光伏电站整个存在期间的风险和应对措施有哪些？
一般而言，电站收益来自企业电费、上网电费和度电补贴收入，但风险则贯穿于整个电站项目建设及运营期间，所以在项目实施前必须做好项目投资评估工作。
一、直接影响电站收益的因素
电站收益=企业电费+上网电费+度电补贴收入
其中，企业电费=发电量×自发自用比例×企业电价
上网电费=发电量×余电上网比例×上网电价
度电补贴收入=发电量×度电补贴
由上述公式，电站发电量及电价水平（度电补贴为全国统一，企业电价及上网电价则因地域不同而差别，此处均称电价水平）和自发自用比例是影响电站收益最重要的三个因素。
1、电站发电量
电站发电量与太阳辐照量、光伏组件转换效率以及光伏组件年发电衰减率相关。辐照量是评判某个地区是否适合投资光伏电站的重要自然因素，我国一类资源区太阳能资源丰富，同等条件下电站发电量远高于三类资源区。另外，组件的转换效率也是影响电站发电量的重要因素，单晶硅组件转换效率高于多晶硅组件转换效率，但单晶硅组件成本较高，目前分布式光伏发电市场仍以多晶硅组件为主。
一般而言，在电价水平及电站自发自用比例相同的情况下，单位发电量越高，电站收益越大。
2、电价水平
目前大多省市的一般工业及大工业用电执行峰平谷电价以及峰平谷发电时段比例，而上网电价则按当地燃煤机组标杆上网电价计算。在单位发电量及电站自发自用比例相同的情况下，电价越高，电站收益越大。
3、自发自用比例
自发自用比例与企业年用电量、年发电量、每天工作时间、年假期天数、休息时厂房设备是否负荷等因素相关，自发自用比例越高（即企业使用光伏电力的用电量越高），电站收益越高。
一般而言，发电量水平及电价水平是确定项目开发区域的重要因素，而当地政府的支持力度及经济发展水平也是很重要的参考指标。在确定了项目开发区域后，关于某个单体项目是否值得投资，则着重需评估该项目预计的自发自用比例并基于发电情况和电价情况计算该项目的内部收益率。
二、风险控制流程
在评估某个单体项目时，对其每一个阶段和过程都需要进行严格的控制，特别是签订合同能源管理节能服务协议之前的项目前期评估，主要是从技术、财务及法律角度评估项目的可行性。同时项目实施及运营阶段的控制也很重要，它直接关系整个项目的实际盈利能力。归纳而言，单体项目需进行以下阶段的评估和控制：
（一）前期评估
1、初步开发：针对单体项目需根据企业的行业条件、屋顶条件、企业用电情况、企业经营状况、信用度、房屋及土地产权等情况来初步评估该项目是否具有继续开发的必要。
2、技术评估：从屋顶结构及承载、电气结构及负荷等技术方面判断项目的可实施性，同时评估计算该单体项目的装机容量、单位发电量及自发自用比例等基础数据，从而形成初步技术方案，并为财务评估提供依据。
3、财务评估：通过对项目进行初步投资效益分析，考察项目的盈利、清偿能力等财务状况，判断该项目是否具有投资价值。一般要求项目内部收益率不低于9%。财务评估的主要经济指标如下：
（1）装机容量：电站装机容量首先是由屋顶可用面积和变压器容量决定的，但因电站自发自用比例越大收益越高，因此企业用电情况对装机容量的多少也有限制。在保证基本收益的情况下，电站装机容量应结合屋顶可用面积、变压器容量和企业用电情况来综合确定。一般需技术部门进行初步设计和组件排布，同时充分考虑建筑物阴影遮挡等问题，综合评估项目预计安装容量。
（2）首年发电量：电站每年的发电量是以一定比例逐年衰减的，必须测量出首年发电量才能计算每年的发电情况。影响发电量的因素除了太阳辐照量和组件转换效率以外，屋顶类型、电站朝向、电站关闭时间等也会对电站发电量产生影响。光伏电站是将光能转化为电能，电站接收的光照越多，则发电效率越高，因此电站朝向、倾角等设计的科学性非常重要。就屋顶类型而言，水泥屋面电站可按最佳角度安装，其发电量稍高于彩钢瓦屋面电站。
