各省、自治区、直辖市及计划单列市国土资源主管部门，新疆生产建设兵团国土资源局：
为落实建设项目用地标准控制制度，大力推进土地节约集约利用，根据《中华人民共和国土地管理法》、《国务院关于促进节约集约用地的通知》（国发〔2008〕3号）、《节约集约利用土地规定》（国土资源部令第61号）等法律法规，部编制了《光伏发电站工程项目用地控制指标》，现予发布，自2016年1月1日起实施，有效期5年。
2015年12月2日
附件：
光伏发电站工程项目用地控制指标
为落实建设项目用地标准控制制度，促进土地节约集约利用，依据《中华人民共和国土地管理法》、《国务院关于促进节约集约用地的通知》（国发[2008]3号）、《节约集约利用土地规定》（国土资源部令第61号）、《光伏发电站设计规范》（GB50797-2012）等法律、法规、技术规范，编制《光伏发电站工程项目用地控制指标》（以下简称本用地指标）。
1 基本规定
1.1本用地指标适用于新建、改建和扩建地面光伏发电站工程项目。
1.2光伏发电站工程项目建设，应遵循节约优先的原则，在综合考虑光能资源、场址、环境等建设条件的同时，应进行优化配置，合理利用土地。尽量利用未利用地，不占或少占农用地。
1.3光伏发电站工程项目建设，应根据光伏发电行业发展的需要，在满足安全性和可靠性的同时，体现科学、合理和节约集约用地的原则。
1.4本用地指标是光伏发电站工程项目可行性研究（初步设计）、用地审批、土地供应、供后监管、竣工验收等环节确定用地规模的依据和尺度。
1.5编制光伏发电站工程项目可行性研究报告，应当按照本用地指标确定的总体规模和各功能分区规模进行规模核定。并在报告中对用地规模核定情况进行专篇说明。
1.6审批光伏发电站工程项目用地，应当按照本用地指标确定的总用地规模和各功能分区用地规模进行核定。
1.7核发光伏发电站工程项目土地划拨决定书和签订出让合同，应明确规定或约定建设项目用地总规模和各功能分区用地规模。
1.8本用地指标分为总体指标和分项指标。采用总体指标时，光伏发电站工程项目总用地规模按照第二章节的规定计算；采用分项指标时，光伏发电站工程项目建设用地规模按照第三章节至第六章节的规定计算和调整。
1.9本用地指标所指的土地包括未利用地、建设用地和农用地。
1.10光伏发电站工程项目建设应当执行国家土地管理法律、法规规定，严格执行本用地指标确定的用地总规模和功能分区用地规模。因安全生产、地形地貌、工艺技术等有特殊要求，确需突破本用地指标的，应开展节地评价论证。
1.11光伏发电站工程项目建设应优先采用技术先进、发电效率高的光伏组件，提高土地使用效率。
1.12光伏发电站工程项目建设除执行本用地指标外，尚应符合国家相关政策规定。
2 光伏发电站工程项目用地总体指标
2.1光伏发电站工程项目用地总体指标包括光伏方阵、变电站及运行管理中心、集电线路用地和场内道路的用地面积。
2.2光伏发电站工程项目用地总体指标按光伏组件的全面积效率、安装所在地纬度、所在地形区类别、光伏方阵安装排列方式及不同升压等级计算确定。
2.3光伏发电站工程项目用地总体指标按Ⅰ类地形区、Ⅱ类地形区、Ⅲ类地形区分别编制。
Ⅰ类地形区是指地形无明显起伏，地面自然坡度小于或等于3°的平原地区；
Ⅱ类地形区是指地形起伏不大，地面自然坡度大于3°但小于或等于20°，相对高差在200m以内的微丘地区；
Ⅲ类地形区是指地形起伏较大，地面自然坡度大于20°，相对高差在200m以上的重丘或山岭地区。
2.4光伏发电站工程项目处于2.3条中两个或两个以上地形区时，应根据不同地形区分别计算建设用地规模，再累计得出总用地规模。
2.5光伏方阵排列安装的主要形式包括：固定式、平单轴跟踪式、斜单轴跟踪式、双轴跟踪式。光伏发电站工程项目用地总体指标不应超过表2-1～2-12的规定。
2.6表2-1～2-12是10MW光伏发电站用地面积。其他装机容量的发电站用地计算公式为:
用地面积=10MW光伏方阵用地面积×（实际总装机容量/10MW）
2.7表2-1～2-12中未列出发电效率和纬度的光伏发电站工程项目，总用地面积可以采用线性插值法进行计算。不同纬度用地面积计算公式为：
用地面积=A+(B-A)×(c-a)/b
A：表中光伏发电站相同发电效率相邻区间低纬度用地面积。
B：表中光伏发电站相同发电效率相邻区间高纬度用地面积。
a：表中光伏发电站相同发电效率相邻区间低纬度的度数数值。
b：光伏发电站所在纬度区间的差值。
c：光伏发电站所在地纬度的度数数值。
不同效率用地面积计算同样可以采用线性插值法进行计算。
表2-1Ⅰ类地形区固定式10MW光伏发电站用地总体指标
单位：公顷
表2-2Ⅰ类地形区平单轴跟踪式10MW光伏发电站用地总体指标
单位：公顷
表2-3Ⅰ类地形区斜单轴跟踪式10MW光伏发电站用地总体指标
单位：公顷
表2-4Ⅰ类地形区双轴跟踪式10MW光伏发电站用地总体指标
单位：公顷
表2-5Ⅱ类地形区固定式10MW光伏发电站用地总体指标
单位：公顷
表2-6Ⅱ类地形区平单轴跟踪式10MW光伏发电站用地总体指标
单位：公顷
表2-7Ⅱ类地形区斜单轴跟踪式10MW光伏发电站用地总体指标
单位：公顷
表2-8Ⅱ类地形区双轴跟踪式10MW光伏发电站用地总体指标
单位：公顷
表2-9Ⅲ类地形区固定式10MW光伏发电站用地总体指标
单位：公顷
表2-10Ⅲ类地形区平单轴跟踪式10MW光伏发电站用地总体指标
单位：公顷
表2-11Ⅲ类地形区斜单轴跟踪式10MW光伏发电站用地总体指标
单位：公顷
表2-12Ⅲ类地形区双轴跟踪式10MW光伏发电站用地总体指标
单位：公顷
3 光伏方阵用地指标
3.1光伏方阵用地包括组件用地、逆变器室及箱变用地、方阵场内道路用地等。固定式光伏方阵建设用地指标不应超过表3-1规定，平单轴跟踪式光伏方阵建设用地指标不应超过表3-2规定，斜单轴跟踪式光伏方阵建设用地指标不应超过表3-3规定，双轴跟踪式光伏方阵建设用地指标不应超过表3-4的规定。
3.2表3-1~表3-4中，未列出效率和纬度的光伏方阵用地指标可采用线性插值法和公式法两种方式进行计算。
3.3光伏方阵用地指标线性插值法计算方法可参照2.7条。
3.4光伏方阵用地指标公式法计算公式如下：
光伏方阵面积：S=D×K
其中：D=（L×cosZ）+（L×sinZ）×（0.707tanφ+0.4338）/（0.707-0.4338tanφ）
S：光伏方阵面积
D：光伏方阵间距
K：光伏方阵横向长度
L：光伏方阵纵向宽度
Z：光伏方阵倾角
φ：光伏方阵所在当地纬度
采用跟踪式安装排列的光伏方阵用地指标，应按阴影最长时间点计算南北向和东西向光伏方阵的最大占地面积。
3.4光伏方阵用地受地形、地貌等因素影响较大的，用地面积可按表3-5的调整系数进行调整。
4 变电站及运行管理中心用地指标
4.1变电站及运行管理中心用地为永久用地，包括变电站用地和生活服务设施用地。用地面积按围墙外1m的外轮廓尺寸计算。
4.2变电站用地包括生产建筑用地和辅助生产建筑用地。生产建筑用地包括升压设备、变配电设备、变电站控制室（升压设备控制、变配电设备控制、其他设备控制）用地；辅助生产建筑用地包括光伏发电站中控室、计算机室、站用配电室、电工实验室、通信室、库房、办公室、会议室、停车场等设施用地。
4.3生活服务设施用地包括职工宿舍、食堂、活动中心等设施用地。
4.4变电站及运行管理中心用地指标不应超过表4-1的规定。
4.5变电站及运行管理中心位于Ⅲ类地形区的，用地面积可根据站址的地形、地质条件，按工程设计用地面积计算。
4.6变电站及运行管理中心为填方场地，用地面积按工程设计用地面积计算。
4.7变电站及运行管理中心外围设置防洪及排水设施时，用地面积应按相应构筑物外边线的轮廓尺寸计算。
5集电线路用地指标
5.1光伏发电站集电线路用地指标是指光伏发电站项目区内集电线路用地。
5.2光伏发电站集电线路一般采用直埋电缆敷设方式，其用地面积与光伏方阵用地已经合并，用地指标不再另行计算。
