投资角度看分布式及地面电站选址

8月4日，国家能源局局长吴新雄表示在浙江省嘉兴市组织召开分布式光伏发电现场交流会表示：国家将出台《关于进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知》。更具分量的清洁能源配额政策也将随后出台。分布式光伏产业的市场空间有望大幅提升。吴新雄在会上明确透露大力推进分布式光伏发电的政策导向，其中包括增加分布式光伏项目发电指标、上调补贴额度、“全额上网”项目执行当地标杆电价等一系列新政。 　　2014年9月4日下午，国家能源局《关于进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知》国能新能[2014]406号正式发布，文件中值得关注的亮点包括： 　　（1）鼓励各级地方政府在国家补贴基础上制定配套财政补贴政策，并且对公共机构、保障性住房和农村适当加大支持力度。 　　（2）屋顶面积达到一定规模且适宜光伏发电应用的新建和改扩建建筑物，应要求同步安装光伏发电设施或预留安装条件。政府投资或财政补助的公共建筑、保障性住房、新城镇和新农村建设，应优先考虑光伏发电应用。 　　（3）各级地方政府不得随意设置审批和收费事项，不得限制符合国家标准和市场准入条件的产品进入本地市场，不得向项目单位提出采购本地产品的不合理要求，不得以各种方式为低劣产品提供市场保护。 　　（4）利用建筑屋顶及附属场地建设的分布式光伏发电项目，在项目备案时可选择“自发自用、余电上网”或“全额上网”中的一种模式。 　　（5）在地面或利用农业大棚等无电力消费设施建设、以35千伏及以下电压等级接入电网（东北地区66千伏及以下）、单个项目容量不超过2万千瓦且所发电量主要在并网点变电台区消纳的光伏电站项目，纳入分布式光伏发电规模指标管理，执行当地光伏电站标杆上网电价。 　　（6）符合电网运行安全技术要求的前提下，尽可能在用户侧以较低电压等级接入，允许内部多点接入配电系统，避免安装不必要的升压设备。 　　（7）电网企业按月（或双方约定）与分布式光伏发电项目单位（含个人）结算电费和转付国家补贴资金。 　　（8）探索建立光伏发电投资基金，鼓励担保机构对中小企业建设分布式光伏开展信用担保，在支农金融服务中开展支持光伏入户和农业设施光伏利用业务。建立以个人收入等为信用条件的贷款机制，逐步推行对信用度高的个人安装分布式光伏发电设施提供免担保贷款。 　　（9）加强对分布式光伏发电合同能源服务以及电力交易的监管，相关方发生争议时，可向国家能源局派出机构申请协调，也可通过12398举报投诉电话反映，国家能源局派出机构应会同当地能源主管部门协调解决。 　　国家能源局发布的政策在落地方面进一步做到实处的话，对接下来分布式光伏电站的推广将起到直接催化的作用。从目前国内分布式光伏电站的商业模式来看，利用合同能源管理模式将成为接下来分布式光伏电站建设的主要商业模式，将占到80-85%的百分比，业主自己投资建设分布式光伏电站可占到15-20%。 　　预计2016年将成为分布式光伏电站投资及地面电站投资的趋势风水岭，那么对于投资者而言，分布式光伏电站报批流程虽然比大型地面电站建议很多，然而对于投资决策而言，需要考虑的因素更多，下面我们就从分布式光伏电站及大型地面电站选址作一下分析： 　　分布式光伏电站选址 　　目前，国内分布式光伏电站投资商多以合同能源管理模式实施项目开发，一方面采用电价折扣，还有些采用房租租赁合作。然而从项目投资的规模来看，投资分布式光伏电站的装机容量越大，风险就越大，而且风险系数成指数比例增加；一个成功的分布式光伏电站投资需要我们从以下几个方面综合考虑：（1）项目潜在开发地点；（2）业主类型选择（用电类型）；（3）业主尽职调查（信用风险管理）（4）装机容量选择；（5）逆变器选型；（6）现场勘测实施要点； 　　下面我们试从这7个方面来逐一的分析 　　（1）项目潜在开发地点； 　　从分布式光伏电站投资的角度来看，最直接的逻辑就是业绩=发电量*销售电价，这里的电价既包含折扣后给用电业主的电价，也包含上网电价。