时间：2023-06-06 09:33:15
关键词：总平面布置；光伏阵列；间距计算
1.概述
本文以西北地区某光伏电站为例介绍总平面布置流程，该电站组件采用255Wp多晶硅组件，主要参数为：外形尺寸1640*992*40（长*宽*厚，单位为毫米），峰值功率255Wp，最佳工作电压30.3 V，最佳工作电流8.26 A，开路电压37.3 V，短路电流8.90 A，开路电压温度系数-0.33/℃。逆变器采用国产500kW逆变器，最高允许直流输入电压为1000V，输入电压MPPT工作范围为450～850V。
2.光伏电站总平面布置流程
2.1.串并联数设计
根据《光伏发电站设计规范》GB50797-2012中6.4.2相关公式，可以计算出，本工程光伏组件串联数量为22。
按上述最佳太阳能光伏组件串联数计算，则每一个组件串的额定功率容量为5.61kWp。对应于所选500kW逆变器，至少需要90个组件串。考虑逆变器效率、系统损失及逆变器1.1倍过载系数，最终确定每个500kW逆变器所配光伏组件串数为90～98路。
2.2.方位角选择
固定式支架一般朝正南方向放置。
2.3.计算倾角
目前，在光伏电站的工程设计当中，有三种方法比较广泛的应用于最佳倾角的选择，分别是：RETScreen软件、PVSystem软件，及Klein.S.A和Theilacker.J.C的天空异向模型公式。理论计算和实践结果都表明，在最佳倾角附近选择倾角，倾斜面上的总辐射量相差很少；在工程项目设计中，为减少占地，节省投资，可以选择较小的倾角。本工程通过计算，光伏阵列安装最佳倾角取36°。
2.4.间距计算
光伏阵列间距按以下原则进行布置：根据《光伏发电站设计规范》条文说明部分的第七节“站区布置”，无论是固定式还是跟踪式均应保证全年9：00～15：00（当地真太阳时）时段内光伏方阵不应被遮挡，即冬至日当天9：00～15：00时段内光伏阵列不应被遮挡。
2.5.总平面布置
先布置一个发电单元，再结合地形进行整体布置、路网规划及局部调整。
3.总平面布置方案比选
方案一：阵列2行22列竖排布置，通过计算，阵列南北中心距7.78米，考虑0.2米施工误差，取8米。此方案平面布置如图1，占地15770平方米，共94个阵列，装机规模1054.68kWp，每个1MW发电单元占地14950平方米/MW。
方案二：阵列4行11列横排布置，通过计算，阵列南北中心距为9.44米，考虑0.2米施工误差，取9.7米。此方案平面布置如图2，占地16858平方米，共布置有94个光伏阵列，装机规模1054.68kWp，每个1MW发电单元占地15980平方米/MW。
方案三：阵列2行22列横排布置，通过计算，阵列南北中心距为4.69米，考虑0.2米施工误差，取4.9米。此方案平面布置图如图3，占地17122平方米，共90个组串，装机规模1009.8kWp，每个1MW发电单元占地16960平方米/MW。
图1 2行22列竖排布置 图2 4行11列横排布置 图3 2行22列横排布置
横向布置方案中，每个阵列可选2行和4行，2行安装方便，但占地最大，电缆、钢材等工程量会增加，总投资成本增加，但发电量未有有效提高，不可取。4行11列横排布置比2行22列竖排布置单位MW占地面积大，电缆、钢材等工程量相应增加，且施工时最上面一块板安装较费劲，后期组件的维护清洁不方便。
4.结论
通过比较，竖排布置方案较优，规模越大越明显。2014年9月1号国土资源部出台《节约集约利用土地规定》，指出要完善现有的标准体系，并继续进一步研究诸如光伏产业、公共图书馆、博物馆等用地的标准。节约土地及光伏用地规范也将是光伏电站总平面布置的大原则。有文献通过理论分析指出，横排布置能在某种程度上提高发电量，但是，光伏电站发电量与光伏电站运维管理水平有很大关系，因此目前尚无实际运行电站的对比数据，随着对已运行光伏电站数据的不断收集，作者将更进一步论证各种布置方式的优劣，提出更为合理的光伏电站总平面布置方案，供光伏发电从业人员参考。
参考文献
[1] GB50797-2012《光伏发电站设计规范》[M].北京：中国计划出版社，2012
[2] 丁明，刘盛， 徐志成.光伏阵列改进优化设计方法与应用[J].《中国电机工程学报》.2013.34.
[3] 杨辉东，孙建.太阳能光伏电站总平面布置及竖向设计优化.《太阳能》[J].2012年第13期
【关键词】光伏发电；工艺方案选择；电气方案选择
0 引言
太阳能光伏发电作为重要的可再生能源形式，发电产业快速发展，市场应用规模迅速扩大，太阳能光伏发电有可能在不远的将来很大程度上改变能源生产、供应和消费方式，给能源发展带来革新[1]。广东省是我国能源消费大省，同时作为经济大省，伴随着经济的快速发展，对能源的需求量也在显著增长，为满足电力系统可持续发展的战略要求，积极地开发利用本地区的太阳能等清洁可再生能源已势在必行、大势所趋，以多元化能源开发的方式满足经济发展的需求是电力发展的长远目标。
1 工程概况
项目选址在广东某市，工程规划建设3MW光伏发电项目，为节约用地，项目建设在两所大学校区已有建筑物内，分别为A 站和B 站。A站用于建设建筑有教学楼、图书馆、行政楼等共计19 幢建筑，屋面有效面积合计达到16060 m2，计算太阳能电池组件安装容量可达1557.36kWp。B 站用于建设太阳能光伏电站的的建筑主要有行政楼、图书馆、教学楼以及体育看台等共15幢建筑，总共可利用屋顶面积约为16483m2，计算太阳能电池组件安装容量可达1446.48kWp。
2 光伏发电系统工艺方案选择
2.1 系统方式选择
目前上网型太阳能光伏发电工程的形式主要有：光伏建筑一体化（BIPV）、地面太阳能发电场、屋顶太阳能发电系统（BAPV）。（1）光伏建筑一体化是光伏发电系统以建筑材料的形式作为建筑的一部分，通常为建筑屋顶和光照条件较好的建筑立面，发电多为建筑自用[2]。（2）地面太阳能发电场是利用地面专门的场地建设光伏发电系统，需要占地面积较大，在我国一般建设在西部地区较多；（3）屋顶太阳能发电系统则是利用现有建筑的闲置屋顶，建设光伏发电系统，所需条件是有较大面积且朝向较好的建筑物屋顶，该方案主要优点是受日照辐射条件好，不占用专门的用地面积，符合建设条件的建筑量大，可大规模推广应用，而且建设改造成本低，发电并网条件好，光伏组件安装方式比较自由，系统效率高，可实现较大规模装机[3]。
综上所述，与其它光伏发电形式相比，屋顶太阳能光伏发电系统具有突出的优点，尤其适合在工商业发达且缺乏可供开发利用空地的地区大规模推广应用，经过方案比较，该项目采用屋顶太阳能发电形式，考虑需要较大屋面，同时为便于管理，经过选址，目前某市大学城恰具备这种条件，而且在大学城具有更好的示范效应，对推动我国在该领域的成功运作更具有示范意义。
2.2 光伏组件选择
光伏组件约占整体造价的50%，是太阳能发电系统中价值最高的部分，其质量和成本将直接决定整个系统的质量和成本，所以对光伏组件的选择显得尤为重要[4]。目前太阳能电池主要有晶硅、薄膜、聚光三种材料，薄膜为第二代光伏技术，主要运用于建筑一体化项目，聚光为新兴的第三代光伏技术，虽然转换效率高达40%以上，但目前在起步阶段，运用不广泛，且成本高，而晶体硅电池因转换率较高、成本相对较低是目前的主流品种[5]。
从上表可以看出，同样尺寸的光伏组件，多晶硅与单晶硅组件标称峰值功率参数基本相同。同样的屋顶可利用面积，可认为选择多晶硅或单晶硅组件装机容量几乎没有差别。
在目前的市场售价情况来看，晶体硅光伏组件的售价主要以“瓦”为单位，而且每瓦单晶硅电池与多晶硅电池价格基本接近，但因多晶硅光伏组件大规模生产，价格稍低，所以本项目选择多晶硅光伏组件。
2.3 光伏组件角度选择
3 光伏发电系统电气方案选择
3.1 逆变器选择
从上表可知，带隔离变压器并网逆变器，具有更为安全的特点，根据现场布置特点，逆变器要求容量在50～500kW之间，要求容量较大，所以本项目选择工频隔离变压器并网逆变器。
3.2 并网方式选择
并网太阳能发电系统由光伏组件、逆变器、计量装置及配电系统组成。目前并网主要有两种形式，小容量及大中型容量：（1）小容量光伏发电对电网系统的影响可以忽略，其并网方式一般采取就近较低电压等级并网，此类并网方式一般注意两点，由于光伏上网电价一般与常规电价的差异较大，两者计量装置需分别设置，考虑并网线路首末电压差异，优先选择并网容量小于用电负荷的线路并网；（2）大中型光伏电站由于并网容量较大，对电网系统潮流影响较大，必须采取专线并网方式，具体并网方式有专线直接并网方式和多家光伏电站汇集后专线并网方式[10]。
由于本项目光伏方阵分布在两所大学校区，面积广，距离长，所以本项目采用分散发电、就地升压、集中控制、高压单点并网，低压就近并网的原则。总体将两所大学校区分为A、B两个站，根据距离长短，部分采用低压并网，其余汇流高压并网，既满足上网需求，也减少了线损，提高发电效率。
4 总结
通过以上方案合理选择，并注重在系统优化、设备优选，如电缆走向尽量选择最短路径、就近升压后集中输送、优先选择优质设备厂家等措施，本项目自2011年12月竣工至今，项目总体运行良好，发电容量达到预期发电目标，收到很好的社会及经济效益：
（1）与同容量的燃煤电厂相比较，每年可减少CO2排放量2195.77t，SOx排放量16.72t；NOx排放量4.61kg，有效保护了环境；
（2）项目建设于高校校内，使师生时刻感受到清洁能源的存在，起到很好的教育示范效用，提高项目示范意义；
（3）项目建设对高校太阳能研究，提供了广阔平台，加强了产学研结合，对光伏发电起到很好的推广作用。
【参考文献】
[1]赵春江，杨金焕，陈中华，等.太阳能光伏发应用的现状及发展[J].节能技术，2007，25（5）：461-465.
[2]吴洲，郝国强，与宵童，等.光伏遮阳组件在光伏建筑一体化中的应用[J].现代建筑电气，2010（4）：50-53.
[3]广东粤电大学光伏发电并网电站示范项目可行性研究报告[R].南京：中环光伏系统有限公司，2009.
[4]叶漫红.并网太阳能光伏电的特性及自动化技术应用[J].有色冶金设计与研究，2011，32（5）：145-147.
[5]鹏飞.聚光光伏商业化应用迈出新步伐[J].太阳能，2011（10）：20-23.
