光伏电站施工总结范例6篇

光伏电站施工总结

光伏电站施工总结范文1

2016年以来,我市积极响应中央扶贫政策,切实落实新时期扶贫开发战略,按照省委、市委的重大决策部署,结合我市实际情况,高位推动,担当作为,在全市各县区开展了一系列光伏扶贫工作。目前该项工作取得了不错的成绩,其中莲花县光伏扶贫工作更是在全省2017年光伏扶贫扩面工程视频会议上得到了省领导的点名表扬。现就近三年我市开展光伏扶贫的情况调研汇报如下:

1.光伏发电背景情况介绍

1.1光伏发电的气象及技术因素影响

当地的光照时间:在太阳电池组件的转换效率一定的情况下,光伏系统的发电量是由太阳的幅射强度决定的。光伏系统对太阳辐射能量的利用效率只有10%左右。

温度特性:温度上升1℃,晶体硅太阳电池:最大输出功率下降0.04%。为了避免温度对发电量的影响,应该保持组件良好的通风条件。

采光板的面积和材料性能:太阳能光伏电池主流的材料是硅,因此硅材料的转化率一直是制约整个产业进一步发展的重要因素。硅材料实际转化率为15.5-16.8%左右。

采光板的仰角和朝向:关系到太源光辐射量。

太阳能电池板组件的综合效率:包括线损、组合损失、控制器效率、逆变器效率。

表面上的遮挡物:电站的灰尘损失可能达到6%,组件需要经常擦拭。

1.2全国、我省、我市光伏发电水平对比

太阳能资源最有利于光伏发电的城市位于西藏的日喀则,日喀则市地处中国西南边陲、平均海拔在4000米以上。太阳辐射强,日照时间长,年平均日照时间达3300小时;1KW年发电量能达到全国最高的1906度。

江西省年平均日照时数约为1700小时,处于太阳能资源较少的III类资源区,各设区市1KW年发电量大致在1050度上下浮动。最高的为上饶,1KW年发电量约1084度。

我市年平均日照时间为1600小时,1KW年发电量约为960度。

1.3光伏发电扶贫项目扶贫示范地区及相关数据

安徽省金寨县从2014年光伏扶贫“试验田”,到光伏扶贫“示范县”,作为红军的摇篮、将军的故乡,金寨县为安徽乃至全国光伏扶贫提供了可复制、可推广的样板,光伏扶贫被列为全国精准扶贫十大工程之一。全国先后有20余省90多个县考察团到金寨,学习借鉴金寨光伏扶贫的成功经验。

金寨县作为全国光伏扶贫的试点县,有218个行政村安装了光伏电站,每村建设规模60千瓦,每村每年靠发电能收入6.5万元以上。全县有8700个贫困户安装光伏发电设备,每组设备由投入2.4万元的12块光伏板组成,但贫困户只需投入8000元,每年即可产生3000元并网发电收益。

预计测算,通过光伏扶贫,到2020年实现全县贫困户家庭年均增收5500元以上,受益贫困村集体年均增收11万元左右。

 

2.我市光伏扶贫项目概况

2.1资金来源形式

各县区根据自身实际情况和实施条件,目前我市光伏扶贫存在着三种出资形式:

(1)全额政府出资:由县级统筹融资+扶贫专项资金的形式。(安源区、芦溪县)

(2)政府出资+银行贷款的形式。(莲花县)

(3)政府出资+企业入股的形式。(湘东区、上栗县)

2.2安装形式

(1)户用屋顶光伏电站:以户为单位,在屋顶安装分布式光伏电站,安装容量为5KW。(莲花县)

(2)村级光伏电站:以村为单位的地面光伏电站,安装容量为100KW。(安源区、湘东区、上栗县、芦溪县、莲花县)

(3)集中式光伏电站:大型地面集中式光伏电站,我市目前仅湘东区有一个,安装容量为10000KW。(湘东区)

 

2.3项目基本情况

县区

光伏电站

概况

招标形式

受益贫困户数

户均增收/年(估算)

安源区

已建成60个村级电站;

1个电站在建

公开招标

1229户

737元

湘东区

已建成6个村级电站和1个集中式电站

邀标

563户

2302元

莲花县

已建成5922个户用电站;

120个村级电站在建

公开招标

5922户

2600元

上栗县

已建成19个村级电站

邀标

575户

1321元

芦溪县

已建成14个村级电站;

14个电站在建

邀标

444户

1665元

2016年10月-2018年8月,我市光伏扶贫累计建成装机容量为45.61MW,累计发电量5256.1万度,扶助贫困人数8386户,户均增收2277元。 

2.4项目收益资金分配

除芦溪县外,各县区均已制定了《光伏扶贫项目收益资金分配管理办法》,明确了收益分配的原则、资金分配使用方向、结算管理程序和监督办法。

2.5光伏电站运维情况

光伏扶贫的目的是通过建设光伏扶贫电站,长期稳定发电,为贫困村集体和贫困户提供长期、稳定的收入来源,助力脱贫工作。为实现这一目的,光伏扶贫电站不仅要规划好、建设好,更要运营好、维护好。下一阶段要将工作重心从项目管理转到运营管理上,健全相关制度,落实责任主体,把光伏扶贫电站运营管理作为一项长期工作来抓,为扶贫工作做出更加有效的贡献。

莲花县在全省率先完成了国家下达的第一批光伏扶贫项目建设计划,一直走在前列。为保证光伏电站发电系统安全、经济、高效运行,莲花县在我市率先成立了光伏运维中心,以政府购买服务的形式,为每个电站安装了智能监控系统,为每户贫困户制订并下发了《光伏户用电站维护管理手册》和《光伏扶贫明白卡》,上面印有运维中心工作人员的电话,保证24小时通畅,确保了贫困户随时有问题,随时能接听电话并解决问题,并且对户用集中电站的操作人员进行了集体培训。使其了解和掌握光伏发电系统的基本工作原理和各设备的功能,并要达到能够按要求进行电站的日常维护工作,具有能判断一般故障的产生原因及能解决的能力。在成立运维中心后,电站跳闸、发电量偏少的情况得到有效解决,户均年发电量从4500度上升至5200度。

我市将莲花县成立光伏运维中心的模式向其他县区进行推广,组织各县区到莲花县学习光伏电站运维的经验和管理,并集中对电站的操作人员进行了集体培训。

 

3.目前存在的问题及整改情况

3.1招标程序

关于部分县区邀标的说明:湘东区、芦溪县、上栗县光伏扶贫项目工程均采用邀标的形式建设,根据《江西省人民政府关于印发江西省脱贫攻坚工程项目“绿色通道”实施方案的通知》(赣府字〔2017〕50号)文件内容,施工单项合同估算价在200万人民币以下的,可以采取邀标的形式,这几个县区的招标程序上是合规的。

2017年莲花县光伏扶贫工程共完成了3104户户用电站的安装,共33个地面集中安装点。33个集中安装点的电力配套设施项目没有进行招投标且未通过财政评审与政府采购程序,直接由国网公司承建,其主要原因有:一是时间紧。按照国家能源局文件精神,2017年光伏扶贫工程必须在6月30日前完工,且并入国家电网正常运行,才可享受0.98元/度电的电价补贴。二是任务重。该项目于2017年4月26日开工建设,距2017年6月30日仅有两个月的时间。如电力配套设施按正常招投标程序进行,其中挂网时间至少20天,中标公示时间7天,剩下不到一个月的时间难以完成33个点的电力设施安装。三是便于维护。电力设施的后期运维全部由国网电力公司承担,由国网公司承建该电力配套设施项目便于后期的管理和维护。

鉴于以上原因,莲花县人民政府召开县政府常务会议,集体讨论通过并下发抄告单,决定由莲花县国网电力公司承建2017年莲花县光伏扶贫的电力配套设施项目。在工程完工后,县财政局、县发改委、县公共政务局对项目进行了集体评审。在三部门对项目使用材料进行了联合询价,因国网公司资金紧缺,该项目拨付了500万元材料款,但未支付工程施工款项,所有尾款须审计部门出具审计报告后再结算。

整改措施:要求县审计、纪检部门对该项目出具审计报告,将严格按照审计结果进行资金结算

3.2少部分贫困户用电站电费拨付不及时

莲花县由于初期填报国扶系统时间紧,任务重,国网公司和银行把贫困户的身份证号码及开户售电卡号没逐一对上,造成少部分农户的电费没有及时发放。

整改措施:一个月内将发放失败的名单已分五次全部发放成功,没有截留一分钱,并有拨付票据佐证。建立有效的各部门协调沟通机制,确保高质量推动精准扶贫工作,在补贴发放工作中确保不再出纰漏。

3.3光伏办成立初期财务账目不规范。

因2016年莲花县光伏办成立后没有专职会计,只是由农业银行工作人员代管做账,人员工作责任心不强,造成初期财务做流水帐。

整改措施:鉴于这种情况,莲花县光伏办于2017年3月初聘请了一个专职会计,对前面的流水账已全面规范做账。 

4.下一步工作建议和措施

4.1积极争取国家补贴尽快发放到位

多个县区反映,由供电公司负责的上网电费已经按月全部按程序结算到位;国家补贴部分,各县区按照要求已经在国家能源系统网站申报,自并网以来,分布式、集中式地面电项目目,因国补补贴不能及时到位,发放给贫困的补助收益也因此受到影响。争取纳入国家补助目录是光伏扶贫项目取得成效的重要保障,同时及时发放电费补助给收益贫困户也是光伏扶贫的最终目的,主管单位要积极与省里沟通,尽早让贫困户补贴及时发放。