目前，国内分布式光伏电站投资商对项目标的的动态投资回报期大多为7-8年，自有资金回报率在30%以上，基于目前组件、逆变器等价格因素，1MWp屋顶分布式光伏电站初期投资成本在6.5元-7.2元之间。综合考虑折旧，运维，备件，税务等数据，每瓦年电费收益需达到1.3元以上，如何保证这一要求？从这一点来看，我们从发电量和电价综合考虑。 　　首先来看发电量，目前国内各地区由于海拔、日照强度、空气洁净度等差异，各地区实际发电量与理论发电量也存在较大差异。 　　发电量最大前4大城市分别为：拉萨、呼和浩特、西宁及银川，然而实际上截至目前这些地区的分布式光伏发电装机寥寥，倒是发电量倒数第4的杭州(浙江地区)分布式光伏发电的装机量排在了全国的前列。 　　这主要是电价直接影响的，一方面南方地区大工业用电及商业用电普遍是北方地区高，例如山东地区大工业白天8：00到下午17：30加权平均电价达到0.81元，而陕西地区大工业白天8：00到下午17：30加权平均电价只有0.71元，另一方面，伴随着南方地区地方政府针对分布式光伏电站投资补贴政策的发布和实施，使得每瓦每年节约电费的绝对值可以超过光照资源很好的银川地区。 　　这也是为什么国家给了例如山东、浙江、江苏地区较多的分布式光伏电站配额。 　　从国家分布式光伏电站配额来看，配额最大的前十个省份主要集中在华东及东南沿海地区，这些地方空气洁净程度较高，很少受到雾霾的影响，同时加以当地大工业及商业较高的电价，以及地方光伏补贴政策的双管激励，如浙江、山东、江苏、广东、上海等地区成为了国内分布式光伏发电投资的第一阵营。首先从分布式光伏电站的财务模型来看，占据优势。 　　那么对于西北地区，分布式光伏电站如何实施，是否具有投资价值，例如甘肃和宁夏地区，大工业用电加权平均电价只有不要6角。采用电价折扣的合同能源管理合作模式就不符合投资人的资本回报率考核，对于这些地方，实施分布式光伏电站建设适用于采用标杆电价全部上网，并支付业主房顶租赁费用的模型。 　　综述，对于呼和浩特、西宁、银川、太原等光照资源较好的地区，在没有地方补贴政策的情况下，建议采用全部上网的模式方可符合投资者对分布式光伏电站收益的要求。 　　对于例如杭州、福州、广州、南宁、西安等光照资源较差的地区，在没有补贴政策的情况下，可先行实施电价较高的商业用地项目，而考虑分布式光伏电站的规模化实施，建议地方政府出台相应的补贴政策，截至目前浙江地区已经走在了分布式光伏电站建设的前列，广州也刚出台光伏电站建设规划和补贴政策，陕西地区从2014年3月份就开始酝酿地方补贴政策的调研和研究，相信经过半年以上的酝酿，年底前如果可以出台政策，仍可刺激分布式光伏电站投资建设的积极性。同时，对于地方补贴政策，笔者建议取消地方政府对于投资者欲拿补贴政策需采购当地组件及逆变器生产商产品的强制性要求。毕竟不是每个省份的组件和逆变器产品的质量可以保证，价格经得起市场的考验。地方保护主义市分布式光伏电站实施过程中的“肿瘤”。 　　（2）业主类型选择（用电类型）； 　　分析这个板块，我们以陕西西安市和榆林市来探讨。 　　陕西地区电力公司有国家电网及陕西省地方电力公司，而且在同一工业园区内可能既有国家电网同时有地方电力，比如原点新城家具城，其中一个10000多平米的建材家居城是国网，其余的家具城用电均为地电，而国家电网的电价和地方电力公司的电价存在较大的差异。 　　