5.3光伏发电站集电线路采用架空线路架设时，只计算杆塔基础用地。杆塔基础用地为永久用地，其面积按基础外轮廓尺寸计算。
5.4杆塔采用水泥杆时，用地指标不应超过表5-1的规定。
5.5杆塔采用钢管杆时，用地指标按5.3条计算。
5.6杆塔采用铁塔时，用地指标不应超过表5-2的规定。
5.7终端塔杆，建设用地指标按表5-2中转角为60°～90°的数值计算。
5.8经常受台风和凝冻影响地区的架空线路，用地指标应乘以系数1.1。
5.9光伏发电站工程通信线路应随电缆线路或架空线路一同敷（架）设，不再另行计算用地面积。
6 场内道路用地指标
6.1光伏发电站场内道路用地是指保证项目生产运营的场区内部运行道路。
6.2场内道路宽度应不超过4米。场内道路用地面积按道路宽度乘以道路长度进行计算。
6.3光伏发电站进场路（场外部分）和通往场外的道路用地（场内部分），应符合国家现行的有关公路建设的用地指标。
6.4场外供电线路、有线通信线路、排水、沟渠及其他设施，按相关标准并结合实际情况计算用地面积。
附录A
直辖市、省会城市光伏阵列斜面日均辐射量参考值
附录B
按照《光伏发电站设计规范》（GB50797-2012），光伏方阵在冬至日上午9：00到下午3：00时段内前、后、左、右互不遮挡的规定条件。本附录给出光伏发电站四种光伏方阵布置形式，即固定式光伏方阵（Ⅰ类、Ⅱ类地形区）、平单轴型跟踪方阵、斜单轴型跟踪方阵、双轴型跟踪方阵（赤道坐标系和地平坐标系）的计算示例；以及按照太阳能跟踪器（光伏组件）跟踪变量不同，给出地平坐标系方位角跟踪系统、地平坐标系高度角跟踪系统的占地两种计算方法。
光伏方阵的太阳跟踪器可以分为地平坐标跟踪系统和赤道坐标跟踪系统。地平坐标跟踪系统以地平面为参照系，如果是2维的跟踪系统，则跟踪2个变量，即太阳的高度角和方位角，跟踪是通过调整光伏方阵的倾角和方阵方位角来实现的；赤道坐标跟踪系统以地球贯穿南极和北极的地轴和地球的赤道平面为参照系，也跟踪2个变量，即太阳的赤纬角和时角。跟踪是通过调节光伏方阵与主轴的夹角（太阳赤纬角）和主轴的旋转角（时角）来实现的。
下面分别给出光伏方阵在不同安装和运行模式下的占地计算模型和计算实例。
一、固定式光伏方阵占地计算
（一）计算要点：
1.固定式方阵向南安装，不用考虑东西向遮挡，只需要考虑南北向间距；
2.以冬至日上午9：00到下午3：00不遮挡为准（不是北京时间，是当地太阳时，即正午12：00的太阳时角为零）；
3.方阵倾角等于当地纬度。
4.方阵间距图示
从上图可以看出：
D2=cosβ×L′，L′=H/tan
D1=L×cosZH=L×sinZ
方阵间距D=D1+D2=（L×cosZ）+（L×sinZ）×cosβ/tan
β：太阳方位角
：太阳高度角
L′：太阳射线在地面上的投影
H：前后光伏方阵相对高度
L：光伏方阵纵向宽度
Z：光伏方阵倾角
太阳高度角计算公式：sin=sinφsin+cosφcoscos
太阳方位角计算公式：sinβ=cossin/cos
cosβ=(sinφsinα-sinδ)/cosαcosφ
三角函数公式tan=sin/cos
式中：
φ为当地纬度；
为太阳赤纬，
计算公式：=23.5sin[360(284+N)/365]
冬至日的太阳赤纬为-23.45度；
为时角，上午9:00的时角为45度。
cosβ/tan=(sinφsinα-sinδ)/cosαcosφtan
=(sin2φsin+sinφcosφcoscos-sinδ)/cosφsin
=(sin2φsincosφ+cos2φsinφcoscos-cosφsinδ)/cos2φsin
=sinφcoscos/sin+cosφsinδ(sin2φ-1)/cos2φsin
=(sinφcoscos-cosφsinδ)/sin
=(sinφcoscos-cosφsinδ)/(sinφsin+cosφcoscos)
分子和分母同时除以cosφsinδ，得到：
cosβ/tan=(costanφ–tanδ)/(cos+tanφtanδ)
当赤纬角δ=-23.45度，时角=45度时：
cosβ/tan=（0.707tanφ+0.4338）/（0.707-0.4338tanφ）
得到GB50797-2012中的固定方阵间距简单计算公式：
D=（L×cosZ）+（L×sinZ）×（0.707tanφ+0.4338）/（0.707-0.4338tanφ）
说明：固定光伏方阵不一定朝向正南，也可能朝东、朝西或东南、西南等。通用的D2公式为：D2=cos（β-r）×L′，L′=H/tan，r为光伏方阵的方位角，而β-r则是阳光射线和方阵法线在地面上投影的夹角。通用公式适用于任意方位角，也适用于赤道坐标东西向间距的计算。是任意方向的通用公式，则间距不完全是南北向间距，而是前后排间距。
（二）计算实例
计算实例1：
地点：三亚纬度：18.23度
不遮挡时段：冬至日上午9：00到下午3：00
冬至日实际日出日落时长：10小时54分，日出：6：33，日落5：27
上午9：00太阳高度角=29.45度
天合255瓦组件：长1.685米，宽0.997米，组件效率：15.18%
组件安装：纵向4块组件排列
横向22块组件排列
方阵总功率：22.44kW
方阵倾角：等于纬度角18.23度
计算方法：
纵向4块组件排列，长度L=0.997×4=3.988米；
横向22块组件排列，宽度K=1.685×22=37.07米
光伏方阵间距为
D=D1+D2=（L×cosZ）+（L×sinZ）×（0.707tanφ+0.4338）/（0.707-0.4338tanφ）
D1=L×cosZ=3.988×cos（18.23）=3.788米，
D2=（L×sinZ）×（0.707tanφ+0.4338）/（0.707-0.4338tanφ）=1.474米计算可得：方阵间距D=D1+D2=3.788+1.474=5.262米。
已知方阵宽度K=37.07米，
得到方阵净占地S=D×K=5.262×37.07=195.062平方米。
方阵总功率22.44kW
计算出单位kW净占地：S1=195.062/22.44=8.69平方米。
综合考虑到组件上下、左右间隔，方阵间距和方阵间道路，逆变器机房、升压变等占地，光伏方阵用地指标：
S2=8.69×（1+30%）=11.297平方米，
计算得到光伏方阵单位kW合理占地：11.297平方米。
即为11.297hm2/10MW。
计算实例2：
地点：三亚纬度：18.23度
不遮挡时段：冬至日上午7：44到下午4：16
冬至日实际日出日落时长：10小时54分，日出：6：33，日落5：27
上午7：44太阳高度角=15.00度
天合255瓦组件：长1.685米，宽0.997米，组件效率：15.18%
组件安装：纵向4块组件，长度L=3.988米；横向22块，宽度K：37.07米
方阵总功率：22.44kW
方阵倾角：等于纬度角18.23度
带入公式：D=（L×cosZ）+（L×sinZ）×（0.707tanφ+0.4338）/（0.707-0.4338tanφ）
得到：D1=3.788米，D2=2.431米，方阵间距6.218米，已知方阵宽度K=37.07米，得到方阵净占地230.515平方米。
方阵总功率22.44kW，单位kW净占地：10.27平方米，考虑到组件上下、左右间隔，方阵间距和方阵间道路，逆变器机房/升压变占地，区间内道路用地等，需要有大约30%的余量，得到光伏方阵单位kW合理占地：13.351平方米，高于上午9：00到下午3：00为不遮挡时段的占地。
二、固定式光伏方阵占地计算（Ⅱ类地形区）
（一）计算要点
1.固定式方阵坡地向南安装，不用考虑东西向遮挡，只需要考虑南北向间距；
2.以冬至日上午9：00到下午3：00不遮挡为准（不是北京时间，是当地太阳时，即正午12：00的太阳时角为零）；
3.方阵倾角等于当地纬度；
4.前排方阵高度H变为相对高度h1，其它计算公式不变。
5.坡地方阵间距图示：
条件：已知前后排光伏方阵安装平面的高度差h2.