[6]杨洪兴，郑广富，文卓豪，等.太阳电池新材料新方法[J].太阳能学报，2002，23（3）：301-307.
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[8]曹笃峰，窦伟，彭燕昌，等.30kW光伏并网逆变器研制[J].电力电子技术，2009，43（10）：42-46.
分布式光伏受到政府力推，但并未得到市场的追捧。
国家能源局数据显示，2014年分布式光伏新增装机目标800万千瓦，实际完成205万千瓦，仅完成目标的四分之一。
与地面大型光伏电站相比，分布式光伏发电应用范围广，在城乡建筑、工业、农业、交通、公共设施等领域都有广阔应用前景，同时装机容量小，便于就近消纳或并网。
是故，2014年，国家能源局将分布式光伏发展目标调高于地面电站目标;2015年，国家能源局取消对自发自用分布式光伏项目的指标限制。
但由于投资成本偏高、收益偏低等问题，分布式光伏落地效果欠佳。
国家能源局新能源和可再生能源司副司长梁志鹏对《财经国家周刊》记者表示，我国分布式光伏发电市场潜力达300吉瓦（3亿千瓦），当前需要重点解决好政策落实，优化流程，实现毫无障碍的安装并网和补贴发放。
下一步则是立足于本地消纳，建立地市级的分布式电力市场，确立分布式光伏发电企业的售电主体权利，优化利用，推动分布式光伏发展。
政策遇冷
湖南娄底华辉节能环保科技有限公司总经理蒋志华对《财经国家周刊》记者介绍，目前，国家给居民及企业自发自用分布式光伏0.42元/度的补贴，电网也免去了一切并网费用。不过，居民与企业对于投资建设光伏电站十分冷淡，缺乏积极性。
态度冷淡主要源于收益性偏低。对于用户来说，每瓦8元的分布式光伏电站投资成本偏高，加之我国实行的是较低用电价格，需要8?10年收回成本。由于分布式电站采取余量上网，卖给电网企业的电价格参照脱硫煤电标杆上网电价确定，但煤炭价格持续走低，燃煤机组标杆电价处于下调趋势，导致分布式上网部分的电价收益减少。而且，国家发放0.42元/度的补贴，同时要征收17%的增值税。
为了增强说服力，蒋志华在自己家屋顶建设了3千瓦的分布式光伏，但他与小区管理部门和供电局沟通后，两者都不同意。在娄底市发改委多次协调下，项目才最终被同意建设。
麻烦接踵而至。电站建成后需要接入电网，当地电力局称，没有双向计量的电表。一个月后，电表才到达现场，但具体哪个部门负责安装并网，再次卡壳，又等了两个月。
另一位分布式电站开发企业负责人也表示，他现在有三个项目已经准备给客户退钱了，实在太难开展。
中国可再生能源学会副理事长孟宪淦对《财经国家周刊》记者说，屋顶产权共有、投资回报周期长、安装备案复杂、融资难等一系列问题，制约了屋顶资源的开发利用。
今年4月国家能源局的电力建设工程质量专项监管报告指出，在分布式光伏发展较快的河北省，也存在规划指标落实慢、并网管理不规范、财税政策执行不到位的实际问题。
第三方投资受阻
自发自用积极性不高，第三方专业投资者也难有热情。
海润光伏副总裁李红波对《财经国家周刊》记者介绍，分布式光伏单体装机量小，同样的装机量，要付出地面光伏电站近3倍的人力、物力。更为尴尬的是，将电站建在别人屋顶上，即便有合同约束，依然面临众多不可控风险。
为了规避上述风险，部分投资方计划将“余电上网模式”改成更为稳定的“全额上网模式”，以便拿到1元/ 度左右的并网电价。不过，这一模式虽得到一些政策方人士的支持，却至今尚未落地，因为地方电网对全额并网模式态度“非常不积极”。
在少量条件较好的地方，也出现了“屋顶争夺战”。慧能阳光电力科技有限公司CEO任凯告诉《财经国家周刊》记者，在中东部地区，自发自用或并网条件较好的屋顶资源越来越少，同一屋顶，数家企业在争夺，导致屋顶成本远远超出实际价值。
2014年9月，国家能源局《进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知》，提出利用废弃土地、荒山荒坡、农业大棚、滩涂、鱼塘、湖泊等建设容量不超过20兆瓦的电站，列为就地消纳的分布式光伏电站。
对于全额上网类分布式电站，政府采用了比一般审批程序简单的备案制，但实际上往往也不容易。
“一个项目从地方能源管理部门递送到省能源局，并报到国家能源局，往往要三个月以上时间。”李红波说，除周期长外，部分地区要求对全额上网的分布式光伏电站进行环评，提出施工资质等具体要求，提高了进入门槛。
融资难老问题也仍然存在。相对于地面大型光伏电站，银行对分布式光伏电站资产属性认可度低，如没有其他资产一同抵押，则不可能放贷。
破局之道
中国光伏行业协会秘书处江华对《财经国家周刊》记者表示，解决光伏电站建设瓶颈，应从新建建筑屋顶开始。
具体办法是，对屋顶面积达到一定规模且适宜光伏发电应用的新建和改扩建建筑物，要求建筑业主和使用单位，自建或与专业化企业合作建设屋顶光伏发电工程，主动协调电网接入、项目备案、建筑管理等工作。在建筑物建设时增加光伏发电系统，相对于建筑物的投资，投入占比很小，便于用户接受。
政府机关要率先垂范，带头安装，将可再生能源的利用纳入地方政府的业绩考核范围。加强对地方政府和地方电网企业的监督，以解决部分地区政府和电网企业消极怠慢、被动服务的局面。
国家发改委能源研究所研究员时Z丽建议，可以将大规模分布式发电并网引起的电网投资纳入输配电价统一考虑，为分布式发电顺利并网创造条件。
微网系统将风力发电机所发电力，经风机逆变器转变为交流，提供给微网控制器进行离并网控制。太阳能发电通过光伏控制器转为交流上网，储能系统充放电管理由控制及数据采集系统统一控制和管理。除了风、光等多种新能源，还可以通过柴油发电机以及其它小型发电机结合储能系统统一给负荷供电。
2站用电微网系统关键技术
站用微电网是由光伏发电、风力发电以及储能装置和监控、保护装置汇集而成的变电站供电的小型发配电系统，它能够不依赖大电网而正常运行，实现区域内部供需平衡。当站用电正常供电时，首先消纳微网系统电能，实现系统电能消耗的减少和节约，当变电站电网系统出现故障，站用微电网可以为变电站提供必要的电源，从而保证控制系统正常运行，降低变电站故障恢复时间。
2.1站用电微网系统组成
1）风力发电系统,通过风力发电机将机械能转换为电能，再通过控制器对蓄电池充电，经过逆变器对负载供电；
2）光伏发电系统,利用太阳能电池板将光能转换为电能，然后对蓄电池充电，通过逆变器将直流电转换为交流电对负载进行供电；
3）储能系统，使微网既可以并网运行，也可以独立孤网运行，并保证功率稳定输出。储能电池组在系统中同时起到能量调节和平衡负载两大作用。它将风力发电系统和光伏发电系统输出的电能转化为化学能储存起来，以备供电不足时使用；
4）逆变系统，由几台逆变器组成，把蓄电池中的直流电变成标准的220V交流电，保证交流电负载设备的正常使用。同时还具有自动稳压功能，可改善风光互补发电系统的供电质量；5）监控系统，系统可以监控分布式能源运行数据，调整运行策略，控制运行状态。智能能量控制管理部分是保证电源系统正常运行的重要核心设备。
2.2站用电微网系统功能系统主要实现以下功能
1）微网系统包含光伏发电、小型风力发电机和储能设备。通过微网控制系统监控分布式能源运行数据，调整运行策略，控制运行状态；
2）微网系统独立运行时，储能设备作为独立运行时的主电源；当光伏发电系统和风力发电系统全部退出运行时，主电源的功率大于微网内所有负荷的功率时，微网系统会根据实际情况对所供负载进行容量调节和超限保护；
3）对于主从控制的微网，如果分布式电源的出力大于负载，会出现多余功率到送给主电源情况（如果不允许倒送），因此在微网独立运行时，可根据实际情况调节分布式电源出力的控制策略；
4）通过微网监测平台，全方位实时展示分布式电源运行状态、风、光信息及微网运行过程，为分布式电源及微网技术的推广应用，起到示范作用。
2.3引入微网系统条件
将微网系统引入站用电系统时，主要考虑其发电单元可利用的自然资源情况。参考风电场和太阳能光伏电站的设计条件以及相关规程规范，站用电系统中引入微网时，该变电站应满足以下条件：
（1）变电站所在地区10m高度处，年平均风速在5.6m/s以上；
（2）变电站所在地区太阳能总辐射的年总量在1050~1400kWh/（m2a）以上；
（3）变电站所在地区太阳能资源稳定程度指标在4以下。
3站用电微网系统设计
3.1功能定位
1）作为站用电系统电源的补充，减小站用电系统从电力系统的受电比例；
2）作为变电站启动电源，取代常规变电站站外电源。在变电站完全停电时，利用微网系统发出的电能启动站用电系统，完成主变压器和站用变压器的充电，再利用站内电源完成整个变电站的启动。在整个启动过程中，尽可能利用微网系统。本文考虑经济性因素，推荐变电站微网系统应以取代站外电源作为启动电源为目标，在现阶段技术条件下，采用站外电源和微网系统共用的过渡方式。
3.2接线方案
站用电系统结构如图1所示，储能设备、光伏发电和风力发电以图2的形式并列接入交流低压母线。微网与外部电网有一个统一的联络开关。控制策略采用主从控制设计，即在并网运行时，主电网作为主电源；在孤网运行时，蓄电池储能设备作为主电源。图1站考虑到微网系统的可靠性要求相对较低，而站用直流系统的可靠性要求较高，因此推荐为微网系统单独设置蓄电池，而不将站用直流系统的蓄电池与微网系统蓄电池合用；考虑到站用电负荷的特性，具有一定的分散性，且常规负荷均为交流负荷，因此推荐微网系统采用交流并网模式。
3.3设备选型及布置方案
1）风力发电机根据运行特征和控制方式可分为变速恒频风力发电系统和恒速恒频风力发电系统，根据风轮轴的位置可以分为垂直轴风力发电机和水平轴风力发电机。现风力发电机多采用变速恒频系统，而采用垂直轴还是水平轴则需要结合自然条件和功能需求确定。布置风电机组时，在盛行风向上要求机组间隔为5~9倍风轮直径，在垂直于盛行风向上要求机组间相隔3~5倍风轮直径。风电机组具体布置时应根据风向玫瑰图和风能玫瑰图确定风电场主导风向，对平坦、开阔场址，可按照以上原则，单排或多排布置风电机组。在多排布置时应呈梅花型排列，以尽量减少风电机组之间尾流影响。
