光伏发电项目核准请示

光伏发电项目核准请示（精选8篇）

光伏发电项目核准请示 第1篇

自治区发展和改革委员会:

为了充分利用我县陶乐地区清洁、丰富的太阳能资源,以及便利的运输条件和电力上网条件,平罗中电科能源有限公司经过充分论证,决定在平罗县投资建设30MWp光伏发电项目。该项目地点位于平罗县高仁乡境内,地理中心坐标为北纬38度42分19秒,东经106度41分18秒。项目建设规模为装机规模30MWp，共安装单块容量为240Wp多晶硅太阳能电池板125040块，选用500kW逆变器60台;主要建设高低压配电室、逆变器室、控制室、材料库和办公用房等建筑物，计划20XX年12月建成并投入运营。项目估算总投资为30145万元，其中:工程静态投资29355万元，建设期贷款利息790万元。项目建成后，将在一定程度上改善宁夏的能源结构，减少环境污染，并为当地提供一定的就业岗位，可促进区域经济加快发展，具有良好的环境效益和社会效益。

目前，该项目的土地预审、环境评价、水土保持、电网接入等方面的前期工作已完成，各项前期工作准备充分。

现恳请你委予以该项目核准为盼。

妥否，请审示。

附:平罗中电科能源有限公司30MWp光伏并网发电工程可行性研究报告

二〇XX年六月十七日

光伏发电项目核准请示 第2篇

为落实×××ד以电为主，多元协同”，持续发展新能源战略，我公司积极推进××××风光同场20MWp光伏发电项目。项目于20XX年7月取得内蒙古自治区发展和改革委员会《关于××××光伏发电项目开展前期工作的通知》(内发改能源函„×××‟8×××号)，目前项目已取得全部支持性文件建设条件已全部落实，具备上报核准条件，现将项目基本情况报告如下:

一、项目单位情况

*****股份有限公司于20XX年在内蒙古地区设立的专业化全资子公司“*****风电开发有限公司”，归口*****公司管理,代表****在内蒙地区从事风电开发、建设、运营管理。截至20XX年共管理***个全资子公司，已经投入运行×××个风电项目******万千瓦。

二、项目名称及场址

****************风光同场20MWp光伏发电项目位于乌兰察布市**县*****镇*****风电场场址区域内。

三、太阳能资源

20XX年12月，****在卓资风电场1号升压站安装一台测光站进行测光。测光年总辐射量为****MJ/㎡，测光设备离****光伏项目直线距离约3公里。光伏电站所在地区太阳能资源属于“丰富”区，非常接近“很丰富”区。

四、建设规模

电站规划总规模为xxxMWp，分期建设。本期建设xxxMWp光伏发电项目，拟安装240Wp的多晶硅光伏组件，逆变器采用单机容量为500KW大型逆变器。

五、接入系统

本项目接入***升压站主变35KV侧，不新增主变及出线，可以大幅度降低项目造价，符合自治区发展风光同场政策。***风电场两期风电场均已投产，风电场所发电V风电场升压站至V220kV变送入蒙西电网，该线路导线型号为LGJ-2×240，额定输电容量约450MW。

六、投资概算及资金来源

项目总投资概算为工程动态投资：***万元，工程可行性研究暂按资本金占工程动态总投资的20%考虑。资本金以外建设资金考虑为银行融资，融资年利率按照现行商业银行长期贷款利率6.55%，还贷年限为，本金等额偿还。

七、经济和社会效益分析

该项目运营期限为25年，建成投产运营后年均上网电量31188554.62KWh。计算期内全部投资内部收益率(税后)为

8.42%，资本金内部收益率为12.76%，在计算期内全部投资回收期为11.。项目具有较强盈利能力、抗风险能力和偿债能力。

八、支持性文件

项目已经取得《内蒙古自治区太阳能电站建设指导意见》规定的全部支持性文件，具体是：

1、项目核准申请报告和可行性研究报告审定版;

2、内蒙古电力(集团)有限责任公司出具的《接入系统审查意见》;

