在光伏發電系統中，根據光伏并網系統是否允許通過配電變壓器向主電網饋電，一般分為可逆流光伏并網發電系統和不可逆流光伏并網發電系統。

        在電力系統中，一般都是由配電變壓器向電網內各負載送電，稱為正向電流。安裝光伏電站后，當光伏系統功率大于本地負荷的功率時，消納不完的電力要送入電網，由于電流方向和常規不一樣，所以叫逆流。不可逆流光伏系統是指光伏系統的發電量始終小于或等于負荷的用電量，發電量不足時由電網供電，即光伏系統和電網并接一起向負荷供電。

        光伏逆變器在將光伏組件產生的直流電變換成交流電時，會夾雜有直流分量和諧波；同時，剩余光伏電力通過配電變壓器向大電網送電存在不可調度的情況。所以，目前部分電力部門只允許光伏系統并入市電電網，但不允許剩余電力通過配電變壓器向大電網饋電。防逆流裝置正是為了解決這類問題而產生的。

        但是目前又出現了一些新的特別的情況，比如：

1.受上一級變壓器的容量的限制，當地不允許再有新的并網了，但是客戶還是要裝；

2.某些地方政策的原因，不允許并網接入，一旦查到有逆功率上網，會罰款；

3.組件安裝完成，但是后期跟電力公司未溝通好，電力公司不給并網，裝儲能系統成本又太高。

        這些新場合也對我們的并網光伏系統提出了防逆流的要求。

▲圖1

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以圖1為例：

1、 如果 C處光伏發電的功率＜ B處負荷的功率，說明光伏發電無法滿足負載需求的情況下，仍然有部分電流從 400V電網流向負荷，無需防逆流；

2、 如果 C處光伏發電的功率＞ B處負荷的功率，說明光伏發電已經大于負載需求的情況下，會有部分電流流向 400V電網負荷，此時就需要防逆流裝置。

a.在光伏電源為多個的情況下，可以選擇切除一個或幾個，直至 C處光伏發電的功率≤ B處負荷的功率。

b.在光伏電源僅為 1 個的情況下，可以選擇限功率光伏發電或增大負荷負載，直至 C處光伏發電的功率≤ B處負荷的功率。

3、 若在 B、C兩處增設智能電度表，進行光伏發電量 B與負荷負載 C的信息采集和比較，并通過選擇限功率光伏發電或增大負荷負載進行防逆流功能。

4、 通常做法是在 A處增加 1 只雙向電度表或單向電度表（以 400V電網流向負荷負載為正），如果發現電流為正，則選擇限功率光伏發電或增大負荷負載。

        一、太陽能光伏設備由哪些部件組成？

        整套設備由太陽能電池組件、支架系統、逆變器、電氣配電系統等組成，1到3天可以完成設備的安裝、調試，無需對家庭原有線路做任何的改動，即可正常使用25年左右。

        二、安裝太陽能光伏設備需要什么條件？

       只要您家具備一定面積無遮擋的平面、斜坡或外墻面條件，均可以申請安裝，不破壞屋頂和防水。

        三、屋頂分布式光伏系統安不安全？會不會有違建風險？

        目前分布式光伏發電系統已經發展好幾年了，已經有了非常成熟的市場經驗。設計及技術上也是非常安全合理的，不用改造房屋，可以根據不同的建筑物環境來設計安裝方案。不僅是自建房常見的混凝土屋頂，別墅的琉璃瓦斜屋頂，還是工廠屋頂的彩鋼瓦屋頂，都是可以利用建設分布式光伏的。

        對于建筑物上發展分布式光伏，國家是大力支持的，出臺了各類的支持文件，沒有違建風險。電網公司在并網驗收方面也是鼓勵支持，分布式光伏只要建好了就可以和電網公司公司申請并網，沒有指標限制。

        四、安裝一套太陽能光伏發電設備需要投入多少？

        根據安裝功率，基本型目前每千瓦安裝費用為一萬元左右，一般別墅家用太陽能光伏發電設備功率在5至8千瓦范圍，全部投入在6到10萬元。一般農村家用太陽能光伏發電設備功率在3至5千瓦范圍，全部投入在3到5萬元。（實際價格根據工程實際情況有所調整）。

        五、初始投資那么貴，三五萬元都可以用十多年電費了，會虧本嗎？

        光伏發電的收益不僅僅是節省電費收益這一項，還有國家補貼，部分還有地方補貼。根據自發自用余電上網的模式，光伏發電總收益=節省電費開支+多余賣電收益+國家補貼+地方補貼。這樣算下來，全國大部分地區5-8年就能收回成本了，帶來25年穩定的現金流，光伏發電的收益率還是不錯的。

        關于光伏發電的成本問題，一套優質的光伏發電系統，主要材料占系統總價70%，安裝費占10%，剩余的部分為支持企業正常運營的費用。針對于農村用戶，國家已經出臺了陽光貸款服務，更有光伏扶貧政策，未來不遠我們每家每戶都能裝得起光伏發電了。