2）太阳能光伏电池单晶硅、多晶硅太阳电池由于制造技术成熟、产品性能稳定、使用寿命长、光电转化效率相对较高，被广泛应用于大型并网光伏电站项目。太阳能光伏电池一般均安装在户外，电池板必须采用能经受雨、风、砂尘和温度变化甚至冰雹袭击等的框架、支撑板和密封树脂等进行完好保护。光伏方阵有3种安装形式：
1）安装在柱上；
2）安装在地面；
3）安装在屋顶上。采用哪一种安装形式取决于诸多因素，包括方阵尺寸、可利用空间、采光条件、防止破坏和盗窃、风负载、视觉效果及安装难度等。
3）储能装置
目前，国内变电站或配网运行的储能系统大多采用铅酸蓄电池，其维护量较小，价格低廉，但使用寿命和对环境的影响是其较大缺点。
4站用电微网系统应用实例
依托辽宁利州500kV变电站，对站用电微网系统的应用开展研究。根据站用电负荷需求以及站址位置的自然资源条件，提出了微网系统的配置方案。
4.1站用电负荷分析
根据本站的建设规模以及对站用辅助设施的用电量计算分析，本站在远景规模下的最大用电负荷为633.6kVA。变电站启动负荷主要考虑2台500kV断路器和2台66kV断路器伴热带负荷。经计算，变电站启动所需功率为20kW，容量为10kWh。
4.2风机配置
根据本站站址位置风资源实测结果，并考虑以下因素：
1）站址内设备众多，高空线缆密布，东西侧为进出线方向；
2）作为站自用电风机，不宜距离用电地点过远；
3）站址区域地形影响；
4）风机安全距离取两倍塔高，防止意外情况发生时造成周围建筑、设施二次损害；
5）办公楼楼顶的光伏设施不能被遮挡，因此风电机组的高度受到限制，不宜超过40m。本站考虑选用1台50kW风力发电机。
4.3太阳能光伏电池板配置
通过对站址太阳能资源评估成果计算，本区域固定倾角形式的光伏板在倾角为38.4度左右时，接受的太阳能辐射量最大，同时考虑与楼宇的协调性和光伏板间距等，最终决定光伏板倾角为30度。为保证全年真太阳时9时至15时内前后光伏板组件互不遮挡，结合光伏板的尺寸和布置形式，根据冬至日上午9时的太阳高度角和方位角进行计算，得到各光伏板间的南北行距为2m，该间隔同时可以供维护人员过往使用，板与板东西间隔预留5cm。综合上述布置要求，共布置98块190Wp光伏板，计18.62kW。经估算，系统25年运行期年平均发电量为24.64MWh，多年平均等效利用小时数为1323h。
4.4储能装置配置
考虑储能装置的经济性及变电站内可利用的占地面积，采用蓄电池作为储能装置，容量按满足变电站启动要求考虑。蓄电池放电功率按20kW、放电时间按0.5h考虑，经计算，考虑一定裕度，蓄电池容量取200Ah。
4.5微网系统的控制与保护
1）监控系统：系统可以监控分布式能源运行数据，调整运行策略，控制运行状态；
2）控制系统：保证站用电系统优先使用分布式发电装置发出的电能，并满足蓄电池智能充放电要求；
3）保护系统：配置有硬件故障保护和软件保护，保护功能配置完善，保护范围交叉重叠，没有死区，能确保在各种故障情况下的系统安全。
5经济技术分析
根据辽宁利州500kV变电站微网系统的配置方案，同时对原站外电源引接方案进行优化，对站用电微网系统引入进行经济技术比较。
5.1站外备用电源经济技术比较
前期设计方案中，站用备用电源采用66kV接网方案，站内外总投资约525万元。该方案可靠性较高，投资也较高。将站外备用电源优化为从变电站附近的10kV线路“T”接，站内设10kV箱式变电站1座。该方案站内外投资共约为256万元，比66kV站外电源方案节省投资约269万元。此方案可靠性比66kV站外电源方案略低，但能够满足本站对备用电源可靠性要求。
5.2站用电微网系统投资分析
依托工程微网系统发电装置总投资约为253.2万元，总计站用电系统投资509.2万元，比前期可研方案略低，但由于增加了新型能源发电方式，可靠性水平比可研方案明显增加。新型能源年发电量约为139.6MWh，每年节约资金139.6MW×0.6元/kwh=83760元，在变电站全寿命周期内，具备可回收性。新型能源产生的发电效益，不但明显减少了站用电系统电量消耗，也为降低网耗做出贡献。
6结论
关键词：大型地面光伏电站、支架基础、桩基试验
中图分类号：S605文献标识码： A
1.研究背景
为了应对能源危机和环境危机，可再生能源的开发利用已经变得越来越重要，清洁能源技术的开发能在保持经济快速增长的同时应对能源需求和气候变化的挑战。太阳能作为一种清洁的、取之不尽的可再生能源，光伏发电已成为可再生能源中最具发展前途的方式。随着光伏发电技术日趋成熟和系统成本降低，以及在日照资源丰富地区，大型并网光伏电站在成本和投资收益等方面的优势，集中式大型地面光伏电站已成为目前最主要的光伏应用形式，并主要集中在西北、华北等日照资源丰富的荒漠/半荒漠地区。支架基础作为光伏电站土建工程的重要组成部分，其形式上主要有混凝土和钢桩基础。混凝土基础是目前国内外光伏电站项目中主要的支架基础形式之一，但在实际应用中存在由于不顾场区地形、生态条件而盲目的滥用，对原有生态环境遭成了极大破坏，如部分地区草场严重退化、土地沙漠化面积扩大、生物多样性锐减、水土流失严重、自然灾害频繁等。因此，根据不同地质条件，气象，地形，工期、施工成本和生态恢复要求等，如何因地制宜的选定一套经济、适宜、绿色环保并满足施工进度、质量和安全要求的支架基础方案，已成为光伏电站降本增效和真正体现绿色环保的措施之一。
2.地面支架基础形式对比
光伏阵列支架基础是保证光伏电站安全、正常运行的重要组成部分，除需具备一定强度和刚度，满足承载力与变形的要求外，还需具有一定的抗腐蚀性。
大型地面光伏电站支架基础的形式主要分混凝土基础和钢桩基础，混凝土基础又可分为独立基础、条形基础和灌注桩基础，钢桩基础又可分为锤入式桩基础和螺旋桩基础。混凝土基础的技术成熟可靠、设计简单、负载强度可靠，但同时具有需要土方开挖，场平工程投资巨大；破坏植被，影响生态以及因光伏组件污染影响后期电力生产；需要养护，工期长，寒冷区域冬季施工困难；不适合软土、地下水位高场区；移除困难、场地可恢复性差的特点。钢桩基础具有适应性强，施工方便快捷；无需土方开挖，直接锤入或旋拧；对生态破坏最低；无需养护，可直接受荷；受季节气温限制小；适合除岩石外所有地层，对软土地层和地下水位高场区有优势；地桩拔除方便，安装场地可恢复和再利用的特点。地面光伏电站支架基础形式对比如下表：
表1 地面光伏电站支架基础形式对比
项目名称 混凝土基础 钢桩基础
独立基础 条形基础 灌注桩基础 锤入式桩基础 螺旋桩基础
适用范围 适用于草原、戈壁、冻土、砾岩石地层等地质条件环境，不适合软土、地下水位高场区； 适用于草原、戈壁、冻土、砾岩石地层等地质条件环境，不适合软土、地下水位高场区； 适用于沙漠、草原、戈壁、冻土、砾岩石地层等地质条件环境，不适合软土、地下水位高场区； 适合除岩石，土质太硬，或者碎石太多外所有地层，对软土地层和地下水位高场区有优势即包括沙漠、草原、滩涂、戈壁、浅海滩（5米以下）等多种地质条件环境； 适合除岩石外所有地层，对软土地层和地下水位高场区有优势，即包括沙漠、草原、滩涂、戈壁、冻土、砾岩石地层、浅海滩（5米以下）等多种地质条件环境；；
示图
对比项 材料费 大 较大 适中 较大 较大
施工费 最大 较大 适中 小 小
场平费 需要 需要 需要 无 无
土方开挖及回填费 最大 适中 较小 无 无
生态影响 最大 较大 适中 小 最小
环境影响 最大 较大 适中 小 最小
季节气温限制 大 大 大 小 小
养护 需要 需要 需要 无 无
工期 最长 较长 适中 短 短
产品成熟度 成熟 成熟 成熟 较成熟 较成熟
拆除性 困难 困难 困难 容易 容易
场地恢复性 差 差 差 好 好
施工便利性 最差 较差 适中 最好 最好
3.应用案例
根据项目地的地形地质条件、气候条件以及工期和施工成本考虑，以武威凉州区50MW并网光伏发电项目支架基础方案比选为例。
3.1场址工程地质和气象条件
场址地貌为山前冲洪积荒漠戈壁平原，地形平坦开阔，总体地势西南高、东北低，相对高差较小，海拔高程在1715m～1750m之间，坡度约为1.7%。。地层岩性主要为卵石：青灰色，母岩成分主要由石英岩、花岗岩、砂岩等硬质岩石组成，颗粒级配较好，磨圆度高，呈次圆状～圆状，一般粒径2～8cm，约占总重的50～65%，最大粒径16cm，呈接触式排列，骨架颗粒间以砂土充填，充填饱满。揭露厚度为5.50～11.0m。武威市标准冻结深度为1.10m。场地地基土对混凝土结构具有微腐蚀性。武威气候区划上属河西冷温带干旱区，具典型内陆干旱气候特征，冬季寒冷干燥，降水稀少；夏季降水集中，日照长，太阳辐射强，蒸发量大，昼夜温差大。极端最高气温40.8℃，极端最低气温-32.0℃。区内全年多风，多年平均风速2.0m/s，风向NW；最大风速34.0m/s，风向NW。
3.2 方案比选
针对上述条件，初步选定三种方案。
方案一、独立基础（独立柱扩展基础），前后柱采用同样的形式，柱身为￠0.25m圆形柱，柱长1.2m，底部基础采用板式扩展基础，扩展基础体为0.5m×0.7m×0.3m，基础埋深1.2m，柱顶面露出地面0.3m。其施工工艺流程：测量放线――土方开挖――支架基础制作（钢筋制安、模板安装、混凝土浇筑、养护）――基础回填【1】。
方案二、钻孔灌注桩基础，前后柱采用同样的形式，为直径￠0.25m的钢筋混凝土钻孔灌注桩，桩长约1.5m，桩体出露地面约为0.3m，伸入持力层约1.2m。其施工工艺流程：测量放线――成孔――放置套管――下放钢筋笼――灌注桩浇筑――预埋件安装――高程、主线复测――养护。
方案三、螺旋桩基础，螺旋桩基础与上部支架拟采用螺栓连接的固定方式，桩表面经热镀锌处理，为了便于调节光伏阵列的倾角，基础埋深1.3m，露出地面0.3m，桩长 1.6m，桩￠76mm×4mm，叶片长50mm。
