10MW光伏電站建設項目可行性研究報告PAGE2目錄TOC\o"2-2"\h\z\t"標題1,1"第一章綜合說明 11.1項目概況 11.2編制依據 11.3研究內容 11.4場址概況 21.5投資方簡況 21.610MW太陽能光伏電站概況 3第二章太陽能資源和當地氣象地理條件 42.1太陽能資源條件 42.2巢湖市其它氣象條件 92.3項目所在地地理條件 112.4光伏電站場址建設條件 17第三章其他必要的背景資料 183.1國際光伏發電現狀 183.2國內光伏發電現狀 203.3安徽省電力現狀及發展規劃 213.4巢湖市電力建設基本情況及發展規劃 243.5項目所在地電網現狀及規劃 26第四章項目任務與規模 284.1項目建設的必要性 284.2項目任務與規模 32第五章總體設計方案 355.1光伏組件及其陣列設計 355.2電氣設計 355.3工程消防 355.4土建設計及抗風沙設計 365.5采暖通風設計 365.6施工組織設計 365.7工程管理設計 375.8環境保護與水土保持設計 375.9勞動安全與工業衛生 375.10工程設計概算 38第六章電站的技術設計 396.1光伏組件及其陣列設計 396.2電氣設計 496.3土建工程設計 596.4采暖通風設計 62第七章消防 647.1范圍 647.2設計主要原則 647.3防火間距與交通要求 657.4建筑物與構筑物要求 657.5滅火器的配置 657.6消防給水和電廠各系統的消防措施 667.7火災報警及控制系統 677.8防排煙設計 677.9消防供電及應急照明 68第八章施工組織設計 698.1指導思想及實施目標 698.2工程概況及編制依據 698.3施工組織 728.4施工準備 748.5建筑主要分部工程的施工方法 778.6安裝主要分部分項工程的施工方法 828.7工程施工組織計劃 86第九章環境保護與水土保持設計 879.1法律法規依據 879.2環境現狀 879.3建設施工期環境影響評價及減排措施 889.4運行期環境影響評價及減排措施 889.5節能及減排效益分析 909.6綜合評價 90第十章勞動安全與工業衛生 9110.1工程概述 9110.2勞動安全與工業衛生設計依據 9110.3工程安全與衛生潛在的危害因素 9110.4勞動安全與工業衛生對策措施 91第十一章投資估算及經濟評價 9411.1項目概況 9411.2項目投資估算 9411.3經濟評價 10211.4總體經濟評價結果 115第十二章結論 118附件一財務評價基本表（附Excel文件：項目所在地25年-經濟評價） 119附件二名詞解釋 133附件三涉及的主要技術標準和技術規范目錄 136附件四設備及材料表 1421工藝（光伏）設備及材料表 1422電氣設備及材料表 1433消防設備及材料表 1454暖通設備及材料表 147PAGE29第一章綜合說明1.1項目概況（1）項目名稱：10MW并網光伏發電示范項目（2）建設單位：XXXXXX有限公司（3）建設規模：建設總容量10MW（4）主要發電設備：普通晶體硅光伏組件、非晶硅薄膜光伏組件、低倍聚光式光伏發電組件。（5）關鍵電氣設備：光伏發電專用逆變器。（6）光伏組件支撐系統：固定傾角式金屬支架、向日跟蹤支架系統（7）選址：XX省XX縣XXXXX，建設光伏電站及辦公生活設施，建設工程總面積約XXX畝。站區坐標范圍：東經112°23′41.6″～112°23′58.5″，北緯40°15′29.4″～40°16′4.3″。1.2編制依據本可行性研究報告主要根據下列文件和資料進行編制的：（1）《中華人民共和國可再生能源法》，2006年1月1日（2）《可再生能源發電有關管理規定》，國家發改委2006年1月5日（3）《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法》，國家發改委2006年1月4日（4）《可再生能源電價附加收入調配暫行辦法》，國家發改委2007年1月11日（5）《可再生能源發展專項資金管理暫行辦法》，財政部2006年5月30日（6）《國家發展改革委關于內蒙古鄂爾多斯、上海崇明太陽能光伏電站上網電價的批復》，國家發改委發改價格[2008]1868號1.3研究內容（1）本可研報告主要對項目建設的原始條件及必要性、可行性等進行研究論證。（2）通過對工程規模、建設條件、工程布置、工程實施以及對社會、環境的影響等方面的研究，評價項目實施的可行性。（3）本可行性研究的工作范圍包括：太陽能資源分析，光伏發電工程的建設條件，接入系統方案推薦，工程規模的確定論證和擬定太陽能光伏發電系統配置方案，設備選擇和布置設想，編制工程投資估算、工程設想、環境保護、生產組織和勞動定員、實施輪廓進度，經濟評價等內容。實施輪廓進度，經濟評價等內容。（4）項目的范圍：本工程建設規劃容量約為10MW，主要采用晶體硅太陽能電池固定安裝作為光電轉換裝置的方案，同時部分采用向日跟蹤系統，以提高示范效應和收集實驗對比數據，根據建設方案配置相應的接入系統。項目主要組成包括光電轉換系統、直流系統、逆變系統、交流升壓系統和高壓輸電系統等。1.4場址概況XXX縣位于XXX省的XXX端，地理坐標為東經000°00′00″～00°00′00″，北緯000°00′00″～00°00′00″。北隔XXX縣、和XXX縣為鄰，西接XXX區，南通XXX縣，東臨XXX縣，北與西北以XXX為界，全縣東西寬000公里，南北長000公里，總面積1964平方公里。該縣屬黃土丘陵緩坡區，四周環山，溝壑縱橫，南高北低，山多川少，年平均氣溫8.6oC，極端最高氣溫36oC，極端最低氣溫零下40oC。年平均降水410毫米，雨量最多在7～8月份，占年降水量65%，無霜期限為104天。平均海撥1400米，縣城所在地海撥XXX米。該縣屬X水區，主河XX河，屬XX水系，年徑流量XXXX萬立方米，源于XXX，向北入XXX縣，本縣境內干流長XX公里，流域面積XXXX平方公里，10公里以上的支流11條。南部的XXX河屬XXX水系，本縣境內干流長XX公里，流域面積XXX平方公里。XX縣城座落在XXXX，位于縣域XX。近幾年，縣委、縣政府不斷加大基礎設施建設力度，使生產、生活和投資環境得到了極大改善，縣城東、西、南、北環路已建成開通，XX線、XXX國道在縣城交匯，形成四通八達的交通網絡。全縣通訊網絡與全國聯網，XX萬伏變電站已列入建設規劃；XX萬伏和XX萬伏變電站已開通使用。經過多年發展XX縣的交通變得四通八達。內部交通方面，村村通公路溝通了各條主干道，也開通了“村村通”班車，全縣有多條道路通往周邊省份和城市。去往XX，驅車沿XX國道X小時即可到達；去往XX，XX小時可以到達，并且可選擇三條道路前往；去往XXX，也只需要XX小時。目前，通過XX的XX高速公路已經修建完成。1.5投資方（有限公司）簡況(略)1.610MW太陽能光伏電站概況本可行性研究報告的編制深度滿足初步設計深度要求，擬建的XXXX兆瓦光伏并網發電示范項目的電站概況見下列特性表。表1-110MW太陽能光伏電站概況特性表序號項目名稱規格型號數量1總裝機容量10MW2太陽能光伏組件多晶200W/塊3薄膜40W/塊4低倍聚光光伏發電系統5向日跟蹤支架APOLO1126低倍聚光支架系統7固定支架鍍鋅角鋼8主變壓器（含二期預留容量）SFZ10－20000/110kV，20000kVA9低壓干式變壓器SCB10-1000/3510低壓干式變壓器SCB10-500/35，500kVA,35±2×2.5%/0.4kV,

