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  •    据行业统计,2019年1-3月,全国新增风电装机容量478万千瓦,其中海上风电12万千瓦,累计并网装机容量达到1.89亿千瓦。2019年1-3月,全国风电发电量1041亿千瓦时,同比增长6.3%;全国平均风电利用小时数556小时,同比下降37小时。1-3月,全国弃风电量43亿千瓦时,同比减少48亿千瓦时;全国平均弃风率4.0%,弃风率同比下降4.5个百分点。全国弃风电量和弃风率持续“双降”。

        2019年1-3月,平均利用小时数较高的省份是云南(1078小时)、四川(1048小时)。

        2019年1-3月,弃风仍较为严重的地区是新疆(弃风率15.2%、弃风电量13.7亿千瓦时)、甘肃(弃风率9.5%、弃风电量5.5亿千瓦时)、内蒙古(弃风率7.4%、弃风电量13.0亿千瓦时)。

    省(区、市)

    累计并网容量

    发电量

    弃风
    电量

    弃风率

    利用
    小时数

      

    18888

    1041

    43.5

    4.0%

    556

      

    19

    1.3

     

     

    683

      

    52

    3.0

     

     

    578

      

    1439

    89.6

    4.8

    5.1%

    631

      西

    1073

    59.5

    1.0

    1.6%

    555

    内蒙古

    2879

    172.9

    13.0

    7.4%

    602

      

    784

    47.8

    0.4

    0.7%

    614

      

    514

    30.8

    1.4

    4.3%

    599

    黑龙江

    600

    40.7

    1.1

    2.6%

    678

      

    71

    4.2

     

     

    546

      

    886

    43.5

     

     

    516

      

    154

    8.2

     

     

    542

      

    252

    11.0

     

     

    438

      

    310

    22.0

     

     

    719

      西

    241

    13.1

     

     

    560

      

    1160

    54.1

    0.2

    0.4%

    470

      

    534

    18.9

     

     

    363

      

    366

    14.8

     

     

    411

      

    366

    20.2

     

     

    562

    广  

    391

    19.1

     

     

    489

    广  西

    236

    17.1

     

     

    753

      

    29

    1.1

     

     

    374

      

    50

    1.8

     

     

    370

      

    264

    28.2

     

     

    1048

      

    399

    24.1

    0.3

    1.3%

    627

      

    858

    92.7

    0.3

    0.3%

    1078

    西  

    0.8

    0.1

     

     

    894

      西

    440

    18.5

    0.4

    2.1%

    445

      

    1282

    52.0

    5.5

    9.5%

    402

      

    332

    13.6

    0.2

    1.2%

    412

      

    1011

    41.3

    1.3

    3.1%

    408

    新  疆

    1896

    76.4

    13.7

    15.2%

    403

        备注: 1.容量单位:万千瓦;电量单位:亿千瓦时;

        2.并网容量、发电量、利用小时数来源于中电联;

        3.弃风电量、弃风率来源于国家可再生能源中心、相关电网企业。数据为空白的表示不存在弃风现象。

                                                                                      (本文来源于:国家能源局官网)

  • 近日,中国电力企业联合会行业发展与环境资源部发布了《2019年1-3月份电力工业运行简况》。数据显示,1-3月,全社会用电量16795亿千瓦时,同比增长5.5%,增速比上年同期回落4.3个百分点。

    太阳能发电领域看,1-3月份,全国基建新增太阳能发电495万千瓦,比上年同期少投产641万千瓦,全国太阳能发电设备平均利用小时283小时,比上年同期降低6小时。全国主要发电企业电源工程完成投资406亿元,同比下降4.3%。其中,太阳能发电10亿元,同比下降29.1%。

    以下是《2019年1-3月份电力工业运行简况》详细内容:

    1-3月份,全社会用电增速同比提高,第二产业用电增速稳中有升;全国工业和制造业用电量同比增长,但增速均低于全社会用电量;四大高载能行业用电增速总体放缓,有色金属冶炼行业当月用电量有所降低;火电和风电发电量增速同比降低,水电和核电发电量增速同比提高;全国发电设备利用小时与上年基本持平,水电发电设备利用小时同比持续增加;全国跨区、跨省送电保持较快增长;全国基建新增装机容量同比持续减少,其中太阳能发电新增装机减少较多;电源和电网完成投资同比持续下降,但清洁能源投资占比有所提高。

    一、全社会用电增速同比提高,第二产业用电增速稳中有升

    1-3月份,全国全社会用电量16795亿千瓦时,同比增长5.5%,增速比上年同期回落4.3个百分点。

    分产业看,1-3月份,第一产业用电量160亿千瓦时,同比增长6.8%,增速比上年同期回落3.5个百分点,对全社会用电量增长的贡献率为1.2%;第二产业用电量10945亿千瓦时,同比增长3.0%,增速比上年同期回落3.7个百分点,占全社会用电量的比重为65.2%,对全社会用电量增长的贡献率为36.4%;第三产业用电量2859亿千瓦时,同比增长10.1%,增速比上年同期回落6.6个百分点,占全社会用电量的比重为17.0%,对全社会用电量增长的贡献率为30.2%;城乡居民生活用电量2830亿千瓦时,同比增长11.0%,增速比上年同期回落6.2个百分点,占全社会用电量的比重为16.9%,对全社会用电量增长的贡献率为32.2%。

    分省份看,1-3月份,除黑龙江和青海外,全国各省份全社会用电量均实现正增长。其中,全社会用电量增速高于全国平均水平(5.5%)的省份有16个,依次为:西藏(22.1%)、内蒙古(11.8%)、新疆(11.3%)、湖北(11.2%)、安徽(11.1%)、广西(10.2%)、江西(9.6%)、湖南(9.5%)、贵州(8.6%)、宁夏(8.5%)、四川(8.3%)、海南(7.3%)、山西(7.1%)、河北(7.0%)、陕西(6.0%)和浙江(5.6%)。

    3月份,全国全社会用电量5732亿千瓦时,同比增长7.5%,增速比上年同期提高3.9个百分点。分产业看,第一产业用电量50亿千瓦时,同比增长3.9%,增速比上年同期回落2.0个百分点;第二产业用电量3884亿千瓦时,同比增长6.3%,增速比上年同期提高7.9个百分点;第三产业用电量869亿千瓦时,同比增长9.9%,增速比上年同期回落2.6个百分点;城乡居民生活用电量930亿千瓦时,同比增长10.6%,增速比上年同期回落10.5个百分点。

    分省份看,3月份,全社会用电量增速超过全国平均水平(7.5%)的省份有17个,其中增速超过10%的省份有:西藏(26.2%)、四川(16.1%)、贵州(15.7%)、广西(14.6%)、江西(14.5%)、浙江(13.4%)、新疆(12.7%)、湖北(12.4%)、安徽(12.3%)、湖南(12.1%)和海南(10.2%);全社会用电量增速为负的省份为青海(-5.9%)和北京(-1.9%)。

    二、工业和制造业用电量同比增长,但增速均低于全社会用电量

    1-3月份,全国工业用电量10740亿千瓦时,同比增长2.8%,增速比上年同期回落3.7个百分点,占全社会用电量的比重为63.9%,对全社会用电量增长的贡献率为33.2%。3月份,全国工业用电量3830亿千瓦时,同比增长6.1%,增速比上年同期提高7.5个百分点,占全社会用电量的比重为66.8%。