以光伏阵列基本单元即2×8支架基础为计算单元，方案一，独立基础需大开挖，土方开挖为23.52m3，土方回填21.13 m3，C30混凝土用量2.62 m3，钢筋用量184.96kg，采用￠12-400 mm螺杆基础预埋件用量11.36kg；方案二，灌注桩开挖较小，土方开挖为1.84m3，土方回填可微略，C30混凝土用量1.84 m3，钢筋用量115.68kg，采用￠12-400 mm螺杆基础预埋件用量11.36kg；方案三，螺旋桩无需土方开挖和回填，钢筋用量181.76kg。
从地形、地质条件、气象、工期、施工成本和环境影响等综合考虑，本项目选用方案二。灌注桩基础主要依据《建筑桩基技术规范》、《建筑地基基础设计规范》、《混凝土结构设计规范》、《建筑结构荷载规范》、《钢结构设计规范》等进行设计。桩径250mm，桩长为1.5m，桩顶标高为0.3m，桩身深入土层深度1.2m，桩身混凝土强度等级为C30, 设计单桩抗拔承载力标准值不小于13.0kN，水平承载力标准值不小于7.0kN。
3.3 桩基验证试验
3.3.1 桩基抗拔试验
为了确保工程安全，按《建筑基桩检测技术规范》规范规定及设计要求，在支架基础施工前进行试桩工作，通过单桩竖向抗拔静载荷试验，验证人工成孔灌注桩施工工艺的可行性，以及测定单桩承载力。
按灌注桩施工图要求制作试桩，试桩桩径250mm，桩长0.8～1.2m（即0.8、1.0、1.2），桩顶标高与自然地面相同，桩混凝土强度等级C30，保护层净厚度45mm，桩身主筋采用5Φ10，箍筋6@100/200。成桩方式：人工成孔，孔口桩径￠380～430mm。试桩根数6根，其中三种桩长各2根，编号#1～#6。
载荷试验采用支架反力装置，即采用单油路HC系列拉拔仪施加压力，百分表记取试桩的位移，如图1所示。试验采用慢速维持荷载法，即逐级加载，首次加荷为分级荷载的2 倍（根据设计预估最大加载量24 kN ，分为8 级，每级3kN）即为6kN，每级荷载下，桩顶沉降达到相对稳定后才能施加下一级荷载。当认为达到极限时终止试验。每级荷载施加后按第5、15、30、45、60min 测读桩顶沉降量，以后每30 分钟测读一次。以每小时的沉降不超过0.1mm，并连续出现两次（从分级荷载施加后第30min 开始，按1.5h 内连续三次每30min 的沉降观测值计算）作为沉降相对稳定标准。卸荷为2 倍的分级加荷量。卸载时，每级荷载维持1h，按第15、30、60min 测读桩顶沉降量后，即可卸载下一级荷载。卸载至零后，应测读桩顶残余沉降量，维持时间3h，测读时间为第15、30min，以后每隔30min 测读一次。当出现下列情况之一时，终止加载：在某级荷载作用下，桩顶上拔量大于前一级上拔荷载作用下的上拔量 5 倍；某级荷载作用下，上拔变形量陡增且总上拔变形量已超过80mm；按桩顶上拔量控制，当累计桩顶上拔量超过1OOmm 时；按钢筋抗拉强度控制，桩顶上拔荷载达到钢筋强度标准值的0.9 倍。具体试验数据如表2、图2和图3。
图1 单桩竖向抗拔静载试验示意图
表2 试桩抗拔桩载荷试验数据分析与取值表
试验桩号 桩长（m） 孔口桩径（mm） 设计桩径（mm） 极限抗拔力试验值（KN） 对应设计桩径抗拔力极限值（KN）
#1试桩 0.8 430 250 18.0 10.47
#2试桩 0.8 390 250 18.0 11.54
#3试桩 1.0 380 250 21.0 13.46
#4试桩 1.0 360 250 21.0 14.58
#5试桩 1.2 390 250 24.0 15.38
#6试桩 1.2 400 250 24.0 15.00
图2#4试桩(桩长1.0m)U-δ和δ-lgt曲线（最大沉降量24.27mm）
图3#5试桩(桩长1.2m)U-δ和δ-lgt曲线（最大沉降量25.15mm）
从上述数据分析，桩径不小于250mm 时，桩长大于1.0m 时，极限抗拔力大于13kN 的设计值，满足设计要求，人工成孔灌注桩施工工艺可行。
3.3.2桩基无损检测
为检测本项目人工成孔灌注桩桩身的完整性，采用低应变动测法对灌注桩进行无损检测。其原理是使用小锤敲击桩顶，产生一个激振力，从而产生由桩顶沿桩身向下传播的应力波。声波在传播过程中，遇到混凝土不连续界面（或桩底），会出现声波的反射，通过粘接在桩顶的传感器接收来自桩中的应力波信号，并采用时域和频域波形分析相结合的方法，进行桩身完整性判定，判断出桩身的缺陷性质和部位。对桩身完整性进行分类定性评价，其分类原则如下表3。
表3 桩身完整性分类表
桩身完整性类别 分类原则
Ⅰ类桩 桩身完整
Ⅱ类桩 桩身有轻微缺陷，不会影响桩身结构承载力的正常发挥
Ⅲ类桩 桩身有明显缺陷，对桩身结构承载力有影响
Ⅳ类桩 桩身存在严重缺陷
本测试采用FD－P204全程浮点动测仪和加速度传感器。并依据《建筑基桩检测技术规范》进行测试。为获取好信号，测试过程中需注意测试点和锤击点的选择、传感器安装、尽量多采集信号。在不同点、不同激振情况下，观测波形的一致性，以保证波形真实且不漏测。
从电站所有支架基础中随机抽检80根。通过对本工程80根灌注桩的低应变检测，测试波形较有规律，波列清晰，桩底反射信号可辨，桩身完整性的检测结果为：有77根桩桩身结构基本完整，根据桩身完整性评价原则，评为Ⅰ类桩；有3根桩桩身局部存在轻度缺陷，但不存在严重缩径、离析等工程质量问题，根据桩身完整性评价原则，评为Ⅱ类桩。
4.结论
集中式大型地面光伏电站是目前最主要的光伏应用形式，光伏阵列支架基础作为保证光伏电站安全、正常运行的重要组成部分。本文首先对地面光伏电站支架基础的主要形式进行对比，并以工程应用案例分析支架基础方案比选、设计优化和桩基试验验证，达到光伏电站降本增效和真正体现绿色环保的目的。
参考文献
[1] 马金花，格尔木光伏电站工程支架基础方案的思考，吉林广播电视大学学报，2012年第8期（总第128期），34-35；
一、2016年度光伏扶贫项目实施情况
（一）项目基本情况
我县2016年度光伏扶贫项目自2016年开始谋划，由各乡镇牵头，各行政村吸纳建档立卡贫困户成立村级光伏农业专业合作社，并于2016年11月完成了全县十二个乡镇148个光伏扶贫合作社村级电站的备案工作。项目主要以村级光伏电站的形式实施光伏扶贫工程，在符合土地整体利用规划条件下，选择荒山、荒坡、滩涂等场所，按供电部门的技术要求统一建设。全县139个村组建148个村级光伏合作社，按户均5KW的标准，建设总装机容量为19.76MW，建设总户数为3952户，共吸纳建档立卡贫困户3832户。
（二）产业资金投入情况
合作社建设光伏电站每户需投入3.5万元，项目总投资1.7576亿元，其中：1、补贴资金3952万元；2、光伏贷款风险补偿金1600万元；3、供电设施投入约1400万元；4、光伏合作社征地、整地约260万元；5、合作社向银行贷款0.988亿元，6、政府全额贴息每年484.12万元（年息4.9）。
现已将扶贫资金2600多万元拨付至合作社，县农商行贷款8400多万元，部分项目资金已由合作社拨至施工企业。
（三）项目建设情况
今年3月我县以县委、县政府的名义编制下发了符合我县实情的《县光伏扶贫实施方案》后，县光伏扶贫工作领导小组立即进行部署，县主要领导和分管领导多次召开乡镇和职能部门调度会，要求部门明确工作职责，抢抓机遇，争取6月30日全面并网，全力打好光伏扶贫攻坚战；各乡镇克服征山整地和春季雨水较多的困难，先期垫付资金，平整荒山荒地356亩；供电部门全力配合，新安装变压器124台，高压线28公里；通过竞争性比选方式确定了项目的建设单位和运维主体。2017年3月工程全面启动，6月30日全面建成及并网发电。预计项目建成后每年每户贫困户可受益约3000元。
（四）电费结算情况
自6月30日并网以来，7-10月份我县光伏扶贫合作社累计上网发电量约766万千瓦时，按0.98元/KWH计算，累计收益约750.68万元。目前供电公司已经对7-9月份光伏发电量586.2337万千瓦时进行了结算，结算电费共计574.51万元，其中上网电费242.8581万元已经付款，国家再生能源补贴约331.651万元暂未拨付，等补贴入账后统一进行拨付。光伏扶贫项目已初见成效。
二、主要做法
我县光伏扶贫工程按照“政府引导、贫困户参与、政策扶持、市场运作”的工作思路，坚持“贫困户自愿、贫困户受益、能还本付息”的原则，探索出一条符合脱贫需要的光伏扶贫发展模式。
（一）领导重视，高位推动
成立了以县长为组长，县委、县政府分管领导为副组长，县扶贫移民局、发改委、财政局、供电公司等相关部门单位为成员单位的县光伏扶贫工作领导小组，下设办公室在县扶贫和移民局，办公室主任由县扶贫和移民局长兼任，负责光伏产业扶贫工作的综合协调、数据收集、日常事务等工作。制定出台了光伏扶贫支持政策，即县政府在产业扶贫资金中补贴每户贫困户1万元，其余资金需向银行贷款，贷款利息前5年由政府全额贴息，第6年开始由合作社从电站收益中按月等额还本付息；县供电公司无偿提供接入电网和免费提供接入主网计量表等优惠政策。
（二）完善制度，注重监管
出台了《县光伏电站暂行管理细则》，建立了第三方质量检测评估体系，确定了成都产品质量检测研究院有限责任公司、南德认证检测（中国）有限公司上海分公司作为第三方质量检测评估体系单位；建立了扶贫对象动态管理制度和收益分配管理制度。通过竞争比选确定阳光电源股份有限公司、欣远新能源科技有限公司为我县光伏扶贫工程建设和运行主体，签订了具有长期法律效力的合同文书。
（三）广泛宣传，快速推进
一是大力宣传光伏扶贫知识政策，139个行政村多次召开村民座谈会，广泛吸纳群众意见。同时，在政府官网、县爱心扶贫公众号、光伏扶贫微信群及时相关政策及新闻动态，并发放电站运维手册。二是积极主动对接，指导乡（镇、场）开展项目前期工作，如：项目的申报、备案，项目的选址、光伏合作社的成立等。严格把好审核关，简化程序，开辟绿色通道，以县委办、县政府办印发了《县光伏产业扶贫工作实施方案》。三是加强光伏扶贫项目建设的调度和服务工作，对光伏扶贫项目实施过程遇到的资金、用地、合作社注册等问题及时加以解决，确保光伏电站如期并网。
