光伏发电项目收益影响因素分析_参考网
光伏发电项目收益影响因素分析
张爱民　王文丹摘要：光伏发电项目建设从决策、竞价、招标、运营的每一阶段都应进行有效的成本控制，文章以三类资源地区光伏项目建设为例，分析造价、电价、系统效率等对项目投资财务内部收益率的影响程度，从而论证光伏发电企业应注重项目全流程的成本控制，使企业获得最大的利润，确保投资收益。关键词：光伏发电；收益；影响因素；投资；电价一、国内光伏电站开发概述我国是世界光伏装机大国，太阳能“十三五规划”制定光伏总装机目标为105GW。截至2016年年末，全国光伏新增装机量高达34.54GW，累计装机容量已经达到77.42GW，其中集中式光伏67.1GW，分布式光伏装机10.32GW。同时，国家能源局直接取消了计划中和在建的103个火电项目，显示了国家对于发展清洁能源的信心。光伏发电产业作为新型能源项目，对其收益的研究应该贯穿于工程项目始终，以利于提高光伏发电企业的经济效益。以下按照太阳能辐照三类资源区的山西中南部地区建设5万千瓦（50MW）典型光伏电站为例，年有效利用1200小时，日以后的上网电价为0.85元/度，系统造价6.5元/瓦，系统效率81%，以行业普遍采用的IRR项目投资内部收益率为财务评价指标，从投资控制、上网电价、发电量、利率等影响因素进行分析。二、投资的影响国内光伏电站开发建设已日趋成熟，特别是国家能源局通过在各地实施光伏领跑者基地招标，使全行业充分竞争，各子系统的投资透明化。（一）投资构成光伏电站的投资主要由三大部分组成，分别为设备及安装工程（80%）、建筑工程及外线工程（12%）、其他费用（8%）。其中，光伏组件及支架的费用占到总投资的45%～55%左右，对总投资的影响很大；电气设备及材料的技术标准成熟、市场价格也极为透明；组件、逆变器等设备成本今后仍有一定的下降空间，可通过招标控制价格水平；电缆、建安等投资下降空间不大；与当地建设条件关系较大的是接网、土地、项目前期开发费等。（二）单瓦造价根据各地日照条件、土地条件、并网等级、开发规模等因素的区别，光伏电站系统造价成本已从近年的8～9元/瓦稳定在目前的6～7元/瓦之间，投资成本大幅降低。由中国光伏行业协会、中国电子信息发展研究院共同出版的《中国光伏产业发展路线图（2016年版）》明确提出，到2020年系统造价可下降至5.7元/瓦；若能有效降低土地、电网接入以及项目前期开发费用等非技术成本，至2020年电站系统投资有望下降至5元/瓦以下。考虑到未来部分电站为了提高发电小时数，可能会引入容配比设计、跟踪系统、智能化运维等，投资成本可能会提升，但发电成本总体呈现下降趋势。（三）测算分析其他因素不变，按照目前6.5元/瓦的平均造价进行敏感性测算如表1。三、上网电价的影响（一）电价政策近年来，我国光伏上网电价逐步降低，由2011年的1.15元/度降至目前的0.98元/度（三类资源区）。2016年开始，以光伏领跑者基地的电价招标为标志，各地的商业电站指标分配全面采用了竞价机制，普遍实现了国家能源局要求降低标杆电价的政策预期；根据国家发改委《关于调整光伏发电陆上风电标杆上網电价的通知》发改价格〔号文件，日后，三类资源区上网电价降至0.85元/度。特别是国家能源局近期公布了《太阳能发展“十三五”规划》，截至2020年年底，光伏发电电价水平在2015年基础上下降50%以上，届时三类地区上网电价将由目前的每度0.98元下降到0.5元左右，有望在用电侧实现平价上网目标。上网电价的逐年下调势必加速国内光伏产业的技术升级进程，采用新材料、新工艺成为光伏行业技术革新的必由之路。（二）测算分析其他因素不变，按照上网电价0.85元/度，最低0.75元/度进行敏感性测算如表2。四、发电量的变化影响光伏电站的发电量取决于装机容量、峰值小时数、系统效率。确定选址后，系统效率成为发电量的关键因素，我国光伏电站综合系统效率均值为81%左右，随着光伏电站整体设计、施工、运维技术水平的提高，光伏电站的效率也在不断提高。（一）综合系统效率综合系统效率=光伏方阵组合损耗×发电单元线缆损耗×设备损耗×高压线缆损耗×系统利用率。其中，光伏方阵组合损耗综合考虑灰尘、不可利用的弱光损失、功率偏差、组件串联不匹配产生的效率降低、温度引起的效率降低、方位角功率损失等因素；设备损耗综合考虑汇流、逆变、升压损耗；线缆损耗则包括直流、交流等因素。