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世紀新能源網專欄作家：馬金鵬（18602971297）
8月4日，國家能源局局長吳新雄表示在浙江省嘉興市組織召開分布式光伏發電現場交流會表示：國家將出臺《關于進一步落實分布式光伏發電有關政策的通知》。更具分量的清潔能源配額政策也將隨后出臺。分布式光伏產業的市場空間有望大幅提升。吳新雄在會上明確透露大力推進分布式光伏發電的政策導向，其中包括增加分布式光伏項目發電指標、上調補貼額度、“全額上網”項目執行當地標桿電價等一系列新政。
2014年9月4日下午，國家能源局《關于進一步落實分布式光伏發電有關政策的通知》國能新能[2014]406號正式發布，文件中值得關注的亮點包括：
（1） 鼓勵各級地方政府在國家補貼基礎上制定配套財政補貼政策，并且對公共機構、保障性住房和農村適當加大支持力度。
（2） 屋頂面積達到一定規模且適宜光伏發電應用的新建和改擴建建筑物，應要求同步安裝光伏發電設施或預留安裝條件。政府投資或財政補助的公共建筑、保障性住房、新城鎮和新農村建設，應優先考慮光伏發電應用。
（3） 各級地方政府不得隨意設置審批和收費事項，不得限制符合國家標準和市場準入條件的產品進入本地市場，不得向項目單位提出采購本地產品的不合理要求，不得以各種方式為低劣產品提供市場保護。
（4） 利用建筑屋頂及附屬場地建設的分布式光伏發電項目，在項目備案時可選擇“自發自用、余電上網”或“全額上網”中的一種模式。
（5） 在地面或利用農業大棚等無電力消費設施建設、以35千伏及以下電壓等級接入電網（東北地區66千伏及以下）、單個項目容量不超過2萬千瓦且所發電量主要在并網點變電臺區消納的光伏電站項目，納入分布式光伏發電規模指標管理，執行當地光伏電站標桿上網電價。
（6） 符合電網運行安全技術要求的前提下，盡可能在用戶側以較低電壓等級接入，允許內部多點接入配電系統，避免安裝不必要的升壓設備。
（7） 電網企業按月（或雙方約定）與分布式光伏發電項目單位（含個人）結算電費和轉付國家補貼資金。
（8） 探索建立光伏發電投資基金，鼓勵擔保機構對中小企業建設分布式光伏開展信用擔保，在支農金融服務中開展支持光伏入戶和農業設施光伏利用業務。建立以個人收入等為信用條件的貸款機制，逐步推行對信用度高的個人安裝分布式光伏發電設施提供免擔保貸款。
（9） 加強對分布式光伏發電合同能源服務以及電力交易的監管，相關方發生爭議時，可向國家能源局派出機構申請協調，也可通過12398舉報投訴電話反映，國家能源局派出機構應會同當地能源主管部門協調解決。
國家能源局發布的政策在落地方面進一步做到實處的話，對接下來分布式光伏電站的推廣將起到直接催化的作用。從目前國內分布式光伏電站的商業模式來看，利用合同能源管理模式將成為接下來分布式光伏電站建設的主要商業模式，將占到80-85%的百分比，業主自己投資建設分布式光伏電站可占到15-20%.
