中國大唐集團公司太陽能發電項目開發指導意見（試行）第一章總則第一條為指導集團公司所屬各企業科學有序的開展太陽能發電項目前期工作，特編制本指導意見。第二條本意見詳細闡述了集團公司開發太陽能發電項目的指導思想、發展目標、開發原則、國內太陽能資源分布、光伏發電的主要技術、設備特點、太陽能發電的主要政策規劃以及太陽能光伏發電、太陽能熱發電項目前期開發的主要工作方法、工作流程及開發太陽能發電項目的保障措施等。第二章指導思想和目標第三條指導思想：深入貫徹落實科學發展觀，以經濟效益為中心，以集團公司“十二五”產業發展規劃為引領，把積極發展太陽能發電作為優化集團公司電源結構的重要舉措，以技術進步和規模化發展為主線，促進太陽能發電項目提高經濟競爭力，為集團公司實現非化石能源目標和可持續發展開辟新的途徑，創造新的利潤增長點。第四條主要目標：到2015年末，集團公司太陽能發電投產規模達到100萬千瓦。太陽能發電將成為集團公司繼風電之后的第二大新能源產業。在項目資本金財務內部收益率達到基準收益率的前提下，爭取集團公司太陽能發電規模占全國太陽能發電總規模的比例不低于集團公司總裝機規模占全國同期總裝機規模的比例。第三章開發原則第五條集團公司太陽能發電項目的遵循以下原則：（一）效益為先、擇優開發的原則。太陽能發電產業要重點加大資源優勢區域、電價優勢區域和政策優勢區域的開發力度，以保障經濟效益，經濟評價指標達不到行業基準收益水平的項目暫緩開發。（二）符合規劃、區域協調的原則。太陽能發電項目發展要與集團公司電源發展的總體規劃進行對接，實行滾動調整。各區域的太陽能項目開發力度要在集團公司“十二五”規劃的框架下進行協調和平衡，確保科學可持續發展。（三）戰略統籌、科技示范的原則。太陽能發電對于電源結構調整和全球低碳發展具有重要的戰略意義，要積極占領太陽能資源優勢區、產業制高點和裝備新成果，在商業化開發過程中注重新技術、新裝備的應用和示范，為太陽能未來的規模化發展奠定基礎。第四章國內太陽能資源分布第六條根據各地接受太陽總輻射量的多少，可將全國劃分為五類地區。一類地區：為我國太陽能資源最豐富的地區，年太陽輻射總量6680～8400MJ/㎡，相當于日輻射量5.1～6.4KWh/㎡。這些地區包括寧夏北部、甘肅北部、新疆東部、青海西部和西藏西部等地。尤以西藏西部最為豐富，最高達2333KWh/㎡（日輻射量6.4KWh/㎡），居世界第二位，僅次于撒哈拉大沙漠。二類地區：為我國太陽能資源較豐富地區，年太陽輻射總量為5850-6680MJ/㎡，相當于日輻射量4.5～5.1KWh/㎡。這些地區包括河北西北部、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。三類地區：為我國太陽能資源中等類型地區，年太陽輻射總量為5000-5850MJ/㎡，相當于日輻射量3.8～4.5KWh/㎡。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、蘇北、皖北、臺灣西南部等地。四類地區：是我國太陽能資源較差地區，年太陽輻射總量4200～5000MJ/㎡，相當于日輻射量3.2～3.8KWh/㎡。這些地區包括湖南、湖北、廣西、江西、浙江、福建北部、廣東北部、陜西南部、江蘇北部、安徽南部以及黑龍江、臺灣東北部等地。五類地區：主要包括四川、貴州兩省，是我國太陽能資源最少的地區，年太陽輻射總量3350～4200MJ/㎡，相當于日輻射量只有2.5～3.2KWh/㎡。第五章主要技術及設備特點第七條目前廣泛應用到光伏發電工程中的光伏電池形式主要是全部采用半導體材料的晶體硅電池組件和少量采用或不采用晶體硅材料的薄膜電池組件。