    1-3月份,全国制造业用电量8027亿千瓦时,同比增长3.4%,增速比上年同期回落3.1个百分点,占全社会用电量的比重为47.8%,对全社会用电量增长的贡献率为30.4%。3月份,全国制造业用电量2707亿千瓦时,同比增长9.0%,增速比上年同期提高14.3个百分点;制造业日均用电量87.3亿千瓦时/天,分别比上年同期和上月增加9.7亿千瓦时/天和4.2亿千瓦时/天。

    三、四大高载能行业用电增速总体放缓,有色金属冶炼行业当月用电量有所降低

    1-3月份,化学原料制品、非金属矿物制品、黑色金属冶炼和有色金属冶炼四大高载能行业用电量合计4524亿千瓦时,同比增长2.8%,增速比上年同期回落2.0个百分点,合计用电量占全社会用电量的比重为26.9%,对全社会用电量增长的贡献率为14.2%。其中,化工行业用电量1098亿千瓦时,同比增长2.9%,增速比上年同期提高0.7个百分点;建材行业用电量690亿千瓦时,同比增长7.9%,增速比上年同期提高1.9个百分点;黑色金属冶炼行业用电量1315亿千瓦时,同比增长2.8%,增速比上年同期回落6.8个百分点;有色金属冶炼行业1421亿千瓦时,同比增长0.4%,增速比上年同期回落1.9个百分点。

    3月份,四大高载能行业用电量合计1500亿千瓦时,同比增长4.2%,增速比上年同期提高5.4个百分点,占全社会用电量的比重为26.2%。其中,化工行业用电量360亿千瓦时,同比增长4.0%,增速比上年同期提高5.9个百分点;建材行业用电量233亿千瓦时,同比增长21.3%,增速比上年同期提高40.8个百分点;黑色金属冶炼行业用电量435亿千瓦时,同比增长3.1%,增速比上年同期回落2.4个百分点;有色金属冶炼行业472亿千瓦时,同比下降1.6%,增速比上年同期回落4.1个百分点。

    四、火电和风电发电量增速同比降低,水电和核电发电量增速同比提高

    截至3月底,全国6000千瓦及以上电厂装机容量18.1亿千瓦,同比增长5.9%,比上月增加615万千瓦,增速比上年同期回落0.2个百分点。水电3.1亿千瓦,其中,常规水电2.8亿千瓦;火电11.4亿千瓦,其中,燃煤发电10.1亿千瓦、燃气发电8450万千瓦;核电4591万千瓦;并网风电1.9亿千瓦;并网太阳能发电1.3亿千瓦。1-3月份,全国规模以上电厂发电量16747亿千瓦时,同比增长4.2%,增速比上年同期回落3.8个百分点。

    1-3月份,全国规模以上电厂水电发电量2159亿千瓦时,同比增长12.0%,增速比上年同期提高9.4个百分点。全国水电发电量前三位的省份为四川(564亿千瓦时)、云南(489亿千瓦时)和湖北(235亿千瓦时),其合计水电发电量占全国水电发电量的59.7%,同比分别增长4.5%、22.3%和-4.7%。

    1-3月份,全国规模以上电厂火电发电量12658亿千瓦时,同比增长2.0%,增速比上年同期回落4.9个百分点。分省份看,全国共有18个省份火电发电量同比增加,其中,增速超过20%的省份有西藏(26.8%)和湖北(21.2%)。增速超过10%的省份有四川(14.7%)、北京(12.6%)和贵州(10.4%);另外13个省份火电发电量同比降低,其中,云南、广东和福建降低超过10%,分别为-29.2%、-15.9%和-10.3%。

    1-3月份,全国核电发电量770亿千瓦时,同比增长26.1%,增速比上年同期提高14.5个百分点。

    1-3月份,全国6000千瓦及以上风电厂发电量1041亿千瓦时,同比增长6.1%,增速比上年同期回落33.0个百分点。

    五、全国发电设备利用小时与上年基本持平,水电发电设备利用小时同比持续增加

    1-3月份,全国发电设备累计平均利用小时919小时,比上年同期降低4小时。

    分类型看,1-3月份,全国水电设备平均利用小时为691小时,比上年同期增加74小时。在水电装机容量超过1000万千瓦的8个省份中,除湖北同比降低37小时,其他省份均同比增加,湖南、云南和广西同比增加超过100小时,分别增加376、116和103小时;全国火电设备平均利用小时为1083小时(其中,燃煤发电和燃气发电设备平均利用小时分别为1122和603小时),比上年同期降低6小时。

    分省份看,全国共有14个省份火电设备利用小时超过全国平均水平,其中甘肃、湖北、河北、青海、安徽、内蒙古、陕西、新疆和江西超过1200小时,而云南和西藏仅为302和81小时。与上年同期相比,共有14个省份火电利用小时同比增加,其中四川增加197小时,湖北、甘肃、贵州、新疆和北京增加超过100小时,而云南、广东、福建、湖南和吉林下降超过100小时,分别降低220、175、119、118和116小时。全国核电设备平均利用小时1655小时,比上年同期降低35小时;全国并网风电设备平均利用小时556小时,比上年同期降低37小时;全国太阳能发电设备平均利用小时283小时,比上年同期降低6小时。

    六、全国跨区、跨省送电保持较快增长

    1-3月份,全国跨区送电完成1054亿千瓦时,同比增长8.4%。其中,华北送华中(特高压)15亿千瓦时,同比增长11.7%;华北送华东111亿千瓦时,同比增长33.8%;东北送华北102亿千瓦时,同比增长16.0%;华中送华东51亿千瓦时,同比增长12.5%;华中送南方43亿千瓦时,同比增长3.1%;西北送华北和华中合计292亿千瓦时,同比增长1.0%;西南送华东151亿千瓦时,同比增长4.8%。

    1-3月份,全国各省送出电量合计2984亿千瓦时,同比增长10.2%。其中,内蒙古送出电量430亿千瓦时,同比增长1.5%;云南送出电量302亿千瓦时,同比增长37.7%;山西送出电量263亿千瓦时,同比增长3.9%;四川送出电量212亿千瓦时,同比增长4.9%;宁夏送出电量187亿千瓦时,同比增长16.0%;甘肃送出电量180亿千瓦时,同比增长30.4%;安徽送出电量157亿千瓦时,同比增长10.2%;新疆送出电量144亿千瓦时,同比增长1.7%;贵州送出电量140亿千瓦时,同比增长31.6%;陕西送出电量137亿千瓦时,同比增长4.5%;湖北送出电量133亿千瓦时,同比下降0.7%;河北送出电量130亿千瓦时,同比增长4.7%。

    3月份,全国跨区送电完成367亿千瓦时,同比增长9.4%。其中,华北送华东42亿千瓦时,同比增长41.7%;东北送华北35亿千瓦时,同比增长19.4%;华中送华东20亿千瓦时,同比增长41.6%;华中送南方14亿千瓦时,同比下降9.8%;西北送华北和华中合计107亿千瓦时,同比下降0.2%;西南送华东50亿千瓦时,同比增长20.5%。

    3月份,全国各省送出电量合计1066亿千瓦时,同比增长10.7%。其中,内蒙古送出电量147亿千瓦时,同比下降8.1%;云南送出电量112亿千瓦时,同比增长32.7%;山西送出电量91亿千瓦时,同比增长2.7%;四川送出电量72亿千瓦时,同比增长21.7%;宁夏送出电量65亿千瓦时,同比增长17.4%;甘肃送出电量63亿千瓦时,同比增长38.5%;贵州送出电量57亿千瓦时,同比增长10.8%;安徽送出电量53亿千瓦时,同比增长0.6%;新疆送出电量50亿千瓦时,同比增长0.7%;陕西送出电量49亿千瓦时,同比下降3.3%;河北送出电量48亿千瓦时,同比增长20.9%;湖北送出电量47亿千瓦时,同比增长9.1%;浙江送出电量34亿千瓦时,同比增长53.9%。

