太阳能总辐射量较小，北部蓬莱、龙口一带较大，呈现出南少北多的特点，鲁北垦利、河口一带太阳总辐射量较大，鲁西南、鲁西一带较小。

图2.1-1 山东省太阳能资源区划

2.2.临沂市太阳能资源介绍

临沂市气候属温带季风区大陆性气候，具有显著的季节变化和季风气候特征，气温适宜，四季分明，光照充足，雨量充沛，雨热同季，无霜期长。春季干旱多风，回暖迅速，光照充足，辐射强；夏季湿热多雨，雨热同步；秋季天高气爽，气温下降快，辐射减弱；冬季寒冷干燥，雨雪稀少，常有寒流侵袭。四季的基本气候特点可概括为“春旱多风，夏热多雨，晚秋易旱，冬季干寒”。市年平均日照时数为2300h，最多年2700h，最少年1900h。

2.3.场区太阳能资源概况

本工程现处于项目前期阶段，场址区域内未设立测光塔，无实测光照辐射数据，本阶段采用Meteonorm及Solar GIS太阳能辐射数据综合分析计算项目资源特性。经分析：

（1）根据《太阳能资源等级总辐射》（GB/T 31155－2014）给出的等级划分方法，项目场址年太阳总辐射曝辐量为5000MJ/（m2·a），其太阳能资源等级为丰富（中国太阳辐射资源区划标准见表2.3-1），项目具备工程开发价值。根据我国太阳能资源稳定度的等级划分，工程所在地的太阳能资源稳定度为稳定。

表2.3-1 太阳能总辐射年辐照量等级

（2）场址区域太阳能资源呈现“冬春小，夏秋大”的时间分布规律，资源稳定度为稳定，年内月太阳总辐射值变化较平稳，有利于电能稳定输出。

（3）场址空气质量好，透明度高，太阳辐射在大气中的损耗较少。

（4）场址所在地不存在极端气温，风速、降水、沙尘、降雪、低温等特殊天气对光伏电站的影响有限，气候条件对太阳能资源开发无较大影响。

（5）场址有雷暴发生概率，本项目应根据光伏组件布置的区域面积及运行要求，合理设计防雷接地系统，并达到对全部光伏阵列进行全覆盖的防雷接地设计，同时施工时，严禁在雷暴天进行光伏组件连线工作，并做好防雷暴工作。

3.技术方案

3.1.装机容量

本项目规划标称装机规模20MW。考虑目前市场主流设备情况、技术先进性及其场址地形特点，光伏场区拟采用495Wp单晶双玻双面组件，暂按将系统分成5个标称容量为3.15MW并网发电单元、2个2.5MW并网发电单元，光伏方阵采用1500V系统的组串式逆变方案+屋顶固定支架安装方式。

3.2.光伏组件和逆变器选型

3.2.1.组件选型

根据市场生产规模、使用主流等因素特选取多晶及单晶组件进行对比，单晶硅组件生产工艺成熟，效率较好，虽然单晶单位成本相对多晶高，通过测算单晶提高发电效率优势明显，能够增加光伏电站单位面积发电量，发电量的收益高于单位成本差价。

根据2020年组件产能情况，单晶495Wp组件是主流。综合项目收益率和项目所在地的地貌特点，本项目暂时推荐选用495Wp单晶双玻双面组件，最终的组件选型以招标结果为准。

3.2.2.逆变器选型

3.2.2.1.逆变器选型

由于现阶段光伏组件仅能将太阳能转化为直流电，所以在光伏组件后需要逆变器将直流电逆变成为交流电进行输送。综合考虑造价、发电量及项目投资收益等因素，本项目选择1500V、196kW组串式逆变器，最终逆变器选型以招标结果为准。

3.2.2.2.逆变器概述

组串式逆变器与传统的集中式逆变器的思路不同，即以小规模的光伏发电单元先逆变，通过不同的组串式逆变器并联接至箱变低压侧升压，并非集中式的把光伏组件所发直流电能集中后再做电能逆变的思路。

组串式逆变器具有多路MPPT功能，能极大的降低光伏电站复杂地形对发电量的影响；并且组串式逆变器方案大大减少了直流传输环节，即减少了直流损耗。总的来说，组串式逆变器方案是分散MPPT，分散逆变和监控。从理论上讲，组串式逆变器在系统效率以及发电量上有一定的优势。组串式逆变方案拓扑如下图：