设计的科学性、日常的维护有助于降低故障率，提高系统利用率。（二）组件的衰减电池片制备过程中以一定比例掺杂硼和磷，提高硅片的载流子迁移率，但硼原子与氧原子发生复合反应，降低载流子迁移率，从而降低组件的性能，这是组件第一年衰减2%左右的主要原因； 组件的老化是组件长期缓慢衰减的主要原因，每年的功率衰减约0.7%～0.8%左右；另外，由于破坏性因素如焊接封装不良、隐裂也会导致组件功率骤然衰减。2016年，国家光伏领跑者基地建设极为重视组件衰减率的问题，在各地的招标文件的技术要求中明确提出：光伏组件的温度效率系数≥0.42%/℃，多晶硅光伏组件首年衰减≤2.5%，单晶硅光伏组件首年衰减≤3%，之后每年衰减率小于0.7%。（三）逆变器选型影响组串式逆变器具有多路MPPT，能够很好的避免并联阵列因模块差异和遮影等因素对系统带来的影响，减少了光伏组件最佳工作点与逆变器不匹配的情况，从而增加了发电量；防护等级IP65，自然散热，自耗电小，抗风沙盐雾，高温高湿的工作环境下基本免维护；而且对地面的平整度、区域的规整度要求更低，适用于山西中南部山区的电站建设。
（四）测算分析其他因素不变，按照综合系统效率81%为基准，最大测算到84%进行敏感性测算如表3。五、贷款利率的影响贷款利率的高低直接反映了项目资金使用成本的大小，对投资建设的贷款额存在着反方向作用，利率越低，投资贷款越多；利率越高，投资贷款越少。特别是在光伏扶贫领域，为支持国家实施光伏扶贫工程，中国农业发展银行近期制定了《光伏扶贫贷款管理办法》，其第三章第十条规定：根据资金来源成本，按照保本经营原则，执行优惠贷款利率，在人民银行基准利率基础上下浮0～10%。其他因素不变，按照自有资金20%，基准利率4.9%，最大测算到6.5%进行敏感性测算如表4，可见，4.4%～6.5%的利率水平下，基本无变化。六、运营费用的影响运营费用主要包括人员薪酬、保险、土地租金、折旧、运维投入等。一个50MW山地光伏电站占地约2000亩，汇流箱约300台，全部巡检一次将花费大量时间，人工、车辆等成本投入也较大，难以全面检查到每个光伏子阵和组串，所以一些电站的汇流箱巡检约半年一次，长期累积引起的发电量损失不可轻视。采用组串式智能运维，对每个组串的电压、电流及其他工作参数均有高精度的采样测量，同时利用电站的通信系统，通过后台便可远程随时查看每个组串的工作状态和参数，实现远程巡检，智能运维、操作安全、無需断电、不影响发电量，将巡检、运维成本降至极低水平，成本优势显著。七、结论综合以上单因素对IRR的影响，如图1所示。在本例中，IRR对上网电价的变化最为敏感，电价下调10%，项目收益率下降17%左右；单瓦造价、系统效率的影响次之，单瓦造价压缩10%，项目收益率提高15%左右；系统效率的提升直接带来发电量的提升，项目收益率得到保障；利率和运营成本的影响主要反映在项目现金流量表中，对项目收益率变化的影响较小。因此，光伏电站项目在投资决策、项目招标、后期运营都应高度重视成本控制，使企业获得最大的利润，确保投资收益。参考文献：[1]高美莲.关于光伏电站经济评价的探析[J].经济，2016（08）.[2]粟素容.光伏项目决策影响因素及经济评价[D].华南理工大学，2015.[3]王淑娟.光伏项目的投资构成及影响因素[J].智汇光伏，2016（01）.（作者单位：山西潞安光伏发电有限公司）
中国集体经济
2017年20期
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湖北崇阳如何让分布式光伏发电站提高发电量增加收益？
&湖北崇阳如何让分布式光伏发电站提高发电量增加收益？随着分布式光伏的发展，越来越多的小伙伴在家里装上了屋顶光伏电站，但由于灰尘的存在，使得玻璃盖板的透射性减弱，从而到达光伏电池表面上的光强减弱。光电效应减弱，光伏发电量会慢慢减少，积尘的遮挡效应直接影响到光伏组件的功率输出，也是导致太阳能电站效能下降的主要原因。那如何让我们美丽的组件一直保持耐力十足呢?定期的维护必不可少哦!那么就让我们来学习一下如何清洗屋顶的光伏组件。01清洗时间的选择光伏电站的光伏组件清洗工作应选择在清晨、傍晚、夜间或阴雨天进行。早晚进行清洗作业须在阳光暗弱的时间段内进行。