（四）部门配合，协调有力
县扶贫和移民局、县发改委、县市场监督管理局、县供电公司、农商银行及14个乡镇（场）等相关部门，严格按照县委、县政府的要求，积极配合，安排专人负责，对光伏扶贫项目进行全方位的跟踪指导，落实责任、强力推进。
（五）严格质量监督
明确了分管副县长为行政责任领导；督促合作社与参建企业签订了具有长期法律效力的合同文书，明确了企业的质量保证法律责任；工程全面竣工后，组织了由县扶贫移民局牵头，发改委、财政局、各乡镇分管领导、供电所参与的验收小组对148个光伏电站从场地情况、光伏组件数量、并网电路、护栏质量等多方面进行严格把关，并聘请了有资质的第三方质量检测评估单位对光伏电站进行了检测。
三、县光伏扶贫扩面工程推进情况
根据省政府光伏扶贫扩面工程电视电话会议精神和《省政府办公厅关于实施光伏扶贫扩面工程的意见》（府厅发【2017】85号）等文件精神要求，我县高度重视、迅速行动，全面组织实施我县光伏扶贫扩面工程。
一是全面开展调查摸底。2017年8月份以来，组织县发改、扶贫、供电、乡镇等多个单位对全县“十二五”、“十三五”期间建档立卡贫困村进行了全面排查摸底，对照工程用地、电网接入等建设条件，选出符合建设条件的贫困村24个。
二是及时制定实施方案。根据省、市有关文件精神，结合我县实际，拟在选出的建档立卡贫困村中逐步实施光伏扶贫扩面工程，按每个村的装机容量不超过100千瓦来建设，总规模为1.2兆瓦；同时对照省发改委、省扶贫移民办《关于开展光伏扶贫扩面工程实施方案编制工作的通知》（发改能源【2017】1158号）文件要求，由县扶贫、发改、财政、供电、国土、林业、环保、农商行等部门共同编制县光伏扶贫扩面工程实施方案，现已上报省、市发改、扶贫移民办待审。
三是积极开展项目选址。对照先期选出的符合建设条件的贫困村，我县计划今年第一批光伏扶贫扩面工程建设村级电站3个，目前白槎村、丰产村已完成选址和光伏板的安装，里阴村已完成支架安装，预计12月底完成。
四、存在的问题及下一步打算
我县在光伏扶贫工作方面做了大量的工作，取得了一定的成效，也存在一些问题和困难：
一是2016年度光伏扶贫项目国家补贴不能及时到位，影响贫困户受益。目前，我县2016年度光伏扶贫项目建成并网规模19.76兆瓦，涉及建档立卡贫困户3832户，目前县供电公司只能按照0.4143元/度进行电费结算，其余国家补贴部分迟迟不能发放到位。
二是各乡镇征地、整地投入较大，资金缺口难以解决。由于光伏电站选址都是山地，各光伏电站都租用大型挖机开挖土方、平整土地及维修便道，加上租金，合计达260多万元，投入较多的乡镇达几十万元，少的也有十多万元，现在都由村集体或村干部赊欠。
10月，国家能源局连续下发3份文件，即《关于进一步加强光伏电站建设与运行管理工作的通知》、《关于规范光伏电站投资开发秩序的通知》、《关于开展新建电源项目投资开发秩序专项监管工作的通知》，明确表明了国家能源局坚决遏制“路条”投机的巨大决心。
“路条”是政府有关部门下发的同意项目开展工程前期工作的批文。由于目前中国光伏发电上网享受国家电价补贴，但补贴资金有限的情况下，光伏电站项目总规模受到一定控制，这时“路条”就成了稀缺货。
业内人士透露，一些规模较小的项目公司与地方政府或相关部门有“特殊”关系，能先拿到某个大型光伏地面电站的批文，然后再将此批文倒卖给有实力建设的公司，从中赚取差价。
据业内人士介绍，目前国内光伏大型地面电站的建设，有70%?80%都是通过“路条”交易完成。而且“路条”交易的价码正水涨船高，由最初的0.2?0.3元/瓦，上升到0.5元/瓦。最高时，达到了1元/瓦。这在很大程度增加了光伏电站建设的成本。
对国家能源局日前的连续重拳，多位业内人士对《财经国家周刊》记者判断，奏效并不容易。
“天价路条”
光伏“路条”主要有两方面费用：“路条”开发的刚性费用，包含了聘请第三方编制项目可行性研究报告、审批费用等明文规定的费用；“路条”增值部分，包括开发者希望获取的收益以及“路条”开发过程中支付的一些灰色成本。
国内一家光伏巨头企业的负责人对《财经国家周刊》记者表示，“路条”刚性费用在0.12元/瓦左右，但目前市面上“路条”的价格都在0.3元/瓦以上，那么超出的部分就是“路条”购买方支付的光伏电站建设的额外成本。
他认为，“路条”只是一个批文，但要经过地方政府六七个部门的关卡，并且是县区级、市级、省级逐一批复，因此“路条”被视为稀缺资源，并由此产生了一条灰色利益链。
据一位专门从事“路条”开发的人士介绍，大型光伏企业很难对“路条”灰色交易产生的费用进行“走账”，再加上“路条”获取的不易，因此大型光伏公司迫不得已从小公司购买“路条”。
2014年年初，由于国家对于光伏发电的支持逐渐转向分布式光伏发电，对光伏大型地面电站的总量严格控制在6GW之内，光伏“路条”的价格也随之悄然上涨。
典型案例是，今年8月，光伏龙头天合光能耗资超过2.4亿元，通过收购云南冶金新能源股份有限公司90%的股权，获得了云南省红河州建水县南庄300兆瓦光伏电站项目的“路条”，平均核算每瓦的路条价格超过0.8元。
值得一提的是，过往的“路条”交易，往往都不为公众所知，但是这次“路条”交易是天合光能和英利能源在云南产权交易所公开竞标达成，成交价格比标的价高出1亿元，因此被媒体称为“天价路条”。
中国循环经济协会可再生能源专委会政策研究主管彭澎告诉《财经国家周刊》记者：“这一事件成为今年八九月份光伏圈内热议的焦点，同时也触动了国家能源局的神经。”
借鉴德国？
对于光伏大型地面电站来说，2014年执行的补贴政策是0.9元/度?0.95元/度，照此测算，一个100MW的电站，一年获得财政补贴超过1亿元。“路条”炒作显然推高了光伏电站的建设成本，让部分财政补贴失去效力。
“这也是为什么国家能源局在10月份连续发文禁止‘路条’投机买卖的原因。”彭澎说。她认为，“路条”交易大部分是通过公司的股权交易或股东变更来实现的，而这些行为都属于市场行为，很难通过行政命令来禁止。
业内人士表示，如果按照文件规定，当项目投资主体或者股东发生重大变化，需要重新备案，那么等于又设了一个门槛，形成二次审批，又创造了新的寻租空间。更重要的是，上有政策下有对策。对于国家能源局的这3个文件，规避的路径也很多。比如，小企业拿到“路条”后，可以考虑和大企业合作开发，等光伏电站建成后再转让。
“路条”的实质是政策资源分配权。彭澎认为，目前政府之所以对“路条”炒作很头痛，就是因为没能找到一个合理的分配机制来对其进行管理，政府需要转变对能源的监管方式。
有专家认为，可以借鉴德国经验。中德可再生能源合作中心主任陶光远对《财经国家周刊》记者说：“我们正在研究对比中德两国光伏政策和实施现状，其实光伏‘路条’可以直接取消。”
比如，德国对于光伏电站前期投建不设任何限制，仅规定每年光伏装机量为3GW，分配到每个月为250MW，每个月统计实际的光伏上网电量，并公布一个季度以后的电价补贴额度，通过政府补贴的变化来控制装机的总量和速度。
德国通过这一机制，从2004年至2014年的10年间，将光伏电价补贴总体下降了75%，但反而使光伏的装机总量达到了30GW，成为全球第一大光伏发电国。
根据预案，中天科技拟以不低于10.43元/股的价格，非公开发行不超过2.17亿股，募集不超过22.6亿元，用于补充流动资金、南通经开区国家级分布式光伏发电示范区150MWp屋顶太阳能光伏发电等4个项目，其中“屋顶太阳能光伏发电”项目拟投资13.5亿元。公司在公告中称，项目的实施将进一步丰富公司产业链结构，提升公司的市场竞争力，培育新的利润增长点，具有良好的经济效应。
可是，记者发现，尽管公司布局新能源产业已经三年有余，但在巨头林立的中国光伏产业界，依然是“小字辈”，其自身新能源业务的收入也小到几乎可以忽略，且亏损幅度不断扩大。国内某知名光伏工程公司总监欧阳大华对记者表示，不仅对公司承建此项目的能力表示怀疑，而且公司在诸如建设资金来源，建设周期方面有悖常理，公司进军分布式光伏存在巨大猫腻。
光伏“小字辈”上大项目
2013年光伏产业复苏以来，诸多光伏企业纷纷进军光伏电站，但多以介入已经成熟的地面光伏电站为主，而对国家大力鼓励的分布式光伏“不感冒”。中天科技宣布定增建设150MWp的“屋顶太阳能光伏发电”项目，让诸多业内人士感到意外。
公开资料显示，公司从2011年进入新能源产业，重点发展分布式光伏发电、太阳能电池背板、锂离子电池等产业。在2011年成立全资子公司中天光伏技术有限公司等，专业从事销售光伏产品、光伏工程设计与安装。2012年，光伏产业依旧处于低谷之时，中天科技再度投资7000万元与上海交大联合设立光伏材料公司，涉足太阳能用背膜、背板的生产制造。
可是，记者查阅中天科技历年的业绩公告（详见表一）发现，公司在新能源上的经营情况并不乐观。其2012年的年报显示，当年，除中天光伏技术有限公司实现净利61.87万元，其余两个涉新能源业务的子公司均亏损。2013年上半年，新能源业务全面陷入亏损，且亏损幅度较上年大幅放大。
公司在新能源业务上的收入占总营收的比例极小，在年报中，收入按分行业分类里面甚至都没有新能源业务这一块，对净利的贡献更是为负。记者也注意到，在2013年的半年报里，董事会报告也未提及光伏业务的状况以及对未来的规划。且光伏业内人士告诉记者，中天光伏技术经营的非晶硅薄膜太阳能电池、多元化合物薄膜太阳能电池并不符合当前产业发展的趋势。一个光伏“小字辈”公司，突然上这么大的项目，业内人士称，对此感到惊讶。
违背常规或存巨大猫腻
对于外界对公司尚属光伏“小字辈”的质疑，公司称，中天科技投资建设的首个大型屋面电站9.6MW光伏电站发电近60万度，已经于2013年12月24日成功并网发电。公司积累了在复杂屋顶工况条件下作业的丰富经验。