預計2016年將成為分布式光伏電站投資及地面電站投資的趨勢風水嶺，那么對于投資者而言，分布式光伏電站報批流程雖然比大型地面電站建議很多，然而對于投資決策而言，需要考慮的因素更多，下面我們就從分布式光伏電站及大型地面電站選址作一下分析：
? 分布式光伏電站選址
下面我們試從這7個方面來逐一的分析
（1）項目潛在開發地點；
從分布式光伏電站投資的角度來看，最直接的邏輯就是業績=發電量*銷售電價，這里的電價既包含折扣后給用電業主的電價，也包含上網電價。目前，國內分布式光伏電站投資商對項目標的的動態投資回報期大多為7-8年，自有資金回報率在30%以上，基于目前組件、逆變器等價格因素，1MWp屋頂分布式光伏電站初期投資成本在6.5元-7.2元之間。綜合考慮折舊，運維，備件，稅務等數據，每瓦年電費收益需達到1.3元以上，如何保證這一要求？從這一點來看，我們從發電量和電價綜合考慮。
首先來看發電量，目前國內各地區由于海拔、日照強度、空氣潔凈度等差異，各地區實際發電量與理論發電量也存在較大差異。
下表由光伏資訊平臺依據GB50797-2012光伏發電設計規范給出的全國各大城市單位功率發電量數據：
從上表看出，發電量最大前4大城市分別為：拉薩、呼和浩特、西寧及銀川，然而實際上截至目前這些地區的分布式光伏發電裝機寥寥，倒是發電量倒數第4的杭州(浙江地區)分布式光伏發電的裝機量排在了全國的前列。
這主要是電價直接影響的，一方面南方地區大工業用電及商業用電普遍是北方地區高，例如山東地區大工業白天8：00到下午17:30加權平均電價達到0.81元，而陜西地區大工業白天8：00到下午17:30加權平均電價只有0.71元，另一方面，伴隨著南方地區地方政府針對分布式光伏電站投資補貼政策的發布和實施，使得每瓦每年節約電費的絕對值可以超過光照資源很好的銀川地區。
這也是為什么國家給了例如山東、浙江、江蘇地區較多的分布式光伏電站配額。(更多精彩請加入微信賬號:pvmate)
從國家分布式光伏電站配額來看，配額最大的前十個省份分布如上圖所示，
主要集中在華東及東南沿海地區，這些地方空氣潔凈程度較高，很少受到霧霾的影響，同時加以當地大工業及商業較高的電價，以及地方光伏補貼政策的雙管激勵，如浙江、山東、江蘇、廣東、上海等地區成為了國內分布式光伏發電投資的第一陣營。首先從分布式光伏電站的財務模型來看，占據優勢。
那么對于西北地區，分布式光伏電站如何實施，是否具有投資價值，例如甘肅和寧夏地區，大工業用電加權平均電價只有不要6角。采用電價折扣的合同能源管理合作模式就不符合投資人的資本回報率考核，對于這些地方，實施分布式光伏電站建設適用于采用標桿電價全部上網，并支付業主房頂租賃費用的模型。
綜述，對于呼和浩特、西寧、銀川、太原等光照資源較好的地區，在沒有地方補貼政策的情況下，建議采用全部上網的模式方可符合投資者對分布式光伏電站收益的要求。
對于例如杭州、福州、廣州、南寧、西安等光照資源較差的地區，在沒有補貼政策的情況下，可先行實施電價較高的商業用地項目，而考慮分布式光伏電站的規模化實施，建議地方政府出臺相應的補貼政策，截至目前浙江地區已經走在了分布式光伏電站建設的前列，廣州也剛出臺光伏電站建設規劃和補貼政策，陜西地區從2014年3月份就開始醞釀地方補貼政策的調研和研究，相信經過半年以上的醞釀，年底前如果可以出臺政策，仍可刺激分布式光伏電站投資建設的積極性。同時，對于地方補貼政策，筆者建議取消地方政府對于投資者欲拿補貼政策需采購當地組件及逆變器生產商產品的強制性要求。畢竟不是每個省份的組件和逆變器產品的質量可以保證，價格經得起市場的考驗。地方保護主義市分布式光伏電站實施過程中的“腫瘤”。
（2）業主類型選擇（用電類型）；
分析這個板塊,我們以陜西西安市和榆林市來探討。
陜西地區電力公司有國家電網及陜西省地方電力公司，而且在同一工業園區內可能既有國家電網同時有地方電力，比如原點新城家具城，其中一個10000多平米的建材家居城是國網，其余的家具城用電均為地電，而國家電網的電價和地方電力公司的電價存在較大的差異，如下所示：