4.2紧跟政策导向,不断探索光伏扶贫发展新模式

    我国光伏扶贫产业政策目前已进入调整期,光伏补贴持续下调。主管单位需要紧跟政策导向,适应市场发展形势,不断探索光伏扶贫的有效路径,为我市决胜脱贫攻坚作出应有的贡献。

光伏扶贫工作调研报告二

光伏扶贫,作为精准扶贫的创新应用模式,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、集体项目脱贫的贫困村,具有十分其重要的意义。为更好地推进光伏扶贫项目建设,我委深入南郑、城固等8个县区,对光伏扶贫工作进行了一次专题调研。

一、光伏扶贫的政策背景和重要意义

2016年以来,党中央、国务院多次发文,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。期间到安徽金寨、宁夏永宁、河北张北等地视察光伏扶贫工作,对光伏扶贫工作给予了充分肯定。光伏发电清洁环保,技术可靠,收益稳定,把应对气候变化、低碳发展与扶贫攻坚结合起来,在光照资源条件较好的地区均可实施。既适合建设户用和村级小电站,也可以结合种植经济作物、观赏等开展多种“光伏+”应用,光伏扶贫是一种“授人以渔”的扶贫政策,将扶贫资金投入建设光伏电站,将电站的赢利作为增加村集体收入、增加农民持续稳定收益的来源,受益期长达25年。光伏扶贫受益面广、收益期长、获得感强,是资产收益扶贫的一种重要方式。光伏扶贫符合国家精准扶贫战略、国家清洁低碳能源发展战略,也对汉中打赢脱贫攻坚、保护青山绿水、实现乡村振兴具有多重效益。

二、我市光伏扶贫的基本情况

汉中属于温带季风气候,依据陕西省太阳能丰富度评估及年峰值日照时数分布状况,年日照总时数为1200~1700小时,属太阳光照三类资源区,可以适度发展光伏发电项目。截至2018年底,全市8个贫困县(其中深度贫困县2个),建档立卡贫困人口总数为6.5万户15万人,贫困村518个(其中深度贫困村100 个),贫困面积大、贫困人口多。

截止2018年9月,全市在南郑、城固、勉县、宁强、略阳、镇巴、佛坪7个县区累计建成光伏扶贫电站33个,并网发电规模为40.035兆瓦,发电量超过1359万千瓦,每个贫困村每年至少增收5万元。预计到今年年底,全市将新建成关联2877户贫困户、总投资9744万元、总装机规模为11.86兆瓦的村级光伏扶贫电站39个。

2019年起,全市计划新建84个村级光伏扶贫电站,总装机规模46.81兆瓦、总投资3.5亿元,涉及南郑、洋县、勉县、宁强、镇巴、佛坪6个县区。并网发电后,将带动约1.1万户贫困户增收,为壮大我市约150个贫困村集体经济做出贡献。

三、光伏扶贫项目的发展优势和投资收益分析

光伏扶贫项目,将光伏发电与精准扶贫结合起来,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。

(一)光伏工程的发展优势

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,让许多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较大,目前,二氧化硫、氮氧化合物等污染物质的排放,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废弃物,也不会产生噪声污染。

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。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,改善生产生活条件。

(二)光伏电站的收益预测

光伏扶贫电站,具备经济收益的短期性和经营风险的可控性的优点,其发电收益全部用于扶贫,可用以开展公益岗位扶贫、小型公益事业扶贫、奖励补助扶贫等。国家对于光伏电站的补贴年限为20年,收益持续时间长、收益较稳定。

按每户贫困户估算,一次性投资3至5万元,1至3个月施工周期,建成后仅需简单维护,以后每年收益0.3-0.5万元,持续20-25年。按照建设规模估算,1兆瓦的村级光伏扶贫电站700万元左右成本,占地约30亩,每年运维费用8万元,光伏电站运营期预计为25年(其中享受国家补贴电价20年),预计8年左右收回成本,合计总收益1216万元,投资回报516万元。 

利用光伏电站的土地,采取农光互补扶贫方式,建设农光互补大棚,种植经济作物,农户通过深加工农产品、劳动技能培训、开展配套的三产服务业、电站维护维修等,从而获取更多的附加收入。光伏扶贫电站年发电收益,加上光伏电站地面种植的经济作物收益,将远高于该土地原收益。如略阳县光伏扶贫电站统筹优化光伏场区布局,使用新型光伏组件支架,采用单板组件安装技术,满足光伏组件安装及农业机械化操作的要求,实施“光伏+农业”工程。引进艾草、钙果、羊肚菌等一批特色产业,地上光伏,地下农业,提高土地综合利用率,实现叠加收益。

四、主要建设模式与成功案例

我市通过建立农业专业合作社、贫困村、贫困户利益联结机制,使光伏扶贫成为我市村集体增收和贫困户脱贫的新兴产业。目前主要建设模式有四种。

一是村级电站。在具备光伏扶贫实施条件的地区,利用政府性资金投资,其产权归村集体所有,全部收益用于扶贫。村级扶贫电站规模,根据帮扶的贫困户数量,按户均5千瓦左右配置,最大不超过7千瓦,单个电站规模原则上不超过300千瓦,具备就近接入和消纳条件的可放宽至500千瓦。光伏扶贫对象为列入国家光伏扶贫实施范围的建档立卡贫困村的建档立卡贫困户,优先扶持深度贫困地区和弱劳动能力贫困人口。

二是联村电站。以镇、村为单位,通过集中建设、统一运营管理,解决每个贫困村建设一个光伏电站运营管理不专业、维护不到位的问题。略阳县在黑河镇高家坎村、黑河坝村、接官亭镇何家岩社区、金家河镇惠家坝村建设4个联村电站,总装机规模20兆瓦,覆盖95个建档立卡贫困村8216户,既实现了土地集约节约利用,又降低了建设和运营成本。村级联建电站外送线路电压等级不超过10千伏,建设规模不超过6000千瓦。

三是异地建设。光伏扶贫电站,原则上应在建档立卡贫困村按照村级电站方式建设,在完成深度贫困村和贫困村建设不大于500千瓦的光伏发电站的建设基础上,对非贫困村根据当地实际情况,确有必要并经充分论证可以联建方式建设村级电站。

四是易地扶贫安置点配建。把扶贫搬迁与光伏扶贫产业发展同步谋划、同步建设,利用安置房屋顶为搬迁户按户均5千瓦左右配置,最大不超过7千瓦的标准配套光伏发电项目。

五、存在的突出问题

光伏扶贫,实现了改善贫困户生活条件和充分利用自然资源的统一,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、政策性和持续性等潜在问题,值得高度关注。

(一)收益过于依赖补贴。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,另一方面主要依赖国家财政持续性的高额补贴和高标准的上网电价,在没有各类财政补贴政策的情况下,光伏发电站的投资收益将大幅下降,收回建设资本的周期将大幅延长,这种脱离市场的盈利手段,受政策影响太大,并不具有经济上的可持续性和市场上的强竞争性。

(二)补贴发放不及时。我市33个光伏扶贫存量电站中仅宁强县青木川村,一个195千瓦村级光伏扶贫电站纳入国家补贴目录,该项目2017年10月27日并网发电,至今未获得国家补助资金。国家光伏扶贫电站可再生能源补贴的发放运作周期长,造成光伏扶贫成效见效慢,光伏红利未能及时释放,一定程度上影响了各县区建设光伏扶贫项目的积极性。

(三)后期监管有待加强。运行维护存在隐患。调研中发现少数光伏电站管护人员没有经过系统技术培训,缺少管护的专业技能,维护不到位,影响发电收益,存在安全隐患。

六、产业扶贫的科学规划与合理路径

认真总结推广近年来我市光伏扶贫的成功经验,破解当前光伏扶贫工作中的难题,及时关注中省光伏扶贫政策,扎实地做好今后光伏扶贫推进工作,让光伏扶贫产业项目成为贫困村、贫困户脱贫增收的硬支撑。

(一)因地制宜,规划先行。经过实地调查,根据贫困地区的实际情况量体裁衣,在满足日照条件的适宜贫困地区推广光伏发电扶贫。各县区政府牵头,会同发改、扶贫部门,以县为单元编制光伏扶贫实施方案。实施方案应包括光伏扶贫项目的目标任务、扶持的贫困人口数、项目类型、建设规模、建设条件、接网方案、资金筹措方案、运营管理主体、投资效益分析、管理体制、收益分配办法、组织保障措施。实施方案要做到项目与扶贫对象精准对接,运营管理主体明确,土地等项目建设条件落实,接网和并网运行条件经当地电网公司认可。

(二)精准扶贫,有效脱贫。光伏扶贫项目要与贫困人口精准对应,以县区为单元,调查摸清扶贫对象及贫困人口具体情况,包括贫困人口数量、分布、贫困程度等,确定纳入光伏扶贫范围的贫困村、贫困户的数量并建立名册,建立光伏扶贫人口信息管理系统,以此作为实施光伏扶贫工程、明确光伏扶贫对象、分配扶贫收益的重要依据。建立光伏扶贫收益分配和监督管理机制,确保收益分配公开透明和公平公正。根据扶贫政策、贫困人口数量和布局确定项目建设规模和布局,保障贫困户获得长期稳定收益项目收益瞄准贫困村、贫困户,收益真正用以开展公益性岗位扶贫、小型公益事业扶贫、奖励补助扶贫等。