图 3.2‑1 组串式光伏逆变方案拓扑图

组串式逆变器采用模块化设计，每几个光伏组串对应一台逆变器，直流端具有最大功率跟踪功能，交流端并联并网，其优点是减少光伏电池组件最佳工作点与逆变器不匹配的情况，最大限度的增加发电量；组串式逆变器减少了系统的直流传输环节，减小了短路直流拉弧的风险；组串式逆变器的体积小、重量轻，搬运和安装方便，自身耗电低，故障影响小，更换维护方便等优势。主要缺点是电子元器件多，功率和信号电路在一块板上，容易故障；功率器件电气间隙小，不适宜高海拔地区；户外安装，风吹日晒容易导致外壳和散热片老化等（注：本项目中因组串式逆变器容量较大，不采用交流汇流箱，在箱变低压侧装设交流汇流配电柜）。

3.3.光伏方阵和发电单元设计

3.3.1.光伏方阵设计

本项目由7个光伏方阵组成。3.15MW方阵配置16台196kW组串式逆变器、245个组串，每个组串串接26块组件。2.5MW方阵配置13台196kW组串式逆变器、195个组串，每个组串串接26块组件。

3.3.2.变电中心升压方式

根据光伏电站装机规模及接入系统电压等级，光伏电站输变电系统通常采用一级升压方式。本项目光伏电池组件拟选用495Wp单晶双玻双面组件，开路电压48.7V，最佳工作电压41.3V，拟采用的196kW组串式逆变器出口交流电压为800V，每个光伏发电子阵配置一台10kV箱变，升压变压器将逆变器输出的800V电压直接升压至到10kV，通过箱变内的环网柜与其他光伏发电子阵形成合理的10kV馈线回路，连接到10kV配电室的10kV开关柜。

3.3.3.组件布置

光伏发电系统的发电量主要取决于电池板接收到的太阳总辐射量，而光伏组件接收到的太阳辐射量受安装倾角的影响较大。

本项目拟推荐采用固定支架，支架倾角按照屋顶向阳倾角5°或6°进行平铺，增强抵抗风力雪荷载，最终待下一阶段对屋顶实地勘测后，进一步复核支架倾角。光伏支架阵列布置样例如图3.3-1所示：

图 3.3‑1 光伏支架阵列布置样例图

3.3.4.光伏方阵接线方案设计

本项目18个组串接入1台196kW组串式逆变器，3.15MW方阵配置196kW组串式逆变器16台，2.5MW方阵配置196kW组串式逆变器13台。方阵内所有逆变器接至箱变低压侧，每个方阵配置1台3150/2500kVA双绕组变压器。组串至逆变器采用PFG1169-DC1800V-1×4型电缆，逆变器至箱变采用ZC-YJHLV82-0.6/1kV-3×120型电缆。

3.4.输配电设计

本项目拟配置5台3150kVA箱式变压器、2台2500kVA的10kV箱式变压器。输配电线路暂按接入企业10kV配电室10kV开关柜考虑。最终接入方案根据接入系统批复意见为准。

3.5.年上网电量估算

本工程的发电量计算根据太阳辐射量、系统组件总功率、系统总效率等数据，系统首年发电量折减2.5％，光伏组件每年功率衰减0.5%。经计算得电站20年发电量见表3.6-1。

表3.6-1 20年发电量和年利用小时数

20年总发电量374290.58MW·h，20年年平均发电量18714.53MW·h，20年年平均利用小时数为935.73h，首年利用小时数1000h。

3.6.无功补偿

本项目交流侧装机规模为20MW，暂按配置1套4MVar无功补偿装置。最终容量和补偿方式以接入系统批复意见为准。

3.7.监控和保护系统设计

本项目采用“无人值班、少人值守、智能运维、远方集控”方式运行。主要配置系统有：开关站计算机监控系统、光伏场区计算机监控系统、继电保护及安全自动装置、电能质量在线监测装置、防误操作系统、电能量计量系统、火灾自动报警系统、视频安防监控系统、环境监测系统、光功率预测系统、有功和无功功率调节、调度通信系统、远程集控系统等。