（3）自发自用比例：其重要性上文已叙述。
（4）用电电价及电价折扣：用电类型不同其电价也不同。大工业用电，其屋顶条件好，但有时段电价，因此平均电价较低；而一般工业用电、商业用电屋顶面积小，但无时段电价，因此电价相对较高。
（5）单位建设成本：除电站主要设备和工程费用外，不同企业的个体需求也会增加电站的建设成本，并最终影响收益率。尤其是分布式屋顶电站，受限于建筑物屋顶情况，对建筑物的结构、承重等具有一定要求，部分不达标的屋顶需通过刷漆、换瓦等方式进行改进，但同时也会相应增加电站建设成本。因此每个单体项目，需技术部门和商务部门等综合评定该项目的单位建设成本。
4、合同谈判及审查
（1）合同能源管理节能服务协议，即EMC合同
EMC合同是光伏电站投资建设最重要的一份合同，是电站投资建设的合法性依据，其合同双方是投资者和用电人。签订EMC合同的目的是为投资者建设光伏电站并售电给企业使用，围绕这一目的延伸出合同双方的权利义务及风险分配。合同谈判即就双方的权利义务及风险承担进行协商洽谈。合同谈判中企业的几个重要关注点分别是，合同期间、电价折扣、屋顶维修责任、电能质量问题、电站搬迁事项及其他违约责任，如企业破产等企业无法继续履行合同的情况，等。审查合同亦主要是对其合法性和合理性进行分析判断并进行调整，尤其是上述几个关注点。
5、项目评审
上述评估和判断是各部门独立进行的，在EMC合同签订前需进行一次系统的项目评审会，要求合同主办部门、技术部门、财务部门及项目管理部门等相关部门均参与评审。
合同评审会的目的即在于了解该单体项目在技术、工程施工及后期运营上的可行性、该项目的投资回报、法律风险控制的合法合理性等。同时，与其他关联部门进行对接，对该EMC合同的权利义务进行评述，有特殊要求的需进行协调，以便更明确的履行合同义务、实现合同权利，这也是合同评审会的一个重要目的。例如，因光伏电站项目是交由第三方进行施工的，在EMC合同中可能对于施工有特殊的要求，若EPC合同主办部门对该特殊要求不知情，在EPC合同中未对对该要求进行处理，则会存在因投资方违反EMC合同而被相对方追究责任的风险。
（二）项目实施及建设
光伏电站项目主要通过招投标确定组件供应商及EPC方（即项目施工方），其中组件采购费用和工程建设费用约各占电站总投资的一半，因此组件采购合同和工程建设合同的履行状况十分重要。
（1）组件采购合同：组件交付义务一般在项目开工后，组件质量问题是最值得关注的履行事项。首先，组件质量标准及责任承担需明确；其次，产品监造、出厂试验、验货及验收测试等都要严格按标准及规定执行。
（2）建设工程合同，即EPC合同：建设工程合同的基本权利义务请参照合同法的相关规定，此处不予赘述。在光伏电站项目施工过程中常会出现的问题是，施工方不按规定操作、随意踩踏组件。为减少不必要的诉累，在施工过程中应加强监管，并在合同中约定EPC方的严格责任。
在光伏电站竣工前，组件损坏的原因可能是多方的，但该责任具体如何承担则较难处理，如果事后通过谈判和诉讼解决，会严重延误工期导致损失。因此，关于组件质量问题的风险承担，投资方可与EPC方和组件供应商共同协商确定一个时间节点作为风险转移时间点。一般买卖合同标的物损毁等风险在交付时转移，质量问题除外。在此可约定（仅供讨论），在组件交付前所有风险由组件供应商承担，交付后由EPC方承担，在发生风险事项后EPC方无论原因必须先行赔付或以其他损失最小化方式承担责任，如事后经鉴定全部或部分属于组件供应商原因导致的，EPC方可再向供应商追偿。
（三）项目运营维护
项目的运营维护工作是否做好，直接影响电站的使用寿命和收益情况。评估运营维护工作，主要需防止第三人破坏发电设备，同时出现故障后要及时修复。