清洗周期由于分布式光伏模块占地面积不大，组件数量不多，因此在组件表面积灰严重而导致发电量明显降低时，就是我们清洗的时间了，也可以根据天气和季节进行调节，比如大风扬沙天气过后可以进行一次清洗，春秋多风少雨季节可以增加清洗频次，雨雪季节则可以降低清洗频次。02清洗的常规步骤① 掸：用干燥的掸子或抹布等将组件表面的附着物如干燥浮灰、树叶等掸去。如果组件表面没有其他附着物并通过本步骤已清洗干净，则可免去进行下面的步骤。② 刮：如果组件上有紧密附着其上的硬性异物如泥土、鸟粪、植物枝叶等物体，则需要使用无纺布或毛刷擦拭，不能使用高硬度的器物进行刮擦，也不要轻易刮擦没有附着硬物的区域，做到清除异物即可。③ 洗：如果组件表面有染色物质如鸟粪的残留物、植物汁液等，或场内空气湿度很大灰尘无法掸去，则需要通过清洗来去除。一般用清水来清除，将清水喷到有污染物的区域后，用毛刷擦拭去除。 如遇油性物质，可使用调有洗洁精或肥皂水的混合溶液涂在染色区域，等溶液将污染物渗透后，用毛刷擦拭去除。如果仍无法去除，可以使用少量酒精等非碱性的有机溶液进行擦拭，然后用含有洗洁精的混合溶液洗去残留有机溶液。毛刷规格要求：1.毛刷专用丝的材质：尼龙丝1010;2.清洁镀膜玻璃毛刷专用丝直径要求：0.1~0.06mm。03注意事项1、光伏组件存在玻璃破碎、背板灼焦、明显的颜色变化;2、光伏组件中存在与组件边缘或任何电路之间形成连通通道的气泡;3、光伏组件接线盒变形、扭曲、开裂或烧毁，接线端子无法良好连接。4、光伏组件上的带电警告标识不得丢失。光伏电站也需要我们的精心呵护，只有这样美丽的光伏组件才会给小伙伴们带来可观的回报哦!同时，洁净的外观也会给我们带来身心的愉悦，小伙伴们，你们家的组件脏了吗?赶快动起手来，加入进来吧!|0微博Qzone微信【深度】透析夭折风险：光伏电站如何确保收益？　　如何确保光伏电站20+稳定收益年限？首先我们要搞清楚什么因素影响到电站投资收益，从三个方面来说：一个是投资成本，一个是建设质量（这两个归为一块跟大家分享），另一方面单讲稳定运行。　　今天我要通过投资成本控制和建设质量控制引出一个概念，在传统工民建项目中使用比较多而且目前也是一再延续，然而在光伏电站等整个新能源发展这块大家并不是很重视这个项目管理。因为项目管理是第三方代业主管理，他能有效地帮助业主有效的控制投资成本和把控建设期的质量。项目管理不仅仅是类似监理的方式，它是高于监理或者说在施工方过程种一种代业主管理和规避问题的方式。　　光伏电站项目管理就是代业主管理规避投资风险和建设期电站质量把控，这个建设期从最初的项目选址到项目拉到容量指标到项目建设到运维运营的衔接期。　　代业主管理规避投资风险首先要谈的就是如何规避风险。从年左右，大部分在做光伏行业终端应用的都是光伏行业的企业。目前这两年，越来越多的其他行业的企业涉入，如华北高速，风控风投基金公司或房地产公司（绿地）等，像这些其他行业的企业不太了解光伏，他们目前是非常需要项目管理的概念，代业主去管理一些项目前期设计采购和施工环节中的风险。　　（1）项目建设前期，可以帮助业主梳理光伏电站报批手续，指导业主进行手续报备；　　（2）设计环节可以为业主提供合理化建议，减少业主资金投入，因为设计环节会设计到设计优化（后面会有涉及）；　　（3）采购环节，会为业主提供设备选型合理化建议，一旦这个业主要投资光伏电站就会有很多的供应商找上门，各家供应商都在说自己的产品比较好。由于业主不是很理解，作为一个代业主项目管理单位，我就可以给业主罗列出各种产品的优缺点。因为代业主管理是不会直接参与设备采购，所以和设备采购的供货单位不存在利益关系，对业主的设备采购选型提出一个客观合情合理的建议，让业主更为清晰的去选择哪种设备；　　（4）施工环节，后面会有施工缺陷的集锦，会涉及我们在施工过程中发生的问题以及引起问题的原因，如何去避免这些问题等等。施工环节作为代业主管理规避投资风险的话，主要是按工序验收。因为光伏电站的建设周期短（2-3个月），工期紧张可能会导致&重进度&可能会忽略工程质量，有些光伏电站会存在工程消缺项（可能会消缺到半年到一年的时间），其实很多业主并没有考虑到在消缺时间里发电量损失是非常严重的。如果不按照工序验收，有些光伏电站验收之后就成为了死症结，缺陷项和不完美项很难整改掉。另一个重要原因是有些电站因为线缆或整个布局不合理，造成线损过大，直接导致发电量损失，后期想要变更整改几乎是不可能的。　　