目前国内分布式光伏电站投资商如河北新奥光伏、浙江精工能源、晶科光伏等企业对分布式光伏发电项目的收益率最低不小于12%，即考虑融资成本的前提你下，项目投资回报期不长于8.5年，与用电业主和合作模式主要为合同能源管理，即：（1）租赁业主屋顶支付租赁费，电价按照实时电价收取；（2）租赁业主屋顶支付租赁费，发电量全部上网，（3）免费租赁业主屋顶，光伏电站发电供给业主使用，电价打9折，合同期限一般设定为25年；（4）与业主成立合资公司，共同投资屋顶电站，共同获取电站收益； 　　鉴于目前西安地区陕西省地方电力公司分布式接入政策执行环节存在滞后，而且按照目前电价打9折，大工业生产用电业主的屋顶，并不具备投资价值，即便胜利出台每度电0.2元的度电补贴政策，也无法满足8.5年收回投资的要求。因此，目前陕西地区使用地方电力的大工业业主并不适合投资分布式光伏电站。 　　对于执行国家电网商业电价的业主，主要包括商业体、购物广场、超市、建材家居城、冷链仓库、农产品交易市场等，白天太阳发电时段即8：00-17：30，处在国家电网峰值及平段电价执行区间，此时段市电加权平均电价可达1.03元每度电，如果按照9折电价优惠，则电站投资商收取业主每度电0.927元，加上国家度电补贴0.42元每度电，则电站每发一度电，收益1.347元，如果电站选用较好的电池板及组串式逆变器，同时加以科学合理的运维措施，西安地区每瓦每年发电量可达到1.1度电，则每瓦每年收益可达1.48元，如果系统投资成本控制在6.8元每瓦，即便在没有省级补贴的情况下，也可以在6.5年收回投资。极具投资价值，然而目前市内商超、购物广场及交易市场南面均存在较大的遮挡，所以要这些建筑物不存在遮挡，从收益率的角度分析，是极具投资价值的项目。 　　对于执行国家电网大工业用电业主而言，我们拿西安市某大工业企业激励说明，该企业2014年6月份电费数据如下所示，目前斯瑞工业有限责任公司6月份从上午8：30至上午11：30峰值用电量为140474度电，考虑非居民电价（6%计提），电价为0.97元每度电，上午11：30到下午17：30平段用电量为261616度电，考虑非居民电价（6%计提）电价为0.604元，加权平均此时段电价为0.7325元。如果按照9折电价优惠，则电站投资商收取业主每度电0.65925元，加上国家度电补贴0.42元每度电，则电站每发一度电，收益1.07925元，如果电站选用较好的电池板及组串式逆变器，光伏电站所发电量全部可以自发自用，同时加以科学合理的运维措施，西安地区每瓦每年发电量可达到1.1度电，则每瓦每年收益可达1.187元，如果系统投资成本控制在6.8元每瓦，综合考虑折旧、融资成本、运营费用、备件等，在没有省级补贴的情况下，8.5年才能收回投资。 　　然而大部分生产性企业周六与周日均放假，用电量极小，光伏电站发电量只能达到70%自发自用，30%余电反送国家电网，余电上网部分电价收益为脱硫电价0.38元加国家补贴0.42元即0.8元。投资回报期将接近10年，所以西安地区在没有陕西省地方光伏电站补贴出台的情况下，大工业厂房分布式光伏电站投资价值不大。这也是为什么2014年国家只给陕西地区100MWp配额的原因，也是在100MWp配额的前提下实际装机量不足10MWp的原因。 　　以上核算均未考虑雾霾的影响。我们通常利用RETSCREEN软件在模拟光伏电站发电量时，会利用NASA针对过去十年该地区的相关气象数据来进行测算，然而根据西安市环保局发布环境空气质量通报，2013年西安蓝天只有138个（其中优9天，良129天），污染天数达227天。从1月至11月，西安6次进入74个城市月度空气质量排名的后十名，其中，2月倒数第四、3月倒数第三、4月倒数第五、8月倒数第八、9月倒数第十、10月倒数第九，11月在18个蓝天的帮助下西安退出后十名，12月有21个污染天，其中严重污染8天，西安又将进入空气质量排名的后十名里。在这种气象情况下，关于分布式光伏电站投资失去了进行财务测算的意义。 　　下面我们针对2013年11月底西安地区完成并网的华山半导体300kWp屋顶光伏电站。从去年12月到今年2月底的实际发电量和理论发电量进行了对比分析，可见一斑。 　　首先，西安地区过去十年水平面及倾斜面的日平均辐射量数据，我们利用Retscreen以及大齐光伏设计软件均可得到相关数据。 　　