光伏电站是安装在用电人屋顶上的，在用电人控制范围内，通常电站设备被破坏或故障，用电人能比投资人更快发现并及时反馈给投资人。所以在运营维护过程中需要注意与用电人稳定友好的合作关系也是电站长期稳定运营的重要保障。
三、常见投资风险
在上文我们已经对整个项目的进行了详细的分析和评估，包括技术评估、财务评估及法律评审等，但这些都是在理想状态下对电站的常态事项进行的评估。光伏电站的运营期限长达20多年，在此期间有许多可控与不可控的风险，需要投资者进行全面评估，并找出风险应对措施，最大限度降低电站投资风险。以下将对电站投资的最重要几个风险点进行分析。
（一）风险因素
1、房屋产权人与用电人不同
在实操中，经常会出现用电人与产权人不一致的情况，EMC合同不能对抗产权人的所有权，因此必须经产权人同意投资人合法使用厂房屋顶并出具建设场地权属证明，从而排除投资人侵犯第三人权益的风险。具体分析请参见本人另一论题《分布式光伏发电项目中用电人与产权人不一致的情形与处理方法》。
2、设备质量问题
光伏组件是光伏发电站最重要的设备，一般是独自招投标。而组件较易发生隐裂、闪电纹等问题，但可能造成上述问题的原因很多，因此设备尤其是组件的质量问题非常值得关注。组件质量问题的风险主要在交付后。对投资者而言，虽风险不转移，但交付后发现质量问题仍会对投资者产生不利影响，因此，在组件采购合同中要严格规定保质期、质量问题的范围以及发生质量问题后的救济方式，以便于事后维护自身权益。
3、工程质量问题
在光伏电站建设施工过程中，极易因操作不当导致设备损坏等问题，如卸货、安装、保管等过程都可能因操作不当导致组件损坏，除需加强监管外，在EPC合同中也要严格规定施工方的责任。
有一种较为常见但重要的情况，组件损坏可能由质量问题和操作不当共同引致，在这种情况下，难以区分双方各自责任大小，不利于投资者权益保护，那么事先约定双方的权责就十分必要了（详见上文建设工程合同第二段）。（组件损坏可能由质量问题和操作不当共同引致，属于侵权责任法规定的共同侵权行为，虽然可以通过法律途径救济，但本文主要讨论电站投资评估事项，旨在通过项目评估在项目实施前最大限度降低各种风险和成本，因此此处不予赘述。）
4、电站建设期延长
在光伏电站投资建设中，电站建设期的长短关系投资到资本化问题和投资回收期问题，电站建设期越短，就能越早获得电站收益和资本回报。但实际施工建设中，经常会出现工期过长的问题。究其原因，一是项目施工计划和施工进度没有控制好，出现设备供应与施工建设脱节的严重问题；二是个别项目就维修屋顶未能与屋顶权属人达成一致，极大影响项目正常施工进度。因此，在项目开工前，首先需做好项目技术勘察，就维修事项提前与屋顶权属人达成一致意见，其次必须制定详细的施工计划并严格按照计划实施。
5、企业拖欠电费
分布式光伏发电项目收取电费首先需确定电表计量装置起始时间和起始读数，但因计取电费直接关系EMC合同双方利益，在实操中，投资者较难就计取电费的起始时间和起始读数与用电人达成一致。因光伏电站需并网，有供电部门介入，此时可借助其公信力，在EMC合同中约定以供电部门计量的起始时间和起始读数为参照。
另外，在电站进入稳定运营期间后，用电人也可能因经营状况恶化或与投资者产生冲突等原因而拒交或拖欠电费。因此，在项目实施前必须充分了解该用电人的财务状况和信用度，综合评估其拖欠电费的可能性，同时在EMC合同中也要明确约定拖欠电费的违约责任。
6、电站设施被破坏