3、国土资源厅出具的《土地预审意见》(内国土资函【20XX】***号)和《关于****************风光同场2OMWp光伏发电工程建设项目拟选址用地范围内不压覆己查明重要矿产资源的函》(内国土资函【20XX】***号);

光伏发电项目的财务评价体系构建 第3篇

关键词：光伏发电,财务评价,实证分析

随着中国相关部门就补贴、退税、电价、并网及融资等问题出台若干配套政策,为国内光伏市场提供了有力支持,国内光伏发电发展加速。2013年全国新增光伏发电装机容量约为1 000万千瓦;截至2013年底,国内累计光伏装机容量达到1 650万千瓦。甘肃省河西地区属于太阳能资源丰富地区, 且拥有大面积的戈壁荒滩,开发成本相对较低,吸引了大批投资者,2013年省内新增光伏发电装机容量约为208万千瓦;截至2013年底,省内累计光伏装机容量达到283万千瓦。

在这样的大背景下,我省光伏发电的发展速度将呈现越来越快,规模越来越大的趋势,但同时也存在着以下问题:光伏发电投资企业不够重视市场分析、财务评价,存在着一定的盲目投资倾向,光伏发电市场可能出现无序发展与过度膨胀,导致其预期经济效益与社会效益无法实现。准确合理的财务评价可以引导光伏发电项目投资者做出正确的决策,规范光伏发电项目的发展。本文运用建设项目财务评价相关理论,在国家现行财税制度和价格体系的前提下,建立光伏发电项目财务评价方法和体系,并进行实证分析,考察文中项目的清偿能力、盈利能力等财务状况,以判断项目在财务上的可行性。

一、项目概况

(一)基本情况

本光伏发电场拟建站址位于甘肃省河西地区,设计总装机容量为49.5MWp。太阳能光伏发电系统由光伏组件、并网逆变器、箱式变压器及进线开关等设备组成。拟采用固定式多晶硅电池组件,多晶硅电池组件选用250Wp规格,组件数量共计206 844块。

本项目财务评价计算期采用26年,其中建设期1年,生产经营期25年。

(二)项目现金流估算

1.现金流出

(1)财务投资和资金筹措。建设项目总投资包括建设投资、建设期利息、流动资金。

建设投资。本工程建设投资为43 197.73万元,单位千瓦静态投资为8 726.81元。

建设期利息。建设资金来源为资本金和银行贷款。资本金占20%,银行贷款占80%,贷款年利率按6.15%计。经计算本项目建设期利息为1 056.89万元。

流动资金。生产流动资金按每千瓦20元估算,共99万元。流动资金中30%为自有资金,70%为银行贷款,贷款年利率按5.6%计。

本项目总投资为:44 353.62万元。

(2)项目运行总成本费用。光伏发电项目运行成本主要包括折旧费、修理费、职工工资及福利费、劳保统筹费、住房基金、材料费、保险费、利息支出、摊销费及其他费用。

发电经营成本为不包括折旧费、摊销费和利息支出的全部费用。

项目的固定资产形成率按100%计,残值率取5.0%,项目折旧年限取15年;维修费率正常投产后前5年取0.2%,保修期过后维修费率为1%,在此费率基础上梯形取费,每五年增加0.1%;电场定员15人,职工人均年工资按7万元计,职工福利费按工资总额的14%计,劳保统筹费按工资总额的29.7% 计,住房基金按工资总额的12%计;保险费按固定资产价值的0.25%计;材料费定额20元 /k W;其他费定额30元/k W。

(3)税金。本项目应交纳的税金包括增值税、企业所得税、销售税金附加。

增值税。增值税税率为17%,实行即征即退50%的政策(根据财税[2008]156号)。

所得税。所得税按应纳税所得额计算,本项目的应纳税所得额为发电利润扣除免税的补贴收入后的余额。企业所得税率为25%,实行三免三减半的政策(根据国税发[2009]80号)。

销售税金附加。销售税金附加包括城市维护建设税和教育费附加,以增值税税额扣除抵扣的增值税税额为计算基数。 本项目城市维护建设税税率取5%,教育费附加费率取5%(含地方教育费附加2%)。