        六、壽命太低了，而且后期維護費事費力。萬一遇到什么災害，就賠本了？

        一套光伏發電系統可正常發電25年以上，如果在嚴格選擇合格的產品，優質的系統集成商可以基本保證后期沒有額外的維修費用。大部分品牌企業均對生產的光伏組件提供有限發電質保，20年發電衰減不會超過標稱功率的20%。

        關于這個抵抗自然災害的能力，今年珠三角過境14級史上最強臺風，竟沒有一個電站出問題，都運行平穩。事實證明，按照科學的設計方案建設，光伏電站抵抗自然災害能力是沒問題的。

        七、現在是有國家補貼，萬一哪天取消了呢？

        關于補貼問題，國家對于自發自用模式補貼0.42元/度的期限是20年，現在建站后，未來20年都是領取0.42元的度電補貼；如果未來某天取消了補貼，之前的建設的電站都不受影響，只是之后再建光伏電站就享受不到補貼了。所以說抓住現在的補貼投資光伏電站，是黃金時機。

        分布式光伏發電還是很廣闊的，但任何新生事物的發展道路都不會是一帆風順的。未來老百姓接受多了，家庭和工商業屋頂安裝的多了，人們就會感受到光伏發電帶來的生活改變。

        八、如何看待有報道說“生產光伏電池組件時消耗大量能源”的消息？

        光伏電池在生產過程中確實要消耗一定的能量，其中工業硅提純、高純多晶硅生產、單晶硅棒/多晶硅錠生產三個環節的能耗較高。但是光伏電池在20年的使用壽命期內能夠不斷產生能量。據測算，在我國平均日照條件下，光伏發電系統全壽命周期內能量回報超過其能源消耗的15倍以上。在北京以最佳傾角安裝的1千瓦屋頂光伏并網系統的能量回收期為1.5-2年，遠低于光伏系統的使用壽命期。也就是說，該光伏系統前1.5-2年發出的電量是用來抵消其生產等過程消耗的能量，1.5-2年之后發出的能量都是純產出的能量。所以，應該從全生命周期的角度評價光伏電池的能耗。

        九、我們有多少太陽光可以利用？它能夠成為未來主導能源嗎？

        地球表面接受的太陽能輻射能夠滿足全球能源需求的1萬倍。地表每平方米平均每年接收到的輻射大約在1000-2000kWh之間。國際能源署數據顯示，在全球4%的沙漠上安裝光伏發電系統，就足以滿足全球能源需求。光伏發電具有廣闊的發展空間（屋頂、建筑面、空地和沙漠等），潛力十分巨大。

        據初步統計，我國僅利用現有建筑屋頂安裝分布式光伏發電，其市場潛力就大約為3億千瓦以上，再加上西部廣闊的戈壁，光伏發電市場潛力約為數十億千瓦以上。隨著光伏發電的技術進步和規?；瘧?，其發電成本還將進一步降低，成為更加具有競爭力的能源供應方式，逐步從補充能源過渡為替代能源，并極有希望成為未來的主導能源。

        這是一片光的海洋。

　　在青海省海南州共和縣龍羊峽水電站八公里處，蒼茫的戈壁灘上，你會看到荒漠中一望無垠的太陽能發電板面朝南方，微微昂頭，接受太陽的光輝，釋放著綠色能源。

　　這是全球最大的水光互補光伏電站——百兆瓦國家級太陽能發電實證基地，項目占地近10平方公里，總裝機容量170萬千瓦的一座座光伏電站在大地傲然挺立。

　　這只是我國近年來大力發展光伏發電的一個縮影。如今，從柴達木盆地到共和塔拉灘，從格爾木到敦煌，在西部遼闊的戈壁灘上架起的一塊塊深藍色光伏電板，如根植在大地上的“綠色莊稼”，每天不停地“追光逐日”，把豐富的太陽能轉換為綠色發展的經濟新動能。

　　國家能源局的統計數據顯示，2017年1—11月，我國光伏發電量達1069億千瓦時，同比增長72%，光伏發電量占全部發電量的比重同比增加0.7%，光伏年發電量首超1000億千瓦時。

　　“今年光伏裝機容量將超過風電，預計2020年，光伏加風電將超過水電，成為我國的第二大能源。”中國電力科學研究院新能源研究中心副主任劉純告訴記者。

　　然而，就在七八年前，光伏發電還被稱為“垃圾電”。這是因為太陽能發電有著巨大的波動性和“白天忙晚上歇”的先天不足。光伏電站的這種波動性和間歇性運轉方式對電網調峰帶來很多不利影響，所以光伏發電被稱為“垃圾電”。

　　為了加速我國光伏電站的發展，解決我國電網安全與光伏規?；⒕W的矛盾，突破規?；夥⒕W運行控制關鍵技術，劉純帶領項目團隊在國家863計劃課題和國家電網公司科技項目的支持下，通過自主創新，突破了并網控制、電能質量治理、整體低電壓穿越三大關鍵技術，形成了一批具有自主知識產權的技術成果，提高了光伏發電產業的核心競爭力，促進了國內光伏發電的產業化和規?；l展。在2017年北京市科學技術獎評選中，該項目榮獲二等獎。