电站设施被破坏的原因很多（此处主要讨论在项目运营阶段的电站设施被破坏，至于项目建设阶段的破坏在前文设备质量问题和工程质量问题处已进行讨论），如不可抗力、意外事故、人为破坏等，其损失可大可小，小则需维修发电设备，大则电站损毁。一般遭受上述不可抗力、意外事故等非人力控制因素破坏的，电站所依附的屋顶也会遭受致命损害，通常这种情况的发生并非用电人过错，且用电人自身也遭受极大损失，此时要求用电人承担责任也不实际，因此购买电站财产保险十分重要。而在人为破坏的情况下，则可根据过错责任要求破坏者承担相应责任，而用电人也需尽到通知和减少损失的义务。
7、用电低于预期
自发自用比例低也即用电低于预期。投资者在项目实施前需了解用电人的行业发展前景及用电人自身经营状况，如能在EMC合同中约定最低用电量则能有效避免这一风险给投资者带来损失。但通常情况下，在EMC合同中投资者仍是处于劣势低位，用电人一般不会接受最低用电量。所以投资者必须在项目实施前精确评估单体项目的自发自用比例，将该风险控制在可控范围内。
8、发电低于预期
新建筑物遮挡阳光、系统转换效率降低、组件损坏以及太阳辐照降低等均会导致电站发电量低于预期值。首先，购买发电量保险；其次，对于系统效率可在组件采购合同中作出约定，由供应商对系统效率作出保证；第三需要到工业园区等机构了解园区发展规划，预判合同期内项目场地周边的开发情况，并由技术部门判断其对电站发电情况的影响程度，从而更精确地计算每年发电量和电站收益。
9、建筑物产权变更
屋顶业主破产、建筑物转让以及国家征收征用等都可能导致建筑物产权发生变更。首先投资者需了解用电人经营状况，评估其合同期内破产、转让建筑物等的风险，并通过当地政府等途径了解合同期内有无征地规划等情况；其次，要求用电人在建筑物产权变更情况下要先与新产权人达成协议，由新产权人替代用电人继续履行合同，即债权债务的概括转移。
10、建筑物搬迁
用电人生产发展等需要以及国家征收征用等均可能出现建筑物搬迁的需要，因此投资者需了解用电单位的发展规划，评估合同期内其搬迁的可能性，并在EMC合同中约定发生建筑物搬迁事宜的，光伏电站随建筑物搬迁或由用电人提供同等条件的新建筑屋顶给投资者。
（二）解决措施
从对上述风险因素的诱因及其解决方法的分析来看，防控上述风险主要有三个步骤。一是全面综合了解各风险的成因，将其量化为风险成本，并反映在财务评估模型中，综合各方面因素评估单体项目的投资收益情况。二是在相应的合同中约定出现各风险后的救济方式。三是在项目实施过程中积极预防上述风险的出现。其中前两个步骤在项目实施前必须完成，如此可将上述风险控制在投资者可接受的范围内，并提高投资者的投资信心。
四、结语
近年来，分布式光伏发电站投资越来越得到国家和当地政府的支持，加上江苏、山东、浙江等光伏大省良好的示范效应，越来越多资金进入分布式光伏发电投资市场，譬如恒大强势进军光伏行业，也再次印证光伏发电行业的巨大潜力。但光伏发电行业在国内仍属于新兴行业，各方都处于探索阶段，未来还充满许多不确定因素。为了实现电站利益最大化，电站的投资评估必须严而待之。
太阳能光伏发电还存在一些有待攻克的"弱点"。它的主要缺点为转化率低、占面积大等几个方面。但这些问题随着技术的进步正持续得到改善。我们大家都知道，太阳光电池主要功能在将光能转换成电能，这个现象称之为光伏效应。但是这就使得我们在选取太阳能电池板原材料的时候，产生了众多不便的因素。要求我们必须考虑到材料的光导效应及如何产生内部电场。不仅要吸光效果，还需要看它的光导效果。
1. 由于受天气、环境温度、光伏板安装位置等因素影响，光伏电站的输出功率会有所变化，最大变化率甚至超过额定量的10%，因此产生了发电量的不稳定问题，会对馈入电网的谐波产生影响。
2. 光伏电站的并网需要应用到逆变器，这一产品的控制技术与光伏发电馈入电网的品质也密切相关。目前，为最大利用逆变器容量和最大发电量，厂家会将并网逆变器的功率因数设定在0.99。但随着光伏电站装机容量的增加，由于光伏发电的功率波动性，逆变器的高功率因数运行对电网的稳定性造成威胁，有功不变时，无功几乎不能调节，需要额外的无功来维持电压。另外，逆变器输出轻载时，谐波会明显变大，在10%额定出力以下时，电流的总谐波畸变率甚至会达到20%以上。