基于以上数据，我们得出300kWp屋顶光伏电站全年发电量应达到下面的水平： 　　基于以上理论发电量以及国家0.42元度电补贴，我们在进行分布式光伏电站市场拓展时，我们会给到业主的答案是：您自己投资光伏电站可在6年内收回投资，可实际情况是在雾霾天气的影响下，300kWp屋顶光伏电站的12月至2月底的实际发电量仅仅是理论发电量的39.17-53.58%，这种情况下财务模型数据结果是需要10年以上才能收回投资。 　　对于居民用电如小区、社区，一方面屋顶面积较小，装机容量受限，另一方面居民用电电价较低（西安地区为0.59元每度电），再次，居民用电主要集中在晚上，白天用电量较小，使得光伏电站发电量自发自用比例较小，目前居民小区并不适合建设屋顶分布式光伏电站。 　　综述，对于西安地区而言，在没有地方补贴的前提下，商业用电业主屋顶适合投资分布式光伏电站，大工业用电业主屋顶不适合投资分布式光伏电站。 　　在地方补贴（0.2元每度电，政策持续5年）出台的前提下，商业用电业主屋顶比较适合投资分布式光伏电站，周六周日也上班的大工业用电业主的屋顶分布式光伏电站也适合投资建设分布式光伏电站。 　　居民小区屋顶分布式光伏电站目前不具备投资价值。 　　（3）业主尽职调查（信用风险管理） 　　在基于电站投资商项目收益率的前提下，对屋顶业主的考察就显得尤为重要，虽然国家能源局406号文件中提到在自发自用比例显着下降时，可选择光伏电力全部上网，对于上网标杆电价确定的各个地区，发电量较高的地区例如银川、呼和浩特等城市，分布式光伏电站投资收益率影响不大，而对于南方一些城市，特别是没有地方补贴的城市，光伏电力从自发自用转为全部上网的模式，对于投资者而言，影响是极大的。所以光伏电站潜在屋顶业主的选择就显得比较重要。 　　首先是行业，我们应优先选择用电量较大的行业中的企业，从而保证自发自用电力可全部消纳。例如钢铁、化工、建材、有色金属冶炼、石油、化工、机械制造业等。对于国家不鼓励的行业或者产业。即便屋顶资源及用电量条件都较好，也需要谨慎的判断。特别需要提到的是对于释放对电池板有腐蚀气体的企业需慎重选择。例如化工、橡胶深加工企业。同时优先选择周六、周日也有生产的企业，从而可以有效保证自发自用比例仍然可以保持在95%以上。 　　其次，对于企业的合同履约情况进行核实，可以通过财务报表（上市公司）、供应商走访、合同合作方调查，甚至对于单体项目较大的项目，可通过从第三方调查中介公司如邓白氏有偿获取数据用于决策判断。 　　（4）装机容量选择； 　　装机容量的确定不仅仅要考虑屋顶面积，需综合考虑用电负荷及屋顶规划等相关指标。 　　在我们之前在西安高新区进行分布式光伏电站项目开发的过程中，找到5万平米的钢结构屋顶，计算下来可做3.5MWp分布式光伏电站，年发电量可达到380万度电，12个月中，光伏电站最大的发电量达到50万度电，最小的发电量也有20万度电，然而通过与企业动力部门进行沟通后，获悉该企业月均用电量只有5万度电，光伏电站自发自用比例都不到25%，光伏发电只能选择全部上网，如没有地方补贴，再考虑西安地区不甚好的太阳能资源，这个项目基本是不具备投资价值的，最终我们按照300千瓦的容量进行了一期项目的实施。 　　第二种情况是，一个大工业企业，月均用电量达到90万度，屋顶面积有6万平米，且周六周日午休，当时，我们就做出安装5MWp光伏电站的规划，我们认为自发自用比例应可达到96%。然而，我们又错了，实际上这家企业24小时设备不停转，白天太阳能光伏电站发电的8个小时时段，企业月度耗电量只有30万度电，如安装5MWp电站，自发自用比例只有60%。 　　第三种情况是，业主屋顶确认为3万平米的钢结构屋面，可利用面积达到2500平米，业主月度用电量为40万度电，白天太阳能光伏电站发电时段企业月度用电量达到25万度电，我们就确定了装机2MWp，应该是没有问题的，可就在进入商务谈判的前几天，业主告知，厂区南侧20米刚规划的15层高楼获批，屋顶将近1/4产生遮挡，最终我们安装1.5MWp实施。 　　