如何降低光伏电站的日常损耗

电站发电量只是一个结果，其影响因素包括很多系统层面的原因，包括组件、逆变器、电缆、汇流箱、变压器的选择等等；同时也包含系统维护方面的因素，比如积灰的及时清理、障碍物的及时清除、故障的及时维护等等；另外，由于系统并网也受电网的影响，因此，电网质量、调度需求等也会影响系统的发电输出。

总的来说，可以分为硬件性能优化、有效的系统维护、电网的可靠性等多方面。

光伏发电是：

光伏发电指通过光伏发电系统将太阳能转化为电能的过程。

通常系统主要由太阳光伏组件、汇流箱、逆变器、变压器及配电设备构成，同时再加上监控系统、有功无功控制系统、功率预测系统、五防系统及无功补偿装置等辅助系统组成一套完整的光伏发电系统。

太阳能电池是完成太阳能到电能转换的载体，光生伏特效应是光伏发电的基本原理。

早在1839年，法国科学家贝克雷尔（Becqurel）发现光照能使半导体材料的不同部位之间产生电位差，这种现象后来被称为“光生伏特效应”，简称“光伏效应”。1954年，美国科学家恰宾和皮尔松在美国贝尔实验室首次制成了实用的单晶硅太阳电池，光伏发电技术由此诞生。

2018年5月31日,国家发改委联合财政部、国家能源局出台《关于2018年光伏发电有关事项的通知》。内容如下：

近年来，随着我国光伏发电建设规模不断扩大，技术进步和成本下降速度明显加快。为促进光伏行业健康可持续发展，提高发展质量，加快补贴退坡，现将2018年光伏发电有关事项通知如下。

1、合理把握发展节奏，优化光伏发电新增建设规模。

（1）根据行业发展实际，暂不安排2018年普通光伏电站建设规模。在国家未下发文件启动普通电站建设工作前，各地不得以任何形式安排需国家补贴的普通电站建设。

（2）规范分布式光伏发展。今年安排1000万千瓦左右规模用于支持分布式光伏项目建设。考虑今年分布式光伏已建情况，明确各地5月31日（含）前并网的分布式光伏发电项目纳入国家认可的规模管理范围，未纳入国家认可规模管理范围的项目，由地方依法予以支持。

（3）支持光伏扶贫。落实精准扶贫、精准脱贫要求，扎实推进光伏扶贫工作，在各地落实实施条件、严格审核的前提下，及时下达“十三五”第二批光伏扶贫项目计划。

（4）有序推进光伏发电领跑基地建设。今年视光伏发电规模控制情况再行研究。

（5）鼓励各地根据各自实际出台政策支持光伏产业发展，根据接网消纳条件和相关要求自行安排各类不需要国家补贴的光伏发电项目。

2、加快光伏发电补贴退坡，降低补贴强度。

完善光伏发电电价机制，加快光伏发电电价退坡。

（1）自发文之日起，新投运的光伏电站标杆上网电价每千瓦时统一降低0.05元，I类、II类、III类资源区标杆上网电价分别调整为每千瓦时0.5元、0.6元、0.7元（含税）。

（2）自发文之日起，新投运的、采用“自发自用、余电上网”模式的分布式光伏发电项目，全电量度电补贴标准降低0.05元，即补贴标准调整为每千瓦时0.32元（含税）。采用“全额上网”模式的分布式光伏发电项目按所在资源区光伏电站价格执行。

（3）符合国家政策的村级光伏扶贫电站（0.5兆瓦及以下）标杆电价保持不变。

3、发挥市场配置资源决定性作用，进一步加大市场化配置项目力度。

（1）所有普通光伏电站均须通过竞争性招标方式确定项目业主。招标确定的价格不得高于降价后的标杆上网电价。

（2）积极推进分布式光伏资源配置市场化，鼓励地方出台竞争性招标办法配置除户用光伏以外的分布式光伏发电项目，鼓励地方加大分布式发电市场化交易力度。

（3）各地、各项目开展竞争性配置时，要将上网电价作为重要竞争优选条件，严禁不公平竞争和限价竞争，确保充分竞争和建设质量。省级能源主管部门应及时将采取竞争方式确定的项目及上网电价或度电补贴额度抄送省级价格、财政主管部门和国家能源局派出监管机构。

