光伏发电项目节能服务合同

光伏发电项目节能服务合同（精选6篇）

光伏发电项目节能服务合同 篇1

本光伏发电项目节能服务合同（以下称“本合同”）由以下双方于2018年 ____月_____日在______签署： 甲方： 乙方：

第一部分 商业条款

一、总则

（以下简称甲方）与（以下简称乙方）根据《中华人民共和国合同法》及有关法律、法规的规定，本着自愿、平等、互利的原则，经双方友好协商，就在 内建设光伏发电项目，特签订本合同。

二、项目内容

项目内容：乙方在甲方具有产权的建筑物屋顶上建设太阳能光伏发电站，为甲方提供可再生能源电力（以下称“本项目”）。甲方无偿提供建筑物屋顶、厂房绿化地区和配电房并对乙方提供必要协助，乙方负责屋顶太阳能光伏发电系统的投资、建设、维护、运营和管理。甲方应当保证并提供相应材料证明其对本项目建设场地享有完全的权利，且相应的建筑物审批登记手续齐全（证明材料详见附件1），并确保本项目屋顶合法使用的期间与本项目节能效益分享期的期间一致使双方各自获得预期可得利益。

三、合同的起始日与期限

3.1自本合同订立之日起，乙方开始项目的设计、设备的采购、安装及调试。

3.2 本项目的节能效益分享期为 25 年（以下简称“效益分享期”或“电站运行期”），自本项目首个并网发电日（或甲方实际使用该项目所发电能之日，二者以先到时间为准）开始计算。

3.3双方确认，将按协议约定期限履行好协议，此将实现双赢，会给各自带来预期的利益，因一方违约或一方原因导致本协议无法履行或履行产生困难、障碍，一方应一次性全额向另一方赔偿损失，该损失包括全部的预期可得利益、先前投入正常损耗后的剩余价值和为维护权益发生的合理费用等。

四、项目的运作流程和投入运行时间

4.1 本项目的运作流程分为项目的设计、设备的采购、安装和调试、验收和节能效益分享期（收取太阳能电费）四个阶段。

4.2 项目的设计、设备的采购由乙方负责。乙方将聘请具备资质的设计单位承担本项目工程建设的整体设计。

4.3 设备的安装和调试由乙方负责，甲方须给予尽可能的帮助，以利乙方在最短时间内按照双方确定的设计方案完成安装工作。

4.4 项目建设设计方案完成后需提交甲方工程部门进行复核确认，乙方提交之日开始五个工作日内甲方未提出书面意见视为自动同意，项目设计方案一经甲方认可，除非双方另行同意，或者依照本合同第二部分第一条规定修改之外，不得修改。

4.5乙方应确保项目顺利通过验收，甲方应对验收工作予以配合协助。

4.6 费用收取的起始日期为项目首个并网发电日或甲方实际使用系统发电之日（两者以先到时间为准）

4.7本项目总建设周期6个月，从取得发改委备案、电力公司接入报告等必要文件 开始，到验收合格并网发电。

五、节能效益的计算及分享方式

5.1 甲乙双方按照本第5条约定分享本项目的节能效益。

5.2 在节能效益分享期内，甲方应支付的节能费用（以下称为“太阳能电费”）按以下公式计算。

P=Q x A P为太阳能电费，单位：元（人民币）。

Q为节能电量，单位：kWh。节能电量按照本系统国家电网电表计量的数量计算，电力计量表应通过合格检验并有合格报告。节能电量由甲乙双方项目联系人共同签发节能电量确认单（应一式二份，双方各留存一份）。

节能单价按本项目运营日光伏发电有效时间段内当地电网(峰、平）电价的 85% 收取。如遇国家电价调整，折合电价根据国家电价涨跌比例作出相应比例调整。

甲方节能电量计量=（单元1光伏电站出口送电电能计量表读数×单元1电能计量表倍率+单元2光伏电站出口送电电能计量表读数×单元2电能计量表倍率+ … 单元n光伏电站出口送电电能计量表读数×单元n电能计量表倍率）－余电上网数值。

5.3 乙方由此产生的对甲方的电价优惠用于补偿甲方的屋面占用、厂房绿化地区、电缆通道占用、配电房空间占用、送变电通道占用、配合系统设计施工验收（甲方提供临时用水和临时用电）、系统维修维护使用房屋业主的相关设施(包括但不限于人员与设备通道，物料临时放置、水电等必要的设施)等。

5.4电量计量方式：每月5日前甲乙双方派员共同测量抄录确认本项目各电表的电量记录；甲方逾期不予配合确认的，则以乙方抄录的电量为准。每月10日前，乙方根据双方确认的电量记录编制《光伏发电项目发电量月度报表》（详见附件2），并向甲方出具《电费缴付通知单》（详见附件3）。

如项目节能效益分享期开始后，项目所在地供电局会按月抄录电量记录（包括项目当月发电总电量及当月上网总电量）并出具相应电量计量单的，则自乙方发出电量计量方式书面更改通知后，本项目当月发电总电量及当月上网总电量应均以供电局抄录的各电表电量记录为准。此后每月10日前，乙方根据供电局通知的电量记录编制《光伏发电项目发电量月度报表》，并向甲方出具《电费缴付通知单》。

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付款日为每月10日前支付上月太阳能电费，乙方须先提供增值税发票，付款数额为5.2中规定的甲方应支付的数额，直至分享效益期限届满。如甲方未按照本合同的规定及时向乙方支付太阳能电费，则应当按照每日[0.2%]的利率就欠付款项向乙方支付滞纳金,甲方欠费半年及半年以上的，构成严重违约，乙方可解除本合同。

5.5 太阳能电费的交付形式：电汇。

5.6本合同项下的项目所获得的包括但不限于国家、项目所在地方获得的项目补贴及其他补贴，补贴款全部归为乙方所有，由乙方自行跟进。

六、甲方的责任与义务

6.1 提供建设本项目所需屋顶和配电房等。

（1）甲方为乙方提供符合光伏项目要求的屋顶和厂房绿化地区，提供相应建筑图纸、电气图纸、生产负荷用电曲线等相关资料给乙方设计使用，图纸应标注清晰，保证资料内容正确；并且为乙方提供光伏发电设施安装所需的电缆井通道、设备房、设备存放区域、配电设备空间等配合条件。甲方应确保或者协调项目开工建设前，项目建设所在地道路通畅且具备项目建设所需的供水、供电、通讯及排水通到红线位置等施工条件；甲方确认对提供给本项目使用的建筑物拥有完全的所有权，不存在任何产权纠纷，能够使本项目按照本合同约定的期限持续得到运行。

（2）甲方协助乙方为项目建设提供便利条件，包括设备和材料的临时保存场地、施工用的临时用水、临时用电等，确保项目能够及时开工建设；在安装前，甲方应按乙方要求免费保管本项目建设所需的设备和相关材料、配件，尽到审慎保管的义务。

（3）甲方应于项目开工建设的同时，协助乙方建设配套外部电力接入系统工程，确保项目及时并网投产。

（4）甲方应保障该屋顶的建筑结构和设备设施符合建筑、消防、治安、卫生等方面的安全条件，甲方应保证该屋顶处于适用的安全状态。

（5）根据项目运行需要，甲方负责持续提供自来水水源、电源的接入点，接入点位置在。其中水源管道管径不小于 ；电源功率不小于 W，水费按供水公司收费单价计价，电费按 单价计价。水费、电费由 方承担。

6.2 甲方根据5.2所述计算方法，并按照第5.4条和第5.5条的约定按期向乙方支付太阳能费用。甲方应当按照第5.2条的承诺使用本项目所产生的太阳能电能。除非出现不可抗力因素，甲方应优先使用本项目所产生电能，不足部分再从公共电网输入。

6.3 甲方不管出于何种原因而出售已经建设了太阳能光伏发电项目的建筑物等产权时，需提前6个月书面告知乙方，若乙方同意，需将本条款作为附加条件转移给买家，同时甲方需保证买家能继续履行相应的权利和义务，并由买家和乙方签订变更合同。若乙方不同意，甲方需按照电站残值回购电站并按本项目预期可得利益提前一次性偿付给乙方。残值计算方式为：设备残值=固定资产原值-固定资产折旧额

固定资产年折旧率=（1-预计净残值率）/设备使用年限。其中设备使用年限为20年，预计净残值率为0。

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固定资产月折旧额=年折旧额/12 固定资产折旧额=固定资产原值*月折旧率*固定资产使用月数

预期可得利益计算方式为：预期可得利益=本项目运行期间年收入乘（25年减本项目已经运行的年数）。

6.4乙方提供的设计、施工、并网接入等方案，应当依据国家规范完成，乙方在确定上述方案后应当在5个工作日内将书面方案、相关政府批文、资质等提交甲方，甲方收到上述材料后在3天之内予以核准。经书面批准确认，乙方方可依据方案施工。甲方未按期作出批准意见的，视为同意。

6.5 甲方为项目的实施和管理提供必要的帮助。乙方自行办理项目的立项、报批、核准、建设与运行等有关事项，甲方应为乙方提供所有必要协助，包括但不限于协助乙方办理本项目实施所必需的政府的许可文件、环评批复和电网接入批复等各项手续。甲方为乙方取得原设计单位等出具的《建筑物承载复核意见》，并协助沟通该建筑物的设计部门配合乙方进行电站的建设、安装、管理和维护等工作，以便乙方顺利申报、设计、安装、使用、维护该太阳能光伏发电并网电站项目。