    七、全国基建新增装机容量同比持续减少,其中太阳能发电新增装机减少较多

    1-3月份,全国基建新增发电生产能力1788万千瓦,比上年同期少投产716万千瓦。其中,水电29万千瓦、火电661万千瓦、核电125万千瓦、风电478万千瓦、太阳能发电495万千瓦。水电、风电和太阳能发电比上年同期少投产48、61和641万千瓦,火电和核电分别比上年同期多投产21和12万千瓦。

    八、电源和电网完成投资同比持续下降,但清洁能源投资占比有所提高

    1-3月份,全国主要发电企业电源工程完成投资406亿元,同比下降4.3%。其中,水电155亿元,同比增长48.0%;火电79亿元,同比下降29.9%;核电76亿元,同比下降39.9%;风电86亿元,同比增长30.0%,太阳能发电10亿元,同比下降29.1%。水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的80.5%,比上年同期提高7.1个百分点。

    1-3月份,全国电网工程完成投资502亿元,同比下降23.5%。

                                                               (本文来源于:索比光伏网)


  •       为深入贯彻落实国务院“放管服”改革有关工作要求,切实加强承装(修、试)电力设施市场准入监管,以许可制度促进电力建设市场营商环境优化,保障各类市场主体公平竞争,根据《电力供应与使用条例》《电力监管条例》《承装(修、试)电力设施许可证管理办法》等法规以及国家能源局相关工作部署,2018年7月至11月,国家能源局在全国范围内组织开展了承装(修、试)电力设施许可制度执行情况重点问题专项监管(以下简称“专项监管”)。根据本次专项监管有关情况,形成此报告。

        一、专项监管基本情况

        本次专项监管主要针对近年来在承装(修、试)电力设施许可管理制度执行情况专项监管中发现的影响市场准入秩序及公平竞争、阻碍承装(修、试)电力设施许可证(以下简称“许可证”)功效发挥的难点问题,深入开展精准化事中事后许可监管,重点针对电网企业及各类承装(修、试)电力设施企业(以下简称“承装(修、试)企业”)在电网工程建设、电力设施安装、维修、试验等经营活动中落实许可制度的情况,主要监管内容包括是否存在以抬高许可资质门槛等方式限制公平竞争的行为,以及在施工过程中是否存在出租出借许可证、转包或违法分包等问题。

        在本次重点问题专项监管中,国家能源局各派出能源监管机构(以下简称“监管机构”)严格按照“双随机、一公开”有关要求,在全国范围内抽取了27家省级电网企业所属的81家市(县)级供电企业以及相关承装(修、试)企业开展了现场检查,共涉及各类电网工程建设项目超过1100个。大部分受检企业能够按照专项监管有关工作要求,及时报送相关材料,如实汇报执行许可制度的情况,并积极配合开展现场检查等相关工作。

        从本次专项监管整体情况来看,承装(修、试)电力设施许可管理制度在各级电网企业基本得到了贯彻落实,承装(修、试)企业依法在许可范围内开展承装(修、试)电力设施活动的总体情况较好,用户受电工程市场公平开放程度有所提升,但长期以来影响承装(修、试)电力设施市场准入秩序、阻碍许可证功效发挥的深层次难点问题依旧较为突出。

        二、存在的问题

        (一)电网企业

        1.个别电网企业对监管机构开展的现场检查配合不积极

        典型问题1

        ■国网江苏省电力有限公司相关部门在本次专项监管中,未及时组织开展自查自纠,未按时提交自查报告。在监管机构开展现场检查工作时,配合工作不积极,提交的自查报告针对性不强,备检材料不完整。

        ■国网黑龙江省电力有限公司以及吉林省电力有限公司对本次专项监管准备不足,存在文件流转不及时情况,专项监管有关文件未转发至下属地市级供电公司,导致所属相关单位未开展自查工作。

        2.关联承装(修、试)企业中标率持续偏高,电网工程市场公平开放程度较低

        国家能源局自2013年以来开展的承装(修、试)电力设施许可专项监管中,始终将电网工程建设市场向各类持证主体公平开放情况作为重要监管内容之一,并一直要求电网企业围绕工程发包环节如何进一步提升市场开放程度采取切实有效的措施。从本次专项监管现场检查结果来看,国家电网公司经营区域内的重庆市和西藏自治区,以及南方电网公司经营区域内的贵州、海南两省落实上述监管要求的情况较好。除上述四省(区、市)外,本次专项监管覆盖的其他区域均不同程度存在关联承装(修、试)企业电网工程中标率偏高的问题。主要表现为参与投标的电网公司系统外各类承装(修、试)企业,特别是民营承装(修、试)企业在工程承包环节的中标率普遍偏低,部分区域内甚至无一中标,基本只能以专业或劳务分包的形式参与一线施工活动。尽管这一问题的成因较为复杂,有一定的历史及市场客观因素,但明显已成为目前制约民营承装(修、试)企业进一步发展壮大、阻碍许可证功效切实发挥的“难点”和“堵点”问题,且其“普遍化”趋势较往年有所增加。

        典型问题2

        ■甘肃省电网建设工程市场在承包环节基本无民营企业入围,民营企业只能承揽劳务分包工程。从企业报送在建项目工程数据分析,甘肃省2016年-2018年在建电网工程42个项目中,100%为电网公司关联承装(修、试)企业承揽,无民营企业中标。

        ■吉林省受检30项电网建设工程,全部由电网公司关联承装(修、试)企业中标;辽宁省受检194项电网建设工程,中标单位绝大部分是电网企业、供电公司所属关联承装(修、试)企业,中标率占比超过90%。

        ■山西省电网工程项目中标企业多为项目所在地供电公司的关联承装(修、试)企业,具不完全统计,其关联承装(修、试)企业整体中标率约为80%以上。

        ■陕西省地方电力(集团)有限公司榆林电力分公司2017年6月至2018年6月期间共有110kV及以上电网工程67项,全部由关联承装(修、试)企业承揽,市场占有率100%。

        3.在电网工程项目招标环节以不合理方式设定市场准入障碍

        (1)以合格分包商准入审查等类似方式限制承装(修、试)企业公平进入市场

        电网企业利用其行业主导优势,在其施工分包管理工作中,通过开展合格分包商准入审查或与潜在投标人开展竞争性谈判等类似方式,形成合格分包商(或类似性质的)企业名册。鉴于目前绝大部分民营承装(修、试)企业基本通过分包方式参与电网工程建设活动,因此未通过审查进入名录的持证企业在该年度内基本无法中标电网工程分包项目,实质上就是将其排除出承装(修、试)电力设施市场,在较大程度上影响了市场的公平开放,削弱了许可证的权威和功效。

        (2)在招标环节以不合理方式抬高承装(修、试)电力设施许可资质门槛,限制潜在投标企业

        根据《承装(修、试)电力设施许可证管理办法》第七条规定,取得五级许可证的企业可承揽10千伏以下电压等级工程项目,取得四级许可证的企业可承揽35千伏以下电压等级工程项目。部分电网及供电企业在工程招标中超越许可等级设置投标企业资质条件,以不合理方式抬高许可资质门槛,在一定程度上限制了具备承揽工程资质的潜在投标企业。

