光伏合同范文第1篇
3月28號 星期一
今天是二月最后一天，也是我公司實習的第一天，對于這一次實習。從剛剛放假到現在是既緊張又期待。
我早早的便來到了我實習的公司,次負責我實習的是公司財務部門一名前輩是張會計，他為人熱情、和藹可親。年紀50左右隨后，我稱呼他為王叔。他向我簡單的介紹了公司歷程和規章制度 第一天來實習，我有些拘謹。王叔給我安排了一個座位， 他根據我是剛剛從出學校是新手，所以主要是讓我了解財務
的使用和會計處理的流程,公司的財務部并沒有太多人,設有一名財務經理,一名會計,一名出納.我感覺今天的任務就是熟悉公司環境,第一天便這樣輕松過去了
3月1 星期二
今天是實習的第二天了，或許是我剛去吧，這兩都沒有做什么很重要的事情，只是幫著王叔粘貼票據等原始憑證、整理些原始憑證之類。
這與在學校里練習時粘貼憑證的方法和情況不太一樣。在學校里練習時，都是將所得到的原始憑證直接粘貼到自己所作的會計憑證的背面;而在這里，都是先將原始憑證按日期擺放在一起，將它們按順序用固體膠棒粘貼到一張大概有A4大小的原始憑證匯總表上，王叔還告訴我怎樣貼才能使這些原始憑證粘的整齊又好看，而且使得匯總表的整張紙都被均勻貼滿。
讓我感覺到，書本上的知識只是其中的一種，現實中所需要的會隨著實際情況的變化而變化。
3月2 星期三
在實習的第三天，王叔拿了一些收款憑證和付款憑證給我看，讓我試著填寫收款、付款憑證。這些都不算太難，在學校時都有學過，只需要熟練掌握每一項業務的會計分錄就差不多可以了。不過有時還真記不得某些業務的會計分錄，在王叔，王會計細心的教導，給我好好的補了一堂《基礎會計》課。在王叔細心加耐心的指導下，我很快的適應了這里的工作環境，也慢慢的都進入了工作的狀態，我覺得我還是蠻幸運的，能夠在一個良好的環境下工作實習。
3月3 星期四
這是實習的第四天了，這幾天都是些簡單的事情，主要是看、觀察、、、。今天，王叔告訴我說這個星期要教我使用電算化，就是在電腦上進行記帳，雖然公司的經營規模不大，但也要與時俱進，它的賬務處理都是通過網絡進行的。他先打開公司的用于會計記賬的專用網頁，先讓我在電腦上輸入一些公司的相
關文件。我很久不接觸了電算化了，感覺比較生疏，于是就向王叔請教。每作一次都向我講清楚，慢慢的看得多了，我也就覺得不是那么糊涂不清了。
3月4 星期五
按照上班時間來說這是這個星期的最后一天了，雖然一直在按時上班實習，但是因為王叔的幫助，所以感覺會計工作不累，反而覺得有一點輕松。加之又是實習還是一個循序漸進的了解、熟悉和學習的階段，這些天也就很快過去了。感覺實習很重要。是從書本上學不到的，理論和實踐還真是有些不同，還是很高興很有成就感的。
快下班時和王叔聊了一會兒有關實習的事情，他說實習就要多看、多練、不懂就問
這些話很鼓舞我。下個星期再接再厲。
3月7 星期一
經過上周的了解，我大概知道了公司的基本運作。我在學校里也學過一些
與會計電算化相關的軟件知識，乘著兩天假期，我自己用電腦下了金蝶軟件相關教材和練習。會計畢業實習日記因此，今天在網上進行帳務處理并不是很困難，而且覺得它們之間有很多的相似性，只是一個是單機操作，而另一個是通過網絡保存。由于現在是淡季，公司的業務也不是很多，王叔也不是很忙，他就主動給我講解電算化，讓我有了新的收獲。
3月8 星期二
今天，我準時到了辦公室，王叔已經到了那里了，他說我們今天就學習使用打印機吧。公司只有這一臺打印機。打印機很小，就放在電腦旁邊的桌子上，王叔說我們就把這個月已經做好的憑證打印出來吧，于是他打開公司的網站，把以前保存好的憑證調出來，他說，第一次一定要把所需的數據設好，否則以后會很麻煩的，她還告訴我，她就是沒有設置好憑證打印時的邊距，雖然不是什么大問題，但是就是這么一個小問題，
我每打印一張憑證都要輸入一次邊距。
3月9 星期三
光伏合同范文第2篇
光伏農業大棚是光伏應用的一種新的模式。與建設集中式大型光伏地面電站相比，光伏農業大棚項目有諸多的優勢：
1、有效緩解人地矛盾，促進社會經濟可持續發展
光伏農業大棚發電組件利用的是農業大棚的棚頂，并不占用地面，也不會改變土地使用性質，因此能夠節約土地資源?？稍谟行まD人口大量增加情況下耕地大量減少方面起到積極作用。另一方面，光伏項目在原有農業耕地上建設，土地質量好，有利于開展現代農業項目，發展現代農業、配套農業有利于第
二、三產業與第一產業的結合。而且可以直接提高當地農民的經濟收入。
2、可靈活創造適宜不同農作物生長的環境
過在農業大棚上架設不同透光率的太陽能電池板，能滿足不同作物的采光需求，可種植有機農產品、名貴苗木等各類高附加值作物，還能實現反季種植、精品種植。
3、滿足農業用電需求、產生發電效益
利用棚頂發電可以滿足農業大棚的電力需求，如溫控、灌溉、照明補光等，還可以將電并網銷售給電網公司，實現收益，為投資企業產生效益。
4、綠色農業生產的新路徑
光伏合同范文第3篇