第八條晶硅電池造價下降空間較大，且轉換效率較高。薄膜電池生產成本低、材質柔性好，方便與建筑材料緊密結合，但轉換效率較低，工作特性（衰減率等）仍需時間考驗。第九條光伏發電有以下特點：（一）電站無需大量土建設施，對地質要求不高，不受地域限制；（二）光伏電站生產簡單，運行維護工作量低，管理簡易；（三）設備運行安全可靠，無轉動部分、無重大危險源；（四）節能環保不消耗水和燃料，無噪聲、無排放廢物；（五）電站施工安裝簡單、方便，建設周期短；（六）光伏發電項目可廣泛用于分布式電源的實施；（七）光伏設備構成簡單，可移動性和分布性好，有利于電站遷移；（八）光伏發電負荷曲線規律性較好，能與電網負荷曲線相匹配，可有效平抑電網和用戶的峰段負荷，但夜間無出力；（九）光伏發電項目目前設備成本高，初投資大，能量密度低占地面積大，發電時數低，不連續，易受天氣影響，若連續發電并可調度則需要儲能裝置。第十條太陽能熱發電技術主要有槽式、塔式、碟式和菲尼爾式。太陽能槽式熱發電是當前世界上最成熟的熱發電技術，主要有光場、儲能換熱系統、常規發電島三部分組成。其中光場的主要設備有集熱管、聚光鏡、支架、跟蹤驅動等設備構成。第十一條太陽能熱發電的核心技術在光場的設備和安裝。目前國內的相關產業剛剛形成，產品缺少實踐驗證設備選型需謹慎對待。第六章政策及規劃第十二條主要電價政策國家發展和改革委員會于2011年7月24日下發了《關于完善太陽能光伏發電上網電價政策的通知》（發改價格〔2011〕1594號），明確了“2011年7月1日以前核準建設、2011年12月31日建成投產、發改委尚未核定價格的太陽能光伏發電項目，上網電價統一核定為每千瓦時1.15元；2011年7月1日及以后核準的太陽能光伏發電項目，以及2011年7月1日之前核準但截至2011年12月31日仍未建成投產的太陽能光伏發電項目，除西藏仍執行每千瓦時1.15元的上網電價外，其余省(區、市)上網電價均按每千瓦時1元執行”的上網電價政策。第十三條太陽能發電“十二五”規劃根據《太陽能發電“十二五”規劃（征求意見稿）》，2015年底，我國太陽能發電裝機容量達到1000萬千瓦，其中大型并網光伏發電容量500萬千瓦，分布式與離網光伏發電300萬千瓦；2020年底，我國太陽能發電裝機容量達到5000萬千瓦。集團公司開發太陽能發電項目應符合國家即將頒發的《太陽能發電“十二五”規劃》中的相關規劃和政策。第七章項目規劃及選址第十四條應擇優開發全國太陽能資源豐富的一類和二類地區的地面大型并網光伏項目。屋頂(含光電建筑)光伏項目需要依托大型企業、園區進行開發，風險較大，因此除效益突出的項目以外，原則上不鼓勵開發。第十五條地面大型并網光伏項目應根據國家已出臺的光伏發電上網電價政策和各省市對上網電價的補貼政策合理規劃項目。其規劃選址應遵循以下原則：（一）應依據全國太陽能普查成果，擇優開發國內太陽能資源豐富的一類和二類地區；（二）應充分考慮至電網接入點的距離及當地電網負荷接納能力；（三）應考慮擁有大面積未利用土地或閑置屋頂及建筑物等土地成本較低的地區；（四）認真比較研究交通運輸、地質條件、地形地貌、屋頂建設條件等外部條件；（五）電網送出線路的距離和征地價格應在項目規劃立項前予以落實并予以嚴格控制。第十六條屋頂(含光電建筑)光伏項目屋頂(建筑物)光伏項目包括以上網電價作為投資回報的屋頂（建筑物）高壓并網光伏項目和以合同能源模式分享節電收益的用戶側并網項目，均以大型工業園區或企業廠房屋頂作為電站場地。不同的是，前者所發電量全部上網，通過較高的上網電價獲取投資回報；后者則采用分布式供電方式，在用戶配電網內直接并網，實現電能的就地消耗，并采用合同能源管理的模式與合作企業分享節電收益并申請國家的相關財政補貼。