地面光伏电站基本组成开发地面光伏发电项目前，应对光伏发电有初步了解，目前国内的地面光伏发电站主要有四个组成部分，分别为光伏组件方阵、蓄电池（无储能需求可不设）、控制器、逆变器。
光伏组件方阵：光伏电池组件并、串联组成的方阵，在太阳光的照射下将太阳能转换为电能输出。
蓄电池：储能部件，将电池组件产生的电能储存起来，当光照不足或荷载需求大于电池组件的发电量时，将电能释放。
控制器：整个系统的核心控制部分，对电池的充放电调节进行控制。
逆变器：在太阳能光伏系统中，如果含有交流负载，就要使用逆变器将光伏组件或电池组件产生的直流电转化为交流电。
光伏电站的构成 勘察选址厂址情况决定光伏项目的建设成本和收益情况，一般应在现场勘察前了解土地之前的用途、出让方的诉求及土地价格、项目场址的地点（经纬度）、周边基础设施、交通、场地面积、土地的性质；场址大概地貌、场址附近是否有可接入的升压变电站、距离及电压等级。
可根据项目所在地的太阳辐射情况初步估计项目收益水平，太阳能辐射量越大的地区项目收益越高。
中国各地区太阳能辐射情况全年日照小时数年均辐射（MJ/m2）主要地区3200-33006700-8370，相当于225-285kg标煤燃烧热量宁夏北部、甘肃北部、新疆南部、青海西部、西藏西部3000-32005860-7960，相当于200-225kg标煤燃烧热量河北西北部、山西北部、内蒙古、宁夏南部、甘肃南部、青海东部、西藏东南部、新疆南部2200-30005020-6700，相当于170-200kg标煤燃烧热量山东、河南、河北东南部、山西南部、新疆北部、吉林、辽宁、云南、陕西北部、甘肃东南部、广东南部、福建南部、江苏北部、安徽南部、黑龙江、台湾东北部1400-22004190-5020，相当于140-170kg标准煤燃烧热量湖南、湖北、广西、江西、浙江、福建北部、广东北部、陕西南部、江苏南部、安徽南部、黑龙江、台湾东北部1000-14003350-4190，相当于115-140kg标煤燃烧热量四川、贵阳现场勘察厂址时可以重点观察地面情况，大型地面电站对土地的基本要求是平整、连片，地形朝向(南北)，有一定的土层厚度，拟建地附近历年来无地震、水灾、风灾等较大自然灾害。
一般坡度不大于25°，项目地附近有变电站，一般10兆瓦项目距离变电站不超过6公里以内，20兆瓦不超过10公里为宜，30-50兆瓦16公里以内为宜，50-100兆瓦30公里以内为宜。
一般大型地面光伏电站多建于用电负荷较低的西北地区，当地用电量及电力消纳能力有限，应了解当地工业发展情况，110KV及以上变电站有几座，是否会限制发电量。
在选择或勘察厂址时，应注意地块的大小，由于地面光伏发电站占地面积较大，应根据现场实际面积合理布局，确认项目的规模上限，不同光伏组件在不同纬度下的占地面积可参考下表：不同转化效率固定式光伏方阵建设用地指标表（公顷/万kW）纬度260W（转化效率15.9%·）265W（转化效率16.2%）270W（转化效率16.5%）1810.7510.5510.372011.2111.0110.822512.6512.4212.213014.6314.3714.133517.5117.2016.914022.0221.6221.254529.9529.4128.915047.3746.5145.72经济效益分析初步投资估算：根据光伏电站项目的平均单位投资对项目进行初步投资估算，以100MW光伏项目为例，光伏项目初始投资成本约为4.55元/w。
国内某100MW光伏平价项目成本构成序号项目类型平单轴固定可调固定式1组件1.711.711.712支架+基础0.84+0.170.47+0.170.44+0.163箱变、逆变器、汇流箱0.220.220.224集电电缆线路0.20.240.225其他电气0.040.040.046其他土建0.120.120.117建设用地费0.50.450.398升压站0.330.330.339送出线路0.10.10.110其他费用0.330.310.3合计4.564.164.03运维成本分析：以100MW的光伏电站为例，运营期20年，综合年均发电小时数1350h（发电小时数随着运行时间逐渐减少，预计20年减少10%-15%），年运维、检修及管理费用约为28元/MWh（运维、检修及管理费会随着运行时间增加）。
光伏电站的主要运行成本为折旧、财务费用。
上网电价：2021年，我国光伏发电将全面实现平价上网。
因此在计算光伏发电项目上网电价时皆以脱硫煤标杆电价为依据，由于光伏项目的主要成本为折旧与财务成本，控制总投资是光伏项目盈利的关键。
以100MW项目为例，资本金内部收益率IRR=8%为依据反侧项目投资，计算得到不同地区项目投资上限见下表：国内不同地区光伏平价上网项目投资额要求省份脱硫煤标杆电价(元/kwh)年利用小时数（固定式）静态投资上限（元/kw）动态投资上限（元/kw）四川0.4012138051915292黑龙江0.374161056895800吉林0.3731148952115313冀北0.372140048534948天津0.3655121840774156北京0.3598130043094393甘肃1类0.3078167247914885陕西2类0.3345145044864574广东0.453117749815078湖南0.45102242284310云南0.3358120036433714蒙西0.2829157240734152山西2类0.332155548084901海南0.4298133053765481广西0.4207113344004486湖北0.4161109942024284上海0.4155106340414120浙江0.4153108241204200江西0.4143108841344214宁夏0.2595161238013875新疆1类0.25175840184096甘肃2类0.3078132336863758蒙东0.3035160345014589山东0.3949133048984994福建0.3923116642024284江苏0.391108138463921安徽0.3844109938443919河南0.3779118040844163青海1类0.2277162032923357冀南0.3644112036963768新疆2类0.25168838403814陕西3类0.3545135044204506贵州0.3515110034763544山西3类0.332129239103986青海2类0.2277152030593119西藏0.25192144364523项目建设在项目建设前，应完成项目备案手续的办理，光伏电站项目与其他建设项目大同小异，不再赘述，但应特别注意：土地合法性（国土厅的用地预审意见、业主产权清晰、土地性质合理）、上网可行性（获得当地电网公司的接入批复）。
由于目前新建光伏项目几乎无法获得电价补助，且即使获得电价补助的项目也难以及时收到补助款，因此不再考虑电价补助项目，仅针对平价上网项目，相关补助政策不在考虑范围。
地面光伏项目的设计、施工与其他工程项目类似，建议由专业的设计、施工单位负责，值得注意的是，不用建设产地的设计建设方案也略有不同，应根据现场实际情况进行设计、施工方案的编制。
目前光伏项目常见的建设场景有：荒漠戈壁、农光/林光互补、山地、水面、采煤沉降区等。
项目建成投运、发电上网前应完成一系列申报及审批流程，具体可参考其他发电项目，注意流程见下表：发电上网前的必要条件序号内容1向电力公司申请并提交反送电文件2向交易中心上报接网技术条件3与电网签订并网原则协议4省调下达的调度设备命名、编号及范围划分5与省调、地调分别签订《并网调度协议》6与电力公司签订《购售电合同》7自建线路签订《线路运维协议》8具有资质的质监站出具的《工程质检报告》9省电科院出具的《并网安全性评价报告》、《技术监督报告》，并针对报告中的影响送电缺陷已整改完毕、对不影响送电的列出整改计划10电力公司交易中心现场验收，验收后上报验收报告11交易中心及相关部门同意后下达同意反送电文件