2.现金流入

(1)发电量收入及上网电价。年发电收入 = 年上网电量×上网电价(不含增值税)

光伏电站正常运行期内年平均上网电量为72 547.2MWh。 年有效利用小时数1 465.6小时,第1年发电系数98%,其后二至二十五年发电系数99.2%。

光伏发电上网电价按一类地区现行补贴价0.9元 /k Wh (不含税0.77元 /k Wh)计列。

(2)补贴收入。根据增值税转型相关政策,允许企业购进机器设备等固定资产的进项税金可以在销项税金中抵扣, 本项目抵扣的增值税额为4 316.94万元。该项费用计入补贴收入。

(3)利润及分配。发电收入扣除总成本费用、实缴增值税和销售税金附加后即为发电利润,发电利润扣除所得税即为税后利润。

税后利润提取10%的法定盈余公积金后,剩余部分为可分配利润;再扣除分配给投资者的应付利润,即为未分配利润。

计算期内发电利润总额为70 378.81万元。

二、光伏发电项目财务评价

(一)清偿能力分析

本项目可用于还贷的资金来源为发电利润、折旧费和短期贷款。本项目按贷款条件还贷,偿还期为12年(宽限期1年)。本项目用于还贷的资金主要为发电利润及折旧费。

光伏电场税后利润为利润总额扣除所得税并弥补以前年度亏损后的余额。法定盈余公积金按税后利润的10%提取。税后利润在扣除法定盈余公积金,形成可分配利润,可全部用于还贷。

还本付息表反映各年的还本付息情况。从利息备付率指标看,在借款偿还期内,各年的数字均大于1,说明能够按时支付贷款利息。从偿债备付率指标看,在借款偿还期内,各年数字均大于1,说明能够按期偿还贷款本息。

通过财务计划现金流量表的计算可以看出本项目拥有足够的净现金流量支持,各年累计盈余资金均为正值,项目可以持续运营,资金平衡不会出现问题。

资产负债表反映该项目在计算期内各年资产、负债和所有者权益情况。各年资产总负债率均小于100%,均保持在0~80.34%之间。

(二)盈利能力分析

按上网电价0.9元 /k Wh(不含税0.77元 /k Wh)测算,投资回收期为9.54年(所得税后),总投资收益率为7.77%,投资利税率为5.65%,资本金净利润率为26.06%,全部投资财务内部收益率(所得税前、税后)分别为11.3%、9.93%,资本金财务内部收益率为15.67%,项目具有较好的盈利能力。财务评价指标汇总(见表1)。

(三)敏感性分析

光伏发电项目财务指标敏感性分析主要考虑不确定因素的变化所引起财务指标的变动情况,主要不确定因素包括固定资产投资、发电量、电价等。本文分别计算了总投资、发电量在±5%、±10%的情况下,对投资回收期、全部投资内部收益率、自有资金内部收益率、投资利税率、资本金净利润率的影响 。 另外测算了经营期按前20年上网标杆电价按现行补贴价0.9元 /k W(不含税h 0.77元 /k Wh),后5年按甘肃省脱硫燃煤机组上网电价0.3209元 /k W(不含税h 0.274元/k Wh) 的各项财务指标 。 敏感性分析表(见表2) 。

从表中可以看出,投资、产量、电价均是财务敏感性因素。因此,在项目实施的过程中应优化设备选型和布置、严格控制工程造价;在项目未来运行中,需要加强预测,确保年度发电计划的实现。另外,按前20年上网标杆电价按现行补贴价0.9元 /k Wh(不含税0.77元 /k Wh),后5年按甘肃省脱硫燃煤机组上网电价0.3209元 /k Wh (不含税0.274元 /k Wh) 的测算的各项财务指标呈现负值,因此应当积极争取电价和税费的优惠,以使项目目标可以实现。

(四)本项目经济评价结果

第一,项目投资回收期9.54年,满足贷款偿还期12年 (宽限期1年)的要求;利息备付率、偿债备付率、资产负债率指标良好。

第二,按现行上网补贴电价0.9元 /k Wh(不含税0.77元/k Wh)测算,项目具有较好的盈利能力,财务评价可行 。 总投资收益率、投资利税率、资本金净利润率、全部投资财务内部收益率、资本金财务内部收益率指标理想。

