光伏发电可研报告

根据工作的内容与性质，报告划分为不同的写作格式，加上报告的内容较多，很多人不知道怎么写报告。以下是小编整理的关于《光伏发电可研报告》，供大家参考借鉴，希望可以帮助到有需要的朋友。

第1篇：光伏发电可研报告

晶硅光伏发电与薄膜光伏发电对比报告

1、单位面积建设光伏发电电站容量对比。

相同的一万平米屋顶面积，薄膜光伏发电电站所建电站容量为0.7MW左右,晶硅光伏发电电站所建电站容量为1MW左右。为此，从单位面积建设电站容量来讲，薄膜光伏发电容量偏弱。

2、安装范围及前瞻性对比

薄膜光伏发电系统安装安装范围更广，可以适用于光伏建筑一体化，类似于玻璃幕墙，晶硅光伏发电由于组件笨重，硅片易碎，安装范围大大缩小，薄膜光伏发电组件是趋于第二代光伏组件产品，目前国外技术都在致力于研究发展薄膜光伏，且汉能并购了国外两大先进技术的薄膜公司，国内今后几年，最先进薄膜技术将由汉能发起内里光伏发电技术革命。

3、组件衰减及重量对比

目前晶硅光伏组件实际衰减较快，理论上晶硅光伏组件宣传25年总衰减率为20%，但实际前三年衰减率就超过了10%，品质质量严重偏差，相同面积组件重量偏重，实际寿命只有十年左右;为了第二代光伏发电产品，薄膜组件在衰减性方面远远超过了晶硅光伏组件产品，实际组件寿命更长。

4、单位面积投资成本对比

目前人们对晶硅光伏发电产生了一个误区，认为多晶硅光伏系统单位面积光电转化效率高于薄膜光伏组件单位面积的转化率，但实际这个光电转化率作用对于投资回报这块无太大作用。举例说明一下，1万平方米屋顶光伏电站多晶硅光伏系统可装机容量为1MW，薄膜装机容量为0.7MW，1万平方米多晶硅光伏系统总造价为950万，薄膜光伏系统总造价为756万，由此可见，单位面积电站投资多晶硅反而更高(多晶硅光伏电站IRR为8-10%，薄膜光伏电站IRR为8-10%)。

5、弱光性对比

多晶硅光伏发电系统要在一定光强条件下才能运行发电，一般在阴雨天整个发电系统处于停止阶段，而薄膜光伏发电系统对于阳光吸收范围更广，400-1100纳米的光强都能转换为电能，弱光性好，在一般的阴雨天都能运行发电，为企业单位提供一定电能，多晶硅光伏系统在阴雨天则提供不了一定电能，单位功率的光伏电站年发电量比多晶硅光伏电站高20%左右。

6、发电量对比

单位功率相同情况下，晶硅与薄膜发电量是大致相同的，年均1MW发电量约为95万度电。

为此，投资光伏电站多晶硅反而投资金额量大，风险很大，作为示范性项目，选着薄膜光伏电站是最合适的选择。

第2篇：光伏发电项目资金申请报告

核心提示：项目资金申请报告主要编写内容包括：项目概况、项目建设理由、项目效益分析、主要经济技术指标、项目提出的依据及必要性、市场分析及产品工艺技术方案、厂址选择与建设条件、总图运输与公用辅助工程、节能、环境保护、组织机构与人力资源配置、投资估算与资金筹措、财务预测与分析、项目风险分析及对策、结论与建议。