        典型问题3

        ■国网青海省电力公司2017年第一批服务类招标采购项目中,对10kV电网改造工程要求具有四级以上承装(修、试)电力设施许可资质。

        ■国网江苏省电力有限公司盐城供电分公司建湖运维站2016年维修项目—35kV双回基105基刷色标劳务分包工程,在招标条件中注明需提供承修类三级资质。

        ■陕西省地方电力(集团)有限公司2018年度建设工程施工招标公告中,对35kV及以上电网改造工程要求投标企业须具有三级以上承装(修、试)电力设施许可资质。

        4.部分供电企业落实《承装(修、试)电力设施许可证管理办法》相关规定不到位,在施工企业资质条件的查验及设定等方面存在漏洞

        典型问题4

        ■湖北省电力有限公司襄阳供电分公司对投标承装(修、试)企业许可资质把关不严,未发现湖北东方大华电力工程有限公司无证承揽襄阳公社二期项目;湖北宇能电力安装有限公司无承试资质,在实施襄阳市第一中学10kV配电工程、襄阳恒大御府施工临电工程等项目过程中,自行出具试验报告。江西省电力有限公司景德镇供电公司对投标承装(修、试)企业许可资质把关不严,未发现浮梁县亿达电力安装有限公司无证(许可证届满未延续且已注销)承揽江西曹掌柜中药有限公司10kV配电工程;景德镇市森汇工程技术服务有限公司无证承揽景德镇龙毅翔陶瓷有限公司专变工程、景德镇市欣昌石材有限公司专变工程。

        ■湖南省电力有限公司衡阳供电公司衡南分公司对用户受电工程施工企业资质查验不严,未发现湖南网建工程股份有限公司无证从事衡阳技师学院配电工程施工活动。

        ■海南电网有限责任公司昌江供电局《2017年大修项目(输电线路安全隐患整治)采购方案》涉及的5条35kV线路,将不具备承揽该电压等级工程的承装类许可证五级列入对投标企业的资质条件要求。

        (二)承装(修、试)企业

        1. 关联承装(修、试)企业在施工过程中存在转包及违法分包问题

        典型问题5

        ■延边延吉供电分公司关联企业延边电力安装有限公司在承揽龙井中机能源光伏66kV送出工程时,将组塔、架线等主体工程违规分包给四川省南充市水电工程有限公司;四平供电公司关联企业四平电力设备制造安装有限公司在承揽吉林四平庆达光伏220kV送出工程后,将工程肢解分包给四平市程装电力安装有限公司及四平吉联电力工程有限公司。

        ■长沙供电公司关联企业湖南星电建设实业集团股份有限公司,将其承揽的220kV威天II线026#-032#杆迁及110kV证通专变线路工程(除采购设备材料外),以劳务分包名义转包给湖南省湘乡市电力建设有限公司。

        ■佛山供电局关联企业广东易达电力工程有限公司将承接的爱心精机(佛山)汽车零部件有限公司配电房增容工程全部转包给中美国际电力集团有限公司顺德分公司。

        2.无证或超越许可范围从事承装(修、试)电力设施活动

        典型问题6

        ■安徽巢湖市富达建筑安装有限责任公司、巢湖市中旱建筑工程公司无证从事焦姥路段高低压杆线入地工程一标段、二标段电力安装工程施工;山西榆次城乡建设有限公司无证承揽晋中市城市照明管理中心的5项高压用户接入电网工程。

        ■唐山电力建筑安装有限公司所持许可证等级为“承装类二级、承修类三级、承试类三级”。该公司超越许可范围承揽了国网冀北唐山供电公司220kV车轴山变电站3号主变大修、220kV吕家坨等变电站变压器母线绝缘大修等工程。

        3.涂改、伪造许可证从事承装(修、试)电力设施活动

        典型问题7

        ■北京东兴建设有限公司涂改许可证有效期,承揽了北京京诚集团有限责任公司东城区胡家园小区19楼锅炉房新建315kVA箱变工程;天津市高网电力机电安装有限公司涂改许可证有效期,从静海、武清供电公司承揽16项电力工程项目。

        ■陕西瀚潮电力工程有限公司伪造许可证,以直接投标和分包等形式从内蒙古电力公司鄂尔多斯电业局和鄂尔多斯市和效电力建设工程有限责任公司承揽了鄂尔多斯市乌审旗2018年农网改造升级第二批10kV及以下等工程;新疆塔城地区天北建安工程有限公司伪造许可证,于2017年至2018年在塔城地区承揽了27项10kV用户业扩工程;新疆振能电力建设有限公司伪造许可证,于2018年3月承揽了疏勒县新奥物流信息服务部10kV配电工程。

        4.以出租、出借许可证方式从事承装(修、试)电力设施活动

        典型问题8

        ■广西国电建设工程有限公司以设立分公司的方式出借其持有的许可证给自然人黄某某在广西北海开展承装(修、试)电力设施活动。

        ■北京中电华科电力工程有限公司出借许可证给自然人杨某某承揽了琅琊区人民法院审判法庭10kV配电工程、苏滁公交停保场10-0.4kV配电工程、菱东家园二期配电及土建排管工程等项目。

        三、监管意见

        (一)处理措施

        1.国家能源局及各有关监管机构将依法对本次专项监管中发现的存在违反许可制度行为的承装(修、试)企业(单位)下达整改通知书,要求其限期完成整改工作;对需要采取行政处罚措施的,将一律按法定程序予以处理。

        2.针对电网企业存在的限制市场公平开放、落实承装(修、试)电力设施许可制度不到位等重点问题,按照国家能源局关于进一步推动优化营商环境政策落实相关工作部署,结合近几年许可监管工作情况,对有关电网企业开展监管约谈,明确提出整改要求,并跟踪监督其整改落实情况。

        3.根据国家能源局深入推进依法治理工作有关要求,进一步探索运用信用监管方式,对落实整改工作不到位或被予以行政处罚的相关单位(个人)依法采取列入能源行业信用“重点关注名单”直至“黑名单”实施联合惩戒等新型监管方式。

        (二)监管要求

        1.针对本次专项监管工作中发现的各类重点问题,相关问题企业应配合监管机构认真开展并按时完成整改工作,同时要进一步梳理排查类似问题隐患,确保将承装(修、试)电力设施许可制度各项要求落实到位。

        2.电网企业要重点围绕打破市场“隐形”壁垒,保障符合许可条件的各类市场主体平等参与电网工程建设市场竞争的权利,采取有效措施进一步提升电网建设市场公平开放程度;不得滥用市场支配地位,以不合理提高投标资质等级、类别或设置合格分包商名录等方式限制潜在投标人公平进入市场的权利;不得允许无证或者超越许可证等级类别范围的企业承揽各类承装(修、试)电力设施活动,并持续加强对所属关联承装(修、试)企业的监督管理,坚决杜绝转包、违法分包等严重影响施工安全及质量的违法违规行为。

        3.承装(修、试)企业必须严格遵守承装(修、试)电力设施许可制度,依法取得许可证并在许可范围内开展承装(修、试)电力设施活动;严禁涂改、伪造许可证(含许可证复印件),严禁出租、出借及挂靠、借用许可证违法从事承装(修、试)电力设施活动;进一步加强对工程施工现场活动的管理力度,不得以任何形式转包或违法分包电力建设工程。