计算机监控范围包括：电池组件、逆变器、10kV箱式变压器、10kV母线、10kV线路断路器及隔离开关、10kV母线PT、站用电及直流系统等。

每个光伏方阵设子监控系统一套，共配置7套就地光伏通信柜，分别安装在箱变内。采集箱变、逆变器信息，并通过网络交换机与10kV开关站计算机监控系统相连。

3.8.光伏阵列基础及布置

3.8.1.支架系统

3.8.1.1.支架型式及布置要求

本项目光伏支架形式拟采用固定支架，由防水胶皮、铝合金夹具、铝合金立柱、铝合金横梁、铝合金导轨、铝合金压块等组成，由螺丝固定于屋顶彩钢板梯形凸起。光伏支架阵列布置样例如图所示：

3.8-1 铝合金支架样例图 3.8-2 铝合金横梁样例图

光伏组件布置采用2×13布置方式，每个支架单元布置26块光伏组件，光伏组件南北向按屋顶向阳倾角5°或6°考虑。光伏组件排布图如3.8-3所示：

图3.8‑3 光伏组件排布图

3.8.2.箱、逆变布置

每个方阵对应一个箱变，箱变拟布置在企业配电室预留位置。

组串式逆变器体积小、重量轻，通过螺栓将逆变器固定在光伏支架或安全步道上，不新建逆变器基础。

3.8.3.集电线路

组件与逆变器，光伏方阵与箱变之间，拟采用屋顶电缆槽盒或镀锌管、厂房内电缆槽盒及电缆沟方式进行敷设。在输配电线路槽盒及开关柜等部位，做好防火涂料、防火隔板、防火包、防火泥等防火措施。

3.8.4.屋顶行走步道工程

根据屋顶结构，初步设计屋顶安全行走步道，必要的地方设计安全护栏。行走步道宽度设计为50cm，格栅型式，使用镀锌不锈钢材料，由螺丝固定于屋顶彩钢板梯形凸起。

行走步道是屋顶光伏电站重要组成部分，行走步道应能到达每个方阵系统，减少材料的二次搬运。因此在方阵布置时，考虑行走步道规划，做到满足运输及日常巡查和检修的要求的条件下，使屋顶步道行走安全可靠、线形整齐美观，与周围环境相协调。

4.工程匡算及财务分析

4.1.编制原则及依据

（1）《光伏发电工程设计概算编制规定及费用标准》（NB/T32027-2016）；

（2）《光伏发电工程概算定额》（NB/T32035-2016）；

（3）设计图纸、工程量、设备材料清单等；

（4）编制水平年：2020年第三季度。

4.2.财务分析

本项目财务评价依据《建设项目经济评价方法与参数（第三版）》，以及有关现行法律、法规、财税制度进行计算。

4.3.计算基础数据

（1）资金来源

本工程考虑项目注册资本金为30%，融资70%。

（2）主要计算参数：

计算期建设期3个月，运行期20年。

折旧年限： 15年

残值率： 5%

其他资产摊销年限： 5年

修理费： 0.1%～0.2%

电厂定员： 3人

年人均工资： 85000元/人

福利费及其他： 55.7%

平均材料费： 3元/(kW·年)

其他费用： 12元/(kW·年)

首年有效利用小时数： 1363.75hr

企业所得税： 25%（三免三减半）

保险费率： 0.25%

城市维护建设税： 5%

教育费附加： 3%

地方教育附加： 2%

应付利润比例： 8%

公积金及公益金： 10%

（3）贷款利率及偿还

银行长期贷款名义利率按4.65%，短期贷款名义利率按3.85%计算，银行融资贷款偿还期为投产后15年，采用等额还本利息照付方式。

（4）增值税

4.3.1.电力产品增值税税率为13%。增值税为价外税，为计算销售税金附加的基础。

4.4.工程匡算

本项目资金来源按资本金占总投资的30%先期投入，其余资金从银行贷款进行计算。

本工程的单位千瓦动态投资3900元/kW，不配套储能，工程动态总投资7800万元，单位千瓦工程总投资为4158.22元/kW。

按双方协议电价0.52元/ kW·h且全额消纳计算，结果表明项目投资内部收益率（所得税前）为8.16%，资本金内部收益率为11.90%，投资回收期（所得税后）为8.77年。

按双方协议电价0.55元/ kW·h且全额消纳计算，结果表明项目投资内部收益率（所得税前）为9.01%，资本金内部收益率为14.29%，投资回收期（所得税后）为7.05年。