為貫徹落實科學發展觀，全面掌握風電、光伏發電相關情況，促進其協調、健康、可持續發展，根據《可再生能源法》和《電網企業全額收購可再生能源電量監管辦法》(電監會25 號令)，2010 年7～10 月，國家電監會組織各派出機構在全國范圍內開展了風電、光伏發電并網接入情況的專項調查。在此基礎上，結合日常監管工作情況形成本報告。
調查工作分企業自查和重點調查兩個階段。先是由國家電監會和各派出機構組織全國30 個省份的電網企業及其調度機構、相關發電企業開展自查，共收到電網企業自查報告28 份、發電企業自查報告218 份;在分析企業自查報告的基礎上，各派出機構采取召開座談會和實地調查等方式對部分電力企業進行了重點調查，共重點調查電網企業22 家、發電企業77 家。
本次調查共涉及風電、光伏發電項目667 個。其中，風電項目573 個，光伏發電項目94 個。風電項目中，已建成并網項目348 個，建成未并網項目9 個，在建項目216 個(其中有25 個項目部分容量已并網，另有5 個項目的部分容量已建成但未并網)。光伏發電項目中，已建成并網項目30 個，建成未并網項目1 個，在建項目63 個(其中有2 個項目部分容量已并網)。
一、基本情況
(一)風電、光伏發電發展情況
近年來，風電、光伏發電發展迅速。本次調查統計顯示，截至2010 年6 月底，全國已建成并網風電及光伏發電裝機容量為2213.67萬千瓦，占全國發電裝機容量的2.46%左右。其中，風電并網裝機容量為2200.37 萬千瓦，光伏發電并網裝機容量為13.30 萬千瓦。風電及光伏發電建成但未并網的裝機容量合計為76.52 萬千瓦。其中，風電未并網容量為76.36 萬千瓦，光伏發電未并網容量為0.16 萬千瓦。
風電及光伏發電在建規模為1610.65 萬千瓦，占全國在建發電裝機容量比重為8.66%左右。其中，風電1589.62 萬千瓦，光伏發電21.03萬千瓦。從分區域并網裝機容量來看，截至2010 年6 月底，華北區域擁有風電并網容量最多，為850.79 萬千瓦，占全國風電并網容量的38.67%;東北區域其次，為753.76 萬千瓦，占全國風電并網容量的34.26%;華中區域最少，為24.07 萬千瓦，僅占全國風電并網容量的1.09%。西北區域光伏發電并網容量最大，為7.13 萬千瓦，占全國光伏發電并網容量的53.61%;華東區域其次，為3.72 萬千瓦，占全國光伏發電并網容量的27.97%;東北區域目前沒有光伏發電并網裝機容量。全國風電和光伏發電并網裝機容量及其分區域構成情況分別見圖1 和圖2，詳細數據見附表
1、附表2。
從分區域在建裝機容量來看，截至 2010 年6 月底，華北區域風電在建規模最大，為539.57 萬千瓦，占全國風電在建容量的33.94%;西北區域其次(主要分布在甘肅省)，為496.40 萬千瓦，占全國風電在建容量的31.23%;華中區域最少，僅有17.97 萬千瓦。華北區域光伏發電在建規模最大(主要分布在山東省)，為5.91 萬千瓦, 占全國光伏發電在建容量的28.10%;西北區域其次(主要分布在甘肅省)，為5.55 萬千瓦，占全國光伏發電在建容量的26.39%;華中區域最少，為0.45 萬千瓦。從分省份并網裝機容量來看，截至2010 年6 月底，內蒙古并網風電裝機容量居全國各省份之首，為700.29 萬千瓦，占全國并網風電裝機容量的31.83%，占全區全口徑發電裝機容量的12.11%左右，分布在蒙西、蒙東電網區域容量比重為7:3。遼寧、河北、黑龍江、吉林、甘肅、山東、江蘇等省份的并網風電裝機容量均超過了百萬千瓦，分別為227.80 萬千瓦、206.75 萬千瓦、162.67 萬千瓦、152.50萬千瓦、119.11 萬千瓦、111.07 萬千瓦和110.13 萬千瓦，分別占本省份總裝機容量的7.91%、5.13%、8.47%、9.02%、6.00%、1.81%和1.78%。天津、安徽、廣西、四川、貴州、陜西、青海沒有并網風電裝機。寧夏并網光伏發電裝機容量最大，為6.03 萬千瓦，占全國總并網光伏發電裝機容量的45.34%;江蘇其次，為2.55 萬千瓦，占全國總并網光伏發電裝機容量的19.17%;此外，云南、甘肅的并網光伏發電裝機容量也均超過了1 萬千瓦。詳細數據見附表
3、附表4。
從分省份在建裝機容量來看，截至2010 年6 月底，甘肅風電在建裝機容量最大，為409.95 萬千瓦，占全國風電在建裝機容量的25.79%;河北、內蒙古、山東的風電在建裝機容量分別達到了258.40萬千瓦、227.10 萬千瓦和119.47 萬千瓦。甘肅光伏發電在建裝機容量最大，為3.95 萬千瓦;山東其次，為3.60 萬千瓦;廣東、海南、上海、青海、山西、福建、浙江的光伏發電在建裝機容量均超過了1萬千瓦。