6.6 在电站运营期间，甲方保证屋顶及周边环境应适于光伏电站发电，不存在任何瑕疵，包括但不限于屋顶彩钢瓦自然老化更换、漏雨、有油烟等。但是如果该项维修、维护是由乙方原因造成损坏引起的，则乙方应负责承担相应的维修、维护费用，因自然老化、墙体（屋面）开裂、恶劣气候等导致屋顶漏水的，由甲方负责修复。

6.7 在合同期内，若甲方对屋顶进行改造，应事先书面通知乙方并经乙方事先书面同意后方可对屋顶进行改造，且改造后的屋顶适于光伏电站发电的要求。甲方对此期间对乙方造成的直接、间接损失，包括但不限于电费损失，承担全部赔偿责任。

6.8 在合同有效期内，保证乙方合理的使用与本项目有关的设施和设备。若本项目安装的设备有故障，应立即通知乙方。

6.9 在合同有效期内，负责对乙方光伏发电设备进行保护，视同自设备进行治安管理,光伏发电设备发生人为损坏、丢失应及时通知乙方和其他相关方，甲方有责任协助乙方查清事实和取证。甲方指派具有资质的操作人员参加电站的维护培训。

6.10 甲方有权对太阳能发电的低压侧负荷进行调整，但应保证低压侧负荷容量大于系统装机容量。

6.11 甲方为乙方维护、检测、修理项目设施和设备提供便利，如遇需要甲方协调停电等事宜，乙方需出示书面申请，甲方收到书面申请后3个工作日因给予回复，如因甲方原因造成乙方无法维护、检测、修理项目设施和设备，甲方需承担相关责任，如为乙方指定人员办理长期进厂工作证件，保证乙方合理地接触与本项目有关的设施和设备。甲方应当将与项目有关的其内部规章制度和特殊安全规定要求及时提前告知乙方。

6.12 因甲方原因造成乙方电站资产损失的，甲方应当承担和赔偿由此引起的损失。6.13 本合同有效期内，甲方如将建筑物出租给第三方，应向第三方申明本合同内容同时保障

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乙方在本合同项下的各项权利不受妨碍、行动不受干扰，甲方提前一个月书面通知乙方并征得乙方同意。

6.14 本合同有效期内，甲方欲对建筑物设立抵押权，应向抵押权明确乙方的权利和义务，并提前一个月通知乙方，乙方有涉及乙方利益内容的知情权，合法保护自身权益的主张权。

6.15 甲方对建筑物设立其它权利，应提前一个月书面告知乙方，并保障乙方在本合同项下的各项权利和利益不受影响。

七、乙方的责任与义务

7.1 乙方负责本合同项目资金筹措、申请和落实政府部门的工作。

7.2 乙方负责按国家和上海市要求组织项目设计、采购、施工、监理，如需甲方配合，甲方应全力配合，双方共同推动本项目早日开工和顺利投入运营。

乙方应聘请有资质的设计单位对现有结构进行验算、技术评估和精心设计，确保本项目符合《民用建筑太阳能光伏系统应用技术规范》、《光伏发电接入配电网设计规范》等太阳能光伏方面的国家技术标准。施工现场尽量减少对甲方的影响；严格遵守甲方有关施工场地安全规定。

7.3 乙方保证依法经营，本项目的运营符合国家颁布的有关环境保护的法律、法规要求。7.4 签订本合同后，乙方在10个工作日内派技术人员参与甲方新建房屋（如有）的建筑设计，以确保光伏系统与建筑的有机结合以及可行性。

7.5 乙方确保本项目符合国家相关验收标准。

7.6 乙方负责光伏发电设备故障排查、维修，保障设备运行的稳定性。乙方安排专业人员进行光伏发电设备操作和日常维护，确保设备运行正常。

7.7 乙方负责完善设计施工与运维的技术措施，保证施工不破坏建筑原有功能的实现。若在施工和使用中，如因乙方发电设施和乙方人为破坏造成的屋顶破损，由乙方负责修缮。在乙方持有该电站期间，由于屋顶彩钢瓦自然老化须更换时，甲方重新设计、安装的新钢结构须与乙方进行技术协商，并保证符合乙方安装要求，自乙方施工队伍进场起至光伏电站并网发电期满三个月内，屋顶如出现新漏水部位的，视为乙方电站施工造成屋顶漏水，乙方应当负责修缮，否则视为光伏电站未对屋顶造成破坏。

7.8 乙方应为甲方的屋顶和厂房绿化地区维护提供必要帮助。

7.9 乙方要遵循甲方现场的安全管理措施，一旦出现安全异常，甲方有权要求乙方停止施工和运行设备并给与改善直至符合标准为止。乙方施工人员必须具备国家和政府部门认可的从业资格和具有相应的能力。乙方施工人员在甲方厂区作业须严格遵守甲方的一切规章制度，甲方有权要求乙方更换不符合甲方要求的员工，乙方必须按照甲方的指示执行。

7.10在不影响甲方利益的前提下，乙方有权转让本合同项下的权利和义务，甲方具有相关知情权。

八、所有权

8.1 在电站运行期结束并且甲方付清本合同下全部款项之前，与本项目相关的所有资产包括但不限于乙方采购并安装的投入的光伏发电设施、设备和仪器等财产（合称“电站资产”）所有权

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属于乙方。

8.2 电站运行25年后，甲乙双方可以协商本合同第5条中的节能效益的计算及分享方式，本合同其余条款继续履行。如甲乙双方不达成一致，则电站资产归甲方所有。

8.3 电站资产清单作为乙方项目资产凭证，在项目完成建设并投产后1个月内由乙方提供给甲方并经甲方书面确认，甲方或其工作人员签收后未作出书面确认的，视为已经书面确认。

8.4 电站资产的所有权不因甲方违约或者本合同的提前解除而转移。在本合同提前解除时，项目资产由甲方按照商业条款第6.3条的残值与预期可得利益计算方式偿付回购款和预期可得利益。

九、违约责任

9.1 如一方违反本合同约定的义务，造成对方损失的，应赔偿对方损失。

9.2 本条规定的违约责任方式不影响甲乙双方依照法律法规可获得的其他救济手段。9.3 一方违约后，另一方应采取适当措施，防止损失的扩大，否则不能就扩大部分的损失要求赔偿。

第二部分 一般条款

一、项目变更 1.1 设备的改进

1.1.1在电站运行期间，在乙方没有降低服务标准的情况下，为了改善设备的运行情况，提高经济效益，乙方有权对电站项目进行改造，包括但不限于对相关设备或设施进行添加、替换、去除、改造，或者是对相关操作、维护程序和方法进行修改。

1.1.2 为保证系统的先进性，如果某一年发电量低于预期发电量的50%（因气候、天气等非设备方面的原因除外），乙方有义务改进、更新设备。如乙方未能进行改进并且双方协商未果，甲方有权要求乙方拆除电站资产，费用由乙方承担。1.2 设备的改动和拆除

甲乙双方任何一方如需对电站设备进行改动或拆除，须征得另外一方的书面同意方可进行。若太阳能设备影响甲方使用，甲方持政府相关整改文件可要求乙方协助改动设备位置，由此产生的费用由甲方负担，乙方需配合甲方改动设备位置或拆除该系统设备。甲方拆除、更换、更改、添加或移动现有设备、设施、场地，以致对本项目的节能效益产生不利影响，甲方应补偿乙方由此节能效益下降造成的相应的损失。

1.3 政府原因拆除

在电站运营期间，如因政府原因，导致甲方地段地块使用功能的变更等不属于甲方原因变更，由此导致甲方厂房需拆迁的，乙方应自行拆走电站资产，并可依照本合同约定合作模式在政府给予甲方的新区域上安装光伏发电设备和材料，拆装费用由乙方承担。但甲方需协助乙方向当地政府索赔, 且所有与光伏电站项目相关补贴、赔偿等权益归属乙方所有。

1.4 项目方案变更

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如在本项目的建设期间出现乙方作为专业的节能服务提供者能够合理预料之外的情况，从而导致原有项目方案需要修改，则乙方有权对原有项目方案进行修改并实施修改的方案，但前提是不会对原有项目方案设定的主要节能目标和技术指标造成重大不利影响。除非该情况的出现是由甲方的过错造成，所有由此产生的费用由乙方承担。若节能效益分享期内，甲方使用本项目所发电量持续三个月以上低于本项目当月乙方最大发电量的60%，则乙方有权选择向周边用户销售电力或者全额上网模式，甲方必须配合乙方进行变更。

二、设备的停止运行/关闭

2.1 停止运行或关闭本合同所涉及的任何本项目设备，甲方应至少提前7个工作日书面通知乙方。如遇紧急情况，甲方可采取紧急措施关闭或切断本项目光伏设备，并及时向乙方通报有关情况。

2.2 如果因为甲方停止或关闭本项目设备而造成乙方损失，甲方应承担由此给乙方带来的损失。涉及到不可抗力的原因，关闭设备不能运行，则甲方不承担由此给乙方带来的损失。