Dyn11,Ud=6%11無功補償裝置4000kVar，35kV1235kV開關柜i-AY1-40.5系列13低壓抽屜式開關柜MNS系列14逆變器500kW15直流匯流箱12路16直流配電柜17直流屏FED18UPS10kVA19電度表屏20綜合自動化系統21火災報警系統

第二章太陽能資源和當地氣象地理條件2.1太陽能資源條件2.1.1我國太陽能資源分析地球上太陽能資源的分布與各地的緯度、海拔高度、地理狀況和氣候條件有關。資源豐度一般以全年總輻射量和全年日照總時數表示。就全球而言，美國西南部、非洲、澳大利亞、中國西藏、中東等地區的全年總輻射量或日照總時數最大，為世界太陽能資源最豐富地區。我國屬太陽能資源豐富的國家之一，全國總面積2/3以上地區年日照時數大于2000小時。項目所在地項目所在地圖2-1我國太陽能資源分布我國將圖2-1中日照輻射強度超過9250MJ/m2的西藏西部地區以外的地區分為五類。一類地區全年日照時數為3200～3300小時，年輻射量在7500～9250MJ/m2。相當于225～285kg標準煤燃燒所發出的熱量。主要包括青藏高原、甘肅北部、寧夏北部和新疆南部等地。二類地區全年日照時數為3000～3200小時，輻射量在5850～7500MJ/m2，相當于200～225kg標準煤燃燒所發出的熱量。主要包括河北西北部、山西北部、內蒙古南部、寧夏南部、甘肅中部、青海東部、西藏東南部和新疆南部等地。此區為我國太陽能資源較豐富區。三類地區全年日照時數為2200～3000小時，輻射量在5000～5850MJ/m2，相當于170～200kg標準煤燃燒所發出的熱量。主要包括山東、河南、河北東南部、山西南部、新疆北部、吉林、遼寧、云南、陜西北部、甘肅東南部、廣東南部、福建南部、江蘇中北部和安徽北部等地。四類地區全年日照時數為1400～2200小時，輻射量在4150～5000MJ/m2。相當于140～170kg標準煤燃燒所發出的熱量。主要是長江中下游、福建、浙江和廣東的一部分地區，春夏多陰雨，秋冬季太陽能資源還可以。五類地區全年日照時數約1000～1400小時，輻射量在3350～4190MJ/m2。相當于115～140kg標準煤燃燒所發出的熱量。主要包括四川、貴州兩省。此區是我國太陽能資源最少的地區。一、二、三類地區，年日照時數不小于2200h，是我國太陽能資源豐富或較豐富的地區，面積較大，約占全國總面積的2／3以上，具有利用太陽能的良好條件。四、五類地區雖然太陽能資源條件較差，但仍有一定的利用價值。2.1.2XX縣太陽能資源分析參考氣象站的選擇本報告中，除日照輻射強度數據的其它氣象數據取自距離本項目最近且環境狀況最相近的XXX市氣象局。距離XXX最近的一個具有日照輻射強度數據的氣象觀測站是XX氣象局，但根據對兩地的1980年之前（1950年到1980年之間XX當地具有日照輻射強度觀測點）日照輻射強度測量數據的對比來看，該兩地氣象局的測量數據存在較大差別。鑒于上述情況，決定不使用XX氣象站的近年日照輻射數據。本報告中所采用數據來自加拿大自然資源部和美國宇航局（NASA）聯合開發的軟件RetScreen全球氣象數據庫。該數據庫的日照輻射數據來源有兩種情況：1、當地基礎氣象臺；2、若附近無基礎氣象臺，則根據當地經緯度，通過衛星定位測量數據。此衛星測量數據所組成數據庫已被全球認同，并廣泛應用于工程設計。項目實施地的太陽能資源分析安徽省XX市10MW并網光伏發電示范項目選址位于XX縣，緯度跨域范圍小于0.1度，選址朝南的山地緩坡，地勢較為連續和平整。項目實施地的太陽能資源如表4-1。表2-1項目實施當地日照輻射總量分布月份空氣溫度(℃)相對濕度(%)月平均日輻射量(MJ/m2)大氣壓力（kPa）平均風速(m/s)一月二月三月四月五月六月七月八月九月十月十一月十二月年平均年日照輻射總量(MJ/m2)表2-2XX市主要氣象數據與其它典型陽光資源豐富地區對比北緯東經海拔月份空氣溫度(℃)相對濕度(%)月平均日照輻射量(MJ/m2)空氣溫度(℃)相對濕度(%)月平均日照輻射量(MJ/m2)空氣溫度(℃)相對濕度(%)月平均日照輻射量(MJ/m2)空氣溫度(℃)相對濕度(%)月平均日照輻射量(MJ/m2)空氣溫度(℃)相對濕度(%)月平均日照輻射量(MJ/m2)空氣溫度(℃)相對濕度(%)月平均日照輻射量(MJ/m2)一月二月三月四月五月六月七月八月九月十月十一月十二月年平均年日照輻射總量2.1.3項目所在地太陽能資源分析結論XX地處XXXX，日照充足。全年日照時數為000小時～000小時，年日照率為63%～65%。各月日照數以5月份和6月份最多，月平均281.9小時～284.2小時；11月～12月最少，月平均191.1小時～198.2小時。一日中，日照時數1月～2月和11月～12月每天平均6小時，3月和9月～10月每天平均7小時，4月和7月～8月每天平均8小時，5月～6月每天平均9小時。年平均接受太陽輻射量為6071.78(MJ/m2)，屬我國第二類太陽能資源區域，非常適合建設光伏電站項目。2.2XXX縣其它氣象條件2.2.1氣溫2.2.2日照2.2.3降水2.2.4蒸發XXX多年平均蒸發量1700毫米～2300毫米，降水與蒸發之比在1：4～1：5之間。一年中，1月份最小，5月、6月為蒸發量旺盛期。2.2.5濕度XXX年平均相對濕度54%。7月、8月空氣比較濕潤，相對濕度也最大。相對濕度的日變化比較明顯，最大值在日出之前，最小值在下午2時左右，與氣溫日變化正好相反。2.2.6風霜年平均風速2.4米/秒～4.2米/秒。年均7級～8級的大風日數有14.3天～44.5天。最大風力達9級，最高風速22米/秒。歷年8級或8級以上大風平均日數23天，一般多在春季，大風日數最多可達50天，沙塵暴日數是10天左右。境內無霜期短，年均102天～137天。最長132天～162天，最短81天～122天。初霜最早年份出現在9月1日～10日，最晚年份開始于9月28日，一般年開始于9月12日。春霜最早年份終止于5月11日，最晚年份終止于6月12日，一般年終止于6月1日左右。2.2.7冰凍一般年份XX月封凍，XX月解凍，封凍期為000天左右。最大凍土深度000厘米～000厘米，平均000厘米。XXX地境屬溫帶大陸性季風氣候區。多年平均氣溫3.68℃，極端最高00℃，極端最低-00℃,氣溫高于和等于30℃的日數多年平均為9天，最多年19天，最少年3天。高溫出現在5月上旬到8月下旬。無霜期多年平均為104天，最長年分184天，最短年份84天。最大凍土為169cm。多年平均降水量為410mm。多年平均蒸發1743.5mm，其中4、5、6三個月是同期降水量的7.35倍，7、8月份蒸發量是同期降水量的3.68倍。該區季風性氣候明顯。夏季多東風，其它季節為西和西北風。多年平均風速2.6米／秒，一年中6級以上大風平均為28天，最多年達52天，風力最大達到9級。多年平均冰雹日數為4天。多年平均濕度47.8%。2.3項目所在地地理條件XXX縣地貌特征是四周環山，地勢由東向西北傾斜。一般海拔00～00米。最高的XX山000米，最低的XXX100米。境內西部為土石山區，植被較稀疏，形成巖石裸露和切割較深的溝谷。東部和東南部為丘陵地貌，坡面寬闊，地勢較平緩，溝塹相對也淺，土質疏松。北部和東北部為中低山及臺地區，山頂平緩，臺面被黃土覆蓋，局部地帶沙化比較明顯。中部的XXX河谷由南向北蜿蜓曲折，連接著XX、XX等斷陷盆地。東南邊境是XX水系的XXX河谷。境內地址表層特征是：深厚的第四紀黃土覆蓋在第三紀紅土之上，地表組織物黃土為主。也分布著部分紅土。土石山區地表為礫石夾粗沙的粗骨土，在河川階地主要為風積黃山粉土和沖積物。XXX國道與XX線在此交匯，交通便利。（附項目所在地圖）圖2-2XXX地圖2.3.1工程地質該光伏發電工程選址緊鄰XXXX，基本地質情況引用自《XXXXX巖土工程勘察報告書》。工程概況XXX10MW光伏電站選址位于XXX東南方向150米至1000米之內，總面積24萬平方米，呈南北長、東西窄的長方形分布，該場地地勢為朝向正南的緩坡，坡度5度到10度之間。工程總裝機容量為00MW，發電設備為晶體硅光伏電池組件，安裝方式主要為固定傾角，輔以部分向日跟蹤方式（旋轉支架系統），安裝高度為00m到00m之間，單個光伏組件自重為000N以內，固定傾角安裝模式的支架系統重量平均到每塊光伏組件上為000N以內，埋深000m左右，考慮到風載荷和雪載荷，最大負載強度為000N。電氣控制室建筑物單層布置，采用混凝土基礎，基礎埋深為0m。地形地貌光伏電站場區為土石山區，地形較平緩。場地西南部、發育2條南北向沖溝，東北部發育1條南北向沖溝，寬00～00m，深約00～00m。地基巖土層的工程特性地基巖土層及分布特性：在30m勘探深度內上部為第四系粉土，下部為第三系上新統（N2）粉質粘土層和玄武巖。地基土的物理力學特性：根據地基土室內試驗物理力學性質指標，現場原位測試結果，按工程分區分層進行數理統計，詳見表2-3。