(二)風電、光伏發電投資主體情況風電和光伏發電的投資主體情況有較大差別。風電的投資主體相對集中，主要是中央企業和部分風能資源豐富的地方國有發電投資企業。截至2010 年6 月底，全國并網風電裝機容量超過50 萬千瓦的發電集團共有10 個，并網裝機容量共計1668.97 萬千瓦，占全國并網風電裝機容量的75.85%。其中，超過200 萬千瓦的發電集團有3 個,分別為：中國國電集團公司、中國大唐集團公司和中國華能集團公司。截至2010 年6 月底，在建風電裝機容量超過50 萬千瓦的集團共有7 個。其中，中國國電集團公司、中國華能集團公司和中國大唐集團公司的在建裝機容量均超過了150 萬千瓦;中國神華集團公司、中國華電集團公司、中國廣東核電集團有限公司、中國電力投資集團公司的在建裝機容量在50 萬千瓦至100 萬千瓦之間。目前，我國光伏發電還處于試驗、探索階段，投資建設項目規模小，投資主體呈多元化發展態勢。截至2010 年6 月底，中國節能環保集團公司和江蘇中能硅業科技發展有限公司的已并網光伏發電裝機容量均達到了2 萬千瓦。已并網的光伏發電項目中，裝機容量最大的是江蘇中能硅業科技發展有限公司投資的徐州協鑫光伏發電有限公司2 萬千瓦光伏發電項目。甘肅省電力投資集團公司、海南省發展控股有限公司的光伏發電在建容量均達到了2 萬千瓦。在建項目中，規模較大的有海南臨高2 萬千瓦光伏并網發電示范工程和山東濟寧1.8 萬千瓦十里營光伏電站。
(三)風電、光伏發電上網電價及補貼情況由于定價機制、工程造價水平不同，全國范圍內不同省份、同一省份不同項目之間風電、光伏發電上網電價存在一定的差異。2009 年8 月1 日之前核準的風電項目，既有采用特許權招標定價機制也有采用政府核定電價機制;2009 年8 月1 日以后核準的風電項目，在四類資源區新建的陸上項目統一執行所在風能資源區的風電標桿上網電價。目前，風電上網電價最高的項目是國電龍源電力集團股份有限公司地處浙江省的臨海風力發電廠及蒼南風力發電廠，均為1.4040 元/千瓦時。光伏發電由于國家尚未出臺統一的電價政策，一般由地方政府根據項目情況確定。在已核準的光伏發電項目中，上網電價最高的是上海前衛村光伏電站，為6.4436 元/千瓦時;最低的是中國廣東核電集團有限公司的甘肅省敦煌光伏發電項目，為1.0928 元/千瓦時。據本次調查顯示，風電和光伏發電電價補貼政策執行情況基本良好，國家發改委和國家電監會聯合公布的2009 年1-6 月及2009 年7-12 月可再生能源電價補貼名單中的風電及光伏發電項目基本上都獲得了相應的電價補貼。
(四)風電、光伏發電接入系統建設情況由于國家出臺了可再生能源發電接入系統建設補貼政策，提高了電力企業投資風電、光伏發電接入系統建設的積極性，風電和光伏發電接入系統投產規?？焖僭鲩L。截至2010 年6 月底，本次調查涉及到的風電接入系統工程線路長度為10326 公里，變電容量為3898 萬千伏安。分電壓等級看，330 千伏、220 千伏、110 千伏、66 千伏及以下線路長度分別為666 公里、4202 公里、3733 公里、1725 公里，分別占風電接入系統工程總線路長度的6.45%、40.69%、36.15%、16.71%;變電容量分別為504 萬千伏安、1765 萬千伏安、1229 萬千伏安、399萬千伏安，分別占風電接入系統工程總變電容量的12.93%、45.29%、31.54%、10.24%。分區域看，華北區域以220 千伏及110 千伏電壓等級為主，東北區域以220 千伏及66 千伏為主，西北區域以330 千伏及110 千伏為主;華東、華中、南方區域以110 千伏為主。分省份看，內蒙古的接入系統規模最大，以220 千伏電壓等級為主，線路長度為2453 公里，變電容量為861 萬千伏安。各區域、各省份風電接入系統工程分電壓等級情況詳見附表
5、附表6。從風電接入系統工程的投資主體來看，在本次調查涉及到的494個風電接入系統工程中，電網企業出資建設項目213 個，線路長度4444 公里，變電容量1914 萬千伏安，占風電接入系統工程總項目數、線路長度、變電容量的比例分別為43.12%、43.04%、49.10%;發電企業出資建設項目278 個、線路長度5698 公里、變電容量1961 萬千伏安，占風電接入系統工程總項目數、線路長度、變電容量的比例分別為56.28%、55.18%、50.31%;電網企業和發電企業共同出資建設項目3 個、線路長度184 公里、變電容量23 萬千伏安，占風電接入系統工程總項目數、線路長度、變電容量的比例分別為0.61%、1.78%、0.59%。詳細情況見附表7。分區域看，華中、華東區域電網企業出資建設項目比例較高，均超過了70%;華北、東北區域比例較低，均在30%左右。分省份看，北京、天津、山西、上海、江蘇、安徽、江西、湖北、廣西、海南、重慶、貴州等省份的接入系統工程全部由電網企業出資建設，黑龍江、山東、浙江、內蒙古、遼寧、新疆電網區域的接入系統工程全部或大部分由發電企業出資建設。各區域、各省份風電項目接入系統工程投資主體情況見附表