按双方协议电价0.60元/ kW·h且全额消纳计算，结果表明项目投资内部收益率（所得税前）为10.39%，资本金内部收益率为18.36%，投资回收期（所得税后）为5.70年。

4.5.财务评价表

表4.5-1 财务指标汇总表（电价0.52元/ kW·h）

表4.5-2 财务指标汇总表（电价0.55元/ kW·h）

表4.5-3 财务指标汇总表（电价0.60元/ kW·h）

5.运维管理

5.1.运维总体原则

本光伏电站按智能光伏电站设计，光伏电站的运行参数、现场情况等重要信息可通过以太网络上传至用户指定的远方监控计算机实现远方监控及管理，实现电站“无人值班，少人值守”。

在开关站主控室装设智能光伏电站监控和生产管理系统、计算机监控系统、智能视频监控系统、微机保护自动化装置、就地检测仪表和智能无人机巡检系统等设备来实现全站机电设备的数据采集与监视、控制、保护、测量、远动等全部功能，并可将光伏电站的运行参数、现场情况等重要信息可通过以太网络上传至用户指定的远方监控计算机实现远方监控及管理。

5.2.运维机构设置

5.2.1.管理方式

本项目管理机构的设置根据生产需要，本着精干、统一、高效的原则，体现智能化光伏电站的运行特点。本电站按“无人值班、少人值守、智能运维、远程集控”原则进行设计，并按此方式管理。本光伏电站生产管理集中在主控室，负责管理整个电站的光伏发电子单元和开关站的生产设备。针对本项目暂按配置3名运维和管理人员考虑。

建设期结束后光伏电站工程项目公司职能转变为项目运营。运营公司做好光伏电站工程运行和日常维护及定期维护工作，光伏电站工程的大修、电池组件的清洗、钢支架紧固的维护、屋顶行走步道的定期养护等工作人员主要外包为主。

5.2.2.运营期管理设计

光伏电站采用运行及检修一体化的生产模式，尽量精简人员，节省开支。所有人员均应具备合格资质，有一专多能的专业技能，主要运行岗位值班员应具备全能值班员水平，设备运行实行集中控制管理。

5.2.3.检修管理设计

定期对设备进行较全面的检查、清理、试验、测量、检验及更换需定期更换的部件等工作，以消除设备和系统缺陷。设备检修实行点检定修制管理。

光伏电站每月在月报中将本月的缺陷发生情况、消缺完成情况及消缺率上报公司主管部门。并对设备缺陷、故障的数据进行统计分析，从中分析出设备运行规律，为备品备件定额提供可靠依据，预防设备缺陷、故障的发生，降低设备缺陷及故障发生率，提高设备健康水平，将设备管理从事后管理变为事前管理。

6.结论

（1）本项目采用Solar GIS多年辐射数据成果进行测算，项目地年太阳总辐射曝辐量为5000MJ/（m2·a）。根据中国太阳辐射资源区划标准，该区域资源等级为丰富，工程具备开发价值。项目场区场区内空气质量较好，无沙尘、大风天气，年内气温变化小，太阳辐射在大气中的损耗相对较少，气候条件有利于太阳能资源开发。

（2）本项目位于山东省临沂市莒南县经济开发区，拟建设在莒南财金新材料产业园厂房屋顶，场址区附近对外交通运输条件便利，厂区内无其他高大遮挡物，阳光资源接收条件相对较好，具备修建光伏电站的厂区条件。土地已经划转完成，手续完备。厂房为彩钢瓦屋顶，全部建设完成后，可利用开发厂房屋顶面积约20万平方米，目前已建设标准化厂房3.6万平方米，其余厂房计划于2021年6月建设完工。屋顶向阳倾角为5度和6度角，屋面恒荷载为0.65kN/m2，屋面活荷载：0.50kN/m2，能够满足光伏项目承重要求（光伏板及配件自重0.35kN/m2）。

（3）根据项目厂区建设情况及特征，结合风光资源分布情况以及厂区消纳条件，规划建设分布式光伏项目装机容量20MW，其中，一期3.6MW、二期5.9MW*2、三期4.6MW，预计20年总发电量374290.58MW·h，20年年平均发电量18714.53MW·h，20年年平均利用小时数为935.73h，首年利用小时数1000h。光伏场区拟采用495Wp单晶双玻双面组件，196kW组串式逆变器。