第三,投资、产量、电价均是该项目的财务敏感性因素, 因此投资控制、电量预测,电价补贴对经济评价结果有较大影响。

三、结论

光伏发电项目核准请示 第4篇

山东微山30兆瓦渔光互补项目位于山东省微山县留庄镇，项目总占地面积为829亩，在微山湖畔滩涂区建设，与滩涂区内开展的水产养殖、莲藕种植等农副业生产互补，充分利用了宝贵的土地资源。该项目是微山县2014年重点工程，也是山东省目前最大的并网在运光伏电站。

国机集团2014年业绩创新高

1月20日，在国机集团年度工作会上，董事长任洪斌激动地为全体国机人点了一个大大的赞。2014年，面对严峻复杂的国内外经济形势和艰巨繁重的自身改革发展任务，国机集团全面超额完成国资委考核目标和保增长任务，实现营业收入2491.5亿元、同比增长2.8%，利润总额同比增长26.7%，上缴税费140亿元。其中，原国机（不含中国二重）实现营业收入2446.1亿元、同比增长3.2%，利润总额同比增长15.6%，经济增加值43.5亿、同比增长29.1%，均创历史新高。集团在去年发布的世界五百强排名中列第278位、较上年提升48位，国资委经营业绩考核连续第六年保持A级。

中石化海外炼化项目进入运营

近日，中国石化首个海外炼化项目——沙特延布炼厂首批30万桶柴油装船，正式进入商业化运营阶段。目前，延布炼厂公用工程及常减压蒸馏、延迟焦化等装置已顺利开车，剩余装置正陆续投料试车。

沙特延布炼厂项目是中国石化首个海外炼化项目，也是中国在沙特最大的投资项目，由中国石化与沙特阿拉伯石油公司（沙特阿美）合资兴建，总投资近100亿美元。2012年初双方签订合资协议，中国石化、沙特阿美分别持股37.5%、62.5%。

内蒙古首趟动车组正式投运

1月8日清晨6时20分，D6751次列车驶出呼和浩特东站向包头站驶去。这趟列车由中国北车长客股份公司最新研制的CRH5G型高寒动车组执运，标志着内蒙古自治区首趟动车组正式投入运营。

内蒙古属典型的中温带季风气候，冬季漫长而寒冷，多数地区冷季长达五个月到半年之久。 由于沿线温度较低，CRH5G型车采用车顶单元式空调，遵循国际先进标准，不管是严寒还是酷暑，车内始终保持20～24℃黄金舒适乘坐温度，确保乘客有良好的乘坐体验。

国内首张航空责任险保单诞生

1月8日，中国人民财产保险股份有限公司（以下简称中国人保财险公司）向中国商飞公司递交了国内第一张制造商航空责任险保单。这标志着国内第一张制造商航空责任险保单的诞生，对中国民航界、保险界都具有十分重要的意义。

2014年，中国商飞公司按照国际惯例、客户要求和风险管理需要，全面启动了ARJ21飞机制造商航空保险安排工作。作为国内首款按照国际适航标准设计生产的民用飞机，ARJ21飞机于2008年11月28日首飞，2014年12月30日取得中国民航局TC证，累计安全试飞2942架次，5258飞行小时。国内各大保险公司对中国商飞公司的质量风险管理能力以及ARJ21飞机的安全性充满信心，对参与ARJ21飞机制造商航空保险表现出极高的热情。

中国首台电火箭研制成功

1月2日，由中国航天科技集团公司五院510所自主研制的中国首台200毫米离子电推进系统取得重要成果：电推进系统在试验中已突破6000小时，开关机3000次，具备确保该卫星在轨可靠运行15年的能力。这意味着我国的电推进系统进入实用阶段，由科研正式转化为航天器型号产品，性能已达到国际先进水平，满足我国通信卫星系列平台、高轨遥感平台、低轨星座以及深空探测器的发展需求。