D1=L×cosZ（与平地一致无变化）
D2=cosβ×L′，L′=h1/tan
H=L×sinZ=h1+h2h1=H-h2
方阵间距：D=D1+D2=（L×cosZ）+（L×sinZ-h2）×cosβ/tan
β：太阳方位角：太阳高度角L′：太阳射线在地面上的投影
h1：前后光伏方阵相对高度h2：前后排方阵高度差
H：前排方阵垂直高度
L：光伏方阵纵向宽度
Z：光伏方阵倾角
因计算方法相同，不再给出计算实例。
三、赤道坐标平单轴跟踪方阵占地计算
（一）计算要点
1.水平轴方阵东西向跟踪太阳时角，不用考虑南北向遮挡，只需要考虑东西向间距；
2.方阵运行方式：主轴东西向跟踪太阳时角，方阵最大向东倾角60度。当太阳时角大于方阵向东最大倾角时，方阵采用“反向跟踪”；当太阳时角达到最大倾角60度时，方阵开始随太阳时角旋转，有：A=ω，冬至日上午9：00时，所有纬度情况下均已经有A=ω，即A=45度；
3.方阵东西向间距以冬至日上午9：00到下午3：00不遮挡为准（不是北京时间，是当地太阳时，即正午12：00的太阳时角为零）；
4.光伏组件水平安装在方阵主轴上，倾角等于零；
5.水平轴东西向跟踪仅适合于纬度在35度以下地区，纬度在35度以上地区由于冬季太阳过于斜射，余弦损失太大，不适用；
6.春分/秋分时节，日出时间为早上6：00，如果仍然定义为上午9：00不遮挡显然不合适，但如果定义为基本相同的太阳高度角不遮挡，则时间要提前到上午8：00不遮挡，方阵向东倾角也相应调整到60度，此时东西向间距要比冬至日上午9：00要大27%，占地面积也相应增大20%。因此，对于赤道坐标跟踪系统，由于东西向间距是占地的主要因素（固定方阵不必考虑东西向间距），而东西向间距不但受季节影响，还受所设定的不遮挡时间影响，不遮挡的时间越长，则占地越大，需要综合考虑占地和发电量的最优配比。
7.方阵间距图示：
计算太阳电池方阵间距D，可以从下面4个公式求得：
D2=L′cosβ'β'=90-β
L′=H/tanαH=KsinA
α=arcsin(sinφsinδ+cosφcosδcosω)
β=arcsin(cosδsinωcosα)
首先计算冬至上午9:00太阳高度角和太阳方位角，冬至时的赤纬角d是-23.45度，上午9:00的时角ω是45度，于是有：
α=arcsin(0.648cosφ-0.399sinφ)
β=arcsin（0.9170.707/cosα）
求出太阳高度角α后和太阳方位角后，即可求出太阳光在方阵后面的投影长度L′，再将L′折算到前后两排方阵之间的垂直距离D2：
D2=L′cosβ'=Hcosβ'/tanα
D1=KcosA
（二）计算实例3：
青海格尔木纬度φ=36.25度，求太阳电池方阵东西向间距：
不遮挡时段：冬至日上午9：00到下午3：00
冬至日实际日出日落时长：9小时31.6分，日出：7：14，日落4：46
上午9：00太阳高度角=16.728度
取δ=-23.45,ω=45,有：
天合255瓦组件：长1.685米，宽0.997米，组件效率：15.18%
组件安装：东西向并排安装2块组件，东西向宽度K=1.994米，南北向主轴上水平安装2排各20块组件，方阵总长度33.70米；
方阵总功率：10.20kW
方阵倾角：水平安装在主轴上，倾角等于零；
方阵向东倾角等于时角45度。
得到：D1=1.410米，D2=3.178米，方阵间距4.588米，已知方阵长度33.7米，得到方阵净占地154.605平方米。
方阵总功率10.20kW，单位kW净占地：15.157平方米，考虑到组件上下、左右间隔，方阵间道路（已经有了方阵东西向间距，不必另外增加），逆变器机房/升压变占地等，需要有大约30%的余量，得到光伏方阵单位kW合理占地：19.70平方米。
计算实例4：
青海格尔木纬度φ=36.25度，求太阳电池方阵春分时东西向间距：
春分日实际日出日落时长：12小时，日出：6：00，日落6：00
太阳高度角=20.0度时的时间是上午7：40（时角为64.906度，大于60度）
天合255瓦组件：长1.685米，宽0.997米，组件效率：15.18%
组件安装：东西向并排安装2块组件，东西向宽度K=1.994米，南北向主轴上水平安装2排各20块组件，方阵总长度33.70米；
方阵总功率：10.20kW
方阵倾角：水平安装在主轴上，倾角等于零；
方阵7：40时向东倾角等于机械最大倾角60度。
得到：D1=0.997米，D2=4.572米，方阵间距5.569米，已知方阵长度33.7米，得到方阵净占地187.691平方米。
方阵总功率10.20kW，单位kW净占地：18.401平方米，考虑到组件上下、左右间隔，方阵间道路（已经有了方阵东西向间距，不必另外增加），逆变器机房/升压变占地等，需要有大约30%的余量，得到光伏方阵单位kW合理占地：23.921平方米，比冬至日占地还要大。
四、赤道坐标斜单轴跟踪方阵占地计算
（一）计算要点
1.斜单轴太阳跟踪器的光伏方阵在主轴上向南倾斜纬度角，方阵东西向跟踪太阳时角，不但需要考虑东西向方阵间距，还要考虑光伏方阵之间在主轴上的间距；
2.方阵运行方式：主轴东西向跟踪太阳时角，方阵最大向东倾角60度。当太阳时角大于方阵向东最大倾角时，方阵采用“反向跟踪”；当太阳时角达到最大倾角60度时，方阵开始随太阳时角旋转，有：A=ω，冬至日上午9：00时，所有纬度情况下均已经有A=ω，即A=45度；
3.方阵东西向间距以冬至日上午9：00到下午3：00不遮挡为准（不是北京时间，是当地太阳时，既正午12：00的太阳时角为零）；
4.光伏组件倾斜纬度角安装在方阵主轴上，需要计算合理间距；
5.斜单轴太阳跟踪器适合于任何纬度地区，不存在冬季余弦损失太大的问题；
6.春分/秋分时节，日出时间为早上6：00，如果提前到上午8：00以后不遮挡，方阵向东倾角也相应调整到60度，则占地面积要比冬至日上午9：00要大27%。因此，对于赤道坐标跟踪系统，由于东西向间距是占地的主要因素（固定方阵不必考虑东西向间距），而东西向间距不但受季节影响，还受所设定的不遮挡时间影响，不遮挡的时间越长，则占地越大，需要综合考虑占地和发电量的最优配比。
（二）东西向间距计算：
尽管光伏方阵在主轴上有倾角，但东西向间距计算方法仍然与水平轴跟踪一致。
方阵间距图示如下：
计算实例5：
计算太阳电池方阵东西向间距D，可以从下面几个公式求得：
D2=L′cosβ'β'=90-β
L′=H/tanαH=KsinA
D2=L′cosβ'=Hcosβ'/tanα
D1=KcosA
D=D1+D2=KcosA+KsinAcosβ'/tanα
青海格尔木纬度φ=36.25度，求太阳电池方阵东西向间距：
天合255瓦组件：长1.685米，宽0.997米，组件效率：15.18%
组件安装：东西向并排安装2块组件，东西向宽度K=1.994米，向东倾角45度；
得到：D1=1.410米，D2=3.176米，方阵东西向间距4.586米。
（三）南北向间距计算：
方阵南北向间距图示如下：
计算太阳电池方阵主轴上间距D，可以从下面几个公式求得：