扩展资料：

《关于2018年光伏发电有关事项的通知》（以下简称《通知》）。

6月11日，能源局相关负责人在回答记者提问时提到，《通知》本身不是“急刹车”，在政策研究制定过程中，借鉴了德国、西班牙、捷克等国家经验，通过征求意见会（2月）、新闻发布会（4月）等多种方式充分征求意见、吹风提示，还专门召开会议听取了地方发展改革委（能源局）、有关电网企业意见并作了政策宣介。经多次修改完善、反复论证后，于5月31日正式印发了《通知》。

出台《通知》既是落实供给侧结构性改革、推动经济高质量发展的重要举措，也是缓解光伏行业当前面临的补贴缺口和弃光限电等突出矛盾和突出问题的重要举措。这是光伏产业发展进入新阶段的必然要求，出台《通知》是十分必要的。对实现光伏产业持续健康发展和提高我国光伏产业在国际上的竞争力具有重要作用。

参考资料来源：国家发展改革委-关于2018年光伏发电有关事项的通知

参考资料来源：人民网-光伏通知不是“急刹车”提质增效利于提升国际竞争力

具体数值可以参考产品相应的工作电压参数。不同规格的光伏板，电压也不同，单个硅太阳能电池片的输出电压约0.4伏，必须把若干太阳能电池片经过串联后才能达到可供使用的电压，并联后才能输出较大的电流。多个太阳能电池片串并联进行封装保护可形成大面积的太阳电池组件，太阳电池组件是太阳能发电系统的基本组成单元。另外在实际的应用中，光伏板不直接连接负载，而是通过太阳能控制器连接光伏板、储能电池和用电设备，来实现对太阳能的综合管理。因此，整个光储系统以蓄电池为参考，提供给负载的电压值来自于蓄电池工作电压。

大型光伏电站一般采用多级升压模式（一般为两级），集中式逆变器交流输出电压一般为315V左右，组串式逆变器交流输出一般为380/400V左右，这么低的电压不可能直接并网发电。原因一：对于大型太阳能项目有很多逆变器，低压直接并网导致并网点特别多，不利于电能计量和电网的稳定；原因二：对于MW级的太阳能项目，如果采用低压并网，电流特别大，不利于原则轻型的开关设备。

但是大型的并网太阳能项目并网电压一般选择110kV或者220kV，考虑到设备的制造水平和制造成本，不会采用一次直接升压。

所以，就有了中压集电线路。

一般来讲，中压集电线路的电压等级可以任意确定，但是要和国内现有配电系统的电压等级相匹配，比如10kV,24kV,35kV，这是为了方便设备选型和降低设备本身的生产成本，一般常用的是10kV和35kV。

具体采用10kV，还是35kV需要综合比较，总的来讲，集电电路选用35kV时，整个系统的电流会降低，导线截面会变小，而10kV和35kV系统绝缘的成本差不多，如果采用非环形集电线路，35kV系统一路可以汇集20~25MW，10kV系统只能汇集7~9MW，10kV集电线路系统电缆的长度会远远大于35kV集电线路系统。

所以，计及电缆敷设成本、电缆及电缆头的采购成本、中压开关柜的采购成本、无功补偿装置采购成本、运输和储存等因素，大型光伏发电系统的中压电压等级一般选用35kV，而不是10kV。

10MWp以下的太阳能项目也有选用的10kV并网的，所以需要综合考虑各方面因素。

国家能源局最新发布《光伏发电运营监管暂行办法》

第一章 总则

第一条 为加强监管，切实保障光伏发电系统有效运行，优化能源供应方式，促进节能减排，根据《中华人民共和国可再生能源法》、《电力监管条例》等法律法规和国家有关规定，制定本办法。