然而，公司一方面宣称自己具有扎实的项目实施经验。但是，公司出具的可行性分析报告却显示，150MWp屋顶太阳能光伏发电项目的建设周期为3年，这严重有悖常规。
国内某知名光伏工程公司总监欧阳大华对记者表示，虽然分布式光伏的细则超出了市场预期，但是当期来看，分布式光伏仍然面临诸多困难，我们对政策的变动比较担忧，在建设的过程中，能加快进度就尽量加快进度，建设完成后或获取政府补贴，或出售电站，以迅速回笼资金。
可是，中天科技150MWp屋顶太阳能光伏发电项目的建设周期却为三年，目前只取得南通市发改委针对一期35MWp、二期115MWp出具的备案通知，项目环评的相关手续还在办理之中。
欧阳大华表示，正常情况下，150MWp的屋顶光伏电站，我们公司在五到六个月的时间内可以建设完成，南通经济技术开发区是国家能源局启动的首批十八个分布式发电示范区之一，受到政策的大力扶持，中天科技是该项目的建设责任主体，建设周期却需要常规时间的五六倍，确实让人匪夷所思。
根据相关规定，地方发改委对光伏发电项目的备案有效期仅为1年。记者就此致电公司，截至记者截稿为止，尚未收到公司的答复。
此外，据记者了解，建设光伏电站需要大量资金，融资难一直是制约分布式光伏大规模发展的瓶颈，国内企业在实施项目时，普遍采取向银行贷款，当前发展出了光伏融资租赁、众筹模式募集资金等创新的方式，但鲜有利用自有资金的。对此，欧阳大华告诉记者，充分利用外部资金是提高资本金收益率的有效手段，是业界普遍采用的方式，全额采用自有资金不仅不现实，而且还会降低项目的税前收益率。
欧阳大华给记者提供的数据显示，以南通当地的日照时长，组件的光电转化效率，计入国家补贴的上网电价以及地方补贴等为参数输入光伏项目开发通用的数学模型进行计算，项目完全采用外部资金将比完全采用自有资金（12.3%）的资本税前内部收益率高出8个多百分点。
目前应用最为广泛的分布式光伏发电系统，是建在建筑物屋顶及幕墙的光伏发电项目，方便接入就近接入公共电网，与公共电网一起为附近的用户供电。从发电入网角度出发，根据家庭用电情况可以给出系统的设计方法以及光伏组件、逆变器的选择等。
关键词： 家庭分布式 光伏发电并网系统设计
中图分类号： S611 文献标识码： A
引言
太阳能是一种重要的，可再生的清洁能源，是取之不尽用之不竭、无污染、人类能够自由利用的能源。太阳每秒钟到达地面的能量高达50万千瓦，假如把地球表面0.1%的太阳能转换为电能，转变率5%，每年发电量可达5.6×1012kW・h，相当于目前世界上能耗的40倍。从长远来看，太阳能的利用前景最好，潜力最大。近30年来，太阳能利用技术在研究开发、商业化生产和市场开拓方面都获得了长足发展，成为快速、稳定发展的新兴产业之一。
家庭式小型分布式光伏电站建设分并网式和离网式。离网式电站建设需要有蓄电池储存电能，然而蓄电池的维护成本较高，因此现在大部分都建设为并网式电站。本文结合陕西省靖边县能源发展规划局门卫室分布式光伏发电并网系统的设计方案，对3kw左右的小型家庭分布式光伏并网发电系统的设计予以简述。
一、项目概述
1、使用地点及太阳辐射量：本项目安装地点位于北纬37°、东经108°，年平均辐射量为5392MJ/m²。
2、政策依据：《陕西省电力公司分布式电源项目并网服务实施细则》 《国家电网公司关于做好分布式光伏发电并网服务工作的意见》。
3、发电用途及功能：采用并网系统设计，系统自发自用余量上网，为自己单位提供动力、照明电源和收取盈余电费，享受国家政策补贴。
4、电网条件：AC220V供电。
5、根据本系统安装特点，采用外墙平铺安装方案，拟采用多晶硅55W电池组件60块，装机容量3.3kWp。
二、系统方案
1、系统平面布置图
本系统采用55W的电池组件60块，容量3.3kW，通过15串4并方式接入3kw逆变器，经逆变后通过220V断路器开关并入电网。系统平面布置图如右图所示。
2、电池组件的选择
太阳能电池组件技术参数：
55Wp多晶硅光伏组件技术参数如下：
开路电压：22.28V ；工作电流：3.08A ；短路电流：3.28A ；尺寸：660*630*25.
3、逆变器的选择
本系统逆变器采用AC220V、3kW单相并网逆变器。其优点是将具汇流箱、直流屏、逆变器的功能集于一体，适用于家庭小型分布式并网电站使用。
4、太阳能电池组件支架选择
本项目支架采用热镀锌钢支架，沿墙体支撑电池组件。
5、防雷接地系统
本系统建设于房屋墙面，系统中的外置设备在整个环境中不是最高建筑物，充分利用屋面防雷装置将所有的光伏子方阵的电池组件支架与屋顶建筑物避雷网可靠连接。
三、设备配置表及费用概算
小型家庭分布式光伏并网发电系统与传统的发电系统相比，其优势主要是：1、损耗小、安装在用电侧。分布式能源系统供应与需求在最短的距离内平衡，输配电损耗很小。2、清洁、环保。采用太阳能发电，发电系统基本无污染排放；同时，由于分布式光伏系统发电的电压等级比较低、就近供电，减少了大容量远距离高电压输电线的建设，以及减少了高压输电线的电磁污染。3、运行灵活，安全可靠。分布式光伏系统发电方式灵活，在公用电网故障时，可自动与公用电网断开，独立向用户供电，提高了用户自身的用电可靠性。4、电能质量高，由于分布式光伏系统发电设施通常可以就地调整电压和电流波形，保证了较高的电能质量。5、系统经济性好。由于高效、低损耗和无污染排放，分布式能源系统具有明显的经济性。
结束语：小型家庭分布式光伏并网发电站的建设对于我们这样一个能源消耗大国具有十分重要的意义，其大范围的建设既可以减少传统发电厂的发电压力，又可以建少石化能源的消耗。实现节能减排，保护环境。随着经济与技术的进一步发展，小型家庭分布式光伏并网发电站的建设必将走向千家万户。
参考文献：
[1]杨贵恒等编.太阳能发电及其应用.北京：化学工业出版社，2011.3
[2]邓李军.家用分布式光伏系统设计[R].通威太阳能光伏电力事业部:邓李军,2010.6
光伏发电扶贫项目绩效整改分析调研报告
根据**省审计厅20**年对全省扶贫资金进行审计的安排，黄陂区审计局扶贫资金审计组对黄陂区20**年度扶贫资金进行了全面审计，在此基础上审计组对扶贫项目中重要一环“光伏发电”项目进行了重点分析和调研，形成如下调研报告。
一、光伏发电的理论基础与政策背景
光伏扶贫是指在贫困地区统筹建设分布式光伏电源或规模化光伏电站，通过将光伏发电并网出售，为贫困人口带来经济收入，以达到精准扶贫目的扶贫开发手段。主要方式是在农民住房屋顶、荒山荒坡或者农业大棚上铺设太阳能电池板，并入电网，供给各家各户使用。
随着我国工业生产和居民生活对电力资源的消费需求日益增大，火力发电的环境污染问题无法避免，兼具清洁性、安全性和可靠性的光伏能源也便成为国家能源开发规划的重要一环。同时，为了保证各地区的扶贫开发工作既能充分利用荒废土地和资源，亦能最大限度的维持生态平衡，避免环境破坏，进而贯彻落实习总书记“生态就是资源、生态就是生产力”的经济发展理念，党中央、国务院自20**年以来，密集发文要求各地方政府将扶贫开发和能源开发建设相结合，积极开展光伏扶贫建设，国家能源局和国务院扶贫开发领导小组办公室先后出台了《关于实施光伏扶贫工程工作方案》、《关于实施光伏发电扶贫工作的意见》、《光伏扶贫实施方案编制大纲》等文件，为在全国具备光伏建设条件的贫困地区实施光伏扶贫工程提供了参考。
在此背景下，黄陂区人民政府扶贫开发办公室会同有关单位于20**年5月出台了《黄陂区分布式光伏发电产业扶贫工程实施方案》，决定充分利用国家发改委关于光伏产业的并网电价补贴政策，保障扶贫资金投入，在建档立卡贫困村、贫困户的空闲、未利用土地、农业大棚等具备条件的地方，实施光伏扶贫工程，扶持建设分布式光伏发电系统或者小型光伏电站，20年至25年内，持续为贫困户和贫困村提供现金收入。
二、光伏工程的发展优势和投资收益分析
光伏扶贫是一项针对自然条件相对较差，发展基础十分薄弱，难以通过特色产业或其他集体项目突破年集体经济收入XXX万元/年以上的瓶颈条件而实施的，带有一定保障性色彩。
（一）光伏工程的发展优势
作为精准扶贫的骨干项目之一，光伏扶贫工程将光伏发电与精准扶贫结合起来，在短期内的确不失为一条致富新路，其优势主要体现在收益的稳定性、产业的环保性和投资的可行性等方面。
1.稳定性。长期以来，农业生产中无法规避的自然灾害和难以抵御的市场风险让多数地区的扶贫工作人员在贫困村产业规划上畏首畏尾。相比而言，光伏发电的优势十分明显，取之不尽的太阳能有效保障了光伏组件的正常运转。安装即可并网，并网即能发电，发电便有收入，如此稳定的产销链条使光伏发电成了农村不可多得的增收路径。
2.环保性。火力发电对自然环境的破坏力较大，目前，二氧化碳等污染物质的排放已经严重破坏生态平衡，自然环境不堪重负。光伏发电不产生任何的废气、废水、废渣等废弃物，没有任何转动部件，不会产生噪声污染。
3.可行性。农村自然禀赋的丰裕程度参差不齐，存在较大的区域差异，加之青壮年劳动力大量流失，人力资本更显捉襟见肘，在资源禀赋不足和劳动力资源短缺的双重约束下，贫困村的集体经济往往止步不前，光伏电站将农民闲置的自家屋顶、院内外空闲地和可以利用的荒山荒坡采取不同的形式加以充分利用，既能满足用电需求，亦能增加收入来源，改善生活条件。
（二）光伏工程的实施成效
黄陂区是我省首个开展光伏扶贫计划的县区，20**年，除王家河街之外的7个街道乡镇累计为XXX个贫困村建成小型光伏电站，长岭街和木兰乡为XXX户建档立卡贫困户建成分布式光伏发电系统，全区全年累计完成村级光伏发电2531千瓦，户用光伏发电39千瓦，发电收入XXX万余元。
黄陂区开展光伏扶贫工程的主要资金来源为各级政府用于贫困村扶贫开发工作的财政专项转移支付。在不包括各帮扶单位帮扶资金的情况下，直接用于贫困村精准扶贫事业的财政资金平均在XXX万元左右，基本可以保证各村在完成光伏发电项目建设的同时，维持村委组织的正常运转。截止目前，全区直接用于光伏发电站建设的财政资金累计高达2600余万，未来还将持续投入5000余万，除王家河街外，各乡镇均已完成200千瓦以上的光伏电站建设任务。