（1）國家電網電價：
（1）地方電網電價：
目前國內分布式光伏電站投資商如河北新奧光伏、浙江精工能源、晶科光伏等企業對分布式光伏發電項目的收益率最低不小于12%，即考慮融資成本的前提你下，項目投資回報期不長于8.5年，與用電業主和合作模式主要為合同能源管理，即：（1）租賃業主屋頂支付租賃費，電價按照實時電價收取；（2）租賃業主屋頂支付租賃費，發電量全部上網，（3）免費租賃業主屋頂，光伏電站發電供給業主使用，電價打9折，合同期限一般設定為25年；（4）與業主成立合資公司，共同投資屋頂電站，共同獲取電站收益；
鑒于目前西安地區陜西省地方電力公司分布式接入政策執行環節存在滯后，而且按照目前電價打9折，大工業生產用電業主的屋頂，并不具備投資價值，即便勝利出臺每度電0.2元的度電補貼政策，也無法滿足8.5年收回投資的要求。因此，目前陜西地區使用地方電力的大工業業主并不適合投資分布式光伏電站。
對于執行國家電網商業電價的業主，主要包括商業體、購物廣場、超市、建材家居城、冷鏈倉庫、農產品交易市場等，白天太陽發電時段即8:00-17:30，處在國家電網峰值及平段電價執行區間，此時段市電加權平均電價可達1.03元每度電，如果按照9折電價優惠，則電站投資商收取業主每度電0.927元，加上國家度電補貼0.42元每度電，則電站每發一度電，收益1.347元，如果電站選用較好的電池板及組串式逆變器，同時加以科學合理的運維措施，西安地區每瓦每年發電量可達到1.1度電，則每瓦每年收益可達1.48元，如果系統投資成本控制在6.8元每瓦，即便在沒有省級補貼的情況下，也可以在6.5年收回投資。極具投資價值，然而目前市內商超、購物廣場及交易市場南面均存在較大的遮擋，所以要這些建筑物不存在遮擋，從收益率的角度分析，是極具投資價值的項目。
對于執行國家電網大工業用電業主而言，我們拿西安市某大工業企業激勵說明，該企業2014年6月份電費數據如下所示，目前斯瑞工業有限責任公司6月份從上午8:30至上午11:30峰值用電量為140474度電,考慮非居民電價（6%計提），電價為0.97元每度電，上午11:30到下午17:30平段用電量為261616度電，考慮非居民電價（6%計提）電價為0.604元，加權平均此時段電價為0.7325元。如果按照9折電價優惠，則電站投資商收取業主每度電0.65925元，加上國家度電補貼0.42元每度電，則電站每發一度電，收益1.07925元，如果電站選用較好的電池板及組串式逆變器，光伏電站所發電量全部可以自發自用，同時加以科學合理的運維措施，西安地區每瓦每年發電量可達到1.1度電，則每瓦每年收益可達1.187元，如果系統投資成本控制在6.8元每瓦，綜合考慮折舊、融資成本、運營費用、備件等，在沒有省級補貼的情況下，8.5年才能收回投資。然而大部分生產性企業周六與周日均放假，用電量極小，光伏電站發電量只能達到70%自發自用，30%余電反送國家電網，余電上網部分電價收益為脫硫電價0.38元加國家補貼0.42元即0.8元。投資回報期將接近10年，所以西安地區在沒有陜西省地方光伏電站補貼出臺的情況下，大工業廠房分布式光伏電站投資價值不大。這也是為什么2014年國家只給陜西地區100MWp配額的原因，也是在100MWp配額的前提下實際裝機量不足10MWp的原因。以上核算均未考慮霧霾的影響。我們通常利用RETSCREEN軟件在模擬光伏電站發電量時，會利用NASA針對過去十年該地區的相關氣象數據來進行測算，然而根據西安市環保局發布環境空氣質量通報，2013年西安藍天只有138個（其中優9天，良129天），污染天數達227天。從1月至11月，西安6次進入74個城市月度空氣質量排名的后十名，其中，2月倒數第四、3月倒數第三、4月倒數第五、8月倒數第八、9月倒數第十、10月倒數第九，11月在18個藍天的幫助下西安退出后十名，12月有21個污染天，其中嚴重污染8天，西安又將進入空氣質量排名的后十名里。在這種氣象情況下，關于分布式光伏電站投資失去了進行財務測算的意義。
