谢邀，光伏里面就那几个企业，逆变器领域现在阳光和华为两强争霸，当然还有特变还可以，逆变器都不怎么挣钱了，听销售说现在逆变器的价额已经比电站的架子还便宜。公司靠电站这块挣点钱。前两年发展太猛了，死了一批又一批，如果不嫌弃三线城市可以试试合肥的阳光看看，如果觉得觉得别扭试试华为看看，至于你说的电池板这块我不太了解，将来电站运营开始玩云端这种概念了，华为已经弱化逆变器这块了，维护这块都在考虑无人机这些新玩意了。总体说来光伏这块马马虎虎吧，我到现场去，看到的比较苦逼，如果找不到别的更好的工作那么建议去试试吧，总体来说往行业大公司跳吧!有机会转到研发或者销售去比较好，比如逆变器这块将来会是中国人的天下。总体说来，光伏布局基本完成了，风电变流器也接近尾声，现在剩下储能和电动车控制器这两块才刚刚发展，如果有机会，建议去这两个方向的公司。自动化很好找工作，又有配电设计工作经验，不需要担心找不到高薪的工作。关键是你要走出第一步。
没有哪个行业能火30年，保持积极向上的心态最重要。
2020年要实现全国脱贫，光伏扶贫是一种重要的手段，也就意味着三五年之内，失业率不会太高。
光伏的电气相对供配电还是简单的，技术跨度不大，补充一点光伏知识就好。
另外，汉能基本算是垮掉了，暴铺模式和左手换右手的伎俩把股价搞得一团糟。薄膜成本还是太高，施展不开。光伏EPC必将面临大鱼吃小鱼的过程，现在什么阿猫阿狗都在搞EPC，学好核心技术自己单干都可以啊。2050年，光伏要成为全球主流能源，路还很长呢。
万事开头难，但是难不过你不停的走。
#专注EPC多年，把我最近观察到的EPC方面的几个思路分享给你，希望能有所启发#
第一种，常规地面电站建设，EPC或者施工（含设备等），简单但是价格利润都很低，回款有难度。
第二种，地面电站开发与建设，目前西北片弃光很严重，基本没希望。华东华南西南片，地形都不是很好，项目也很少。
第三种，光伏扶贫项目，这个属于地面，但是建设难度比较大，一般都是地形比较差的偏远地区，且与当地政府的政治挂钩，风险需要依据与政府的关系来评估，利润较常规的地面稍好一些。
第四种，屋顶电站建设，EPC或者施工（含设备等），难度最低，价格也是很低，竞争者众多，难以发挥你的优势。
第五种，屋顶电站，自己持有：自己开发（也可以找人开发，出路条开发费用），自己建设和持有，风险最低，但是持有周期比较长。案例是林洋电子之类上市公司。
第六种，屋顶电站，联合开发建设，短期持有后转卖：前提是有托底收购方，自己或者联合开发，前期自行垫资或者共同入股建设，纯自发自用的话5-6年回本，然后每年10%以上收益，建设周期越短越容易转卖。案例是昱辉阳光与北控清洁能源之间的合作。
第七种，屋顶电站，联合开发建设和持有：与合作伙伴共同入股开发和建设，合作单位资金需要实力雄厚一些（最起码要拿得到低息贷款或者上市公司之类有充足现金流），纯自发自用的话7-8年左右回本，然后每年10%以上收益。
在确保每一个项目现金流基本为正的情况下，资产做大可以考虑融更加低息低成本的资金，实现正循环。案例看看清芸阳光。
光伏竞价项目 EPC 总承包建设施工要点分析
根据国家光伏行业发展政策，经过早期的试验性 发展后，光伏项目上网电价迅速完成了标杆化，随后电 价逐步退坡，减小补贴，在“十三五”末完成平价。
2019 － 04 － 11 日，国家能源局发布《关于 2019 年风电、光伏发电建设管理有关要求的通知》，通知指出能 源主管部门应在优先建设平价上网项目基础上，采取 竞争方式配置需国家补贴的风电、光伏发电项目，竞争 配置将上网电价作为重要竞争条件，优先建设补贴强 度低、退坡力度大的项目。