(三)政策多变,认真研读。近三年来,中省各部门关于光伏扶贫政策,出台相关政策数量多、政策调整快、频率高,光伏扶贫项目收益对国家政策和补贴依赖度高,加之部分县区、部门领导干部对中省光伏扶贫政策学习不深不透甚至不关注,导致项目建设实施与国家政策、申报计划要求有出入,具备建设条件的项目难以真正落地,建成并网发电的项目难以获得国家补贴。建议各县区待国家批复我市光伏扶贫项目计划、2019年光伏扶贫电站政策、扶贫电价明朗后,严格按照中省政策要求,在有条件的贫困村建设村级电站,协调电力企业对村级光伏扶贫电站优先入网,上网电量全额收购,切实加强扶贫光伏项目的监管,确保光伏扶贫项目发挥效益,带动贫困户就业增收。

(四)强化管理,统筹协调。市级光伏扶贫相关部门按照精准扶贫精准脱贫工作部署,做好光伏扶贫工作的指导和服务对接,协调落实中省相关扶持政策;各县区制定具体实施方案、光伏扶贫收益分配管理办法,落实项目建设资金,组织项目建设,做好项目运行维护管理。同时加快农村电网设施改造升级,要完善电网发展规划,加大对贫困地区农村电网改造工作力度,将贫困村优先纳入农网改造升级计划,解决村变电站接入容量小等问题,确保各乡村具备开发建设光伏扶贫项目的基础条件,改善农村电网质量,降低线路损耗,提高输送电量,使电网接入能力与光伏扶贫项目建设需求相匹配。各县区各部门要切实增强责任意识、担当意识,强化统筹协调,加强光伏扶贫信息统计基础工作,建立光伏扶贫项目定期协调制度,及时解决光伏扶贫推进中的问题,形成强有力的工作合力,促进光伏扶贫的健康发展。

(五)谋划发展,苏陕协作。我市主要为国家深度贫困县和国家贫困县,经济实力薄弱,扶贫领域面宽,资金紧缺,光伏扶贫仅依靠当地政府全额投资不切合实际,且补贴指标迟迟不能下达,投资压力巨大,融资成本过高。中省明确村级光伏扶贫电站的建设资金由各地根据财力可能筹措资金建设,包括各级财政资金以及东西协作、定点帮扶和社会捐赠资金,光伏扶贫电站不得负债建设,企业不得投资入股。充分利用苏陕协作资金,解决光伏发电站建设资金瓶颈。引入江苏省先进农业企业来汉,借鉴其他地市苏陕协作项目合作模式,实施“光伏+农业”现代光伏农场工程。如在光伏板下统一种植高附加值的经济作物或者中药材,采用新技术统一管理、加工和销售农产品,实现高品质叠加收益,积极探索创新具有汉中特色的光伏扶贫产业经验。

光伏扶贫工作调研报告三

光伏扶贫是贫困地区、贫困户脱贫的重要方式,是我市发展特色产业扶贫的重要项目。为更好地推进光伏扶贫项目建设,市扶贫办组织调研小组对我市脱贫攻坚光伏扶贫工作开展了一次专题调研,深入7个县(市、区),采取实地查看和书面调研相结合的方式,撰写了本调研报告。

一、光伏扶贫的政策背景和重要意义

光伏发电清洁环保,技术可靠,收益稳定,把应对气候变化、低碳发展与扶贫攻坚结合起来,实现可持续的绿色增收减贫模式。把光伏扶贫作为资产收益扶贫的重要方式,既符合国家精准扶贫战略,又符合国家清洁低碳能源发展战略。2016年以来,党中央、国务院多次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。多次到安徽金寨、宁夏永宁、河北张北等地视察光伏扶贫工作,对光伏扶贫工作给予充分肯定。光伏扶贫作为精准扶贫的创新应用模式,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5万元/年以上的贫困村脱贫出列具有极其重要的意义,同时也是无劳动能力贫困群众脱贫增收的重要途径。

二、我市光伏扶贫的基本情况

2016年,我市出台了《荆门市光伏扶贫工程实施方案》、《荆门市人民政府关于加强荆门市光伏产业管理的通知》,对210个贫困村每村利用村部建筑物、荒山荒坡、农业大棚或设施农业等建设装机规模不少于50千瓦、年发电量不少于6万度、年发电收入达到5万元以上的小型光伏发电站,帮助有意愿且符合条件的建档立卡贫困户利用自家屋顶或空闲地安装不少于3千瓦的户用分布式光伏发电系统。通过光伏扶贫,确保在20-25年内每年为贫困村和贫困户提供稳定的现金收入。截止2017年底,全市共投入资金1.87亿元建成村级光伏电站362个,对210个贫困村全覆盖,并网发电规模23139千瓦,发电量超过1832万千瓦,每个贫困村每年至少增收5万元。

三、主要做法与成效

(一)市级指导,县(市、区)落实。市级按照精准扶贫精准脱贫工作部署,对光伏扶贫工作进行指导和服务对接,协调落实国家和省里的相关扶持政策;各县(市、区)制定具体实施方案、光伏扶贫收益分配管理办法,落实项目建设资金,组织项目建设,做好项目运行维护管理。210个重点贫困村都策划了村小型光伏电站和户用分布式光伏发电系统项目。

(二)政府为主,合力推进。市、县(市、区)两级政府统筹扶贫政策、分布式光伏政策及相关税收、价格、金融及电网服务政策,全力支持光伏扶贫工程。一是协调发改、财政、国土、扶贫、环保、住建、农业、林业、移民、供电等行业部门组成光伏扶贫绿色通道,提供一站式服务,确保了光伏产业扶贫项目权威性、公益性、实效性。二是把资金筹措作为实施光伏产业扶贫的关键,通过政府、市场、社会三方合力筹资,整合专项扶贫资金、部门资金和社会捐赠资金,解决光伏发电站建设资金瓶颈。贫困村小型光伏电站建设资金,通过统筹专项扶贫资金、部门结余资金、企业帮扶资金及社会捐助资金解决。贫困户光伏发电系统所需资金通过财政专项资金、小额信贷等途径解决。钟祥市丰乐镇整镇“企业+贫困村+贫困户+扶贫资金”的模式,实施光伏扶贫,贫困村、贫困户将扶贫资金、小额信贷作为资本金入股,由钟祥市北湖观光伏发电有限公司作为经济实体以市场化的方式经营,贫困村、贫困户与企业共建经营主体,企业负责市场经营与管理,贫困村、贫困户参与分红,真正实现了由扶贫资金到户到人向扶贫收益到户到人的巨大转变。三是鼓励市场主体、社会力量通过捐资或捐赠设备等方式,积极参与光伏扶贫行动,协力解决分布式光伏发电设备及资金问题。

(三)试点带动,以村带户。各地分别选择条件好的村先行试点,通过示范带动全市贫困村光伏产业扶贫。通过在210个贫困村全面建设小型光伏电站,带动建档立卡贫困户建设户用分布式光伏发电系统,村户同步推进,形成规模化光伏产业。贫困村小型光伏电站发电收益归贫困村或贫困村贫困户所有,贫困户户用分布式光伏发电项目发电收益归贫困户所有。实施光伏扶贫工程后,贫困村每年最少增收5万元,贫困户每年最少增收3000元。

(四)规范实施,保障质量。各县(市、区)政府按照实施方案和年度计划,通过招投标方式在省编制的光伏扶贫企业库和设备库中确定承建企业、主要设备,组织项目建设、协调服务、技术培训、竣工验收、信息报送、收益分配等工作,确保光伏扶贫工程质量。各乡镇政府统一组织实施,贫困村与项目施工单位签订项目建设协议。乡镇政府及村委会负责落实建设用地、协助办理手续、协调矛盾纠纷、提供施工条件、落实日常监管措施等工作。

四、主要建设模式

我市通过建立企业、贫困村、贫困户利益联结机制,使光伏扶贫成为我市村集体增收和贫困户脱贫的主导产业。目前主要是建设模式有四种。

一是村户统建。针对重点扶持“三无”贫困户(无劳动力、无资源、无稳定收入来源),帮助他们与村级光伏电站一同建设光伏项目,按照比例进行收益分配。

二是多村联建。以县、乡为单位通过集中建设、统一运营管理,解决每个贫困村建设一个光伏电站运营管理不专业、维护不到位的问题。沙洋县、漳河新区联建集中式光伏电站、钟祥市丰乐镇整镇联建,既实现了土地集约节约利用,又降低了成本。

三是向非贫困户村扩建。在完成210个重点贫困村50KW以上光伏发电站建设任务的基础上,对非贫困村也同样实施光伏扶贫项目,东宝区已经实现了全区所有行政村都建设有光伏发电站。

四是易地扶贫安置点配建。把扶贫搬迁与光伏扶贫产业发展同步谋划、同步建设,利用安置房屋顶为搬迁户按3千瓦的标准配套光伏发电项目,每年户均可增收3000元。

五、存在的突出问题

(一)运行维护存在隐患。调研组发现少数光伏电站管护人员没有经过系统技术培训,缺少管护的专业技能,维护不到位,光伏电站光伏板灰尘无人清洗,周边树木清理不到位,影响发电收益,存在安全隐患。甚至个别贫困村的光伏组件已出现破损情况,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,光伏电站的收益将受到严重影响。

(二)收益过于依赖补贴。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,光伏发电站的投资收益将大幅下降,收回建设资本的周期将大幅延长。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。