协作内容是代业主管理规避投资风险的一个项，由于这个概念在国内光伏项目管理范畴比较新，不管以后哪个企业或者业主用到之后，最好对项目管理公司进行以下要求。因为可能业主是其他行业的人，可以帮助他们梳理一下每个环节中应该做什么，整个报备让项目不是违法违章建筑，有利于业主将项目放在二级金融市场或卖给其他收购项目的机构，使得业主获得更大的收益。&& & 着重要讲的除了项目管理单位要对设计进行优化和主要设备选型提供建议，开展EPC和项目监理招标工作的主持也是由项目管理公司进行主持的。在未来的发展大趋势当中，光伏电站项目的管理会越来越受到重视，因为光伏电站属于一个资金密集型的产业，动辄投资几个亿，所以后面的监理招标等等过程需要项目管理机构帮助业主代理做事或开展相关工作。最主要的是项目管理单位肯定是对整个行业、各个供应商以及施工单位比较熟悉的企业，不管你以后聘请哪一家项目管理单位，需要他对现场工程和监理单位有直接管理权，这样能够为业主提供一个质量更到的电站项目。　　目前很多非光伏的投资商进入光伏领域，可能对光伏行业并不太了解，在进入行业时首先要跟业主提供光伏市场的环境和国家政策，因为很多地区都有所不同，有些只有国家补贴，有些只有省级补贴，如浙江地区涵盖了国家补贴，省级补贴，市级补贴甚至是县级补贴，这样可以给业主提供更大的选择范围，让业主了解项目投在哪里可以获得更大的投资收益。& & 对于国内产品选型的建议，比如我们可以跟业主说集中式和组串式的优缺点，单晶和多晶的优缺点还有双玻组件的优缺点等等，罗列给业主然后让业主作出设备选型。项目管理需要做的就是构建业主设想，提出合理优化意见，确定项目可行性实施方案，最后制定出合理质量管控方案，确保业主收益最大化。　　建设期质量把控对于光伏电站涵盖进度和质量这两个概念，其实进度和质量这两个方面是有些冲突的，如果重视进度后，质量肯定是有所损失的；如果只控质量的话，进度也肯定会有所减缓。如何去权衡两者之间，也是在一个光伏电站管控过程中需要把握的度。只有在严控电站建设的质量前提下，你才能确保光伏电站的发电量和使用寿命；而光伏电站的安全性和稳定性是直接影响到未来项目融资和业主收益的关键因素。& & 只有把光伏电站的质量控制好，确保发电量和使用寿命，业主不管拿着项目收益还是放在二级市场转售，同时有利于对业主项目的二次消化。其实类似于&酒香不怕巷子深&的道理，有些项目做的非常好，比如现在跟华博变压器做的30mw的渔光互补的项目，业主本来是处于自持的态度去建设的，这是整个苏南地区最大的渔光互补的项目，采用的是双玻组件的组串式逆变器、自建10的升压站。然后，就导致了很多收购方过来和业主谈收购这个项目，第一是考虑到该项目可以在苏南地区起到示范性作用，其次是该项目也引进了很多新的概念，如组串、双玻和整体的无线通讯基站等，个人认为该电站在自己去过电站中算智能化比较高的电站了。　　关于光伏电站的建设期的质量把控一共涵盖了五点：　　第一，优化设备采购及施工计划，早些年国内主要集中在中上游，包控产品制造端和原材料端，同时出口也是对外的。目前就是国内政策的调控和拉动内需，才会建设的比较多。因为中上游的利润一直在挤压，所有的公司都往终端应用市场发展。& & 在2011年的时候，国内做EPC的企业只有十几家，但到目前为止做EPC的企业是满地开花。这些新生企业可能会导致工程施工质量水平层次不齐，比如在农光，林光和渔光项目上没有什么工程经验，导致工程施工质量较低；　　第二，如果你想对工程质量进行控制的话，需要你对到现场的所有材料进行抽检。抽检需要代业主管理机构和监理单位共同抽检。因为很多光伏电站在施工建设过程中，可能会出现俗话说的&等你下锅&，就是现场处于停工状态因为路途遥远或者天气原因，原材料一直都没有到现场但非常急用。不管现场多么着急，一定要采取抽检，比如我们采取抽检一些项目，只要有一车材料抽检批次不合格，我们采取&原车退回&的制度。在签订合同的过程中向厂家说明，这样可以厂家产生一定的自律性；　　第三，在项目施工过程中，对于不规范操作及时纠正（关于不规范操作后面会具体提到）。同时光伏电站项目建设过程中，我也一直强调按工序分环节验收。因为你分工序分环节验收，比如一个工序验收完允许对方进入下一个工序，这样对光伏电站的最终质量和消缺上会有保证；　　第四，不定时施工现场巡检，因为目前光伏电站现场施工人员的整体素质不是很高，工人对于光伏组件、逆变器和汇流箱等设备不了解，施工可能比较粗鲁。