表2-3物理力學指標統計表分區指標地層含水率%濕密度g/cm3干密度g/cm3飽和度%孔隙比塑性指數液性指數壓縮模量MPa濕陷系數凝聚力kPa摩擦角°北區粉土南區粉土粉質粘土變電站粉土

表2-4各巖土層承載力特征值一覽表場地巖土名稱承載力特征值（fak）kPa壓縮模量ES1-2MPa彈性模量E103MPa南區粉土粉質粘土強風化玄武巖中等風化玄武巖北區粉土強風化玄武巖中等風化玄武巖變電站粉土粉質粘土強風化玄武巖中等風化玄武巖2.3.2結論與建議擬建場地位于XXXX地區，場地內斷裂不發育，未發現不良地質作用，場地穩定性好，適宜建設。工程場地設計基本地震加速度為00g，抗震設防烈度為7度。工程場地土的標準凍結深度為00m。工程場地內地下水位埋藏較深，對基礎和施工無影響。附圖：所附“區域地質構造圖”及“工程地質剖面圖”均引用自《XXXX電場巖土工程勘察報告書》。圖2-3區域地質構造圖2.4光伏電站場址建設條件2.4.1場址宏觀建設條件分析XXX光伏發電示范項目在水文、氣象、太陽光照資源、交通運輸條件、接入系統以及巖土工程條件方面符合建設條件。2.4.2場址微觀建設條件分析XXX通過建設生態XX、綠色XX，森林覆蓋000萬畝，新增造林000萬畝，森林覆蓋率50%，建成綠化通道000公里，形成大面積防風林帶。因此項目選址不受風沙影響。XXX北面靠近XX，由于山勢較高，從北面和西北面刮來的風，在XXX上空形成回流，云層無法停留，且帶走大量水氣，使XX地區空氣干燥、濕度低、無云層遮擋、透光率高。其獨特的地理位置為其創造了明顯區別于周邊地區的“小氣候”環境。為太陽能發電提供了良好的自然環境條件。2.4.3場址建設條件分析結論項目所在地具有富集的太陽光照資源，保證了高發電量；靠近主干電網，能減少新增輸電線路的投資；主干電網的線徑具有足夠的承載能力，在基本不改造的情況下有能力輸送光伏電站的電力；離用電負荷中心市區近，可以減少輸電損失；場地開闊、平坦，擴容空間大；交通運輸、生活條件便利；能產生附加的經濟、生態效益，有助于抵消部分電價成本；在此建設太陽能發電站，既可以方便地將太陽能電力電場升壓站接入電網系統，減少輸電損失，同時還可以起到積極的宣傳示范作用。