    (来源于国家能源局网站)

  •   在光照资源条件较好的农村开展光伏扶贫,是在当下精准扶贫、精准脱贫的战略之一。另外光伏扶贫还与国家清洁低碳大的能源发展战略相吻合。当光伏发电遇上贫困地区扶贫,既扩大了光伏发电市场,又为贫困人口增加了收入。
      随着各地区的扶贫进入攻坚阶段,对于光伏扶贫来说也衍生了很多模式,现阶段主要有以下四种:户用光伏发电扶贫、村级光伏电站扶贫、光伏农业大棚扶贫、地面电站扶贫。
      接下来我们就来说说,每种光伏扶贫模式都是怎么一回事,目前应用情况如何?
      第一种模式是户用光伏发电扶贫。此模式是众多光伏扶贫举措中,被认为是最适宜大面积推广,贫困户最喜欢的模式。
      因为户用型光伏发电可以因地制宜,依贫困户屋顶、院落而建。装机容量主要是3kW、4kW、5kW,对于产权和收益均归贫困户所有,这样的小规模系统可以完全满足用户的日常用电,同时还可以有额外的发电盈余。贫困户可以通过光伏发电获取国家给予的光伏发电补贴,目前是0.42元每度,除日常所耗电外,多余的电还可以卖给电网,获取卖电收益。每个月可以有几百块钱的收益,并且是持续性的,对于贫困户来说是笔稳定的收入。
      所以这样的模式一出就被贫困地区所看好,贫困户也非常乐意的去接受。
      第二种模式是村级光伏电站扶贫。它和户用型光伏发电扶贫是《�P于实施光伏发电扶贫工作的意见》意见中提到的两种重要模式,安装规模在25kW-300kW不等,是利用村集体土地建设,光伏电站的产权也归村集体所有,光伏电站的收益由村集体、贫户按照所定的比例分配,其中贫困户的收益要在60%以上,确保光伏电站的收益真正用在刀刃上。
      第三种模式是光伏农业大棚扶贫。此模式是在已有的农业大棚顶部安装光伏电站。与户用型光伏扶贫、村级集中扶贫不同,因为光伏大棚扶贫规模比较大,少则几兆瓦,大则几十兆瓦。让贫困户和村集体投资的话不现实,一般由企业参与进来,产权归投资企业和大棚业主共有,收益也会由企业和用户分配,比例不会高于60%。因为企业投资光伏大棚,扶贫是其一,更重要的是有利可图。对于光伏大棚扶贫,虽然商业味道更浓一些,但也不失为一种新的尝试。
      第四种模式是光伏地面电站扶贫。它主要利用沙漠、荒山、滩涂、沼泽等未利用地而建设的地面大型电站,规模超过10MW,通常由企业参与,企业会与地方签署捐助协议,把一部分发电收益捐赠出去,这笔资金主要用于地面扶贫,资金分配由地方统一分配给已建档贫困户。
      以上几种光伏扶贫模式都不错,但是也有美中不足的地方,如扶贫电站资金谁出?怎么出?光伏发电收益如何做到公平、公正的分配等这一些列问题,都在一定程度上制约光伏扶贫的向前发展。未来,光伏扶贫之路很宽,路也很长,但是要想把这路走好,还是要把以上问题解决的。

  • 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。
      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。
    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。

  • 光伏发电与常规发电最大的区别是不存在转动惯量和阻尼,逆变器决定其运行控制特性。光伏发电的大规模接入对电网的安全稳定分析提出了新的挑战。本文在分析光伏电站接入电网方式和制约条件的基础上,探讨了分布式并网光伏电站防逆流问题。对于光伏电站的安全稳定运行及无缝接入电网具有积极的意义。
    光伏电站主要由太阳能电池组件、接线箱、组件支架、并网逆变器、直流配电系统、交流配电系统、线缆配件、数据采集及数显系统、防雷接地系统、电网接入系统等构成,如图1所示。太阳能电池分成若干阵列,经光照后输出直流电力,通过逆变器逆变为交流输出,汇集后并入电网。
      1.太阳能电池;2.阵列防雷汇流箱;3.太阳能电池阵列支架;
      4.大型并网逆变器;5.交流汇流箱;6.电网接入系统;7.电网
      对光发电影响最大的因素是光照和线路电压超限。光伏电站规模的日益庞大,长距离输电的电压稳定性以及光伏发电接入引起的电网供电质量成为制约光伏发电建设和开发的重要瓶颈。
      1 光伏电站并网方式的选择
      (a) 专线接入方式
      (b)支接方式
      图2:光伏电站并网方式
      光伏电站并网方式有专线接入和支接两种方式,如图2所示。专线接入方式要求变电站间隔的设备齐全,输电线应进入其内。支持接入方式从一条线路或环网柜引出分支输电,而不是从变电站间隔内引出。分支点没有断路器、CT等电气设备。光伏电站采用专线接入系统,运行管理相对简单。而光伏电站支接入某条馈线,单电源线路变化成为双电源线路,增加了运行检修难度。由于配网运行方式的变化较大,伴随着被支接线路或其他相关线路运行方式的变化,可能会导致不同的多条线路由单电源线路变成双电源线路,这也大大增加了运行管理难度。
      光伏电站通过支接方式接入,则可能使配电网原有保护失去作用。对电流保护造成影响,可能会导致本线路保护动作的灵敏性降低,也可能会导致本线路保护误动作以及相邻线路的瞬时速断保护失去选择性。逆功率流对计量装置造成影响,可能致使原线路潮流反向流动,需要改造原有计量装置。更严重的情况是,配网运行方式改变后,其它线路的计量也会涉及到该问题,需要随之更换。
      由以上分析可见,光伏电站通过专线接入对电网影响较小。但是,大量的专线接入对电网资源(间隔资源等)需求过大,在接入设计中,应进行详细的技术经济方案论证,经济性具有较大优势的情况下,也可采用支接方式接入电网,在其投入运行后,加强管理,以减少对配电网的影响。
      2 分布式并网光伏电站防逆流
      光伏逆变器在将光伏组件产生的直流电变换成交流电时,会夹杂有直流分量和谐波、三相电流不平衡、输出功率不确定性等,目前基本没有采取有效的治理手段,因此,当有发电功率送往公用电网时,就会对电网产生谐波污染,易造成电网电压波动、闪变等,如果有许多这样的发电源向电网输电时,会导致电网电能质量严重下降。所以这类光伏发电系统必须配套加装防逆流设施,来防止逆功率的发生。
      简单的防逆流,就是加装逆功率继电器,监视并网点的功率,当出现逆功率时,就切断光伏逆变器发电回路,要恢复光伏逆变器的发电,只能是人工干预。这种防逆流方式会造成光伏发电系统的极大浪费。
      智能防逆流设施,应同时具备如下两个功能:(1)防止逆功率的发生;(2)使光伏发电系统发电功率最大化;在发生逆功率时,防逆流设施能及时切除多余的光伏发电功率,而不是全部;在无逆功率时,能及时投入必要的光伏发电功率,保证光伏系统尽量多发电;充分利用光伏逆变器的软命令功能,调节发电功率。
      对于整个系统统一的防逆流,对有多个公用电网并网点,多段配电母线和多个光伏发电单元/逆变器,进行统一的监视、统一的逻辑判断和分析、分别的光伏发电单元/逆变器功率投切。系统的目标应该是:适应单母线、双母线和多母线配电系统;自动防逆流,切除与投入双向智能逻辑;接触器投切与逆变器升降命令最佳配合;防止逆流原则下,太阳能发电的最大化。
      通过分布在并网点和每个发电单元/配电柜的测控表测量获得各点的功率,由防逆流控制器统一集中获得所有功率,并按整定的系统逻辑,对各个发电单元的接触器操作进行防逆流投切。可选地,可以考虑通过与逆变器的通信规约进行逆变器功率的升降作为一种配套的投切策略(当然逆变器要支持这种功率调节方式)。
      我国的太阳能光伏发电呈现出“大规模集中开发、中高压接入”与“分散开发、低电压就地接入”并举的发展趋势。光伏发电通过电力电子逆变器并网,易产生谐波、三相电流不平衡;输出功率随机性易造成电网电压波动、闪变。建筑光伏直接在用户侧接入电网,电能质量问题直接影响用户的电器设备安全。需要对光伏电站并网技术进行更加深入的研究。