8、附表9。光伏發電項目接入系統工程規模相對較小，共計線路長度134 公里，變電容量22 萬千伏安，主要電壓等級為35 千伏。其中，發電企業投資建設的線路長度為109 公里，占81.34%;變電容量為19 萬千伏安，占86.36%。分省份看，寧夏、甘肅、山東的規模較大，線路長度均超過了29 公里，變電容量均超過了3.7 萬千伏安。
(五)風電、光伏發電上網電量收購情況2009 年，風電及光伏發電上網電量為256.15 億千瓦時，占全國全口徑發電量的0.70%，其中，風電256.10 億千瓦時，光伏發電0.0560千瓦時。2010 年1 至6 月份，風電及光伏發電總上網電量為223.05億千瓦時，其中，風電222.54 億千瓦時，光伏發電0.5176 億千瓦時。分區域看，2010 年1 至6 月，華北區域風電上網電量最多，為94.72 億千瓦時，占全國風電總上網電量的42.56%;東北區域風電上網電量70.48 億千瓦時，占31.67%;華中區域上網電量2.10 億千瓦時，比重最少，僅占0.95%。西北區域光伏發電上網電量最多，為0.3064 億千瓦時，占全國光伏發電總上網電量的59.20%;華東區域上網電量為0.1679 億千瓦時，占32.44%;東北、華中沒有光伏發電上網電量。具體情況見圖
3、圖4 所示。分省份看，2010 年1 至6 月，內蒙古風電上網電量最多，為71.83億千瓦時，占全國風電上網電量的32.28%;河北、遼寧的風電上網電量均超過了22 億千瓦時，占全國風電上網電量比例均超過了10%。寧夏光伏發電上網電量最多，為0.2768 億千瓦時，占全國光伏發電總上網電量的53.49%;江蘇光伏發電上網電量占全國的比例也較高，達24.67%。已并網的風電和光伏發電設備受電網安全等因素影響而可能存在未能上網的電量，本次調查對這部分電網未收購電量進行了統計。2010 年1 至6 月，風電未收購電量為27.76 億千瓦時，光伏發電沒有未收購電量。分區域看，華北、東北未收購風電電量較多，華北區域未收購風電電量為15.88 億千瓦時，占全國總未收購電量的57.20%，高于其上網電量全國占比14.64 個百分點;東北區域未收購風電電量為10.64 億千瓦時，占全國總未收購電量的38.33%，高于其上網電量全國占比6.66 個百分點。分省份看，內蒙古未收購風電電量最多，為21.01 億千瓦時,占全國總未收購電量的75.68%，高于其上網電量全國占比43.40 個百分點;吉林未收購風電電量為2.60億千瓦時;河北、甘肅、黑龍江在2009 年1 月到2010 年6 月期間未收購風電電量均在3 億千瓦時左右。
二、監管評價
(一)近年來風電、光伏發電總體呈較快發展態勢在國際能源和環境約束的大背景下，各方對風電、光伏發電發展的認識水平不斷提高，重視程度日益加強。國家從戰略層面上確定了風電等可再生能源發展方向，并制定了可再生能源產業發展規劃和相應的政策措施;各地方政府切實按照國家可再生能源發展戰略，制訂本省份的風電、光伏發電發展規劃和實施方案;發電企業投資風電、光伏發電的積極性不斷提高，風電和光伏發電的比例不斷上升;電網企業在電網規劃、并網接入和電量收購等方面積極為風電、光伏發電的發展創造良好條件，促進了風電和光伏發電的健康發展。與此同時，鼓勵可再生能源發展的政策措施不斷完善，為風電、光伏發電的發展創造了良好環境?！犊稍偕茉捶ā返某雠_為風電、光伏發電的發展奠定了法律基礎;可再生能源價格全國分攤政策、可再生能源增值稅減半征收政策切實提高了風電、光伏發電企業的經營效益;可再生能源接入系統建設及補償政策、上網電量全額收購政策為風電、光伏發電發展提供了支持和保障;可再生能源特許權招標制度、金太陽示范工程等措施為風電、光伏發電發展注入了強大動力。在一系列政策措施的推動和激勵下，各方投資風電、光伏發電的積極性大大增加，風電、光伏發電呈現快速增長的態勢。預計2010年底全國風電總并網裝機容量將達到3000 萬千瓦左右，全國光伏發電總并網裝機容量將達到25 萬千瓦左右。
(二)風電、光伏發電仍有發展空間雖然風電、光伏發電裝機容量連續快速增加，但目前尚處在起步階段，在電源結構中所占的比例還很低。截至2010 年6 月底，全國已并網的風電和光伏發電裝機容量僅占全國裝機容量的2.46%;2010年1 至6 月風電和光伏發電上網電量僅占全國發電量的0.7%左右。根據我國2007 年制定的《可再生能源中長期發展規劃》，全國陸地和近海的可利用風電資源共計約10 億千瓦，三分之二的國土面積年日照小時數在2200 小時以上，年太陽輻射總量大于每平方米5000 兆焦。因此，風電、光伏發電仍有很大的發展潛力。
(三)風電、光伏發電并網接入和電量收購相關服務水平不斷提高電網企業深入研究風電和光伏發電的技術特點，分析發電接入對電網運行的影響，并在此基礎上研究制訂相應的技術規定和服務管理流程，不斷規范和提高風電、光伏發電并網發電的服務水平。例如，南方電網公司制定了《南方電網公司支持新能源發展若干意見》，內蒙古電力公司編制了《辦理風電業務工作流程指南》，安徽省電力公司制訂了《安徽省電力公司可再生能源發電全額上網管理辦法(試行)》等。電網企業總體上能夠在確保電網安全穩定運行的前提下，優先調度風電、光伏等可再生能源發電，全額收購風電、光伏發電上網電量，并認真貫徹執行上網電價政策及電價附加調配政策，與風電、光伏發電企業及時足額結算電費，確保了發電企業的利益和資源的充分利用。風電、光伏發電的購售電合同和并網調度協議簽訂情況總體良好，基本上做到了并網有協議，交易有合同，有效地保障了發電企業的合法權益。