第二条 本办法适用于并网光伏电站项目和分布式光伏发电项目。

第三条 国务院能源主管部门及其派出机构依照本办法对光伏发电项目的并网、运行、交易、信息披露等进行监管。

任何单位和个人发现违反本办法和国家有关规定的行为,可以向国务院能源主管部门及其派出机构投诉和举报，国务院能源主管部门及其派出机构应依法处理。

第四条 光伏发电项目运营主体和电网企业应当遵守电力业务许可制度，依法开展光伏发电相关业务，并接受国务院能源主管部门及其派出机构的监管。

第二章 监管内容

第五条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电项目运营主体和电网企业电力许可制度执行情况实施监管。

除按规定实施电力业务许可豁免的光伏发电项目外，其他并网光伏发电项目运营主体应当申领电力业务许可证。持证经营主体应当保持许可条件，许可事项或登记事项发生变化的，应当按规定办理变更手续。

第六条 国务院能源主管部门及其派出机构按照有关规定对光伏发电电能质量情况实施监管。

光伏发电并网点的电能质量应符合国家标准，确保电网可靠运行。

第七条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电配套电网建设情况实施监管。

接入公共电网的光伏发电项目，接入系统工程以及接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。接入用户侧的光伏发电项目，接入系统工程由项目运营主体投资建设，接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。

第八条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电并网服务情况实施监管。

电网企业应当按照积极服务、简洁高效的原则，建立和完善光伏电站项目接网服务流程，并提供并网办理流程说明、相关政策解释、并网工作进度查询以及配合并网调试和验收等服务。

电网企业应当为分布式光伏发电接入提供便利条件，在并网申请受理、接入系统方案制订、合同和协议签署、并网验收和并网调试全过程服务中，按照“一口对外”的原则，简化办理程序。

电网企业对分布式光伏发电项目免收系统备用容量费和相关服务费用。

第九条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电并网环节的时限情况实施监管。

光伏电站项目并网环节时限按照国家能源局有关规定执行。

分布式光伏发电项目，电网企业自受理并网申请之日起25个工作日内向项目业主提供接入系统方案；自项目业主确认接入系统方案起5个工作日内，提供接入电网意见函，项目业主据此开展项目备案和工程设计等后续工作；自受理并网验收及并网调试申请起10个工作日内完成关口电能计量装置安装服务，并与项目业主按照要求签署购售电合同和并网协议；自关口电能计量装置安装完成后10个工作日内组织并网验收及并网调试，向项目业主提供验收意见，调试通过后直接转入并网运行，验收标准按国家有关规定执行。若验收不合格，电网企业应向项目业主提出解决方案。

第十条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电项目购售电合同和并网协议签订、执行和备案情况实施监管。

电网企业应与光伏电站项目运营主体签订购售电合同和并网调度协议，合同和协议签订应当符合国家有关规定，并在合同和协议签订10个工作日内向国务院能源主管部门派出机构备案。光伏电站购售电合同和并网调度协议范本，国务院能源主管部门将会同国家工商行政管理部门另行制定。

电网企业应按照有关规定及时与分布式光伏发电项目运营主体签订并网协议和购售电合同。

第十一条 国务院能源主管部门及其派出机构对电力调度机构优先调度光伏发电的情况实施监管。

电力调度机构应当按照国家有关可再生能源发电上网规定，编制发电调度计划并组织实施。电力调度机构除因不可抗力或者有危及电网安全稳定的情形外，不得限制光伏发电出力。

本办法所称危及电网安全稳定的情形，应由国务院能源主管部门及其派出机构组织认定。

光伏发电项目运营主体应当遵守发电厂并网运行管理有关规定，服从调度指挥、执行调度命令。

第十二条 国务院能源主管部门及其派出机构对电网企业收购光伏发电电量的情况实施监管。

电网企业应当全额收购其电网覆盖范围内光伏发电项目的上网电量。因不可抗力或者有危及电网安全稳定的情形，未能全额收购的，电网企业应当及时将未能全额上网的时间、原因等信息书面告知光伏发电项目运营主体，并报国务院能源主管部门派出机构备案。