（三）光伏电站的收益预测
经济收益的短期性和经营风险的可控性使诸多贫困地区对光伏工程趋之若鹜，“光伏热潮”由此形成，但是，评估一项产业的发展情景和盈利空间不仅要考虑短期收益，更要考虑长期回报和机会成本。以木兰乡富家寨村为例，全村目前已投入运营的光伏工程占地约1.7亩，总装机容量40千瓦，总投资成本约XXX万元，按照1.XX元/度的预期电价计算，可在未来25年间完成集体收入XXX万元以上，投资回报可达60余万元。全周期收益预算并未包括光伏发电组件建成之后的日常维护和管理费用。调研发现，多数贫困村选择任用本村的贫困人员负责光伏电站的维护和管理，为扶贫对象提供就业机会和收入来源。
此外，光伏扶贫工程维持现有利润的前提是国家对新能源发电的补贴力度和政策保障，在没有各类财政补贴政策的情况下，分布式光伏发电站的投资收益将无法保障，收回建设资本的周期将大幅延长，预期利润大幅下降，甚至会低于金融机构的定期存款收益。同时，调研组发现个别贫困村的光伏组件仅仅建成半年便已出现破损情况，能否维持25年的使用寿命还是个未知数，使用周期一旦缩短，光伏电站的收益还将受到严重影响。
三、光伏电站发展中的潜在问题
光伏扶贫实现了改善农民生活条件和充分利用自然资源的统一。黄陂区诸多贫困村得以脱贫出列，贫困人口得以脱贫销号，光伏项目的实施功不可没，但这并不能从根本上实现“输血式”扶贫向“造血式”扶贫的实质性转变，依赖性、功利性、短期性、安全性和可持续性等潜在问题同样值得关注。
（一）依赖性。光伏电站的稳定收益一方面源自气象条件的稳定和光伏组件的正常运转，另一方面则依赖于国家财政持续性的高额补贴和高标准的上网电价，但这种脱离市场的盈利手段并不具有经济上的可持续性和市场上的强竞争性。
（二）功利性。根据调研资料整理的全区20**年的建成光伏发电站贫困村的基本情况，不难发现，XXX个建成光伏发电项目的贫困村中，半数以上肩负着当年度脱贫出列的任务，出列村光伏电站的建设规模远远高于非出列村，数据的背后隐藏的是驻村扶贫工作人员在光伏项目的建设过程中存在一定程度的功利性色彩，“谁要出列，谁建光伏”的现象十分突出。
（三）短期性。相比种养殖产业和特色乡村旅游业，光伏电站在享受国家政策补贴情况下的年收益率一般只有XX%左右，若失去政策依赖则会更低，经济利润相比服务性行业和规模化种植业明显偏低，短期性的微薄收益对贫困村的长远发展基本没有实质性的意义。
（四）安全性。绝大多数贫困村民不具备足够的文化背景和科学常识，不了解光伏发电的技术原理，更不具备对光伏灾害的危险防范意识，甚至有个别村民将稻谷铺在光伏电池板上，这极有可能引发热斑效应，发生危险。
（五）可持续性。调研发现，一般小型光伏电站的投资成本在每千瓦1万元以上，多晶硅光伏组件一旦出现问题，每千瓦的更换和维修成本在2-3万元之间。如此高额的投资无疑会大规模占用扶贫开发资金，数以百万的投资规模和单一化的投资方向也有可能成为未来利用扶贫资金的潜在隐患，光伏利润的可持续性问题令人担忧。
四、产业扶贫的科学规划与合理路径
（一）因地制宜，在资金使用上下功夫。选择好一个能结合本地特色、适合本地发展、能够为贫困村贫困群众提供稳定收入来源的产业，是抓好产业扶贫工作的前提。如果发展基础实在薄弱，各地不妨先将光伏扶贫作为一个重要的产业突破口，通过光伏盈利先为村民树立起发展村办产业的信心。
（二）狠抓关键，在项目落实上见行动。龙头企业在黄陂区旅游扶贫开发、农业资源开发和光伏能源开发等三大发展战略上发挥了重要的作用，要特别注意招商引资工作，使龙头企业成为带动项目落实和脱贫致富的火车头。
【关键词】 渔光互补 大跨度 电缆桥架
阜宁30MWp渔光互补光伏电站占地900亩，采用下部养殖、上部发电综合利用模式。光伏发电单元下部基础采用直径300mm的单排预制混凝土管桩基础柱，上部为支架及电池组件。光伏组件阵列间距为7米，即前后排管桩距离为7米。汇流箱至逆变器的直流电缆通过电缆桥架架空于水面之上。为了满足发电单元检修船只以及渔船行走，电缆桥架采用7米大跨度热镀锌电缆桥架。大跨度电缆桥架总长度达到为4300米。电缆桥架支撑形式为三角形支托架支撑，而三角形支托架采用上下抱箍形式固定于管桩之上。桥架本身为双层侧壁加强型桥架。大跨度电缆桥架在负载投入使用后因受力徐变逐渐出现下沉、倾斜等各种状况，严重影响美观及安全使用性。下面为阜宁渔光互补光伏电站电缆桥架出现的主要状况进行分析与总结。
1 桥架支托架抱箍被拉松，桥架下滑
电缆桥架固定在混凝土管桩之上，依赖于支托架与管桩支间的摩擦力。电缆桥架支托架立柱被抱箍直接包裹并固定在预制混凝土管桩之上。在电缆桥架承重之后，固定支托架的抱箍受力后一直处于被拉伸状态。长时间的拉力作用，导致抱箍紧固螺丝的转角处由直角被拉成八字口，同时支托架立柱处弧形抱箍被拉直。上下抱箍被拉变松后，支撑结构与管桩之间的摩擦力减小，桥架随着支托架一起下滑。同时因为上口抱箍拉力最大，抱箍的变形最大，导致支托架倾斜。个别处甚至出现上口抱箍与三角形支撑架脱开，导致桥架整体倾斜。抱箍变形如图1。
阜宁项目的电缆桥架支撑结构出现问题后，作为总承包江苏印加新能源公司组织技术人员进行现场勘察并分析原因。经过认真分析，一致认为以下几点存在问题。（1）没有将电缆桥架支托架的立柱直接焊接在上下抱箍的外侧，让抱箍存在被拉伸的空间，也导致因三角形支托架立柱与抱箍沉降不一致而脱开的可能性存在；（2）没有对抱箍的转角薄弱环节进行腹板加固，抱箍转角处长期受拉力作用发生八字变形，导致抱箍变松；（3）在受到较大拉力的上口抱箍没有加厚加宽，没有增加上口抱箍抗拉强度；（4）上口抱箍不应该设计成单螺栓型式，而需要设计成双螺栓型式，减小受拉变形的可能。我公司按照以上原因分析，重新设计、加工一批电缆桥架支托架进行更换。并经检验，更换后的支撑结构满足电站生产运行的要求。更换支托架如图2。
2 大跨度电缆桥架因受力徐变而跨中下沉
在电缆桥架刚投入使用时，其抗弯性能非常好，桥架上能够走人。但在电缆桥架投入使用3个月以后，逐渐发现电缆桥架的跨中挠度开始超出规范值50mm。在投入时间6个月后，跨中挠度最大值达到200mm。为了满足光伏电站安全运行，我公司组织技术人员、施工人员、制造人员以及运行人员对全场桥架进行查看并进行各种整治方案的讨论。保证电站安全运行的桥架整治方案的选择必须克服如下困难：（1）电缆桥架中的电缆带电运行.不可拆卸；（2）由于光伏电站5口鱼塘全部放水养鱼，平均水深1米，最深处达到1.4米；（3）鱼塘淤泥平均深度约为0.35m，最深处淤泥深度达到0.45米以上，并随着时间的推移而逐渐加深；（4）整治方案满足检修船及渔船的行走要求；（5）整治方案满足以后桥架沉降再调整的要求。在各种方案的比选中，综合以上因素并考虑到施工的便捷.选择了在大跨度桥架跨中设置热镀锌门子架支撑结构。门子架横梁为宽度为0.6米并带花孔的角钢。门柱为上端1米范围内带花孔的4米长角钢。经过设计计算，门柱入土大于1米满足荷载要求。为了以后的桥架沉降的再次调整，门柱安装后其顶端超出桥架高度0.5米。横梁托住桥架后通过花孔与门柱相固定。施工步骤如下：（1）施工人员在渔船上将桥架2侧门柱打入水中；（2）在门柱上端安装临时横梁，并在临时横梁上悬挂手拉葫芦将电缆桥架提升至统一高度；（3）在提升后的桥架下部安装横梁用以支撑电缆桥架；（4）卸除临时横梁与手动葫芦，落下电缆桥架至横梁上。为了保证阜宁渔光互补光伏电站电缆桥架的安全使用，我公司对于所有的7米大跨度电缆桥架进行了支撑加固。经过半年的时间检验，加固后的电缆桥架已经满足电站的安全运行要求，如图3。
以上是对阜宁30MWp渔光互补光伏发电项目电缆桥架制造及安装发生的主要问题进行探讨与总结。本文抛砖引玉，引同行们深思，以希望对于渔光互补项目大跨度电缆桥架制造、安装所面临问题的解决起到推波助澜作用。
参考文献：
虽然结果并非是之前传言的47%，但经历一个多月的缓冲期后，这桩中欧历史上规模最大的反倾销案件最终会以何种结局收场，仍是未知数。
“光伏‘双反’（反倾销、反补贴）案的形势依然严峻。”6 月14 日，在第七届新能源国际高峰论坛暨博览会上，中国光伏产业联盟秘书长王勃华也适时提醒与会企业，对于全行业而言，目前最重要的是把握住国内光伏市场发展的机遇。
类似声音并非第一次出现，当天的与会企业也对此予以支持，但中国光伏产业面临的发电量收购难、补贴发放不到位、企业融资困难等问题，让多数光伏企业难以坚定转战国内市场的决心。
不过，就在第二天，中国国家层面就传来利好消息。
6 月15 日，国务院总理主持召开国务院常务会议，部署大气污染防治十条措施，同时针对困扰中国光伏产业的种种难题提出了六项解决措施促进光伏产业健康发展。
一个月后，光伏业界期待已久的“新政”《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》正式出台。“新政”明确提出完善电价和补贴政策、加大财税政策支持力度等支持政策，并提出将2015 年国内光伏发电装机目标在2000 万千瓦基础上再上调75%，今后3 年将新增装机容量3000 万千瓦。
在此之前，国家能源局要求参会的北京、天津、河北、辽宁等10 省市和4 个计划单列市在7 月10日前上报第一批示范区项目，获批的示范区在7 月底前启动建设。
种种来自国家层面的利好消息让多数中国光伏企业最终下定了转战国内市场以“自救”的决心。
但清华大学经济外交研究中心主任、国家政策研究中心高级研究员何茂春也不无担心，他提醒说，开拓国内市场，不能忽视产能过剩问题。
“中国的光伏企业应该认识到，今天光伏企业的困局不是因为双反，是因为自身的盲目扩张和无序竞争。”海润光伏科技股份有限公司总裁杨怀进直言不讳。
那么，内忧外患的中国光伏产业，何去何从？
壁垒新审视
光伏产业，这个兴起仅十余年的新行业，已经历了几轮此起彼伏的洗礼。
在最热闹的2004 年―2006 年间，光伏产业作为新能源系列发展规划中的重要一环，凭借着其丰厚的利润及无与伦比的市场前景，引来庞大的投资大军。彼时，卖鞋的、做化工的、搞电子的、做房地产的……都涌入这个行业。