列入国家补贴范围的光伏 发电项目，应在申报的预计投产时间所在的季度末之 前全容量建成并网，逾期未建成并网的，每逾期一个季度并网电价补贴降低 0． 01 元/ kWh。所以，在取得竞价光伏指标之后，能否按国家要求的工期内完成并网， 直接关系到项目的电价收益，重要性不言而喻。根据 公司成功实施的经验，分析竞价光伏项目 EPC 总承包
建设的几大要点如下。
1完成土地流转，取得用地指标
2019 年许多竞价光伏项目未按要求完工的原因为土地流转未完成而影响现场进度问题，光伏项目建设工期非常紧张，一般在 6 个月之内。竞价准备期间或项目拿到指标之时就需要尽快与项目所在地政府沟通接洽，尽快完成光伏实施区土地流转工作，签订征租地协议，在项目具备开工条件后，能及时交付土地，施工单位顺利进场实施。
2及时林业勘察，获取林业指标
根据《湖北省天然林保护条例》及《国家林业局关 于光伏电站建设使用林地有关问题的通知》等相关法 规要求，禁止在天然林、一级公益林、各类自然保护区、有林地、疏林地等重要区域建设光伏项目，因此在光伏项目选址是尽量避开政策红线，其他林地的使用前要依法办理林业用地指标。因光伏项目实施所需土地面积大，常规 5 万 kW 的项目用地在 80 hm2 以上，通常需要几次办理林业手续才能获得全部林业指标。林业指标需要从县级林业部门逐级上报到省级林业部门审批，流程较长，管控严格。因此在土地面积确定后要尽快委托林业勘察单位进场踏勘，出具光伏场区林地相关报告，尽快获取林业指标，避免执法风险。
3加快设计进度，交付施工图纸
光伏竞价项目工期紧，按照《中华人民共和国招 标投标法》相关要求，光伏发电项目建设需要进行公 开招标，通常完成公开招标流程就需要 1 个多月时间， 所剩施工时间更为有限，在施工之前还需要设计人员 进场完成勘察设计及出具施工图，很多光伏项目存在 施工单位进场实施之后因设计进度滞后，图纸无法交 付导致施工单位窝工的现象，最后产生纠纷，不利于项 目实施。所以在明确设计单位之后需要严格设计进 度，要求加大设计、勘察人员投入，及时完成设计方案 审查和施工图纸会审，施工过程中严格落实设计工代 管理制度，根据现场情况及时作出相关调整，方能满足 现场施工。
4锁定设备产能，确保按期交货
光伏竞价项目为国家能源局统一组织，竞价结果 出来之后全国各地区数千万 kW 装机规模的项目同步实施，工期计划基本一致，光伏各供应链出现抢装潮。此时，对组件、逆变器、变电设备等主要设备的产能要 求非常高，设备供货竞争非常激烈，顺利完成设备交货 是项目成功的关键。因此，在获取竞价指标之后，建设 单位需要马上组织设备招标工作，设置合理的合同条 款及较好的支付条件，最好设置有激励措施，比如: 主变压器提前到货 1 d 奖励 1 万元，提高设备厂家参与投标的积极性和及时供货的保障性。或者提前进行预 招标，与预中标人签订框架协议，在建设单位取得指标 后可直接实施。设备合同签订之后，及时支付设备预 付款、备料款，并要求厂家严格按照交付工期排产，安 排专人赴厂家进行监造和催交，确保设备及时供货。
5加强施工组织，主攻升压站建设
针对紧迫的建设工期，施工单位进场之后，需要根
据工期计划做好施工组织设计，投入机械人员，光伏项目场区面积大，一般达 66． 6 hm2 以上，作业面非常多，通过大量施工人员投入就可以有效提升场区进度。光 伏施工的关键区域在升压站，升压站面积小，可投入的 人员有限，且涉及较多的交叉作业，施工工序复杂，这 需要投入专业的施工人员，做好施工组织，合理规划施 工工序，优先完成配电区接地及设备基础浇筑，完成配 电楼施工及室内设备基础，满足设备到货安装的需要， 在升压站设备基础浇筑后开展质量监督检查，设备安 装调试完成之后及时按照《光伏发电工程验收规 范》［1］开展启动验收工作。