以上項目規劃選址應遵循以下原則：（一）應根據太陽能光照輻射情況和屋頂建設條件等，對各候選場址的太陽能資源、屋頂建設條件、屋頂歸屬企業實力、當地工業用電價格、負荷消納情況和負荷性質等比較研究，規劃光伏電站場址；（二）應優先選擇屋頂面積較大的廠房作為電站場址，以降低整個項目的建設成本和電站的運營管理成本；（三）具體選址中應注意選擇實力較強的企業進行合作，調研企業固定資產、信譽情況及發展狀況，以規避項目評價期內屋頂企業因經營問題導致拖欠電費乃至停產的風險；（四）應及時取得合作企業屋頂建筑圖紙，確保屋頂有足夠的承載力安裝光伏發電設備，且廠房結構形式方便安裝施工，盡量降低屋頂的改造工程量；（五）用戶側光伏并網項目應深入調研屋頂企業目前用電負荷，確保發電電量能夠全部消納。一般安裝光伏發電項目容量小于該企業用電負荷的30%，且要求負荷有良好的連續性，防止出現因光照以外原因引起的有效發電小時數下降；（六）調研當地工業用電電價水平及計費方式，優先選擇工業用電價格較高的地區和企業進行合作，將有利于與屋頂企業商定較高的售電價格。第八章項目申報立項程序第十七條以取得上網電價作為投資回報的地面大型并網光伏項目立項程序與風電項目類似，可參照風電執行。以取得上網電價作為投資回報的屋頂（建筑物）高壓并網光伏項目，不需要土地方面支持性文件，但應簽訂屋頂（建筑物）長期租賃合同。其它與地面高壓并網項目立項程序相同。第十八條用戶側并網項目應申請國家金太陽和光電建筑一體化示范項目，并獲取財政補貼。具體申報程序如下：（一）申報材料準備。1.選擇屋頂合作企業簽訂協議用戶側并網項目按照規劃選址方案落實屋頂企業經營實力、屋頂承載、屋頂面積、用電量及用電價格。選擇實力較強電價較高符合規劃選址條件的企業，簽訂使用屋頂建設太陽能項目的合作協議，取得屋頂面積數據及結構圖。必要時可以直接簽訂合同能源管理協議，鎖定售電價格。2.根據財政部申報要求編制示范項目申報書根據國家和附近氣象站資料，委托有資質的工程咨詢單位對項目的太陽能資源作出初步評價，并根據項目所在屋頂企業的綜合實力、用電量現狀、電價以及可使用屋頂面積確定項目規模，并且從工程、技術和經濟方面初步研究太陽能發電建設的可行性；按照財政部申報要求編制完成項目申報書，提出項目投資規模及所需補貼，要求深度等同于初步可行性研究報告。3.取得示范項目申報所需支持性文件（1）取得地方政府對屋頂式太陽能發電的支持；（2）取得地方電網公司原則同意接入電網的意見；（3）取得地方環保廳環境影響評價的原則性意見。（或環評批復意見）（二）申報材料上報申報材料準備完成后上報當地財政、科技、能源和住建等主管部門，跟蹤并確保項目通過地方一級政府審查，并轉報至國家財政部、科技部、能源局和住建部。金太陽示范項目上報至財政部、科技部和能源局；光電建筑一體化項目上報至財政部和住建部。（三）取得國家財政部對項目財政補貼的批復（四）完成項目可行性研究報告1.根據財政批復容量進一步落實項目所在企業屋頂，對不符合的企業及時進行微調；2.與項目所在企業簽訂合同能源管理協議，鎖定項目售電價格；3.委托有資質的工程咨詢單位完成項目可行性研究報告的編制。（五）完成備案取得省級電網公司同意接入電網批復、地市級環保部門對環評表的批復、其他備案所需支持性文件。將所有支持性文件附于可研報告后，上報省級能源主管部門完成備案。第九章項目經濟性第十九條影響太陽能光伏發電項目經濟性的主要因素有銷售電價、利用小時、運營年限、工程投資、技術選擇、政府政策、送出條件等。太陽能光伏發電項目具有初始投資大，運行維護相對簡單且成本低的特點，所以工程投資、利用小時和銷售電價對項目經濟性的影響非常敏感。（一）降低工程投資1.積極爭取用地價格或屋頂租賃價格的優惠；2.