2013年12月25日，510所正式启动电推进系统地面长寿命考核试验。这是决定我国电推进系统正式应用于卫星型号的最重要试验。

国产大直径隧道掘进机下线

1月初，我国首台拥有自主知识产权的大直径全断面硬岩隧道掘进机，在湖南长沙中国铁建重工集团顺利下线。它的成功研制打破了国外在TBM领域长期的技术垄断，填补了我国TBM研制的空白，标志着我国在大型高端装备制造领域取得了重大突破。

大直径TBM的成功研制，推动了隧道掘进装备产业升级，代表了隧道施工发展方向，提升了我国装备制造业水平和重大装备核心竞争力，标志着我国现代化隧道施工装备已经达到世界领先水平，具有里程碑式的意义。

中国电建首次中标墨西哥项目

日前，中国电建所属中国水电国际公司以3.86亿美元中标墨西哥国家电力公司一个水电站项目合同，将为该国南部建设一座240兆瓦的大型水力发电站。合同的签订，标志着电建集团在墨西哥的首个项目落地，将为中国电建在拉丁美洲的战略性布局打下坚实基础。

拉美市场是中国电建的新兴市场。目前，中国电建在拉美10余个国家承建了近70个项目。中国电建将中国先进的水电建设技术和施工管理经验带到这里，其过硬的工程质量和先进的管理模式受到所在国政府高层和当地民众的赞扬。

东风商用车公司正式运营

1月26日，由东风汽车集团与沃尔沃集团合资组建的东风商用车有限公司在十堰正式宣告成立并开始运营。

2013年1月26日，东风汽车集团与沃尔沃集团签署战略合作协议，决定以55%对45%的比例，共同投资在中国组建商用车合资公司。

新成立的东风商用车有限公司将协同优势资源研发、生产、销售“东风”品牌汽车。产品覆盖中重型卡车、客车、专用车及底盘、发动机、变速箱等。新公司将利用双方的技术和专长，对中重型商用车产品平台进行持续的改型升级，全面提升东风商用车的商品规划和研发能力，建成世界级先进的商用车技术中心和商品规划体系，构建满足战略发展需要的海外制造体系和海外销售体系。

京沪高速电动汽车充电系统全线开通

1月15日，我国首条高速公路充电系统在京沪高速全线贯通，今后京沪沿线的电动汽车用户可以自由往来于各个城市之间。据了解，该系统依托高速公路服务区建设，双向一共建了50座充电站，平均50公里左右就有一座，每个站配有四个智能刷卡充电桩，30分钟就可以充到80%电量，比普通家用充电桩快10倍。除了京沪高速外，今年国家电网还将相继开通京港澳、青岛至石家庄、沈海、沪蓉等多条高速公路充电系统，形成续行里程达9600公里的高速公路充电网络，覆盖京津冀、长三角区域内全部重点城市。

光伏发电项目核准请示 第5篇

丰县苏新新能源有限公司拟在丰县王沟镇新上9.8MW生态农业光伏发电二期项目，项目于2013年11月取得江苏省能源局《省能源局关于丰县苏新新能源有限公司9.8MW（二期）农业大棚光伏发电项目前期工作联系函》（苏能源新能函〔2013〕26号），目前项目已取得支持性文件建设条件已全部落实，具备备案条件，现将项目基本情况报告如下：

一、企业概况。江苏苏新能源工程有限公司是由香港久知集团有限公司投资设立的企业，注册资本金5000万元，主要从事可再生能源领域的技术研发、咨询、工程设计、工程总承包及项目运营等业务。多年来一直致力于光伏太阳能方案的开发设计、采购、建设、融资及运营，以卓越的专业技能及丰富的国内国际营销经验为客户提供优质高效的服务。

由江苏苏新能源工程有限公司投资注册的丰县苏新新能源有限公司9.8MW（二期）农业光伏发电项目，在开发循环农业的同时为丰县提供绿色电力，与江苏“生态、节能、环保”的主题一致。