D=D1+D2
D1=LcosZ
D2=H/tanxH=LsinZ
X=90-φ-23.45
D=D1+D2=LcosZ+LsinZ/tan(90-φ-23.45)
计算实例6：
青海格尔木纬度φ=36.25度，求太阳电池方阵在主轴上的间距：
天合255瓦组件：长1.685米，宽0.997米，组件效率：15.18%
组件安装：东西向并排2块组件，倾纬度角（Z=φ=36.25度）安装在主轴上L′=1.685米；X=30.3度
得到：D1=1.359米，D2=1.705米，方阵南北向间距3.064米。
计算实例7：
斜单轴跟踪单位kW占地计算：
东西向方阵间距4.586米，主轴上方阵间距（即南北向间距）3.064米，得到方阵净占地14.05平方米。
方阵一共2块组件，总功率510W（0.51kW），单位kW净占地：27.55平方米，考虑到组件间隔、方阵间道路、逆变器机房占地等，需要有大约30%的余量，得到光伏方阵单位kW合理占地：35.815平方米。
五、赤道坐标双轴跟踪方阵占地计算
（一）计算要点
1.双轴太阳跟踪器的光伏方阵在主轴上始终跟踪太阳赤纬角，方阵东西向跟踪太阳时角，不但需要考虑东西向方阵间距，还要考虑光伏方阵之间在主轴上的间距。计算占地时，则仅仅考虑方阵冬至日倾斜最大倾角（即阴影最长）时的情况；
2.方阵运行方式：聚光光伏方阵一般采用双轴跟踪器，聚光光伏需要随时准确跟踪太阳，为了最大限度提高发电量，要求提前1小时（冬至日上午8：00，而不是9：00）对准太阳，且东西向互相不遮挡。方阵主轴东西向跟踪太阳时角，方阵最大向东倾角60度。当太阳时角大于方阵向东最大倾角时，方阵采用“反向跟踪”；当太阳时角达到最大倾角60度时，方阵开始随太阳时角旋转，有：A=ω，冬至日上午8：00时，所有纬度（北纬18-50度）情况下均已经有A=ω，即A=60度；
3.方阵东西向间距以冬至日上午8：00到下午4：00不遮挡为准（不是北京时间，是当地太阳时，即正午12：00的太阳时角为零）；
4.当然，太阳高度角和太阳方位角也相应采用冬至日8:00太阳时；
5.光伏组件冬至日在主轴上的倾角为当地纬度+23.45度，此时方阵在主轴上的间距最大。
6.赤道座标双轴太阳跟踪器适合于任何纬度地区，不存在冬季余弦损失太大的问题；
7.对于赤道坐标跟踪系统，由于东西向间距是占地的主要因素（固定方阵不必考虑东西向间距），而东西向间距不但受季节影响，还受所设定的不遮挡时间影响，不遮挡的时间越长，则占地越大，需要综合考虑占地和发电量的最优配比。
（二）东西向间距计算
尽管光伏方阵在主轴上有倾角，但东西向间距计算方法仍然与水平轴跟踪一致。
方阵间距图示如下：
计算实例7：
计算太阳电池方阵东西向间距D，可以从下面几个公式求得：
D2=L′cosβ'β'=90-β
L′=H/tanαH=KsinA
D2=L′cosβ'=Hcosβ'/tanα
D1=KcosA
D=D1+D2=KcosA+KsinAcosβ'/tanα
青海格尔木纬度φ=36.25度，求太阳电池方阵东西向间距：
天合255瓦组件：长1.685米，宽0.997米，组件效率：15.18%
组件安装：东西向并排安装2块组件，东西向宽度K=1.994米；
向东倾角A=60度，上午8：00太阳高度角仅7.736度。
得到：D1=0.997米，D2=8.317米，方阵东西向间距9.314米。
（三）南北向间距计算
方阵南北向间距图示如下：
计算太阳电池方阵主轴上间距D，可以从下面几个公式求得：
D=D1+D2
D1=LcosZ
D2=H/tanxH=LsinZ
X=90-φ-23.45
D=D1+D2=LcosZ+LsinZ/tan(90-φ-23.45)
计算实例8：
青海格尔木纬度φ=36.25度，求太阳电池方阵在主轴上的间距：
天合255瓦组件：长1.685米，宽0.997米，组件效率：15.18%
组件安装：东西向并排2块组件，倾纬度角+23.45（Z=φ+23.45=59.70度）安装在主轴上L=1.685米；太阳在主轴上的入射角X=30.3度
得到：D1=0.85米，D2=2.49米，方阵南北向间距D1+D2=3.34米。
斜单轴跟踪单位kW占地计算
东西向方阵间距9.314米，主轴上方阵间距（即南北向间距）3.34米，得到方阵净占地31.109平方米。
方阵一共2块组件，总功率510W（0.51kW），单位kW净占地：60.998平方米，考虑到组件间隔、方阵间道路、逆变器机房占地等，需要有大约30%的余量，得到光伏方阵单位kW合理占地：79.297平方米。
六、地平坐标双轴跟踪系统占地计算
（一）计算要点
1.地平坐标双轴跟踪系统是跟踪太阳高度角和太阳方位角；
2.光伏方阵的方位角可以360度旋转，因此可以从日出就开始跟踪，始终有方阵方位角=太阳方位角β；为了使阳光射线垂直于方阵平面，要求方阵倾角等于太阳高度角的余角，即：Z=90-α，但是方阵倾角受机械加工限制，不可能倾70度以上，一般设计最大倾角为60度；
3.冬至日上午9：00时，在18-50度纬度范围内，太阳高度角均小于30度，即光伏方阵即使倾斜到最大倾角60度，太阳射线仍无法达到垂直入射。因此，即使对于聚光光伏，也仍以冬至日上午9：00到下午3：00不遮挡为准（不是北京时间，是当地太阳时，既正午12：00的太阳时角为零）；
4.日出到太阳高度角达到30度之前，方阵采用“反向跟踪”，一旦太阳高度角达到30度，光伏方阵开始跟踪太阳高度角，此时开始有Z=90-α；鉴于高纬度地区占地过大，建议纬度40度以上地区，方阵最大倾角调整为45度。
5.方阵间距图示：
从上图可以看出：
1.地平坐标双轴跟踪占地与方阵长宽比相关；
2.方阵最大轴间距（CZSN和CZEW）的确定以当阴影间距等于方阵错开间距CCSN或CCEW时确定。南北向错开轴间距随时角向正午移动从初始错开轴间距逐渐趋向无穷大；东西向错开轴间距随时角向正午移动从初始错开轴间距逐渐趋向于零；
3.要保证东西向、南北向和斜上方3个方向上的光伏方阵均不遮挡；
4.纬度35度以下地区的计算结果方阵长宽比1：1占地最小；纬度35度以上方阵长宽比1：2占地最小；无论何种纬度，方阵长宽比2：1均占地最大。
上表条件：1）光伏组件效率14%；2）地平坐标双轴跟踪系统；
3）冬至日上午9点不遮挡。
前后排阴影长度D=D1+D2=（H×cosZ）+（H×sinZ）/tan
最长阴影长度时的南北间距DYSN=D×cos
最长阴影长度时的东西和南北间距DYEW=D×sin
最长阴影平移南北间距DPSN=D/cosβ
最长阴影平移东西间距DPEW=D/sinβ
H为前排方阵高度。
方阵南北向错开间距CCSN=K/tanβ
方阵东西向错开间距CCEW=Ktanβ
方阵南北向轴间距CZSN=CCSN/cosβ
方阵东西向轴间距CZEW=CCEW/sinβ
K为方阵宽度。
β为太阳方位角
为太阳赤纬，冬至日的太阳赤纬为-23.45度；
为时角，上午9:00的时角为45度。
从上图可以看出：
1.以上午9：00阴影长度做矩形，得到最长阴影长度时的东西和南北间距DYEW和DYSN；