三、合同的变更、解除和终止

3.1 对本合同的修改，必须经甲乙双方协商一致，签署书面协议才能生效。

3.2 本合同如有未尽事宜，需甲乙双方共同协商，作出补充规定，补充规定与本合同具有同等效力。

3.3 本合同可经由甲乙双方协商一致后书面解除，或者根据不可抗力条款解除。

3.4在电站运行期内，甲方本项目涉及工厂被关闭、撤销、停产停业的，甲方应及时告知乙方。若本合同解除后，本项目应当终止实施，电站资产由乙方负责拆除、取回，甲方应对乙方提供必要的协助。

3.5本合同的解除不影响任意一方根据本合同或者相关的法律法规向对方寻求赔偿的权利，也不影响一方在合同解除前到期的付款义务的履行。

四、保密及约定

4.1除法律或有管辖权的法院或政府机构或相关政府机构强制要求披露外，对于本项目所涉及的属于乙方的知识产权和商业秘密，在合同签订前、合同履行过程中以及合同解除后，甲方应对任何第三方（各方聘请的中介机构除外，下同）予以保密。

4.2除法律或有管辖权的法院或政府机构或相关政府机构强制要求披露外，乙方在本项目建设和运作中获悉的甲方知识产权和商业秘密，在本合同签订前、本合同履行过程中以及合同解除后，乙方应对任何第三方予以保密。

4.3 在项目投入运行之日起三年内，甲乙双方均应对本合同有关的知识产权和商业秘密，对任何第三方予以保密，并要求因实施本合同而参与的第三方承担同样的保密义务。

五、不可抗力

5.1 本合同中的不可抗力是指由于地震、台风、水灾、雷电、滑坡、暴雨、冰雹等自然灾害，战争、**及其它本合同签订时不可预见、不能避免、也不能克服的事件。

5.2 由于不可抗力直接导致本合同的全部或部分不能履行时，遇有不可抗力的一方应立即将

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详细的情况告知另一方，并随后提供事件的有效证明文件。根据不可抗力事件对履行合同的影响程度，由甲乙双方协商确定延期履行或终止合同，或部分免除履行合同的责任。

5.3 遇有不可抗力事件的一方应采取必要的措施避免扩大损失。如果因为可以实施而未采取相应的措施导致损失扩大，应向另一方承担赔偿责任。

5.4 如果因为不可抗力事件的影响，受影响方不能履行本合同项下的任何义务，而且非影响方在收到不可抗力通知后，受影响方的不能履行义务持续时间连续达到[120]日，且在此期间，甲乙双方没有能够谈判达成一项彼此可以接受的替代方式来执行本合同下的项目，任何一方可向另一方提供书面通知，解除本协议，而不用承担任何责任。

六、争议的解决

凡因本合同引起的或与本合同有关的任何争议，双方应协商解决，协商不成，可以向（南通/南京/项目所在地省会城市）仲裁委员会提起仲裁解决。

七、合同的生效及其他

7.1 本合同的订立、履行和解释，应遵照中华人民共和国法律法规及其他有关规定，应遵守行业惯例。

7.2 甲乙双方发送通知时，凡涉及各方权利、义务的，应随之以书面信件通过特快专递通知对方，该书面文件应加盖公章。本合同所列的地址即为甲乙双方的收件地址。如一方改变地址应提前30日内向对方发出书面通知，否则承担因此产生的法律责任。

7.3 本合同一式肆份，双方各执贰份，具有同等法律效力。

7.4 本合同由双方授权代表于 年 月 日订。双方法人或授权代表签字或加盖公司公章或合同章后，本合同生效。

7.5双方均需设定专责联系人负责项目实施的具体工作。一方变更项目联系人的，应在7日内以书面形式通知另一方。

甲方指定本项目联系人： 联系方式：

乙方指定本项目联系人： 联系方式：

7.6 为保障项目的安全运营，双方应共同签署附件4《光伏发电项目运营期安全管理规定》。7.7 本协议自双方法定代表人/授权代表签字盖章之日起生效，至节能效益分享期届满时止。本协议文本一式四份，双方各执两份，具有同等法律效力。

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（签署页）

本合同已由双方于页首载明日期签署，以昭信守！

甲方（盖章）： 乙方（盖章）：

地址： 地址： 电话： 电话

法人或授权代表： 法人或授权代表：

光伏发电项目节能服务合同 篇2

1 做好政策落地推动新能源与电网协调发展

国家电网公司《关于做好分布式光伏发电并网服务工作的意见》出台后, 莲花县供电公司乘势而为, 积极响应, 建立与省、市公司一体化工作平台, 印制《分布式光伏发电并网服务工作手册》等相关宣传资料发放到供电台区, 工作人员主动解释国家相关政策及进展, 满腔热情地接待前来咨询光伏发电并网事宜的客户。比如, 当年在接到居民朱建兵提交的筹建220伏分布式光伏发电项目申请后, 公司立即受理, 迅速派员来到他家中, 详细介绍现行政策, 对客户端设备进行检查、验收, 并为他免费调换了专用双向计量装置 (准确地计量客户并网发电量以及从电网上接收的用电量) , 签订《分布式光伏发电项目低压发用电合同》。“从受理到勘测、接入, 整个过程又快又好”朱建兵念念不忘。不久, 该公司出台了《分布式光伏发电项目电费结算流程》, 按规定准确结算电量、电费, 将第一年光伏发电所得的1613.29元打进朱建兵的银行卡内。朱建兵成为莲花县第一位光伏发电人和第一位收到发电收入的客户。随着光伏并网发电作为清洁能源逐步为社会所熟知, 前来咨询申请的客户数量不断上升, 公司与光伏客户结下了不解之缘。该公司主动了解适合新能源项目建设的场所和电网负荷变化情况, 理顺业务流程;超前开展风险管理分析, 将分布式电源接入系统纳入电网远期建设总体规划, 提高电网接纳清洁能源的能力, 促使新能源项目前期与送出工程前期工作有序开展。

公司对客户有求必应, 从现场勘察到上门提供技术指导、从提供线路和计量电能表安装到并网接电实行“一条龙”服务。众所周知, 发展分布式电源, 可优化能源结构、推动节能减排、有效降低大气污染。值得一提的是, 2014年, 江西省出台新政, 规定给予“万家屋顶光伏发电工程”省级能源专项补贴资金。与此同时, 莲花县在资金运作上, 还按每户1万元的标准实施财政补贴。在居民光伏发电并网蓬勃发展之际, 坐落于工业园区的企业商户也领略到了光伏发电的环保效应和经济优势。

2 强化服务意识为节能环保贡献力量

莲花县工业园区分布式光伏发电项目是江西省5个工业园区分布式光伏发电试点项目之一, 项目总投资500万元, 装机容量300千瓦。莲花县供电公司本着一贯作为, 从制定具体工作方案到设计、施工及上网、发电等流程都派专人全程参与指导, 全力扶持。莲花县工业园区分布式光伏发电项目是全省5个试点项目中最早实现并网发电的。从环保角度来讲, 光伏发电对减少雾霾非常有帮助。一般来说, 1吨煤可以发电2500千瓦时, 1千瓦时电的二氧化碳排放量约为960克。按照目前这些光伏发电设备每天发电2500千瓦时电来计算, 一年下来可节省365吨煤, 减少876吨二氧化碳排放量。

3 全过程管控推进新能源服务常态化

光伏发电项目节能服务合同 篇3

工 作 总 结

总结人:

日期:2016年12月26日

感谢公司领导的信任,让我直接进入光伏发电一期(20MW)项目工程，担任项目经理。经过6个多月的现场工作和学习,发现了自己工作中的不足,同时也积累了一些经验,现汇报给领导,请领导批评指正。

一、设计专业：

场区设计工作委托给西安特变电工电力设计有限公司，由于签订合同时经验不足，导致图纸进度非常缓慢，甚至图纸出错、名称错误等低级问题，给现场施工带来的困难。

1、针对设计问题，在签订合同时，书面规定出图时间及质量要求，保证图纸保质保量按时到达现场，不能因为图纸问题延误工程进度；

2、审图流程一定要全面，各个专业及监理、施工单位要认真审图，对图纸问题要及时提出，并签字确认，避免后期出现设计变更造成损失。

二、土建专业

土建是基础，一个工程的好坏和耐久度都体现在土建，因此都土建专业的管理是整个项目的关键。光伏发电一期（20MW）工程项目在土建中就存在问题。

1、桩基础深度不够，按照设计原则桩基础须落在冻土层以下，以保证在冬天气温低的时候，桩基础不因冻土膨胀而产生偏移，保证光伏支架的稳定性。此项目桩基础埋深1800mm，冻土层为2000mm，根据设计人员的经验，大概在3-5个冰冻期后，桩基础会产生偏移。

2、电缆沟深度不合理，按照设计原则，地埋电缆应铺设在冻土层以下距离地面不低于600mm的实土层上。此项目电缆埋深800mm，达到了两个条件中的一个，因此不符合设计规则。