  •   纵观近期国内光伏业的热点与趋势,个人分布式光伏电站与欧盟双反、尚德破产、光伏产能过剩等已成为2013年光伏业最热门的词汇了。   近年来,随着能源短缺、节能减排形势的进一步严峻,太阳能以其储量的无限性和利用的清洁性,成为能源发展的重要方向。家庭太阳能电站不仅能发电自用,还能并入国家电网赚钱,同时节能减排。正是因为具有这些优势,个人分布式电站已成为绿色能源时代的一大趋势。面对个人分布式电站的风起云涌,光伏业将何去何从?个人分布式电站能否成为挽救我国光伏业的新利剑?
      中国是一个能源短缺的国家,随着工业化的发展,节能减排的形势非常严峻,对清洁能源的需求尤为迫切。个人分布式电站似乎成了挽救我国光伏的救兵。
      2013年,国家电网发布《关于做好分布式电源并网服务工作的意见》,明确表态支持“自发自用,多余电量上网”的个人分布式电站模式。国家的补贴政策无疑也是在鼓励支持个人分布式光伏发电。一石激起千层浪,在中国,个人分布式电站建设风起云涌,如今无论是在城市的高层建筑、别墅,还是乡村的屋顶上,个人投资的光伏电站已经屡见不鲜。目前在我国,分布式光伏电站的应用已经为越来越多的人所接受。很多地方政府也在大力支持、鼓励发展,如江西省在6月中旬出台“万家屋顶光伏发电示范工程实施方案”,在全省范围内启动民居屋顶光伏发电示范项目的建设。
      国家政策力挺分布式光伏,国家电网积极跟进,个人分布式电站发展趋势势不可挡,它给我国光伏业带来促进的作用与意义是显而易见的。如果国内“分布式”的市场能顺利开启,无疑将成为消化光伏产能的一个新出口。尚未打开的“分布式”市场,不仅对于个人投资电站意味着机会,对于国内庞大的光伏产能来说,更是一个消化产品的途径。
      浙江省太阳能行业协会一业内人士表示,分布式光伏发电对我国光伏发电将会有一个良好的推动作用,光伏发电大面积开发政策的推行对当前整个环境都有利。基于此,国家把个人分布式电站作为国内光伏复苏的解题良方,全力推进。从2012年起,在国家能源局的多份文件中,“分布式”取代光伏电站,成为政策关注的重点。在提法上,光伏电站被要求“有序推进”,而“分布式”则要“大力推广”。当年9月,国家能源局发通知,要求各地申报“分布式光伏发电规模化应用示范区”。有媒体分析称,根据这个示范区计划,全国31个省(区、市)的“分布式”总装机就会达到1500万千瓦以上。这个数字,比之前两个月国家能源局《太阳能发电发展“十二五规划”》提出的目标1000万千瓦,还多出50%。该媒体认为,这是“国家能源局救市,给分布式加码”。
      今年6月16日,国家能源局召开分布式光伏发电工作会,提出了《分布式光伏发电示范区工作方案》。显然,国家把发展个人分布式电站作为挽救我国光伏业的重要举措,尤其是在欧盟提出双反后。国家既然这么大力地发展个人分布式光伏发电,那么,其能挽救中国光伏行业于水火之中吗?
      正如每个硬币都有正反面,时下的个人分布式电站也遇到一些问题与挑战。当个人分布式电站百花齐放,越来越多的人在个人分布式电站中自由翱翔时,一些问题也随之而来,并造成了重大改变和冲击,甚至招来一些损失,较高成本与安全接入电网问题等再次成为个人分布式电站的一种尴尬。
      大多数人认为,发展个人分布式光伏电站,成本是最大制约因素。家庭电站投入有多大?数据显示,30平方米可以装3千瓦光伏发电装置,按照市场价格9元每瓦计算,装机成本将达3万元。这还是保守一些的数据。据从事逆变器生意的一位人士透露,自己购买的太阳能电池板组件、电缆、用电器、接头、开关等都是找同行以优惠价格购买,逆变器也几乎是以成本价购买,总体投资在2万元左右。同样在一家外资光伏企业工作的北京首个家庭光伏电站用户“如海”称,其全部发电装置总投入为4.2万元,但因在装配时走了点弯路,实际上差不多3万元即可。看来,装机成本3万元左右还是有依据的。但按照原先国家最初草案的0.35元/度补贴自用部分计算,13年才可回本,如果全部发电国家可以给予0.45元/度的补贴,则回本期限可在10年以内。那么,分布式光伏电站是否会在广大农村如雨后春笋般涌现呢?
      并网政策一直都是制约光伏行业发展的关键要素,前两年并网不足已经成为光伏人士重点声讨的问题。分布式电源对并网条件要求更高,若大范围、大面积地铺开,国家的电网系统将承受更大压力。与此同时,分布式光伏的并网,无疑会对目前的发电市场份额重新划分。
      光伏电站的家庭普及,将会对电力部门的垄断局面产生冲击,而这也是国家电网不愿看到的。国家规定,光伏发电并网的电量要控制在变压器容量的25%以下,超过25%即不能装机。也就是说,首先在容量上,分布式光伏的发展就受到了限制。加上光伏发电系统输出功率的不稳定,不仅会改变原有配电网的网络和潮流分布结构,还会引发电流的大小、流向和持续时间的变化,直接影响继电装置的保护性能,进而影响整个电网的安全。国家电网尽管表了态,但实际执行中依然会打折扣。目前家庭光伏电站并网还仅限于咨询,递交申请的用户很少,很多电力部门基本上不接受个人并网申请。
      还有人认为,目前,家庭建造太阳能电站,怎么建、建多大,都处于自发状态。算算“自家小账”觉得合理,算算“社会大账”却未必。加上家庭太阳能电站办理审批、并网等手续并不简单,在数量少的时候,其负面影响或许看不出来,但一旦数量多了,对个体家庭来说,就可能成为一种负担,对社会来说则有可能造成巨大浪费。这些,令人对个人分布式电站心存疑虑。并网、补贴、上网电价等众多不确定性因素,让“分布式”的商业前景成谜。