如此情况有可能导致组件发生隐裂，比如30mw的光伏电站用组串逆变器的情况下，会有800多台小机，如果出现大面积隐裂情况会导致每个组串的功率不同，输出的交流波形也不一样，叠加在一起后会出现&谐波现象&（谐波现象导致正向有功减少，无功增加），另外也会导致功率因素（测定发电质量的重要参数）降低，最终会直接面临电网的处罚；　　第五，土建及电气隐蔽工程旁站监督，光伏电站的土建量不多就不着重提了。另外，电气隐蔽工程主要包括设备内部的接线和光伏厂区的接地。关于设备内部接线，因为接完线后的端子核或其他东西遮挡后难以看见。光伏厂区的接地如没有采取国标（深埋800米等等），防腐焊接不到位，会直接影响接地电阻不达标，导致最后不能通过省质检拿不到补贴。　　在2015年，整个江苏省的国补已经减少了3分钱，虽然看起来3分钱很少很少，但其实1度点3分钱的话，如一个20mw的光伏电站，在江苏省一天可以发12w度电，但在内蒙、蒙东地区发电量会更高或者超发的情况。所以按3分钱减补计算的话，一天损失的差价还是非常大的，然后再叠加计算到20年的时间段，其实损失的是一笔非常大的收入。&　　这个部分将和大家分享一些我在现场施工中遇到的问题，希望在后续施工过程中主要把控这方面的内容。图1介绍的是光伏组件地面、屋顶（砖混结构）电站或渔光林光都会有的光伏组件支架，支架斜拉筋固定脚的三角形脚铁垫块，图中的垫块在制作过程中已经打过孔了（10个螺丝孔），由于在热镀锌工艺制作中没有控制好导致热镀锌在孔中有遗留，运到现场之后会导致拉筋无法穿入。& & 这个在施工过程中可能是个很小的环节，但是你在使用过程中发现不能用，导致整个支架不能固定组件无法装入。当整个建设质量把控不好可能会导致现场出现窝工，作为业主或者代业主管理机构，致使在设备采购过程中引起所有问题，所有的接损失都需要直接赔偿给施工单位的。但材料是施工单位采购的话，则不存在该情况。& & 另外，我们今天还要说光伏组件支架的相关问题（无图）。因为在光伏组件支架的时候，其实要求支架生产厂家在生产第一批生产材料成型之后进行试装，（即使是设计院出得方案）在现场过程中也有可能出现一系列问题。考虑到每个地区风载等不同因素，每个地方支架设计肯定是有差异的，只有试装过程中才会发现问题，同时也能避免材料运到现场安装不起来的风险。　　你装不起来的直接原因是延误施工方的时间让施工方等着材料施工。这样的话赔偿施工方损失，工程环节讲究给施工方签证，签证直接影响你的投资成本，加大了你的投资成本，而且因为你在最初的时候原材料没把控好，到现场进行签收，你后边哪怕出现质量问题首先是你确认后的，你会和供应商出现扯皮现象，等等一系列比较发杂的情况提前发现提前规避有利整个项目的推进。　　关于设备和材料的堆放，在光伏电厂现场施工过程中大部分都是农民工，农民工整体素质或者技术实力不是特别高就会出现材料堆放极为不到位。如图所示，整个支架檩条和梁托，梁托摆放呈扭曲状，因为是钢材形材，扎带拆开，整个材料都会出现变形，你在安装的过程中肯定是受影响的。严格意义上来说，这产品就须返厂。& & 如果现场用拴结结构夹不紧的情况下就会导致抗风抗雪能力减弱，对于整个光伏电站是一个极大的隐患。第二图是一个箱变，它的摆放应该是很正常的，像散热片和门和人呈一个对侧面。但现场时，会有靠散热器那一侧放在地上，所以现场应该有个人监督或者管理。因为一个设备价值高昂，农民工不可能赔偿你的，设备如果因为吊装出现问题，只有代业主管理或者EPC单位承担。在管控中主动一些会减少一些工程上的额外付出。　　是一个混凝土基础，这种现象说明震动泵震动不到位，出现空隙气泡现场会直接影响整个基础抗压能力。施工现场不进行监控，无法发现这个问题。在传统施工中，如果没有及时监督，施工单位用混凝砂浆进行粉刷，看上去非常光滑，其实基础质量已经下降了，像这种时间长了会出现脱落，有的地方还会漏钢筋，直接和土层接触会绣，对于整个基础年限是个考验。　　第二张图片是一个35千伏开关室的一个基础，主要问题是靠近右上角有个钢筋网片，施工方直接放在了一个以石子为基础的面上，按正规土建来讲，是需要找几个点进行支撑，与几个石子面有一定的距离让砂浆进入，保证整个电层的硬性。放在石子上的话，整个网片在混凝土最外沿，起不到任何强度加强作用。　　光伏电站一个隐蔽工程，虽然做了焊接和防锈，其实按照国标，接地类除了厚度宽度达到国标要求以外，焊接也有工艺要求，两个扁体的对接面要求四面焊接。