（5）逆变器选型； 　　目前通用的太阳能逆变方式为：集中逆变器、组串逆变器，多组串逆变器和组件逆变（微型逆变器）。按照笔者之前光伏电站价值提升策略之逆变器选型分析。在接近的初始投资成本下，对于屋顶分布式光伏电站，组串式逆变器解决方案较集中式逆变器及微型逆变器拥有着较为得天独厚的优势，很好的解决了集中式解决方案遇到的问题。 　　（6）现场勘测实施要点； 　　1、【屋顶分类】瓦片屋顶、混凝土屋顶及彩钢瓦结构。 　　2、【现场勘查携带工具】：20米以上卷尺、激光测距器、水平仪、指南针或手机指南针APP和纸笔等。如果需要上倾斜屋面建议穿上防滑鞋带上安全绳。 　　3、瓦片屋顶及彩钢瓦结构屋顶勘测要点 　　（1）询问建筑的竣工年份，产权归属。 　　（2）屋顶朝向及方位角。现场指南针测量加Google卫星地图查询。 　　（3）屋顶倾斜角度。量出屋面宽度和房屋宽度即可计算出屋顶倾斜角度。南方屋顶倾角一般大于北方屋顶。 　　（4）瓦片类型、瓦片尺寸。民用建筑常见瓦型包括罗马瓦、空心瓦、双槽瓦、沥青瓦、平板瓦、鱼鳞瓦、西班牙瓦和石板瓦。如果瓦片尺寸现场不容易测量，也可在确定瓦片类型后网上查询尺寸。因为瓦片的尺寸特别是厚度决定支架系统挂钩等零件的选取。 　　（5）考虑屋顶的遮挡情况。准确测量屋顶周围遮挡物的尺寸，后期用阴影分析软件建模做出屋顶可利用区域简图。太阳能电池板上的阴影遮挡会很大地影响发电量。 　　（6）掀开部分瓦片查看屋顶结构，注意记录主梁、檩条的尺寸和间距。瓦屋顶的支架系统挂钩是安装固定在檩条上。 　　（7）从项目业主方获取房屋结构图，便于计算屋顶荷载。 　　（8）询问业主拟安装光伏系统屋顶南面是否有高楼建设规划。 　　4、混凝土屋顶勘测要点 　　（1）建筑竣工年份、产权归属；屋顶朝向和方位角。 　　（2）测量女儿墙高度，后期进行阴影分析，确定可安装利用面积。 　　（3）查看屋面防水情况，以不破坏屋面防水结构为原则，考虑支架的安装是采用自(负)重式还是膨胀螺栓固定式。标准民用混凝土屋顶的承载能力需大于3.6KN/m2，在考虑短时风载、雪载的情况下支架系统的荷载也小于混凝土屋顶的承载能力。为避免安装光伏系统后建筑产生任何的防水结构破坏问题，优先采用自(负)重式支架安装方式。 　　（4）从项目业主方获取房屋结构图，便于计算屋顶荷载。 　　（5）询问业主拟安装光伏系统屋顶南面是否有高楼建设规划。 　　5、电气方面勘查要点 　　（1）查看进户电源是单相还是三相。民用别墅一般是三相进电。单相输出的光伏发电系统宜接入到三相兼用进线开关用电量较多的一相上。条件允许最好用三相逆变器或三个单相逆变器。 　　（2）询问月平均用电量或用电费用和主要用电时间段。作为光伏系统安装容量的参考。 　　（3）查看业主的进线总开关的容量。考虑收益问题，光伏发电系统的输出电流不宜大于户用开关的容量。现行补贴政策下还是自发完全自用收益最大。 　　（4）以走线方便节约的原则，考虑逆变器、并网柜的安装位置。逆变器、并网柜的安装位置也好考虑到散热通风和防水防晒问题。 　　（2）业主类型选择（用电类型）； 　　地面电站勘测要点 　　目前大型地面电站项目选址存在以下几个方面的风险： 　　1、土地面积不实、地形地貌不准确 　　在考察地况时，特别是山地，建议使用GPS、水准仪等设备进行测试，因为往往靠目测或参考平面地图会导致地块有效面积、坡度、地表情况与实际不符，存在较大的误差。 　　2、土地性质风险 　　项目选址地块性质问题，到目前为止我们原则上是选择未利用地、建设用地、允许建设用地、有条件建设区等。其他性质土地是否能用到目前为止还不太清楚，比如林地、草地等，存在能否调规等问题。由于前几年国家推出耕地、一般林地等每年每亩给一定的补贴政策，当地政府把一些未利用的非耕地、非林地全部调规成为耕地或一般耕地等造成现在未利用地很少。 　　