0 引言

據(jù)美國GTM Research研究機構(gòu)發(fā)布的數(shù)據(jù)顯示，2017年，全球光伏裝機總量約為400 GW，其中，新增裝機量達99 GW，比2016年增長約26%。我國2017年新增裝機量為53.06 GW，比2016年增長了53.62%，累計裝機容量達130.25 GW，新增和累計裝機容量均為全球第一；其中，地面電站為33.62 GW，分布式電站為19.44 GW，地面電站裝機容量占比近63.36%。由此可以看出，目前，地面電站仍然是我國光伏發(fā)電應(yīng)用最主要的載體，且受到社會和各地政府、企業(yè)越來越多的關(guān)注和認(rèn)可。國家“十三五”規(guī)劃中明確提出，我國將持續(xù)發(fā)展壯大光伏發(fā)電市場規(guī)模，初步規(guī)劃到2020年底，全國光伏發(fā)電總裝機容量要達到150 GW[1]，增幅近436%，遠(yuǎn)高于其他新能源兩位數(shù)的增長目標(biāo)，凸顯出光伏電站建設(shè)的重要性和迫切性。

本文以吉林省延邊朝鮮族自治洲(下文簡稱“延邊州”)某100 MW光伏扶貧電站為例，介紹和探討了山地光伏電站場區(qū)的設(shè)備選型設(shè)計和施工建設(shè)方案，可為今后類似工程建設(shè)提供借鑒和參考。

1 案例分析

1.1 項目概況

該光伏電站項目位于吉林省延邊州，占地約5000畝(1畝≈666.67 m2)，設(shè)計裝機容量為100 MW，并網(wǎng)電壓為35 kV，經(jīng)升壓站升變?yōu)?20 kV后，通過外送架空線路接入當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)。電站選址處于山林地帶，場區(qū)內(nèi)涵蓋了林地、丘陵、溝壑、沼澤、沙地、荒地、廢棄牧場等多種地貌，地質(zhì)環(huán)境復(fù)雜，發(fā)電單元分布不規(guī)整。電站局部實景圖如圖1所示。

延邊州位于我國東北吉林省東部中朝邊境，地處 41°59′47′′ N ～ 44°30′42′′ N、127°27′43′′ E ～131°18′33′′ E之間。項目所在地年均氣溫為3.9 ℃，極端最高溫度為37.5 ℃，極端最低溫度為-37.5 ℃；當(dāng)?shù)啬晏柨傒椛淞考s為5085 MJ/m2，年日照時數(shù)約為2700 h。根據(jù)QX/T 89-2008《太陽能資源評估辦法》，本項目場址所在地屬于太陽能資源很豐富的Ⅱ類資源區(qū)(5040～6300 MJ/m2)。

1.2 光伏場區(qū)主要設(shè)備選型設(shè)計

并網(wǎng)光伏電站主要由光伏組件方陣、匯流箱、逆變器、升變壓器、并網(wǎng)點配電柜等組成[2]。本項目中，光伏場區(qū)主要設(shè)備包括光伏組件，逆變器，箱式變壓器和交、直流電纜等。光伏電站系統(tǒng)配置簡圖如圖2所示。

圖2 光伏電站系統(tǒng)配置簡圖

1.2.1 光伏組件

目前我國并網(wǎng)光伏電站中使用的光伏組件主要包括單晶硅組件、多晶硅組件和薄膜組件3種類型。其中，單晶硅組件轉(zhuǎn)換效率高，但單塊組件成本偏高，多用于屋頂分布式電站這類安裝面積較小的電站系統(tǒng)；相對于晶硅組件而言，薄膜組件在弱光條件下具有更好的發(fā)電性能，并且薄膜組件成品造型靈活，可根據(jù)建筑實際需要進行調(diào)整，在建筑幕墻等系統(tǒng)中應(yīng)用廣泛；多晶硅組件轉(zhuǎn)換效率介于單晶硅組件和薄膜組件之間，技術(shù)成熟、性能穩(wěn)定，易于大規(guī)模運輸和安裝，相比于單晶硅組件和薄膜組件具有更高的性價比。因此，大型地面電站多選用多晶硅組件。

考慮到本項目光伏組件安裝數(shù)量龐大、場區(qū)地處偏遠(yuǎn)、安裝條件苛刻等因素，選型設(shè)計采用國內(nèi)優(yōu)質(zhì)多晶硅組件，組件功率為270 W。