第三章其他必要的背景資料3.1國際光伏發電現狀全球人口2008年是66億，能源需求折合成裝機是16TW；到2050年全世界人口至少要達到100－110億，按照每人每年GDP增長1.6%,GDP單位能耗按照每年減少1％，則能源需求裝機將是30－60TW，屆時主要靠可再生能源來解決。可是，世界上潛在水能資源4.6TW，經濟可開采資源只有0.9TW；風能實際可開發資源2TW；生物質能3TW。只有太陽能是唯一能夠保證人類能源需求的能量來源，其潛在資源120000TW，實際可開采資源高達600TW。由于光伏發電能為人類提供可持續能源，并保護我們賴以生存的環境，世界各國都在競相發展太陽能光伏發電，尤其以德國、日本和美國發展最快。在過去的10年中，世界光伏發電的市場增長迅速，連續8年年增長率超過30％，2007年當年發貨量達到733MW，年增長率達到42%。圖3-1給出了1990到2007年的世界太陽電池發貨量的增長情況：圖3-1世界太陽電池發貨量（PVNET2007）數據來源－PVNewsPaulMaycock光伏組件成本30年來降低了2個多數量級。根據So1arbuzzLLC．年度PV工業報告，2007年世界光伏系統安裝量為2826MW，比2006年增長了62％，2006年世界光伏發電累計裝機容量已經超過8.5GW，2007年年底，世界光伏系統累計裝機約12GW，其中并網光伏發電約10GW，占總市場份額的83%。發電成本50美分/度；預計2010年世界光伏累計裝機容量將達到15GW，發電成本達到15美分/kWh以下；2020年世界光伏發電累計裝機將達到200GW，發電成本降至5美分/度以下；到2050年，太陽能光伏發電將達到世界總發電量的10－20％，成為人類的基礎能源之一。光伏發電的應用形式包括：邊遠無電農牧區的離網發電系統、通信和工業應用、太陽能應用產品、與建筑結合的并網發電系統以及大型并網電站。國際能源機構（IEA）特別將超大規模光伏發電（VLS-PV）列為其第8項任務（Task8），主要研究、追蹤超大規模光伏發電的技術和信息，并在此領域開展國際間的交流和合作。光伏電站正在從小規模（100kW以下）、中規模（100kW～1MW）向大規模（1MW～10MW）和超大規模（10MW以上）發展。世界光伏產業的技術發展：技術進步是降低光伏發電成本、促進光伏產業和市場發展的重要因素。幾十年來圍繞著降低成本的各種研究開發項工作取得了顯著成就，表現在電池效率不斷提高、硅片厚度持續降低、產業化技術不斷改進等方面，對降低光伏發電成本起到了決定性的作用。(1)商業化電池效率不斷提高先進技術不斷向產業注入，使商業化電池技術不斷得到提升。目前商業化晶硅電池的效率達到15％～20％(單晶硅電池16％～20％，多晶硅15％～18％)；商業化單結非晶硅電池效率5％～7％，雙結非晶硅電池效率6％～8％，非晶硅/微晶硅的迭層電池效率8％～10％，而且穩定性不斷提高。電池效率的提高是光伏發電成本下降的重要因素之一。(2)商業化電池硅片厚度持續降低降低硅片厚度是減少硅材料消耗、降低晶硅太陽電池成本的有效技術措施，是光伏技術進步的重要方面。30多年來，太陽電池硅片厚度從70年的450～500微米降低到目前的180～200微米，降低了一半以上。硅材料用量的大幅度降低是技術進步促進成本降低的重要范例之一。預計到2010年硅片厚度降低到160～180微米，硅用量降到7噸/MW以內。(3)產業化規模不斷擴大生產規模不斷擴大和自動化程度持續提高是太陽電池生產成本降低的重要因素。太陽電池單廠生產規模已經從上世紀80年代的1~5MW/年發展到90年代的5~30MW/年，2006年25~500MW/年，2007年25~1000MW/年。生產規模與成本降低的關系體現在學習曲線率LR(LearningCurveRate，即生產規模擴大1倍，生產成本降低的百分比)上。對于太陽電池來說，30年統計的結果，LR20％(含技術進步在內)，是所有可再生能源發電技術中最大的，是現代集約代經濟的最佳體現者之一。3.2國內光伏發電現狀2007年，我國光伏發電設備新增裝機容量26MW，我國到2007年底，光伏發電的累計裝機為100MW，2008年中國共計安裝約20MW光伏系統，累計安裝量達到120MW。主要應用在如下幾個方面：3.2.1通信和工業應用：微波中繼站；光纜通信系統；無線尋呼臺站；衛星通信和衛星電視接收系統；農村程控電話系統；部隊通信系統；鐵路和公路信號系統；燈塔和航標燈電源；氣象、地震臺站；水文觀測系統；水閘陰極保護和石油管道陰極保護。農村和邊遠地區應用：獨立光伏電站（村莊供電系統）；小型風光互補發電系統；太陽能戶用系統；太陽能照明燈；太陽能水泵；農村社團(學校、醫院、飯館、旅社、商店等)3.2.2光伏并網發電系統并網光伏發電系統包括城市與建筑結合的并網光伏發電系統（BIPV）和大型光伏電站。目前這類應用尚處于試驗示范階段，到2007年底，此類應用的全國裝機容量大約已有約7MW。3.2.3其它太陽能商品太陽能路燈；太陽能草坪燈；太陽能信號標識；太陽能廣告燈箱等；太陽能充電器；太陽能電動汽車；太陽能游艇，等。目前我國大型并網光伏電站剛剛起步，安裝量還很少，全國只有深圳綠博園1MW并網光伏項目、上海崇明島前衛村1MW并網光伏電站等為數不多的幾座。3.3安徽省電力現狀及發展規劃3.3.1安徽省電力系統現狀本工程所屬電網為安徽電網。安徽電網擁有000kV線路00條，總長度0000km；220kV線路000條，總長度6600km；500kV變電站0座，開閉站0座，主變壓器0臺，總容量00000MVA。220kV變電站000座（含用戶站9座），開閉站0座，主變壓器000臺，總容量23086.8MVA。項目所在地XXX電網具備500kV、220kV線路，其中500kV電網線路經XXX電網與XXX電網相連，并直接與XXX南網相連，其中220kV線路經XXX電網至XXX電網，并延伸至XXX南部。安徽電網分布示意圖如圖3-2：圖3-2安徽電網結構圖