第十三条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电并网运行维护情况实施监管。

并网光伏电站项目运营主体负责光伏电站场址内集电线路和升压站的运行、维护和管理，电网企业负责光伏电站配套电力送出工程和公共电网的运行、维护和管理。电网企业安排电网设备检修应尽量不影响并网光伏电站送出能力，并提前三个月书面通知并网光伏电站项目运营主体。

分布式光伏发电项目运营主体可以在电网企业的指导下，负责光伏发电设备的运行、维护和项目管理。

第十四条 国务院能源主管部门及其派出机构按照有关规定对光伏发电电量和上网电量计量情况实施监管。

光伏电站项目上网电量计量点原则上设置在产权分界点处，对项目上网电量进行计量。电网企业负责定期进行检测校表，装置配置和检测应满足国家和行业有关电量计量技术标准和规定。

电网企业对分布式光伏发电项目应安装两套计量装置，对全部发电量、上网电量分别计量。

第十五条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电电费结算情况实施监管。

光伏发电项目电费结算按照有关规定执行。以自然人为运营主体的，电网企业应尽量简化程序，提供便捷的结算服务。

第十六条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电补贴发放情况实施监管。

电网企业应按照国家核定的补贴标准，及时、足额转付补贴资金。

第三章 监管措施

第十七条 国务院能源主管部门派出机构与省级能源主管部门应当加强光伏发电项目管理和监管信息共享，形成有机协作、分工负责的工作机制。

第十八条 电网企业应向所在地区的国务院能源主管部门派出机构按季度报送以下信息：

1．光伏发电项目并网接入情况，包括接入电压等级、接入容量、并网接入时间等。

2．光伏发电项目并网交易情况，包括发电量、自用电量、上网电量、网购电量等。

3．光伏电站项目并网运行过程中遇到的重要问题等。

并网光伏电站运营主体应根据产业监测和质量监督等相关规定，定期将运行信息上报，并对发生的事故及重要问题及时向所在省（市）的国务院能源主管部门派出机构报告。

国务院能源主管部门及其派出机构根据履行监管职责的需要，可以要求光伏发电运营主体和电网企业报送与监管事项相关的其他文件、资料。

第十九条 国务院能源主管部门及其派出机构可采取下列措施进行现场检查：

1．进入并网光伏电站和电网企业进行检查；

2．询问光伏发电项目和调度机构工作人员，要求其对有关检查事项作出说明；

3．查阅、复制与检查事项有关的文件、资料，对可能被转移、隐匿、损毁的文件、资料予以封存；

4．对检查中发现的违法行为，有权当场予以纠正或者要求限期改正。

第二十条 光伏发电项目运营主体与电网企业就并网无法达成协议，影响电力交易正常进行的，国务院能源主管部门及其派出机构应当进行协调；经协调仍不能达成协议的，由国务院能源主管部门及其派出机构按照有关规定予以裁决。

电网企业和光伏发电项目运营主体因履行合同等发生争议，可以向国务院能源主管部门及其派出机构申请调解。

第二十一条 国务院能源主管部门及其派出机构可以向社会公开全国光伏发电运营情况、电力企业对国家有关可再生能源政策、规定的执行情况等。

第二十二条 电网企业和光伏发电项目运营主体违反本办法规定，国务院能源主管部门及其派出机构可依照《中华人民共和国可再生能源法》和《电力监管条例》等追究其相关责任。

电网企业未按照规定完成收购可再生能源电量，造成光伏发电项目运营主体经济损失的，应当按照《中华人民共和国可再生能源法》的规定承担赔偿责任。

第四章 附则

第二十三条 本办法由国家能源局负责解释，各派出机构可根据本地实际情况拟定监管实施细则。

第二十四条 本办法自发布之日起施行，有效期为3年。

因该是使用‏智能清扫机器人进行定期清扫，彻底清洁光伏板表面的灰尘及污垢，以提升发电效率。其方式是电站每排光伏板安装一台清扫机器人，自动定期清扫，无需人值守。是由利尔阳光专为全国光伏电站提能效优化的解决方案。