3、箱变、逆变基础未加钢筋，承重能力符合要求，但抗挤压能力明显不足。

因此项目设计时，设计人员必须现场实勘，结合现场的实际气候、环境和当地的一些数据出具实勘报告后再开始设计工作。

三、电气专业

1、厂家选择

通过资格预审确定符合公司理念的国内一流设备厂家后再通过招标方式选择符合项目的设备，在此工程中，设备的质量、口碑和售后服务是关键。质量是灵魂、口碑是容貌、售后服务是行动。

2、设备进场

设备合同签订后，需齐聚各个设备厂家人员进行设备到货时间确定会议，按照工程进度计划表把各个设备进场时间落实到每个设备厂家人员身上，并签字确认，公司备案。以此来保证项目进度不会因设备原因延误，并减少损失。

3、设备保管和开箱验收

设备按照进度计划进场基本上不会存在室外保管的情况，若出现类似情况，需要求施工单位做好防雨防冻放倒的安全措施，并责任到人。

开箱验收必须齐集监理、施工单位、设备厂家人员到场，共同开箱验收，我司人员需视频保留开箱情况。

4、设备安装及调试

设备安装过程中须严格按照厂家的安装要求进行，不能因人员或设备不到位而采取不符合规定的安装方式。

结合安装单位的进度制定严格的调试计划，设备人员按照进度计划进场调试，从而保证进度的同时节约人员成本。调度联调须提前沟通，在联调前一天各个厂家人员必须再次检查设备的稳定性，保证一次通过。

四、进度管理

5、工程进度

进度计划是整个项目的主轴线，因此合理的进度计划是项目实施的关键所在。项目部必须根据项目现场实际情况结合公司的战略安排制定合理的进度计划。

一级、二级进度计划报公司备案，三级进度计划现场实施。项目部人员必须做到每天检查、总结、纠偏，工程进度保证在可控范围内，若出现重大进度偏差必须第一时间上报公司，同时制定赶工措施。

6、工程款进度

根据合同规定，在到达工程节点时及时提供工程资料及支付申请，与业主沟通工程款支付事项，避免出现因项目部原因造成进度款无法按时支付。

五、质量管理

工程质量关系着整个项目的成败。项目部人员对质量管理一定要重中之重，做到隐蔽工程、关键节点、分部分项工程必须人员到场旁站，视频备案，责任到人。

六、安全管理

工程安全涉及到人身安全、工程安全、车辆安全等方方面面，安全无小事，项目经理作为安全第一责任人必须亲手抓。项目部结合公司安全规则制定切合实际的项目安全实施规定，召开安全生产会议，下发项目安全实施规定到各个施工单位及设备厂家。防微杜渐、抓典型，把安全事故扼杀在萌芽之中，做到零安全事故。

七、合同管理

合同是公司与各个单位之间的桥梁，项目部须认真审阅合同，严格按照合同履行义务，对合同中不合理的条款及时提出，上报公司，避免合同纠纷。

八、资料管理

资料是项目的记录和成果，良好的资料管理体现出整个项目部的管理水平。

资料管理做到一项一册、一专业一建档的原则。注重过程管理，资料及时整理、归档，坚决杜绝完工后一起做资料的恶习。

九、手续办理

1、前期手续

在公司组建项目后第一时间介入前期资料的办理中去，经业

主或者开发人员介绍认识各个部门的办事人员和领导，为项目的实施打下良好的基础。

2、施工手续

施工手续是工程开工的关键，在组建项目后结合业主或者开发人员第一时间办理施工手续，避免手续不全无法开工或者手续不全产生额外的费用。

3、电网手续

电网手续是并网发电的关键。项目部在得到业主授权或者会同业主一起办理电网手续，必要时可专人办理。各个电网部门找对人、找关键人、找办事人，避免不必要的浪费。并网验收、生产验收、质检验收等各种电网和政府的验收必须认真对待，及时整改，做到一次性通过，杜绝反复验收的恶劣行为。

电网验收也是项目部的验收，是检验整个项目的成果，也是项目部对业主单位的一个过程验收，一次性通过可减少项目部的不必要的麻烦。

十、并网发电

1、并网发电前准备

并网发电前须各个厂家到场进行设备再次检查，项目部人员全程跟进检查，并在检查确认单签字，责任到人，谁设备谁负责、谁检查谁负责、谁施工谁负责，实行连带责任，防止因设备原因并网失败。

2、并网发电

全力配合运行人员对各个设备的操作和检查工作，保证并网成功。

3、并网发电后检查

4、十一、1、2、正常并网发电后，项目人员会同厂家人员和施工人员逐个排查设备及施工质量，发现问题后及时汇报处理，避免出现生产事故，造成损失。240小时安全运行

并网发电后，不要急于进行240小时安全运行申请，等所有设备稳定运行3天左右后，设备厂家把设备排查后再进行安全运行申请，避免因设备问题反复申请240小时安全运行。

竣工验收

竣工验收

当电站安全运行240小时，整体工程达到合同要求时可向业主申请竣工验收。

在验收过程中仔细记录业主及专家的意见，遇到无法立即解决的问题，汇总到消缺项或者遗留项中，单独出具解决方案和解决完成时间函件，保证一次通过竣工验收。竣工结算

完成竣工验收后在一周内完成竣工结算。竣工结算务必与市场价格相吻合，避免出现差价过大的设备，给公司造成损失。竣工结算至少经过三级审核：项目专员、项目经理、公司领

导。

3、工程质保

十二、1、2、3、十三、根据合同进入工程质保期，要不定期对客户进行电话回访和现场拜访，增加业主的认可度，积累现场运行经验和缺陷，为后续工程提供经验。

其他事项

突发情况

连续大雨造成工程延误或者工程损坏，因及时汇报公司并制定切实的处置方案，减少工程损失； 阻工情况

出现阻工情况，避免冲突，安抚好施工单位，同时汇报公司和政府，配合政府人员处理好相关事宜； 设备无法到场情况

若设备无法到场严重影响工程进度时，汇报公司并收集同类设备厂家同种设备的价格、供货周期等情况，制定设备替代方案。

汇报总结

光伏发电项目的申报流程1 篇4

发电类项目属于核准制，比较繁琐。

业主首先编制项目申请报告（可行性研究报告一般针对备案类项目）报当地发改部门，发改部门会征询规划、土地、环保、电力、节能等部门的意见，其中主要支持文件为规划许可、土地出让/转让/租赁合同、环评批复、电网并网许可或复函、银行授信证明等。根据经验，电网的支持文件是最难获取的，需要与当地电力部门做更充分的沟通。项目申请报告和相关支持文件拿到后，可以做成报批版的项目申请报告，报当地发改部门审批。

这个过程中，与发改、电力、规划、土地、环保等部门的沟通是最重要的，部门与部门之间通常会扯皮，一方以另一方出具证明为先决条件，所以政府的协调市最关键的

大中型光伏发电项目核准前后的申报流程:

一、项目前期部分：

1、项目核准所需支持性文件都有：可行性研究报告批复意见、开展项目前期工作的通知、土地初审文件、土地预审文件、环境评价批复文件、水土保持批复文件、项目贷款文件、系统接入文件。

2、以上支持性文件由以下单位发文 ：可行性研究报告和开展前期工作通知由省发改委发放，土地初审文件由项目所属当地国土部门发放，预审文件由省国土厅发放，环境评价批复文件由省环保厅发放，水土保持批复文件由省水利厅发放，项目贷款文件由项目所申请贷款的银行发放，系统接入文件由电网公司发放。

3、在申请土地预审时需要文件：土地初审文件、土地现状图、土地规划图、土地预审申请表、土地预审请示文件、土地影响规划报告。

4、申请土地预审时都有国土厅以下处室参与：规划处、耕保处、利用处、地籍处、执法大队。

5、当确定在一地区建设项目时，首先应注意以下问题：应注意项目所在地占有土地的性质，是否与当地土地规划部门所规划的建设项目用地冲突。应注意项目所在地附近是否有可靠电网接入点。

6、在申报项目建设用地时需提供以下文件：项目所在地压覆矿产评估报告、地质灾害评价书、项目所在地勘测定截图、土地复垦报告书。

7、怎样保证项目前期工作高效快速的进行：可同时进行多项批复文件的基础编制工作，如：同时委托多家单位做项目水土保持报告书、环境评价报告书、土地影响规划报告书、接入系统可行性报告等。在选择报告编制单位时应按照相关批文单位制定单位委托。

二、报表统计部分：

1、发电厂用电量、发电厂用电率、综合厂用电率的计算公式:：发电厂用电量=发电量-上网电量；

发电厂用电率=（发电量-上网电量）/发电量 综合厂用电率=（厂用电量+外购电+设备自耗电）/发电量

2、发电量、利用小时、平均设备容量之间的关系： 发电量=平均设备容量×利用小时数

3、发电量、上网电量、线损率之间的关系：：上网电量=发电量×（1-线损率）

4、构成项目总概算投资有以下几大部分：设备费、建筑费、安装费、其他费用。

光伏发电项目节能服务合同 篇5

一、中国太阳能发电市场背景

过去三年是中国太阳能光伏发电项目强势发展的三年，主要原因在于其自身作为可再生能源的天然优势：与传统的火力发电相比，太阳能发电利用的是清洁的太阳光能，对环境的影响几乎是零；与另一种可再生能源核电相比，其安全性优势明显；与水力发电和风力发电相比，又对地理环境的依赖程度更低。近年来，中央和地方均出台多轮促进太阳能发电项目开发建设的法规和政策，宏观层面有包括太阳能在内的可再生能源发电长期发展的战略规划，微观层面，则从项目审批、项目用地、电价补贴和税收优惠等各方面提供政策性支持，尽力创造有利的投资环境，鼓励境内外资本进入光伏产业。