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【光伏发电项目资金申请报告参考大纲】 第一章

项目总论 1.1 项目概况

1.1.1项目名称

1.1.2 项目承建单位

1.1.3 项目地点

1.1.4 产品方案

1.1.5 建设规划

1.1.6 建设周期

1.1.7 投资估算及资金筹措 1.2 可研报告编制单位 1.3 编制依据、原则、内容

1.3.1 编制依据

1.3.2 编制原则

1.3.3 编制内容 1.4 项目建设理由 1.5 项目效益分析

1.5.1 经济效益分析

1.5.2 社会效益分析 1.6 可行性研究结论

1.6.1 市场预测和项目规模

1.6.2 原材料、燃料和动力供应

1.6.3 选址

1.6.4 项目工程技术方案

1.6.5 环境保护

1.6.6 工厂组织及劳动定员

1.6.7 项目建设进度

1.6.8 投资估算和资金筹措

1.6.9 项目财务和经济评论

1.6.10 项目综合评价结论 1.7 主要经济技术指标 1.8 研究结论

第二章

项目单位基本情况 2.1 公司简介 2.2 公司目标 2.3 公司信念 2.4 公司管理

2.5 企业文化建设 2.6 人力资源管理

第三章

项目提出的依据及必要性 3.1 项目提出的依据 3.2 项目建设的优越性 3.3 项目建设的必要性

第四章

市场分析及产品工艺技术方案 4.1 市场调查

4.1.1 拟建项目产出物用途调查

4.1.2 产品现有生产能力调查

4.1.3 产品产量及销售量调查

4.1.4 替编产品调查

4.1.5 产品价格调查

4.1.6 国外市场调查 4.2 行业市场预测

4.2.1 国内市场需求预测

4.2.2 产品出口或进口替编分析

4.2.3 价格预测 4.3 行业市场推销战略

4.3.1 推销方式

4.3.2 推销措施

4.3.3 促销价格制度

4.3.4 产品销售费用预测 4.4 项目产品方案和建设规模

4.4.1 产品方案

4.4.2 建设规模

4.4.3 工艺技术方案

4.4.4 设备选择

4.5 项目产品销售收入预测 第五章

厂址选择与建设条件 5.1 资源和原材料

5.1.1 资源评述

5.1.2 原材料及主要辅助材料供应

5.1.3 需要作生产试验的原料 5.2 建设地区的选择

5.2.1 自然条件

5.2.2 基础设施

5.2.3 社会经济条件及其它应考虑的因素 5.3 厂址选择

5.3.1 厂址多方案比较

5.3.2 厂址推荐方案 第六章

工程技术方案 6.1 项目组成

6.2 生产技术方案

6.2.1 产品标准

6.2.2 生产方法

6.2.3 技术参数和工艺流程

6.2.4 主要工艺设备选择

6.2.5 主要原材料、燃料、动力消耗指标

6.2.6 主要生产车间布置方案 6.3 总平面布置和运输

6.3.1 总平面布置原则

6.3.2 厂内外运输方案

6.3.3 仓储方案

6.3.4 占地面积及分析 6.4 土建工程

6.4.1 主要建、构筑物的建筑特征与结构设计

6.4.2 特殊基础工程的设计

6.4.3 建筑材料

6.4.4 土建工程造价估算

6.5 其他工程

6.5.1 给排水工程

6.5.2 动力及公用工程

6.5.3 地震设防 6.4 生活福利设施 第七章

节能

7.1 用能设计原则及节能设计规范 7.2 能源消耗种类和数量分析 7.3 能源供应状况分析

7.4 节能措施和节能效果分析 第八章

环境保护

8.1 建设地点的环境现状 8.2 主要环境保护目标

8.3 建设项目所在地区域质量现状及主要环境问题 8.4 施工期环境影响分析 8.5 运营期环境影响分析 8.6 环境污染防治措施

第九章

劳动安全卫生与消防 9.1 劳动安全卫生 9.2 消防

第十章

组织机构与人力资源配置 10.1 组织机构 10.2 人员配置

10.3 经营管理措施

10.4 管理模式及团队精神 10.5 人才策略

第十一章

项目组织管理与招投标 11.1 项目组织管理 11.2 工程项目的招标

第十二章

项目经营管理策略 12.1 绩效管理方案 12.2 市场营销策略 12.3 内部监控措施分析

第十三章

投资估算与资金筹措 13.1 编制依据

13.2 投资估算费用标准 13.3 投资估算 13.4 资金筹措

第十四章

财务预测与分析 14.1 编制基准 14.2 基本假设

14.3 财务分析依据及说明 14.4 产品成本及费用估算 14.5 销售额预测

14.6 利税分析

14.7 财务评价指标 14.8 财务分析结论

第十五章

项目风险分析及对策 15.1 项目风险分析 15.2 风险程度分析

15.3 防范和降低风险的对策 第十六章

结论与建议 16.1 结论 16.2 建议 附图、附表

1、项目位置图

2、主要工艺技术流程图

3、主办单位近5年的财务报表

4、项目所需成果转让协议及成果鉴定

5、项目总平面布置图

6、主要土建工程的平面图

7、主要技术经济指标摘要表

8、项目投资概算表

9、经济评价类基本报表与辅助报表

10、现金流量表

11、现金流量表

12、损益表

13、资金来源与运用表

14、资产负债表

15、财务外汇平衡表

16、固定资产投资估算表

17、流动资金估算表

18、投资计划与资金筹措表

19、单位产品生产成本估算表 20、固定资产折旧费估算表

21、总成本费用估算表

22、产品销售(营业)收入和销售税金及附加估算表 【备案成功案例】

XX******2014年两新工程

XX******2016年市本级10(20)千伏开关站新增开关柜工程

XX******2016年市区中心城区电缆网有机更新工程

XX******2016年市本级10千伏配变改造工程

XX******2016年市区老旧支线调换工程

XX******110kV运河变出线分流35kV南门变负荷改造工程

XX******码头建设项目

XX******农业种植专业合作社生态农业建设项目 XX******年产25亿码工艺包装带项目

XX******厂年产5000吨生活用纸生产线建设项目

XX******养老中心建设项目

XX******有限公司老年公寓建设项目

XX******有限公司2000亩山栀子种植基地项目 XX******年产22000辆新能源电动汽车建设项目

XX******有限公司年产1000万件可降解无纺布制品建设项目 XX******有限公司固城村城中村改造A05-04地块地产开发项目 XX******有限责任公司息县农产品批发市场息县 XX******有限责任公司年产40500吨干米粉项目 XX******购物广场建设项目

XX******有限公司***50兆瓦农光互补发电项目 XX******有限公司年产2万吨铝丝项目

XX******有限公司新增年产2.4亿块页岩砖项目 XX******大自然生态园研

XX******发达专业养殖场养羊项目固始

XX******幼教中心建设项目XXXXX财政与经济发展局 XX******有限公司祥润名邸建设项目 XX******有限责任公司粮食仓储设施项目

XX******污染场地安全修复技术国家工程实验室建设 XX******有限公司70MWp光伏发电项目

XX******有限公司年产300t水性涂料生产线建设项目 XX******年产20万吨颗粒氯化氨项目 XX******农业示范园区项目

XX******渔霖林果木种植专业合作社林果和生态公墓建设项目种植项目 XX******东湖生态园建设项目

XX******有限公司年处理新义矿6万立方瓦斯节能改造项发项目 XX******有限公司年存栏一万头肉牛养殖项目 XX******有限公司绿地国际会议中心项目

XX******有限公司国旅XX城尚柏奥特莱斯项目 XX******年加工1万吨玉米胚芽生产线项目 XX******龙城小学XX城乡一体化示范区 XX******数字影城项目

XX******优俏针织服饰精品休闲服饰和袜子建设项目

XX******金矿国家矿山公园创5A新游客中心及配套服务项目

XX******年产300台注塑机和3000个大齿轮生产线项目

XX******年产2000吨纸塑铝包装材料项目

XX******沥青拌和楼改建项目

XX******10千伏电缆网架完善工程

XX******2016年大桥10千伏配变新建(改造)工程

XX******110千伏江南变10千伏强丰3P8线调整杨庄1P9线负荷新建工程

XX******2016年余新10千伏配变新建(改造)工程

XX******湘湖变与马厍变架空联络增强工程

XX******110千伏焦山变配套送出工程

XX******016年市本级10千伏高压柜工程

第3篇：风电、光伏发电情况监管报告

二0一一年一月

为贯彻落实科学发展观，全面掌握风电、光伏发电相关情况，促进其协调、健康、可持续发展，根据《可再生能源法》和《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》(电监会25 号令)，2010 年7～10 月，国家电监会组织各派出机构在全国范围内开展了风电、光伏发电并网接入情况的专项调查。在此基础上，结合日常监管工作情况形成本报告。

调查工作分企业自查和重点调查两个阶段。先是由国家电监会和各派出机构组织全国30 个省份的电网企业及其调度机构、相关发电企业开展自查，共收到电网企业自查报告28 份、发电企业自查报告218 份;在分析企业自查报告的基础上，各派出机构采取召开座谈会和实地调查等方式对部分电力企业进行了重点调查，共重点调查电网企业22 家、发电企业77 家。

本次调查共涉及风电、光伏发电项目667 个。其中，风电项目573 个，光伏发电项目94 个。风电项目中，已建成并网项目348 个，建成未并网项目9 个，在建项目216 个(其中有25 个项目部分容量已并网，另有5 个项目的部分容量已建成但未并网)。光伏发电项目中，已建成并网项目30 个，建成未并网项目1 个，在建项目63 个(其中有2 个项目部分容量已并网)。

一、基本情况

(一)风电、光伏发电发展情况

近年来，风电、光伏发电发展迅速。本次调查统计显示，截至2010 年6 月底，全国已建成并网风电及光伏发电装机容量为2213.67万千瓦，占全国发电装机容量的2.46%左右。其中，风电并网装机容量为2200.37 万千瓦，光伏发电并网装机容量为13.30 万千瓦。风电及光伏发电建成但未并网的装机容量合计为76.52 万千瓦。其中，风电未并网容量为76.36 万千瓦，光伏发电未并网容量为0.16 万千瓦。

风电及光伏发电在建规模为1610.65 万千瓦，占全国在建发电装机容量比重为8.66%左右。其中，风电1589.62 万千瓦，光伏发电21.03万千瓦。从分区域并网装机容量来看，截至2010 年6 月底，华北区域拥有风电并网容量最多，为850.79 万千瓦，占全国风电并网容量的38.67%;东北区域其次，为753.76 万千瓦，占全国风电并网容量的34.26%;华中区域最少，为24.07 万千瓦，仅占全国风电并网容量的1.09%。西北区域光伏发电并网容量最大，为7.13 万千瓦，占全国光伏发电并网容量的53.61%;华东区域其次，为3.72 万千瓦，占全国光伏发电并网容量的27.97%;东北区域目前没有光伏发电并网装机容量。全国风电和光伏发电并网装机容量及其分区域构成情况分别见图1 和图2，详细数据见附表