(三)补贴发放不及时。补贴的发放运作周期长,造成光伏扶贫成效见效慢,光伏红利未能及时释放,一定程度上影响了贫困户接受光伏扶贫的积极性。

(四)后期监管有待加强。无论是政府投资还是企业投资,如果监管不好,很容易出现企业进来套现、套完就跑的现象。可能留下一堆劣质项目,未来无法获得预期的收益,达不到预期的扶贫效果。

六、推进我市光伏扶贫发展的对策建议

要认真总结推广近年来我市光伏扶贫的成功经验,破解当前光伏扶贫工作中的难题,扎实地做好2018年光伏扶贫推进工作,让光伏扶贫产业项目成为贫困村、贫困户脱贫增收的硬支撑。

(一)强化光伏扶贫项目统筹协调。光伏扶贫相关部门要切实增强责任意识、担当意识,强化统筹协调,加强光伏扶贫信息统计基础上报工作,建立光伏扶贫项目定期调度制度,及时解决光伏扶贫推进中的问题,形成强有力的工作合力,促进光伏扶贫的健康发展。

(二)加大资金投入力度。光伏扶贫针对的群体是无集体经济收入或集体经济薄弱、资源缺乏的建档立卡贫困村和无稳定收入来源贫困户,资金筹措是影响项目落地的关键因素。建议国家、省、市加大光伏扶贫资金支持力度,在多方筹集光伏扶贫财政支持资金同时,金融机构要落实好金融扶贫政策,进一步做好光伏扶贫小额信贷。

(三)提高光伏扶贫补贴。国家补贴是光伏扶贫项目收益的重要支撑,应加大光伏扶贫电价补贴力度,开辟光伏扶贫电价补贴及优惠绿色通道,保障项目的顺利运营。优先将光伏扶贫项目的补贴需求列入年度计划,优先确保光伏扶贫项目按月足额结算电费和领取国家补贴资金。适当提高补贴额度,加大政策优惠力度,促进项目市场化发展,使贫困村、贫困户长久获益。

(四)加快农村电网改造升级。农村电网设施改造升级是推动光伏扶贫产业发展的助力因素。要完善电网发展规划,加大对贫困地区农村电网改造工作力度,将贫困村优先纳入农网改造升级计划,解决村变电站接入容量小等问题,确保各乡村具备开发建设光伏扶贫项目的基础条件,改善农村电网质量,降低线路损耗,提高输送电量,使电网接入能力与光伏扶贫项目建设需求相匹配。

(五)完善光伏扶贫后续工作。一是完善收益分配机制。光伏扶贫因涉及不同投资主体,收益分配也各不相同,各地应从实际出发建立光伏扶贫收益分配机制,确保贫困村、贫困户收益。二是加强运维管护。各地要优选专业光伏运维企业,承担光伏电站的运营管理和技术服务,确保光伏项目长久稳定运行。

光伏扶贫工作调研报告四

根据我办关于开展“大研讨大行动活动”调研的通知,近期,省办开发指导处联合海南省可再生能源协会对我省脱贫攻坚光伏扶贫工作开展了一次调研,通过深入六个市县,走访光伏帮扶户和书面调研相结合,撰写了光伏扶贫专题调研报告。

一、光伏扶贫的政策背景

为深入贯彻落实关于推进能源革命战略和党中央、国务院关于打赢脱贫攻坚战的重大部署,2014年10月,国家能源局联合国务院扶贫办了《关于印发实施光伏扶贫工程工作方案的通知》文件,标志着光伏扶贫在我国正式走向轨道。

2016年1月,国家能源局《关于印发加快贫困地区能源开发建设推进脱贫攻坚实施意见的通知》,要求进一步做好能源扶贫工作,落实包括精准实施光伏扶贫工程在内的六大重点任务。2016年3月,国家发改委、国务院扶贫办、国家能源局、国家开发银行、中国农业银行联合了《关于实施光伏发电扶贫工作的意见》,要求在现有试点工作的基础上,继续扩大光伏扶贫的实施范围,在全国具备光伏建设条件的贫困地区实施光伏扶贫工程。

近几年来,多次到安徽金寨、宁夏永宁、河北张北等地视察光伏扶贫工作,对光伏扶贫工作给予充分肯定。

可见,光伏扶贫作为精准扶贫的创新应用模式,已经获得国家层面的高度认可。光伏发电清洁环保,技术可靠,收益稳定,把应对气候变化、低碳发展与扶贫攻坚结合起来,实现可持续的绿色增收减贫模式,把光伏扶贫作为资产收益扶贫的重要方式,既符合国家精准扶贫战略,又符合国家清洁低碳能源发展战略。

二、海南光伏扶贫发展基本情况

(一)我省实施光伏扶贫的资源优势和重要意义

我省位于中国最南端,北回归线以南,属低纬度地区,海南岛中西部沿海地区辐射条件好,年辐射量均≥1500kWh/m2,日照时数长,部分地区年日照小时数大于6小时天数>200天,其中东方可达到250天。根据中华人民共和国气象行业标准QX/T89-2008《太阳能资源评估方法》,海南岛大部地区(除中部部分地区)太阳能资源丰富程度等级为资源很丰富,部分地区等级为资源最丰富,太阳能资源利用价值非常高。具有发展光伏发电的资源优势条件。

我省发展光伏发电的不利因素是,由于海南本岛地处南海北部台风走廊,容易受台风侵袭,特别是西沙和海南本岛东部沿海地区,另外,高温、高湿、高盐雾腐蚀对光伏发电器件也有一定影响。

在我省开展光伏扶贫,引领贫困农民沐浴灿烂阳光,是精准扶贫、精准脱贫的重要措施和抓手;既有利于提高我省光伏发电市场份额,促进能源结构更加优化;又有利于实施产业扶贫,推进新农村建设,保障贫困人口稳定增收,实现扶贫开发由“输血式扶贫”向“造血式扶贫”的转变,是实现可持续减贫的有效途径和重要手段,可谓一举多得。

(二)我省光伏扶贫的基本情况

2016年9月,省发展改革委和省扶贫办印发了《海南省实施光伏发电扶贫工作方案》,对我省推进光伏扶贫的工作目标和原则、实施范围及规模、主要工作任务、组织实施等提出了具体要求。在各有关市县的积极推动下,光伏扶贫取得了一定成果,有力地促进了各地的脱贫攻坚工作。

我省目前各市县光伏扶贫的主要模式有三种:户用型电站,主要利用帮扶贫困户自家屋顶或院落空闲地建设,一般光伏发电装机容量在3千瓦到5千瓦,帮扶贫困户每年可获得3000元左右的收益,这是光伏扶贫的主要模式;村级(或联户型)电站,主要利用村委会、敬老院、乡村学校等公共建筑屋顶建设,装机容量在10千瓦到60千瓦不等,发电收益在特定帮扶贫困户和村集体分配;集中型光伏扶贫电站,主要利用政府公共建筑屋顶或农村闲置未利用地等建设,装机容量在几百千瓦到数兆瓦,从光伏发电总收益中拿出一定比例分配给所确定的贫困户,其他收益归项目投资人。

据我们的初步统计:

2016年全省有9个市县实施了光伏扶贫项目,完成光伏装机容量为3943.61千瓦,户用型屋顶电站1159户,村级(联户)型光伏电站14个,完成投资额为3291.67万元。光伏扶贫受益贫困户871户,4467人,分市县完成情况见附表一。

2017年,实施光伏扶贫的市县增加到16个,已经建成的、正在实施的和计划今年底前建成的光伏扶贫项目装机总容量为33015.1千瓦,新增户用扶贫电站3448户,村级(联户)型光伏电站60个,投资额为29920.29万元,新增光伏扶贫受益贫困户5740户,22276人。分市县完成情况见附表二。

总起来看,数据显示出光伏扶贫已经成为我省大多数市县政府推进扶贫攻坚的重要抓手和重要措施,发展势头良好。

(三)值得肯定的做法:

1、领导重视、政府主导是推进光伏扶贫的关键。

琼中黎族苗族自治县、陵水黎族自治县、白沙黎族自治县、五指山市、儋州市、三亚市、海口市等市县都将光伏扶贫列入政府主要议事日程,分别制定了光伏扶贫试点方案或实施方案,成立光伏扶贫工作领导机构,主要领导或分管领导亲自抓,以政府为主导,推进了光伏扶贫的实施。琼中黎族苗族自治县把光伏扶贫列为“十二个一批扶贫工程”之一,2016年先行选择在8个乡镇的125户(贫困户80户)试点,之后,又推广了477户(贫困户278户),2016年累计光伏发电装机容量1878千瓦,受益贫困户364户,2352人。今年,又继续在9个乡镇的500户(建档立卡贫困户300户)和5个行政村推广,项目建成后,光伏扶贫项目总装机达到4099千瓦(包括新农村整村推进),受益农户1102户,其中建档立卡贫困户664户。

陵水黎族自治县政府主要领导多次带领有关部门专题调研光伏扶贫,三次召开政府专题会议,研究推进光伏扶贫有关问题和政策措施,落实资金、项目审批提速、倒排工期,推进了光伏扶贫的快速实施。2016年5月,先行在隆广镇万岭村进行光伏扶贫进村试点。在此基础上,今年又在7个乡镇逐步推进,总投资5749.5394万元,已建成户用型光伏电站装机容量4212.02千瓦、村级联户电站340.52千瓦,总装机4552.54千瓦。受益贫困户1463户、6069人。