下面我們針對2013年11月底西安地區完成并網的華山半導體300kWp屋頂光伏電站。從去年12月到今年2月底的實際發電量和理論發電量進行了對比分析，可見一斑。
首先，下圖是西安地區過去十年水平面及傾斜面的日平均輻射量數據，我們利用Retscreen以及大齊光伏設計軟件（www.daqi-newenergy.com）均可得到以下數據：
基于以上數據，我們得出300kWp屋頂光伏電站全年發電量應達到下面的水平：
基于以上理論發電量以及國家0.42元度電補貼，我們在進行分布式光伏電站市場拓展時，我們會給到業主的答案是：您自己投資光伏電站可在6年內收回投資，可實際情況是在霧霾天氣的影響下，300kWp屋頂光伏電站的12月至2月底的實際發電量僅僅是理論發電量的39.17-53.58%，這種情況下財務模型數據結果是需要10年以上才能收回投資。
對于居民用電如小區、社區，一方面屋頂面積較小，裝機容量受限，另一方面居民用電電價較低（西安地區為0.59元每度電），再次，居民用電主要集中在晚上，白天用電量較小，使得光伏電站發電量自發自用比例較小，目前居民小區并不適合建設屋頂分布式光伏電站。
綜述，對于西安地區而言，在沒有地方補貼的前提下，商業用電業主屋頂適合投資分布式光伏電站，大工業用電業主屋頂不適合投資分布式光伏電站。
在地方補貼（0.2元每度電,政策持續5年）出臺的前提下，商業用電業主屋頂比較適合投資分布式光伏電站，周六周日也上班的大工業用電業主的屋頂分布式光伏電站也適合投資建設分布式光伏電站。
居民小區屋頂分布式光伏電站目前不具備投資價值。
（3）業主盡職調查（信用風險管理）
在基于電站投資商項目收益率的前提下，對屋頂業主的考察就顯得尤為重要,雖然國家能源局406號文件中提到在自發自用比例顯著下降時，可選擇光伏電力全部上網，對于上網標桿電價確定的各個地區，發電量較高的地區例如銀川、呼和浩特等城市，分布式光伏電站投資收益率影響不大，而對于南方一些城市，特別是沒有地方補貼的城市，光伏電力從自發自用轉為全部上網的模式，對于投資者而言，影響是極大的。所以光伏電站潛在屋頂業主的選擇就顯得比較重要。
首先是行業，我們應優先選擇用電量較大的行業中的企業，從而保證自發自用電力可全部消納。例如鋼鐵、化工、建材、有色金屬冶煉、石油、化工、機械制造業等。對于國家不鼓勵的行業或者產業。即便屋頂資源及用電量條件都較好，也需要謹慎的判斷。特別需要提到的是對于釋放對電池板有腐蝕氣體的企業需慎重選擇。例如化工、橡膠深加工企業。同時優先選擇周六、周日也有生產的企業，從而可以有效保證自發自用比例仍然可以保持在95%以上。
其次，對于企業的合同履約情況進行核實，可以通過財務報表（上市公司）、供應商走訪、合同合作方調查，甚至對于單體項目較大的項目，可通過從第三方調查中介公司如鄧白氏有償獲取數據用于決策判斷。
（4）裝機容量選擇；
裝機容量的確定不僅僅要考慮屋頂面積，需綜合考慮用電負荷及屋頂規劃等相關指標。
在我們之前在西安高新區進行分布式光伏電站項目開發的過程中，找到5萬平米的鋼結構屋頂，計算下來可做3.5MWp分布式光伏電站，年發電量可達到380萬度電，12個月中，光伏電站最大的發電量達到50萬度電，最小的發電量也有20萬度電，然而通過與企業動力部門進行溝通后，獲悉該企業月均用電量只有5萬度電，光伏電站自發自用比例都不到25%，光伏發電只能選擇全部上網，如沒有地方補貼，再考慮西安地區不甚好的太陽能資源，這個項目基本是不具備投資價值的，最終我們按照300千瓦的容量進行了一期項目的實施。
第二種情況是，一個大工業企業，月均用電量達到90萬度，屋頂面積有6萬平米，且周六周日午休，當時，我們就做出安裝5MWp光伏電站的規劃，我們認為自發自用比例應可達到96%。然而，我們又錯了，實際上這家企業24小時設備不停轉，白天太陽能光伏電站發電的8個小時時段，企業月度耗電量只有30萬度電，如安裝5MWp電站，自發自用比例只有60%。