1、附表2。

从分区域在建装机容量来看，截至 2010 年6 月底，华北区域风电在建规模最大，为539.57 万千瓦，占全国风电在建容量的33.94%;西北区域其次(主要分布在甘肃省)，为496.40 万千瓦，占全国风电在建容量的31.23%;华中区域最少，仅有17.97 万千瓦。华北区域光伏发电在建规模最大(主要分布在山东省)，为5.91 万千瓦, 占全国光伏发电在建容量的28.10%;西北区域其次(主要分布在甘肃省)，为5.55 万千瓦，占全国光伏发电在建容量的26.39%;华中区域最少，为0.45 万千瓦。从分省份并网装机容量来看，截至2010 年6 月底，内蒙古并网风电装机容量居全国各省份之首，为700.29 万千瓦，占全国并网风电装机容量的31.83%，占全区全口径发电装机容量的12.11%左右，分布在蒙西、蒙东电网区域容量比重为7:3。辽宁、河北、黑龙江、吉林、甘肃、山东、江苏等省份的并网风电装机容量均超过了百万千瓦，分别为227.80 万千瓦、206.75 万千瓦、162.67 万千瓦、152.50万千瓦、119.11 万千瓦、111.07 万千瓦和110.13 万千瓦，分别占本省份总装机容量的7.91%、5.13%、8.47%、9.02%、6.00%、1.81%和1.78%。天津、安徽、广西、四川、贵州、陕西、青海没有并网风电装机。宁夏并网光伏发电装机容量最大，为6.03 万千瓦，占全国总并网光伏发电装机容量的45.34%;江苏其次，为2.55 万千瓦，占全国总并网光伏发电装机容量的19.17%;此外，云南、甘肃的并网光伏发电装机容量也均超过了1 万千瓦。详细数据见附表

3、附表4。

从分省份在建装机容量来看，截至2010 年6 月底，甘肃风电在建装机容量最大，为409.95 万千瓦，占全国风电在建装机容量的25.79%;河北、内蒙古、山东的风电在建装机容量分别达到了258.40万千瓦、227.10 万千瓦和119.47 万千瓦。甘肃光伏发电在建装机容量最大，为3.95 万千瓦;山东其次，为3.60 万千瓦;广东、海南、上海、青海、山西、福建、浙江的光伏发电在建装机容量均超过了1万千瓦。

(二)风电、光伏发电投资主体情况风电和光伏发电的投资主体情况有较大差别。风电的投资主体相对集中，主要是中央企业和部分风能资源丰富的地方国有发电投资企业。截至2010 年6 月底，全国并网风电装机容量超过50 万千瓦的发电集团共有10 个，并网装机容量共计1668.97 万千瓦，占全国并网风电装机容量的75.85%。其中，超过200 万千瓦的发电集团有3 个,分别为：中国国电集团公司、中国大唐集团公司和中国华能集团公司。截至2010 年6 月底，在建风电装机容量超过50 万千瓦的集团共有7 个。其中，中国国电集团公司、中国华能集团公司和中国大唐集团公司的在建装机容量均超过了150 万千瓦;中国神华集团公司、中国华电集团公司、中国广东核电集团有限公司、中国电力投资集团公司的在建装机容量在50 万千瓦至100 万千瓦之间。目前，我国光伏发电还处于试验、探索阶段，投资建设项目规模小，投资主体呈多元化发展态势。截至2010 年6 月底，中国节能环保集团公司和江苏中能硅业科技发展有限公司的已并网光伏发电装机容量均达到了2 万千瓦。已并网的光伏发电项目中，装机容量最大的是江苏中能硅业科技发展有限公司投资的徐州协鑫光伏发电有限公司2 万千瓦光伏发电项目。甘肃省电力投资集团公司、海南省发展控股有限公司的光伏发电在建容量均达到了2 万千瓦。在建项目中，规模较大的有海南临高2 万千瓦光伏并网发电示范工程和山东济宁1.8 万千瓦十里营光伏电站。

(三)风电、光伏发电上网电价及补贴情况由于定价机制、工程造价水平不同，全国范围内不同省份、同一省份不同项目之间风电、光伏发电上网电价存在一定的差异。2009 年8 月1 日之前核准的风电项目，既有采用特许权招标定价机制也有采用政府核定电价机制;2009 年8 月1 日以后核准的风电项目，在四类资源区新建的陆上项目统一执行所在风能资源区的风电标杆上网电价。目前，风电上网电价最高的项目是国电龙源电力集团股份有限公司地处浙江省的临海风力发电厂及苍南风力发电厂，均为1.4040 元/千瓦时。光伏发电由于国家尚未出台统一的电价政策，一般由地方政府根据项目情况确定。在已核准的光伏发电项目中，上网电价最高的是上海前卫村光伏电站，为6.4436 元/千瓦时;最低的是中国广东核电集团有限公司的甘肃省敦煌光伏发电项目，为1.0928 元/千瓦时。据本次调查显示，风电和光伏发电电价补贴政策执行情况基本良好，国家发改委和国家电监会联合公布的2009 年1-6 月及2009 年7-12 月可再生能源电价补贴名单中的风电及光伏发电项目基本上都获得了相应的电价补贴。

(四)风电、光伏发电接入系统建设情况由于国家出台了可再生能源发电接入系统建设补贴政策，提高了电力企业投资风电、光伏发电接入系统建设的积极性，风电和光伏发电接入系统投产规模快速增长。截至2010 年6 月底，本次调查涉及到的风电接入系统工程线路长度为10326 公里，变电容量为3898 万千伏安。分电压等级看，330 千伏、220 千伏、110 千伏、66 千伏及以下线路长度分别为666 公里、4202 公里、3733 公里、1725 公里，分别占风电接入系统工程总线路长度的6.45%、40.69%、36.15%、16.71%;变电容量分别为504 万千伏安、1765 万千伏安、1229 万千伏安、399万千伏安，分别占风电接入系统工程总变电容量的12.93%、45.29%、31.54%、10.24%。分区域看，华北区域以220 千伏及110 千伏电压等级为主，东北区域以220 千伏及66 千伏为主，西北区域以330 千伏及110 千伏为主;华东、华中、南方区域以110 千伏为主。分省份看，内蒙古的接入系统规模最大，以220 千伏电压等级为主，线路长度为2453 公里，变电容量为861 万千伏安。各区域、各省份风电接入系统工程分电压等级情况详见附表

5、附表6。从风电接入系统工程的投资主体来看，在本次调查涉及到的494个风电接入系统工程中，电网企业出资建设项目213 个，线路长度4444 公里，变电容量1914 万千伏安，占风电接入系统工程总项目数、线路长度、变电容量的比例分别为43.12%、43.04%、49.10%;发电企业出资建设项目278 个、线路长度5698 公里、变电容量1961 万千伏安，占风电接入系统工程总项目数、线路长度、变电容量的比例分别为56.28%、55.18%、50.31%;电网企业和发电企业共同出资建设项目3 个、线路长度184 公里、变电容量23 万千伏安，占风电接入系统工程总项目数、线路长度、变电容量的比例分别为0.61%、1.78%、0.59%。详细情况见附表7。分区域看，华中、华东区域电网企业出资建设项目比例较高，均超过了70%;华北、东北区域比例较低，均在30%左右。分省份看，北京、天津、山西、上海、江苏、安徽、江西、湖北、广西、海南、重庆、贵州等省份的接入系统工程全部由电网企业出资建设，黑龙江、山东、浙江、内蒙古、辽宁、新疆电网区域的接入系统工程全部或大部分由发电企业出资建设。各区域、各省份风电项目接入系统工程投资主体情况见附表