3.3.2安徽省電力系統規劃表3-1安徽電力需求預測表項目2010年2015年2020年高方案全社會用電量發電負荷符合利用小時數中方案全社會用電量發電負荷符合利用小時數低方案全社會用電量發電負荷符合利用小時數根據安徽電力調整優化結構的目標，到2010年，關停5萬kW以下小火電機組250萬kW，使高參數、大容量空冷環保燃煤機組達75%以上，風電、水電，煤層氣發電、生物質能發電等清潔、可再生能源發電裝機達到6%以上3.4XX市電力建設基本情況及發展規劃3.4.1XX市電力建設現狀3.4.2XX市電力發展規劃考慮城市經濟和社會發展綜合因素，預測XX市2010年供電量為56×108kW·h，最大供電負荷達到890MW。“十一五”期間供電量、供電負荷年均增長分別為9.7%、11%。XX市負荷預測詳見表3-2：表3-2XX市2008～2010年供電量、供電負荷預測單位：×108kW·h、MW年度200820092010遞增率供電量最大供電負荷目前純火電這樣一種單一的電源結構難以滿足XX地區用電需求和電力系統可持續發展的戰略要求。從長期看，XX未來電力需求巨大，為新能源的發展提供了巨大的潛在市場。3.5XX縣電網現狀及規劃3.5.1XX縣電力發展現狀XXX供電網由110kV、35kV兩級電壓組成，目前只有XX1座110kV變電站，為雙變雙線運行，主變容量36MVA。XX縣1座110kV站主供電源來自XXXX110kV變電站。另有在建的XXX110kV變電站，該變電站建成后的主供電源為在建的XXX220kV變電站。2005年，XXX縣供電量00000kW·h，最高供電荷000MVA。3.5.2XXX縣電力發展規劃表3-3右玉縣最大負荷預測結果表年度200820092010供電量（萬kWh）最大負荷利用小時數最大負荷（萬kW）第四章項目任務與規模4.1項目建設的必要性4.1.1項目的建設符合國家產業政策開發利用可再生能源是國家能源發展戰略的重要組成部分，《中華人民共和國電力法》規定：“國家鼓勵和支持利用可再生能源和清潔能源發電”。我國《可再生能源中長期發展規劃》提出到2010年，太陽能發電總容量達到30萬千瓦，到2020年達到180萬千瓦的裝機目標，并在（2005）2517號文件中將并網型的光伏發電列為可再生能源產業發展指導目錄，本項目利用當地豐富的太陽能資源建設光伏發電場，符合國家產業政策。在2009年國家新能源和可再生能源司在全國能源工作會議《太陽能開發利用狀況及工作思路》中提出：“結合太陽能資源及光伏電站建設特點，以及已建成光伏項目和敦煌示范項目實踐經驗，擬在全國范圍內開展大型并網光伏電站建設前期工作，在資源較好的省份，選擇若干個10MW以上的大型并網光伏發電場”，“全國安排電站項目擬綜合考慮資源特點及地區布局，發電場址主要選擇資源豐富地區的沙漠、戈壁、荒地等非耕用地”。4.1.2優化能源和電力結構XXX省是我國能源生產大省，是國內少數幾個以煤為主要能源的省份之一，這種消費結構給環境造成的壓力巨大，逐步優化能源結構、提高能源效率、發展新能源與可再生能源是安徽省可持續發展戰略中不可缺少的重要組成部分。為滿足電力系統可持續發展的戰略要求，積極地開發利用本地區的太陽能等清潔可再生能源已勢在必行、大勢所趨，以多元化能源開發的方式滿足經濟發展的需求是電力發展的長遠目標。太陽能光伏發電作為重要的可再生能源形式，發電產業快速發展，市場應用規模迅速擴大，太陽能光伏發電有可能在不遠的將來很大程度上改變能源生產、供應和消費方式，給能源發展帶來革新。中國光伏產業在國家大型工程項目、推廣計劃和國際合作項目的推動下，以前所未有的速度迅速發展。在2006～2020年期間大力推廣光伏屋頂發電系統，在可再生能源領域內僅次于水電和風力發電，對優化能源結構起到非常重要的作用。裝機容量的增長，也是光伏發電成本降低的主導因素之一。光伏發電本身的優越性不需要耗費燃料，太陽輻射為其提供取之不竭的能源。發電系統無噪聲、無污染、無任何排放物、不消耗水資源。系統構成簡單，施工難度小，周期短，可模塊化施工，易于增容，便于檢修。可方便的與建筑結合，可大規模利用荒漠、荒地、空地。無人值守，維護成本極低，運行可靠，使用安全。壽命長，經濟壽命為20年，使用壽命可超過25年。技術和工藝正在走向成熟。降價潛力大，成本階段性降低。圖4-1光伏系統發電價格隨裝機容量的變化（2007年中國光伏產業發展報告）2007年，全球光伏組件及系統新增裝機容量2249MW，同比增速達40.74%；全球累計光伏組件裝機容量為9100MW，同比增速為32.83%。我國光伏發電項目也進入快速增長階段，大型光伏電站建設項目也越來越多。例如2008年，已有甘肅敦煌10MW和云南石林100MW并網光伏發電項目開始啟動。圖4-22011-2020年中國光伏發電裝機預測（2007年中國光伏產業發展報告）大規模并網型光伏發電項目積極性、建設性示范作用.1清潔能源在常規能源短缺已經成為制約我國經濟發展瓶頸的今天，清潔、無窮的太陽能利用應有更大空間，太陽能光伏發電也有更大的市場潛力可挖，因此實施本工程對推廣太陽能利用、推進光伏產業發展是十分必要的。.2進入規模化發展起步階段我國太陽能光伏技術開始于20世紀70年代，開始時主要用于空間技術，而后逐漸擴大到地面并形成了中國的光伏產業。目前，我國已安裝光伏電站約100MW，應用范圍主要為邊遠地區居民供電，應用形式主要為離網型獨立系統，累計總投資90多億元人民幣。.3大型并網光伏電站是光伏發電邁向電力規模應用的必然結果國際能源機構（IEA）特別將超大規模光伏發電（VLS-PV）列為其第8項任務（Task8），主要研究、追蹤超大規模光伏發電的技術和信息，并在此領域開展國際間的交流和合作。荒漠光伏電站正在從小規模（100kW以下）、中規模（100kW~1MW）向大規模（1MW~10MW）和超大規模（10MW以上）發展。我國可再生能源中長期發展規劃已于2007年8月31日正式發布。小結出于優化電網能源結構考慮，我國尚處于兆瓦及以上級別的太陽能光伏發電上網項目的起步階段，而歐美及日本在此領域已經發展相對成熟。結合我國電網特點，兆瓦級光伏發電上網亟需在當前基礎上利用在太陽能資源較有優勢的地區建設更多示范性項目，以推動我國在該領域的成功運作。山西省自然條件、產業條件都具備先天優勢，當前，在此基礎上建設太陽能光伏發電示范項目必將起到顯著的示范效果。