国家能源局于2013年11月18日发布《分布式光伏发电项目管理暂行办法》

第一章 总 则

第一条 为规范分布式光伏发电项目建设管理，推进分布式光伏发电应用，根据《中华人民共和国可再生能源法》、《中华人民共和国电力法》、《中华人民共和国行政许可法》，以及《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》，制定本办法。

第二条 分布式光伏发电是指在用户所在场地或附近建设运行，以用户侧自发自用为主、多余电量上网且在配电网系统平衡调节为特征的光伏发电设施。

第三条 鼓励各类电力用户、投资企业、专业化合同能源服务公司、个人等作为项目单位，投资建设和经营分布式光伏发电项目。

第四条 国务院能源主管部门负责全国分布式光伏发电规划指导和监督管理；地方能源主管部门在国务院能源主管部门指导下，负责本地区分布式光伏发电规划、建设的监督管理；国家能源局派出机构负责对本地区分布式光伏发电规划和政策执行、并网运行、市场公平及运行安全进行监管。

第五条 分布式光伏发电实行“自发自用、余电上网、就近消纳、电网调节”的运营模式。电网企业采用先进技术优化电网运行管理，为分布式光伏发电运行提供系统支撑，保障电力用户安全用电。鼓励项目投资经营主体与同一供电区内的电力用户在电网企业配合下以多种方式实现分布式光伏发电就近消纳。

第二章 规模管理

第六条 国务院能源主管部门依据全国太阳能发电相关规划、各地区分布式光伏发电发展需求和建设条件，对需要国家资金补贴的项目实行总量平衡和年度指导规模管理。不需要国家资金补贴的项目不纳入年度指导规模管理范围。

第七条 省级能源主管部门根据本地区分布式光伏发电发展情况，提出下一年度需要国家资金补贴的项目规模申请。国务院能源主管部门结合各地项目资源、实际应用以及可再生能源电价附加征收情况，统筹协调平衡后，下达各地区年度指导规模，在年度中期可视各地区实施情况进行微调。

第八条 国务院能源主管部门下达的分布式光伏发电年度指导规模，在该年度内未使用的规模指标自动失效。当年规模指标与实际需求差距较大的，地方能源主管部门可适时提出调整申请。

第九条 鼓励各级地方政府通过市场竞争方式降低分布式光伏发电的补贴标准。优先支持申请低于国家补贴标准的分布式光伏发电项目建设。

第三章 项目备案

第十条 省级及以下能源主管部门依据国务院投资项目管理规定和国务院能源主管部门下达的本地区分布式光伏发电的年度指导规模指标，对分布式光伏发电项目实行备案管理。具体备案办法由省级人民政府制定。

第十一条 项目备案工作应根据分布式光伏发电项目特点尽可能简化程序，免除发电业务许可、规划选址、土地预审、水土保持、环境影响评价、节能评估及社会风险评估等支持性文件。

第十二条 对个人利用自有住宅及在住宅区域内建设的分布式光伏发电项目，由当地电网企业直接登记并集中向当地能源主管部门备案。不需要国家资金补贴的项目由省级能源主管部门自行管理。