三、存在問題
(一)風電發展規劃和投資立項的統籌性有待進一步加強一是部分地區存在大規模風電難以消納的問題。在部分風電資源比較豐富的地區，風電發展規劃側重于資源規劃，缺乏具體的風電送出和風電消納方案，大規模風電送出消納的矛盾日益突出。蒙西電網的風電資源豐富，2010 年6 月底，已并網和在建風電裝機已分別達到489 萬千瓦和85 萬千瓦，上網電量除部分由本地消納外，其余電量需要外送華北電網。但是，隨著河北張家口、承德地區大規模風電裝機的陸續投產，華北電網也面臨著本地風電消納問題，從而使蒙西的風電消納問題更加突出。2010 年6 月底，甘肅酒泉規劃建設的1000萬千瓦級風電基地已并網近100 萬千瓦，在酒泉及河西地區已經無法完全消納，大部分需要送到蘭州負荷中心消納。預計2010 年甘肅全省統調范圍內最大負荷1000 萬千瓦左右，而2010 年底酒泉風電基地建成裝機容量將達到500 萬千瓦左右，遠遠超過了酒泉及河西地區的用電需求;2015 年酒泉風電基地發電量預計將達到250 億千瓦時左右，在甘肅乃至西北電網都難以消納，但是向網外輸送的消納市場及其配套電網建設目前均未明確。吉林白城地區電網網架較薄弱，外送能力有限，由于地區負荷較低，風電無法完全就地消納，風電企業發電經常受到限制，如，大唐吉林大通風電場2009 年未能上網電量1488萬千瓦時，占全年上網電量的14.7%，影響利用小時300 小時。二是部分項目電源建設和電網建設的協調有待加強。由于風電項目前期工作流程相對簡單，核準進度快，建設周期相對較短，而電網接入系統在項目審查、方案確定及工程建設方面相對復雜，致使接入系統工程與風電場建設難以同步完成。例如，內蒙古蒙電華能熱電公司烏力吉木仁風場一期、額爾格圖風場一期、白云風場一期預計2010年底投產，但是由于其接入系統至今未取得審查意見，風電無法按時送出。內蒙古地區風電資源需通過西電東送通道送往京津唐地區，但現有兩條通道容量有限，只能解決少量風電的送出，內蒙古送出第三條通道2006 年就已經開始規劃，但至今仍未開工。三是個別地區風電與其它電源發展不配套。東北區域火電機組中的供熱機組比例較高(如吉林省為72%)，其在冬季供暖期基本不具備調峰能力，而可以啟停調峰的中小型火電機組已逐步關停，抽水蓄能電站、燃氣機組建設相對遲緩，在電網調峰能力嚴重不足的情況下，為保障電網安全和居民采暖，電力調度機構不得已在低谷時段采取限制風電出力的措施。蒙西電網風電裝機容量已達到全網最高負荷的24.51%，在冬季供熱期間和用電低谷時段，為確保電力系統安全運行，也不得不限制風電場的出力。
(二)風電、光伏發電的相關政策和激勵機制有待進一步完善目前，我國已制定了一系列政策法規和激勵機制鼓勵風電和光伏發電的發展，但政策體系的完整性及相關政策之間的協調性還有待加強。一是光伏發電產業扶持政策尚需完善。國家層面上至今未出臺光伏發電上網電價和項目建設的相關實施細則，制約了光伏發電產業的規?；l展。特別是對于作為未來光伏發電主要形式之一的接入配電網(用戶側)分布式光伏發電項目，目前還缺乏上網售電的政策支持，嚴重制約了小型光伏發電的投資積極性。二是國家對風電等可再生能源發電接入系統工程投資、運行維護等方面的相關規定尚未完善，部分接入系統工程補貼不足影響了電網企業投資建設的積極性。風電項目一般遠離負荷中心，其配套接入系統建設工程量大、投資高、線路利用率低，接入系統工程補貼政策的標準難以滿足部分項目電網投資和運行維護的需要，影響了電力企業建設的積極性。例如，上海市電力公司出資6528 萬元建設的東海大橋海上風電項目接入系統工程，按目前電價補貼政策，需要32 年以上才能收回靜態投資。調查顯示，黑龍江、山東、浙江、內蒙古、遼寧、新疆的全部或大部分風電場接入系統工程由發電企業出資建設，部分風電企業還負責接入系統工程的運行維護，不利于系統的安全管理。三是風電、光伏發電電費補貼不及時。風電、光伏發電電費補貼往往大大滯后于電量上網時間，導致發電企業不能及時獲得相應的電價補貼，影響企業的經營效益，部分規模較小的發電企業甚至出現流動資金周轉困難的現象。四是個別歷史遺留問題仍待解決。2006 年以前批準建設的風電等可再生能源發電項目不享受《可再生能源電價附加收入調配暫行辦法》中規定的電價補貼，增加了企業的經營負擔。如上海崇明、南匯、奉賢海灣風電場及浙江臨海、蒼南風電場，這些項目都是2006 年以前投產的，上網電價較高且不享受可再生能源附加資金補償，增加了電網企業的購電成本。