4.1.3響應國家號召，支持政府完成“十一五”節能目標由于經濟全球化進程加快給中國帶來資源環境新挑戰，能源問題已引起黨中央、國務院高度重視，黨的十六屆五中全會提出把節約資源作為基本國策，“十一五”規劃《綱要》進一步把“十一五”時期單位GDP能耗降低20%左右作為約束性指標。但是我國是發展中國家，正處于工業化、城鎮化進程快速發展的階段，同時又處于產業轉型期，傳統的粗放型增長方式加劇了資源消耗，因此，實現2010年單位GDP能耗比2005年下降20%的目標壓力巨大，需要全社會共同努力。因此開發利用太陽能是對政府完成“十一五”節能目標的大力支持，具有重要意義。4.1.4保護環境，節省能源、減少溫室氣體排放根據目前安徽省的能源結構，基本上尚屬于純煤電的電力系統，燃煤產生大量的CO2、SO2、NOX、煙塵、灰渣等，對環境和生態造成不利的影響。為提高環境質量，在對煤電進行改造和減排的同時，積極開發利用太陽能等清潔可再生能源是十分必要的。4.1.5結論XXX日照資源豐富，無災害性天氣，具備發電上網條件，交通便利。建設光伏電站對于改善當地電力系統的能源結構、減少燃煤發電廠的環境污染、滿足用電負荷迅速增長的需要都是有意義的。此外，該光伏電站建成后，形成風力發電與光伏發電對電網的互補作用，使得兩個新能源發電項目每年約1億千瓦時的發電量能夠滿足XXX的用電負荷，同時也將成為該地區一道獨特的景觀，可開發為一個新的旅游景點，帶來相應的經濟效益。因此，本工程的建設是必要的。根據初步規劃的地域面積以及光伏資源情況，該項目建設規模按30MW設計，僅占XXX地區電網總裝機容量的0.03%，不會對電網的安全運行產生影響。XXX10MW并網光伏發電示范項目的建設，符合我國21世紀可持續發展能源戰略規劃；也是發展循環經濟模式，建設和諧社會的具體體現；同時對推進太陽能利用及光伏組件產業的發展進程具有非常重大的示范意義，其社會政治、經濟、環保等效益顯著。源于上述有利條件和新能源建設機遇。4.2項目任務與規模隨著安徽省國民經濟的快速發展，對于電力工業的發展提出了更高的要求。本項目建成后可進一步滿足所在地區的能源需求。根據初步規劃的地域面積以及當地日照輻射資源情況，該項目建設規模為10MW，可供給當地用電負荷，也可通過公共電網外送。初步計算表明,本項目裝機容量不會對電網的安全運行產生影響。4.2.1發電量預測大規模地面并網光伏電站的效率：建立在開闊地的并網光伏發電系統基本沒有朝向損失。當前大規模地面并網光伏電站總體運行綜合電效率已能達到80%。其中，逆變器效率93%，變壓器效率97%，組件組合損失4%，低壓直流輸電損失和低壓交流輸電損失共1%，灰塵遮擋損失4%，弱光及遮擋損失3%。采用加拿大環境署和美國NASA聯合開發的光伏發電系統設計軟件RetScreen，對XXX10MW并網光伏發電示范項目所需傾角平面的日照輻射量進行測算，并進一步測算該光伏發電項目的年發電量和發電利用小時數：XXX水平面年輻射量為：0000kWh/m2；固定最佳傾角光伏組件方陣面年輻射量為：000kWh/m2，相當于標準日照（日照輻射強度為1000W/m2）峰值小時數0000小時；年發電利用小時數（發電當量小時數）初始值：0000×80%（綜合效率）＝0000.0小時；低倍聚光光伏發電系統效率理論上比固定最佳傾角安裝方式高20%，其年發電利用小時數：00000×(1+5%)=100000小時；安裝在APOLO跟蹤支架系統之上的光伏發電系統效率比固定最佳傾角安裝方式高30%，其年發電利用小時數：00000×(1+10%)=00000小時；發電系統裝機構成：最佳固定傾角安裝方式000MW（含000MW非晶硅組件）；低倍聚光光伏發電系統000MW；向日跟蹤系統000MW；系統初始年發電量：00MW×1000小時+00MW×00000+00MW×00000小時=000000MWh該10MW光伏發電項目初始年發電量約為：000000MWh，對應初始年發電利用小時數00000小時。本項目擬采用的光伏電池組件的光電轉換效率衰減速率按照每年初始值的000%計算，第N年發電量約為：初始年發電量－（N－1）×第一年發電量×000%25年運營期內發電量預測數據見表4-1。表4-1XXX10MW并網光伏發電示范項目逐年發電量預測（MWh）第一年第二年第三年第四年第五年0000000000000000000000000第六年第七年第八年第九年第十年0000000000000000000000000第十一年第十二年第十三年第十四年第十五年0000000000000000000000000第十六年第十七年第十八年第十九年第二十年0000000000000000000000000第二十一年第二十二年第二十三年第二十四年第二十五年0000000000000000000000000根據上表計算得知，XXXX”10MW并網光伏發電示范項目25年壽命期內平均年發電量00000MWh，對應平均年發電利用小時數00000小時。4.2.2具有節能、環保效益目前，安徽省電網基本屬于火電電網，發電廠多為燃煤機組，電源結構較單一。光伏發電是一種清潔的能源，建成投產后既不消耗燃料資源和水資源，同時又不釋放污染物、廢料，也不產生溫室氣體破壞大氣環境，也不會有廢渣的堆放、廢水排放等問題，有利于保護周圍環境，是一種綠色可再生能源。XXX10MW光伏發電項目的建設，將在節省燃煤、減少CO2、SO2、NOx、煙塵、灰渣等污染物排放效果上，起到積極的示范作用。根據國際能源署(IEA)《世界能源展望2007》，中國的CO2排放指數為：0.814kg/kWh，同時，我國火電廠每發電上網1kWh，需消耗標準煤305g，排放6.2克的硫氧化物(SOx)（脫硫前統計數據）和2.1克的氮氧化物(NOx)（脫氮前統計數據），對環境和生態造成不利的影響。項目初始年發電量約為15820MWh。靜態總投資約為24354萬元，初始年有效發電利用小時數1582小時；25年壽命期內平均年發電量為14380MWh，對應平均年發電利用小時數1438小時，無污染排放，有力支持了右玉作為全國首個生態示范縣和潔凈能源縣的可持續發展。年減排溫室效應氣體CO2約12494噸，每年減排大氣污染氣體SOx約95噸、NOx約32.25噸。同時該項目可節約用水，不存在廢水和溫排水等對水環境的污染，有明顯的環境效益。因此，本工程的建設是完全必要的。