目前，随着新技术的推广应用，还可考虑采用预制舱形式，采用预制舱可代替配电楼的功能，按照内部设备功能的不同，分为一次设备预制舱、二次屏柜预制舱、交直流电源预制舱等。由厂家根据设计尺寸预制舱体及基础，舱内配置消防、暖通、除湿降温等相关必要功能，然后衔接设备厂家发货，在工厂完成设备安装、接线工作，将预制舱及其内部设备作为一个设备整体运输至升压站现场，完成就位和通电从而达到提高现场施工效率，实现了降低变电站建设周期的目标，这种方式能节约工期 15 d 以上，在光伏抢装项目中应用非常普遍。
6自建送出线路，保证并网通道
常规电源项目送出线路大多由电网公司配套建 设，需要先规划、进入其里程碑，开展前期工作，再招标 建设，流程较长。光伏项目工期紧，若由电网公司建设 线路通常不能满足主体工程进度需求，因此建设单位 对光伏项目基本上选择自建送出线路。对于需要扩建 对侧变电站间隔的还要及时协调当地供电公司，及时 办理相关手续，选择合适的施工队伍非常重要，建议优 先选择电网公司供应商库范围内的施工单位，其对电 网作业流程较为熟悉，有协调能力，专业性较好。同时 线路标段施工内容和主体工程施工内容需要有明确清 晰的分界点，避免有模糊不清的地方造成双方争议。线路的施工进度需要与升压站施工进度匹配或超前， 确保升压站具备倒送电条件后，送出线路能及时完成 受电。
该光伏电站项目位于吉林省延边州，占地约5000亩(1亩≈666.67m2)，设计装机容量为100MW，并网电压为35kV，经升压站升变为220kV后，通过外送架空线路接入当地电网。电站选址处于山林地带，场区内涵盖了林地、丘陵、沟壑、沼泽、沙地、荒地、废弃牧场等多种地貌，地质环境复杂，发电单元分布不规整。电站局部实景图如图1所示。
延边州位于我国东北吉林省东部中朝边境，地处41°59′47′′N～44°30′42′′N、127°27′43′′E～131°18′33′′E之间。项目所在地年均气温为3.9℃，极端最高温度为37.5℃，极端最低温度为-37.5℃；当地年太阳总辐射量约为5085MJ/m2，年日照时数约为2700h。根据QX/T89-2008《太阳能资源评估办法》，本项目场址所在地属于太阳能资源很丰富的Ⅱ类资源区(5040～6300MJ/m2)。
主要设备选型设计并网光伏电站主要由光伏组件方阵、汇流箱、逆变器、升变压器、并网点配电柜等组成。本项目中，光伏场区主要设备包括光伏组件，逆变器，箱式变压器和交、直流电缆等。光伏电站系统配置简图如图2所示。
1.2.1光伏组件
目前我国并网光伏电站中使用的光伏组件主要包括单晶硅组件、多晶硅组件和薄膜组件3种类型。其中，单晶硅组件转换效率高，但单块组件成本偏高，多用于屋顶分布式电站这类安装面积较小的电站系统；相对于晶硅组件而言，薄膜组件在弱光条件下具有更好的发电性能，并且薄膜组件成品造型灵活，可根据建筑实际需要进行调整，在建筑幕墙等系统中应用广泛；多晶硅组件转换效率介于单晶硅组件和薄膜组件之间，技术成熟、性能稳定，易于大规模运输和安装，相比于单晶硅组件和薄膜组件具有更高的性价比。因此，大型地面电站多选用多晶硅组件。考虑到本项目光伏组件安装数量庞大、场区地处偏远、安装条件苛刻等因素，选型设计采用国内优质多晶硅组件，组件功率为270W。在光伏发电系统中，光伏组件安装方案直接决定了阵列所能接收到的太阳辐射量，进而影响整个电站的发电效率。在山地光伏电站中，衡量光伏组件安装方案优劣的因素应从阵列安装倾角选择和场区土地利用率两方面考虑。