但不久，疯狂的扩张在光伏产品价格急转直下的形势下瞬间烟消云散。尤其是金融危机之后的2009 年，全球光伏市场陷入低迷。无序发展的中国光伏产业开始陷入恐慌，大量企业开始减产、停产，观望市场复苏态势，不少血本无归的投资者们已开始陆续逃离。
直至2010 年，由于全球经济复苏以及欧美对光伏产品的需求增加，中国光伏产业重燃战火，一些始终坚守的企业激动不已，他们终于肯定，自己对光伏产业的判断非常准确。之后，这些企业重新开始了规模扩张，向银行大额举债、大量增加生产线，不断冲击海外市场。
遗憾的是，依靠低价取胜的中国光伏企业忘了，欧美市场的大门隐藏着可随时出现的壁垒。
2011 年10 月18 日，德国SolarWorld 美国分公司联合其他6 家生产商向美国商务部正式提出针对中国光伏产品的“双反”调查申请。同年11 月8 日，美国商务部正式立案对产自中国的太阳能电池进行“反倾销”、“反补贴”调查。
2012 年10 月10 日，美国商务部对进口中国光伏产品做出反倾销、反补贴终裁，征收14.78% 至15.97% 的反补贴税和18.32% 至249.96% 的反倾销税。具体征税对象包括中国产晶体硅光伏电池、电池板、层压板、面板及建筑一体化材料等。
2012 年12 月7 日，美国商务部命令，自12月7 日起，开始向中国进口太阳能电池征收关税。
而就在美国“双反”调查尚未最终落槌时，一向跟风的欧盟也开始祭出了“双反”利器，斩向仍然单纯应对甚至仍不知所措的中国光伏企业。
2012 年7 月24 日，以德国SolarWorld 为首新成立的欧洲光伏制造商联盟（EUProSun），向欧盟委员会针对中国光伏制造商的倾销行为提讼。
2012 年9 月6 日，欧盟委员会公告，对从中国进口的光伏板、光伏电池以及其他光伏组件发起反倾销调查。当年11 月8 日，欧盟正式启动对华光伏产品反补贴调查。
重庆大全新能源首席执行官姚公达认为， 此次“双反”的影响，“将远远超过前期美国对中国组件企业的‘双反’制裁。”
实际上，自去年下半年以来，中国国内一线光伏企业已尝试调整策略，在全球各地分散市场，以减少对欧洲市场的过度依赖；各大企业还纷纷到新兴国家寻找代工，通过消除“中国制造”印象，以绕过贸易壁垒，规避“双反”带来的不利影响。
但无论是专家还是业内人士都不认为这些措施能彻底解决中国光伏企业的困局。
“通过海外代工绕过欧盟贸易壁垒，只能是确保销售现金流的权宜之计。”天合光能有限公司相关负责人表示，公司海外代工的产品成本增加。
晶科能源控股有限公司的全球品牌总监钱晶则也坦承，用海外设厂的方式保住欧盟的市场份额并不现实，主要是成本问题，但不仅是简单的劳动力成本问题。“目前，中国企业不适于大规模扩张海外的产能，盲目押宝海外的风险很大。”
而且，如果欧盟最终裁定征收“双反”关税，即使中国海外代工的光伏组件产品能暂时绕过贸易壁垒，但中国国内配套的支架构件、多晶硅切片等也会面临高额关税。
显然，作为感受最深的光伏企业们非常清楚自己所走的路能有多远，他们不得不重新审视欧美“双反”大棒带来的危机。
一位光伏企业的总裁比较直接：“市场不是这么玩的，现在其实就是欧美教你应该怎么玩。”
“洗牌”的必然
中投顾问能源行业研究员任浩宁提出一种比较理想的状态，即中国光伏企业70% 的产能内销，30% 的产能出口。
依靠自己的市场解决中国光伏产业生死危机，可行吗？答案不一。
对于陷入困局的中国光伏企业来说，国内市场的开拓自然利好，但这个过程并非短暂，种种制约性问题依然没有一个妥善的解决方案。
就在欧盟宣布对中国光伏产品征收11.8% 的临时性反倾销税的当天，有媒体报道江苏扬州供电公司与扬州江都区丁伙镇居民朱启杰签订了购售电合同，朱启杰自建的光伏电站正式向电网售电。这是江苏电网首次吸纳个人光伏发电。
报道称，江苏电网按0.46 元/ 千瓦时接纳个人光伏发电量，朱启杰将全部电量出售，两天收入24.84 元，据此计算，不包含设备损耗等，朱启杰需要15 年才能收回投入。
类似情况为数不少：2013 年初，山东青岛市民徐鹏飞就建造了个人分布式光伏发电站并成功并入电网；朱启杰所在的江苏省，在建的个人光伏发电站已有25 座，其中12 个即将并网。
山东力诺太阳能电力集团市场总监刘建力对此表示，个人光伏电站的发展，将开启一个巨大的光伏应用市场。实际上，这也是目前大多业内人士所认准的国内市场开拓的一个重要方向。
但从国内近两年连续出台光伏发电扶持政策和分布式光伏发电市场的步履蹒跚看，这个方向的拓展难度不小。
据统计，以工业和能源消耗大省的江苏为例，去年用电量是4000 多亿度，煤炭消耗了2 亿多吨，而其中清洁能源比重极低，光伏发电则仅占五千分之一。
电力入网、补贴发放等制约性问题也是中国光伏企业考虑转移市场的关键因素。
应该说，就在欧美“双反”谈判期间，中国光伏企业都紧盯着分布式光伏补贴政策何时成型。
实际上，中国国家层面也希望国内光伏产业快速发展，但前提是健康、有序。
“中国光伏市场的发展已经是在跑步前进了，再快就要出问题了。”国家发改委能源研究所研究员时丽解释说，从2012 年11 月开始，中国政府出台鼓励分布式光伏发电、确定大型光伏地面电站上网标杆电价后，中国光伏市场每年在接近100% 的速度激增。
就在2013 年全国能源工作会议上，国家能源局将全年新增光伏装机提高到1000 万千瓦。而2012年的装机目标仅是450 万千瓦。
而7 月15 日《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》则并提出将2015 年国内光伏发电装机目标在2000 万千瓦基础上再上调75%，今后3 年将新增装机容量3000 万千瓦。
“这已经是中国光伏市场能够提供的极限了。”时丽透露，目前国家能源局现有审批工作能力已经接近极限，审批的光伏项目和补贴的规模已经与财政预算的补贴能力出现脱节。原国家电监会2012 年12 月的节能减排电价执行情况监管通报显示，2010 年10 月至2011 年4 月的可再生能源电价补贴一直到2012 年11 月底才交易方案，超出正常发放周期一年多。
“ 补贴资金迟迟不能到位， 已经为中国激增的光伏市场埋下了隐患。继续加速启动中国光伏市场， 几乎没有可能。” 时丽表示。
如此现实之下，即使决定要转战国内市场的中国光伏企业，也要谨慎对待产能过剩的问题，也要有一番血雨腥风的大洗牌。
国家能源局新能源和可再生能源司副司长史立山曾表示：“尽管光伏产业发展是光明的，但并不是任何企业前景都是光明的。”
6 月15 日国务院常务会议上出台的六项措施中，其最后一项也非常明确，“鼓励企业兼并重组、做优做强，抑制产能盲目扩张”。
体制待变
针对上述六项措施，业内人士分析，新政策要求我国光伏行业努力巩固国际市场的同时，用改革的办法、发挥市场机制作用，着力激发国内市场有效需求，推动产业升级。
实际上，中国关于光伏产业的扶持为数不少，但由于僵化的管理体制和缺乏系统化的弊端，来自国家的政策并未与疯狂扩张的中国光伏企业规模匹配。
从2006 年开始全面实施的《可再生能源法》开始，国家层面的针对性扶持政策就从未间断，其中力度最大的就是补贴政策。
资料显示，目前，中国国内光伏应用市场电站建设主要分为两大类，一类是大型荒漠光伏电站建设，另一类是如“金太阳”示范工程的屋顶光伏建设。为了推进这两类光伏应用市场的发展，2009 年，国家相继对这两种光伏电站项目出台了相应的补贴政策。时隔数年后，对这两类项目的扶持政府也出现不同争议。
彼时，随着光伏电站建设成本的大幅下降，高额补贴产生的巨大利润空间吸引了各方投资，纷纷涉足大型光伏电站建设分食补贴资金。由此，国家补贴资金的缺口愈来愈大。2010 年度，资金缺口已达20 亿元左右；2011 年，缺口更达100 亿元左右。
2013 年6 月5 日，意大利能源管理机构GSE 宣布停止光伏项目的补贴申请，因为已经达到67 亿欧元上限，政府已无法承受，将不会提供进一步对光伏发电装置的鼓励政策。
有业内专家分析称，今天对新能源行业补贴的目的，是降低或取消今后的补贴。光伏市场的规模扩大应该以补贴逐渐减少为前提，而不应是高补贴成为刺激光伏规模扩大的条件，否则这既违背了国家扶持新能源的初衷，也增加了国家的负担，浪费国家的财力。
“不管是有没有核心竞争力的企业，都能领到补贴，这种补贴不仅没有起到最大限度地激发优秀企业的效果，反而成了维持落后生产力的推手。”中投顾问高级研究员李胜茂就曾针对性提出这一问题。
他认为，现阶段新能源发展离不开政府补贴，但补贴政策要破除行政因素，体现效率原则，引进竞争机制，这样才能激发企业自身的造血功能。
李胜茂建议，首先要实现总量控制，每年的补贴力度一定要和光伏发展的目标结合起来，而发展目标的制订，又要和电网的消纳能力结合起来。更为重要的是，光伏产业的发展一定要把目标放在惠及普通老百姓的生活上去。其次，要像比利时等国的“绿色证书政策”一样，用光伏发电的补贴设计出一种优胜劣汰的机制，让有限的资金运用到有真正核心竞争力的企业上去。
除了补贴缺口巨大而造成发放不到位，光伏电站发电并网也是一个制约国内市场发展的关键因素，而这个难题本质也直指能源管理体制。
在工业和信息化部赛迪智库光伏产业研究所研究员江华看来，当前我国光伏发电最核心的障碍还是光伏并网难，解决问题仍需从国家层面上推行电力机制改革，确定独立的输、配电价，还原电网企业的输、配电功能，使垄断业务与竞争性业务分离，电力调度机构与盈利主体分离，进一步加强政府监管，实现电网的公平开放、公平接入，给可再生能源一个适宜的发展环境。与此同时，智能电网的建设要提速，从技术上加大并网的可能。
因为目前光伏发电总量较小的原因，个人分布式光伏发电站并网已有实践证明了可行性，但一旦光伏发电规模扩大至一定程度，体制弊端带来的隐患将集中爆发。
去年10 月，国家电网公司了《关于做好分布式光伏发电并网服务工作的意见》。