本项目利用多晶硅太阳能电池组件进行并网发电，有助于减少化石能源的使用及温室气体的排放，减低化石能源占一次能源消费比重和单位国内生产总值二氧化碳排放，可以为周边地区利用太阳能起到积极的示范作用，项目的建设符合<<国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要>>的相关要求。

二、产品及建设规模。本工程拟利用丰县王沟镇约300亩未利用荒地建设9.8MW（二期）生态农业光伏发电综合利用项目，产品为光伏电力。项目建成后，本工程在整个25年经济寿命期内，年平均上网电量约1097.52万kwh。

三、主要建设内容。9.8MW（二期）生态农业光伏发电项目。采用半导体界面的光生伏特效应，而将光能直接转化成电能发电技术。本工程为并网型发电系统，该系统主要由光伏阵列、并网逆变设备、数据采集及监控系统、阵列架体、交、直流电力网络、交流配电柜组成。

四、建设地点。建设地点拟选址位于徐州市丰县王沟镇张蒋河村。

五、建设期。建设期5个月，拟自2013年12月至2014年4月。

六、总投资及资金来源。项目投资11094万元，建设投资10811万元，建设期利息283万元，资金来源为企业自筹，由丰县苏新光伏电力有限公司以现金投入。

七、适用产业政策。该项目为新建，产品主要技术指标为清洁电力，电压质量符合国家要求。属于《产业结构调整指导目录（2011年本）》鼓励类第五条第一款中的“太阳能热发电集热系统、太阳能光伏发电系统集成技术开发应用、逆变控制系统开发制造”内容。根据《国务院关于投资体制改革的决定》及其附件《政府核准的投资项目目录（2004年本）》、省政府苏政发【2005】38号《省政府关于印发江苏省企业投资项目核准暂行办法江苏省政府核准的投资项目目录（2004年本）的通知》、《国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》、《可再生能源中长期发展规划》、《国家中长期科学和技术发展规划纲要（2006-2020年）》、《江苏省新能源产业调整和振兴规划纲要》等有关政策规定的权限和项目建设性质，该项目属省发展改革委核准权限，应报省发展改革委核准。

八、项目当前进展情况。投资方董事会已作出投资决议。已经取得工商部门营业执照。

经我委初审，认为该项目建设条件成熟，材料齐全，符合备案要求，现将项目申请报告及有关材料呈上，请予备案。

水电项目核准请示 第6篇

安徽佛子岭抽水蓄能电站位于安徽省霍山县境内，利用已建的大型水库磨子潭水库作上库，大型水库佛子岭水库作下库，在磨子潭水库大坝左岸布置地下厂房和输水系统。电站装机2台，单机总容量80MW，总容量160MW。电站发电额定水头54.2m，额定流量343.4m3/s，年抽水填谷耗电量2.4亿kw.h,发电利用小时数1501h。抽水最大扬程71m，最大流量354.4m3/s，年抽水填谷耗电量3.64亿kwh。工程静态总投资66615.4万元，建设期贷款利息9287.23万元。工程概算总投资75902.69万元。

一、该项目具有优越的建设条件

一是该电站上、下库容大，虽然水头相对较低，但水库水量大，调节性能极好，运用灵活，可以做到周调节和季调节。

二是位于大别山区，该地区建有许多无调节能力的小水电站，常年雨季夜间由于电网用电荷低，低谷电量过剩，使小水电不能满发而造成大量弃水，浪费了水资源。

三是该电站位于地下，有占地极少，且利用原有电站的土地资源，新征地少，没有移民，不会增加新的环境问题。

二、该项目具有较好的经济效益和社会效益

一是可使原电站2.3万千瓦容量变成调峰容量,可将原电站的7000万度基荷电量变成为调峰电量。

二是可大大提高水库的防洪能力，在发生大洪水时，蓄能电站可提参与泄洪，增加350m3/s的泄洪流量。

三是可合理调度两水库，使汛期少弃水，增加水库灌溉水量和城市供水量。提高灌溉保证率。

三、该项目的兴建对省网调峰和保证电网安全具有重要意义

一是该电站为《安徽电网十一五电力发展规划及20XX年远景目标研究报告》中计划十一五期间开工建设的项目，要求20XX年建成投产。

二是根据安徽省电力电量预测成果，安徽电网20XX年和20XX年统调最高负荷将分别达16000MW和22300MW，峰谷差分别达6560MW和8920MW。安徽电网峰谷差越来越大，调峰矛盾日益突出，对调峰电源的需求十分迫切。