我们认为上述鼓励政策已初见成效，这可以从两个方面直观感受到，一是中国太阳能发电市场在国际太阳能发电市场所占比重的变化，二是太阳能发电在全国电力工业装机容量占比及增速的变化。

首先是装机容量。2015年4月发布的《全球新能源发展报告2015》显示，2014年全球光伏市场新增装机容量达到47GW，其中中国新增装机容量位列全球第一，为13GW，占27.7%。截至2014年底，中国太阳能光伏装机总量超过30GW，成为世界第二大光伏应用大国。其次是多晶硅产能。多晶硅作为太阳能电池板的核心原材料，其制造业呈现明显的垄断格局，中国多晶硅产能占全球总产能的45%，与美国和欧洲的产能之和基本相当。最后是产业融资额度。在2014年度中国太阳能产业融资额为380.4亿美元，占全球融资总额的28.2%，位居全球首位。

在国内电力市场，太阳能发电项目在全国电力业务构成中的比重也持续增加，且增速大大超过其他类型发电项目。根据2015年1月国家能源局发布的2014年全国电力工业统计数据显示，并网太阳能发电增长率达67%，增速远超其他发电类型，具体见下表：

2014年全国电力工业统计数据（信息来自国家能源局）指标名称

全口径发电设备容量 水电 火电

计算单位 万千瓦 万千瓦 万千瓦

全年绝对量 136019 30183 91569

8.7 7.9 5.9

全年增长率（%）核电 并网风电

并网太阳能发电[1]

万千瓦 万千瓦 万千瓦

1988 9581 2652

36.1 25.6 67.0 太阳能发电项目在中国具有巨大的投资开发潜能，市场前景广大。对于有意向的投资者而言，首先需要了解中国在宏观层面上对太阳能发电市场的鼓励性政策。

二、光伏发电鼓励政策梳理

中国对太阳能发电项目投资开发所依据的主要法律是2009年修订的《可再生能源法》。该法明确规定，国家鼓励和支持可再生能源并网发电，并明确可再生能源包括太阳能。此后，国务院于2013年出台《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》（国发[2013]24号）（以下简称“国务院24号文”），该文将太阳能光伏产业描述为“是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照样产业”，并将其定位为“中国具有国际竞争优势的战略性新兴产业”，从而明确了太阳能光伏产业在中国产业发展序列中的战略性地位。此外，国务院24号文还从市场开拓、产业结构调整、规范产业发展秩序、支持政策的出台等方面对太阳能光伏领域做了宏观层面的规划。值得注意的是，国务院24号文还强调除了推进太阳能光伏电站建设之外，还要大力开拓分布式光伏发电市场，提出了建设分布式发电示范区的规划[2]。2014年国务院办公厅印发的《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》，将“加快发展太阳能发电”列入未来五年的战略计划中，并提出到2020年光伏装机容量达1亿千瓦的目标。

紧随国务院24号文之后，国家能源局先后出台《光伏电站项目管理暂行办法》（国能新能[2013]329号）（以下简称“《项目管理办法》”）和《光伏发电运营监管暂行办法》（国能监管[2013]459号）（以下简称“《运营监管办法》”），前者专门对集中式太阳能光伏电站的规模管理、项目备案、电网接入做了具体规定；后者则强调太阳能发电项目（无论是集中式光伏电站还是分布式光伏发电[3]）作为电力业务的一种，其自身的运营要纳入到电力业务监管体系之中，予以规范。结合两办法的主要规定，我们可以总结出以下在投资开发太阳能光伏电站须注意的几个方面。

（一）规模指标管理

《项目管理办法》明确了中国太阳能光伏电站建设每年度是有规模控制的，即每一年度建设的装机容量不得超过当年所规划确定的指标额度。各省级地方政府要在此基础上出台本辖区的太阳能电站建设年度实施方案。具体规模指标出台办法是：国家能源局编制全国太阳能发电发展规划，确定全国光伏电站建设规模和各省年度开发规模。各省级能源主管部门根据本地区年度指导性规模指标，编制本地区年度实施方案建议，报国家能源局审定。各省级政府按照国家能源局下达的年度指导性规模指标，扣除上年度已办理手续但未投产结转项目的规模后，作为本地区年度新增备案项目的规模上限。年度实施方案的完成情况，是国家能源局确定下一年度该地区指导性规模指标的重要依据。

根据国家能源下发的《2015年光伏发电建设实施方案》，2015年全国新增光伏电站建设规模指标为17800MW。在各省级地方年度新增规模指标中，根据各地方太阳能资丰富程度而新增规模指标各有不同，其中新增额超过1000MW的省份有新疆（1300MW，若包含新疆生产建设兵团，则为1800MW）、河北（1200MW）、江苏、浙江、安徽、青海和宁夏（均为1000MW）。新增额最小的是海南和贵州，均只有200MW。

对投资者而言，应注意在投资国内太阳能电站时，上述规模管理制度对投资建设可能产生的两个影响：

第一，应关注所投资建设的省份每年新增指标是多少兆瓦，尤其是该省份上一年度已取得项目开发权但未建成投产项目所占今年新增指标的额度。拟投资的太阳能电站装机容量在当年度确定建设规模范围内时，才可能取得项目开发权，这对投资者而言实际上是一道隐形门槛，可能影响到投资者的投资战略和布局。

第二，应关注拟投资省份是否存在普遍的限电情况。《项目管理办法》明确了对已发生明显弃光限电问题且未能及时解决的地区，停止下达该地区年度新增指导性规模指标，对建设实施情况差的地区，相应核减下年度该地区指导性规模指标。如果拟投资地区在上一年度限电严重，很可能在下一年度新增规模指标被下调甚至取消，这会对投资者的投资计划造成严重影响。

（二）项目备案管理

《项目管理办法》确定了中国太阳能发电项目的许可制度采用备案制而非核准制，备案主管部门为省级能源主管部门。但是，根据我们以往的项目经验，部分省级地方政府已通过颁布地方规章或地方规范性文件的方式将该备案权限下放至市一级能源主管部门，如内蒙古自治区[4]。

除对太阳能发电项目采取备案制之外，国家能源局发布的《关于进一步加强光伏电站建设与运行管理工作的通知》（国能新能[2014]445号）（以下简称“光伏电站通知”）进一步要求各省级能源主管部门明确光伏电站项目备案条件及流程，并“尽可能减少项目备案前置条件”。根据以往项目经验，我们发现很多地方的项目备案文件的确不再要求取得环评批复、用地预审、规划选址、节能评估等前置性许可文件。但是，我们理解，此处的前置性文件提供义务的豁免仅限于地方能源主管部门项目备案这一环节，并不当然意味着投资者不需要向环境、国土、规划等主管部门申请获得相关许可。在进行具体项目投资开发之前，建议投资者就具体的备案文件提供要求向当地能源主管部门进行详细咨询。

对于非新建而是收购已建成投产或已拿到项目备案文件的太阳能电站项目，投资者须关注国家对投资主体变更时的管理要求。《光伏电站通知》明令禁止买卖项目备案文件及相关权益，已办理备案的项目如果投资主体发生重大变化，应当重新备案。《项目管理办法》也要求项目单位不得自行变更光伏电站备案文件的重要事项，包括项目投资主体、项目场址、建设规模等主要边界条件。针对实践中频繁出现的倒卖光伏电站备案文件的乱象，国家能源局于2014年底出台了专门规范性文件《关于规范光伏电站投资开发秩序的通知》（国能新能[2014]477号）（以下简称“《规范通知》”）。《规范通知》并未一刀切地规定只要涉及投资主体变更均须重新办理备案手续，而是将项目以“投产之日”为界限划分进而区别对待：如果电站已经投产，则投资主体变更无须重新办理备案；但若项目已取得备案文件但尚处于建设期而未投产的，则须向能源主管机关申请重新办理备案。

我们在项目实践中曾经遇到过两个问题：

一是部分省市的能源主管机关对项目投产之前对因投资主体变更申请重办备案的处理方式不同；二是其对“投产之日”的理解存在差异。第一种情形主要体现在有些能源主管机关并非重新出具备案文件，而代之以同意函的形式承认新投资者为项目投资主体，甚至存在答复称不需要重新办理备案或取得任何同意文件的情况。针对各地区具体操作方式的不同情况，建议投资者要求转让方事先获得当地能源主管部门的批准或明确答复。对于第二种情形，对投产之日的理解是电站已完成全部竣工验收之日，还是实际并网发电之日（即试运行开始之日）？抑或是试运行期满后的正式商业运营之日？根据从国家能源局获得的咨询答复，对此应理解为光伏电站开始实际并网发电之日。

（三）电网接入与运行管理

太阳能光伏电站建成后需接入国家或地方电网，远距离输送所发电力。因此，此类项目不仅要符合太阳能光伏产业政策，还要符合国家对电力行业的一般性监管要求，同时要注意对太阳能电站电网接入的一些特别规定。