　　光伏不能重走風電的老路

　　我國一直是光伏大國，但在2011年以前只能算是制造大國。

　　“2011年，我國的風電產業已快速發展，而此時我國的光伏發電產業剛起步。”劉純告訴記者，“當時全球都是分布式光伏，而我國的特點是大規模集中式開發、遠距離傳輸，面臨著國外沒有的挑戰。”

　　與煤電相比，光伏發電主要受到太陽的影響，因此它的“出力”不像常規發電那樣可控，呈現出一定的波動性和間歇性，如此不穩定的電源接入到電網，勢必對電網的安全穩定產生一定的影響。

　　“光伏發電有很強的隨機性，靠天吃飯，如果碰上陰天、霧霾、灰塵等情況，就會影響發電效率。”劉純說。

　　光伏發電中有一個重要的設備——逆變器，它包含很多電力電子元件，在大量逆變器通過串并聯接入電網后，會產生一定的諧波，影響電網的電能質量，使電網電力不那么“純凈”。

　　“光伏發出的是直流電，逆變器的任務是把直流電變成交流電輸送到電網，其功率器件采用和CPU一樣的硅半導體材料制造，抗過載能力很低，一有風吹草動就不行。”劉純認為，光伏發電的抗干擾能力較弱，在電網發生故障等異常情況下，很容易發生脫網行為，對電網的供電安全性和可靠性造成不良的影響。

　　2011年，風電出現了大規模脫網事故，引起了行業內外對光伏并網技術的擔憂。于是在國家“十二五”規劃863重大專項中提出了一個課題：大型光伏電站并網關鍵技術研究。

　　“光伏不能重走風電的老路。”劉純告訴記者，光伏要想成為主力電源，必須要和電網建設、負荷需求統籌考慮，如果光伏發展到一定規模，電壓和電能質量都有可能出現問題。

　　“光伏電站閉網技術就是通過與光伏與電網的協同控制技術，保證光伏和電網的安全穩定運行。”劉純介紹說，“大型光伏電站并網關鍵技術研究”這個項目就是為解決大型光伏電站并網面臨的“運行控制、電能質量和低電壓穿越”等技術問題，依托示范工程，開展技術攻關，掌握大型光伏電站與電網相互影響機理，研發“逆變器—輔助裝置—光伏電站”各個環節有機結合的綜合協調控制系統，并實現工程示范應用，指導我國大型光伏電站的開發建設。

　　穩定分析仿真平臺保障并網穩定

　　在電網出現擾動故障時，光伏電站需保持并網運行，并為電網提供支撐，保證系統的穩定運行，以防止事故進一步擴大，造成大面積的停電。

　　對此，項目團隊根據各類光伏組件和逆變器的運行特性，在充分考慮輻照度和溫度的隨機性分布對光伏電站出力影響的基礎上，建立大型光伏電站的穩態和暫態數學模型，然后在仿真軟件中實現，為大型光伏電站并網關鍵技術奠定研究基礎。

　　據了解，這個光伏發電模型可進行潮流、機電暫態、電磁暫態、電能質量、長過程動態仿真計算等，具有應用范圍廣、仿真精度高、速度快、仿真模塊齊全、操作簡捷等特點。

　　“光伏發電穩定分析仿真平臺，完成了青海、西藏、寧夏等?。▍^）的光伏發電接納能力研究，并對光伏電站并網提出了技術要求，保障了我國大規模光伏并網后的安全穩定運行。”劉純說。

　　基于項目的研究成果，結合我國電網實際情況，制訂了2項國家/行業標準，規范和指導了我國光伏發電并網技術要求及測試評價規范，對我國光伏發電并網技術標準進行了有效提升，對保障光伏發電安全運行、促進光伏發電消納具有極其重要的作用。

　　有六大功能的“全能大腦”

　　光伏逆變器作為電站的“大腦”，不但肩負著直流變交流的重任，還是電站響應電網需求以及業主了解電站運行狀況的載體。

　　光伏逆變器的核心任務是跟蹤光伏陣列的最大輸出功率，并將其能量以最小的變換損耗、最佳的電能質量饋入電網。

　　“由于逆變器是串聯在光伏方陣和電網之間，逆變器的選擇將成為光伏電站能否長期可靠運行的關鍵。”劉純說。

　　隨著裝機量的不斷增大，滲透率的不斷提高，對光伏系統并網性能的要求越來越高。大量分布式光伏接入配電網，對配電網安全運行也將產生一定的影響。因此，作為光伏系統與電網的接口，逆變器具有十分重要的作用，將直接影響光伏系統的并網性能。

　　為解決大型光伏電站對電網安全穩定和電能質量帶來的不利影響，項目團隊研制了一套具有多控制模式的逆變器。該多控制模式逆變器具有有功功率控制、無功功率調節、低頻振蕩抑制、功—頻響應、低電壓穿越和緊急無功支撐能力6種功能。