对于组件安装倾角，业内普遍认为应与项目所在地的纬度保持一致，但对于高纬度地区来说，过大的安装倾角意味着更长的阴影遮挡距离和更多的支架钢材消耗，这对于场地利用率和支架成本都造成了不利的影响。相反，如果单纯考虑通过降低安装倾角、缩短阴影遮挡距离来提高土地利用率，则会使阵列接收到的太阳辐射量大幅降低，严重影响阵列的发电效率。所以，优秀的组件安装方案必定是在阵列倾角与土地利用率之间找到恰当的平衡，既能保证组件接收到最佳辐射量，又能兼顾土地的合理利用率。本项目组件安装地纬度约43.5°，若采用常规的支架安装方案，则阵列阴影遮挡对土地利用率的影响较大，这对于本就紧张的项目用地情况而言是不能接受的。所以，在项目前期设计过程中，本项目放弃了常规的组件安装方法，改用一种新的安装模式：首先，将组件安装倾角减小至40°，一方面可缩短阵列阴影长度，另一方面也能降低支架成本；其次，将常规安装方案中1组阵列安装2排组件的模式改为1组阵列安装3排组件，虽然阵列高度有所增加，使支架成本和阴影长度变大，但是单组阵列的组件安装数量得以提高；综合来看，单位面积内组件安装数量比常规安装方案多，土地利用率也得到了合理保证。
1.2.2逆变器
我国光伏电站使用的逆变器主要分为集中式逆变器和组串式逆变器两种。其中，集中式逆变器容量和体积大，具有较好的可调度性，性价比也较高，但集中式逆变器MPPT数量少，且对安装条件要求高，比较适用于组件设备安装统一且集中的大规模电站。组串式逆变器容量较小、单台设备重量轻、防护性能好、对外部使用环境要求低、易于运输和安装，且组串式逆变器普遍具有较多的MPPT数量，能最大程度地减轻由于组件差异和阴影遮挡造成的不利影响，提高光伏发电效率，适用于组件安装条件复杂的电站系统；并且在阴雨天、雾天较多的地区，组串式逆变器的发电时间更长。光伏电站逆变器选型应根据电站规模、厂址地理环境、系统形式、并网要求等因素进行选择。本项目位于山林地带，设备安装区域分散，组件安装受地形限制较为严重。因此，为减少组件串、并联失配的损失及优化光伏电站发电能力，本项目在逆变器选型时采用了具有4路MPPT功能的国内优质组串式逆变器，单台逆变器的额定功率为50kW。此外，光伏组件开路电压和短路电流会随着环境温度的波动而变化，特别是开路电压会随着环境温度的降低而升高。所以，接入逆变器MPPT的组件串联数必须经过计算论证，以保证其在极端低温环境条件下不超过逆变器MPPT工作电压上限；并在极端高温条件下不低于逆变器MPPT工作电压下限；同时，也要保证接入逆变器的组件容量不高于逆变器最大直流输入功率。本项目每台逆变器接8个光伏组串回路，每个回路串接21块光伏组件，逆变器直流输入功率为45.36kW。
1.2.3场区变压器
目前国内光伏场区变压器产品主要有油浸式变压器和干式变压器两种。由于光伏电站变压器多安装于室外，所以普遍采用防护性能好且易于施工安装的油浸式箱型组合式变压器。在变压器设计选型时，需从光伏系统电气设计类型、电压变比、安装使用环境条件等方面综合考虑，选择最适合光伏系统类型且兼顾积极性的产品。其中，油浸式变压器造价低、维护方便、电压等级和变压器容量配置灵活，在光伏系统中应用广泛；但由于其体积较大，并且绝缘油泄漏存在环境污染和火灾的风险，所以一般适用于安装场地充足、防火等级要求不高的大型地面光伏电站系统。本项目光伏场区位于山地之上，电气设备运输、安装空间充裕，所以设计采用型号为ZGS11-Z.G型的油浸式箱式变压器(下文简称“箱变”)，并在变压器基础内设计泄油池，防止箱变绝缘油泄露后造成环境污染和火灾隐患。考虑到山地电站组件分布零散，发电单元装机容量不一致，本项目设计采用1000kVA和1600kVA两种容量的箱变，根据各发电单元实际装机容量不同，每台箱变接入20～38台不等的逆变器，光伏接入容量与箱变额定容量比不超过1.2。