2.图2：当方阵最大错开轴间距DZEW和DZSN均小于DYEW和DYSN时，以DYEW和DYSN作为方阵轴间距；
3.图3：当方阵DZEW小于DYEW，而DZSN大于DYSN时，则南北向轴间距以DZSN为准，东西向轴间距以DYEW为准；
4.图4：当方阵DZEW大于DYEW，而DZSN小于DYSN时，则南北向轴间距以DYSN为准，东西向轴间距以DZEW为准；
5.图5-1：当方阵错开间距DZEW和DZSN均大于DYEW和DYSN时，以DZEW和DZSN作为方阵轴间距;
6.图5-2：当方阵错开间距DZEW和DZSN均远大于DYEW和DYSN时，将最长阴影平移找到相应方阵轴间距，这种情况的方阵宽度要远大于长度，因此最小东西间距和最小南北间距均不得小于方阵宽度，否则左右方阵平行时会相互碰撞。
（二）计算实例9：
地点：北京纬度：39.8度
天合255瓦组件：长1.685米，宽0.997米，组件效率：15.18%
组件安装：纵向5块组件横排，长度L=4.985米；横向4块，宽度K=6.74米
方阵总功率：5.1kW
方阵倾角：早9：00时倾角45度
得到：D1=3.525米，D2=14.031米，方阵上午9：00阴影长度17.556米；
方阵宽度最长阴影长度时的南北间距DYSN=13.051米
方阵宽度最长阴影长度时的东西间距DYEW=11.742米
南北向最大错开轴间距（时角-28.7度）DZSN=14.252米（大于DYSN）
东西向最大错开轴间距（初始错开轴间距）DYEW=9.067米（小于DYEW）
方阵占地=DZSNDYEW=14.252米11.742米=167.353平方米
得到方阵净占地167.353平方米。
方阵总功率5.1kW，单位kW净占地：32.814平方米，考虑到组件间隔、方阵间道路、逆变器机房占地等，需要有大约30%的余量，得到光伏方阵单位kW合理占地：42.6582平方米。
另：变电站及运行管理中心用地、集电线路用地、交通工程用地规模（计算略）
北京实例间距计算结果图示：
计算实例10：
地点：格尔木纬度：36.25度
天合255瓦组件：长1.685米，宽0.997米，组件效率：15.18%
组件安装：纵向5块组件横排，长度L′=4.985米；横向4块，宽度K=6.74米
方阵总功率：5.1kW
方阵倾角：早9：00时倾角60度
得到：D1=2.493米，D2=14.363米，方阵上午9：00阴影长度16.856米；
方阵宽度最长阴影长度时的南北间距DYSN=12.40米
方阵宽度最长阴影长度时的东西间距DYEW=11.418米
南北向最大错开轴间距（时角29.01度）DZSN=13.806米（大于DYSN）
东西向最大错开轴间距（初始错开轴间距）DYEW=9.162米（小于DYEW）
方阵占地=DZSNDYEW=13.806米11.418米=157.635平方米
得到方阵净占地157.635平方米。
方阵总功率5.1kW，单位kW净占地：30.909平方米，考虑到组件间隔、方阵间道路、逆变器机房占地等，需要有大约30%的余量，得到光伏方阵单位kW合理占地：40.182平方米。
格尔木实例间距计算结果图示：
七、地平坐标方位角跟踪系统占地计算
（一）计算要点
1.地平坐标方位角跟踪系统只跟踪太阳方位角，方阵倾角固定，一般倾纬度角，即Z=φ；
2.此种跟踪方式只适用于平板组件，不适用于聚光光伏。光伏方阵的方位角可以360度旋转，始终有方阵方位角=太阳方位角β；
3.以冬至日上午9：00到下午3：00不遮挡为准（不是北京时间，是当地太阳时，既正午12：00的太阳时角为零）；
4.除了方阵的倾角固定外，计算方法与地平坐标双轴跟踪一致。
5.方阵间距图示：
从上图可以看出：
1.以上午9：00阴影长度做矩形，得到最长阴影长度时的东西和南北间距DYEW和DYSN；
2.图2：当方阵最大错开轴间距DZEW和DZSN均小于DYEW和DYSN时，以DYEW和DYSN作为方阵轴间距；
3.图3：当方阵DZEW小于DYEW，而DZSN大于DYSN时，则南北向轴间距以DZSN为准，东西向轴间距以DYEW为准；
4.图4：当方阵DZEW大于DYEW，而DZSN小于DYSN时，则南北向轴间距以DYSN为准，东西向轴间距以DZEW为准；
5.图5-1：当方阵错开间距DZEW和DZSN均大于DYEW和DYSN时，以DZEW和DZSN作为方阵轴间距;
6.图5-2：当方阵错开间距DZEW和DZSN均远大于DYEW和DYSN时，将最长阴影平移找到相应方阵轴间距，这种情况的方阵宽度要远大于长度，因此最小东西间距和最小南北间距均不得小于方阵宽度，否则左右方阵平行时会相互碰撞。
（二）计算实例11：
地点：北京纬度：39.8度
天合255瓦组件：长1.685米，宽0.997米，组件效率：15.18%
组件安装：纵向5块组件横排，长度L=4.985米；横向4块，宽度K=6.74米
方阵总功率：5.1kW
方阵倾角：固定等于纬度39.8度
得到：D1=3.83米，D2=12.701米，方阵上午9：00阴影长度16.531米；
方阵宽度最长阴影长度时的南北间距DYSN=12.289米
方阵宽度最长阴影长度时的东西间距DYEW=11.057米
南北向最大错开轴间距（时角29.59度）DZSN=13.891米（大于DYSN）
东西向最大错开轴间距（初始错开轴间距）DYEW=9.067米（小于DYEW）
方阵占地=DZSNDYEW=12.289米11.057米=153.597平方米
得到方阵净占地153.597平方米。
方阵总功率5.1kW，单位kW净占地：30.117平方米，考虑到组件间隔、方阵间道路、逆变器机房占地等，需要有大约30%的余量，得到光伏方阵单位kW合理占地：39.152平方米。
计算实例12：
地点：格尔木纬度：36.25度
天合255瓦组件：长1.685米，宽0.997米，组件效率：15.18%
组件安装：纵向5块组件横排，长度L=4.985米；横向4块，宽度K=6.74米
方阵总功率：5.1kW
方阵倾角：固定等于纬度36.25度
得到：D1=4.020米，D2=9.808米，方阵上午9：00阴影长度13.828米；
方阵宽度最长阴影长度时的南北间距DYSN=10.172米
方阵宽度最长阴影长度时的东西间距DYEW=9.366米
南北向最大错开轴间距（时角31.79度）DZSN=12.821米（大于DYSN）
东西向最大错开轴间距（初始错开轴间距）DYEW=9.162米（小于DYEW）
方阵占地=DZSNDYEW=12.821米9.366米=120.083平方米
得到方阵净占地120.083平方米。
方阵总功率5.1kW，单位kW净占地：23.546平方米，考虑到组件间隔、方阵间道路、逆变器机房占地等，需要有大约30%的余量，得到光伏方阵单位kW合理占地：30.610平方米。
八、地平坐标高度角跟踪系统占地计算
（一）计算要点
1.地平坐标高度角跟踪系统只跟踪太阳高度角，方阵方位角可以朝南、朝东、朝西、朝东南、朝西南等任意；
2.此种跟踪方式一般用于光伏遮阳板，很少用于大型地面电站，也有一年调整倾角数次的安装运行方式；