(三)風電、光伏發電并網接入和運行管理有待進一步規范和完善調查發現，目前風電、光伏發電并網接入系統存在以下兩個方面的問題：一是風電接入系統缺乏明確的定義導致各方有不同的理解。有的認為是風電場升壓變電站以及從升壓變電站至電網側進線第一基塔之間的線路;有的認為是風電場出線第一基塔至電網側進線第一基塔之間的線路;有的認為是風電場出線第一基塔至電網側進線第一基塔之間的線路以及電網側進線間隔。由于理解上的不同容易導致接入系統建設過程中的分歧以及統計口徑的不一致。二是風電、光伏發電并網接入和調度管理的有關標準和規定需要根據風電、光伏發電的特點進一步規范和完善。目前風電場并網方面沒有國家級標準，為解決風電機組低電壓穿越、吸收無功以及安全穩定等突出問題，國家電網公司出臺了《國家電網公司風電場接入電網技術規定》，要求風電場滿足相關技術標準并進行技術改造后才能入網，此規定在一定程度上規范了風電接入工作，但該標準是企業標準，不是國家標準，容易引發網廠矛盾。
(四)風電、光伏發電的規模發展對電網安全穩定運行的影響不斷加大風電、光伏發電具有間歇性、隨機性的特點，風電還有反調峰特點，對系統潮流控制、輔助服務調用、短路電流控制、電能質量保證等都提出了新的挑戰。目前，由于風功率預測系統不完善，基礎數據缺乏，準確度不高，電網企業無法根據預測的風力功率制定日前計劃，運行方式的安排上存在著很大的不確定性。甘肅西北部的酒泉地區處于甘肅電網的末端，并入大量風電后，實際運行中面臨著暫態穩定等各類穩定問題和調峰困難;2009 年福建電網最大峰谷差已達到636萬千瓦，部分大型火電機組在實際運行中的調峰深度已達到60%左右，處于深度調峰狀態，接近或達到機組調峰能力技術極限，隨著“十二五”期間風電等繼續大規模投運，對系統調峰要求更加苛刻，將進一步加大電網調峰的壓力。
四、整改要求
(一)風電、光伏發電企業與電網企業應加強并網消納的銜接工作風電、光伏發電企業應高度重視發電并網消納工作，在開展發電項目前期工作階段，要主動與電網企業進行銜接，研究提出切實可行的發電項目送出和消納方案，并報請政府主管部門確認。電網企業在具體受理風電、光伏發電項目接入系統并網申請時，要按照電網發展規劃和風電、光伏發電發展規劃的要求，認真做好發電項目輸送線路、網架結構和落點等方面的相關準備工作，加大電網改造力度，完善網架結構，做好接入系統工程的可行性研究，擇優制訂接入系統方案，積極為風電、光伏發電企業提供并網服務工作，確保發電項目及時并網運行。發電企業和電網企業要加強溝通和協調，共同推動風電、光伏發電建設的協調發展。
(二)電力企業要切實做好風電、光伏發電并網運行相關工作，確保系統安全穩定運行電網企業要進一步加強風電、光伏發電并網對電網安全穩定運行影響的研究，在接入系統的審查、接入電網有關電氣設備的試驗和驗收等方面嚴格執行相關技術標準和規范，與獲得核準、滿足相關技術管理規定、符合并網接入條件的發電企業及時協商簽訂并網調度協議和購售電合同。認真做好風電、光伏發電并網后的負荷預測和電力系統穩定分析工作，合理安排運行方式，提高調度管理水平，保障電力系統安全穩定運行。風電企業應加強機組的管理工作。做好風電功率預測，完善自動化和通信系統，做好機組的日常維護工作，為機組的穩發滿發提供保障。
(三)電網企業要嚴格執行可再生能源收購有關規定電網企業要嚴格按照《可再生能源法》等法律法規的要求，在確保電網安全穩定運行的條件下，根據國家價格主管部門批復上網電價及相關規定收購上網電量,嚴格執行風電、光伏發電上網電價政策，做好電價附加調配工作，及時足額結算電費。
五、監管建議
(一)進一步加強科學規劃，促進風電、光伏發電協調、有序發展根據國家可再生能源發展戰略和《可再生能源中長期發展規劃》，進一步完善各地區風電、光伏發展規劃，針對風電和光伏發電的特點，統籌考慮能源資源、電源結構、受電市場、輸電廊道、電網建設、電網運行等因素，因地制宜發展風電等可再生能源發電，做到電源與資源、電源與電網、電源與電源、電源與用戶之間的和諧發展。在風能和太陽能資源條件較好的地區建設大規模發電基地，應充分考慮電網的網架結構和消納能力，認真做好風電、光伏發電規劃和電網規劃的銜接工作，促進風電、光伏發電建設與電網建設協調發展，維護電力系統安全穩定運行。對于靠近負荷中心周圍的資源，應遵循因地制宜、實事求是的原則，從有利于節能減排、有利于增強電力供應能力的角度出發，發展分布式電源，就近接入配網。同時要進一步理順中央與地方風電項目核準管理體制，使風電開發利用規范化、布局合理化，避免隨意無序開發。
(二)進一步完善價格財稅政策，健全風電、光伏發電激勵機制由于風電、光伏發電的各項技術仍是發展中的技術，建設成本較高，其在市場中的經濟競爭力較弱，需要繼續加大政策扶持力度，促進風電、光伏發電的持續健康發展。一是要研究通過征收能源稅或碳稅的方式，建立穩定持續的支持風電、光伏發電發展的補貼資金來源;二是加強支持風電、光伏發電發展的財稅政策研究，使風電、光伏發電發展與促進地方經濟發展緊密結合，形成促進區域經濟發展的優勢產業;三是進一步完善電價補償機制，提高風電、光伏發電電價補貼的時效性，科學制定風電、光伏發電接入系統工程造價的補償標準;四是進一步完善光伏發電電價政策，出臺科學合理的光伏發電上網電價政策;五是高度重視并大力鼓勵商業模式創新，支持企業面向市場，創新商業模式。