  • 开发新能源是我国能源发展战略的重要组成部分。内蒙古自治区太阳能资源丰富,积极开展太阳能光伏发电,可改善内蒙古自治区的能源结构,实现地区电力可持续发展。本文通过具体的工程实例,主要介绍内蒙古光伏发电与农业设施相结合的新模式,为今后内蒙古的光伏发电产业寻找更多元的发展模式,找到更多的发展途径。将太阳能发电、现代农业种植和养殖高效设施农业相结合,一方面太阳能光伏系统可运用农地直接低成本发电;另一方面由于薄膜太阳电池可透光,动植物生长所需的主要光源可以穿透,可储存热能,提高大鹏温度,在冬季有利于动植物生长,从而节约能源。
    太阳能是一种清洁的可再生能源,由于其资源丰富、产业化基础好、经济优势明显、环境影响小等优点,具备大规模开发的条件,在可以预见的将来,太阳能的开发利用将成为最重要的可再生能源发展方向。内蒙古自治区是我国的电力大省,具有丰富的太阳能资源,近年来,为实现地区电力可持续发展,内蒙古自治区积极调整能源结构,充分利用太阳能资源可再生的优势,大力发展太阳能光伏发电。同时,大力发展太阳能光伏发电,也符合国家制定的“开发与节约并存,重视环境保护,合理配置资源,开发新能源,实现可持续发展的能源战略”的方针政策。本文就具体的农业设施与光伏发电相结合的示范工程做简要的简绍。
      1.工程概述
      国电蒙电土左旗设施农业65MWp光伏项目工程由国电蒙电新能源投资有限公司和内蒙古奈伦集团股份有限公司联合投资,是内蒙古自治区太阳能资源开发的示范项目,本工程本期建设规模为65MWp,远期规划100MWp。规划建设65MVA+35MVA主变压器,设110kV、35kV两级电压,110kV规划出线1回,35kV规划出线9回。本期光伏电站容量65MWp,建设1台容量65MVA主变压器,110kV出线1回,35kV出线6回。
      2.光伏系统总体方案设计
      2.1 光伏组件选择
      太阳能电池组件的选择应在技术成熟度高、运行可靠的前提下,结合电站周围的自然环境、施工条件、交通运输的状况,选用行业内的主导太阳能电池组件类型。目前,常用的光伏组件主要有以下3种类型:
      (1) 单晶硅、多晶硅太阳能电池
      (2) 薄膜光伏电池
      (3) 聚光太阳能电池
      单晶硅电池由于在制造过程中能耗较高,在市场中所占比例逐渐下降;多晶硅电池比非晶硅转换效率高且性能稳定,且目前价格基本相同。随着高纯多晶硅产能近几年的发展,多晶硅电池组件的成本也有望进一步下降。因此从转换效率、组件性能、设备初投资几方面综合考虑,本工程光伏组件拟采用环保经济型多晶硅电池组件。
      2.2 逆变器选型
      对于逆变器的选型,主要根据以下几个指标进行选择:
      2.2.1 逆变器输入直流电压的范围:由于太阳能电池组串的输出电压受日照强度、天气条件及负载影响,其变化范围比较大。要求逆变器能够在较大的直流输入电压范围内正常工作,并保证交流输出电压稳定。
      2.2.2 逆变器输出效率:大功率逆变器在满载时,效率必须在90%或95%以上。中小功率的逆变器在满载时,效率必须在85%或90%以上。即使在逆变器额定功率10%的情况下,也要保证90%(大功率逆变器)以上的转换效率。
      2.2.3 逆变器输出波形:为使光伏阵列所产生的直流电经逆变后向公共电网并网供电,就要求逆变器的输出电压波形、幅值及相位等与公共电网一致,以实现向电网无扰动平滑供电。所选逆变器应输出电流波形良好,波形畸变以及频率波动低于门槛值。
      2.2.4 最大功率点跟踪:逆变器的输入终端电阻应自适应于光伏发电系统的实际运行特性。保证光伏发电系统运行在最大功率点。
      2.2.5 可靠性和可恢复性:逆变器应具有一定的抗干扰能力、环境适应能力、瞬时过载能力及各种保护功能,如:过电压情况下,光伏发电系统应正常运行;过负荷情况下,逆变器需自动向光伏电池特性曲线中的开路电压方向调整运行点,限定输入功率在给定范围内;故障情况下,逆变器必须自动从主网解列。
      2.2.6 监控和数据采集:逆变器应有多种通讯接口进行数据采集并发送到远控室,其控制器还应有模拟输入端口与外部传感器相连,测量日照和温度等数据,便于整个电站数据处理分析。
      逆变器主要技术指标还有:额定容量,输出功率因数,额定输入电压、电流,电压调整率,负载调整率,谐波因数,总谐波畸变率,畸变因数,峰值子数等。
      根据以上条件,本工程采用集中型逆变器。现有成熟、常用的逆变器容量为500kW,每台分站房内设2台500kW的逆变器,成套设备内包含1套光伏发电计算机监控系统通讯屏、直流防雷配电柜,1台UPS电源。
      2.3 光伏接线方案
      国电蒙电土左旗设施农业65MWp光伏项目的光伏组件全部固定在农业大棚棚顶。本项目采用“分块发电,集中并网”的总体设计方案。65MWp的光伏阵列可分为65个1MWp的光伏方阵,组成65个1MWp并网发电单元,每个1MWp的并网发电单元的光伏组件都通过直流汇流装置分别接至2台500kW的逆变器。每1 MWp光伏容量配置一台1000kVA箱式变电站,共采用65台容量为1000kVA的35kV箱式变电站升压后接至35kV集电线路。每回35kV集电线路由11台(其中一回接10台)箱变连接后接入35kV配电室35kV母线。本期共6回集电线路接入35kV母线,35kV集电线路接入升压站35kV母线。35kV 母线经1台110kV升压变升压后接入110kV母线经1回线路送出。
      2.4 设备布置
      本项目直流屏和逆变器布置在每个1MW光伏发电单元区域内的集中型逆变房内,每个逆变房内布置2面直流防雷配电柜和2面500kW逆变器,共65个集中型逆变房。箱式变压器为高压设备,本工程集中型逆变房与箱式变压器采取独立布置。110kV配电装置布置在升压站区南侧,向南出线,采用屋外普通中型断路器单列布置;35kV配电装置布置在升压站站区北侧,采用屋内开关柜单列布置;主变压器布置在站区中部;35kV动态无功补偿装置布置在35kV配电装置北侧,安装场地满足不同原理补偿装置对场地的要求。继电保护间、站用电室和蓄电池室均布置在综合楼内,综合楼布置在站区西侧。   2.5 监控系统
      2.5.1光伏发电系统计算机监控系统
      本项目光伏发电系统采用微机监控。监控系统采用开放式分层分布系统结构,由站控层、间隔层和网络层三部分组成。站控层为整个光伏电站设备监视、测量、控制、管理的中心,负责来自间隔层的全部数据的传输和各种访问请求。硬件设备、数据链路用以太网构成,网络传送协议采用TCP/IP网络协议,网络传输速率不小于100Mbit/s,站控层网络按双网配置。整个监控系统的主要功能如下:
      (1) 控制功能
      (2) 遥测功能
      (3) 遥信功能
      (4) 有功、无功自动调节功能
      (5) 与升压站计算机监控系统通讯功能
      2.5.2升压站计算机监控系统
      升压站采用微机监控的自动化系统,即将升压站的二次设备(包括控制、保护、信号、测量、自动装置、远动终端等)应用自动控制技术,微机及网络通信技术,经过功能的重新组合和优化设计,组成计算机的软硬件设备代替人工对变电站执行监控、保护、测量、运行操作管理,信息远传及其协调的一种自动化系统。本升压站自动化系统的结构配置采用分层分布式结构。可实现如下监控功能:
      (1) 控制功能
      (2) 监测功能
      (3) 远动功能
      3.工程效益
      本项目汇集薄膜太阳能、系统集成、智能控制技术、设施农业、农业种植等领域的最先进的技术、经验和人才,以薄膜太阳能设施农业一体化并网发电为核心,集薄膜太阳能发电,农业光电子工程应用、推广,现代农业种植和养殖、加工为一体的综合利用,本项目利用太阳能光伏发电使广大的荒漠变废为宝,可以创造较好的经济效益和社会效益。
      4.结束语
      太阳能发电的使用,节省了发电所需的矿物燃料,同时太阳能电站的生产过程不产生大气、水体、固体废弃物等方面的污染物,不会产生大的噪声污染。因此,太阳能光伏发电项目不仅可以带来可观的经济效益,而且能够带来社会和环境效益。本项目所选地区,太阳能资源丰富、有效日照时数高、光能效率好,与农业实施相结合,对太阳能组件的布置较为有利,具有经济开发利用价值。工程建成投产后,可以降低对常规能源的依靠,增加绿电的使用量。为保证当地今后继续发展大规模太阳能发电提供本地的太阳能数据。太阳能电站的建设也可为当地的旅游资源增添一道亮丽的景观,促进当地旅游业的发展,经济、社会、环境效益十分显著。