第五章總體設計方案5.10工程設計概算工程靜態總投資約為25000萬元，動態總投資為25000萬元；25年經濟壽命期內，初始年有效發電利用小時數0000小時，初始年上網電量00000MWh；25年壽命期間，平均年有效發電利用小時數00000小時，平均年上網電量000000MWh。

第六章電站的技術設計第七章消防第八章施工組織設計表8.1主要施工機械匯總表序號設備名稱型號單位數量備注輪胎式起重機QUY50輛平板運輸車5噸輛自卸汽車8噸輛砼罐車輛砼泵車輛小型工具車輛反鏟式挖掘機WY80臺履帶式推土機132kW臺輪胎式挖掘裝載機WY-60臺手扶振動壓實機1噸臺車載變壓器10kV-380V臺移動電纜及支座380V臺錐形反轉砼攪拌機50m3/h臺插入式振搗棒ZN70條鋼筋拉直機JJM-3臺鋼筋切斷機GQ-40臺鋼筋彎曲機GJB7-40臺鋼筋彎鉤機GJG12/14臺蛙式打夯機H201D臺無齒砂輪鋸臺電平刨臺砂漿攪拌機UJ100臺套絲機臺潛水泵臺空氣壓縮機臺消防水泵臺電焊機臺叉車輛PAGE398.7XXXX工程施工組織計劃項目實施初步進度見下表。表8-2XXXX光伏發電項目10MW實施初步進度表進度項目建設周期（月）12345678910可行性研究及審查主設備招標初步設計、施工圖設計設備、材料采購土建設備安裝調試第十一章投資估算及經濟評價11.1項目概況本項目為XXXX10MW并網光伏發電示范項目，工程場址位于XXXX東南150米，坐標范圍：東經00°00′000″～00°00′000″，北緯00°00′000″～00°00′000″主體工程及附屬配套設施面積約0000畝。裝機總容量約為10MW級別；同時配套建設000kV升壓上網系統及配電房。光伏電站主要設備包括光伏組件、并網逆變器等，配電房、升壓主要設備包括變壓器、開關柜設施等，主要材料有電力電纜、電纜橋架等。11.2項目投資估算依據初步設計各專業的材料、設備清冊。11.2.1（1）工程量按設計單位正式出版的設計圖紙及設備材料清冊計算。（2）費用構成及取費標準：參考中電聯技經〔2007〕139號文《火力發電工程建設預算編制與計算標準》。（3）定額指標：中電聯技經〔2007〕138號文《電力建設工程概算定額》(2006年版)和中電聯技經〔2007〕15號文《電力建設工程預算定額》(2006年版)。（4）安裝材料按中電聯技經〔2007〕140號文《電力建設工程裝置性材料預算價格》。（5）主要設備的安裝費參照以往工程實際發生的結算價格,其他設備的安裝費采用《電力工程建設概算定額》設備安裝工程分冊和建筑工程分冊。11.2.（1）設備價格主要參考同類型工程招投標價格計算。（2）占（借）用場地按征地考慮，土地征用費為0萬元/畝。（3）基本預備費按0％計取。

11.2.表11-1項目方案基本信息總結表序號項目數據1光伏組件轉換效率17%2光伏組件使用壽命253光伏組件價格4安裝容量5初始年有效發電利用小時數6平均年有效發電利用小時數7初始年上網電量8平均年上網電量本工程主要設備有：光伏光伏組件、并網型逆變器、升壓變壓器。主要設備價格如表11-2。表11-2主要設備價格表序號設備名稱價格1光伏光伏組件（含稅）0.4元/W2并網型逆變器（含稅）0.3元/W11.2.本工程計劃于0000年00月開始啟動，0000年00月投入運行。11.2.5投資估算以第一選址方案為主進行分析，見以下附表：表11-3總估算表表一甲金額單位：萬元序號工程或費用名稱建筑工程設備購置安裝工程其他合計各項占單位投資費用費用費用費用總計(%)(元/Wp)一太陽能發電工程(一)主、輔生產工程1太陽能光伏發電系統2電氣系統3附屬生產工程(二)與廠址有關的單項工程二其他1其他費用2編制年價差三基本預備費(3%)工程靜態投資各類費用單位投資(元/kw)各類費用占靜態投資(%)四建設期貸款利息發電工程動態投資

表11-4安裝部分匯總估算表表二甲金額單位：萬元序號工程或費用名稱建筑設備安裝工程費其他合計技術經濟指標工程費購置費主材安裝小計費用單位數量指標一主輔生產工程(一)太陽能光伏發電系統1太陽光伏發電組件2太陽光伏發電組件支架(二)電氣系統1升壓變主變壓器低壓干式變壓器2逆變器3高低壓配電裝置35kV開關柜低壓抽屜式開關柜無功補償裝置5控制及直流系統直流匯流箱直流配電柜直流屏UPS主變保護屏電度表屏綜合自動化系統火災報警系統6電纜及橋架電纜電纜橋架及安裝材料7防雷及接地

表11-5建筑部分匯總估算表表二乙金額單位：萬元序號工程或費用名稱建筑設備安裝工程費其他合計技術經濟指標工程費購置費主材安裝小計費用單位數量指標一主輔生產工程(一)太陽能光伏發電系統1設備基礎(二)電氣系統1配電室2控制樓(三)附屬生產工程1電纜溝2道路3綠化4大門圍墻5場區土石方

表11-6其他費用估算表表四金額單位:萬元序號工程或費用名稱編制依據及計算說明總價1建設場地征用及清理費1.1土地征用費2項目建設管理費2.1建設項目法人管理費2.2招標費2.3工程監理費2.4設備監造費3項目建設技術服務費3.1項目前期工作費3.2規劃設計費3.3設備成套技術服務費3.4勘測設計費3.4.1勘察費3.4.2設計費基本設計費施工圖設計費竣工圖編制費3.5設計文件評審費3.5.1可行性研究設計文件評審費3.5.2初步設計文件評審費3.5.3審圖費3.6項目后評價費用3.7工程建設監督檢測費3.7.1工程質量監督檢測費3.7.2特種設備安全監測費3.7.3環境監測驗收費3.7.4水土保持項目驗收及補償費3.7.5樁基檢測費3.8電力建設標準編制管理費3.9電力工程定額編制管理費4分系統調試和整套啟動試運費4.1分系統調試費4.2整套啟動試運費4.2.5整套啟動調試費4.2.6售出電費4.3施工單位配合調試費5生產準備費5.1管理車輛購置費5.2工器具及辦公家具購置費5.3生產職工培訓及提前進廠費6大件運輸措施費其他費用小計11.3經濟評價11.3.經濟評價方法采用電規經（1994）2號文頒發的《電力建設項目經濟評價方法細則（試行）》、《建設項目經濟評價方法與參數》(第三版)、國家發展計劃委員會計價格（2001）701號文《國家計委關于規范電價管理有關問題的通知》，以及現行的有關財務、稅收政策等。11.3.2本項目注冊資本金為動態總投資的20%，其余80%資金從商業銀行融資，融資部分貸款利率執行中國人民銀行2008年12月23日發布的最新利率，五年期以上長期貸款利率5.94%（按年結息）。11.3.有關原始數據及主要評價參數，包括成本類及損益類數據詳見“經濟評價原始數據表”。PAGE40表11-7經濟評價原始數據表序號項目單位原始數據備注序號項目單位原始數據備注1裝機容量MW15所得稅率%2年利用小時數h/a16法定公積金%3發電廠用電率%17公益金%4建設期月18基準收益率%5機組服役期年19注冊資本占總投資比例%6人民幣貸款年利率％20流動資金周轉天數天7貸款還款期年21水費元/MWh8流動資金貸款利率%22平均材料費元/MWh9修理費率%23其他費用元/MWh10折舊年限年24增值稅%11電站定員人25城鄉維護建設稅%12人工工資元/年26教育稅附加%13福利%27修理費扣稅率%14保險費率%PAGEPAGE149總體經濟評價結果11.4.110MW財務評價基本表見附件一。