在光伏發(fā)電系統(tǒng)中，光伏組件安裝方案直接決定了陣列所能接收到的太陽輻射量，進而影響整個電站的發(fā)電效率。在山地光伏電站中，衡量光伏組件安裝方案優(yōu)劣的因素應(yīng)從陣列安裝傾角選擇和場區(qū)土地利用率兩方面考慮。對于組件安裝傾角，業(yè)內(nèi)普遍認(rèn)為應(yīng)與項目所在地的緯度保持一致，但對于高緯度地區(qū)來說，過大的安裝傾角意味著更長的陰影遮擋距離和更多的支架鋼材消耗，這對于場地利用率和支架成本都造成了不利的影響。相反，如果單純考慮通過降低安裝傾角、縮短陰影遮擋距離來提高土地利用率，則會使陣列接收到的太陽輻射量大幅降低，嚴(yán)重影響陣列的發(fā)電效率。所以，優(yōu)秀的組件安裝方案必定是在陣列傾角與土地利用率之間找到恰當(dāng)?shù)钠胶?，既能保證組件接收到最佳輻射量，又能兼顧土地的合理利用率。

本項目組件安裝地緯度約43.5°，若采用常規(guī)的支架安裝方案，則陣列陰影遮擋對土地利用率的影響較大，這對于本就緊張的項目用地情況而言是不能接受的。所以，在項目前期設(shè)計過程中，本項目放棄了常規(guī)的組件安裝方法，改用一種新的安裝模式：首先，將組件安裝傾角減小至40°，一方面可縮短陣列陰影長度，另一方面也能降低支架成本；其次，將常規(guī)安裝方案中1組陣列安裝2排組件的模式改為1組陣列安裝3排組件，雖然陣列高度有所增加，使支架成本和陰影長度變大，但是單組陣列的組件安裝數(shù)量得以提高；綜合來看，單位面積內(nèi)組件安裝數(shù)量比常規(guī)安裝方案多，土地利用率也得到了合理保證。

1.2.2 逆變器

我國光伏電站使用的逆變器主要分為集中式逆變器和組串式逆變器兩種。其中，集中式逆變器容量和體積大，具有較好的可調(diào)度性，性價比也較高，但集中式逆變器MPPT數(shù)量少，且對安裝條件要求高，比較適用于組件設(shè)備安裝統(tǒng)一且集中的大規(guī)模電站。組串式逆變器容量較小、單臺設(shè)備重量輕、防護性能好、對外部使用環(huán)境要求低、易于運輸和安裝，且組串式逆變器普遍具有較多的MPPT數(shù)量，能最大程度地減輕由于組件差異和陰影遮擋造成的不利影響，提高光伏發(fā)電效率，適用于組件安裝條件復(fù)雜的電站系統(tǒng)；并且在陰雨天、霧天較多的地區(qū)，組串式逆變器的發(fā)電時間更長[3]。

光伏電站逆變器選型應(yīng)根據(jù)電站規(guī)模、廠址地理環(huán)境、系統(tǒng)形式、并網(wǎng)要求等因素進行選擇。本項目位于山林地帶，設(shè)備安裝區(qū)域分散，組件安裝受地形限制較為嚴(yán)重。因此，為減少組件串、并聯(lián)失配的損失及優(yōu)化光伏電站發(fā)電能力，本項目在逆變器選型時采用了具有4路MPPT功能的國內(nèi)優(yōu)質(zhì)組串式逆變器，單臺逆變器的額定功率為50 kW。

此外，光伏組件開路電壓和短路電流會隨著環(huán)境溫度的波動而變化，特別是開路電壓會隨著環(huán)境溫度的降低而升高。所以，接入逆變器MPPT的組件串聯(lián)數(shù)必須經(jīng)過計算論證，以保證其在極端低溫環(huán)境條件下不超過逆變器MPPT工作電壓上限；并在極端高溫條件下不低于逆變器MPPT工作電壓下限；同時，也要保證接入逆變器的組件容量不高于逆變器最大直流輸入功率。本項目每臺逆變器接8個光伏組串回路，每個回路串接21塊光伏組件，逆變器直流輸入功率為45.36 kW。