三是该电站位于大别山革命老区，该工程兴建对促进地方经济发展，带动老区脱贫致富具有重要意义。

目前，佛子岭抽水蓄能电站项目相关核准的支持性文件均已办理完毕，现将核准材料随文报上，请求省发改委给予核准。

项目核准请示 第7篇

XXXXXX有限公司

关于XX市XX县XXXX水电站工程

申请核准的请示

XXX发展改革局：

为了加快可再生能源的开发，XXXXXX有限公司（以下简称XXX水电）与XXX县人民政府签订了XXX开发合同，根据此合同XXX水电组织开展了xxx项目的前期工作，到目前为止XXX水电已组织完成了地形测量、地质勘察，委托有资质的单位编制了项目申请报告、水资源论证报告、水土保持方案报告、防洪影响评价报告、环境影响评价报告表，涉水报告于2011年XX月XX日通过了由XX市水务局和发改委联合组织的评审，现将项目有关情况报告如下：

第 1 页 XXX水电站分为XXX水电站（一级）、XXX水电站（二级）、XXX水电站（三级），根据XXX水电与XXX县人民政府的开发合同，XXX水电先开发XXX水电站，后续依次开发XXX水电站、XXX水电站。

XXX水电站具体情况如下：

一、XXX水电站位于XXX县XXX镇境内，XXX中游，坝址控制流域面积1183km2，多年平均径流量2.87亿m3，工程区域地形、地质条件较好。

二、XXX水电站为引水式电站，工程主要由引水枢纽、引水系统和发电厂房等项目组成。坝址位于XXX镇XXX上游200m处；引水系统位于XXX左岸，隧洞长2195.58m；厂房位于XXX左岸的XXX村XXX上游处。

三、电站装机规模为2×1250+1×500kw，电站正常蓄水位496.00m，正常尾水位465.28m,发电水头26.5m，设计引水流量13.92m3/s，多年平均发电量931.9万kw﹒h。

四、工程等级为V等，大坝、引水系统和电站厂房按5级建筑物设计，消能防冲设施和施工围堰等临时性建筑物按5级建筑物设计。取水枢纽工程的设计洪水标准为10年一遇，校核洪水标准为20年一遇；水电站厂房的设计洪水标准为30年一遇，校核洪水标准为50年一遇。厂区防洪堤顶部高程不低于100年一遇洪水位。

五、按照《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）、《水利建设项目经济评价规范》（SL72-94）、《小水电建设项目经济评价规程》（SL16-95）中的规定进行国民经济评价：

经济内部收益率EIRR=XX%>XX% 经济净现值ENPV=XXX万元（Is=X）>XX

第 2 页 效益费用比EBCR=XXXX（Is=X）>X 上述数字表明，工程的经济内部收益率大于X%社会折现率，经济净现值ENPV大于零，效益费用比大于XX，表明本电站经济效益较好，在经济上是合理可行的。