1.2.4交、直流电缆
对于山地电站而言，场区内电缆敷设一般采用架空和埋地2种。对于需要跨越沟壑、林地、河流的路线，一般采用架空电缆；而对于距离短、场地平整、地面施工方便的区域则采用埋地敷设，该方式具有施工周期短、成本低的优势。本项目光伏场区内使用到的电缆主要包括组件与逆变器之间的光伏直流电缆、逆变器到箱变之间及箱变至升压站之间的交流电缆。电缆选型的考虑因素主要包括耐压等级、截面积和电缆类型等。其中，组件与逆变器之间的电缆设计采用光伏专用直流电缆，沿组件背部支架檩条布置；逆变器到箱变及箱变之间的交流电缆采用埋地敷设，考虑到电站所在地区夏季多雨潮湿、冬季又气温偏低，所以选择使用防潮性和耐低温性更好的铠装交联聚乙烯绝缘聚乙烯护套电力电缆(YJY23)，电缆规格则根据各回路电压等级和载流量值进行选择。埋地电缆在敷设前，必须确定合适的埋地深度。根据规范要求，直埋电缆埋地深度不应小于0.7m，跨越农田时，深度不能小于1.0m；同时，在寒冷地区还必须考虑冬季冻土层厚度，直埋电缆应处于最大冻土层深度以下。本项目所处地区冬季极端最低温度达-37.5℃，最大冻土层厚度为1.8m，因此，光伏场区电缆沟设计深度应达2.0m，同时，对于穿过道路的部分需采用钢管进行保护。大型光伏电站占地面积大，设备数量众多，交、直流电缆用量十分庞大，所以施工前期能否合理估算电缆使用量显得尤为重要。山地电站由于地形及施工条件比较复杂，所以很难单纯按照所谓的“类似工程”经验和施工图来进行电缆用量估算。本项目在实际施工过程中，采用“施工图+经验值+现场取样值”的方法，综合统计电缆工程量。一方面，利用施工图纸和以往山地电站电缆用量数据进行估算；另一方面，在现场对已施工完成的单元进行电缆实际用量统计，作为接下来施工单元的参照样本。随着工程的推进，电缆参照样本会越来越丰富，越来越具有代表性，而电缆使用量估算值也会越来越准确。
由于我国光伏电站项目建设及上网电价受政策影响较大，导致大部分项目建设周期较短，在电站设计和施工建造等环节得不到充分、科学、有效的控制，给电站建成后的运维管理造成了一定的困难和隐患。同时，由于近几年光伏项目爆发式的增长，大量电站投入运营，而行业内专业运维人员的培养和储备却相对落后，导致光伏电站运维人员紧张，运维水平及质量参差不齐。所以，加强并完善电站运维管理工作，对保证光伏电站使用寿命及经济效益具有重要意义。
1.3.1场区设备管理
光伏场区主要设备有光伏组件、组串式逆变器和箱变。对于这些设备的管理主要通过场区数据采集监控和定期实地巡检等方式，了解设备的运行参数及状况，分析安全隐患并及时排除故障。光伏场区内各主要设备都配有数据采集终端，并可通过场区内敷设的RS485通信电缆和光纤环网与升压站主控室实现数据与指令的实时传送，运维人员在主控室内即可对场区内所有电气设备进行运行参数检测，包括逆变器发电量、箱变功率等参数，如图3、图4所示；并可通过主控系统，根据调度上级的指令对设备进行远程控制，实现光伏场区主要电气设备的自动化管理。同时，应加强对主要设备的检查，定期安排运维人员对光伏场区内光伏组件、逆变器和箱变进行实地巡检，记录各设备运行情况和相关参数；对检