　　“這種集6種控制策略于一體的逆變器復合控制技術，使電站具備了電能質量調節、有功/無功調節、低電壓穿越、參與電網調峰調頻等六大功能，大大提高了光伏發電并網性能。”劉純說。

　　光伏電站接入電網環境千差萬別，部分末端電網相對較弱，電壓波動明顯，電能質量差。光伏系統并網甚至出現諧振脫網的現象。

　　“以前電能質量只控制電壓，沒考慮到諧波。我們希望通過關鍵技術研究，解決光伏并網后的諧波和閃變等問題。”劉純說。

　　最后項目組在青海建成了一個百兆瓦的示范工程。“一次調試成功，測試結果與仿真結論完全吻合。電壓變化迅速跟蹤，控制精度極高。”劉純說。

　　項目團隊還提出了基于逆變器下垂控制的光伏電站分層無功電壓自適應控制技術，建立了基于控制在環實時仿真的光伏電站AVC系統研發試驗平臺，開發了基于逆變器的大型光伏電站AVC系統，具備了替代光伏電站SVC/SVG的能力，有效降低了光伏電站建設和運行成本。

　　“以前光伏電站要配SVG，用來自動調節，現在把SVG取消，一百兆瓦電站就減少投資500萬元，運營費用每年減少100萬元，成本降低很多，并且提升了電站效率。”劉純說。

　　為我國光伏發展提供了有效支撐

　　劉純告訴記者，該項目所形成的關鍵技術、裝置、系統在國內多個電網公司、光伏電站進行了推廣應用。“應用情況表明，在光伏電站的規劃、運行、控制等方面都起到了一定的促進作用，且具有良好的經濟效益。”

　　項目建立的光伏發電穩定分析仿真平臺，從2012年開始應用，完成了青海、西藏等?。▍^）光伏發電年度及遠景年開發規模的滾動規劃調整，為光伏發展規劃提供了技術支撐和決策依據，有效促進了光伏與電網的協調發展。

　　項目提出的光伏電站整體低電壓穿越驗證技術，對多個百兆瓦光伏發電項目進行了低電壓穿越能力評價，驗證了光伏發電站具備國標要求的不脫網連續運行、無功支撐和快速有功功率恢復能力。

　　而在關鍵設備的應用推廣上，項目研發的總容量4Mvar的電能質量綜合調節裝置在青海錫鐵山光伏電站開展了示范應用，該系統同時具備無功補償和諧波治理功能，通過相關測試，其無功電壓動態調節響應時間20毫秒，投運后有效提高電網電壓運行水平，并減少光伏電站的諧波輸出。

　　項目研發的基于逆變器下垂控制的光伏發電AVC系統自2015年至2016年12月分別在錫鐵山光伏電站、安徽肥東百兆瓦光伏電站、國網北京市電力公司延慶電網地區進行了工程示范應用。光伏發電AVC系統可以充分利用光伏逆變器無功調節能力，在不需要額外無功補償設備的情況下，即可滿足光伏電站無功需求，在無功控制精度、無功響應時間、電網電壓控制精度及響應時間等各項指標均滿足國標的要求。

　　“項目成果規范了我國光伏電站的規劃設計、并網運行和性能評價，保障了我國光伏飛速發展情況下未出現大面積脫網等嚴重事故。同時提高了我國光伏產業核心競爭力，推動了我國光伏產業的快速健康發展。”劉純說，“簡單地說，我國光伏發電裝機5年增長了100倍，至今沒有出現脫網等大事故，就充分說明了項目的意義。”

        連日來，在城東街道的正泰“農光互補”光伏發電項目基地，種植的1500畝油菜花陸續盛開，金黃色的油菜花與藍色的光伏板交相輝映，猶如一幅豐收喜人的油畫，美不勝收。

        正泰150兆瓦“農光互補”光伏發電項目占地約4500畝，在這塊含鹽量遠超一般土地的灘涂鹽堿地上，采取框架上清潔發電、框架下高效農業種植的方式，打造高效智慧型農光互補光伏電站，目前年均發電量約為1.8億度，“光伏+”項目油菜花和海水稻交叉種植，附加“魚稻共生”和“禽稻共生”產業衍生，打造獨具特色的美麗田園。

        根據國家能源局統計，截至2019年底，全國光伏發電累計裝機達到20430萬千瓦，其中集中式光伏14167萬千瓦，分布式光伏6263萬千瓦。

        在慶祝光伏裝機突破200GW、超額完成“十三五”規劃目標的同時，我們也要看到，部分電站仍處于“運維不合格”狀態。以筆者對下游電站進行調研時了解的情況看，草木遮擋、鳥糞污染、設備故障、零部件溫度異常等現象比較常見，此外，部分電站運維頻率偏低、運維管理手段簡單，沒有及時發現電站運行過程中的問題，無法發揮光伏電站的最高效率，甚至給業主造成損失。