第三種情況是，業主屋頂確認為3萬平米的鋼結構屋面，可利用面積達到2500平米，業主月度用電量為40萬度電，白天太陽能光伏電站發電時段企業月度用電量達到25萬度電，我們就確定了裝機2MWp，應該是沒有問題的，可就在進入商務談判的前幾天，業主告知，廠區南側20米剛規劃的15層高樓獲批，屋頂將近1/4產生遮擋，最終我們安裝1.5MWp實施。
（5）逆變器選型；
目前通用的太陽能逆變方式為：集中逆變器、組串逆變器，多組串逆變器和組件逆變（微型逆變器）。按照筆者之前光伏電站價值提升策略之逆變器選型分析。在接近的初始投資成本下，對于屋頂分布式光伏電站，組串式逆變器解決方案較集中式逆變器及微型逆變器擁有著較為得天獨厚的優勢，很好的解決了集中式解決方案遇到的問題。
（6）現場勘測實施要點；
1、【屋頂分類】瓦片屋頂、混凝土屋頂及彩鋼瓦結構。
2、【現場勘查攜帶工具】：20米以上卷尺、激光測距器、水平儀、指南針或手機指南針APP和紙筆等。如果需要上傾斜屋面建議穿上防滑鞋帶上安全繩。
3、瓦片屋頂及彩鋼瓦結構屋頂勘測要點
（1）詢問建筑的竣工年份，產權歸屬。
（2）屋頂朝向及方位角。現場指南針測量加Google衛星地圖查詢。
（3）屋頂傾斜角度。量出屋面寬度和房屋寬度即可計算出屋頂傾斜角度。南方屋頂傾角一般大于北方屋頂。
（4）瓦片類型、瓦片尺寸。民用建筑常見瓦型包括羅馬瓦、空心瓦、雙槽瓦、瀝青瓦、平板瓦、魚鱗瓦、西班牙瓦和石板瓦。如果瓦片尺寸現場不容易測量，也可在確定瓦片類型后網上查詢尺寸。因為瓦片的尺寸特別是厚度決定支架系統掛鉤等零件的選取。
（5）考慮屋頂的遮擋情況。準確測量屋頂周圍遮擋物的尺寸，后期用陰影分析軟件建模做出屋頂可利用區域簡圖。太陽能電池板上的陰影遮擋會很大地影響發電量。
（6）掀開部分瓦片查看屋頂結構，注意記錄主梁、檁條的尺寸和間距。瓦屋頂的支架系統掛鉤是安裝固定在檁條上。
（7）、從項目業主方獲取房屋結構圖，便于計算屋頂荷載。
（8）、詢問業主擬安裝光伏系統屋頂南面是否有高樓建設規劃。
4、混凝土屋頂勘測要點
（1）、建筑竣工年份、產權歸屬;屋頂朝向和方位角。
（2）測量女兒墻高度，后期進行陰影分析，確定可安裝利用面積。
（3）查看屋面防水情況，以不破壞屋面防水結構為原則，考慮支架的安裝是采用自(負)重式還是膨脹螺栓固定式。標準民用混凝土屋頂的承載能力需大于3.6KN/m2，在考慮短時風載、雪載的情況下支架系統的荷載也小于混凝土屋頂的承載能力。為避免安裝光伏系統后建筑產生任何的防水結構破壞問題，優先采用自(負)重式支架安裝方式。
（4）、從項目業主方獲取房屋結構圖，便于計算屋頂荷載。
（5）、詢問業主擬安裝光伏系統屋頂南面是否有高樓建設規劃。
5、電氣方面勘查要點
（1）、查看進戶電源是單相還是三相。民用別墅一般是三相進電。單相輸出的光伏發電系統宜接入到三相兼用進線開關用電量較多的一相上。條件允許最好用三相逆變器或三個單相逆變器。
（2）、詢問月平均用電量或用電費用和主要用電時間段。作為光伏系統安裝容量的參考。
（3）、查看業主的進線總開關的容量。考慮收益問題，光伏發電系統的輸出電流不宜大于戶用開關的容量。現行補貼政策下還是自發完全自用收益最大。
（4）以走線方便節約的原則，考慮逆變器、并網柜的安裝位置。逆變器、并網柜的安裝位置也好考慮到散熱通風和防水防曬問題。
（2）業主類型選擇（用電類型）；
? 地面電站勘測要點
目前大型地面電站項目選址存在以下幾個方面的風險：
1、土地面積不實、地形地貌不準確
在考察地況時，特別是山地，建議使用GPS、水準儀等設備進行測試，因為往往靠目測或參考平面地圖會導致地塊有效面積、坡度、地表情況與實際不符，存在較大的誤差。
2、土地性質風險
項目選址地塊性質問題，到目前為止我們原則上是選擇未利用地、建設用地、允許建設用地、有條件建設區等。其他性質土地是否能用到目前為止還不太清楚，比如林地、草地等，存在能否調規等問題。由于前幾年國家推出耕地、一般林地等每年每畝給一定的補貼政策，當地政府把一些未利用的非耕地、非林地全部調規成為耕地或一般耕地等造成現在未利用地很少。
3、關于土地租賃風險
面對國有土地和集體土地這兩種歸屬權的地塊，需要與哪個部門簽訂租地協議?我們建議與當地縣、鄉鎮政府、村委會簽訂土地租賃合同，盡量不要與當地老百姓簽訂合同，以免造成后期不必要的麻煩。