六、项目建设期从2012年X月动工，2014年X月竣工，工期XX个月。

根据XXX省发改委和水利厅关于水电站建设程序的有关规定，现申请对该项目进行核准。

此致

附件：

1、企业投资项目核准申请表。

2、XXX水务局关于“XXX项目可研报告审查意见的函”，XX政水函【20XX】X号。

3、XXX水务局关于“XXXX工程水土保持方案的批复”，X政水发【20XX】X号。

4、XXX水务局关于“XXX工程防洪评价报告的批复”，X政水发【20XX】XX号。

5、XXX市水务局关于“XXXX工程水资源论证报告书的批复”，X政水发【20XX】X号。

6、XXX市环境保护局关于“XXX工程环境影响报告表的批复”，X政环函【20XX】X号。

7、XXX市国土资源局关于“XXX建设项目用地预审的复函”，X政国土资函【20XX】X号。

8、XXX建设项目选址意见书。

9、XXXX合同书。

第 3 页

10、XXX县水务局，发改委“关于XXXX项目的批复”，XX政函【20XX】X号。

11、社会稳定风险评估报告。

12、XXXXXX有限公司突发事件应急预案。

13、工程所在地XXX镇政府出具的移民安置方案。

14、XXXXXX有限公司营业执照、税务登记证、组织机构代码证、法人身份证（复印件加盖公章）。

15、xxx项目申请报告书（项目可行性研究报告）。

二Oxx年x月xxx日

主题词： xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx XXXXXX有限公司 20xx年x月x日印发 共印6份 校对/打印：xxx

光伏发电项目核准请示 第8篇

光伏电站规划容量1 0 0 M W, 一期工程容量40MW, 拟选用固定支架或部分平单轴支架运行方可达, 选用240Wp多晶硅太阳能电池, 共安装240Wp多晶硅太阳能电池组件180000块左右, 500k W的太阳能逆变器80台。站内光伏发电单元采用10k V电压等级线路汇集后接入主变低压侧, 主变容量50MVA, 采用有载调压方式, 主变抽头选择66±8×1.25%k V/10.5k V;光伏电站出1回66k V线路接入220k V甲变电站, 线路路径长度约9.6km, 导线采用LGJ-185×2导线, 光伏电站升压站66k V电气主接线采用单母线。

二、光伏电站工程接入后的无功特性分析

光伏电站一期工程 (40MW) 并网运行后, 光伏电站的无功潮流与甲变电站66k V母线电压密切相关。计算结果为, 在甲变电站66k V母线可能的电压范围内, 光伏电站满发时吸收的无功功率在5.69~6.75Mva之间, 这部分无功消耗主要来源于光伏发电单元箱变、场内集电线路以及光伏电站升压变的无功损耗;电网需要向光伏电站注入6.29~7.55Mvar的无功功率。随着光伏电站出力增加, 光伏电站吸收的无功功率逐渐增加, 光伏电站满发的情况下, 电网向国电光伏电站提供6.97Mvar的无功支持。

三、光伏电站工程接入后的系统潮流分析

考虑冬大和最小负荷两种运行方式。经计算, 随着光伏发电出力的增加, 电网相关节点电压的变化幅度在0.004pu之内;光伏电站升压站66k V母线电压呈现先升高后降低的趋势, 变化幅度约0.004pu;光伏发电单元逆变器出口电压先逐渐升高后略有降低, 最大变化幅度在0.02pu左右。随着光伏电站出力的增加, 相关联网线路线路的负载率逐渐减小, 由于光伏电站的出力可以满足部分当地负荷的供电需求并略有富余, 甲变电站主变的负载率先逐渐降低后略有升高, 相关线路的负载率均没有出现过载现象。

在并网运行后, 光伏电站需要从系统中吸收一定无功, 会对接入点附近的电网电压产生一定影响, 需要安装一定的无功补偿装置。国家标准GB/T 19964-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》中无功容量配置的要求:通过110 (66) k V及以上电压等级并网的光伏发电站, 其配置的容性无功容量能够补偿光伏电站满发时场内汇集线路、主变压器的感性无功及光伏电站送出线路的一半感性无功之和, 其配置的感性无功容量能够补偿光伏电站自身的容性充电无功功率及光伏电站送出线的一半充电无功功率。

基于上述规定, 经计算论证, 针对光伏电站目前的装机水平, 建议在光伏电站升压变低压侧安装容性8Mvar、感性2Mvar的无功补偿装置一套, 采用动态无功补偿装置。

总结

近年来, 在技术进步和法规政策的强力推动下, 我国太阳能光伏发电产业呈现出快速发展的势头, 但光伏发电并网给电网的无功平衡、电能质量、电网稳定带来了冲击, 研究光伏发电介入对电网的影响, 根据影响确定采取控制措施是提高电网运行安全稳定和满足光伏发电的重要课题。

参考文献

[1]GB/T12325-2008, 电能质量供电电压偏差[S].