光伏合同范文第1篇
3月28号 星期一
今天是二月最后一天，也是我公司实习的第一天，对于这一次实习。从刚刚放假到现在是既紧张又期待。
我早早的便来到了我实习的公司,次负责我实习的是公司财务部门一名前辈是张会计，他为人热情、和蔼可亲。年纪50左右随后，我称呼他为王叔。他向我简单的介绍了公司历程和规章制度 第一天来实习，我有些拘谨。王叔给我安排了一个座位， 他根据我是刚刚从出学校是新手，所以主要是让我了解财务
的使用和会计处理的流程,公司的财务部并没有太多人,设有一名财务经理,一名会计,一名出纳.我感觉今天的任务就是熟悉公司环境,第一天便这样轻松过去了
3月1 星期二
今天是实习的第二天了，或许是我刚去吧，这两都没有做什么很重要的事情，只是帮着王叔粘贴票据等原始凭证、整理些原始凭证之类。
这与在学校里练习时粘贴凭证的方法和情况不太一样。在学校里练习时，都是将所得到的原始凭证直接粘贴到自己所作的会计凭证的背面;而在这里，都是先将原始凭证按日期摆放在一起，将它们按顺序用固体胶棒粘贴到一张大概有A4大小的原始凭证汇总表上，王叔还告诉我怎样贴才能使这些原始凭证粘的整齐又好看，而且使得汇总表的整张纸都被均匀贴满。
让我感觉到，书本上的知识只是其中的一种，现实中所需要的会随着实际情况的变化而变化。
3月2 星期三
在实习的第三天，王叔拿了一些收款凭证和付款凭证给我看，让我试着填写收款、付款凭证。这些都不算太难，在学校时都有学过，只需要熟练掌握每一项业务的会计分录就差不多可以了。不过有时还真记不得某些业务的会计分录，在王叔，王会计细心的教导，给我好好的补了一堂《基础会计》课。在王叔细心加耐心的指导下，我很快的适应了这里的工作环境，也慢慢的都进入了工作的状态，我觉得我还是蛮幸运的，能够在一个良好的环境下工作实习。
3月3 星期四
这是实习的第四天了，这几天都是些简单的事情，主要是看、观察、、、。今天，王叔告诉我说这个星期要教我使用电算化，就是在电脑上进行记帐，虽然公司的经营规模不大，但也要与时俱进，它的账务处理都是通过网络进行的。他先打开公司的用于会计记账的专用网页，先让我在电脑上输入一些公司的相
关文件。我很久不接触了电算化了，感觉比较生疏，于是就向王叔请教。每作一次都向我讲清楚，慢慢的看得多了，我也就觉得不是那么糊涂不清了。
3月4 星期五
按照上班时间来说这是这个星期的最后一天了，虽然一直在按时上班实习，但是因为王叔的帮助，所以感觉会计工作不累，反而觉得有一点轻松。加之又是实习还是一个循序渐进的了解、熟悉和学习的阶段，这些天也就很快过去了。感觉实习很重要。是从书本上学不到的，理论和实践还真是有些不同，还是很高兴很有成就感的。
快下班时和王叔聊了一会儿有关实习的事情，他说实习就要多看、多练、不懂就问
这些话很鼓舞我。下个星期再接再厉。
3月7 星期一
经过上周的了解，我大概知道了公司的基本运作。我在学校里也学过一些
与会计电算化相关的软件知识，乘着两天假期，我自己用电脑下了金蝶软件相关教材和练习。会计毕业实习日记因此，今天在网上进行帐务处理并不是很困难，而且觉得它们之间有很多的相似性，只是一个是单机操作，而另一个是通过网络保存。由于现在是淡季，公司的业务也不是很多，王叔也不是很忙，他就主动给我讲解电算化，让我有了新的收获。
3月8 星期二
今天，我准时到了办公室，王叔已经到了那里了，他说我们今天就学习使用打印机吧。公司只有这一台打印机。打印机很小，就放在电脑旁边的桌子上，王叔说我们就把这个月已经做好的凭证打印出来吧，于是他打开公司的网站，把以前保存好的凭证调出来，他说，第一次一定要把所需的数据设好，否则以后会很麻烦的，她还告诉我，她就是没有设置好凭证打印时的边距，虽然不是什么大问题，但是就是这么一个小问题，
我每打印一张凭证都要输入一次边距。
3月9 星期三
光伏合同范文第2篇
光伏农业大棚是光伏应用的一种新的模式。与建设集中式大型光伏地面电站相比，光伏农业大棚项目有诸多的优势：
1、有效缓解人地矛盾，促进社会经济可持续发展
光伏农业大棚发电组件利用的是农业大棚的棚顶，并不占用地面，也不会改变土地使用性质，因此能够节约土地资源。可在有效扭转人口大量增加情况下耕地大量减少方面起到积极作用。另一方面，光伏项目在原有农业耕地上建设，土地质量好，有利于开展现代农业项目，发展现代农业、配套农业有利于第