        逆變器承載著連接發電設備和電網的功能，也是光伏系統中唯一“會說話”的零部件。很多時候，逆變器企業不僅要處理自己產品的故障，還要替業主查找電站存在的問題，提出解決方案。從這個角度看，擁有23年歷史的陽光電源絕對是擁有電站運維經驗最豐富的企業。根據大同市發改委發布的《光伏發電領跑基地運行監測月報》，陽光電源50MW項目累計發電8275萬千瓦時，為5萬千瓦單體項目最高水平，這是他們運維實力的最佳證明。

        如何提升光伏電站運維效率，從而提升系統發電量？陽光電源旗下合肥陽光智維科技有限公司全球光伏運維總監韓志淵表示，在全面平價上網即將來臨之際，我們需要以精細化運維和技術方案應用迭代傳統運維，為全球光伏電站資產提供覆蓋全生命周期的規范化、體系化托管運維解決方案，有效提升光伏系統效率和電站運維效率，降低度電成本，以高效運維助力光伏電站資產運營降本增效。

        韓志淵認為，光伏電站運維大體分為規范化、精細化、個性化三個等級。具體到電站運營管理的操作層面來說，“規范化”近似等同于“標準化”，即通過成體系的管理制度文件和技術標準，實現光伏電站常規資產管理的流程、標準的建立和統一?？紤]到目前光伏電站的類型、建設質量、工況等各方面差異性普遍較大，水平參差不齊，可以預見，“部分電站的執行情況與標準間存在差異”幾乎是必然存在，更高一級的精細化管理成了比較現實的方案。

        什么叫精細化管理？韓志淵的定義是：

        通過實際執行與預設標準之間的對比來尋找差異，通過對差異進行深入分析引導管理觸角精準下沉，再通過“落實責任、解決問題、細化標準”等過程來消除差異，以提高整體水平，進一步提高標準并尋找新的差異，如此形成良性改進循環。

        可以說，光伏電站精細化管理的過程，實質上是整體運營水平不斷提升的過程。通過精細化管理，運營過程中的不足得以不斷改進，運營質量和效率不斷提高，從而將帶來更理想的收益和成本控制，最終達到資產保值增值的目的?？紤]到“個性化管理”要求針對每座光伏電站，因站、因人、因時、因地、因材、因過程而分別施以獨特的管理方式，太過理想化，精細化管理是現階段性價比最好的方案，個性化是在精細化成熟以后，更高一級的追求。

        韓志淵將精細化管理具體到3個方面：顆粒度、差異化、高效能。他解釋說，“顆粒度”要求管理工作更細致，權責區分更明確。隨著顆粒度不斷提高，信息量以及管理工作量也隨之暴增，對我們的工作能力、工作方式、生產工具提出了更高的要求。“信息化、自動化、智能化的軟件工具已成為必需品，陽光電源自主研發的iSolarCloud智慧能源管理平臺則為精細化管理的開展提供了良好的支撐。”

        同時，“精細化管理”的整個過程是圍繞“差異”開展的。在標準存在的情況下，差異是由個性化的問題引發的，很難通過普遍性的方法解決，這就需要通過選擇最佳的途徑和最適合的方法，在當前情境下合理控制進度和側重點，對個性化問題進行針對性解決，最終達到同樣的標準。“這是差異化管理的深層含義，也是精細化管理的內核所在。”韓志淵強調，差異化管理與標準化管理之間并不存在沖突，反而是互相聯系、互相支撐的。

        提高顆粒度、差異化對待的過程，將同時帶來信息量、決策量、執行量的暴增。為適應管理工作量的增加，避免管理體系被暴增的工作量“沖垮”，企業需要在決策、執行、創新等領域實現更高效能。韓志淵表示，前面兩項直接決定了精細化管理的效果，而創新的思維和行動則決定了我們是否能夠高效地解決那些已被發現的問題，避免行動停滯，從而能夠實現精細化管理的不斷推進和深入。

        精細化管理是一個復雜而長期的過程，且需要大量的管理成本投入。如何保持精細化管理長期、有效地執行和延續并不斷深化？

        韓志淵認為

1.需要對企業自身當前狀態進行仔細分析，得到相對準確客觀的認知，以確定開展精細化管理的必要性。

2.需要對精細化管理開展后想要達到的目標和效果進行規劃。

3.精細化管理不能急于求成。光伏電站運營過程中所要面對的變量太多，冒進的后果極易導致管理資源出現大量的無謂消耗，甚至影響到常規管理工作的開展，必須有序控制和推進。

4.企業需嚴格控制精細化管理方面投入的資源。精細化管理是由不斷的循環改進構成的，是一個無限趨向于最優的過程。企業必須在清晰的自我認知以及規劃的基礎上，嚴格控制管理資源的投入，避免投入與產出不匹配，導致半路夭折。

        據介紹，陽光智維作為老牌的專業光伏電站運維服務商，平臺接入總量超過15GW，在全國擁有300多個服務站點，對各環節均有過一定深度的研究，其中尤其以“運行維護”和“技術改造”方面的經驗最為豐富。“在精細化運維方面，我們是非常專業的。”