1.2.3 場區(qū)變壓器

目前國內(nèi)光伏場區(qū)變壓器產(chǎn)品主要有油浸式變壓器和干式變壓器兩種。由于光伏電站變壓器多安裝于室外，所以普遍采用防護性能好且易于施工安裝的油浸式箱型組合式變壓器。在變壓器設(shè)計選型時，需從光伏系統(tǒng)電氣設(shè)計類型、電壓變比、安裝使用環(huán)境條件等方面綜合考慮，選擇最適合光伏系統(tǒng)類型且兼顧積極性的產(chǎn)品。其中，油浸式變壓器造價低、維護方便、電壓等級和變壓器容量配置靈活，在光伏系統(tǒng)中應(yīng)用廣泛；但由于其體積較大，并且絕緣油泄漏存在環(huán)境污染和火災(zāi)的風(fēng)險，所以一般適用于安裝場地充足、防火等級要求不高的大型地面光伏電站系統(tǒng)。

本項目光伏場區(qū)位于山地之上，電氣設(shè)備運輸、安裝空間充裕，所以設(shè)計采用型號為ZGS11-Z.G型的油浸式箱式變壓器(下文簡稱“箱變”)，并在變壓器基礎(chǔ)內(nèi)設(shè)計泄油池，防止箱變絕緣油泄露后造成環(huán)境污染和火災(zāi)隱患。

考慮到山地電站組件分布零散，發(fā)電單元裝機容量不一致，本項目設(shè)計采用1000 kVA和1600 kVA兩種容量的箱變，根據(jù)各發(fā)電單元實際裝機容量不同，每臺箱變接入20～38臺不等的逆變器，光伏接入容量與箱變額定容量比不超過1.2。

1.2.4 交、直流電纜

對于山地電站而言，場區(qū)內(nèi)電纜敷設(shè)一般采用架空和埋地2種。對于需要跨越溝壑、林地、河流的路線，一般采用架空電纜；而對于距離短、場地平整、地面施工方便的區(qū)域則采用埋地敷設(shè)，該方式具有施工周期短、成本低的優(yōu)勢。

本項目光伏場區(qū)內(nèi)使用到的電纜主要包括組件與逆變器之間的光伏直流電纜、逆變器到箱變之間及箱變至升壓站之間的交流電纜。電纜選型的考慮因素主要包括耐壓等級、截面積和電纜類型等。其中，組件與逆變器之間的電纜設(shè)計采用光伏專用直流電纜，沿組件背部支架檁條布置；逆變器到箱變及箱變之間的交流電纜采用埋地敷設(shè)，考慮到電站所在地區(qū)夏季多雨潮濕、冬季又氣溫偏低，所以選擇使用防潮性和耐低溫性更好的鎧裝交聯(lián)聚乙烯絕緣聚乙烯護套電力電纜(YJY23)，電纜規(guī)格則根據(jù)各回路電壓等級和載流量值進行選擇。

埋地電纜在敷設(shè)前，必須確定合適的埋地深度。根據(jù)規(guī)范要求，直埋電纜埋地深度不應(yīng)小于0.7 m，跨越農(nóng)田時，深度不能小于1.0 m；同時，在寒冷地區(qū)還必須考慮冬季凍土層厚度，直埋電纜應(yīng)處于最大凍土層深度以下。本項目所處地區(qū)冬季極端最低溫度達-37.5 ℃，最大凍土層厚度為1.8 m，因此，光伏場區(qū)電纜溝設(shè)計深度應(yīng)達2.0 m，同時，對于穿過道路的部分需采用鋼管進行保護。

大型光伏電站占地面積大，設(shè)備數(shù)量眾多，交、直流電纜用量十分龐大，所以施工前期能否合理估算電纜使用量顯得尤為重要。山地電站由于地形及施工條件比較復(fù)雜，所以很難單純按照所謂的“類似工程”經(jīng)驗和施工圖來進行電纜用量估算。本項目在實際施工過程中，采用“施工圖+經(jīng)驗值+現(xiàn)場取樣值”的方法，綜合統(tǒng)計電纜工程量。一方面，利用施工圖紙和以往山地電站電纜用量數(shù)據(jù)進行估算；另一方面，在現(xiàn)場對已施工完成的單元進行電纜實際用量統(tǒng)計，作為接下來施工單元的參照樣本。隨著工程的推進，電纜參照樣本會越來越豐富，越來越具有代表性，而電纜使用量估算值也會越來越準(zhǔn)確。