二、三产业与第一产业的结合。而且可以直接提高当地农民的经济收入。
2、可灵活创造适宜不同农作物生长的环境
过在农业大棚上架设不同透光率的太阳能电池板，能满足不同作物的采光需求，可种植有机农产品、名贵苗木等各类高附加值作物，还能实现反季种植、精品种植。
3、满足农业用电需求、产生发电效益
利用棚顶发电可以满足农业大棚的电力需求，如温控、灌溉、照明补光等，还可以将电并网销售给电网公司，实现收益，为投资企业产生效益。
4、绿色农业生产的新路径
光伏合同范文第3篇
为贯彻落实科学发展观，全面掌握风电、光伏发电相关情况，促进其协调、健康、可持续发展，根据《可再生能源法》和《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》(电监会25 号令)，2010 年7～10 月，国家电监会组织各派出机构在全国范围内开展了风电、光伏发电并网接入情况的专项调查。在此基础上，结合日常监管工作情况形成本报告。
调查工作分企业自查和重点调查两个阶段。先是由国家电监会和各派出机构组织全国30 个省份的电网企业及其调度机构、相关发电企业开展自查，共收到电网企业自查报告28 份、发电企业自查报告218 份;在分析企业自查报告的基础上，各派出机构采取召开座谈会和实地调查等方式对部分电力企业进行了重点调查，共重点调查电网企业22 家、发电企业77 家。
本次调查共涉及风电、光伏发电项目667 个。其中，风电项目573 个，光伏发电项目94 个。风电项目中，已建成并网项目348 个，建成未并网项目9 个，在建项目216 个(其中有25 个项目部分容量已并网，另有5 个项目的部分容量已建成但未并网)。光伏发电项目中，已建成并网项目30 个，建成未并网项目1 个，在建项目63 个(其中有2 个项目部分容量已并网)。
一、基本情况
(一)风电、光伏发电发展情况
近年来，风电、光伏发电发展迅速。本次调查统计显示，截至2010 年6 月底，全国已建成并网风电及光伏发电装机容量为2213.67万千瓦，占全国发电装机容量的2.46%左右。其中，风电并网装机容量为2200.37 万千瓦，光伏发电并网装机容量为13.30 万千瓦。风电及光伏发电建成但未并网的装机容量合计为76.52 万千瓦。其中，风电未并网容量为76.36 万千瓦，光伏发电未并网容量为0.16 万千瓦。
风电及光伏发电在建规模为1610.65 万千瓦，占全国在建发电装机容量比重为8.66%左右。其中，风电1589.62 万千瓦，光伏发电21.03万千瓦。从分区域并网装机容量来看，截至2010 年6 月底，华北区域拥有风电并网容量最多，为850.79 万千瓦，占全国风电并网容量的38.67%;东北区域其次，为753.76 万千瓦，占全国风电并网容量的34.26%;华中区域最少，为24.07 万千瓦，仅占全国风电并网容量的1.09%。西北区域光伏发电并网容量最大，为7.13 万千瓦，占全国光伏发电并网容量的53.61%;华东区域其次，为3.72 万千瓦，占全国光伏发电并网容量的27.97%;东北区域目前没有光伏发电并网装机容量。全国风电和光伏发电并网装机容量及其分区域构成情况分别见图1 和图2，详细数据见附表
1、附表2。
从分区域在建装机容量来看，截至 2010 年6 月底，华北区域风电在建规模最大，为539.57 万千瓦，占全国风电在建容量的33.94%;西北区域其次(主要分布在甘肃省)，为496.40 万千瓦，占全国风电在建容量的31.23%;华中区域最少，仅有17.97 万千瓦。华北区域光伏发电在建规模最大(主要分布在山东省)，为5.91 万千瓦, 占全国光伏发电在建容量的28.10%;西北区域其次(主要分布在甘肃省)，为5.55 万千瓦，占全国光伏发电在建容量的26.39%;华中区域最少，为0.45 万千瓦。从分省份并网装机容量来看，截至2010 年6 月底，内蒙古并网风电装机容量居全国各省份之首，为700.29 万千瓦，占全国并网风电装机容量的31.83%，占全区全口径发电装机容量的12.11%左右，分布在蒙西、蒙东电网区域容量比重为7:3。