11.4.2序號項目名稱指標1靜態總投資2建設期貸款利息3動態總投資4投資利潤率5投資利稅率6資本金利潤率7全部投資7.1凈現值(萬元)7.2內部收益率(%)7.3投資回收期(年)8自有資金8.1凈現值(萬元)8.2內部收益率(%)8.3投資回收期(年)9含稅電價（元/度）從上表中可以看出，全部投資財務內部收益率為8%時，電價為1.87元/kWh，項目經濟上是可行的。國家發改委頒發的發改價格[2008]1868號文《國家發展改革委關于內蒙古鄂爾多斯、上海崇明太陽能光伏電站上網電價的批復》中核定兩個光伏電站上網電價為每千瓦時4元（含稅），高出當地脫硫燃煤機組標桿上網電價的部分納入全國分攤。若項目運行成本高于核定的上網電價水平，當地政府可采取適當方式給予補貼，或納入當地電網銷售電價統籌解決。參照相關政策，本項目可以爭取到1.87元/kWh以上的上網電價，給投資方帶來更好的經濟效益。11.4.為了考察各因素對經濟效益的影響，對靜態投資、年發電量和上網電價作單因素敏感性分析，其計算結果詳見下表。表11-9敏感性分析匯總表變化因素%全部投資內部收益率(%)自有資金內部收益率(%)投資利潤率(%)投資利稅率(%)資本金凈利潤率(%)靜態投資10靜態投資5靜態投資0靜態投資-5靜態投資-10電量10電量5電量0電量-5電量-10電價10電價5電價0電價-5電價-10從上表的敏感性分析結果可以看出，投資增加、發電量減少及上網電價減少均對投資收益率影響較大，應在建設期加強管理，控制投資的增加，確保工程如期發電。

第十二章結論12.1.本項目為XXXX10MW并網光伏發電示范項目，本工程的建設對優化能源結構、保護環境，減少溫室氣體排放、推廣太陽能利用和推進光伏產業發展具有積極的示范意義。12.2.本工程按初定的工程場址為開闊地，擬主要以固定傾角方式，主要發電組件為晶體硅光伏組件，裝機總容量為10MW，同時，考慮到示范意義和實驗作用，建議選取總裝機容量中的00MW采用全方位向日跟蹤系統，00MW采用非晶硅薄膜電池組件固定傾角安裝，000MW采用低倍聚光光伏發電系統。12.3.工程靜態總投資約為00000萬元，動態總投資為00000萬元；25年經濟壽命期內，初始年有效發電利用小時數0000小時，初始年上網電量0000MWh；25年壽命期間，平均年有效發電利用小時數0000小時，平均年上網電量00000MWh。在保證投資基本收益的前提下，建議含稅電價不低于1.98元/kWh。

附件一財務評價基本表（附Excel文件：25年-經濟評價）附件二名詞解釋1、太陽高度角：太陽光線與觀測點處水平面的夾角，稱為該觀測點的太陽高度角。2、太陽方位角：太陽方位角即太陽所在的方位，指太陽光線在地平面上的投影與當地子午線的夾角，可近似地看作是豎立在地面上的直線在陽光下的陰影與正南方的夾角。方位角以正南方向為零，由南向東向北為負，由南向西向北為正，如太陽在正東方，方位角為負90°，在正東北方時，方位為負135°，在正西方時方位角為90°，在正北方時為±180°。3、輻射度：照射到面元上的輻射通量與該面元面積之比（W/㎡）。4、散射輻射（散射太陽輻射）量：系指在一段規定的時間內，除去直接太陽輻射外，照射到單位面積上來自天空的輻射能量。5、直接輻射（直接太陽輻射）量：系指在一段規定的時間內，照射到單位面積上來自天空太陽圓盤及其周圍對照射點所張的半錐角為8°的輻射能量。6、總輻射（總的太陽輻射）量：在一段規定時間內（根據具體情況而定為每小時、每天、每周、每月、每年）照射到水平表面的單位面積上的太陽輻射能量。7、傾斜面總輻射（傾斜面太陽總輻射）量：在一段規定時間內（根據具體情況而定為每小時、每天、每周、每月、每年）照射到某個傾斜表面的單位面積上的太陽輻射能量。8、總輻射度（太陽輻射度）：系指入射于水平表面單位面積上的全部的太陽輻射通量（W/㎡）。9、傾斜面總輻射度（傾斜面太陽總輻射度）：系指入射于傾斜表面單位面積上的全部的太陽輻射通量（W/㎡）。10、直接輻射度：系指照射到單位面積上的、來自天空太陽圓盤及其周圍對照射點所張的半錐角為8°的輻射通量11、散射輻射度：系指去除直接太陽輻射的貢獻外，來自整個天空并照射到單位面積上的輻射通量。12、組件（太陽電池組件）：系指具有封裝及內部聯結的、能單獨提供直流電輸出的，最小不可分割的太陽電池組合裝置。13、太陽電池組件表明溫度：系指太陽電池組件背表面的溫度。14、組件效率：系指按組件外形（尺寸）面積計算的轉換效率。15、組件實際效率：按組件中所有單體電池幾何面積之和計算得到的轉換效率。16、板（太陽電池板）：由若干個太陽電池組件按一定方式組裝在一塊板上的組裝件叫板（太陽電池板），通常作為方陣的一個安裝單元。17、方陣（太陽電池方陣）：由若干個太陽電池組件或太陽電池板在機械和電氣上按一定方式組裝在一起并且有固定的支撐結構而構成的直流發電單元。地基、太陽跟蹤器、溫度控制器等類似的部件不包括在方陣中。18、子方陣（太陽電池子方陣）：如果一個方陣中有不同的組件或組件的連接方式不同，其中結構和連接方式相同部分稱為子方陣。19、光伏系統：包含所有逆變器（單臺或多臺）和相關的BOS（平衡系統部件）以及具有一個公共連接點的太陽電池方陣在內的系統。20、額定電壓：在規定的工作條件下，依據同一類型光伏發電器的特性選擇確定其輸出電壓，使這一類光伏發電器的輸出功率都接近最大功率，這個電壓叫額定電壓。21、額定功率：在規定的工作條件下，光伏發電器在額定電壓下所規定的輸出功率。22、額定電流：在規定的工作條件下，光伏發電器在額定電壓下所規定的電流。23、峰瓦：指太陽電池組件方陣，在標準測試條件下的額定最大輸出功率。24、電網：輸電、配電的各種裝置和設備、變電站、電力線路和電纜的組合。它把分布在廣闊地域內的發電廠和用戶聯接成一個整體，把集中生產的電能配送到眾多個分散的電能用戶。25、電網保護裝置：監測光伏系統電力并網的技術狀態，在指標越限情況下將光伏系統與電網安全解列的裝置。26、電網接口：在光伏系統與電網配電系統中間的相互聯接。泛指發電設備與電網之間的并解列點。27、孤島效應：電網失壓時，光伏系統仍保持對失壓電網中的某一部分線路繼續供電的狀態。28、防孤島效應：當光伏系統并入電網失壓時，29、逆變器：將直流電變換為交流電的器件。將光伏系統的直流電變換成交流電的設備。用于將電功率變換成適合于電網使用的一種或多種形式的電功率的電氣設備。30、應急電源系統：當電網因故停電時能夠為特定負載繼續供電的電源系統，它一般含有逆變器、保護開關、控制電路、儲能裝置（如蓄