  •   根据“十二五”规划,到2015年,中国太阳能光伏安装容量将达到35GW,投资将超过3000亿元。这无疑是一块巨大的蛋糕。   相比制造业产品毛利率不足5%,甚至告负的水平,投建大型地面电站项目,20年全寿命周期内的投资内部收益率可达10%。
      早在一年半前,延伸产业链便被国内光伏企业视为活下去的法宝。包括英利、天合光能、阿特斯等几乎所有规模组件产商都着手将业务延伸至产业链下游,寄望通过电站开发、设计、建设等新业务模式来消化上游产品,同时提升营业额和利润率。
      那些拥有强大实力的国字头企业更是不甘落后,他们强势介入,甚至形成联盟,迅速确立了自身在市场中的主流位置。
      前景诱人。然而道路曲折。光伏电站市场空间虽大,但并非人人都能有所作为。平安证券能源金融部总经理王海生告诉《英才》记者,与制造环节相比,电站资金需求量更大、回收周期较长,如果没有雄厚的实力,一般企业“难以消化”。
      传统“明星”势微
      银行贷款、IPO募资和上市公司再融资,是光伏企业最熟悉的三种融资渠道。但受到项目负债率高、融资成本高等种种问题的局限,加上产业处于深度调整期,上述融资渠道经常受阻。
      赛维LDK、英利、天合光能、晶科、新奥、昱辉阳光等曾经的中上游“明星”企业,在经历一轮残酷的寒流冲击后,“元气”受损,资金链已处于紧绷状态,要进入投资更大的下游电站领域,压力徒增。
      相比制造环节,光伏电站业务被不少企业视为重新撬开银行信贷之门的新希望。英利集团首席战略官王亦逾告诉《英才》记者,制造环节的贷款已经非常难,但国开行对英利电站投资业务却给予了低成本的贷款支持,并提供一笔较大数额的授信。
      相比过去的慷慨,银行对光伏企业放贷已经变得极其谨慎,能获得政策性银行支持的企业毕竟是少数。
      “投入大,回收期长,目前中国只有少数几个银行能够提供10年甚至15年以上长期贷款,民间资本不愿进入。”中国可再生能源学会副理事长孟宪淦告诉《英才》记者,“贷款利率比较高,增加了企业的融资成本;再加上银行贷款门槛高,需要对贷款额提供等额担保,加大了民企融资的困难程度。”
      国企生猛
      随着国内市场的启动,不少央企加速抢占光伏电站市场,并很快确立主流位置。目前,盯上国内光伏装机“蛋糕”的,有航天机电、招商新能源集团(下称招商新能源)以及五大电力。
      孟宪淦告诉《英才》记者,如果要开发规模在1GW的光伏电站,大致需要沉淀资金100亿元,如此规模的投入,普通民企玩不起。
      8月初,国家能源局明确任务,到2015年底必须彻底解决全国273万无电人口的用电问题,其中光伏独立供电解决119万人用电。为此,三年内我国将开工相关项目合计583个,总投资294亿元。上述项目的建设运营将由五大电力、中节能、中广核、三峡集团等8家央企包揽,民企无缘分得一杯羹。
      央企庞大的资金支持无疑是其抢食光伏电站的重要筹码。目前主攻集中式电站的航天机电总经理徐杰告诉《英才》记者,现在所有的光伏电站项目,都需要一年期的连带责任担保,这不是一般的企业所能够做到的。民企一般难以提供几十亿的授信。“作为央企,我们能一下拿到100亿的授信。但民营企业就很难了。”徐杰坦言,不需要为钱去发愁。
      王海生认为,一些金融机构对涉足光伏电站的国企和民企的态度差别,事出有因。中国光伏企业的寿命大概在十年左右,投资方对企业是否会倒闭,或者项目能否建成等问题存有顾虑。而国企即使倒闭,还有上级公司可以追究,投资方的顾虑会少很多。
      事实上,央企的优势还不止融资,其背景也利于在全国“施展开手脚”。招商新能源董事局主席兼首席执行官李原称,“借助招商局的品牌,和各地众多大型企业达成战略联盟,在中国各港口、码头、高速公路及开发区开发、运营太阳能电站。”
      此外,结成同盟也成为央企进入光伏电站市场的一大策略。李原告诉《英才》记者,招商新能源正致力于打造一个以央企为主的“光伏产业联盟”,联盟将依靠华为和国电分别搭建软硬件平台。
      这个豪华阵容,包含了从开发、融资,到建设、运营各环节,将成为未来中国光伏产业的巨型航母。国字号战车的组建,将进一步改变国内光伏电站开发的格局,中小开发商的空间可能受到挤压。
      电站资产证券化
      在徐杰看来,中国的光伏应用要大发展,不管民企还是国企,需要更多的参与者进入,“什么时候,银行不需要融资担保就能提供80%的融资时,这个市场才会真正全面繁荣起来。要不然,这永远只是少数人的市场。”
      鉴于目前国内光伏市场融资环境和融资渠道受阻,业内的共识是,未来光伏市场会走向能源金融化之路,需要下游电站融资模式和渠道平台的创新。
      通常情况下,融资都是在电站建设完成之后才进行的,如资产证券化和融资租赁模式。
      国观智库能源事业部总监李月认为,未来的市场上可能最先推广应用的是PPA(电力购买协议)/租赁模式,即通过第三方渠道融资。这种模式下,太阳能开发商充当衔接机构投资者和中小型用户的平台,用户通常不需要任何前期投资就可以获得比电网更便宜的电,而且10-20年的合同期内都是如此。对于金融机构来说,由开发商和用户签订的PPA相当于一个10-20年期的固定收益产品。电是必须消费的能源,又拥有能源部门背书,因此这种模式几乎不存在违约风险。
      王海生告诉《英才》记者,国内光伏电站的资产证券化融资,就是把已建成的光伏电站作为基础资产,将电站的未来收益做成资产包,在融资市场上进行出售来获取资金,再进行下一个光伏电站的投资建设,“这是一种滚动式发展方式。做资产证券化的前提是必须有,即光伏电站,该模式仍在探讨之中”。
      此外,在欧洲和日本使用较多的债务融资、投资信托权益融资、众筹融资等模式,皆有实践价值。

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