嚴格按照招標程序進行設備招標，控制造價水平；3.優化工程設計方案，如基礎、支架的設計優化，用戶側并網項目接入點的優化，高壓并網項目接入系統線路長度、電壓等級等。通過設計優化，控制電站造價，提高項目的盈利能力。合同能源管理協議簽訂的銷售電價。（二）提高利用小時通過工程方案的優化設計和施工工藝的嚴格控制，有目標的提高電站的整體集成效率，在同樣的光照輻射情況下提高電站的有效發電利用小時數。（三）爭取銷售電價1.并網光伏項目應認真研究項目所在地的地方電價及補貼政策，加強與政府部門的聯系，確保政策落實；2.用戶側光伏項目應認真調研當地工業用電電價水平及計費方式，與用戶企業商定較高的售電價格。第二十條經濟性分析太陽能光伏發電項目開發應在嚴格鎖定各項邊界條件進行經濟性分析。原則上大型并網光伏發電項目總投資稅前內部收益率不應低于8%，資本金稅后內部投資收益率不應低于10%；屋頂(建筑物)光伏項目因為需要依托大型企業、園區進行開發，風險較大，因此原則上要求投資回收期不超過6年，以避免投資風險。此外還應重點測算項目工程投資、利用小時對項目內部收益率等財務指標的敏感性分析，敏感性分析變化幅度應不低于±15%。第十章保障措施第二十一條優化項目布局，密切關注國家政策集團公司各級規劃部門應結合各自地區的太陽能資源及其它建設條件積極布局太陽能發電項目，緊密跟蹤國家太陽能發電相關政策及上下游市場變化，以國家太陽能發電“十二五”規劃為引導，立足地方資源、市場環境及發展特色，加強與地方政府的協調與溝通，加強集團公司“十二五”產業發展規劃與省市地方規劃的協調對接，保障重點項目納入省市地方“十二五”規劃，確保太陽能發電項目順利實施。第二十二條以科技產業為支撐，掌握太陽能發電前沿技術作為戰略性的新興產業，集團公司要進一步加大對太陽能發電的技術指導和業務支持。通過多種措施促進太陽能發電領域新技術、新工藝、新材料、新設備的研究和應用，提高集團公司太陽能發電的技術水平和裝備水平。制定規范的太陽能發展的管理制度和相關標準。集中力量組織實施重點科技專項，加強關鍵技術攻關，跟蹤前沿技術，支撐和引領集團公司的太陽能發電項目發展。第二十三條落實資金，確保項目順利實施對于符合集團公司“十二五”規劃的太陽能發電項目，集團公司積極支持項目立項，適時推動前期工作，積極推動項目列入集團公司投資計劃，確保規劃與計劃無縫對接。在融資領域，創新融資方式，積極運用企業債券、股票市場等金融工具，優化融資結構，降低融資成本，并探索研究光伏發電的金融平臺。規范太陽能發電投資管理，實現規模效益和整體效益最大化。第二十四條加強人才培養，確保太陽能健康發展作為起步階段的太陽能發電項目，要加強人才培養儲備，建立各分子公司資源共享的太陽能發電專家庫，保障集團公司太陽能產業健康發展。第二十五條加強項目管理，落實責任，防控風險太陽能發電產業是一個新興的、處在成長期的產業，行業技術尚未完全成熟，轉換效率和集成效率有進一步提升的可能。集團公司及各級規劃部門應密切關注技術發展，充分認識到項目開發中的各種風險，加強管理意識，落實工作責任，完善覆蓋項目全壽命周期的風險管理閉環流程、風險評估與預警體系。在選項與評估階段編制項目甄選、評價、盡職調查等標準化流程；在立項階段，加強項目可研評審與管理；完善項目后評價機制，總結經驗教訓并優化風險管理流程。第十一章附則第二十六條本指導意見適用于集團公司所屬各企業進行太陽能光伏發電項目的前期開發工作，光熱發電項目可參照本指導意見執行。本指導意見由集團公司規劃發展部負責解釋。第二十七條本指導意見將參照國家太陽能發電的規劃布局和政府的扶持政策和市場變化進行不定期修正。第二十八條本指導意見自發布之日起執行。附件：1.光伏并網及屋頂用戶側電站工程估算表2.