8、附表9。光伏发电项目接入系统工程规模相对较小，共计线路长度134 公里，变电容量22 万千伏安，主要电压等级为35 千伏。其中，发电企业投资建设的线路长度为109 公里，占81.34%;变电容量为19 万千伏安，占86.36%。分省份看，宁夏、甘肃、山东的规模较大，线路长度均超过了29 公里，变电容量均超过了3.7 万千伏安。

(五)风电、光伏发电上网电量收购情况2009 年，风电及光伏发电上网电量为256.15 亿千瓦时，占全国全口径发电量的0.70%，其中，风电256.10 亿千瓦时，光伏发电0.0560千瓦时。2010 年1 至6 月份，风电及光伏发电总上网电量为223.05亿千瓦时，其中，风电222.54 亿千瓦时，光伏发电0.5176 亿千瓦时。分区域看，2010 年1 至6 月，华北区域风电上网电量最多，为94.72 亿千瓦时，占全国风电总上网电量的42.56%;东北区域风电上网电量70.48 亿千瓦时，占31.67%;华中区域上网电量2.10 亿千瓦时，比重最少，仅占0.95%。西北区域光伏发电上网电量最多，为0.3064 亿千瓦时，占全国光伏发电总上网电量的59.20%;华东区域上网电量为0.1679 亿千瓦时，占32.44%;东北、华中没有光伏发电上网电量。具体情况见图

3、图4 所示。分省份看，2010 年1 至6 月，内蒙古风电上网电量最多，为71.83亿千瓦时，占全国风电上网电量的32.28%;河北、辽宁的风电上网电量均超过了22 亿千瓦时，占全国风电上网电量比例均超过了10%。宁夏光伏发电上网电量最多，为0.2768 亿千瓦时，占全国光伏发电总上网电量的53.49%;江苏光伏发电上网电量占全国的比例也较高，达24.67%。已并网的风电和光伏发电设备受电网安全等因素影响而可能存在未能上网的电量，本次调查对这部分电网未收购电量进行了统计。2010 年1 至6 月，风电未收购电量为27.76 亿千瓦时，光伏发电没有未收购电量。分区域看，华北、东北未收购风电电量较多，华北区域未收购风电电量为15.88 亿千瓦时，占全国总未收购电量的57.20%，高于其上网电量全国占比14.64 个百分点;东北区域未收购风电电量为10.64 亿千瓦时，占全国总未收购电量的38.33%，高于其上网电量全国占比6.66 个百分点。分省份看，内蒙古未收购风电电量最多，为21.01 亿千瓦时,占全国总未收购电量的75.68%，高于其上网电量全国占比43.40 个百分点;吉林未收购风电电量为2.60亿千瓦时;河北、甘肃、黑龙江在2009 年1 月到2010 年6 月期间未收购风电电量均在3 亿千瓦时左右。

二、监管评价

(一)近年来风电、光伏发电总体呈较快发展态势在国际能源和环境约束的大背景下，各方对风电、光伏发电发展的认识水平不断提高，重视程度日益加强。国家从战略层面上确定了风电等可再生能源发展方向，并制定了可再生能源产业发展规划和相应的政策措施;各地方政府切实按照国家可再生能源发展战略，制订本省份的风电、光伏发电发展规划和实施方案;发电企业投资风电、光伏发电的积极性不断提高，风电和光伏发电的比例不断上升;电网企业在电网规划、并网接入和电量收购等方面积极为风电、光伏发电的发展创造良好条件，促进了风电和光伏发电的健康发展。与此同时，鼓励可再生能源发展的政策措施不断完善，为风电、光伏发电的发展创造了良好环境。《可再生能源法》的出台为风电、光伏发电的发展奠定了法律基础;可再生能源价格全国分摊政策、可再生能源增值税减半征收政策切实提高了风电、光伏发电企业的经营效益;可再生能源接入系统建设及补偿政策、上网电量全额收购政策为风电、光伏发电发展提供了支持和保障;可再生能源特许权招标制度、金太阳示范工程等措施为风电、光伏发电发展注入了强大动力。在一系列政策措施的推动和激励下，各方投资风电、光伏发电的积极性大大增加，风电、光伏发电呈现快速增长的态势。预计2010年底全国风电总并网装机容量将达到3000 万千瓦左右，全国光伏发电总并网装机容量将达到25 万千瓦左右。

(二)风电、光伏发电仍有发展空间虽然风电、光伏发电装机容量连续快速增加，但目前尚处在起步阶段，在电源结构中所占的比例还很低。截至2010 年6 月底，全国已并网的风电和光伏发电装机容量仅占全国装机容量的2.46%;2010年1 至6 月风电和光伏发电上网电量仅占全国发电量的0.7%左右。根据我国2007 年制定的《可再生能源中长期发展规划》，全国陆地和近海的可利用风电资源共计约10 亿千瓦，三分之二的国土面积年日照小时数在2200 小时以上，年太阳辐射总量大于每平方米5000 兆焦。因此，风电、光伏发电仍有很大的发展潜力。

(三)风电、光伏发电并网接入和电量收购相关服务水平不断提高电网企业深入研究风电和光伏发电的技术特点，分析发电接入对电网运行的影响，并在此基础上研究制订相应的技术规定和服务管理流程，不断规范和提高风电、光伏发电并网发电的服务水平。例如，南方电网公司制定了《南方电网公司支持新能源发展若干意见》，内蒙古电力公司编制了《办理风电业务工作流程指南》，安徽省电力公司制订了《安徽省电力公司可再生能源发电全额上网管理办法(试行)》等。电网企业总体上能够在确保电网安全稳定运行的前提下，优先调度风电、光伏等可再生能源发电，全额收购风电、光伏发电上网电量，并认真贯彻执行上网电价政策及电价附加调配政策，与风电、光伏发电企业及时足额结算电费，确保了发电企业的利益和资源的充分利用。风电、光伏发电的购售电合同和并网调度协议签订情况总体良好，基本上做到了并网有协议，交易有合同，有效地保障了发电企业的合法权益。