第十三条 各级管理部门和项目单位不得自行变更项目备案文件的主要事项，包括投资主体、建设地点、项目规模、运营模式等。确需变更时，由备案部门按程序办理。

第十四条 在年度指导规模指标范围内的分布式光伏发电项目，自备案之日起两年内未建成投产的，在年度指导规模中取消，并同时取消享受国家资金补贴的资格。

第十五条 鼓励地市级或县级政府结合当地实际，建立与电网接入申请、并网调试和验收、电费结算和补贴发放等相结合的分布式光伏发电项目备案、竣工验收等一站式服务体系，简化办理流程，提高管理效率。

第四章 建设条件

第十六条 分布式光伏发电项目所依托的建筑物及设施应具有合法性，项目单位与项目所依托的建筑物、场地及设施所有人非同一主体时，项目单位应与所有人签订建筑物、场地及设施的使用或租用协议，视经营方式与电力用户签订合同能源服务协议。

第十七条 分布式光伏发电项目的设计和安装应符合有关管理规定、设备标准、建筑工程规范和安全规范等要求。承担项目设计、咨询、安装和监理的单位，应具有国家规定的相应资质。

第十八条 分布式光伏发电项目采用的光伏电池组件、逆变器等设备应通过符合国家规定的认证认可机构的检测认证，符合相关接入电网的技术要求。

第五章 电网接入和运行

第十九条 电网企业收到项目单位并网接入申请后，应在20个工作日内出具并网接入意见，对于集中多点接入的分布式光伏发电项目可延长到30个工作日。

第二十条 以35千伏及以下电压等级接入电网的分布式光伏发电项目，由地市级或县级电网企业按照简化程序办理相关并网手续，并提供并网咨询、电能表安装、并网调试及验收等服务。

第二十一条 以35千伏以上电压等级接入电网且所发电力在并网点范围内使用的分布式光伏发电项目，电网企业应根据其接入方式、电量使用范围，本着简便和及时高效的原则做好并网管理，提供相关服务。

第二十二条 接入公共电网的分布式光伏发电项目，接入系统工程以及因接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。接入用户侧的分布式光伏发电项目，用户侧的配套工程由项目单位投资建设。因项目接入电网引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。

第二十三条 电网企业应采用先进运行控制技术，提高配电网智能化水平，为接纳分布式光伏发电创造条件。在分布式光伏发电安装规模较大、占电网负荷比重较高的供电区，电网企业应根据发展需要建设分布式光伏发电并网运行监测、功率预测和优化运行相结合的综合技术体系，实现分布式光伏发电高效利用和系统安全运行。

第六章 计量与结算

第二十四条 分布式光伏发电项目本体工程建成后，向电网企业提出并网调试和验收申请。电网企业指导和配合项目单位开展并网运行调试和验收。电网企业应根据国家有关标准制定分布式光伏发电电网接入和并网运行验收办法。

第二十五条 电网企业负责对分布式光伏发电项目的全部发电量、上网电量分别计量，免费提供并安装电能计量表，不向项目单位收取系统备用容量费。电网企业在有关并网接入和运行等所有环节提供的服务均不向项目单位收取费用。

第二十六条 享受电量补贴政策的分布式光伏发电项目，由电网企业负责向项目单位按月转付国家补贴资金，按月结算余电上网电量电费。

第二十七条 在经济开发区等相对独立的供电区统一组织建设的分布式光伏发电项目，余电上网部分可向该供电区内其他电力用户直接售电。

第七章 产业信息监测

第二十八条 组织地市级或县级能源主管部门按月汇总项目备案信息。省级能源主管部门按季分类汇总备案信息后报送国务院能源主管部门。

第二十九条 各省级能源主管部门负责本地区分布式光伏发电项目建设和运行信息统计，并分别于每年7月、次年1月向国务院能源主管部门报送上半年和上一年度的统计信息，同时抄送国家能源局及其派出监管机构、国家可再生能源信息中心。

第三十条 电网企业负责建设本级电网覆盖范围内分布式光伏发电的运行监测体系，配合本级能源主管部门向所在地的能源管理部门按季报送项目建设运行信息，包括项目建设、发电量、上网电量、电费和补贴发放与结算等信息。