白沙黎族自治县是被国家列入光伏扶贫重点工程实施范围,该县相关部门统筹协调,密切配合。重点推进了集中型20兆瓦光伏扶贫电站建设。

五指山市明确了各成员单位的工作职责分工,确保了项目实施过程中各项任务有人抓、有部门管,保证了820千瓦集中型光伏扶贫电站的顺利实施、并网发电。并且在8月初先期已将光伏扶贫收益3000元/户拨付给200户建档立卡贫困户。

三亚市2016年共投入575.62万元分别在育才生态区、吉阳区、崖州区建设光伏扶贫项目,惠及贫困人口151户677人和5个已摘帽贫困村,光伏装机容量672.65千瓦。2017年,市政府召开常务会议、市长办公会议、部门联合会议等专题会5次,研究讨论了《三亚市光伏扶贫实施方案》,并印发实施。计划对2014、2015建档立卡贫困户中脱贫成效不显著、村集体经济薄弱的贫困村村委会和需要继续帮扶的巩固户实施光伏扶贫项目工程,助力建档立卡贫困户精准脱贫,持续发展,稳步致富。

2016年,东方市委、市政府先后专题召开了《研究江边乡老村整村光伏扶贫项目建设时序调研会》,研究部署了在老村整村推进建立59.85kw分布式光伏扶贫电站,两期投入扶贫资金和财政资金共285.318万元,为68户贫困户安装户用屋顶光伏电站。今年,市委、市政府又计划对3个整村推进贫困村打造光伏项目,计划投入资金728.08万元,拟建设182户光伏发电站,目前已建设完成165户,预计9月初全面完工,并网发电,预计辐射贫困户182户798人。

今年8月17日,海口市政府决定以11个整村推进村屋顶村级光伏扶贫项目为突破口,拟建设村级屋顶光伏项目 11  个,每个村级屋顶电站装机66千瓦,总装机规模711千瓦,覆盖建档立卡贫困户291户1271人。计划投资850万元,目前已将资金下达各区,项目已陆续全部开工建设。下一步待村级光伏扶贫项目实施评估后,视评估效果再开展屋顶户用光伏扶贫项目。

2、多方筹措资金,动员社会参与是实施光伏扶贫的基础。

两年来,我省多数市县政府统筹整合财政资金、产业扶贫、其它相关涉农资金,动员商业化投资企业、民营企业和社会力量捐助,参与光伏扶贫项目投资、建设。投入光伏扶贫的资金总额达3.2亿元。筹融资模式有以下几种:

⑴全部由企业投资,农户分成模式。

白沙黎族自治县引进海南隆基光伏新能源有限公司,由隆基光伏总投资14539万元,在邦溪镇南丁村建设20兆瓦生态农业光伏发电扶贫项目,每年从发电收益中拿出240万元,以资产收益扶贫方式用于异地扶贫,保障邦溪镇800个建档立卡贫困户每年可获得3000元收益。

海南天能电力有限公司投入250万元,在临高县调楼镇隆道村建设300千瓦扶贫电站。隆道村委会获得50%发电收益,预计25年可累计增收323.76万元,有98户432人贫困人口长期收益。

⑵全部由财政资金投入模式。

陵水黎族自治县结合贫困户危房改造实施光伏扶贫,由财政资金投入建设户用和村级扶贫电站,2017年已投入的财政资金达5750万元。

洋浦经济开发区投入582.5万元,其中包括中央财政扶贫资金150万元,省级财政扶贫资金170万元,本级财政扶贫资金262.5万元,光伏扶贫项目覆盖建档立卡贫困户197户,1051人。

文昌市采用全部由市财政资金出资建设,每户5千瓦户用型屋顶电站模式,覆盖公坡镇和冯坡镇2个镇建档立卡贫困户35户、149人,项目正在实施中。

⑶由财政资金、企业投资或社会捐助共同筹资。

儋州市光伏扶贫工作投入总资金533.96万元,其中财政资金405.84万元,占总投资76%;单位企业和社会出资128.12万元,占总投资24%。

五指山市是被列入国家光伏扶贫重点城市,2016年总投资835万元,其中,政府扶持资金650万,五指山水务公司出资185万元,利用市污水处理厂、生猪屠宰厂等4个单位的公共建筑屋顶建设了820千瓦单晶硅光伏电站,项目实施单位每年从发电收益中拿出60万元,由财政分配给特定的200户建档立卡贫困户,每户3000元/年。

我省还有一些党政机关、民间社会组织和企业,如省政府办公厅、省社保局、海南军区后勤保障局、省工商技术学院、琼中机关事务管理局、组织部、省光彩事业促进会、洋浦控股、海南英利公司等军地单位,纷纷筹措财力物力,积极参与扶贫攻坚战役。武汉银海置业有限公司向琼海市政府捐助100万元,用于建设长坡镇礼昌村90千瓦村级扶贫电站。

⑷公司+合作社+贫困户联合投资。

临高县和舍镇铺仔村光伏扶贫模式为户用型屋顶电站,按照125户规模设计,共需建设375千瓦光伏电站。为拓宽资金渠道,多途径筹措资金,项目采用“公司+合作社+贫困户”模式,总投资357万元,其中铺仔村委会利用贫困户小额信贷产业扶贫资金投入250万元(占投资总额70%),河南兆玺新能源科技有限公司投资资金107万元(占投资总额30%),项目产生收益双方按照投资比例进行分配,铺仔村委会贫困户125户583人从光伏扶贫项目受益。临高县扶贫办已经印发了《临高县扶贫小额信贷风险补偿金管理暂行办法》,各个商业银行相继对贫困户、贫困村开展小额贷款相关工作

⑸由财政资金为主、贫困户以小额贷款方式出资。

三亚育才生态区光伏扶贫项目户用型项目建设资金是由每户贫困户小额贷款出资3000元,剩余部分由市扶贫财政资金支付,发电收益归贫困户所有;村级电站资金来源于市级扶贫资金。

琼中黎族苗族自治县户用型光伏屋顶电站,采用政府投资和贫困户自筹、企业让利和免费运维模式,2016年试点项目,户用光伏系统3.12千瓦,政府财政资金2.35万元/户,贫困户自筹0.2万元(银行小额贷款,政府全额贴息);2016年推广项目,政府财政资金补贴1.95万元/户,贫困户自筹0.6万元(银行小额贷款,政府全额贴息),贫困户自筹的小额贷款,以发电收益还款,1-2年还清贷款。采用全额上网方式,享受标杆上网电价0.98元/千瓦时,贫困户年均发电收益在3234元左右。

3、齐抓共管,协调推进,是促进项目顺利实施的保障。

有的市县广泛宣传国家光伏产业发展政策,帮助贫困户算好明细帐,打消群众思想疑虑,同时,严格筛选精准识别确定帮扶对象。政府相关部门各自明确分工,形成强有力的工作合力。五指山市市光伏扶贫领导小组组织各成员单位联合开展调查。各成员单位密切配合,通过对项目实施的条件、建设地址、环评、接入口等情况进行了可行性分析,最终选择了项目实施的场地、建设单位、投资方式等,为项目的实施提供了有利保障,确保了项目如期推进。

有的市县经过调研,充分考虑电网设施条件,因地制宜制定光伏扶贫模式。洋浦经济开发区经实地勘察,建档立卡贫困户197户,其中75户贫困户屋顶符合安装条件,可在屋顶安装,剩余贫困户通过学校和村委会屋顶公共面积解决,共享发电收益。

多数市县供电局积极配合当地政府部门提供上网接入服务,如三亚市已建成的151户户用光伏扶贫屋顶电站和6个村级光伏扶贫电站,已全部并网发电。保亭县什玲村整村推进的20户户用光伏扶贫屋顶电站和2个村级电站、洋浦经济开发区2017年建设的197户户用光伏扶贫屋顶电站、东方市江边乡老村整村推进的的68户户用光伏扶贫屋顶电站都全部并网发电。

有的市县对光伏扶贫项目后期运维管理和运维资金的来源及管理提出了具体办法,值得借鉴、完善并推广。

在我省的一批新能源企业如汉能薄膜发电集团广东(海南)公司、海南天能电力有限公司、海南电力设计研究院、海口英利光伏电力开发有限公司、海南绿保能能源发展有限公司等,积极参与市县的光伏扶贫项目建设。

三、当前我省光伏扶贫工作存在的问题

(一)光伏扶贫工作发展不平衡。

有的市县对此项工作不够重视,光伏扶贫没有列入政府议事日程,光伏扶贫项目覆盖面很小,还有三个县成为光伏扶贫的空白县。有的乡镇干部对光伏扶贫认识不足,宣传发动解疑释惑不到位,造成部分群众对光伏发电的安全性、光伏扶贫能否带来稳定收益存在种种质疑,影响了项目推进。

(二)有的市县光伏扶贫工作统一协调不够。

有的市县相关部门光伏扶贫推进工作职责分工不明确,有的扶贫办没有实质性参与光伏扶贫工作,起到统筹协调作用,光伏扶贫信息系统不完善。有的县已实施完成的光伏扶贫帮扶措施在帮扶贫困户的《海南省脱贫攻坚扶贫手册》中没有记载。

(三)资金筹措存在一定难度。

有的县农村金融机构对光伏扶贫的支持和农户自筹资金小额贷款工作滞后,形成光伏扶贫项目已经建成,但帮扶贫困户出资的小额贷款还不落实的被动情况,由此影响到项目的验收、备案。有的县因为帮扶贫困户的自筹资金贷款不落实而影响到项目的实施。