三、存在问题

(一)风电发展规划和投资立项的统筹性有待进一步加强一是部分地区存在大规模风电难以消纳的问题。在部分风电资源比较丰富的地区，风电发展规划侧重于资源规划，缺乏具体的风电送出和风电消纳方案，大规模风电送出消纳的矛盾日益突出。蒙西电网的风电资源丰富，2010 年6 月底，已并网和在建风电装机已分别达到489 万千瓦和85 万千瓦，上网电量除部分由本地消纳外，其余电量需要外送华北电网。但是，随着河北张家口、承德地区大规模风电装机的陆续投产，华北电网也面临着本地风电消纳问题，从而使蒙西的风电消纳问题更加突出。2010 年6 月底，甘肃酒泉规划建设的1000万千瓦级风电基地已并网近100 万千瓦，在酒泉及河西地区已经无法完全消纳，大部分需要送到兰州负荷中心消纳。预计2010 年甘肃全省统调范围内最大负荷1000 万千瓦左右，而2010 年底酒泉风电基地建成装机容量将达到500 万千瓦左右，远远超过了酒泉及河西地区的用电需求;2015 年酒泉风电基地发电量预计将达到250 亿千瓦时左右，在甘肃乃至西北电网都难以消纳，但是向网外输送的消纳市场及其配套电网建设目前均未明确。吉林白城地区电网网架较薄弱，外送能力有限，由于地区负荷较低，风电无法完全就地消纳，风电企业发电经常受到限制，如，大唐吉林大通风电场2009 年未能上网电量1488万千瓦时，占全年上网电量的14.7%，影响利用小时300 小时。二是部分项目电源建设和电网建设的协调有待加强。由于风电项目前期工作流程相对简单，核准进度快，建设周期相对较短，而电网接入系统在项目审查、方案确定及工程建设方面相对复杂，致使接入系统工程与风电场建设难以同步完成。例如，内蒙古蒙电华能热电公司乌力吉木仁风场一期、额尔格图风场一期、白云风场一期预计2010年底投产，但是由于其接入系统至今未取得审查意见，风电无法按时送出。内蒙古地区风电资源需通过西电东送通道送往京津唐地区，但现有两条通道容量有限，只能解决少量风电的送出，内蒙古送出第三条通道2006 年就已经开始规划，但至今仍未开工。三是个别地区风电与其它电源发展不配套。东北区域火电机组中的供热机组比例较高(如吉林省为72%)，其在冬季供暖期基本不具备调峰能力，而可以启停调峰的中小型火电机组已逐步关停，抽水蓄能电站、燃气机组建设相对迟缓，在电网调峰能力严重不足的情况下，为保障电网安全和居民采暖，电力调度机构不得已在低谷时段采取限制风电出力的措施。蒙西电网风电装机容量已达到全网最高负荷的24.51%，在冬季供热期间和用电低谷时段，为确保电力系统安全运行，也不得不限制风电场的出力。

(二)风电、光伏发电的相关政策和激励机制有待进一步完善目前，我国已制定了一系列政策法规和激励机制鼓励风电和光伏发电的发展，但政策体系的完整性及相关政策之间的协调性还有待加强。一是光伏发电产业扶持政策尚需完善。国家层面上至今未出台光伏发电上网电价和项目建设的相关实施细则，制约了光伏发电产业的规模化发展。特别是对于作为未来光伏发电主要形式之一的接入配电网(用户侧)分布式光伏发电项目，目前还缺乏上网售电的政策支持，严重制约了小型光伏发电的投资积极性。二是国家对风电等可再生能源发电接入系统工程投资、运行维护等方面的相关规定尚未完善，部分接入系统工程补贴不足影响了电网企业投资建设的积极性。风电项目一般远离负荷中心，其配套接入系统建设工程量大、投资高、线路利用率低，接入系统工程补贴政策的标准难以满足部分项目电网投资和运行维护的需要，影响了电力企业建设的积极性。例如，上海市电力公司出资6528 万元建设的东海大桥海上风电项目接入系统工程，按目前电价补贴政策，需要32 年以上才能收回静态投资。调查显示，黑龙江、山东、浙江、内蒙古、辽宁、新疆的全部或大部分风电场接入系统工程由发电企业出资建设，部分风电企业还负责接入系统工程的运行维护，不利于系统的安全管理。三是风电、光伏发电电费补贴不及时。风电、光伏发电电费补贴往往大大滞后于电量上网时间，导致发电企业不能及时获得相应的电价补贴，影响企业的经营效益，部分规模较小的发电企业甚至出现流动资金周转困难的现象。四是个别历史遗留问题仍待解决。2006 年以前批准建设的风电等可再生能源发电项目不享受《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》中规定的电价补贴，增加了企业的经营负担。如上海崇明、南汇、奉贤海湾风电场及浙江临海、苍南风电场，这些项目都是2006 年以前投产的，上网电价较高且不享受可再生能源附加资金补偿，增加了电网企业的购电成本。

(三)风电、光伏发电并网接入和运行管理有待进一步规范和完善调查发现，目前风电、光伏发电并网接入系统存在以下两个方面的问题：一是风电接入系统缺乏明确的定义导致各方有不同的理解。有的认为是风电场升压变电站以及从升压变电站至电网侧进线第一基塔之间的线路;有的认为是风电场出线第一基塔至电网侧进线第一基塔之间的线路;有的认为是风电场出线第一基塔至电网侧进线第一基塔之间的线路以及电网侧进线间隔。由于理解上的不同容易导致接入系统建设过程中的分歧以及统计口径的不一致。二是风电、光伏发电并网接入和调度管理的有关标准和规定需要根据风电、光伏发电的特点进一步规范和完善。目前风电场并网方面没有国家级标准，为解决风电机组低电压穿越、吸收无功以及安全稳定等突出问题，国家电网公司出台了《国家电网公司风电场接入电网技术规定》，要求风电场满足相关技术标准并进行技术改造后才能入网，此规定在一定程度上规范了风电接入工作，但该标准是企业标准，不是国家标准，容易引发网厂矛盾。

(四)风电、光伏发电的规模发展对电网安全稳定运行的影响不断加大风电、光伏发电具有间歇性、随机性的特点，风电还有反调峰特点，对系统潮流控制、辅助服务调用、短路电流控制、电能质量保证等都提出了新的挑战。目前，由于风功率预测系统不完善，基础数据缺乏，准确度不高，电网企业无法根据预测的风力功率制定日前计划，运行方式的安排上存在着很大的不确定性。甘肃西北部的酒泉地区处于甘肃电网的末端，并入大量风电后，实际运行中面临着暂态稳定等各类稳定问题和调峰困难;2009 年福建电网最大峰谷差已达到636万千瓦，部分大型火电机组在实际运行中的调峰深度已达到60%左右，处于深度调峰状态，接近或达到机组调峰能力技术极限，随着“十二五”期间风电等继续大规模投运，对系统调峰要求更加苛刻，将进一步加大电网调峰的压力。

四、整改要求

(一)风电、光伏发电企业与电网企业应加强并网消纳的衔接工作风电、光伏发电企业应高度重视发电并网消纳工作，在开展发电项目前期工作阶段，要主动与电网企业进行衔接，研究提出切实可行的发电项目送出和消纳方案，并报请政府主管部门确认。电网企业在具体受理风电、光伏发电项目接入系统并网申请时，要按照电网发展规划和风电、光伏发电发展规划的要求，认真做好发电项目输送线路、网架结构和落点等方面的相关准备工作，加大电网改造力度，完善网架结构，做好接入系统工程的可行性研究，择优制订接入系统方案，积极为风电、光伏发电企业提供并网服务工作，确保发电项目及时并网运行。发电企业和电网企业要加强沟通和协调，共同推动风电、光伏发电建设的协调发展。