第三十一条 国务院能源主管部门委托国家可再生能源信息中心开展分布式光伏发电行业信息管理，组织研究制定工程设计、安装、验收等环节的标准规范，统计全国分布式光伏发电项目建设运行信息，分析评价行业发展现状和趋势，及时提出相关政策建议。经国务院能源主管部门批准，适时发布相关产业信息。

第八章 违规责任

第三十二条 电网企业未按照规定收购分布式光伏发电项目余电上网电量，造成项目单位损失的，应当按照《中华人民共和国可再生能源法》的规定承担经济赔偿责任。

第九章 附 则

第三十三条 本办法由国家能源局负责解释，自发布之日起施行。

根据正邦 科技 答复，该项目前期主要由国家电投投资建设，正邦 科技 将通过租赁屋顶收取租金，不涉及资金流出，目的是加速现金回流，盘活资产。然而以目前公开的招投标案例来看，即便正邦 科技 将全部屋顶及土地用来光伏发电，其年租金收入可能也不足3亿元，与公司负债规模相比可谓杯水车薪。

目前，牧原股份、新希望、天邦食品等头部上市养猪企业均涉足光伏项目，试图取得经济效益和 社会 效益。不过从经济效益角度看，有业内人士认为猪场光伏收入相对养殖效益来说不成比例，更多是概念炒作。

正邦 科技 “只收租不出钱”

正邦 科技 近期披露与国家电力投资集团有限公司浙江分公司（简称“国家电投”）签署合作协议。国家电投将对正邦 科技 的土地、能源进行统一规划，加快布局光伏、风电、综合智慧能源等产业，力争在三年内，建设生态光伏、风电、分布式及集中式综合智慧能源约1000万千瓦，预计投资总额达到400亿元左右。

双方将推进实施分布式太阳能光伏发电，推动农光互补、建筑光伏一体化等模式。国家电投为正邦 科技 提供清洁能源电力，采取“自发自用、余电上网”模式。正邦 科技 则支持国家电投在农业、光伏、风电、综合智慧能源等新技术产业投资与布局，优先筛选生态能源用地、养殖场等屋顶资源，与国家电投签署屋顶租赁协议。

2021年亏损188.19亿元的正邦 科技 ，业绩压力与资金压力可见一斑。截至2021年末，正邦 科技 资产负债率为92.6%，货币资金余额共计51.33亿元，同比减少60.65%，其中受限制的货币资金32.98 亿元，同比增加147.61%。2022年6月8日，正邦 科技 披露公司及子公司因流动资金紧张出现部分商票逾期未兑付的情形，逾期未兑付余额合计5.42亿元。

多家养猪企业涉足光伏发电

正邦 科技 并不是唯一想要借助光伏项目收获经济效益与 社会 效益的养猪企业。

2022年5月30日，“猪老大”牧原股份回应投资者称，公司在猪舍和屠宰厂屋顶建设分布式光伏发电项目，“优化能源使用结构，提升绿色发展水平”。目前，子公司内乡牧原肉食光伏项目已投入运行。

根据牧原股份2021年企业 社会 责任报告，内乡牧原肉食光伏项目年发电量约591万kW·h，相当于每年减少1970吨标煤燃烧。公司2022年分布式光伏发电设施计划装机量50MW，项目建成后年发电量可达5000万kW·h，每年可节省1.67万吨标煤，减排温室气体2.91万吨二氧化碳当量。

新希望也是业内较早布局光伏发电的养猪企业。2021年企业 社会 责任报告显示，新希望沂水分公司引进了太阳能项目，运行一年节省标准煤480吨；北京千喜鹤、辽宁千喜鹤、河北千喜鹤分别增设太阳能光伏发电设施，年发电量总计379万kW·h。