查中发现的问题及时进行分类汇总整理，并根据问题的严重性制定针对性的处理方案。对于高海拔地区的光伏电站，由于组件安装倾角较大，要特别留意组件支架的受力情况，对于松动的连接部位要及时进行紧固。对于昼夜温差较大地区的光伏电站，要特别注意电气设备箱内的凝霜情况，尤其是箱变内部，要重点检查各接线端子及断路器表面有无凝霜和凝露，必要时要及时清除箱体内壁上的覆冰，并保证箱体通风顺畅，避免箱内电气设备受潮，影响绝缘性能。巡检的周期一般为1～2周，可根据电站实际运行情况和场区天气、环境状况决定。对新投运、检修后及有故障历史的设备则要加大巡检力度；同时，在降雪、降雨、大风及冰雹等极端天气发生前后也要加强巡检。
1.3.2光伏组件的清洗
目前我国建设运营的光伏电站多采用玻璃基体的晶硅组件，这种组件主要由钢化玻璃、背板、铝合金边框、晶硅电池片、EVA、硅胶和接线盒等组成，具有较好的有效受光面积和光电转换效率，但其钢化玻璃表面也易堆积灰尘和污垢。组件表面的灰尘等遮挡物会降低其光电转换效率，并在组件被遮挡部位造成热斑效应，严重的可能会造成光伏组件损坏。因此，必须制定相应的措施和方案，对电站安装的光伏组件表面进行定期清洗，以保证组件的转换效率及运行安全。目前，我国光伏电站中的光伏组件常用的清洁技术主要包括：人工配高压水枪清洁技术、板上机器人清洁技术、光伏组件自清洁技术、电帘除尘技术及车载移动式清洁技术。各种清洗技术的特点介绍如表1所示。
本项目所在地位于远离市区的山林地带，场区周围无热电厂、采矿场等大气污染源，空气洁净度较高，光伏组件受灰尘影响较小；但项目所在地冬季气温低、降雪时间长，所以光伏组件清洁工作主要考虑积雪对光伏组件的影响。针对这一问题，结合项目所在地实际情况和组件安装模式，本项目采取被动清洁与主动清洁相结合的处理方法，对场区内的光伏组件进行清洁维护。
1.3.2.1被动清洁
结合本项目光伏组件安装高度高、倾角大(40°)的特点，冬季组件表面的积雪在自身重力的影响下，较难附着在组件玻璃表面，且当太阳光照射到组件后，组件表面温度升高，将有助于积雪和覆冰脱落。从电站实际运行情况来看，12月上旬，场区夜间降雪后，清晨光伏组件表面积雪厚度约为2～5cm，在太阳光照射到组件后，80%的组件表面覆雪在1h内可自行脱落，剩余的积雪基本在2h后全部脱落。同样，在其他季节，落在组件表面的灰尘或树叶等杂物，在降雨和风吹的作用下，也能顺利地从组件表面滑落。
1.3.2.2主动清洁
考虑到经济性与适用性的要求，对于那些无法依靠自重脱落的积雪和灰尘杂物，本项目采用定期安排清洁人员人工除雪除尘的方法对组件进行清洁。对于水源充沛的区域可采用加压水枪冲洗，其他区域则可采用抹布等工具进行人工清洁。组件的清洗时间应选择在清晨、傍晚、夜间或阴天进行，以避免清洗过程中设备及人员阴影对光伏组件发电效率造成不利影响。至于清洗周期的选择，则应根据组件表面的积污程度决定。正常情况下，对于灰尘类附着物，每年清洗次数应不低于2次；而对于积雪，则应根据组件表面堆积厚度和近期降雪情况，及时安排清除。
1.3.3运维人员培训
光伏电站运维管理工作的好坏，很大程度上取决于运维人员技能素质的高低。光伏发电技术作为新型的能源利用形式，多数电站的运维管理队伍相对年轻，缺少光伏运维经验和技术。所以，电站运维单位应加强运维人员的专业培训工作，在光伏电站运维管理期间，根据相关法律法规及当地电力部门的规定，结合电站运行的规章制度，制定符合自身特点的培训方案和细则，不断提高从业人员的技术水平，加强学习与创新意识。同时，应注重来自专业分包单位或设备厂家的技术交底和培训工作。光伏电站建设所涉及到的专业多、行业广，且工程前期设计施工与运维管理往往不是由同一家公司或部门完成，因此，在电站建成并移交给运维单位时，需要求专业分包单位和设备供应厂商向运维单位进行技术交底并提供必要的培训服务，确保运维人员熟悉系统及设备性能，掌握操作及检修方法。