3.如果此种运行方式用于地面电站，则占地计算方法与固定安装相同，无论光伏方阵每天的倾角如何变化，也无论光伏方阵一年当中的倾角如何变化，只需要计算冬至日上午9：00时光伏方阵的占地即可。可以采用固定方阵占地的通用公式：D=D1+D2，D1=L×cosZ
D2=cos（β-r）×L′
L′=H/tan，H=L×sinZ
附件
《光伏发电站工程项目用地控制指标》
条文说明
1基本规定
1.1本条说明了本用地指标的适用范围。主要适用于新建、改建和扩建的地面光伏发电站工程项目。
改建、扩建项目应充分利用既有场地和设施，当需新增用地时，其用地指标应控制在本指标中相同建设规模工程用地指标范围内。技术改造升级工程应在满足生产要求和安全环保的前提下，宜在原有场地内进行，尽量不新增用地。
1.2本条说明了光伏发电站工程建设应遵循的原则。土地是有限的自然资源，是各类建设项目进行建设的重要物质基础和人类赖以生存的基本条件。节约集约用地是我国的基本国策。光伏发电站工程项目建设在综合考虑光能资源、场址、环境等建设条件的同时，应尽量利用未利用地，不占或少占农用地，使土地资源科学利用和有效优化配置。
1.3本条说明了光伏发电站的建设应具有符合光伏发展的需要。光伏产业全球能源科技和产业的重要发展方向，是具有巨大发展潜力的朝阳产业，也是我国具有国际竞争优势的战略性新兴产业。在建设过程中应符合市场的发展规律，体现科学、合理和节约集约用地的原则。
1.4本条说明了本用地指标的作用。在可行性研究(初步设计)阶段，本用地指标可作为确定建设项目用地初步规模和申请项目用地预审的依据,作为核定和审批建设项目的尺度。
本用地指标既是建设单位可行性研究报告、规划设计以及初步设计文件过程中确定项目用地规模的重要标准，又是国土资源主管部门用地审批、土地供应、供后监管的依据。是核定和审批光伏发电工程项目用地规模的尺度。
本用地指标不能作为确认土地使用权的依据。
1.5本条说明了本指标在可行性研究(初步设计)阶段的运用。可行性研究报告(初步设计)阶段是落实建设项目的外部条件，并根据其相关条件提出项目建设的总平面布置的设想。在可行性研究(初步设计)阶段要参照本指标所确定的总体规模和各功能分区规模范围内进行核定布局。可行性研究报告中对于建设项目总规模和功能分区规模的确定与本指标的对应情况，应在可行性研究报告中单独成章，进行详细说明。
1.6本条说明了本指标在用地审核阶段的作用。用地指标作为建设项目土地供应规模确定的依据，在项目用地审核阶段应严格按照本指标的内容核定光伏发电站的用地规模。
1.7本条说明了本用地指标在土地供应阶段的作用。国土资源主管部门在国有用地划拨决定书和出让合同中，要明确土地使用标准的相关内容。在核发划拨决定书、签订出让合同时，要明确规定或约定建设项目用地总面积、各功能分区面积及土地用途、容积率控制要求、违规违约责任等。
国土资源主管部门要重点加强对土地使用标准适用情况的审核，并对适用标准的真实性负责。
1.8本条说明本用地指标中总体指标和分项指标的适用条件以及光伏发电站工程项目总用地指标面积的计算方法。
1.9本条说明了本用地指标土地使用范围。用地指标所指的土地既包括农用地，也包括建设用地和未利用地，项目用地无论占用的是农用地还是建设用地，或是未利用地，均应该遵循本指标的要求，进行项目用地规模核定。
1.10本条对超标准建设项目用地提出要求。《国土资源部关于严格执行土地使用标准大力促进节约集约用地的通知》(国土资发〔2012〕132号)文件要求：对因安全生产、地形地貌、工艺技术等有特殊要求的建设项目确需突破土地使用标准的，用地单位应报请当地国土资源主管部门同意。国土资源主管部门应组织有关专家论证评估，集体决策，合理确定项目用地规模，出具审查意见，报同级人民政府批准后，方可办理相关用地审批、供应手续。
对于光伏发电站建设项目来说，因安全生产、地形地貌、工艺技术等有特殊要求，确需突破本指标确定的用地规模和功能分区的建设项目，需要开展节地评价，评审论证。
1.11本条明确光伏组件发电效率的要求。光伏发电站的用地规模与光伏组件的发电效率有直接的关系，一般同等条件下，发电效率越高，项目占地越少，光伏发电站工程项目建设在经济技术合理的条件下，应优先采用技术先进、发电效率高的光伏组件。此外，光伏发电站工程的选址、光伏方阵的排列及布置、施工方案、运行管理模式等都决定着用地面积的大小。因此，光伏发电站工程建设应从光伏组件选择、规划设计、建设施工、工程管理等方面，采取综合措施，尽可能地减少占地面积，提高节约集约用地水平。
1.12本用地指标的确定是在遵循国家有关法律、法规，贯彻合理和节约用地方针，以光伏发电站工程技术标准《光伏发电站设计规范》（GB50797-2012）、国家电网公司输变电工程（变电站、输电线路）典型设计图为根本，根据光伏发电站总规模、光伏组件单板容量、光伏组件方阵的布置方式，结合施工组织设计、总结已建、在建工程的建设经验，参考统计数据、建设单位对光伏发电站运行管理模式、光伏发电站建设所处的地域，并考虑工艺技术水平提高对节约集约用地可能性的基础上编制的。
本用地指标是在一定条件下确定的光伏发电站工程项目用地规模的上限控制指标。项目实际用地面积应根据工程设计方案经计算确定，除特殊规定外，项目用地不应超过本用地指标规定的控制指标。
2光伏发电站工程项目用地总体指标
2.1本条说明光伏发电站工程项目用地总体指标包含的内容。
2.2本条明确总体指标确定所考虑的因素。光伏发电站工程项目用地的规模大小，与光伏组件的发电效率、安装所在纬度、项目所在地形区类别、光伏方阵排列安装方式以及变电站的升压等级有直接关系，所以，本用地指标中的总体指标是按照光伏组件的发电效率、安装地所在纬度、项目所在地形区类别、光伏方阵排列安装方式、升压等级计算确定的。
（1）光伏组件的功率是光伏组件将太阳能转化为电能的能力，也就是光伏组件的发电能力，输出的电能。转换效率是一个衡量太阳能电池将太阳能转换为电能的能力，转换效率越高，同样大的模组其输出的电量就越多，也就是说发电量越大。转换效率是衡量太阳能电池片或组件性能好坏的重要参数，一般来说，光伏组件的转换效率越高，建设项目占地就越小。本用地指标中所说的光伏组件效率是指光伏组件的全面积效率。
光伏组件全面积效率=光伏组件功率/光伏组件面积。
本用地指标中，光电效率的转化划分为12个区间，从8%~30%，每升高2%作为计算的基本点，并在表格中列出相应的控制数据。目前光伏组件发电效率较低的薄膜发电效率在8%~12%。光伏发电站普遍采用晶硅光伏组件，光电转换效率在12%~22%之间，高的可达到24%。其他的光伏发电组件如非晶硅、碲化镉等的的光电转换效率目前基本上在20%左右。但是随着科技的发展，新材料的运用，光伏发电材料的光电转化效率提高发展迅猛，日新月异，光电转换效率会在将来提高到30%左右。考虑现在展望未来，兼顾发展趋势，在确定光伏组件全面效率时，本指标的具体的转换效率区间定在了8%~30%。
对于光伏组件发电效率在表格以外的，可以在表格内查到相对应的效率区间，利用线性插值法进行计算。