除牧原、新希望外，天邦食品今年4月与国家能源集团江苏电力有限公司签署战略合作协议。天邦食品创始人张邦辉现场表示，光伏发电可以充分利用公司猪场屋面等资源，同时降低用电成本，尤其是公司阜阳临泉工厂系亚洲单体最大的一体化屠宰加工基地，能耗巨大。

温氏股份也在5月31日答复投资者称，公司在推进屋顶光伏发电、农光互补等光伏发电项目，已于前期进行试点，处于 探索 阶段，现已成立光伏项目工作小组，“目前未参股绿色电力行业”。另一上市养猪企业唐人神6月20日在互动平台表示，子公司龙华农牧部分猪场已在屋顶安装光伏发电设备，并已运行。目前公司正与能源单位初步洽谈，盘活屋顶闲置资源。

据艾格产业投资合伙人刘晓东了解，大型猪场建设光伏项目在过去并不多见，仅有少量试点。从企业角度看，猪场虽有能源消耗，但用电费用占比较小，不是成本大项，而生猪养殖本身是重资产投资，自行建设光伏项目无疑增加了资产投资，没有明显效益，所以养猪企业一般不会主动去做，需要有一定经济刺激，比如出租闲置屋顶收租金，与电力企业共享发电收益等。

出租收益与养猪效益“不成比例”

排除节电、碳减排等效益不谈，出租屋顶用于光伏发电能给养猪企业带来多少收益？

中国政府采购网公布的屋顶分布式光伏项目中标公告显示，某项目屋顶租金中标价格为2.8元/平方米/年，另一项目20年土地租金为500元/亩/年。另据国家能源网今年2月消息，国家电投集团浙江新能源有限公司中标的江西省龙南市屋顶分布式光伏开发试点建设项目，租金报价为4元/平方米/年。

与多数养猪企业只是利用屋顶资源“收租”不同，饲料企业通威股份2015年通过并购永祥股份、通威新能源踏入光伏产业，并将水下养殖与光伏发电相结合推出“渔光一体”项目。截至2021年底建成“渔光一体”光伏电站48座，全年结算电量30.9亿度。不过通威股份早在2020年财报中就曾提醒，光伏发电已全面进入平价时代，公司将围绕成本目标，逐步实现“渔光一体”规模化布局。

“我不认为猪场建光伏是标配。”刘晓东称，相对于经济效益来说，光伏电板是一种运营型发电设施，养猪排泄物的挥发可能会对光伏板产生一定腐蚀作用，增加光伏企业的运营成本。而清洁光伏板产生的废水、废液可能会对猪场环境和运营造成一定影响，“一年能发多少电？租金能有多少？猪场建光伏的收入相对养殖效益来说是不成比例的，我认为更多是噱头和概念炒作。”

编辑 祝凤岚

校对 柳宝庆

一、人工干洗光伏板

操作人员采用长柄绒拖布配合专用洗尘剂进行清洗。

主要原理：利用静电吸附原理，具有吸附灰尘和沙粒的作用，增强尘推吸尘去污能力，能有效地避免在清扫时的灰尘沙粒飞扬。

人工干洗光伏板的缺点：不同操作工的力量不同，对组件造成的压力不同，会使得组件变形过大，造成电池片隐裂，另外一个缺点是，干洗组件效果不佳，常常因拖把沾有过多灰尘，在组件表面上留有部分痕迹，造成大面积阴影遮挡。

二、人工水洗光伏板

人工水洗的操作方式是，使用有蓄水功能的交通工具如装有水箱的拖拉机或城市洒水车，配合不超过0.4MPa的压力喷头来清洗组件，水洗成本价格约为0.2元/m2，与人工干洗价格差不多，但需要两人同时操作，一人开车，一人喷水清洗洗组件。

人工水洗光伏板的缺点：水压对光伏组件压力过大时会造成电池片的隐裂，而过程中无法控制操作人员的喷头水压变化。另一个缺点是水洗后组件自行晾干，组件表面会形成水渍，相对于组件来说就是微型阴影遮挡。