根据《光伏发电站设计规范》，光伏电站发电量预测应根据站址所在地的太阳能资源情况，并考虑光伏电站系统设计、光伏方阵布置和环境条件等各种因素后计算确定，其计算式为：
式中，EP为上网发电量，kWh；HA为水平面太阳总辐照量，本项目地取值为1412.55kWh/m2；ES为标准条件下的辐照度，常数为1kWh/m2；PAZ为组件安装容量，本项目为100000kWp；K为综合效率系数，取值为0.8。因此，本项目电站首年的理论发电量
由于主材老化和紫外线照射等原因，光伏组件在使用过程中功率会逐年衰减。本项目所用组件首年功率衰减率为2.5%，第1年以后每年的衰减率为0.7%，10年功率衰减率为8.8%，25年功率衰减率为19.3%。系统寿命按25年计算，表2为本项目电站25年的发电量计算结果。
根据分析，本项目25年累计总发电量为2517164100kWh，25年年均发电100686564kWh，每瓦装机容量每年发电量约为1.007kWh。
本电站位于吉林省延边州，根据《国家发展改革委关于2018年光伏发电项目价格政策的通知》(发改价格规[2017]2196号)，2018年1月1日之后投运的光伏电站，Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区标杆上网电价分别调整为0.55元/kWh、0.65元/kWh、0.75元/kWh(含税)。该地区为Ⅱ类资源区，光伏电站标杆上网电价为0.65元/kWh。同时，根据吉林省《关于加快光伏产品应用促进产业健康发展的建议(128号)》，吉林省对光伏发电项目实行按电量补贴的政策，在国家规定的基础上，再补贴0.15元/kWh。所以，实际上该光伏电站可享受补贴0.8元/kWh。该项目一期装机容量为100MW，按8元/W的成本估算，前期预算投资额约为8亿元，项目实际投资额为7.9亿元，略低于前期预算投资额。根据估算，该项目年均发电量为100686564kWh，根据政策可按0.8元/kWh获得补贴，则光伏电站平均每年电费收益约为8054.9万元。根据实际投资额估算，该项目约10年收回成本。电站25年累计总发电量为25.17亿kWh，总收益约为20.14亿元，在25年的使用寿命期内，本项目盈利额约为12.24亿元。同时，项目每年可为当地实现税金1400万元，年提供扶贫资金1200万元，实现4000户建档立卡贫困户顺利脱贫，户年均增收3000元。此外，由于光伏电站工作生产中自身耗电量较少，且不会向外界环境排放二氧化碳、二氧化硫和氮氧化物等污染物，所以其具有很高的环保价值和社会效益。该光伏电站年均发电近1亿kWh，按照相关折算规律，每年可节省标准煤36247.16t，意味着可少排放二氧化碳100384.5t、二氧化硫1188.1t及氮氧化物432.9t，同时可减少因火力发电产生的27386.7t粉尘，并节约近4亿L净水。3总结光伏行业在经历了近几年的爆发式增长后，个别地区电网建设滞后情况日趋凸显，再加上我国产业转型升级加快，全国电力需求放缓，各地相继出现了弃光限电的现象。与此同时，为实现光伏平价上网的目标，光伏标杆上网电价已进入下行通道，根据《国家发展改革委关于2018年光伏发电项目价格政策的通知》，2018年标杆上网电价比2017年均下调0.1元/kWh。在这样的背景下，光伏企业将面临更大的降本压力，而光伏电站建设所需的原材料(如组件、钢材等)及人工成本却居高不下，如何在不降低工程质量的前提下，平衡成本与收益之间的关系，是光伏行业接下来需要思考和解决的难题。