光伏组件的光电转换效率直接决定着建设项目的占地规模，所以要求光伏发电站工程项目建设在经济技术合理的条件下，应优先采用技术先进、发电效率高的光伏组件，尽可能的节约集约使用土地。
（2）光伏发电站的用地规模计算中与项目所在地的地球纬度关系非常密切，一般来说同等条件下，项目所在地地球纬度越高则阴影越长，光伏组件相互遮挡越多，建设项目占地就越大。
我国纬度跨度比较大，从北纬3度52分最南端的南海南沙群岛上的曾母暗沙（附近）到北纬53度33分漠河以北黑龙江主航道（漠河县）。经过专家的多次论证，综合分析可以利用的陆地资源进行光伏集中布局发电的具体区域，最终确定本用地指标的可用纬度范围定为北纬18°～50°之间。在具体计算过程中，为避免纬度距离太远，计算的数据不利于使用，所以从纬度20°以上，每间隔5°作为一个计算的基本点。在纬度的划分上共分了8个纬度进行计算，在表格中列出相应的控制数据。
对于项目所在地具体纬度在表格以外的，在计算光伏发电站用地指标时，可以在表格内找到相对应的纬度区间，利用线性插值法进行计算。
2.3光伏发电站工程项目用地总体指标按Ⅰ类地形区、Ⅱ类地形区、Ⅲ类地形区分别编制。
我国幅员辽阔，地形复杂，地面自然坡度千差万别，可用于光伏发电站工程的地形主要以平原和丘陵为主。根据地面坡度和光伏发电特点，将地形区分为三类，即Ⅰ类地形区、Ⅱ类地形区和Ⅲ类地形区。
地形的分类，在国际上尚未有统一的标准，目前比较通用的主要分类有三类标准地形区、五类标准地形区、八类标准地形区。根据光伏发电站在实际建设中的用地情况，本用地指标中光伏发电站工程项目用地总体指标按Ⅰ类地形区、Ⅱ类地形区、Ⅲ类地形区分别编制。Ⅰ类地形区是指地形无明显起伏，地面自然坡度小于或等于3°的平原地区；Ⅱ类地形区是指地形起伏不大，地面自然坡度为大于3°但小于或等于20°，相对高差在200m以内的微丘地区；Ⅲ类地形区是指地形起伏较大，地面自然坡度为大于20°，相对高差在200m以上的重丘或山岭地区。采用三类地形区，按照地形坡度进行分类，既对地形地貌的覆盖面比较宽，基本涵盖了我国所有地形、地貌，同时也提高了光伏发电站工程项目在各类不同用地条件下占地规模控制的科学性和准确性。
2.4本条给出了对于处在不同地形区的光伏发电站用地计算方法。当光伏发电站工程项目处于两个或两个以上地形区时，应根据不同地形区分别计算用地面积，再累计各用地面积得出总用地面积。
2.5本条说明光伏发电站光伏方阵的四种排列形式。在总体指标中，在按照Ⅰ类地形区、Ⅱ类地形区、Ⅲ类地形区和四种形式固定式、平单轴跟踪式、斜单轴跟踪式、双轴跟踪式进行排列安装的光伏方阵，分别编制了12个表格，对处在不同纬度地区、不同发电效率、不同地形条件下、不同排列方式、不同升压等级的光伏发电站进行了分别计算，表格中是以装机容量以10MW光伏发电站用地面积为单位面积。
总体指标的编制有利于光伏企业、设计单位、国土管理部门方便快捷的进行查找和运用。
2.6本条给出了光伏发电站装机容量用地面积计算公式，即是与10MW单位光伏发电站的单位面积的关系。
光伏发电站工程项目用地总体指标包括光伏方阵、变电站及运行管理中心、集电线路和场内道路的用地面积。随着光伏发电站发电容量的成倍增加，光伏方阵用地、集电线路用地、场内道路用地面积也会随之成倍增加，而变电站及运行管理中心用地会集聚效应的原因，用地面积会增加，却不会是成倍的增加。但是，通过计算和大量的实例证明，变电站及运行管理中心在总用地面积中的占地比例较小。例如：Ⅰ类地形区中，固定式光伏发电站10MW用地中，低纬度地区变电站及运行管理中心的用地占总用地规模的比例为0.68%。高纬度地区变电站及运行管理中心的用地占总用地规模的比例为0.58%，高纬度高效率的变电站及运行管理中心的用地占总用地规模为4.54%。Ⅲ类地形区，双轴跟踪式光伏发电站10MW用地中，变电站及运行管理中心的用地占总用地规模的比例为0.28%，高纬度高效率的变电站及运行管理中心的用地占总用地规模为2.80%。经过计算，总用地指标中变电站及运行管理中心的用地占总用地规模一般不超过5%。所以在核算光伏发电站用地总体指标用地规模时，简化为简单的数学公式来表达：
用地面积=10MW光伏方阵用地面积×（实际总装机容量/10MW）
2.7表2-1～表2-12中，并未涵盖所有的纬度和发电效率，表中所列的纬度是间隔5度。对处在两个纬度之间的建设项目用地规模的计算方法，采用线性插值法进行计算。
例如：组件全面积效率14%，Ⅰ类地形区固定式10MW发电站，升压等级为10kv，在纬度30°的单位MW占地为17.089公顷，纬度35°时为20.425公顷，求纬度32度时单位MW占地面积。公式如下：
用地面积=A+(B-A)×(c-a)/b
A：表中光伏发电站相同发电效率相邻区间低纬度用地面积。
B：表中光伏发电站相同发电效率相邻区间高纬度用地面积。
a：表中光伏发电站相同发电效率相邻区间低纬度的度数数值。
b：光伏发电站所在纬度区间中高纬度和地纬度之间的差值（一般情况下差值是5，只有项目所在地在18°至20°之间的，差值是2）。
c：光伏发电站所在地纬度的度数数值。
从表2-1中可查出
A=17.089
B=20.425
b=35-30=5
c=32°
a=30°
带入公式
占地面积=17.089+（20.425-17.089）×(32-30)/5=18.433公顷
同理，在两个发电效率之间的光电转换效率也可采用此线性插值法计算。
3光伏方阵用地指标
3.1光伏方阵用地作为一个完整的功能分区，包括方阵中的组件用地、逆变器室及箱变用地、方阵场内道路、组件间隔，支架单元间距等，按照光伏方阵的不同排列方式，计算出在Ⅰ类地形区的用地指标表，在核定分项指标时，可以按照表3-1到表3-4数据进行核算建设项目的光伏方阵建设用地指标。
表中用地指标是按照倾纬度角计算，如果实际倾角不是纬度角，则按照实际倾角计算用地指标。
在表3-1到表3-4中，跟踪式光伏方阵的高纬度和低效率设置了用地上限为100公顷。
从目前已建项目情况来看，在高纬度地区采用低效率组件及跟踪运行方式从技术经济角度和用地规模方面并不合理，因此，基本没有在纬度45°以上地区采用低效组件的跟踪运行方式进行光伏发电的建设项目，截止到目前，国内、国际也尚未发现实际建设项目10MW用地面积超过100公顷的案例。考虑目前建设项目的光伏组件量产高效组件效率水平不高，以后，随着科技的发展，技术的进步，采用新技术、新材料的高效组件未来效率会随之提高，用地量也会相应减少。根据计算结果分析确定以100公顷作为10MW光伏电站用地面积的上限是符合当前实际且比较合理的。
3.2表3-1~表3-4中，未列出效率和纬度的建设项目光伏方阵用地指标可以采用线性插值法和公式法两种方式进行计算。
3.3光伏方阵用地指标线性插值法计算方法可参照2.7条。光伏方阵用地指标的计算利用线性插值法的计算方法和用地总指标的计算方法一致，可参照计算。
3.4合理计算光伏方阵占地非常重要，如果设计不合理，占地过大，会造成土地浪费。如果占地过小，方阵前后遮挡，损失了发电量。合理设计发光伏方阵占地可以在保证光伏系统发电量的条件下最大限度地利用土地，从而使光伏项目得到最佳收益。