        2020年是光伏從國家補貼到全面平價上網過渡的關鍵之年。與一家專業的運維企業合作，意味著更高的發電量和超出預期的收益，是一個“讓資產增值”的重要過程。作為電站業主，你想好要與哪家運維企業合作了嗎？

        我家要拆遷了，戶用光伏是怎么賠償的？目前國家關于光伏發電系統拆遷與補償事宜還在完善中，因為光伏的發展還處于基礎發展階段，相關法律法規并不健全，國家并未專門出臺針對光伏發電系統拆遷與補償的具體政策，各地市也未有相關的參考依據。查詢到網上的一些信息，供大家參考：

（來源：微信公眾號“浦羽新能源”）

一、光伏電站的兩種處理方法：

（1） 一種是異地搬遷。

如果你的新房屋頂還能裝電站，或者你還有別的屋頂可以用，那么可以把要拆遷的房子屋頂上的電站拆卸下來再安裝到新屋頂上。采用這種方法有兩點需要提醒您：

①異地搬遷的系統需要 重新走并網申請手續 ，才能并網。

②搬遷產生的 費用和損失由個人承擔。

（2） 由拆遷的開發商進行賠償。

光伏發電系統作為固定資產，應由開發商估價后照價賠償。

二、有關賠償的政策依據：

光伏發電系統拆遷應當依據《國有土地上房屋征收與補償條例》進行補償。

《國有土地上房屋征收與補償條例》第十七條規定：作出房屋征收決定的市、縣級人民政府對被征收人給予的補償包括：

(一)被征收房屋價值的補償；

(二)因征收房屋造成的搬遷、臨時安置的補償；

(三)因征收房屋造成的停產停業損失的補償。

市、縣級人民政府應當制定補助和獎勵辦法，對被征收人給予補助和獎勵。

如果家里裝了光伏系統又面臨拆遷，根據國家條例，可以拿到兩部分補償：一個是光伏系統本身價值的補償，另一個則是光伏未來幾年發電總收入的補償。

三、如何維護自己利益呢？

首先，需要保證你的光伏發電系統所涉及的房屋權屬沒有瑕疵。這種狀況有幾種可能，最常見的是：

1、農村地區的小產區房；

2、不屬于產權范圍的違章建筑；

3、沒有取得小區內所有業主簽名出讓的公共產權。

通常上面這些狀況的屋頂都不符合國家發改委關于建設光伏發電系統的規定，也就是說本來就不能建，但是業主經過其他方式建設起來，因此不屬于拆遷補償的范圍。換句話說，房子本身產權有瑕疵，上面建設的電站更加不要指望。

其次最重要的是，一定要保留好可以證明光伏價值的資料。包括：

1、許可證明： 光伏居民 并網申請表，電力公司蓋章文件 （非居民大的項目需要 發改委備案文件 ）

2、購銷合同及付款憑證： 和安裝商簽訂的 合同蓋章原件，付款憑證。

3、 與電網公司的 發電量計量、電費、補貼結算發票。(證明光伏電站的年收益情況)

資料不全，或者安裝商資質不合格，都有可能讓你耗盡心血建起來的光伏發電系統變成一堆毫無價值的建筑垃圾。所以，建電站前不要以為手續麻煩有捷徑可以走就不在乎流程和文件，或者為節約成本找而找不正規的安裝商來安裝，在某些時候，這些東西會成為你維護利益的有利后盾。

        華龍網-新重慶客戶端3月25日6時訊（通訊員 吳密）近日，筆者走進重慶市梁平區鐵門鄉長塘村看到，一排排太陽能光伏發電板被整齊地安置在一個偌大的院落中，閃閃發光的藍色多晶硅組件仰面迎著陽光，吸收著太陽的能量。

“這個村級光伏發電站看起來就像一架‘飛機’，現在它投用后，我們村每年都有收入，有了這些錢能解決村里的很多問題，也意味著我們村越來越好，我們的日子也會也來越好了……”說起村級光伏發電站，鐵門鄉長塘村村民蔣鳳俊滿口稱贊。

蔣鳳俊口中所說的村級光伏發電站是去年4月份開工建設的，歸村集體所有，總投資100萬元，建設面積約1000平方米，主要采用鋼架結構，共用光伏電池板593片，裝機容量1164千瓦，自投用以來運行正常，所發電量已通過380V低壓線路上網，截至目前，村級光伏發電站已為該村收入5000余元。

據了解，光伏發電就是太陽能組件產生的直流電經過并網逆變器，轉換成符合電網要求的交流電后，直接接入公共電網。由于它具有安全可靠、無噪聲、無污染排放、無公害等優勢，國家對此項目建設大力支持。

“村級光伏發電站投用，保證了全村生產生活用電可靠率達到100%，村民用電也得到了有力保障。在長塘村，冬天每天平均能發100度電左右，夏天平均能達到500度左右。全年預計將有10萬度電，可每年實現村集體經濟增收8萬元左右，在管理得當的情況下收益將持續20年以上。”梁平區鐵門鄉長塘村黨總支部書記鄧大飛介紹，村級光伏發電站投的投用，不但增加了村集體經濟收入，更為老百姓建立了一座用之不竭的“綠色銀行”。