(二)电力企业要切实做好风电、光伏发电并网运行相关工作，确保系统安全稳定运行电网企业要进一步加强风电、光伏发电并网对电网安全稳定运行影响的研究，在接入系统的审查、接入电网有关电气设备的试验和验收等方面严格执行相关技术标准和规范，与获得核准、满足相关技术管理规定、符合并网接入条件的发电企业及时协商签订并网调度协议和购售电合同。认真做好风电、光伏发电并网后的负荷预测和电力系统稳定分析工作，合理安排运行方式，提高调度管理水平，保障电力系统安全稳定运行。风电企业应加强机组的管理工作。做好风电功率预测，完善自动化和通信系统，做好机组的日常维护工作，为机组的稳发满发提供保障。

(三)电网企业要严格执行可再生能源收购有关规定电网企业要严格按照《可再生能源法》等法律法规的要求，在确保电网安全稳定运行的条件下，根据国家价格主管部门批复上网电价及相关规定收购上网电量,严格执行风电、光伏发电上网电价政策，做好电价附加调配工作，及时足额结算电费。

五、监管建议

(一)进一步加强科学规划，促进风电、光伏发电协调、有序发展根据国家可再生能源发展战略和《可再生能源中长期发展规划》，进一步完善各地区风电、光伏发展规划，针对风电和光伏发电的特点，统筹考虑能源资源、电源结构、受电市场、输电廊道、电网建设、电网运行等因素，因地制宜发展风电等可再生能源发电，做到电源与资源、电源与电网、电源与电源、电源与用户之间的和谐发展。在风能和太阳能资源条件较好的地区建设大规模发电基地，应充分考虑电网的网架结构和消纳能力，认真做好风电、光伏发电规划和电网规划的衔接工作，促进风电、光伏发电建设与电网建设协调发展，维护电力系统安全稳定运行。对于靠近负荷中心周围的资源，应遵循因地制宜、实事求是的原则，从有利于节能减排、有利于增强电力供应能力的角度出发，发展分布式电源，就近接入配网。同时要进一步理顺中央与地方风电项目核准管理体制，使风电开发利用规范化、布局合理化，避免随意无序开发。

(二)进一步完善价格财税政策，健全风电、光伏发电激励机制由于风电、光伏发电的各项技术仍是发展中的技术，建设成本较高，其在市场中的经济竞争力较弱，需要继续加大政策扶持力度，促进风电、光伏发电的持续健康发展。一是要研究通过征收能源税或碳税的方式，建立稳定持续的支持风电、光伏发电发展的补贴资金来源;二是加强支持风电、光伏发电发展的财税政策研究，使风电、光伏发电发展与促进地方经济发展紧密结合，形成促进区域经济发展的优势产业;三是进一步完善电价补偿机制，提高风电、光伏发电电价补贴的时效性，科学制定风电、光伏发电接入系统工程造价的补偿标准;四是进一步完善光伏发电电价政策，出台科学合理的光伏发电上网电价政策;五是高度重视并大力鼓励商业模式创新，支持企业面向市场，创新商业模式。

(三)进一步抓好并网和运行管理，适应风电、光伏发电规模发展的需要一是组织开展风电、光伏发电并网接入、安全运行有关问题的研究，制定相关技术标准，降低风电、光伏发电对电力系统安全稳定运行的不利影响。二是要进一步做好风电和光伏发电并网安全性评价、辅助服务补偿管理工作、风电和光伏发电调度管理等工作，从制度上提升对风电、光伏发电并网及运行的监管力度。

第4篇：缅甸光伏发电项目市场投资前景预测报告

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第一部分 缅甸光伏发电市场的投资环境研究

第一章 缅甸宏观经济发展相关指标预测

第一节 缅甸政局稳定性及治安环境点评

一、缅甸政局沿革及其未来的政局稳定性点评

二、缅甸政府效率点评

三、缅甸社会治安条件点评

四、缅甸对中国企业的整体态度点评

第二节 缅甸重点宏观经济指标研究

一、缅甸GDP历史指标及现状综述

二、缅甸经济结构历史指标及现状综述

三、缅甸人均GDP历史指标及现状综述

四、缅甸汇率波动历史指标及现状综述

第三节 缅甸基础设施建设配套的状况

一、缅甸公路建设状况及相关指标

二、缅甸铁路建设状况及相关指标

三、缅甸港口建设状况及相关指标

四、缅甸机场及航空建设状况及相关指标

五、缅甸水、电、油、气的配套建设状况及相关指标

六、缅甸通信与互联网建设的状况及相关指标

七、其他

第四节 影响缅甸经济发展的主要因素

第五节 2017-2020年缅甸宏观经济发展相关指标预测

一、2017-2020年缅甸GDP预测方案

二、2017-2020年缅甸经济结构展望

三、2017-2020年缅甸人均GDP展望

四、2017-2020年缅甸汇率波动态势展望

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五、2017-2020年缅甸基础设施建设态势展望

第二章 缅甸光伏发电市场相关法律法规研究

第一节 缅甸光伏发电国际贸易的相关法律法规

一、缅甸光伏发电的进出口贸易政策

二、缅甸光伏发电市场的关税水平点评

第二节 缅甸光伏发电税收的相关法律法规

一、缅甸财政税收政策的重点内容

二、缅甸与光伏发电市场相关的重点税种及税率汇总

第三节 缅甸光伏发电金融外汇监管的相关法律法规

一、缅甸金融政策的重点内容

二、缅甸外汇监管政策的重点内容

三、缅甸投资利润汇出的管道对比研究

第四节 缅甸光伏发电投资的相关法律法规

一、缅甸对外商直接投资的相关法律法规及重点内容

二、缅甸对外商获得土地的相关法律法规

三、缅甸对外商投资的鼓励或优惠政策的重点内容

第五节 缅甸光伏发电市场准入及认证的相关法律法规 第六节 其他

第三章 缅甸劳动力市场相关指标预测

第一节 缅甸劳动力市场相关历史指标

一、缅甸人口总量历史指标及现状综述

二、缅甸人口结构历史指标及现状综述

三、缅甸医疗卫生条件及疫情防控的相关内容

四、2017-2020年缅甸人口总量及结构的预测方案

第二节 缅甸的风俗禁忌与宗教信仰研究

一、缅甸的风俗禁忌

二、缅甸的宗教信仰

第三节 缅甸劳动力市场员工技能情况点评

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一、缅甸劳动力市场普遍的受教育程度研究

二、缅甸劳动力市场技工能力情况点评

第四节 缅甸劳动力市场工会力量强弱程度判断

一、缅甸工会的发展状况综述

二、缅甸工会组织的罢工状况研究

三、缅甸劳动力市场工会力量的强弱程度判断

第五节 缅甸劳动法相关重点内容点评

一、缅甸劳动法重点内容研究

二、缅甸劳动力市场员工招聘的相关法律法规

三、缅甸对员工最低工资水平的规定及具体内容

四、缅甸对外籍员工入境的签证时间及获得的难易度判断

五、缅甸对外籍员工数量比例等相关规定

第四章 缅甸光伏发电市场投资环境的优劣势点评

第一节 缅甸光伏发电市场的投资环境的优劣势点评

一、缅甸投资环境的优势点评

二、缅甸投资环境的劣势点评

第二节 缅甸光伏发电市场的投资环境的总评及启示

一、缅甸投资环境的总评

二、缅甸投资环境的对中国企业的启示

第二部分 缅甸光伏发电市场供需预测方案

第五章 缅甸光伏发电市场供需指标预测方案

第一节 缅甸光伏发电市场相关指标情况

一、缅甸电力供给指标

二、缅甸电力消费指标

三、缅甸电源结构相关指标

四、缅甸电力价格历史指标

五、缅甸光照资源区域分布特征

六、缅甸光伏发电发展状况综述

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中恒远策—海外版电子商务平台 第二节 影响缅甸光伏发电市场发展的主要因素 第三节 缅甸光伏发电市场供需预测的思路与方法 第四节 缅甸光伏发电市场态势展望与相关指标预测