(四)各市县光伏建设技术把控、验收执行技术标准不统一,施工质量参差不齐。

少数光伏扶贫项目承建单位不具必要的资质,有的市县在承建单位审查上把控不严,给今后运维工作留下隐患。有的项目存在诸如光伏支架基础、接地防雷等不规范,个别项目选址不当,有的项目发电组件被周边建筑、树木阴影严重遮挡等问题。有的项目建成验收当地供电局未参与。调研中还发现个别农户因为外墙装修便擅自拆卸已经并网的光伏并网设备,存在安全隐患。

(五)光伏扶贫项目后续运维及技术服务工作亟待加强。

部分项目建成后,尚未确定后续运维及技术服务工作主体责任单位,有的市县与施工建设企业只签定了一年的维修协议,尚未确定后续运维及技术服务工作主体责任单位。由于部分地区农网电能质量较差,加上雷电影响,导致有的逆变器设备出现故障跳闸脱网,无人及时修复复位,影响到帮扶农户电站的发电正常。运维资金来源问题有些也不明确,也需切实落实。

(六)光伏扶贫户开具增值税发票难度大。

各市县普遍反映农户电站产生上网电量后,领取上网电费和补贴农户无法自行开具发票,而要到国税局代开发票,帮扶贫困户不方便。如三亚育才区没有税务所,该区农户要开具增值税发票,每月必须要到天涯区开票,极不方便。还由于补贴的发放相关部门间手续繁琐,运作周期长,造成光伏扶贫成效见效慢,光伏红利未能及时释放,影响群众的积极性。各市县普遍要求有关部门单位能否简化程序,办理光伏扶贫免税手续,运用信息化手段,光伏信息共享,试点开展网上结算。

(七)有的市县部分光伏扶贫项目存在备案滞后问题。

有的市县村级(联户)电站或户用电站去年已建成并网,但至今还未办理备案,将可能会影响到上网补贴收益的及时分享。原因是有的市县在工作流程上不够明确,相关部门单位间存在扯皮脱节现象。

(八)有的市县光伏扶贫电站上网接入不及时、流程长、难度大。

有的市县政府部门反映造成光伏扶贫电站上网接入不及时、流程长、难度大的原因是:有的县农网并网接入设施变压器容量小、线路老化,有的县整村推进的村,受变压器容量和农网低压线路改造的制约,影响了接网。也有的当地供电局、所对光伏扶贫项目接入配合不及时、接入服务效率低等问题。如琼中黎族苗族自治县2016年县财政资金投资建成的602户农村户用屋顶电站,到今年8月,已并网的仅为205户,占建成户用电站的34.05%。儋州市共建户用型屋顶电站249户,已并网户数103户,尚未并网146户,并网率58.63%。陵水黎族自治县今年建成的1350户户用电站和4个乡镇的村级光伏扶贫电站项目,到8月均未实现并网。乐东黎族自治县千家镇只文村2016年在村委会屋顶建3千瓦实验光伏项目,近一年了还未并上网。这种情况造成有些光伏扶贫项目不能尽早发挥效益,一定程度上影响了贫困户接受光伏扶贫的积极性。

四、关于推进我省光伏扶贫发展的政策建议

要认真总结推广近年来我省光伏扶贫的成功经验,进一步拓宽思路,创新改革,按照“因地制宜、科学规划、因势利导”的原则,以更加有效的工作思路和方法,采取切实的措施,破解当前光伏扶贫工作中的难题,扎实地做好“十三五”后三年的光伏扶贫推进工作,把光伏扶贫真正建成惠及千家万户的民心工程。

(一)抓紧编制并上报  “十三五”光伏扶贫计划。

国家能源局、国务院扶贫办(国能发新能[2017]39号)要求今后光伏扶贫以村级电站为主要建设模式,我省各市县应根据实际情况,调整新建光伏扶贫项目的建设模式。按照国家有关要求抓紧上报“十三五”光伏扶贫计划,以便汇总上报国家,争取国家的更多支持。

(二)强化对光伏扶贫的组织领导和统筹协调。

要高度重视光伏扶贫产业发展,构建光伏扶贫的组织领导机制,明确相关部门职责分工,切实增强责任意识、担当意识,强化统筹协调,加强光伏扶贫信息统计基础工作,建立光伏扶贫项目定期调度制度,形成强有力的工作合力,及时解决光伏扶贫推进中的问题,促进光伏扶贫的健康发展。要切实采取各种有效形式,广泛宣传光伏发电扶贫产业政策、项目建设流程,使广大干部群众认识到光伏扶贫产业是切实推进精准扶贫、节能减排、增加农民收入的重要抓手,使他们自觉参与光伏扶贫项目建设。

(三)研究制定我省支持光伏扶贫的政策。

1.根据国家的相关政策要求,为便于扶贫对象动态管理及越线退出,建议今后财政资金应主要支持建设村级扶贫电站和全村贫困户联片建站,以增强贫困村、空壳村村集体经济实力。

市县扶贫开发领导和工作机构,要协调国土、林业等有关部门,做好村级电站、集中型光伏扶贫电站项目用地调规、用地指标调整、土地流转等工作。

我省光伏建设年度规模指标应优先保证村级电站、集中型光伏扶贫电站项目建设。

2.加大对光伏应用项目的融资支持。在多方筹集光伏扶贫财政支持资金同时,金融机构要落实好金融扶贫政策,鼓励金融机构创新融资服务和产品,探索设立光伏发电投资公共担保资金,为光伏发电项目提供贷款担保;进一步做好光伏扶贫小额信贷;引导保险机构参与光伏扶贫区域性保险业务,加强与市县政府和电站投资商合作,降低光伏电站营运风险。

3.我省应尽快研究出台地方光伏扶贫补贴政策,以促进光伏扶贫的稳定发展。

4.建议省发改委牵头国税部门、电网公司研究制定简化光伏扶贫上网电费和补贴代开增值税发票程序,为帮扶农户办理相关手续提供便捷服务。

加快并网接入速度,确保项目尽快建成运行,上网电费和补贴资金及时足额兑付。

海南电网公司要加大对贫困地区农村电网改造工作力度,将光伏扶贫项目特别是村级电站接网工程优先纳入农网改造升级计划;应按国家关于可再生能源发电补贴资金发放管理制度,优先将光伏扶贫项目的补贴需求列入年度计划,优先确保光伏扶贫项目按月足额结算电费和领取国家补贴资金。各市县发改、扶贫主管部门应在本年底前抓紧做好与电网公司的申请对接,以确保“十三五”后三年光伏扶贫项目顺利接网送电,发挥好长期的“阳光收益”。

(五)建立和完善光伏扶贫收益分配动态调整机制。

有的市县提出应建立光伏扶贫收益分配动态调整机制,因涉及不同投资主体和民事权利,且各地做法亦不统一,政策性很强,须积极研究谨慎依法处置。有必要建立和完善扶贫对象退出机制,具体办法应从各市县实际出发,区别不同情况制定。时机成熟时择机研究出台全省统一的光伏扶贫收益分配动态调整政策。

(六)建立长期可靠的项目运营管理体系,切实加强运维管护机制建设。

各市县政府应进一步严格承建单位和准入条件,强化技术评审和管理,通过特许经营、招标或其他竞争性比选方式,依法依规、竞争择优选择有质量保障、信誉品牌良好、长期经营能力、有较强资金实力、售后服务完善的企业,承担光伏电站的运营管理和技术服务。

运维公司对村级、户用光伏电站管理和技术服务费用,依照法律、行政规章和特许经营协议约定,在所管理和提供技术服务的光伏电站项目收益中提取。集中型光伏扶贫电站的运维由与政府指定的投融资主体合作的商业化投资企业承担。

光伏电站施工总结范文2

结合国家政策以及渤海新区50兆瓦光伏电站运营效果,介绍并网光伏发电系统的构成及功能,并对大型光伏电站的社会及经济效益进行分析。

【关键词】大型光伏电站 光伏发电系统 光伏电站社会及经济效益

1 大型地面光伏电站构成

光伏发电是将太阳光能转化为电能的发电方式。光伏发电利用太阳能电池板有效地吸收太阳光辐射能,并使之转变成电能的发电方式。传统火力发电由燃料的化学能转换为电能经过了热能及机械能的转化过程,能量损失大。光伏发电实现了直接从光子到电子转换,发电形式极为简洁,环境无污染,发电效率较高 。

光伏发电由太阳能电池方阵、光伏阵列防雷汇流箱、直流防雷配电柜、逆变器、交流升压配电系统等部分组成。现以渤海新区50兆瓦光伏电站为例作总体介绍。

1.1 建设方案

渤海新区光伏电站总装机容量为50兆瓦,包括50个光伏发电单元。每个光伏发电单元由太阳能电池板、逆变器、升压变压器组成,光伏板产生的直流电经逆变升压后成为35千伏交流电。50个光伏发电单元产生的电能汇集至35KV母线、经主变压器升压到110千伏并网。

1.2 站区总平面布置

光伏电站分为两个区域,分别是变电站区域及光伏板区域。

变电站区域既是光伏电站的控制中心又是职工生活区,东西长94.2m,南北宽81m,布置有变配电室、主控室、综合用房、生活水泵房及其他生活设施。

光伏板区域占地1615亩,设置50个逆变升压室,位于每个发电单元电池阵列中心,每个逆变升压室内配置有逆变器、开关柜,变压器等电气设备。

1.3 主要设备的选择

1.3.1 太阳能电池板

太阳能电池板是太阳能发电系统中的核心部分,其作用是将太阳能转化为电能,太阳能电池板的质量和成本将直接决定整个发电系统的质量和成本。目前国内市场上主流的光伏板产品主要是晶硅型和非晶硅型。本项目采用性价比高的 多晶硅光伏板。