并網光伏發電項目總投資內部收益率測算表3.國家財政補貼光伏項目資本金內部收益率測算表4.全國太陽能資源前四類地區可開發邊界條件附件1-1：10MW地面光伏并網電站工程估算表（單位：萬元）序號工程或費用名稱設備購置費安裝工程費建筑工程費其他費用合計占投資額(%)一設備及安裝工程1056851911086.479.5%(一)發電設備及安裝工程966335410016.5(二)升壓變電設備及安裝工程57163633.6(三)通信和控制設備及安裝工程22617243.6(四)其他設備及安裝工程10785192.7二建筑工程12071206.98.6%(一)發電設備基礎工程496496.2(二)房屋建筑工程347346.8(三)交通工程161161.3(四)其他203202.7三其他項目15601559.811.2%(一)建設用地費00.0(二)建設管理費719718.9(三)生產準備費112111.7(四)勘察設計費220220.0(五)輸電送出工程500500.0(六)其他99.2四一至三部分投資合計13853.299.3%五基本預備費100.00.7%六靜態投資13953.2七單位瓦投資（單位元）14.0注：1.表中為10MW地面固定性光伏并網電站。2.土地使用費為無償劃撥。若工程發生征地或租賃屋頂應予以計及。3.逆變器按0.80元/瓦計算，組件采用多晶硅按7.0元/瓦計算，支架含地腳螺栓約為0.9元/瓦,方陣樁基礎約為0.5元/瓦,其余配套電氣約1.5元/瓦計算，前期費0.5元/瓦，其他約2.8元/瓦。4.設備安裝費用按照目前三類地區考慮,勘察設計費參照市場價格計提。5.送出費用暫按500萬計算，具體項目可根據實際情況計算。附件1-2：3MW屋頂用戶側并網電站工程估算表（單位：萬元）序號工程或費用名稱設備購置費安裝工程費建筑工程費其它費用合計(萬元)占靜態投資比例一光伏發電設備及安裝工程2197.9194.42392.2857.23%二升壓變電設備及安裝工程857.7179.081936.7922.41%三其他設備14522.7167.74.01%四光伏陣列基礎工程429.20429.210.27%五變配電基礎工程0.0000.00%六房屋建筑工程7%七圍護工程0.0000.00%八其他工程22.00220.53%九建設管理費94.1994.192.25%十生產準備費34.2434.240.82%十一勘察設計費50.0050.001.20%十二基本預備費46.5246.521.11%十三靜態投資4180.02100.00%十四單位瓦投資（單位元）13.93注:1.表中為3MW用戶側并網屋頂固定性光伏電站。2.屋頂無償使用，項目合作雙方分享節電收益。3.逆變器按0.85元/瓦計算，組件采用多晶硅按7.0元/瓦計算4.設備安裝費用按照目前三類地區考慮,勘察設計費參照市場價格計提。5.因用戶側并網，接入系統費用較低，大部分項目可直接低壓并網。附件2-1：1元/kWh光伏發電項目總投資內部收益率測算表年發電有效小時工程造價13001350140014501500155016001650170018001.15萬元/千瓦6.50%6.98%7.46%7.93%8.40%8.86%9.32%9.77%10.22%11.11%1.2萬元/千瓦6.00%6.47%6.94%7.39%7.85%8.29%8.74%9.18%9.61%10.47%1.25萬元/千瓦5.54%6.00%6.45%6.89%7.33%7.77%8.20%8.63%9.05%9.89%1.3萬元/千瓦5.11%5.55%5.99%6.43%6.85%7.28%7.70%8.10%8.52%9.33%1.35萬元/千瓦4.70%5.14%5.57%5.99%6.41%6.82%7.23%7.63%8.03%8.82%1.4萬元/千瓦4.32%4.74%5.16%5.58%5.98%6.39%6.78%7.18%7.57%8.34%1.45萬元/千瓦3.96%4.38%4.78%5.19%5.59%5.98%6.37%6.75%7.13%7.88%注:1.