这样的话，整个光伏电站接地电阻做实验的时候才可以通过。整个接地电阻表面有镀锌层，导电能力没焊接面强，只有焊接面越多，越有利于后面的实验。一次性做不到位，二次整改是很麻烦的。需要重新排查，是一个很大的工程量。第2张图是准备掩埋的一个接地，这里主要问题是深埋的深度不达标，按照国标至少是60CM深。接地桩深度也不达标。深度不达标二次整改非常困难。　　安全施工方面，图片1，2是临时电源箱的问题。1是因为下雨现场泥泞，第二个电源箱呈现敞开的状态，按照标准要求，每个电源箱应该接地。图片中的电源箱都没接地，都是敞开式，下雨是可以直接倒灌进去的。在光伏电站抢工期的过程中，瞬间的劳动量可能达到300号人左右，如果出现这种状况，管理不到位，现场出现漏电这种情况，对于现场工人是很大危险。& & 其实光伏电站出现人生事故，可以讲整个光伏电站验收受到了一个巨大的冲击，基本不可能通过验收，直接经济损失可能就是一年电价的差价，叠加到20多年，这个量不小的。光伏电站理论寿命30年，国家补贴20年，这个周期是很长的。如果因为电价补贴的差价影响20年的收益造成的损失是难以估量的，所以项目前提可以多投入点，把整个项目管理做好点。& & 国内所有光伏电站投资机构或者单位大家有点重头轻尾，很多人一直压EPC的价位，直接压低投资成本，其实对整个光伏系统质量的打压。像采购单晶产类产品和常规多晶硅也是有差价，包括高效移植hit技术等等都是一个差价，不能仅靠压低整个EPC造价。我觉得业主可以咨询一些机构或者设计院，我把我最优的选型设备拿出来，拿到这个清单，倾听一些单位的报价。因为在整个系统集成应用过程中，不同产品类型，不同厂家品牌差价是不可以单单用价位去衡量的。因为国内现在这个最低价竞标，我个人认为是一个欠妥的方式。&　　在光伏建造过程中现场会出现很多临时改动材料的问题，因为打桩精度基础工人达不到，导致现场改材料。图片的材料都没进行防腐处理，因为整个光伏电站寿命在20年以上，所以这方面需要严控一下。　　这个图片就是电子原纤过热，主要原因是在电子线缆连接过程中因为螺丝压的不是特别紧，像这种电缆的话压得不够紧的话就会出现打火发热，发热情况下就会导致电子原器件或电缆的烧毁，所以说在施工过程中这点是一个必查的项。　　大家看到这张图是一个36KW的一个逆变器，我这里讲得是一个连接头如图1压得不好，因为打火发热就会出现一个熔断的现场，第二个插得比较用力，不注意插得方式会导致插得那口插坏。　　图1第二排电流表最后一个表处于一个零归位，表明这个表已经损坏。第二张表数字无法显示全，这些事后期并网之后运维过程中才能发现的。　　图1组件直接顶在支架这个地方，因为组件背板比较薄，如果你这样放置会导致组件引裂，最后导致整个电站发电量受损失。正确组件摆放应该像图2，组件是立着放的，组件与硬物相接触的地方泡沫板直接垫在中间的。　　今天这个是我要重点讲的项。其实在运维过程中，稳定运行是直接影响电站收益的，因为整个运行的过程是20+年，而不像建设光伏电站是花3个多月的，如何达到稳定运行，运维我个人觉得才是最关键的地方。&& & 关于光伏电站运维这几块，其实像光伏电站解决方案、智能化解决方案、检测与评估、精确诊断与技术改造，这些就不再细讲了。稍后跟大家主要讲一下光伏电站智能化解决方案这一块。　　关于运维解决方案PPT上展现的很清楚了。至少达到以上五点要求才可以达到安全、稳定、经济、高效的运行。　　这页是我今天要跟大家讲的。我为什么要讲大数据平台的建立对系统故障的预判，并给出合理化修正建议。因为我首先觉得大数据的提升，这个概念可能有些人理解不了。比如说远景阿波罗云平台的技术，就像天气预报一样，只有收集到的信息越多，后面的指标修正等一系列的及时纠偏等，只有在建立在大数据的基础上，信息越多的情况下，对整个光伏电站的预判才越准。　　毕竟人力的巡检在整个电站上千或上万亩的情况下很难做到及时发现故障。　　在有足够信息量支撑的前提下，光伏电站可能出现整个电量的下滑，电流发现微弱的变化，电压发生了微弱的变化，然后我的后台就能够提醒我是哪个地方出现了问题，以及如何解决。所以我个人是比较推崇光伏电站的智能化的。他除了能减少人力劳动的支出以外，也是提高发电量的关键。因为它对系统的预判和解决可以做到事先或事中，可以做到及时发现故障。　　我个人推崇的一直是项目管理+运维。