光伏合同范文第4篇
國家能源局、國務院扶貧辦于2014年10月，聯合下發了《關于印發實施光伏扶貧工程工作方案的通知》，在全國范圍內計劃用六年時間，開展光伏發電產業扶貧工程;其主要目的在于探索實現精準扶貧的有效途徑，使貧困群眾在建設分布式光伏發電項目中直接增收，在項目中參股分紅，實現就業;探索財政扶貧資金使用的新機制，加大金融支持力度。同時為在貧困區建設光伏電站的企業提供中長期利率優惠的項目貸款;探索社會力量參與企業扶貧建設有效的方式，動員社會力量和相關企業參與到直接惠及貧困家庭的扶貧項目，實現政府、市場、社會協同推進的大扶貧格局。加上《能源發展戰略行動計劃(2014-2020年)》，以及《國務院關于促進光伏產業健康發展的若干意見》的相關推動政策，造就了這一輪光伏投資熱。
什么是光伏電站?光伏電站有哪些分類?目前的光伏企業發展面臨著哪些問題?本文不做系統闡述，只對涉及到農業大棚和設施農業建設運營的部分做出基本探討。
光伏大棚建設項目又稱農光互補，是設施農業和光伏電站相結合的涉農項目?？衫斫鉃閷⒐夥娬竞驮O施農業建設合二為一，下面為農業大棚，上面是光伏電站，即不占用基本農田規劃指標，不改變基本農田用途，可以實現一地多用和一地多產，是目前中國西部光伏和風力發電明顯飽和的情況下，光伏產業投資新的興奮點。 農光互補項目安全問題
農光互補項目基本都是建設在國家規定的十八億畝基本農田的紅線之內，屬于土地不可改變土地使用性質的基本農田。在這個土地之上，按照國家現行政策，任何人、部門和地方政府都無權利擅自改變土地利用性質。這種情況就決定了，農光互補項目涉及基本農田的土地用途不可能做出改變;基本農田所負載的農民根本利益不能改變;基本農田帶來的建設和運營風險不可忽略;基本農田建設設施項目的安全性、持久性不可忽略。
下面本文對此進行一一剖析，并提出市場和企業運營意義上的基本對策。
1、項目建設基本要求
農光互補項目必須要確認以農業生產為主的基本方針。因土地性質的不可改變，就決定了農光互補項目必須要以農業生產為主，光伏發電為輔的項目定位。
設施農業的基礎建設必然要采取高水準的設計和建設標準，必須要滿足設施農業生產的基本要求和農作物的采光需求。必須要考慮到項目所在地歷年氣溫的變化情況，將項目設施建設制定在一個相對較高，能夠滿足設施農業生產之上建設標準。必須能保障實現冬能保溫，夏能散熱;采光要夠，濕度可控;耕種方便，運輸便捷。
農光互補項目要考慮涉地農民利益。農民離不開土地，項目離不開當地農民。農光互補項目必須要將土地占有、使用、收益和處分四項權能流轉到項目公司名下，保證光伏電站項目的安全運營。項目規劃必須要考慮將涉地農民的再就業，及生活保障納入項目考量;必須將當地涉農農民的基本收入的不降低，作為項目建設底線。任何以損害涉地農民利益的項目設計，都會使項目的最終的安全性、持久性，受到挑戰!
對農民的利益保障可以參照當地基本農作物的產量和市場價格，進行流轉補償。一旦確認這個價格后，將不得再次更改和延期支付。并且在項目用工方面優先考慮錄用涉地農民家庭的勞動力，并對勞動力的錄用、培訓和解聘制定出比較詳細的操作細則。要積極配合當地政府、村委會對涉地農民中的六十歲以上失能、孤寡老年人提供必要的生活照顧和基本安置。
2、土地流轉的風險問題
民以食為天，土地對涉地農民來是最后一塊精神家園。沒有了土地的農民，就沒有了歸屬感、安全感。如果一個企業在違背了基本公平的交易原則獲得土地流轉，必然會埋下巨大的運營風險。失地農民的不確定性，將會對項目的建設和運營構成巨大的威脅，作為投資者，一定不可以在土地流轉至上，埋下風險的伏筆。
農村土地的流轉，必須價格合理;必須流轉合法;必須對涉地農民有所安置;必須確保土地流轉獲得所有涉地農民的支持;必須獲得當地基層政府和村委會、村民代表大會的絕對支持。
土地流轉的程序和簽約的代表資格必須合法。必須在專業律師的指導下，配合村委會以及村民代表做好項目建設的經濟、社會效益的藍圖闡述;必須向所有村民說明項目用地的流轉和補償標準的測算模式和支付方式，必須提前說明項目建成后的涉地農民的用工安排和培訓計劃。
要著重說明項目建設帶來的經濟收益，以及村民由農民變為涉農產業工人的收入變化，項目建設帶來的區域經濟發展，第
二、第三產業興起帶來新的就業機會等等，均須一一說明。
3、項目運營的風險問題
農光互補項目對比地面光伏電站建設，每千瓦基本測算大約會增加四元左右。數十兆瓦的建設費用增加，將會是一個近似天文數字的投資增項。目前，多數光伏企業沒有做好農光互補項目運營的人才準備和資源配置。
設施大棚種什么?怎么種?如何管理運營?盈利點在哪里?在農光互補項目里，如果不考慮這些問題，那都是圈地耍無賴，做項目是假，賣路條是真!