據行業統計，2019年全國新增光伏發電裝機3011萬千瓦，同比下降31.6%，其中集中式光伏新增裝機1791萬千瓦，同比減少22.9%；分布式光伏新增裝機1220萬千瓦，同比增長41.3%。光伏發電累計裝機達到20430萬千瓦，同比增長17.3%，其中集中式光伏14167萬千瓦，同比增長14.5%；分布式光伏6263萬千瓦，同比增長24.2%。

從新增裝機布局看，華北地區新增裝機858萬千瓦，同比下降24.0%，占全國的28.5%；東北地區新增裝機153萬千瓦，同比下降60.3%，占全國的5.1%；華東地區新增裝機531萬千瓦，同比下降50.1%，占全國的17.5%；華中地區新增裝機348萬千瓦，同比下降47.6%，占全國的11.6%；西北地區新增裝機649萬千瓦，同比下降1.7%，占全國的21.6%；華南地區新增裝機472萬千瓦，同比下降5.1%，占全國的15.7%。

2019年全國光伏發電量達2243億千瓦時，同比增長26.3%，光伏利用小時數1169小時，同比增長54小時。全國棄光率降至2%，同比下降1個百分點，棄光電量46億千瓦時。從重點區域看，光伏消納問題主要出現在西北地區，其棄光電量占全國的87%，棄光率同比下降2.3個百分點至5.9%。華北、東北、華南地區棄光率分別為0.8%、0.4%、0.2%，華東、華中無棄光。從重點省份看，西藏、新疆、甘肅棄光率分別為24.1%、7.4%、4.0%，同比下降19.5、8.2和5.6個百分點；青海受新能源裝機大幅增加、負荷下降等因素影響，棄光率提高至7.2%，同比提高2.5個百分點。

2019年光伏發電并網運行統計數據

 

1.以上統計不包括港澳臺地區；

2.數據來源：國家可再生能源中心。

來源：能見Eknower

一場突如其來的疫情，打亂了中國光伏電站項目的并網節奏。這些光伏從業者如今正在焦急地等待著監管部門一紙有關延遲并網的文件。

『能見』獲悉，為確保裝機，相關部門正在加緊研究延遲并網事宜。其中，發改委價格司已于近期就全國光伏發電上網電價進行了第二輪征詢意見。而就有關光伏競價電站延遲并網問題，國家能源局有可能會在3月底下發通知。

“延遲并網是肯定的，具體（下發文件）時間還未確定，另外關鍵問題是要延遲多久。”一位光伏行業人士說。

目前，相關單位已向國家能源局建議，針對2019年結轉項目和2020年新增項目建議將并網時間推遲一個季度。

據行業機構統計，光伏競價項目中，預計將有14GW項目計劃在3月30日和6月30日前并網。但受疫情影響，光伏公司將面臨項目享受電價下降，公司收入銳減的尷尬境地。

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最優選擇

最佳解決辦法是延期并網，這或許是對下游光伏電站開發的最優選擇。

相關單位向國家能源局的建議是，針對2019年的結轉項目并網時間，推遲至少1個季度；針對2020年新增項目申報時間，原定4月30日的申報時間推遲至少30-45天；針對2020年新增項目并網時間，建議一并延遲1個季度。

上述業內人士稱，延遲并網勢在必行的一個重要原因是主管部門基于確保實現全年裝機目標的考慮。

據北京先見能源咨詢有限公司副總經理王淑娟測算，2020年中國光伏產業的裝機預期在25~35GW之間。

“如果電價調整時間節點為今年12月31日，則新增裝機能超過30GW；若電價調整時間節點推后到2021年，則新增裝機大概率在30GW以內。”王淑娟說。

但光伏電站項目開工一般要從二季度開始好轉，三季度為開工旺季。

另有一種觀點認為，如并網時限最終適當延長，則疫情對電站工期的影響可以消除。原因是伏制造端多數企業在春節期間仍保持連續生產，且電池片、組件環節產能一般具備一定的彈性，疫情結束后，相關企業有望通過加快生產節奏等方式追補部分損失。

此外，倘若將2020年一季度部分存量需求延至二季度，今年下半年建設進度將恢復正常，對2020年國內光伏需求總量或不構成影響。

“2020年是有國家補貼的最后一年，企業項目建設積極性會明顯提高，甚至可能出現搶裝。”中國光伏行業協會副理事長兼秘書長王勃華表示。

據他判斷，盡管去年未建成的競價項目仍無法正常施工、2020年競價項目的前期工作無法也正常開展，但在疫情得到有效控制后，光伏市場將有序恢復，并正常開展各項工作。

02

疫情之下

2019年，中國光伏競價項目總計22.8GW。據光伏們報道，目前仍有約12GW規模正在等待全面復工后推進建設并網，2019年已建項目并網率不足50%。

按照原先安排，2019年后全國的光伏項目將根據此前申報的要求搶在3月底、6月底前完成并網。原有政策是，3月31日前并網，電價將降0.01元/kWh；6月30日前并網，電價將降0.02元/kWh。