因为不在项目建设前期去介入整个光伏电站的施工，在后期的运维只能作为一个看管，确实达不到提升发电效率以及后期进行改造的程度。因为只能从项目建设前期的介入加后续的运维，作为运维单位同时也是项目管理单位，对整个光伏电站的全生命周期比较了解。只有你去控制了，后期才有保证，才能实现业主投资成本控制、建设质量控制以及后期稳定运行，保证业主的20+收益年限。　　这个图片是我个人最推崇的项目管理+运营模式的汇总。个别问题问答环节再做着重说明。谢谢大家~&　　精彩问答汇总　　问题一：因为各地区气候与空气质量等各不相同，即便在同一地区也会出现因天气状况多变的情况造成的光伏面板表面灰尘堆积现象，所以想请教一下，关于光伏面板在什么样的状态下需要进行清洁工作是否有一个好的界定呢？谢谢。　　答：关于这个问题我首先要给大家讲几个基本的概念。整个光伏电站的系统效率是衡量系统运行情况的最直接标准。太阳辐照情况确定的情况下，系统效率决定了一个光伏电站的发电量。光伏电站在设计的时候都会对其年发电量做一个模拟，对应地来确定一个系统效率。& & 在光伏电站设计的时候，设计单位都能计算出&一个大致的光伏电站发电效率。这也是作为后期运行维护的一个参考标准。说到系统效率的话，无非就是分三块，一个是光伏组件的发电效率，一个是逆变器的效率，一个是交流并网的效率。　　灰尘遮蔽对中国大部分地区都是有较大影响的，之前可能只是西北风沙大，但是目前华中，华东，华北地区的雾霾都比较严重，确实会大幅度减弱光照幅度，降低组件发电量。如果像在华东江南地区，局部的灰尘遮蔽的确会形成热斑点。下雨时组件上的浮沉会移动、堆积到组件的最下端，形成较厚的遮蔽纹。& & 遮蔽纹就可能会导致热斑效应，最终可能导致整个组件的损毁、烧坏，对整个光伏电站的发电量损失也是较为严重的。在光伏电站的运维过程中，应该根据光伏电站的预测发电量，电厂厂址的灰沉积及速度，组件清洗的成本，确定一个最佳的灰尘遮蔽容忍值，形成一个公式。根据这些参数和公式来计算灰尘清洗时机。目前组件清洗成本，1MW大概在RMB之间，我们会根据投资产出的均衡，达到这个值就进行清洗。　　问题二：现在搞电站设计似乎都流行超配设计，不管是汇流箱还是逆变器，都留着很高的余量，我觉得这个比较多余，毕竟受到空气污染之类的影响，大部分项目实际发电量并没有那么高。请问朱老师在系统冗余上，有什么原则能够让投资者少花些冤枉钱？另外后期运维中有没有办法把超额配置盘活？　　答：关于光伏电站的超配，早几年的话比较少见。因为当时采用一次性装机补贴，根据政策导向，大家没有怎么超配。但由于最几年度电补贴的政策上台后，国内比较盛行的方法就是之前提到的超配。这个超配除了设备的超配外，还有装机容量的超配。& & 其实装机容量超配发展的初衷主要是为了弥补系统的缺陷，可能系统效率最高到83%左右，如果我再次基础上超配的话，我可以抬高系统的整体效率，把我整体效率提高到90%~98%，让整个发电量提升，业主的收益也是提升的，也就是投入更多，产出更多。关于光伏设备的超配，我需要解释一下，其实大多数设计院对于设备都是根据国内电力设计院的标准进行选型的。& & 因为国内电力标准的建立比较早，所以对余量放的比较大，但是由于光伏、风电这样的新能源，对于电网的瞬时冲击是比较大的，对电子设备元器件的冲击也是比较大的，所以为认为这样的配置也是为了电力生产的安全。我本人现在还是比较赞同国家对于设计、选型、参数选取等方面的余量，因为我国新能源发展的步伐还是比较快，对电网带来的冲击也就比较大。& & 关于超额配置的盘活，其实随着技术的进步，后期也会有新的技术标准出台，而超额对于后期光伏电站的升级改造也是好的基础。随着技术进步，组件转化效率也会不断提升，不排除有的用户会在后续10年的运营时间内将整个系统的组件全部更换一遍。所以说随着技术的进步，盘活这些超额配置都是有可能性的。　　问题三：请问下大咖地面电站前期建设阶段有哪些工程风险因素可能会影响到后期项目收益？同时电站的运营模式选择有哪些具体的分类？如何权衡其中对项目收益的影响？　　答：其实光伏电站在建设前期工程的风险因素刚才在前面已经给大家讲了，无非是组件安装工艺、线缆排布工艺、结构优化工艺、还有一次二次设备的选型配置。目前国内存在比较突出的话，其实就是在组件与支架安装、线缆的排布出的问题比较多。& & 因为设计院在一二次设备的选型上经验还是非常专业的，而组件安装与线缆排布是现场工人在做，有些工人不按图施工，按照自己的理解来做，导致施工质量整体不高。