（4）本工程的单位千瓦动态投资3900元/kW，不配套储能，工程动态总投资7800万元，单位千瓦工程总投资为4158.22元/kW。针对本项目暂按配置3名运维和管理人员考虑。

按双方协议电价0.52元/ kW·h且全额消纳计算，结果表明项目投资内部收益率（所得税前）为8.16%，资本金内部收益率为11.90%，投资回收期（所得税后）为8.77年。

按双方协议电价0.55元/ kW·h且全额消纳计算，结果表明项目投资内部收益率（所得税前）为9.01%，资本金内部收益率为14.29%，投资回收期（所得税后）为7.05年。

按双方协议电价0.60元/ kW·h且全额消纳计算，结果表明项目投资内部收益率（所得税前）为10.39%，资本金内部收益率为18.36%，投资回收期（所得税后）为5.70年。

第四篇：湖南分布式光伏政策

2016年湖南省太阳能发电国家补贴标准新政策解读(一览表)湖南省政府办公厅近日下发《关于推进分布式光伏发电发展的实施意见》，明确到2017年末，力争全省新增分布式光伏发电装机规模超过100万千瓦，累计达到145万千瓦以上。实施意见明确，对使用省内生产的太阳能电池板、逆变器等光伏组件、未享受中央财政补助且通过验收的分布式光伏发电项目，实行电价补贴;居民利用自有屋顶自检分布式光伏发电项目的，自发自用电量不纳入阶梯电价适用范围。

2015年投产项目的发电量(含自发自用电量和上网电量)，省内补贴0.2元/千瓦时，补贴期限10年。2015-2017年投产项目补贴标准根据成本变化适时调整。依据标杆电价，湖南省属于Ⅲ类资源区，对应的光伏标杆电价为0.98元/kWh。

②：地方补贴

依据地方政策

政策：湖南省2015年底下发了《湖南省关于推进分布式光伏发电发展的实施意见》，内容：对使用省内生产的太阳能电池板、逆变器等光伏组件、未享受中央财政补助且通过验收的分布式光伏发电项目，实行电价补贴，2015年建成投产项目补贴为0.2元/kWh，2015-2017年补贴标准根据成本变化适时调整。

分布式光伏发电项目实行备案管理，备案有效期为一年。

在长沙注册企业投资新建并于2015年至2020年期间建成并网发电的分布式光伏发电项目，根据项目建成后的实际发电量，除按政策享受国家和省度电补贴外，自并网发电之日起按其实际发电量由市财政再给予0.1元/度的补贴，补贴期为5年。

知识延伸

分布式光伏项目可选择三种模式(国家补贴为20年)：

1：如果选择“全额上网”方式，对应的光伏标杆电价为0.95元/kWh;

2：如果选择“自发自用，余电上网”，国家给予0.42元/kWh的电价补贴，上网部分按照当地燃煤标杆电价收购;

3：全部“自发自用”，则电价为售电价格、国家电价补贴价格与省级补贴之和。根据湖南省电网销售电价表，当项目电价采用一般工商业电价(0.83395元/kWh)时，项目整体收益最高。各市州、县市区人民政府，省政府各厅委、各直属机构：根据国务院《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》(国发【2013】24号，以下简称《意见》)精神，结合我省实际，经省人民政府同意，现就推进我省分布式光伏发电发展提出以下实施意见：

一、基本原则(一)产业带动。以推进分布式光伏发电发展为契机，带动和扶持省内光伏发电逆变器、电池组件及封装、设计咨询、系统集成服务、施工安装等光伏产业发展。(二)就地消纳。分布式光伏发电项目以自发自用为主，余量上网，优先布局工业园区、商业集聚区和公共设施区等用电负荷集中、用电量大、用电价格高的区域，就近接入35千伏及以下电压等级电网，避免升压长距离输送，减少电能损耗，提高项目收益。(三)市场为主。以企业为投资主体，分布式光伏发电项目由市场主体投资建设，政府提供政策支持，做好协调服务。

二、主要目标到2017年末，力争全省新增分布式光伏发电装机规模超过100万千瓦，累计达到145万千瓦以上。

三、政策措施

(一)创新发展模式，推进项目建设。加强政策宣传，创新发展模式，鼓励大型建筑物所有者自行投资、合同能源管理公司与分散的建筑物所有者集中协商租赁屋顶连片开发分布式光伏发电项目。工业园区新建标准厂房应符合分布式光伏发电设备安装要求，并优先推广分布式光伏发电项目。