一、2017-2020年缅甸电力发展规划

二、2017-2020年缅甸电力供需相关指标预测

三、2017-2020年缅甸电力供需平衡展望

四、2017-2020年缅甸电源结构变化态势展望

五、2017-2020年缅甸光伏发电市场发展态势展望

第六章 缅甸光伏发电重点关联行业发展态势展望

第一节 缅甸太阳能电池行业相关态势展望

一、缅甸太阳能电池行业发展相关指标

二、缅甸太阳能电池行业主要特征

三、2017-2020年缅甸太阳能电池行业发展态势展望

第二节 缅甸电力行业相关态势展望

一、缅甸电力行业发展相关指标

二、缅甸电力行业主要特征

三、2017-2020年缅甸电力行业发展态势展望

第三节 其他行业

第七章 缅甸光伏发电市场竞争格局展望

第一节 2017-2020年缅甸光伏发电市场周期展望

一、缅甸本土光伏发电市场的生命周期判断

二、缅甸光伏发电市场未来增长性判断

第二节 缅甸光伏发电市场竞争主体综述

一、缅甸本土光伏发电企业及其相关指标

二、中国在缅甸的光伏发电企业及其相关指标

三、其他国家在缅甸的光伏发电企业及其相关指标

第三节 缅甸光伏发电市场各类竞争主体的SWOT点评

一、缅甸本土光伏发电企业的SWOT点评

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二、中国在缅甸的光伏发电企业的SWOT点评

三、其他国家在缅甸的光伏发电企业的SWOT点评

第四节 影响缅甸光伏发电市场竞争格局变动的主要因素 第五节 2017-2020年缅甸光伏发电市场竞争格局展望

一、2017-2020年缅甸光伏发电市场竞争格局展望

二、2017-2020年中国企业在缅甸光伏发电市场的竞争力展望

第三部分 中国企业投资缅甸光伏发电市场的经营建议

第八章 缅甸光伏发电市场机会与风险展望

第一节 2017-2020年缅甸光伏发电市场机会展望

一、2017-2020年缅甸光伏发电市场需求增长的机会展望

二、2017-2020年缅甸重量级区域市场的机会展望

三、2017-2020年缅甸光伏发电市场辐射的机会展望

四、其他

第二节 2017-2020年缅甸光伏发电市场系统性风险展望

一、缅甸光伏发电市场波动的风险

二、缅甸光伏发电市场相关政策变动的风险

三、强势竞争对手带来的竞争风险

四、汇率波动风险

五、人民币升值的风险

六、关联行业不配套的风险

七、利润汇出等相关金融风险

八、劳动力成本提高的风险

九、其他

第三节 2017-2020年缅甸光伏发电市场非系统性风险展望

一、产品定位不当的风险

二、投资回收周期较长的风险

三、跨国人才储备不足及经营管理磨合的风险

四、与当地政府、劳工关系处理不当的风险

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五、当地化经营进展缓慢的风险

六、其他

第九章 缅甸光伏发电市场的经营与投资建议

第一节 2017-2020年是否适合开拓缅甸光伏发电市场的判断

一、从市场准入门槛的角度进行判断

二、从当地光伏发电市场需求的角度进行判断

三、从市场竞争程度的角度进行判断

四、从生产要素成本的角度进行判断

五、从市场进入时机的角度进行判断

六、从地理区位的角度进行判断

七、是否适合开拓缅甸光伏发电市场的结论

第二节 2017-2020年在缅甸光伏发电市场进行直接投资的建议

一、光伏发电选址的建议

二、投资方式选择的建议

三、光伏发电项目建设规模和建设节奏的建议

四、与缅甸地方政府公关争取优惠政策的建议

五、企业融资方式选择的建议

六、参与电站运营的建议

七、处理跨国人才储备及当地化经营的建议

八、正确处理当地劳资关系的建议

九、利润转移路径选择的建议

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第5篇：蒙古光伏发电项目市场投资前景预测报告

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第一部分 蒙古光伏发电市场的投资环境研究

第一章 蒙古宏观经济发展相关指标预测

第一节 蒙古政局稳定性及治安环境点评

一、蒙古政局沿革及其未来的政局稳定性点评

二、蒙古政府效率点评

三、蒙古社会治安条件点评

四、蒙古对中国企业的整体态度点评

第二节 蒙古重点宏观经济指标研究

一、蒙古GDP历史指标及现状综述

二、蒙古经济结构历史指标及现状综述

三、蒙古人均GDP历史指标及现状综述

四、蒙古汇率波动历史指标及现状综述

第三节 蒙古基础设施建设配套的状况

一、蒙古公路建设状况及相关指标

二、蒙古铁路建设状况及相关指标

三、蒙古港口建设状况及相关指标

四、蒙古机场及航空建设状况及相关指标

五、蒙古水、电、油、气的配套建设状况及相关指标

六、蒙古通信与互联网建设的状况及相关指标

七、其他

第四节 影响蒙古经济发展的主要因素

第五节 2017-2020年蒙古宏观经济发展相关指标预测

一、2017-2020年蒙古GDP预测方案

二、2017-2020年蒙古经济结构展望

三、2017-2020年蒙古人均GDP展望

四、2017-2020年蒙古汇率波动态势展望

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五、2017-2020年蒙古基础设施建设态势展望

第二章 蒙古光伏发电市场相关法律法规研究

第一节 蒙古光伏发电国际贸易的相关法律法规

一、蒙古光伏发电的进出口贸易政策

二、蒙古光伏发电市场的关税水平点评

第二节 蒙古光伏发电税收的相关法律法规

一、蒙古财政税收政策的重点内容

二、蒙古与光伏发电市场相关的重点税种及税率汇总

第三节 蒙古光伏发电金融外汇监管的相关法律法规

一、蒙古金融政策的重点内容

二、蒙古外汇监管政策的重点内容

三、蒙古投资利润汇出的管道对比研究

第四节 蒙古光伏发电投资的相关法律法规

一、蒙古对外商直接投资的相关法律法规及重点内容

二、蒙古对外商获得土地的相关法律法规

三、蒙古对外商投资的鼓励或优惠政策的重点内容

第五节 蒙古光伏发电市场准入及认证的相关法律法规 第六节 其他

第三章 蒙古劳动力市场相关指标预测

第一节 蒙古劳动力市场相关历史指标

一、蒙古人口总量历史指标及现状综述

二、蒙古人口结构历史指标及现状综述

三、蒙古医疗卫生条件及疫情防控的相关内容

四、2017-2020年蒙古人口总量及结构的预测方案

第二节 蒙古的风俗禁忌与宗教信仰研究

一、蒙古的风俗禁忌

二、蒙古的宗教信仰

第三节 蒙古劳动力市场员工技能情况点评