目前国内光伏电站的运营模式都是业主找几个人来看护，其实这种模式并不好。因为IE这样其实没有办法对这几和个人进行一个发电量的考核，对整个后续的发电量也没有什么办法得到保证。绝大多数的人员只是起到一个看护作用，而维护的作用基本起不到。& & 目前我个人比较推崇的模式是项目管理+运维，EPC+运维，还有就是传统的人力输出。我不建议业主自己去做电力市场的运维。因为首先对整个光伏电站包括升压站来维护的话，需要一个专业的队伍来做，并且外请的团队也能够对他们进行一个量的考核，并且得到专业的维护让发电量有提升，从而让业主获得更高的收益。我个人比较推崇的是EPC+运维，把发电量对赌。我在最初设计时给业主一个可以接受的发电效率，在后期运维之中我们对发电量有个提升，而超发的这部分电量我们与业主可以分成。这样也刺激了第三方代运营管理机构的工作积极性，同时业主也可以多拿电费，何乐而不为呢。&　　问题四：现在国际上主流的电站投资回报收益在什么水平？国内的收益水平与国际领先的相比差距有多少？这些差距都是什么原因造成的？　　答：国际上主流电站的投资收益大概在6%左右，国内普遍在9%以上，为什么国内在9%以上呢，主要是因为国内融资成本较高造成的。　　问题五：现在不管是风电还是光电，不管是分布式还是集中，都在强调无人值守。即使有运维需求也是走分外包路线，请问朱老师，在能源互联网的大背景下是不是越来越没有必要组建一个专业化的自有运维团队？如果走外包路线项目需要做什么前期优化和准备？　　答：依据中国的国情，我个人觉得目前5~10年做不到无人值守。国网20站目前在做智能化改造，但是10的站还是没有这个趋势。虽然大数据平台的发展是个趋势，但是对于光伏电站的发展，提高发电量是硬需求。只有达到了足够的发电量，业主才会有足够的收益。但是根据中国目前的电力法和地方的店里规定，对于运维人员是有硬性的需求的。& & 类似于110KV升压站他是要实时接收调度指令的。所以运维值守在整个体制不变跟的情况下很难实施，当然分布式除外。专业化的运营团队是必须要组建的，在保电量大环境下，一旦光伏电站出现故障，无人值守怎么可能及时地解决。如果是采用集中式逆变器的光伏电站，因为国内集中式逆变器里面的元器件基本上是具有不可替代性的。& & 如果无人值守，哪怕是少人值守，即使现场有备品备件，有些元件你还真搬不动。而对于集中式电站，更换不及时的话，对发电量的损失还是特别大的。如果要走外包路线，最好是找一个对方有EPC，项目管理或者是设计等环节的，能够从头参与到项目中去。& & 否则对整个电站的熟悉周期都会是特别长。光伏电站是一个重资产的行业，整个电站建成后，运维团队不仅仅是一个保发电量的职能。他还是一个资产管理公司，光伏电站最后一定会走资产证券化的道路，所以运营团队更是在代业主管理资产。所以无人值守虽然是一个趋势，但是目前还是很难实现的。　　问题六：光伏电站建设中的质量通病有哪些？　　答：归列为两块：一个是施工人员素质不高，对光伏组件的损伤比较大。现在隐裂在光伏电站中出现的情况比较多；另一个是整个施工过程中，对最佳倾角这些，施工单位自我把控的能力不太强。还有一个是地勘、测绘、设计方面出了问题。尤其是测绘、设计。因为许多测绘与设计单位都是由地方政府推荐的，测绘的误差比较大。如果在西北偏远地区影响还较小，但是如果在南方渔光互补，农光互补项目的话问题也就会凸现出来。　　问题七：监理也是代表业主方在管理项目，如果有类似代业主管理的公司，是否可以取消监理？　　答：监理起不到任何的光控作用。光伏电站的监理不像传统的监理，国内对于其的管理也比较松，没有有效的追责机制，许多监理也不是客户直接聘请，而与施工单位有合作关系，所以不太能代表客户利益。但是取消还是取消不了，因为现在光伏电站与传统电力还是有一些相通的地方，所以监理的那个章还是需要。　　问题八：光伏电站的转序验收是否需要质量监督站人员的参与？　　答：这个是不需要的。光伏项目施工周期短，工期压力大，能够做到不惊动相关部门就尽量不要惊动。&收藏本文为OFweek公众号作者发布，不代表OFweek立场。如有侵权或其他问题，请联系举报。好看的皮囊千篇一律，有趣的灵魂万里挑一。
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