(二)制定补贴标准，提升价格竞争力。对使用省内生产的太阳能电池板、逆变器等光伏组件、未享受中央财政补助且通过验收的分布式光伏发电项目，实行电价补贴;居民利用自有屋顶自建分布式光伏发电项目的，自发自用电量不纳入阶梯电价适用范围。2015年投产项目的发电量(含自发自用电量和上网电量)，省内补贴0.2元/千瓦时，补贴期限10年，补贴资金先由省级可再生能源电价附加加价基金安排，不足部分由省财政安排预算补足。由省财政厅牵头，会同省发改委参照国家现行制度制定项目确认、资金拨付和管理等具体细则。2015-2017年投产项目补贴标准根据成本变化适时调整。

(三)加强并网服务，提高运行效率。省电力公司要出台专门的并网服务指南，对6兆瓦以下的分布式光伏发电项目，实行免费提供关口计量和发电计量用电能表，承担因分布式光伏发电项目接入引起的公共电网改造任务，出具接入电网意见，限时办结，并全额收购上网电量;对6兆瓦以上项目要简化程序、提高效率。要准确计量和审核分布式光伏发电项目的电量与上网电量，做好申请电价补贴的基础工作。

(四)落实价税政策，降低发电成本。省国税局、省地税局等单位要按照《意见》和省政府办公厅《转发省财政厅省国税局省地税局<关于支持新能源产业发展若干意见>的通知》(湘政办发【2010】61号)要求，对分布式光伏发电自发自用电量免收可再生能源电价附加等针对电量征收的政府性基金，按规定落实已明确的所得税、增值税、税前扣除等税收优惠政策，实现电价补贴效益的最大化，提高项目盈利能力。

(五)加强人才培养，强化科技支撑。省人力资源社会保障厅要优先引进领域高新技术人才，省教育厅要加强省内高校新能源(光伏)类专业设置和师资配置，省科技厅要将国家级和省级重大科研专项向光伏领域倾斜，集中突破一批关键技术和设备研发，推动全省光伏产业健康发展。

(六)积极开展宣传，营造良好氛围。各地各有关部门要通过网络、电视、电台、报刊等多种媒体全方位宣传分布式太阳能发电具有良好的经济社会效益，宣传其在调整能源结构、促进节能减排、美化居住环境等方面的重要意义，引导消费者树立使用清洁能源意识，引导社会资本积极投资、大型建筑物屋顶所有者积极支持分布式太阳能发电建设，在全社会形成支持分布式光伏发电发展的良好氛围。

第五篇：光伏电站电网接入流程

光伏电站电网接入流程

一、施工前

1.联系当地省电力设计院进行接入方案设计；

2.设计完毕提交省公司发策部二处，由经研院牵头进行一次接入方案评审；

3.一次评审通过，报国网发策部申请进行二次接入方案评审； 4.经国网发策部批准后，由由经研院牵头，省公司发策部二处参与二次接入方案评审；

5.一、二次评审均通过后，持接入方案审查及批复意见到地市级电力公司申请项目初审意见及电网接入意见，并由发策、营销、地调签字盖章确认；

6.拿一、二次系统接入方案审查及批复意见以及地市级电力公司申请项目初审意见及电网接入意见到省电力公司发策部二处申请接入电网原则意见的函；

7.持接入电网原则意见的函赴能源局取得接入电网批复意见；

二、施工进行中

1.由项目所在地供电公司设计院进行线路初设； 2.委托经研院负责接入可研编写以及评审工作；

3.设备安装到位后，提请地市调度中心命名，之后提交省调进行建模、命名，并签发红头文件； 4.涉及到跨区作业施工，需要到“地方能源资质管理中心”进行跨区作业报备，并签发临时发电业务许可证；

5.持一、二次系统接入方案审查及批复意见与地市供电公司签订高压供电合同；

6.联系省计量中心（省计量中心或委托下级计量中心），出具PT、CT以及表计检验报告； 7.赴省调签订并网调度协议；

8.持4-7与电价交易中心签订购销电合同，并出具上网电价文件可研报告以及审核意见；

9.竣工验收前需要邀请电力工程质监站、省计量中心以及省电科院电源中心参与；

10.并网前需要向省电力公司安监、运检、调度、营销、发策、电价交易中心以及地市电力公司主管部门申请签字盖章后可送电运行。