1.3.2 逆变器

光伏并网逆变器是光伏电站的核心设备之一,其基本功能是将光伏电池组件输出的直流电转换为交流电。光伏并网逆变器可以分为大功率集中型逆变器和小型组串式逆变器两种。本工程装机容量很大,按单机500kW 逆变器选择。

2 开发大型地面光伏电站须解决的问题

2.1 土地

根据国家政策,单纯开发光伏电站只能使用未利用地,只能在不适宜发展农业的地块发展光伏项目。光伏电站包括固定成本和可变成本,固定成本与光伏电站容量大小无关,但都要分摊到每千瓦发电成本中,因而规模效益显著,容量小于2万千瓦的地面光伏电站经济上不可行,从而要求光伏电站用地面积必须在650亩以上。

2.2 接入电网

适于开发大型地面光伏电站的地区一般经济比较落后,人口密度小,电能送出是需要考虑的问题。电站附近如没有变电站,就要考虑长距离送电,电站的经济性就会下降,甚至经济上不可行。因而在偏远地区开发光伏电站应尽量增大装机容量,分摊电能送出成本,降低单位千瓦造价。

2.3 大型地面光伏电站的建设工期

跑办光伏项目前期手续较传统火电简单得多。传统火电环评手续难于办理,是制约火电上马的决定性因素,光伏发电无污染零排放,环评不是问题;再加上国家鼓励发展光伏项目,致使光伏项目从取得路条至核准仅需5个月时间。

光伏电站施工简便,建设工期短,从破土动工至并网发电需10个月左右。

渤海新区50兆瓦光伏电站从取得路条至核准耗时5个月,主体工程施工时间是7个月,尾工4个月,就是说从项目开始跑办至并网发电用时一年。

3 大型地面光伏电站经济性分析

3.1 大型地面光伏电站电价分类

《国家发改委关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》发改价格[2013]1638号文中指出根据各地太阳能资源条件和建设成本,将全国分为三类太阳能资源区,相应制定光伏电站标杆上网电价。

3.2 大型地面光伏电站成本

光伏电站每千瓦建设投资约为9000元左右;接入系统费用与接入距离成正比,110KV架空线路每公里投资在90万元左右;加上其他费用,总的来说光伏电站每千瓦投资约1万元。

3.3 案例

渤海新区50兆瓦光伏电站总投资为49350.82万元,其中建设投资为48198.48万元,建设期利息1124.99万元,铺底流动资金27.35万元。

项目投产后,年均销售收入5407.00万元,年均利润总额为1793.27万元,项目投资税前财务内部收益率为8.57%,税后为7.58%,项目具有良好的经济效益。

4 光伏电站社会效益

随着社会的发展,能源需求将不断增长,我国化石资源已日趋紧缺,能源过度开发导致的生态环境问题已日益突出。光伏发电,由于其所特有的可再生性,在产生能源的同时,极少的消耗其它资源和能源,保护了生态环境,改善了电力能源结构,进而促进了国民经济的可持续发展,为创造和谐社会起到了积极的促进作用。

其次光伏电站给社会提供了少量的就业机会。传统火电是燃煤产生高温高压蒸汽推动汽轮发电机发电,全天24小时运行,有高温高压蒸汽泄露危险、有噪音、粉尘,因而发电工人需实时掌控设备的运行状况,否则会出现事故,工作环境不好,需上夜班,严重影响工人的生活质量。光伏电站依靠太阳能发电,工作环境好,不需要上夜班,给工人的愉快工作、健康生活打下了基础。

5 结束语

以上是我在跑办光伏项目工作中的心得体会,总的来说,在国家政策的支持下,利用盐碱荒地开发大型地面光伏电站是利国、利民的好事。对于国家来说,光伏电站提供绿色电能,扩大就业。对于当地村民来说,发电企业租用土地,村民得到租金。对于发电企业来说,可扩大企业规模增加利润。

参考文献

[1]河北省人民政府关于促进光伏产业发展的指导意见[Z].冀政[2010]113号 .

[2]中国的能源政策白皮书 [Z]2011.

[3]国家能源局.太阳能发电发展十二五规划[Z].

[4]国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见[Z].国发[2013]24号.

光伏电站施工总结范文3

【关键词】:光伏电站建设;运行管理;管理措施

在光伏电站实际建设与管理的过程中,相关工作人员必须要制定完善的建设管理方案,加快其工作速度,并利用现代化管理方式延长机械设备使用寿命,降低光伏电站的运行成本,提升企业经济效益。

1光伏电站建设现状与发展趋势分析

目前,我国在光伏电站建设方面,具备清洁性的优势,与其他能源相比较,具备较大的优势,可以提升我国发电企业的建设质量。

第一,对于太阳能而言,属于可持续发展的能源,在人类的预期之内,不会出现能源不足的现象,并且太阳能属于无公害化的能源,在实际应用的过程中,可以提升其安全性与清洁性,不会破坏生态环境,促进生态与环境的可持续发展。

第二,对于光伏电站的建设而言,除了可以将屋顶与水面等相互结合,避免出现空间浪费的现象,还能提升建设质量。同时,在生产太阳能的时候,不需要燃烧相关燃料,只需要建设输电线路就可以开展发电或是供电等工作,实现了绿色化发展[1]。

第三,光伏电站在实际建设的过程中,建设周期较短,可以提升能源获取效率,在一定程度上,能够提升能源生产效率。对于光伏电站而言,其成本较低,可以满足消费者对于新型能源的需求。目前,我国已经成功建设较多光伏电站,可以有效提升其发展优势。

在未来的发展中,光伏电站的建设会受到广泛重视,政府部门会给予一定的鼓励与支持,制定完善的优惠政策与支持政策,加快光伏电站的建设速度。同时,在光伏电站实际发展的过程中,相关建设部门会对太阳能进行全面的开发与使用,提升太阳能等能源的开发效率,减少其中存在的能源浪费问题[2]。

2光伏电站的运行管理措施

在光伏电站实际运行的过程中,相关管理人员必须要对其进行全面的管理,保证可以提升光伏站的运行质量,增强太阳能能源的利用效果。

第一,加强电站建设管理力度。在光伏电站建设过程中,相关管理部门需要制定完善的管理制度,制定总体规划方案,明确光伏电站的建设流程与步骤,按照相关规定对其进行系统化的安排。首先,相关技术人员与管理人员需要针对光伏电站建设工作,制定完善的项目规划方案与战略制度,要求管理工作人员制定可行性的光伏电站建设说明,并引导施工人员掌握各类先进技能,提升管理工作质量。其次,相关管理部门需要科学开展项目选址与气候条件分析工作,根据当地经济情况等,满足项目建设管理要求[3]。政府部门还要对项目建设费用与补贴问题进行分析,全面搜集相关资料,并为其制定完善的政策项目。再次,工程建设部门需要做好建设准备工作,合理安排建设项目的内容,根据相关招标情况制定完善的光伏电站建设方案,提升总体项目的施工质量,并对各类工作进行全面的规划管理,提升光伏电站建设质量。最后,在光伏电站初步建设阶段,相关部门需要对项目建设工作统一规划与安排,提升光伏电站建设质量,增强其工作效果。在管理工作中,相关部门需要制定完善的技术方案,积极引进先进的建设技术,明确各个部门的质量控制职责,并对光伏电站的建设质量进行控制,保证可以满足其建设要求,科学控制项目质量、进度与成本,提升企业的经济效益。同时,在项目建设之后,相关部门要做好验收管理工作,对其进行竣工质量检验,及时发现其中存在的质量问题,并采取有效措施解决问题[4]。

第二,科学选择运营模式。光伏电站运行管理部门需要科学选择运营模式,提升运行管理工作效率与质量,增强管理工作效果。首先,在承包商建设的过程中,相关部门需要制定完善的业主管理方案,明确业主管理职责,要求在业主管理的过程中,可以提升工程的建设质量与效率。在实际运营管理期间,要对工作人员进行专业知识的培训,使其掌握先进的维护技能,并在工作中合理控制运营管理成本,提升企业的经济效益。其次,在住经营管理过程中,相关部门需要制定远程监控管理体系,利用远程监控的方式对光伏电站进行监督与管理,及时发现运营管理中存在的问题,并采取有效措施解决问题,提升光伏电站的建设质量。最后,在政府运营管理的过程中,需要由政府选择承建商,并对工程进行全面的检查与验收。在保证光伏电站建设质量之后,才能将项目交付给业主,签订专门的运营管理合同,保证政府可以更好的对用电进行管理[5]。

第三,加强维护工作力度。在对光伏电站进行维护的过程中,相关部门需要加强维护工作可靠性,提升其运行质量。一般情况下,光伏电站的使用寿命为25年,但是,如果在实际运行中出现安全、经济等问题,将会影响光伏电站项目的使用寿命,难以提升其运行可靠性。因此,在光伏电站实际运行的过程中,相关技术人员与维护人员需要重视维护工作,制定完善的维护管理方案,提升其工作质量。一方面,相关部门需要加强清洁管理力度,对光伏电站的机械设备进行清洁与维护处理,定期对其进行检查,及时发现其中存在的故障为问题,并采取有效措施解决问题,延长机械设备的使用寿命。另一方面,在光伏电站运行管理的过程中,相关管理人员需要制定完善的维护制度,对直流汇流箱、控制器等机械设备进行检查或是维护,在发现质量问题的时候,要采取相关维修技术解决质量问题,提升光伏电站机械设备运行安全性与可靠性,以此提高企业的电力服务质量,为人们提供高质量的电力能源。

结语:

在光伏电站实际建设中,相关部门需要加强质量管理力度,提升其建设质量。在运营管理中,要做好各类维护与维修工作,阶段性的对其进行检查,保证可以提升光伏电站的运行质量。

【参考文献】:

[1]王道宏.光伏电站生产管理系统的设计和实现[D].厦门大学,2014.