但新冠疫情成為這些項目復工并網的最大障礙。如今，這些光伏項目方正在等待主管部門有關電價下調節點及延遲并網的消息。

事實上，疫情爆發前，國家能源局曾于1月底發布《關于征求對2020年光伏發電項目建設有關事項的通知（征求意見稿）意見的函》。

上述通知指出，2020年競價項目配置方法仍按2019年工作方案執行，競爭指導價按照國家有關價格政策執行。

但僅僅數天后，武漢新冠疫情爆發，并迅速蔓延至全國。為阻斷疫情傳播，我國多數地區延長春節假期至2月9日。

此外，世界衛生組織（WHO）宣布將新型冠狀病毒（2019-nCoV）疫情列為傳染病應急機制中的最高等級“國際關注的突發公共衛生事件”，時效性為3個月。

因疫情原因，原本在春節前計劃的國內光伏建設方案因此未能如期推行。

據王勃華統計，到2月6日為止，全國共有23個省區市通知復工時間不得早于2月9日，部分地區之后又有延遲，企業恢復生產的時間短期內難以恢復至正常狀態。

在中國光伏產業鏈上游，硅料與硅片的企業多集中在新疆、內蒙古、云南等地；而中下游電池片、組件等環節產能集中在浙江、江蘇等長三角區域。

因上述主材在電站建設中成本占比高，相關產品的供給直接影響下游電站建設的工程進度。

與此同時，對于國內光伏制造企業而言，因疫情導致的開工延后將直接影響產品供給，物流問題短期降低了企業的生產效率，為訂單的按時交付帶來一定風險。

突如其來的新型冠狀病毒疫情，打亂了企業原有的并網計劃。所有搶330的企業，若疫情結束后再開工，勢必將承擔巨額的電價損失。

據業內測算，以年滿發電小時數1100小時考慮，電價降0.01元/kWh，20年下來，14GW項目電價損失高達30億元。

一位不愿具名的業內人士告訴能見：“如果不推遲的話，部分項目就只能轉平價或者放棄，新能源業主是希望延遲到4月底，畢竟復工晚了一個月。”

光伏們報道稱，在22.8GW的競價規模中，由于存在先天缺陷，很多項目遲遲無法動工的最主要原因是找不到托底方，缺乏啟動資金。因此，受疫情影響，將有一定規模的項目注定“胎死腹中”。

    “近期我們站的發電量逐日增高，已經超過了往年同期水平，疫情期間還能做到精準調控、光伏發電出力持續提升，我為你們點贊！”中廣核敦煌特許權光伏電站技術負責人在電話中向國網甘肅電力1名調度員說道。3月2日13時22分，甘肅電網光伏發電出力達628.84萬千瓦，占當時全省總發電出力的36.3%、全網用電負荷的54.4%，再創歷史新高。

    “受疫情影響，我們省內用電負荷較往年同期下降較多，外送電量也偏少，同時，由于省內部分火電機組仍需開機供暖，電網中午光伏大發時段調峰困難，新能源電力消納空間非常緊張。”國網甘肅省電力公司調控中心負責人告訴記者，為最大限度消納全省新能源電力，國網甘肅電力在做好疫情防控和復產復工的同時，分時段優化電網運行方式，通過持續加強負荷預測分析、精確預判光伏出力趨勢，結合風電超短期預測，提前啟動新能源電力消納預警響應；調整全網火電出力，在確保供暖前提下，啟動火電深度調峰59萬千瓦；協調本地新能源發電與酒鋼集團發電廠發電權置換，置換100萬千瓦新能源電力用于酒鋼集團生產；充分利用黃河梯級水電站及隴南、甘南、張掖等地區小水電調整能力，中午時段適當調減水電出力。此外，國網甘肅電力還參與國家電網有限公司國家電力調度控制中心組織的跨區跨省直流現貨交易，逐步提高了新能源消納能力，為完成全年新能源發電消納目標打下堅實基礎。

    “光伏發電出力能取得這樣的好成績是和前期的光伏并網工程、輸變電工程建設密不可分的。”該公司發展策劃部負責人說，2019年以來，國網甘肅電力圍繞“電站同步并網、電量全額消納、收益及時支付”的工作目標，加強業務流程、“光伏云網”應用、并網工作進度、發電能力“四個管控”，圓滿完成了全年光伏送出工程建設及并網工作任務。同時，甘肅河西走廊750千伏第三回線加強工程正式竣工投運將河西750千伏電網西向東輸電能力由560萬千瓦提高至850萬千瓦，東向西輸電能力由180萬千瓦提高至550萬千瓦，從根本上改善甘肅省現有祁韶直流新能源外送通道不足的問題，為光伏發電等新能源外送創造了良好條件。（經濟日報記者李琛奇、通訊員牛煒劉齊）