3. 光伏发电功率随日照强度变化对电网负荷特性产生影响，它的接入改变了电网潮流方向，将对现有电网的规划、调度运行方式产生影响。而且光伏发电单位不具有调度自动化功能，加大了电网控制与调度运行的难度。若大量光伏发电系统接入电网终端，将加剧电压波动，可能引起电压/无功调节装置的频繁动作；而若高比例光伏发电系统引入，将使得配电网从传统的单电源辐射状网络变成双端甚至多端网络，从而改变故障电流的大小、持续时间等，影响到系统的保护。
因此，假如需要对光伏并网发电进行电能质量在线监测，必须具备以下的条件：
1、 电能质量全部参数的实时监测。
2、 能分析谐波、间谐波、高次谐波等功能。
3、 发生电能质量事件时，能够实时告警。
4、 电能质量问题数据分析功能。
目前国内能满足光伏发电并网电能质量技术标准的电能质量在线监测装置，再加上功能强大的后台软件，构成光伏发电并网的电能质量监测系统。在国内，目前严格符合标准的光伏发电并网电能质量系统有致远电子的电能质量监测系统。
一、项目选址方面存在的风险
1、土地面积不实、地形地貌不准确
在考察一宗地况时，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。
对于同一块土地，不同政府部门可能会有不同的规划，会造成项目考察用地性质不一致。必须保证所有的部门均为未利用地方可进行下一步进度，这要求对所有管辖土地的部门一一进行详细了解。
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。是否还有其他更好租赁方法，值得探讨。
4、土地投资费用
受土地、光伏资源的限制，地面光伏发电站往往规划在滩涂、丘陵、戈壁、沙漠等地貌类型的场地。在这些场地修建的地面光伏发电站，可能因为地下水位高、持力层埋深大、地形起伏大而产生高额的投资费用。在项目考察前期，要做好全面的费用预算。
5、关于土地租金和支付方式风险
在与当地政府洽谈项目过程中，政府主要考虑的是地价多少、税收多少、给当地带来多少就业等问题，为了争取到更多的利润，给的地价指导价为每亩每年200-300元，山地和平地怎么区分，山地最多给多少?平地最多给多少?到目前为止还没有一个指导价，目前行业用的投资模型测算，测算出的误差有多少还有待考证。
光伏项目享受三年三减半税收政策加上17%增值税抵扣，当地政府前五年是享受不了税收，政府就要求我们提前预交一部分税收，达到一定条件后再进行返还，这样存在资金占有、返还等风险。土地租赁费用以每年交纳的方式，还是以三年或五年一交纳的方式，还是一次性交清，哪种方式对于企业的资金流更安全，值得商榷。对于企业来说，这些都是项目开发存在的风险。
二、电网接入问题
太阳能光伏发电作为一种清洁的新能源，要使它进入企业或家庭，最终还是要通过国家电网输送。地面光伏发电站往往规划在滩涂、丘陵、戈壁、沙漠等地貌类型的场地，这使得变电站远近、容量、备用间隔、是否能扩容间隔，是否能T接等信息至关重要。
三、环保要求程度高
根据我国光伏资源的分布特点，光伏资源丰富的区域往往是生态脆弱的地区，因此光伏电站的建设必须重视对生态的保护。如果不顾场区地形条件和原有生态环境，盲目套用传统的土建施工方式会引发植被破坏、水土流失、施工扬尘、废浆废水等种种问题。尤其在生态环境脆弱的西部地区，一些光伏电站的建设已造成恶劣的后果：部分地区草场退化、土地沙漠半沙漠化、生物多样性锐减、区域水土流失、次生地质灾害频发等等，这完全违背了光伏产业"绿色环保"的宗旨。