1.3 光伏場區(qū)運維管理

由于我國光伏電站項目建設(shè)及上網(wǎng)電價受政策影響較大，導(dǎo)致大部分項目建設(shè)周期較短，在電站設(shè)計和施工建造等環(huán)節(jié)得不到充分、科學(xué)、有效的控制，給電站建成后的運維管理造成了一定的困難和隱患。同時，由于近幾年光伏項目爆發(fā)式的增長，大量電站投入運營，而行業(yè)內(nèi)專業(yè)運維人員的培養(yǎng)和儲備卻相對落后，導(dǎo)致光伏電站運維人員緊張，運維水平及質(zhì)量參差不齊。所以，加強并完善電站運維管理工作，對保證光伏電站使用壽命及經(jīng)濟效益具有重要意義。

1.3.1 場區(qū)設(shè)備管理

光伏場區(qū)主要設(shè)備有光伏組件、組串式逆變器和箱變。對于這些設(shè)備的管理主要通過場區(qū)數(shù)據(jù)采集監(jiān)控和定期實地巡檢等方式，了解設(shè)備的運行參數(shù)及狀況，分析安全隱患并及時排除故障。光伏場區(qū)內(nèi)各主要設(shè)備都配有數(shù)據(jù)采集終端，并可通過場區(qū)內(nèi)敷設(shè)的RS485通信電纜和光纖環(huán)網(wǎng)與升壓站主控室實現(xiàn)數(shù)據(jù)與指令的實時傳送，運維人員在主控室內(nèi)即可對場區(qū)內(nèi)所有電氣設(shè)備進行運行參數(shù)檢測，包括逆變器發(fā)電量、箱變功率等參數(shù)，如圖3、圖4所示；并可通過主控系統(tǒng)，根據(jù)調(diào)度上級的指令對設(shè)備進行遠(yuǎn)程控制，實現(xiàn)光伏場區(qū)主要電氣設(shè)備的自動化管理。

圖3 典型逆變器日發(fā)電量分布圖

圖4 典型箱變發(fā)電量與功率曲線圖

同時，應(yīng)加強對主要設(shè)備的檢查，定期安排運維人員對光伏場區(qū)內(nèi)光伏組件、逆變器和箱變進行實地巡檢，記錄各設(shè)備運行情況和相關(guān)參數(shù)；對檢查中發(fā)現(xiàn)的問題及時進行分類匯總整理，并根據(jù)問題的嚴(yán)重性制定針對性的處理方案。對于高海拔地區(qū)的光伏電站，由于組件安裝傾角較大，要特別留意組件支架的受力情況，對于松動的連接部位要及時進行緊固。對于晝夜溫差較大地區(qū)的光伏電站，要特別注意電氣設(shè)備箱內(nèi)的凝霜情況，尤其是箱變內(nèi)部，要重點檢查各接線端子及斷路器表面有無凝霜和凝露，必要時要及時清除箱體內(nèi)壁上的覆冰，并保證箱體通風(fēng)順暢，避免箱內(nèi)電氣設(shè)備受潮，影響絕緣性能。巡檢的周期一般為1～2周，可根據(jù)電站實際運行情況和場區(qū)天氣、環(huán)境狀況決定。對新投運、檢修后及有故障歷史的設(shè)備則要加大巡檢力度；同時，在降雪、降雨、大風(fēng)及冰雹等極端天氣發(fā)生前后也要加強巡檢。

1.3.2 光伏組件的清洗

目前我國建設(shè)運營的光伏電站多采用玻璃基體的晶硅組件，這種組件主要由鋼化玻璃、背板、鋁合金邊框、晶硅電池片、EVA、硅膠和接線盒等組成，具有較好的有效受光面積和光電轉(zhuǎn)換效率，但其鋼化玻璃表面也易堆積灰塵和污垢。組件表面的灰塵等遮擋物會降低其光電轉(zhuǎn)換效率，并在組件被遮擋部位造成熱斑效應(yīng)，嚴(yán)重的可能會造成光伏組件損壞。因此，必須制定相應(yīng)的措施和方案，對電站安裝的光伏組件表面進行定期清洗，以保證組件的轉(zhuǎn)換效率及運行安全。

目前，我國光伏電站中的光伏組件常用的清潔技術(shù)主要包括：人工配高壓水槍清潔技術(shù)、板上機器人清潔技術(shù)、光伏組件自清潔技術(shù)、電簾除塵技術(shù)及車載移動式清潔技術(shù)[4]。各種清洗技術(shù)的特點介紹如表1所示。