四种形式的计算中，采用了地平坐标跟踪方阵计算方法和赤道坐标跟踪方阵计算方法，按照《光伏发电站设计规范》GB50797-2012中的规定设置计算光伏方阵的计算条件，但是经过研究，按照实际情况又做了相应的调整。
（1）不遮挡时段。根据要求冬至日上午9：00到下午3：00不相互遮挡，虽然不同纬度日出时间不同，但是现在只能按照国标的适用条件。如果计算更为合理的设计应当是以最大不遮挡时段或者合理的方阵面辐射量损失为约束条件；
（2）方阵倾角。纬度35°及以下地区，光伏方阵可以固定纬度倾角，但纬度35°以上地区冬夏日长和冬夏辐射量的差距很大，为了保证全年发电量最大（并网发电系统），需要采用太阳跟踪器或者将倾角调低，主要照顾夏季发电量，对于极端的极昼地带，固定方阵甚至只能够平放。
（3）倾角多次调整。对于需要即照顾冬季发电量，也照顾夏季发电量，则可以一年当中调整多次倾角，此时占地计算以最大倾角为准。
（4）平单轴的适用范围。赤道坐标平单轴跟踪仅适合于纬度35°及以下地区。但更高纬度可以忽略太阳在南半球时的辐射量时则另当别论；
（5）东西向间距。对于需要考虑东西向间距的系统，如果在春夏季需要延长不遮挡时段，常常并不是冬至日的占地最大，而主要取决于不受遮挡的时段。
（6）南北向间距和东西向间距需要分别计算，不同的日期（赤纬角）和不同的时间（时角）。
在计算的过程中发现发电量和占地有一定的矛盾，在相同发电效率的条件下，一般来说，发电量越大则占地越多，因此，要求光伏发电企业应优先采用技术先进、发电效率高的光伏组件，根据项目的土地资源和成本，兼顾占地、发电量和成本因素，确定最佳方案，核算出光伏方阵的建设用地指标。
光伏方阵用地指标公式法计算公式如下：
光伏方阵面积：S=D×K
其中：D=（L×cosZ）+（L×sinZ）×（0.707tanφ+0.4338）/（0.707-0.4338tanφ）
S：光伏方阵面积
D：光伏方阵间距
K：光伏方阵横向长度
L：光伏方阵纵向宽度
Z：光伏方阵倾角
φ：光伏方阵所在当地纬度
采用跟踪式安装排列的光伏方阵用地指标，应按阴影最长时间点计算南北向和东西向光伏方阵的最大占地面积。
如采用跟踪布置方式，在同等土地面积条件下，需要尽量优化每台跟踪器上的光伏组件排布，选择合适的跟踪器形式，有效地对跟踪器排列进行南北和东西间距设计，使得光伏组件能够在同等条件下，最有效的跟踪太阳运动轨迹，最大化地提高光伏阵列的发电量，提高光伏发电站总体经济效益。
3.5光伏方阵在受地形、地貌影响比较大的情况下，可按照表3-5光伏方阵用地地形调整系数表进行调整。
地形因素是影响光伏发电站工程项目建设用地指标的最重要因素之一。在定义的I类平原地区，南高北低的地形比较常见，例如青海省格尔木东出口地区，该类地区仍然适宜布置光伏组件，但用地指标不应按完全水平考虑。在II类丘陵地区，南坡和东西坡一般均有布置光伏组件，但是南坡和东西坡阴影遮挡时间较长。Ⅲ类地形区布置光伏方阵时，受地形地貌的影响更为严重，在指标用地面积核算时可根据地形调整系数进行调整。
表中XX（下限值）～XX（上限值），表示含上限，不含下限。
4变电站及运行管理中心用地指标
4.1变电站及运行管理中心用地为永久性建设用地。作为光伏发电站一个完整的功能分区，包括变电站用地和生活服务设施用地。
光伏发电站工程项目建设变电站及运行管理中心，从设计到施工，变压站和运行管理中心两项一般是统一设置，合并建设。用地指标作为一体进行计算，用地规模的核算应当按照围墙外1m的外轮廓尺寸计算。
4.2变电站用地包括生产建筑用地和辅助生产建筑用地。生产建筑用地包括升压设备、变配电设备、变电站控制室用地（升压设备控制、变配电设备控制、其他设备控制）；辅助生产建筑用地包括光伏发电站中控室、计算机室、站用配电室、电工实验室、通信室、库房、办公室、会议室、停车场等设施。
4.3生活服务设施用地是指职工生活附属生活设施。包括职工宿舍、食堂、活动中心等设施用地。如果运行管理中心设立活动中心，人数在5人及其以下的活动中心面积不应超过40m2，人数在5人以上的活动中心，每增加一人，则面积至多可增加为5m2/人。
4.4在调研的过程中，考虑到不同的升压等级，对应不同的升压站及运行管理中心，对于超大装机容量的光伏发电站建设情况，升压到330kv，发电容量在600MW的发电站，本用地指标均可以覆盖。一般情况下，超大装机的光伏发电站的变压站是分级升压，升压站独立设置。以后随着科技的发展，光伏组件效率的提高，光伏发电站的容量的增加，光伏发电站工程建设用地指标也可增补和调整。
4.5由于Ⅲ类地形区受地形地貌影响因素较大，不能按照平原区变电站及运行管理中心的占地情况确定用地指标的，可根据当地实际地形地貌计算占地面积来确定用地指标。
4.6受地形地貌的影响，往往会需要采用填方地基建设升压站及运行管理中心，但是工程地质条件较差，因此填方地基不宜过高，否则应采取其他设计方案及措施。用地规模可以按照实际的用地面积进行计算。
4.7本条文中的构筑物是指防洪设施、排水设施、挡墙等相关设施。
5集电线路用地指标
5.1集电线路用地指标是指在项目区内的集电线路用地。在光伏组件方阵与升压站及运行管理中心之间的集电线路，一般采取两种方式，直埋电缆敷设和架空路线架设。
5.2采用直埋电缆敷设方式的，因不影响光伏发电效率，在工程完成后恢复原有地貌，不另行占地，故不再计算用地面积。
5.3~5.5架空线路用地指标只计算杆塔基础用地，不含拉线用地，拉线用地应根据工程所在地实际情况进行计算。
5.6表5-2中XX（下限值）～XX（上限值），表示含上限，不含下限。
5.7终端塔杆建设用地指标按照转角为60°～90°的数值计算。
5.8经常受台风和凝冻影响地区的架空线路，线路设计标准宜适当提高，所以用地指标乘系数1.1。
5.9为节约用地和投资，光伏发电站工程通信线路应随电缆线路和架空线路一同敷（架）设，不再单独计算用地面积。
6场内道路用地指标
6.1光伏发电站场内道路用地是指除光伏方阵场内道路外的其他连接道路。道路的宽度应能满足光伏发电站项目建设及生产期内通往场、站等设施的各类型的车辆安全通过。
6.2场内道路用地按照道路宽度乘以道路长度计算道路的占地面积。进场道路和对外交通道路不列入到项目用地的规模，对直接利用或改建发电厂区已有的对外交通道路也不计算其用地面积，不参与到项目区用地规模内核算。
6.3光伏发电站主要进站道路应与通向城镇的现有公路连接，其连接宜短捷且方便行车，应根据生产、生活和消防的需要，在站区内各建筑物之间设置行车道路、消防车道和人行道。应符合国家现行的有关公路建设的用地指标。站内道路可采用泥结碎石路面、混凝土路面或是沥青路面。
施工期施工道路是指当工程建设完成后，施工期的道路恢复到原有地貌，所以施工期道路可以为临时用地。
6.4对湖（海）滨区需填方的道路，按填方坡脚底线计算。如设置排水设施、挡墙等构筑物时，用地面积应按构筑物外边线计算。如果遇到道路弯路过多时，可视具体情况适当加宽考虑。
计算实例
原标题：国土资源部关于发布《光伏发电站工程项目用地控制指标》的通知