另外光伏支架基础在光伏发电站服务期满后为最大宗的固体废弃物，没有有效的回收处理措施，这些固体废弃物的环境污染实质上是对我国现有土地资源的浪费和侵占，降低和限制了土地资源的再利用。如果因为光伏项目的建设而破坏生态环境，则是与发展绿色能源，实现可持续发展的美好愿望相悖了。
1、 定位问题
通过每日的发电量情况以及监控软件对系统进行检查，确定是逆变器没有工作，还是组串烧毁、漏接，亦或是组串都正常发电？
各组串工作电压是否相近，是否都有电流，是否存在电流偏低的组串？
2、 周边环境
现场考察光伏电站的建筑物女儿墙高度、楼面遮挡物（避雷针、排气排尘通道等）、周围遮挡物（高大建筑、树木等），早晚是否会形成遮挡？
周边是否有腐蚀性的工厂，例如炼铁厂，化工厂等，组件上灰尘、粉层是否严重？
组件的下边沿是否有水渍灰尘遮挡
组件是否通风，安装在不通风大大棚上的组件发电量偏低10%以上！
逆变器是否安装在太阳直射下，温度过高会导致逆变器降额运行。
逆变器散热系统（风扇）是否正常工作？
3、 系统&电网问题
每路MPPT的各组串的组件型号、功率、块数是否一致？
同一组串的组件朝向是否一致？
组串的组件块数是否偏少，组串工作电压是否偏低？（建议单相机大于420V，三相机大于630V）
组件超配是否过多，光照好的时候，逆变器是否有功率削峰运行？
接入电网是否稳定，是否有间歇性的电网电压过高而导逆变器停机？
尽可能保持组件清洁的情况下测试
提前把温度传感器贴到背板以节省时间
如果测量值和预估值偏差比较大，多测几次
出发测试前检查再检查，多带一个备用电池。
仪器和待测组件的连接一定要紧密，不要留空隙
从现场回来后把仪器放置在室温环境下，注意防水防潮防高温。
辐照度传感器保持和待测组件相同角度并注意遮挡问题
确保仪器干净整洁，特别是接口，按钮，屏幕部分
利用用户对市场和政策的信息不对称，存在夸大、欺骗、偷换概念等现象，且比较普遍，对用户以及金融市场决策造成不利影响。
二、电站质量存在普遍质量隐患。
1、某些品牌代理商良莠不齐，为追逐短期利益，存在造价高、使用劣质产品的现象。降级组件、返修组件、拆卸组件、实验组件的去向，大多去了户用系统。逆变器等也存在较多问题。
2、前期勘察不严谨，专业性差，经验主义严重，存在安全隐患。
3、安装过程中，也存在暴力施工、无图或不按图施工的现象，存在较大隐患(防雷、接地、电气等方面)。
三、电站运营维护缺失
代理商存续时间短，电站建成后，维护工作几乎为零，故障维护响应时间较长，更别提25年运营期限，项目投资收益堪忧。
一是补贴缺口持续扩大。截至2017年底，累计可再生能源发电补贴缺口总计达到1127亿元，其中光伏补贴缺口455亿元(占比约40%)，且呈逐年扩大趋势，目前已超过1200亿元，直接影响光伏行业健康有序发展。
二是消纳问题不容忽视。随着光伏发电的迅猛增张，一些地方也出现了较为严重的弃光限电问题。2015年全国弃光率12%，2016年弃光率11%，2017年通过多方努力，弃光率下降至6%，但个别地方仍然十分严重，甘肃、新疆弃光率分别达到20%和22%。今年一季度，弃光电量16.24亿千瓦时，弃光率4%，同比下降5.3个百分点，虽有好转，但仍不稳固。
三是产能过大存在隐患。在国内光伏发电市场高速增长的刺激下，光伏制造企业纷纷扩大产能，光伏制造产能过剩问题、产品和电站建设质量问题也有显现。
开篇我们先分享一则旧闻，3月1日中午，江苏气象台发布了大风黄色预警信号。3月1日下午4点左右江苏省内多个城市相继出现8级左右大风，有网友曝出正在施工塔吊被吹倒，大厦玻璃掉下，某地光伏电站损坏严重等。
这里我们就来说说，农村的光伏电站遭暴风袭击后变成废墟，问题出在哪里？光伏电站该如何预防暴风的袭击？