表1 常用光伏組件清潔技術(shù)

本項目所在地位于遠(yuǎn)離市區(qū)的山林地帶，場區(qū)周圍無熱電廠、采礦場等大氣污染源，空氣潔凈度較高，光伏組件受灰塵影響較小；但項目所在地冬季氣溫低、降雪時間長，所以光伏組件清潔工作主要考慮積雪對光伏組件的影響。針對這一問題，結(jié)合項目所在地實際情況和組件安裝模式，本項目采取被動清潔與主動清潔相結(jié)合的處理方法，對場區(qū)內(nèi)的光伏組件進行清潔維護。

1.3.2.1 被動清潔

結(jié)合本項目光伏組件安裝高度高、傾角大(40°)的特點，冬季組件表面的積雪在自身重力的影響下，較難附著在組件玻璃表面，且當(dāng)太陽光照射到組件后，組件表面溫度升高，將有助于積雪和覆冰脫落。從電站實際運行情況來看，12月上旬，場區(qū)夜間降雪后，清晨光伏組件表面積雪厚度約為2～5 cm，在太陽光照射到組件后，80%的組件表面覆雪在1 h內(nèi)可自行脫落，剩余的積雪基本在2 h后全部脫落。同樣，在其他季節(jié)，落在組件表面的灰塵或樹葉等雜物，在降雨和風(fēng)吹的作用下，也能順利地從組件表面滑落。

1.3.2.2 主動清潔

考慮到經(jīng)濟性與適用性的要求，對于那些無法依靠自重脫落的積雪和灰塵雜物，本項目采用定期安排清潔人員人工除雪除塵的方法對組件進行清潔。對于水源充沛的區(qū)域可采用加壓水槍沖洗，其他區(qū)域則可采用抹布等工具進行人工清潔。

組件的清洗時間應(yīng)選擇在清晨、傍晚、夜間或陰天進行，以避免清洗過程中設(shè)備及人員陰影對光伏組件發(fā)電效率造成不利影響。至于清洗周期的選擇，則應(yīng)根據(jù)組件表面的積污程度決定。正常情況下，對于灰塵類附著物，每年清洗次數(shù)應(yīng)不低于2次；而對于積雪，則應(yīng)根據(jù)組件表面堆積厚度和近期降雪情況，及時安排清除。

1.3.3 運維人員培訓(xùn)

光伏電站運維管理工作的好壞，很大程度上取決于運維人員技能素質(zhì)的高低。光伏發(fā)電技術(shù)作為新型的能源利用形式，多數(shù)電站的運維管理隊伍相對年輕，缺少光伏運維經(jīng)驗和技術(shù)。所以，電站運維單位應(yīng)加強運維人員的專業(yè)培訓(xùn)工作，在光伏電站運維管理期間，根據(jù)相關(guān)法律法規(guī)及當(dāng)?shù)仉娏Σ块T的規(guī)定，結(jié)合電站運行的規(guī)章制度，制定符合自身特點的培訓(xùn)方案和細(xì)則，不斷提高從業(yè)人員的技術(shù)水平，加強學(xué)習(xí)與創(chuàng)新意識。

同時，應(yīng)注重來自專業(yè)分包單位或設(shè)備廠家的技術(shù)交底和培訓(xùn)工作。光伏電站建設(shè)所涉及到的專業(yè)多、行業(yè)廣，且工程前期設(shè)計施工與運維管理往往不是由同一家公司或部門完成，因此，在電站建成并移交給運維單位時，需要求專業(yè)分包單位和設(shè)備供應(yīng)廠商向運維單位進行技術(shù)交底并提供必要的培訓(xùn)服務(wù)，確保運維人員熟悉系統(tǒng)及設(shè)備性能，掌握操作及檢修方法。

2 光伏電站發(fā)電量及效益分析

2.1 理論發(fā)電量計算

根據(jù)《光伏發(fā)電站設(shè)計規(guī)范》[5]，光伏電站發(fā)電量預(yù)測應(yīng)根據(jù)站址所在地的太陽能資源情況，并考慮光伏電站系統(tǒng)設(shè)計、光伏方陣布置和環(huán)境條件等各種因素后計算確定，其計算式為 ：