1、并网验收及其他验收

包括太阳能发电项目在内的任何电站在实际并网前均须通过当地电网公司组织的并网验收以及其他各项验收，如环保验收等。通过并网验收不仅是电站具备实际并网发电能力的证明，同时并网验收文件也是申请办理电力业务许可证的必备申请文件之一。实践中并网验收文件主要包括建筑工程质量监督报告、电力质量监督报告、并网前安全性评价报告、并网前技术监督报告等，最终以电网公司出具的内部各业务部门审核通过的并网验收意见会签单的形式作为电站完成并通过并网验收的证明文件。

除此之外，太阳能电站还须通过环保部门的环保竣工验收、公安消防部门的消防验收、安监部门的水土保持验收等项目相关验收。在上述验收均通过之后，电站方可进入与电网公司签署配套协议和取得相关许可的阶段。

2、取得电力业务许可证与签订并网协议和购售电合同

“一证两合同”是适用于所有类型电站项目的一般性要求。《运营监管办法》明确规定太阳能发电项目应当遵守电力业务许可制度。《电力业务许可证管理规定》（以下简称“《电力许可证规定》”）也规定并网运行的电厂应当申请获得发电类电力业务许可证。对于太阳能电站而言，如未取得电力业务许可证就并网发电，则要面临没收违法发电所得且处以所得5倍以下罚款的处罚。根据《电力许可证规定》，申请电力业务许可证之前须取得项目备案文件、环评批复、发电设施具备发电能力的证明文件和竣工验收文件。需注意的是，根据国家能源局出台的政策，并非所有太阳能电站项目均须办理电力业务许可证[5]。分布式光伏发电项目和装机容量小于6MW的太阳能电站均免除该项要求，项目运营主体可直接与电网公司办理并网手续。

购售电合同与并网调度协议的签署是在取得电力业务许可证之前。实践中，为及时并网发电，新能源发电项目运营主体往往先申请电力业务预许可证，该预许可有效期限往往为一年。电站运营主体在取得预许可之后与当地电网公司签署并网协议和购售电合同，电站进入试运行阶段，在预许可过期之前申请办理正式的电力业务许可证。根据有关并网制度的法规，这两份合同是电站并网运行的前提条件[6]。

3、电站场内线路建设与升压站共用问题

《项目管理办法》明确了太阳能电站项目的场址内集电线路和升压站工程的投资建设由项目单位负责，送出线路的建设由电网公司负责。但在实践中，部分电站项目的送出线路也由项目单位负责建设。此时应注意虽然太阳能电站项目本身已由《项目管理办法》确定为备案制从而不属于政府核准项目的范围，但电站场址内的送出线路属于电网工程，根据国务院于2014年最新修订的《政府核准的投资项目目录》，电网工程属于政府核准的范围。据此，太阳能电站项目除了应具有项目备案文件之外，还应就场址内送出线路建设单独获得地方发改委的项目核准文件，这是投资者在并购尽职调查中应予以关注的问题之一。

一般而言，作为太阳能电站项目的关键设施之一，升压站应由项目单位自行建设并运营维护。但在以往项目经验中，也遇到过部分太阳能电站共用同一园区内其他在先建成投产电站的升压站，与对方签订升压站协议并按约定支付使用费。我们理解，《项目管理办法》并未明文禁止升压站必须由项目单位自行建设并使用，如果升压站设计容量足够，应可以与其它电站共用升压站，并约定具体使用方式和使用费的支付。

（四）税收方面优惠政策

国家对太阳能电站在税收方面的优惠政策主要体现在三个方面。

一是根据《企业所得税法实施条例》，电力项目属于国家重点扶持的公共基础设施项目，可享受“三免三减半”的税收优待，即在原有企业所得税税率基础上，电站投资经营所得自取得第一笔生产经营收入所述纳税年度起，第一年至第三年免征企业所得税，第四年至第六年减半征收企业所得税。

二是中国西部地区是太阳能资源的富集地带，且太阳能发电属于国家鼓励类产业，因此在西部地区投资开发太阳能电站项目还可享受到按15%的税率征收企业所得税的优惠[7]。根据以往项目我们从当地税务机关获得的答复，该项税收优惠可以与“三免三减半”优惠政策叠加适用。

举例而言，一般企业所得税税率是25%，一个在西部省份建成投产的太阳能电站项目，自取得发电收益起的当年开始，前三年的实际税率是0%，自第四年开始，享受西部大开发优惠税率为15%，但在此基础上又根据“三免三减半”政策而减半，故实际税率是7.5%，税收优惠力度很大。

三是享受中央财政补贴的太阳能电站项目，对取得的补贴收入不属于增值税应税收入，不缴纳增值税。为鼓励太阳能发电产业发展，国家专门出台了补贴办法，这部分内容将在下篇着重阐述。

[1]需注意的是，这一数据还不包括自发自用的离网分布式光伏发电项目。[2]基于篇幅所限，本文主要探讨集中式光伏电站的相关法律问题。

[3]国家能源局并未对集中式光伏电站和分布式光伏发电给出定义，市场通常对二者的理解是：集中式光伏电站指充分利用广大未利用土地和相对稳定的太阳能资源构建大型光伏电站，接入高压输电系统供给远距离负荷；分布式光伏发电是指光伏组件主要基于建筑物表面，就近解决用户的用电问题，通过并网实现供电差额的补偿和外送。二者的主要区别：（1）装机容量以6MW为分界点，高于此标准就属于集中式。（2）集中式光伏电站必然并网，远距离送电；分布式光伏则可能离网，即自发自用，即使并网也是近距离送电至终端用户。

[4]根据《内蒙古自治区发展和改革委员会关于我区太阳能发电项目实行盟市备案管理的通知》，“自本文下发之日起，太阳能发电项目由盟市能源主管部门实行备案管理”。

[5]《国家能源局关于明确电力业务许可管理有关事项的通知》（国能资质[2014]151号）。

[6]根据《发电厂并网运行管理规定》第16条，并网发电厂与电网企业应及时签订并网调度协议和购售电合同，不得无协议并网运行。

[7]财政部、海关总署、国家税务总局《关于深入实施西部大开发战略有关税收政策问题的通知》（财税[2011]58号），自2011年1月1日至2020年12月31日，对设在西部地区的鼓励类产业企业减按15%的税率征收企业所得税。

三、太阳能电站项目电价及财政补贴制度

（一）光伏项目的电价构成简单来说，太阳能光伏电站项目的电价构成如下：

光伏上网电价=脱硫燃煤机组标杆上网电价+中央财政补贴额度

脱硫燃煤机组标杆上网电价（以下简称“燃煤标杆电价”）就是传统火力发电项目的上网价格，燃煤电站所发电力以该价格为基础结算，这也是所有能源类型的电站的基础上网电价。国家会对燃煤标杆电价适时调整。由于燃煤电站对环境污染巨大，国家不鼓励此类火力发电项目的建设，因此总的调价趋势是逐渐降低燃煤标杆电价。最近一次调价是2015年12月，国家发改委出台《关于降低燃煤发电上网电价和一般工商业用电价格的通知》（发改价格[2015]3105号）（以下简称“3105号文”），对各省燃煤标杆电价均予以不同程度的调低。

中国对太阳能电站项目上网电价采取有区别的政府定价制度。国家发改委于2015年12月发布《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》（发改价格[2015]3044号）（以下简称“《价格通知》”）按照太阳能资源分布程度将全国分为三类资源区，对每个资源区采用不同的光伏电站标杆上网电价（以下简称“光伏电价”）。按照太阳能资源丰富程度从高到低（I类资源区到III类资源区），光伏电价从低到高定价（I类区0.8元/度，II类区0.88元/度，III类区0.98元/度），这种定价方式旨在促进光照资源相对并不丰富的地区也发展太阳能发电项目，如江苏、浙江等省份，虽然光照强度不及西北各省，但由于光伏电价很高，因而也存在很多太阳能发电项目。此外，在三类资源区之外，西藏自治区适用单独的光伏电价，为1.15元/度。

由于各省燃煤标杆电价不同，且由于在不同类资源区导致光伏电价也不同，故而两者之间的差额也就是国家对光伏项目实际补贴额度也会有所区别。比较北京市和江苏省举例说明：北京市的燃煤标杆电价是0.3515元/度，其被列为II类资源区，适用0.88元/度的光伏电价，因此国家对北京市光伏发电项目的实际补贴额度就是0.5285元/度；江苏省的燃煤标杆电价是0.3780元/度，其被列为III类资源区，适用0.98元/度的光伏电价，因此国家对江苏省光伏发电项目的实际补贴额度就是0.6020元/度。

另外需注意的是，很多省份对本省内光伏电站项目都已出台省级补贴政策，即在国家补贴额度基础之上，对国家确定的光伏电价再增加一部分地方补贴。以往项目中，我们遇到过项目获得的当地价格主管部门出具的电价批复文件载明的上网电价高于国家确定的当地光伏电价，其原因一般就是该省对光伏项目另有补贴。