关于暴风、雨雪以及其他不可抗力的自然因素对光伏电站造成影响已经不是什么新闻了，各地时有发生，比如去年的持续的雨水天气造成河面上升，直接把光伏周边电站淹没；比如光伏电站建于荒山之上，出现山体滑坡，部分电站被毁；比如某地持续暴雪天气，组件表面积雪来不及清理，造成大面积的热斑效应，严重影响发电等。
当这些事情发生的时候，很多光伏发电业主或者投资公司可能存在一丝庆幸：还好没有发生在我们自己的电站！的确是这样，一旦这样的事故发生在业主自己身上损失就是惨重的，因为光伏电站的投资成本高是一个不争的事实。
俗话说的好“居安思危,思则有备,有备无患,敢以此规。” 对于光伏发电的业主或者即将成为业主的朋友来说，心存庆幸不如常怀“忧患”意识更靠谱点，因为不可抗力的自然因素对于光伏电站造成的损坏已经不是个例，每年都会出现。当你看到一片片“金子价”的光伏组件散落一地，支架东倒西歪，逆变器被烧毁，本打算6、7年回本赚钱的项目，毁于一旦，我想很多人都会心里不禁一颤。
接下来对于已经是光伏电站的业主的朋友们来说，这几件事要立刻做，因为谁也不敢打包票下次这样的偶然事情不会发生在自己身上。
首先对光伏电站进行全面检查，看组件的螺丝紧固件、扣件是否存在松弛或者损坏现象，如果有就需要尽快加固或者更换。对于迎风面的组件阵列做好额外的紧固。可以采取用两股2平方毫米的铁丝进行捆绑固定。
其次，对于光伏支架进行加固。从图示中我们可以清楚的看到支架被扭动弯曲严重，桩基被连根拔起，支架和组件散落一地。所以说对支架进行桩基加固，加装防风拉杆，以防支架随风扭动很重要，同时将串列两侧凿开过岩的地锚进行夯实处理。
对于那些即将成为光伏电站用户的朋友来说，要从光伏电站的安装位置、基础施工这两个方面来预防。
一、关于光伏电站的安装位置除了要考虑周围的建筑物或树木遮挡的问题外，更重要的要考虑到光伏电站的安装现场的基本条件。现场地形要尽可能的平坦，要选择地质结构及水文条件好的地段，尽可能的远离有断层、滑坡、泥石流及容易水淹的地段。
二、光伏电站的基础施工。这里学问就很多，有桩基法，混泥土块配重法、螺旋地桩法、直埋法等。这几种的方法要根据安装要求及地质土壤情况等来选择。其中混泥土块配重发、预埋件法常见于屋顶光伏发电系统建设中，这样可以有效的避免屋顶的防水层被破坏。而预埋法、螺旋地桩法、直接埋入法等都可以应用到任何光伏电站中，具有稳固、可靠性高的优点。
图中被损的光伏电站一个是地面电站，一个是屋顶电站。其中屋顶电站很显然采用的是混泥土块配重法，可惜的是这混泥土块承重太小，大风下直接连根拔起。
而地面电站从图中看，可能采取的是直埋法或者是螺旋地桩法，但是忽略对于组件整体的紧固以及支架整体缺乏防风拉杆。
“亡羊补牢，为时不晚”，既然光伏电站遭受暴风袭击变废墟的悲剧已经发生，我们不能更多关注它是谁家的电站，是谁施工的，因为在自然气候下，人类还是太渺小。眼下更多的是对已经有的光伏系统作好防范措施，把对付“最坏的预期”的方法应用在自己的光伏电站上，及早做好防范举措。同时对于即将要安装光伏系统的朋友，不管是地面还是屋顶，也要常有“忧患”意识，把这样的悲剧给施工单位来看，叮嘱他们及早作好预期。这里我们也希望施工单位多做些民心工程、良心工程，避免悲剧再次发生。
1、设备本身的缺陷影响效率，比如光伏组件、逆变器效率低，只能更换高效率的才能解决问题。2、组件的方位角和倾斜度不合适也会影响发电效率。3、天气和空气质量、当地日照时间原因影响发电效率。4、没有及时清洗组件表面尘土也会影响发电效率。
以上四种原因都可能导致光伏发电站的发电量达不到设计标准。你没有说明具体情况无法判断属于哪一种原因导致发电量达不到预期数值，另外计算理论发电量不能按装机容量计算，实际输出最高功率只能到达装机容量的75-85%，还要参考当地日照时长去计算。