[2]代冰辉.跟踪式光伏电站辅助设计的关键技术研究[D].西安建筑科技大学,2014.

[3]王莉.运行维护管理机制分析在太阳能光伏电站的应用[J].资源节约与环保,2016(10):4.

光伏电站施工总结范文4

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。

光伏电站施工总结范文5

关键词:光伏并网电站;发电量;系统效率

中图分类号:TM621文献标识码: A

1、引言

太阳能资源是储藏量最大、最具开发利用价值的可再生能源。我国属太阳能资源丰富的国家之一,全国总面积2/3以上地区年日照时数大于2000小时。据预测,2020年全球光伏发电预计占发电量的1%;2040年将占到发电量的21%;2050年左右,太阳能将成为全球主力替代能源。

目前,国家对光伏发电的补贴主要有三种,一种是光电建筑的投资补贴,一种是金太阳示范工程对建设光伏电站初始化投资的补贴,还有一种是上网电价补贴,按当前政策导向,前两者将逐渐被上网电价补贴所替代。

因此必须提高光伏发电量,提高投资的收益率,才能保证光伏产业的持续健康发展,以适应中国强劲的经济增长和节能减排需要。

2、太阳能发电的应用

目前光伏发电主要分为离网光伏发电和并网光伏发电。离网光伏发电系统由于电能需要蓄电池储存,一般蓄电池的正常使用寿命只有5年左右,且蓄电池价格又比较高,所以离网光伏发电系统整体造价和维护成本比较高,不宜将电站做得太大。

光伏并网发电系统,可分为集中式光伏电站并网和屋顶光伏系统并网两种,前者一般为兆瓦级以上,地面电站居多,后者则为几千瓦到百千瓦之间。并网式光伏发电是指通过并网逆变器,将光伏组件的直流电进行转换成交流电力,并入常规电网,与常规电网实现电能的双向传输。当用户欠电时,可从电网中得到补充;当光伏发电过剩时,可将多余电力馈入电网,解决了独立光伏发电不连续、不稳定的问题。

3、太阳能发电的现状

2009年以前,由于发电成本过高,普遍民众承受能力有限,光伏电站建设没有在我国大规模铺开,只是有少数示范项目在运行。2009年以来,光伏产业受到财政部光电建筑补贴政策和金太阳示范工程等的刺激,加上国外光伏市场竞争加剧,企业存在开拓国内市场的迫切需要,光伏电站建设开始在我国一些地区陆续开展起来。光伏发电已经成为可再生能源领域中继风力发电之后产业化发展最快、最大的产业,我国已经是全球最大的光伏产业国家之一。2012年中国光伏装机4.5GW,增速达到66%,累计装机量近8GW,预计2013年新增装机10GW。

目前,光伏电价相对于火电等常规能源已开始具备竞争力。国家发改委《关于完善光伏发电价格政策通知》的意见稿,对下一步光伏发电上网电价提出了新的实施方案,根据各地太阳能资源状况和工程建设条件,将全国分为四类太阳能资源区,制定了相应的标杆上网电价。光伏电站标杆上网电价高出当地燃煤机组标杆上网电价(含脱硫、脱硝电价)的部分,仍然通过可再生能源发展基金进行补贴。

新的意见稿对分布式发电和大型地面电站发电进行了区分。此中,大型地面电站根据各地光照条件的不同,分成四类资源区,施行0.75-1元/度四个区间上网电价;分布式发电电价补贴为0.35元/度。

制定光伏上网电价,既是国家发展改革委价格司一贯的主张,也是业界的呼声,符合可再生能源法的要求,也是一个趋势。作为光伏发电企业,必须通过光伏发电量来保证自己的经营收入,电价是发电企业保证经营收入的基本条件。通过电价机制进行市场调节,符合发电企业经营的基本规律。

4、影响光伏发电量的因素

影响光伏发电量的因素很多,作者根据自身的光伏工程设计经验,从设计、设备、施工、运行维护等方面进行分析光伏电站。

4.1光伏电站的选址

光伏电站的选址不合理,体现有:设计屋顶光伏电站只考虑阴影情况、屋顶面积,忽视屋顶载荷条件、当地的风力等级;不考虑当地太阳能资源情况是否适合建设光伏电站,导致系统发电量低,与国家建设节约型社会的初衷不符;不考虑既有配电系统是否有足够的接入条件,导致接入系统批准困难,最终光伏系统限电运行,没法充分利用绿色能源。

4.2组件选型、安装

1)组件温度因子

光伏组件温度因子通常为0.45%/度,,光伏电池的效率会随着其工作时的温度变化而变化。当它们的温度升高时,不同类型的大多数光电池效率呈现出降低趋势。设计组件安装节点时需注意组件的安装部位通风散热条件是否良好。

2)阴影遮挡

组件对阴影遮挡非常敏感,当光伏组件上有灰尘或积水造成的污染,根据统计,经常受雨水冲洗的光伏组件其影响平均在2~4%之间,无雨水冲洗较脏的光伏组件其影响平均在8~10%之间。考虑到建设光伏电站的清洗系统不具备条件或成本高,光伏电站设计时需考虑根据当地的主导风向、雨水情况,设计合理的组件安装倾角,使组件尽可能保持清洁。

现在我国绝大部分大型光伏电站都分布在西北地区,而西北地区又是我国沙尘暴比较严重的地区,灰尘对电站发电量的影响直接决定了投资人的投资回报率,所以建议光伏电站的管理人员能提高对降尘损失率的重视程度,做好定期的清洗工作;及时处理阵列间杂草,防止杂草阴影落到组件表面上等。

3)组件的差异性

组件存在凡是串连就会由于组件的电流差异造成电流损失,凡是并连就会由于组件的电压差异造成电压损失的问题。组合损失可以达到8%以上,对发电量影响非常大。

为了减少组合损失,应该在电站安装前严格挑选电流一致的组件串联。组件的衰减特性尽可能一致。根据国家标准GB/T--9535规定,太阳电池组件的最大输出功率在规定条件下试验后检测,其衰减不得超过8% ;必要时加装防反隔离二极管。

4)组件的PID效应

光伏组件的电位诱发衰减效应(PID,PotentialInducedDegradation)引发光伏电站在工作三、四年后发生发电量大幅衰减。PID的真正原因到目前为止没有明确的定论,但各个光伏电池组件厂和研究机构的数据表明,PID与电池、玻璃、胶膜、温度、湿度和电压有关。因此建议采购组件时明确要求把抗PID写入合同,并随机抽检。

4.3 逆变器的选型

在光伏电站系统中,逆变器的成本不大,但却是发电效率的决定者,在光伏电站中,当组件等配件完全一致时,选择不同的逆变器,系统的总发电量有5%到10%的差别。系统安装成功能发电后,逆变器就成了决定性的因素。所以选择总发电量高的逆变器,提高整个系统的效率。

逆变器的选型要点:逆变器的故障率低、逆变效率高、MPPT精度高,跟踪范围宽、输出的电流谐波含量小、具备完善的保护和报警功能,

4.4 变压器的选型

太阳能光伏发电场的实际输出功率随光照强度的变化而变化,白天光照强度最强时,发电装置输出功率最大,夜晚几乎无光照以后,输出功率基本为零,空载损耗尤为突出。不论发电装置是否输出功率,只要变压器接入系统,变压器始终产生空载损耗。因此降低变压器空载损耗对于工程的实际节能效果、提高发电量的意义重大。

4.5 光伏电站内用电、线损等能量损失

系统的直流、交流回路的线损要控制在5%以内。为此,设计上要对组件的串并联方式进行优化,大型电站设计时要对总平面布置时进行方案对比,从经济性、线缆使用量、线损等角度进行对比,采用最优方案。

施工过程中采用导电性能好的导线,导线需要有足够的直径,不允许偷工减料。系统维护中要特别注意接插件以及接线端子是否牢固。

4.6利用监控系统提高处理光伏系统故障的速度

光伏电站虽然可以无人值守,但容易出现一些小问题,比如,汇流箱的保险丝烧坏、二极管烧坏、光伏阵列中的组件损坏等,需要专人定期查看监控系统的发电量,对比各个组串回路的电流等参数,及早消缺,从而提高系统的使用效率。

5、结论

相同容量的并网光伏电站,即使安装在同一地点,发电量也可能相差很大,必须加以仔细分析。影响并网光伏电站的发电量的因素很多,这些因素有些可以在设计、施工、运行过程中采取措施,加以改进。

总之,在建造并网光伏电站的过程中,要重视每个细节、具体步骤,使得光伏方阵面上尽量接收到最多的太阳辐射量,同时在每个环节减少能量损失,人为控制改善光伏电站的系统运行环境,促使光伏电站发挥最大的经济和社会效益。

参考文献:

光伏电站施工总结范文6

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;