項目的運營，首先要結合所處地區的區域優勢。尋找一條適合自己項目的種養結合之路。如果距離城市相對較近，可以考慮以蔬菜生產和反季節農產品種植為主。結合觀光休閑農業旅游、親子土地租賃做些文章，也可以把項目附近的非基本農田或村鎮合并搬遷騰退的土地，進行土地整理。
做養殖項目開發，設施農業生產圍繞養殖產業服務。也可以在這些置換出來的農村建設用地做養老產業開發和工業配套產業建設。大致上可以銜接建設：紙箱廠、運輸物流企業、養豬、養牛等農產品轉換成畜產品的屠宰深加工企業。爭取多方力量一起圍繞設施農業的生產，協同上下游企業建設產品生產鏈條區域業態。
這些業態的建設，將會解決涉地農民的身份轉換和安置問題，由原來的面朝黃土背朝天的農民，轉換為各類產業工人。將項目區域打造成一個兼容生態產業發展、光伏電站生產、第
二、第三產業配套的一個嶄新農村社區發展的產業集群。
我想，這也是國務院扶貧辦和國家能源局聯合下發《關于印發實施光伏扶貧工程工作方案的通知》一文的初衷。也是未來大面積發展光伏電站，推進清潔能源發展一條可以實現共同富裕的道路。
光伏合同范文第5篇
有限合伙制私募股權投資基金的合伙人包括普通合伙人(GP)和有限合伙人(LP)。其中，GP是一般為基金管理公司，擁有專業的投資管理團隊，主要提供基金的投資和運作管理，并提供較小的出資。而LP提供絕大部分的資金，且一般情況下并不參與基金的投資和運作管理。從盈利點看，GP主要通過提供良好的投資管理和決策，實現基金的盈利基礎上，獲得投資報酬;而LP則通過提供資金獲得投資回報(保值和增值)。因此，私募股權投資基金收益分配模式的確定依據就是集中在：如何將GP和LP的利益有效捆綁在一起、如何對GP進行有效激勵、如何實現投資人資金保值增值愿望。
二、合伙制私募股權投資基金收益分配模式介紹
根據對私募股權投資基金收益分配模式的確定依據的探討，目前PE行業基本上形成了以優先返還出資人全部出資和優先收益——GP激勵——按比例分配為順序的收益分配模式。具體為：將投資退出的資金按照出資比例將出資優先返還給全部出資人，并按照8%年化復利優先向投資人分配(該分配原則系考慮資金占用的利息，簡稱資金占用費)，以實現全部投資人出資的保值。然后，按照 “追趕條款”，以在滿足LP投資保值的基礎上，對GP進行激勵。即，將對投資人的優先分配后的剩余部分全部向GP分配或按比例在GP和全部投資人之間分配，直到GP所分部分與全部投資人累計所分部分的比例為1:4。然后，在這個分配基礎上還有剩余的，就直接按照GP分配百分之二十，全部投資人分配百分之八十比例進行最后一輪分配。須說明的是，“追趕條款”的設計目的是對GP進行有效的激勵，為了充分實現該條款的目的，一般情況下，LP與GP在百分之二十到百分之百之間確定追趕比例。即如果確定百分之百的追趕比例，那么就意味著，投資人按照8%年化復利優先分配后，將暫停分配，剩余部分將全部用于向GP分配，一直到GP所分部分與全部投資人累計所分部分的比例為1:4;如果追趕比例小于百分之百的，那么，投資人按照8%年化復利優先分配后的剩余部分將按照比例在GP和全部投資人之間同時進行分配，一直到GP所分部分與全部投資人累計所分部分的比例為1:4?？梢?，如果GP未能給基金創造足夠的收益，且不按照百分之百的追趕比例分配的話，GP將獲得少于投資收益百分之二十的分配，為實現更多的分配，GP須提高投資和運作基金的管理能力，這就起到了激勵作用。
三、合伙制私募股權投資基金收益分配計算(舉例)
(一)百分之百追趕比例
假設基金規模為人民幣20億，由LP整體出資，于基金成立之初一次性繳清。2年后實現投資退出40億，即收益20億?；鸷匣飬f議約定GP的業績獎勵提取比例為20%，LP優先返還出資，并享有8%優先回報率，GP采用100%追趕模式參與收益分配。
第一階段分配：LP優先收益分配： 20億投資×8%×(1+8%)=172，800，000元，本例中此輪分配后剩余1，827，200，000元。 ★注：如實際中收益不能滿足LP8%年化收益的，則LP按照比例分配，不再進行后續分配，GP也無績效分配。
第二階段分配：GP按照百分之百比例追趕，以使其分配(假設為X)與LP已分配額比例為1:4，即：X÷172，800，000元=1:4，則X=43，200，000元，此輪分配后剩余1，784，000，000元。
★注：如實際中第二階段分配不能達到GP分配與LP分配比例為1:4的，全部分配給GP，并不再進行下一輪分配。
第三階段分配：按照GP百分之二十，LP百分之八十分配。即GP分得1，784，000，000元×20%=356，800，000元，LP分得1，784，000，000×80%=1，427，200，000元。
(二)其他追趕比例(假設該比例為50%，即第一輪分配后剩余部分的50%向GP分配，1-50%向LP分配，直到GP分配所得與LP累積分配所得的比例為1:4)
第一階段分配：LP優先收益分配： 20投資×8%×(1+8%)=172，800，000元，本例中此輪分配后剩余1，827，200，000元。
第二階段分配：GP按照50%比例追趕，以使其分配與LP累計分配額比例為1:4。假設，GP分配與LP累計分配額比例等于1:4時，GP分配了X，LP在本階段分配了Y。那么我們就要計算X和Y分別是多少。計算如下：
①X÷(Y+LP第一階段分配額172，800，000元)=1:4 ②因為，是按照50%追趕比例，所以X÷Y=50%÷50% 所以，X=57，600，000元，Y= 57，600，000元。此輪分配后剩余1，712，000，000元。
★注：因為追趕比例可以是任意數，所以，如果追趕比例是其他數的(設GP按照A%分配，LP按照1-A%分配，同樣假設GP本階段分配為X，LP本階段分配為Y)，則計算公式如下： ①X÷(Y+LP第一階段分配額)=1:4 ②X÷Y= A%÷(1-A%)
第三階段分配：按照GP百分之二十，LP百分之八十分配。即GP分得1，712，000，000元×20%=342，400，000元，LP分得1，445，333，334元×80%=1，369，600，000元。
四、其他說明