3、关于土地租赁风险 　　面对国有土地和集体土地这两种归属权的地块，需要与哪个部门签订租地协议？我们建议与当地县、乡镇政府、村委会签订土地租赁合同，尽量不要与当地老百姓签订合同，以免造成后期不必要的麻烦。 　　基于此，我们进行大型地面电站选址时需重点关注以下指标： 　　首先需确认站址的土地性质为可用于工业项目的土地，即非基本农田、非林业用地、非绿化用地及非其它项目规划用地等。在选址时需与当地土地局、规划局和招商局等相关部门确认上述土地性质的准备信息。另外，最终确定的选址需得到当地环保部门的环境评价认可。 　　资源丰富地区进行光伏发电站选址，选址地点应具备以下特点：有丰富的太阳能资源。该因素需要对潜在的选址地进行历史气象资料的收集、统计和计算。其次，需要考虑的重要气候因素还有当地最大风速及常年主导风向。当地风力以及风向是影响光伏发电系统支架设计强度的主要因素，如当地常发灾害性强度风力，则不适合建设光伏发电系统。例如今年海南地区的台风对英利投资的光伏电站造成了很大的影响；同时需考虑其他气象因素对太阳电池组件的影响，如冰雹、沙尘暴、大雪等灾害性天气，分析该灾害性天气对光伏并网电站的影响程度 　　关注光伏发电选址的地理和地质情况。地理和地质情况因素包括：选址地形的朝向、坡度起伏程度、岩壁及沟壑等地表形态面积占可选址总面积的比例、地质灾害隐患、冬季冻土深度、一定深度地表的岩层结构以及土质的化学特性等。为保证选址的有效性，需对选址进行初步地质勘测。地形因素影响光伏发电的组件方阵朝向、阴影遮挡等。地表形态直接影响支架基础的施工方案，从而影响土建的施工难度和成本。塌陷等潜在地质灾害直接影响光伏组件方阵的设备安全性。 　　关注拟选址地的水文条件。水文条件包括：短时最大降雨量、积水深度、洪水水位、排水条件等。上述因素直接影响光伏系统的支架系统、支架基础的设计以及电气设备安装高度。积水深度高，则组件以及其他电气设备的安装高度就要高。洪水水位影响支架基础的安全。排水条件差，则导致基础甚至金属支架长期浸水。 　　关注拟选址地的大气质量。大气质量因素包括：空气透明度、空气内悬浮尘埃的量及物理特性、盐雾等具有腐蚀性的因素。空气透明度因素有可能存在以下情况：当地日照辐射总量中因空气透明度低而导致反射光和散射光占日照辐射总量的比例较大，从而影响光伏发电组件种类的选择，如不考虑此因素，则易导致晶体硅和非晶硅组件选择的不合理，从而增加了投资与收益的比率，降低了投资的经济性，从而造成资源和设备浪费。空气中的盐雾对光伏发电系统有两种负面影响：第一，对金属支架系统有腐蚀性，容易减少支架的使用寿命，设计是需要充分考虑防腐措施。第二，盐雾极易导致组件表面沉积固体盐分，降低光对组件表面的穿透特性，影响发电量。盐雾在沿海地区常见，在此类地区进行光伏发电选址，需要考虑盐雾的应对措施。 　　关注拟选址地的交通运输条件和电力输送条件。如果是对地面光伏发电项目进行选址，则需要对施工阶段大型施工设备的进出场地、大型设备如——大功率逆变器、升压变压器等的运输考虑交通运输条件。例如，虽然有的潜在选址地点的特点符合要求，但大型设备无法运输，必须要新修满足大型运输机械进出要求的便道才能进行施工，则必须考虑修路的费用是否决定项目整体投资经济性的可行性。 　　关注拟选址地的电力输送条件。同样，大规模地面光伏发电选址地点通常比较偏僻，因此必须考虑该光伏发电项目的电力输送条件：电力送出和厂用电线路。如项目选址离可以用来接入电力系统的变电站较远，则对项目投资经济性产生负面影响的因素有：输电线路造价高和输电线路沿线的电量损失。而接入电力系统电压等级与上述因素直接相关。因此在选址工作期间，需要与当地电网公司（或供电公司）充分沟通对列入选址备选地点周边可用于接入系统的变电站的容量、预留间隔和电压等级等进行详细了解，为将来进行项目的接入系统设计提供详细的输入条件。