（二）专项财政补贴的申请与发放

1．电价批复与专项财政补贴的关系

实践中除少数省份外，大部分省份的价格主管部门都会针对具体光伏电站项目出具电价批复文件（少数省份直接以《价格通知》为适用依据，不再单独出具电价批复文件，如西藏自治区），性质上属于行政许可，即允许发电企业与当地电网公司以批复价格结算并网发电电量。一般而言，电价批复确定的上网电价就是国家对该省的光伏电价（也有可能因有省级补贴而比光伏电价略高），即该批复价格已包含了国家对该省光伏项目的专项财政补贴额度，但这并不意味着该光伏电站实际就以所批复的光伏电价进行结算，实践中很多光伏电站仍以燃煤标杆电价结算，原因就在于国家对光伏发电项目补贴资金的发放和相关流程具有专门要求。因此，投资者在收购境内光伏电站项目时，即便看到项目已有有权价格主管部门出具的电价批复文件，但仍可能实际中该电站还是以燃煤标杆电价结算。

2．专项财政补贴政策

《价格通知》中确定了国家对光伏发电项目补贴政策的两个重要方面，一是补贴期限原则上为20年，二是在此期间国家会随着太阳能产业的发展，结合相关因素，会逐步调减光伏电价（实质上就是调减财政补贴额度）。这意味着从长远来看国家对太阳能发电产业的扶持力度会呈逐渐减小的趋势。目前以划分三类资源区确定光伏电价的政策实际上是经历了两次调减后的结果，此前国家最早对全国范围内的太阳能电站光伏电价是划分为1元/度和1.15元/度两档，要比现行光伏电价高。

（1）专项财政补贴发放要求和流程

国家对包括太阳能发电在内的可再生能源发电项目的专项补贴被称为可再

生能源电价附加补助资金（以下简称“光伏补贴”），该项资金来自可再生

能源发电项目的销售电量收入。换句话说，就是从下游终端用户处收取的 电费中拿出一部分用来补贴上游的可再生能源发电项目。财政部、国家发

改委、国家能源局针对光伏补贴的申报、审核与拨付出台了详细的规范性

文件《关于印发可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法的通知》（财

建[2012]102号）（以下简称“《补助办法》”），根据该文，对光伏补贴的申请、审批和发放流程如下：

（2）申请条件

主要有三个条件：一是必须是以可再生能源作为发电来源，太阳能电站自然属于该范畴；二是电站必须已拿到项目备案文件；三是必须已经从价格主管部门取得电价批复文件。

（3）提出申请

符合申请条件的太阳能发电项目单位，同时向省级财政、价格、能源主管部门按照《补助办法》规定的格式要求提出补助申请，由后者初审后联合上报财政部、国家发改委、国家能源局。

（4）审核申请

财政部、国家发改委、国家能源局对各省上报项目材料进行审核，对符合条件的项目，列入可再生能源电价附加资金补助目录（以下简称“《补贴目录》”）。

（5）补贴发放

光伏补贴原则上实行按季预拨、年终清算。各省级电网公司在每季度第三个月提交补助资金申请表至省级财政、价格、能源主管部门，后者报财政部、国家发改委、国家能源局。财政部根据申请情况，将光伏补贴拨付到省级财政部门，省级财政部门按国库管理制度有关规定及时拨付资金。省级电网公司拿到光伏补贴后，按光伏电价和实际上网电量，按月与太阳能电站结算电费。

从《补助办法》规定的光伏补贴审批流程可以看到，对一个太阳能电站项目是否给予光伏补贴的关键依据就是看其是否进入补贴目录。从《补助办法》的规定来看，补贴目录似乎应是一年一发布，但截至目前，财政部公布了五批补贴目录，最近一次公布是在2014年9月，再前一次公布是2013年2月，而第六批补贴目录截至本文出具之日仍尚未公布。由此可见补贴目录并非是在每年度的固定时间发布，这就为太阳能电站及时享受光伏补贴带来了不确定性。

此外，即使最终进入了《补贴目录》，也不能确保太阳能电站按月拿到光伏补贴。仔细研读《补贴目录》对补贴资金拨付环节的行文，会发现其对财政部拨付光伏补贴到省级财政部门的具体时间未做要求，同时省级财政部门对电网公司的拨付也仅是要“及时”而已，并未规定明确时间节点。这就给光伏补贴的实际到位带来了很大的不确定性。而实践中也确实如此。网络公开信息显示，截至2015年上半年，光伏补贴拖欠时间已长达两年多之久，部分光伏电站补贴拖欠时间更是长达3年。补贴拖欠总金额高达约人民币200亿元[1]。这导致原本就融资困难的许多太阳能电站项目都面临资金链紧张甚至濒临断裂的局面。

四、太阳能电站项目土地使用常见问题

太阳能项目作为国家扶持的能源类基础设施项目，其项目用地首先要符合国家土地使用权管理的相关法律法规。总体而言，现有的三种土地使用权获取方式（有偿出让、无偿划拨、租赁）均可适用于太阳能电站项目。国家也未禁止项目以农用地转为建设用地的形式占用农用地，但更鼓励占用未利用地。针对太阳能电站项目自身的开发特点，我们认为太阳能发电项目在某些用地方面具有特殊性。

根据有关土地管理的相关法规，无论是国家所有或集体所有的农用地，如建设项目需要占用的，均须将农用地按照法定程序和要求转为建设用地后，方能予以开发利用。换言之，不得以租赁农用地的形式改变其用途用于开发建设项目。国家在这方面即使对太阳能电站这类新能源项目也并未有任何放开。国土资源部联合其他五个部委于2015年发布的《关于支持新产业新业态发展促进大众创业万众创新用地的意见》（国土资规[2015]5号）（以下简称“《创新用地意见》”）再次明确“对建设占用农用地的，所有用地部分均应按建设用地管理”。

但在以往几年的太阳能发电项目开发浪潮中，出现了一种特别的太阳能发电类型，即光农互补项目，如渔光互补、光伏农业大棚等。此类项目在用地上的特别之处在于，除项目永久性用地是建设用地以外，太阳能电池板矩阵架设在农田、草场、鱼塘或温室大棚之上，如此一来太阳能发电项目实际并不占用农用地，也不会改变该地块原有的农业用途。在前述情形下，太阳能电站是否还属于“占用”了农用地？是否还必须按照土地管理法规的要求将农用地转为建设用地并支付土地使用金后才能进行开发建设？在未有明确法规或政策出台之前，实践当中各地此类太阳能发电项目均是以租赁农用地的形式获得土地使用权。

《创新用地意见》并未回答上述问题，仅明确太阳能项目在使用未利用地时，“对不占压土地、不改变地表形态的用地部分，可按原地类认定，不改变土地用途，在年度土地变更调查时作出标注，用地允许以租赁方式取得”。从行文来看，该内容适用范围应仅限于未利用地，对农用地并不适用。综上，我们认为，即便光农互补的太阳能发电项目并未实质占用农用地地表，但至少占用了农用地地表之上的上层空间，对此是否认定为“占用农用地”是值得商榷的，实践中该等项目在合规性上存在一定瑕疵。

此外，投资者应注意如太阳能电站项目占用农用地中的耕地，根据《耕地占用税暂行条例》，须按照当地人均占有耕地面积缴纳每平方米5元至50元不等的耕地占用税。如占用基本农田，则在当地适用税额的基础上再提高50%。

五、投资者应关注问题总结

基于本文上述对太阳能电站项目的现行政策的梳理，并结合目前太阳能光伏行业发展现状，对于投资境内太阳能发电项目，我们总结了几点对投资者而言应当重点关注并谨慎评估的事项，以供投资决策参考。

第一，投资具体省份和地区时，应关注该省投资规模指标是否充足。这主要从三个层面考察：第一个层面是看国家对该省下发的当年度规模指标总量，这是最直观的体现；第二个层面是了解该省去年已立项但尚未建成项目的规模，这部分是要从该省当年规模指标中予以扣除的，这是对拟投资规模的隐形限制；第三个层面，了解该省在下一年度被调减规模指标的可能性。这主要是依据该省已有项目建设完工情况和该省限电是否普遍来考察。

第二，部分地区限电严重，影响电站开发投资价值。由于国家财政补贴等支持性政策的出台，过去几年太阳能发电站装机容量增速和总规模均呈几何级数增长。截至2016年1月，光伏装机总容量规模均已成为全世界第一[2]。但是，随着行业的发展却出现了电站限电严重甚至部分电站自试运行之后在商业运行期长期关闸停运的现象。据网上公开资料显示，2015年上半年，全国光伏发电弃光限电量约18亿千瓦时，弃光率为10%，其中尤以甘肃、新疆两地最为严重。甘肃省弃光率高达31%，新疆地区为26%，而在2015年12月的统计中，两地单月弃光率更是分别高达39%和59%。[3]

根据我们在项目中了解到的情况，造成限电现象如此严重的原因主要有两个。一是区域性产能过剩。中国西北地区属于太阳能的富集地区，非常适合开发建设光伏发电项目，但是由于当地工业发展和经济生活水平所限，没有东部地区那样大量的用电需求，电站所发电力就地消纳的能力有限。同时，跨省输送电力需要建设特高压电网，技术和资金要求很高，而目前中国电力外输通道建设跟不上，因而出现所谓的“窝电”问题。二是光伏上网电价高于传统燃煤电站，导致电网公司收购太阳能电站所发电力的成本要远高于燃煤电站。在电量消纳有限的情况下，电网公司更倾向于对太阳能电站予以限电，这实质上是新能源与传统能源发电的利益之争[4]。