基于此，我們進行大型地面電站選址時需重點關注以下指標：
首先需確認站址的土地性質為可用于工業項目的土地，即非基本農田、非林業用地、非綠化用地及非其它項目規劃用地等。在選址時需與當地土地局、規劃局和招商局等相關部門確認上述土地性質的準備信息。另外，最終確定的選址需得到當地環保部門的環境評價認可。
資源豐富地區進行光伏發電站選址，選址地點應具備以下特點：有豐富的太陽能資源。該因素需要對潛在的選址地進行歷史氣象資料的收集、統計和計算。其次，需要考慮的重要氣候因素還有當地最大風速及常年主導風向。當地風力以及風向是影響光伏發電系統支架設計強度的主要因素，如當地常發災害性強度風力，則不適合建設光伏發電系統。例如今年海南地區的臺風對英利投資的光伏電站造成了很大的影響；同時需考慮其他氣象因素對太陽電池組件的影響，如冰雹、沙塵暴、大雪等災害性天氣，分析該災害性天氣對光伏并網電站的影響程度
關注光伏發電選址的地理和地質情況。地理和地質情況因素包括：選址地形的朝向、坡度起伏程度、巖壁及溝壑等地表形態面積占可選址總面積的比例、地質災害隱患、冬季凍土深度、一定深度地表的巖層結構以及土質的化學特性等。為保證選址的有效性，需對選址進行初步地質勘測。地形因素影響光伏發電的組件方陣朝向、陰影遮擋等。地表形態直接影響支架基礎的施工方案，從而影響土建的施工難度和成本。塌陷等潛在地質災害直接影響光伏組件方陣的設備安全性。
關注擬選址地的水文條件。水文條件包括：短時最大降雨量、積水深度、洪水水位、排水條件等。上述因素直接影響光伏系統的支架系統、支架基礎的設計以及電氣設備安裝高度。積水深度高，則組件以及其他電氣設備的安裝高度就要高。洪水水位影響支架基礎的安全。排水條件差，則導致基礎甚至金屬支架長期浸水。
關注擬選址地的大氣質量。大氣質量因素包括：空氣透明度、空氣內懸浮塵埃的量及物理特性、鹽霧等具有腐蝕性的因素。空氣透明度因素有可能存在以下情況：當地日照輻射總量中因空氣透明度低而導致反射光和散射光占日照輻射總量的比例較大，從而影響光伏發電組件種類的選擇，如不考慮此因素，則易導致晶體硅和非晶硅組件選擇的不合理，從而增加了投資與收益的比率，降低了投資的經濟性，從而造成資源和設備浪費。空氣中的鹽霧對光伏發電系統有兩種負面影響：第一，對金屬支架系統有腐蝕性，容易減少支架的使用壽命，設計是需要充分考慮防腐措施。第二，鹽霧極易導致組件表面沉積固體鹽分，降低光對組件表面的穿透特性，影響發電量。鹽霧在沿海地區常見，在此類地區進行光伏發電選址，需要考慮鹽霧的應對措施。
關注擬選址地的交通運輸條件和電力輸送條件。如果是對地面光伏發電項目進行選址，則需要對施工階段大型施工設備的進出場地、大型設備如——大功率逆變器、升壓變壓器等的運輸考慮交通運輸條件。例如，雖然有的潛在選址地點的特點符合要求，但大型設備無法運輸，必須要新修滿足大型運輸機械進出要求的便道才能進行施工，則必須考慮修路的費用是否決定項目整體投資經濟性的可行性。
關注擬選址地的電力輸送條件。同樣，大規模地面光伏發電選址地點通常比較偏僻，因此必須考慮該光伏發電項目的電力輸送條件：電力送出和廠用電線路。如項目選址離可以用來接入電力系統的變電站較遠，則對項目投資經濟性產生負面影響的因素有：輸電線路造價高和輸電線路沿線的電量損失。而接入電力系統電壓等級與上述因素直接相關。因此在選址工作期間，需要與當地電網公司（或供電公司）充分溝通對列入選址備選地點周邊可用于接入系統的變電站的容量、預留間隔和電壓等級等進行詳細了解，為將來進行項目的接入系統設計提供詳細的輸入條件。
作者：馬金鵬
PMP認證注冊咨詢師高級能源管理師認證
西安交大MBA及麻省理工學院中國實驗室成員
4年海外工作經驗（13個國家）光伏行業從業人員，先后在歐洲及國內從事光伏電站的開發和系統集成工作。熟悉國家光伏電站相關政策，成功申報并實施“金太陽”、“金屋頂”等光伏項目。
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