評價周期：25年。2.光伏電池發電能力年衰減率：0.8%。3.融資期限與利率：15年期/7.05%。4.CDM收入未考慮。5.稅收優惠：所得稅優惠三免三減半；增值稅進項銷項稅抵扣，新能源優惠未考慮。6.年有效發電時數為首年小時數。附件2-1：1.15元/kWh光伏發電項目總投資內部收益率測算表年發電有效小時工程造價13001350140014501500155016001650170018001.15萬元/千瓦8.48%9.01%9.54%10.06%10.58%11.09%11.60%12.11%12.61%13.61%1.2萬元/千瓦7.93%8.44%8.95%9.46%9.96%10.46%10.95%11.44%11.93%12.89%1.25萬元/千瓦7.41%7.91%8.41%8.90%9.39%9.87%10.35%10.82%11.29%12.22%1.3萬元/千瓦6.93%7.42%7.90%8.38%8.85%9.32%9.78%10.24%10.70%11.61%1.35萬元/千瓦6.48%6.96%7.43%7.89%8.35%8.81%9.26%9.71%10.15%11.03%1.4萬元/千瓦6.06%6.52%6.98%7.44%7.88%8.33%8.77%9.20%9.63%10.49%1.45萬元/千瓦5.66%6.12%6.56%7.01%7.44%7.87%8.30%8.73%9.15%9.98%注:1.評價周期：25年。2.光伏電池發電能力年衰減率：0.8%。3.融資期限與利率：15年期/7.05%。4.CDM收入未考慮。5.稅收優惠：所得稅優惠三免三減半；增值稅進項銷項稅抵扣，新能源優惠未考慮。6.年有效發電時數為首年小時數。附件3：國家財政補貼光伏項目自投資金內部收益率測算表年發電有效小時900100011001200協議電價(元)0.60.60.60.6自投資金內部收益率（%）0.3萬元/kW23.220.317.11410.626.32319.616.21329.525.922.218.514.632.628.724.720.616.50.4萬元/kW16.614.31916.513.911.18.321.418.615.812.99.923.820.817.714.611.40.5萬元/kW12.64.114.512.410.285.516.56.818.416.013.5萬元/kW9.85.73.574.714.812.7 年發電有效小時130014001500協議電價(元)0.60.60.6自投資金內部收益率（%）0.3萬元/kW35.731.527.22318.538.934.329.725.12041.922.20.4萬元/kW26.122.919.71612.928.52521.6181430.927.223.419.715.80.5萬元/kW20.417.715129.422.319.416.613.711511.80.6萬元/kW16.46.918.115.713.210.7819.617.114.511.99.1注：1.協議電價（含稅）：從1元/千瓦時每次遞減0.1元至0.6元/千瓦時；2.評價周期：25年；3.光伏電池發電能力年