式中，EP為上網(wǎng)發(fā)電量，kWh；HA為水平面太陽總輻照量，本項目地取值為1412.55 kWh/m2；ES為標(biāo)準(zhǔn)條件下的輻照度，常數(shù)為1 kWh/m2；PAZ為組件安裝容量，本項目為100000 kWp；K為綜合效率系數(shù)，取值為0.8。

因此，本項目電站首年的理論發(fā)電量

由于主材老化和紫外線照射等原因，光伏組件在使用過程中功率會逐年衰減。本項目所用組件首年功率衰減率為2.5%，第1年以后每年的衰減率為0.7%，10年功率衰減率為8.8%，25年功率衰減率為19.3%。系統(tǒng)壽命按25年計算，表2為本項目電站25年的發(fā)電量計算結(jié)果。

根據(jù)分析，本項目25年累計總發(fā)電量為2517164100 kWh，25年年均發(fā)電100686564 kWh，每瓦裝機容量每年發(fā)電量約為1.007 kWh。

表2 電站25年發(fā)電量估算表

2.2 效益分析

本電站位于吉林省延邊州，根據(jù)《國家發(fā)展改革委關(guān)于2018年光伏發(fā)電項目價格政策的通知》(發(fā)改價格規(guī)[2017]2196號)[6]，2018年1月1日之后投運的光伏電站，Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類資源區(qū)標(biāo)桿上網(wǎng)電價分別調(diào)整為0.55元/kWh、0.65元/kWh、0.75元/kWh(含稅)。該地區(qū)為Ⅱ類資源區(qū)，光伏電站標(biāo)桿上網(wǎng)電價為0.65元/kWh。同時，根據(jù)吉林省《關(guān)于加快光伏產(chǎn)品應(yīng)用 促進產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的建議(128號)》，吉林省對光伏發(fā)電項目實行按電量補貼的政策，在國家規(guī)定的基礎(chǔ)上，再補貼0.15元/kWh。所以，實際上該光伏電站可享受補貼0.8元/kWh。

該項目一期裝機容量為100 MW，按8元/W的成本估算，前期預(yù)算投資額約為8億元，項目實際投資額為7.9億元，略低于前期預(yù)算投資額。根據(jù)估算，該項目年均發(fā)電量為100686564 kWh，根據(jù)政策可按0.8元/kWh獲得補貼，則光伏電站平均每年電費收益約為8054.9萬元。根據(jù)實際投資額估算，該項目約10年收回成本。電站25年累計總發(fā)電量為25.17億kWh，總收益約為20.14億元，在25年的使用壽命期內(nèi)，本項目盈利額約為12.24億元。同時，項目每年可為當(dāng)?shù)貙崿F(xiàn)稅金1400萬元，年提供扶貧資金1200萬元，實現(xiàn)4000戶建檔立卡貧困戶順利脫貧，戶年均增收3000元。

此外，由于光伏電站工作生產(chǎn)中自身耗電量較少，且不會向外界環(huán)境排放二氧化碳、二氧化硫和氮氧化物等污染物，所以其具有很高的環(huán)保價值和社會效益。該光伏電站年均發(fā)電近 1億kWh，按照相關(guān)折算規(guī)律，每年可節(jié)省標(biāo)準(zhǔn)煤36247.16 t，意味著可少排放二氧化碳100384.5 t、二氧化硫1188.1 t及氮氧化物432.9 t，同時可減少因火力發(fā)電產(chǎn)生的27386.7 t粉塵，并節(jié)約近 4億L凈水。

3 結(jié)語

光伏行業(yè)在經(jīng)歷了近幾年的爆發(fā)式增長后，個別地區(qū)電網(wǎng)建設(shè)滯后情況日趨凸顯，再加上我國產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)型升級加快，全國電力需求放緩，各地相繼出現(xiàn)了棄光限電的現(xiàn)象。與此同時，為實現(xiàn)光伏平價上網(wǎng)的目標(biāo)，光伏標(biāo)桿上網(wǎng)電價已進入下行通道，根據(jù)《國家發(fā)展改革委關(guān)于2018年光伏發(fā)電項目價格政策的通知》，2018年標(biāo)桿上網(wǎng)電價比2017年均下調(diào)0.1元/kWh。在這樣的背景下，光伏企業(yè)將面臨更大的降本壓力，而光伏電站建設(shè)所需的原材料(如組件、鋼材等)及人工成本卻居高不下，如何在不降低工程質(zhì)量的前提下，平衡成本與收益之間的關(guān)系，是光伏行業(yè)接下來需要思考和解決的難題。