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一、蒙古劳动力市场普遍的受教育程度研究

二、蒙古劳动力市场技工能力情况点评

第四节 蒙古劳动力市场工会力量强弱程度判断

一、蒙古工会的发展状况综述

二、蒙古工会组织的罢工状况研究

三、蒙古劳动力市场工会力量的强弱程度判断

第五节 蒙古劳动法相关重点内容点评

一、蒙古劳动法重点内容研究

二、蒙古劳动力市场员工招聘的相关法律法规

三、蒙古对员工最低工资水平的规定及具体内容

四、蒙古对外籍员工入境的签证时间及获得的难易度判断

五、蒙古对外籍员工数量比例等相关规定

第四章 蒙古光伏发电市场投资环境的优劣势点评

第一节 蒙古光伏发电市场的投资环境的优劣势点评

一、蒙古投资环境的优势点评

二、蒙古投资环境的劣势点评

第二节 蒙古光伏发电市场的投资环境的总评及启示

一、蒙古投资环境的总评

二、蒙古投资环境的对中国企业的启示

第二部分 蒙古光伏发电市场供需预测方案

第五章 蒙古光伏发电市场供需指标预测方案

第一节 蒙古光伏发电市场相关指标情况

一、蒙古电力供给指标

二、蒙古电力消费指标

三、蒙古电源结构相关指标

四、蒙古电力价格历史指标

五、蒙古光照资源区域分布特征

六、蒙古光伏发电发展状况综述

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中恒远策—海外版电子商务平台 第二节 影响蒙古光伏发电市场发展的主要因素 第三节 蒙古光伏发电市场供需预测的思路与方法 第四节 蒙古光伏发电市场态势展望与相关指标预测

一、2017-2020年蒙古电力发展规划

二、2017-2020年蒙古电力供需相关指标预测

三、2017-2020年蒙古电力供需平衡展望

四、2017-2020年蒙古电源结构变化态势展望

五、2017-2020年蒙古光伏发电市场发展态势展望

第六章 蒙古光伏发电重点关联行业发展态势展望

第一节 蒙古太阳能电池行业相关态势展望

一、蒙古太阳能电池行业发展相关指标

二、蒙古太阳能电池行业主要特征

三、2017-2020年蒙古太阳能电池行业发展态势展望

第二节 蒙古电力行业相关态势展望

一、蒙古电力行业发展相关指标

二、蒙古电力行业主要特征

三、2017-2020年蒙古电力行业发展态势展望

第三节 其他行业

第七章 蒙古光伏发电市场竞争格局展望

第一节 2017-2020年蒙古光伏发电市场周期展望

一、蒙古本土光伏发电市场的生命周期判断

二、蒙古光伏发电市场未来增长性判断

第二节 蒙古光伏发电市场竞争主体综述

一、蒙古本土光伏发电企业及其相关指标

二、中国在蒙古的光伏发电企业及其相关指标

三、其他国家在蒙古的光伏发电企业及其相关指标

第三节 蒙古光伏发电市场各类竞争主体的SWOT点评

一、蒙古本土光伏发电企业的SWOT点评

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二、中国在蒙古的光伏发电企业的SWOT点评

三、其他国家在蒙古的光伏发电企业的SWOT点评

第四节 影响蒙古光伏发电市场竞争格局变动的主要因素 第五节 2017-2020年蒙古光伏发电市场竞争格局展望

一、2017-2020年蒙古光伏发电市场竞争格局展望

二、2017-2020年中国企业在蒙古光伏发电市场的竞争力展望

第三部分 中国企业投资蒙古光伏发电市场的经营建议

第八章 蒙古光伏发电市场机会与风险展望

第一节 2017-2020年蒙古光伏发电市场机会展望

一、2017-2020年蒙古光伏发电市场需求增长的机会展望

二、2017-2020年蒙古重量级区域市场的机会展望

三、2017-2020年蒙古光伏发电市场辐射的机会展望

四、其他

第二节 2017-2020年蒙古光伏发电市场系统性风险展望

一、蒙古光伏发电市场波动的风险

二、蒙古光伏发电市场相关政策变动的风险

三、强势竞争对手带来的竞争风险

四、汇率波动风险

五、人民币升值的风险

六、关联行业不配套的风险

七、利润汇出等相关金融风险

八、劳动力成本提高的风险

九、其他

第三节 2017-2020年蒙古光伏发电市场非系统性风险展望

一、产品定位不当的风险

二、投资回收周期较长的风险

三、跨国人才储备不足及经营管理磨合的风险

四、与当地政府、劳工关系处理不当的风险

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五、当地化经营进展缓慢的风险

六、其他

第九章 蒙古光伏发电市场的经营与投资建议

第一节 2017-2020年是否适合开拓蒙古光伏发电市场的判断

一、从市场准入门槛的角度进行判断

二、从当地光伏发电市场需求的角度进行判断

三、从市场竞争程度的角度进行判断

四、从生产要素成本的角度进行判断

五、从市场进入时机的角度进行判断

六、从地理区位的角度进行判断

七、是否适合开拓蒙古光伏发电市场的结论

第二节 2017-2020年在蒙古光伏发电市场进行直接投资的建议

一、光伏发电选址的建议

二、投资方式选择的建议

三、光伏发电项目建设规模和建设节奏的建议

四、与蒙古地方政府公关争取优惠政策的建议

五、企业融资方式选择的建议

六、参与电站运营的建议

七、处理跨国人才储备及当地化经营的建议

八、正确处理当地劳资关系的建议

九、利润转移路径选择的建议

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第6篇：50千瓦光伏发电项目申请备案的报告

三政发〔2018 〕 号

三官庙镇人民政府

关于蓝田县龙曲新农村建设开发有限公司建 设50千瓦光伏发电项目申请备案的报告

县发改委：

按照《蓝田县光伏十村集体经济十贫困户工作实施方案》(蓝 政办发【2017】112号)及省市有关文件要求、进一步做好光伏发

电扶贫项目、完成贫困工作任务，经研究、探实三官庙镇龙曲村光伏发电建设项目、项目资金来源未央区工作队，项目具体情况如下：

一、项目目名称：三官庙镇龙曲村光伏扶贫电站项目

二、建设单位：蓝田县龙曲村新农村开发有限公司

三、法人代表：杨永祥

四、项目地址：三官庙镇龙曲村村委会

五、项目规模及内容：在龙曲村委会办公楼顶及村委活动广场共计铺设大阳能板274平方米，完善其他光伏发电设备总装机50千瓦。

六、资金来源：项目预算总投资37.5万元，由企业自筹解决。

七、项目建设期限：2018年5月至12月

八、效益分析：该项目建成后年，年预计发电量达61千千瓦时，实现利润6.5万元，同时可带动周边50余户群众共同发展光 伏发电项目，促进群众增收。 现申请项目备案，望予以研究审批

特此报告

三官庙镇人民政府 2018年6月5日