第三，融资难度较大，主要原因是无法保证项目具有长期稳定的现金流。中国太阳能发电项目普遍存在融资困难的情况，该类电站项目的购售电合同大多为一年一签，这意味着项目的长期稳定发电收益无法通过合同约定予以保证，故银行发放贷款时审查通过难度较高。尽管在鼓励太阳能发电的政策性文件中多次提出以项目发电收益权作为质押实现融资，但实践中银行对以短期购售电合同下的发电收益作担保的贷款持谨慎态度。另外，虽然在2015年国内发行了首单光伏发电收益资产证券化项目，引发对太阳能发电资产证券化这一新融资模式的关注，但同样由于上述限电、补贴拖欠和短期购电合同等原因，导致以太阳能电站收益作为基础资产不够稳定、可靠，对此类融资方式今后能否普遍适用于光伏行业，尚待进一步观察。

光伏发电项目的财务评价体系构建 篇6

关键词：光伏发电,财务评价,实证分析

随着中国相关部门就补贴、退税、电价、并网及融资等问题出台若干配套政策,为国内光伏市场提供了有力支持,国内光伏发电发展加速。2013年全国新增光伏发电装机容量约为1 000万千瓦;截至2013年底,国内累计光伏装机容量达到1 650万千瓦。甘肃省河西地区属于太阳能资源丰富地区, 且拥有大面积的戈壁荒滩,开发成本相对较低,吸引了大批投资者,2013年省内新增光伏发电装机容量约为208万千瓦;截至2013年底,省内累计光伏装机容量达到283万千瓦。

在这样的大背景下,我省光伏发电的发展速度将呈现越来越快,规模越来越大的趋势,但同时也存在着以下问题:光伏发电投资企业不够重视市场分析、财务评价,存在着一定的盲目投资倾向,光伏发电市场可能出现无序发展与过度膨胀,导致其预期经济效益与社会效益无法实现。准确合理的财务评价可以引导光伏发电项目投资者做出正确的决策,规范光伏发电项目的发展。本文运用建设项目财务评价相关理论,在国家现行财税制度和价格体系的前提下,建立光伏发电项目财务评价方法和体系,并进行实证分析,考察文中项目的清偿能力、盈利能力等财务状况,以判断项目在财务上的可行性。

一、项目概况

(一)基本情况

本光伏发电场拟建站址位于甘肃省河西地区,设计总装机容量为49.5MWp。太阳能光伏发电系统由光伏组件、并网逆变器、箱式变压器及进线开关等设备组成。拟采用固定式多晶硅电池组件,多晶硅电池组件选用250Wp规格,组件数量共计206 844块。

本项目财务评价计算期采用26年,其中建设期1年,生产经营期25年。

(二)项目现金流估算

1.现金流出

(1)财务投资和资金筹措。建设项目总投资包括建设投资、建设期利息、流动资金。

建设投资。本工程建设投资为43 197.73万元,单位千瓦静态投资为8 726.81元。

建设期利息。建设资金来源为资本金和银行贷款。资本金占20%,银行贷款占80%,贷款年利率按6.15%计。经计算本项目建设期利息为1 056.89万元。

流动资金。生产流动资金按每千瓦20元估算,共99万元。流动资金中30%为自有资金,70%为银行贷款,贷款年利率按5.6%计。

本项目总投资为:44 353.62万元。

(2)项目运行总成本费用。光伏发电项目运行成本主要包括折旧费、修理费、职工工资及福利费、劳保统筹费、住房基金、材料费、保险费、利息支出、摊销费及其他费用。

发电经营成本为不包括折旧费、摊销费和利息支出的全部费用。

项目的固定资产形成率按100%计,残值率取5.0%,项目折旧年限取15年;维修费率正常投产后前5年取0.2%,保修期过后维修费率为1%,在此费率基础上梯形取费,每五年增加0.1%;电场定员15人,职工人均年工资按7万元计,职工福利费按工资总额的14%计,劳保统筹费按工资总额的29.7% 计,住房基金按工资总额的12%计;保险费按固定资产价值的0.25%计;材料费定额20元 /k W;其他费定额30元/k W。

(3)税金。本项目应交纳的税金包括增值税、企业所得税、销售税金附加。

增值税。增值税税率为17%,实行即征即退50%的政策(根据财税[2008]156号)。

所得税。所得税按应纳税所得额计算,本项目的应纳税所得额为发电利润扣除免税的补贴收入后的余额。企业所得税率为25%,实行三免三减半的政策(根据国税发[2009]80号)。

销售税金附加。销售税金附加包括城市维护建设税和教育费附加,以增值税税额扣除抵扣的增值税税额为计算基数。 本项目城市维护建设税税率取5%,教育费附加费率取5%(含地方教育费附加2%)。

2.现金流入

(1)发电量收入及上网电价。年发电收入 = 年上网电量×上网电价(不含增值税)

光伏电站正常运行期内年平均上网电量为72 547.2MWh。 年有效利用小时数1 465.6小时,第1年发电系数98%,其后二至二十五年发电系数99.2%。

光伏发电上网电价按一类地区现行补贴价0.9元 /k Wh (不含税0.77元 /k Wh)计列。

(2)补贴收入。根据增值税转型相关政策,允许企业购进机器设备等固定资产的进项税金可以在销项税金中抵扣, 本项目抵扣的增值税额为4 316.94万元。该项费用计入补贴收入。

(3)利润及分配。发电收入扣除总成本费用、实缴增值税和销售税金附加后即为发电利润,发电利润扣除所得税即为税后利润。

税后利润提取10%的法定盈余公积金后,剩余部分为可分配利润;再扣除分配给投资者的应付利润,即为未分配利润。

计算期内发电利润总额为70 378.81万元。

二、光伏发电项目财务评价

(一)清偿能力分析

本项目可用于还贷的资金来源为发电利润、折旧费和短期贷款。本项目按贷款条件还贷,偿还期为12年(宽限期1年)。本项目用于还贷的资金主要为发电利润及折旧费。

光伏电场税后利润为利润总额扣除所得税并弥补以前年度亏损后的余额。法定盈余公积金按税后利润的10%提取。税后利润在扣除法定盈余公积金,形成可分配利润,可全部用于还贷。

还本付息表反映各年的还本付息情况。从利息备付率指标看,在借款偿还期内,各年的数字均大于1,说明能够按时支付贷款利息。从偿债备付率指标看,在借款偿还期内,各年数字均大于1,说明能够按期偿还贷款本息。

通过财务计划现金流量表的计算可以看出本项目拥有足够的净现金流量支持,各年累计盈余资金均为正值,项目可以持续运营,资金平衡不会出现问题。

资产负债表反映该项目在计算期内各年资产、负债和所有者权益情况。各年资产总负债率均小于100%,均保持在0~80.34%之间。

(二)盈利能力分析

按上网电价0.9元 /k Wh(不含税0.77元 /k Wh)测算,投资回收期为9.54年(所得税后),总投资收益率为7.77%,投资利税率为5.65%,资本金净利润率为26.06%,全部投资财务内部收益率(所得税前、税后)分别为11.3%、9.93%,资本金财务内部收益率为15.67%,项目具有较好的盈利能力。财务评价指标汇总(见表1)。

(三)敏感性分析

光伏发电项目财务指标敏感性分析主要考虑不确定因素的变化所引起财务指标的变动情况,主要不确定因素包括固定资产投资、发电量、电价等。本文分别计算了总投资、发电量在±5%、±10%的情况下,对投资回收期、全部投资内部收益率、自有资金内部收益率、投资利税率、资本金净利润率的影响 。 另外测算了经营期按前20年上网标杆电价按现行补贴价0.9元 /k W(不含税h 0.77元 /k Wh),后5年按甘肃省脱硫燃煤机组上网电价0.3209元 /k W(不含税h 0.274元/k Wh) 的各项财务指标 。 敏感性分析表(见表2) 。

从表中可以看出,投资、产量、电价均是财务敏感性因素。因此,在项目实施的过程中应优化设备选型和布置、严格控制工程造价;在项目未来运行中,需要加强预测,确保年度发电计划的实现。另外,按前20年上网标杆电价按现行补贴价0.9元 /k Wh(不含税0.77元 /k Wh),后5年按甘肃省脱硫燃煤机组上网电价0.3209元 /k Wh (不含税0.274元 /k Wh) 的测算的各项财务指标呈现负值,因此应当积极争取电价和税费的优惠,以使项目目标可以实现。

(四)本项目经济评价结果

第一,项目投资回收期9.54年,满足贷款偿还期12年 (宽限期1年)的要求;利息备付率、偿债备付率、资产负债率指标良好。

第二,按现行上网补贴电价0.9元 /k Wh(不含税0.77元/k Wh)测算,项目具有较好的盈利能力,财务评价可行 。 总投资收益率、投资利税率、资本金净利润率、全部投资财务内部收益率、资本金财务内部收益率指标理想。

第三,投资、产量、电价均是该项目的财务敏感性因素, 因此投资控制、电量预测,电价补贴对经济评价结果有较大影响。

三、结论