辽宁、河北、黑龙江、吉林、甘肃、山东、江苏等省份的并网风电装机容量均超过了百万千瓦，分别为227.80 万千瓦、206.75 万千瓦、162.67 万千瓦、152.50万千瓦、119.11 万千瓦、111.07 万千瓦和110.13 万千瓦，分别占本省份总装机容量的7.91%、5.13%、8.47%、9.02%、6.00%、1.81%和1.78%。天津、安徽、广西、四川、贵州、陕西、青海没有并网风电装机。宁夏并网光伏发电装机容量最大，为6.03 万千瓦，占全国总并网光伏发电装机容量的45.34%;江苏其次，为2.55 万千瓦，占全国总并网光伏发电装机容量的19.17%;此外，云南、甘肃的并网光伏发电装机容量也均超过了1 万千瓦。详细数据见附表
3、附表4。
从分省份在建装机容量来看，截至2010 年6 月底，甘肃风电在建装机容量最大，为409.95 万千瓦，占全国风电在建装机容量的25.79%;河北、内蒙古、山东的风电在建装机容量分别达到了258.40万千瓦、227.10 万千瓦和119.47 万千瓦。甘肃光伏发电在建装机容量最大，为3.95 万千瓦;山东其次，为3.60 万千瓦;广东、海南、上海、青海、山西、福建、浙江的光伏发电在建装机容量均超过了1万千瓦。
(二)风电、光伏发电投资主体情况风电和光伏发电的投资主体情况有较大差别。风电的投资主体相对集中，主要是中央企业和部分风能资源丰富的地方国有发电投资企业。截至2010 年6 月底，全国并网风电装机容量超过50 万千瓦的发电集团共有10 个，并网装机容量共计1668.97 万千瓦，占全国并网风电装机容量的75.85%。其中，超过200 万千瓦的发电集团有3 个,分别为：中国国电集团公司、中国大唐集团公司和中国华能集团公司。截至2010 年6 月底，在建风电装机容量超过50 万千瓦的集团共有7 个。其中，中国国电集团公司、中国华能集团公司和中国大唐集团公司的在建装机容量均超过了150 万千瓦;中国神华集团公司、中国华电集团公司、中国广东核电集团有限公司、中国电力投资集团公司的在建装机容量在50 万千瓦至100 万千瓦之间。目前，我国光伏发电还处于试验、探索阶段，投资建设项目规模小，投资主体呈多元化发展态势。截至2010 年6 月底，中国节能环保集团公司和江苏中能硅业科技发展有限公司的已并网光伏发电装机容量均达到了2 万千瓦。已并网的光伏发电项目中，装机容量最大的是江苏中能硅业科技发展有限公司投资的徐州协鑫光伏发电有限公司2 万千瓦光伏发电项目。甘肃省电力投资集团公司、海南省发展控股有限公司的光伏发电在建容量均达到了2 万千瓦。在建项目中，规模较大的有海南临高2 万千瓦光伏并网发电示范工程和山东济宁1.8 万千瓦十里营光伏电站。
(三)风电、光伏发电上网电价及补贴情况由于定价机制、工程造价水平不同，全国范围内不同省份、同一省份不同项目之间风电、光伏发电上网电价存在一定的差异。2009 年8 月1 日之前核准的风电项目，既有采用特许权招标定价机制也有采用政府核定电价机制;2009 年8 月1 日以后核准的风电项目，在四类资源区新建的陆上项目统一执行所在风能资源区的风电标杆上网电价。目前，风电上网电价最高的项目是国电龙源电力集团股份有限公司地处浙江省的临海风力发电厂及苍南风力发电厂，均为1.4040 元/千瓦时。光伏发电由于国家尚未出台统一的电价政策，一般由地方政府根据项目情况确定。在已核准的光伏发电项目中，上网电价最高的是上海前卫村光伏电站，为6.4436 元/千瓦时;最低的是中国广东核电集团有限公司的甘肃省敦煌光伏发电项目，为1.0928 元/千瓦时。据本次调查显示，风电和光伏发电电价补贴政策执行情况基本良好，国家发改委和国家电监会联合公布的2009 年1-6 月及2009 年7-12 月可再生能源电价补贴名单中的风电及光伏发电项目基本上都获得了相应的电价补贴。
(四)风电、光伏发电接入系统建设情况由于国家出台了可再生能源发电接入系统建设补贴政策，提高了电力企业投资风电、光伏发电接入系统建设的积极性，风电和光伏发电接入系统投产规模快速增长。截至2010 年6 月底，本次调查涉及到的风电接入系统工程线路长度为10326 公里，变电容量为3898 万千伏安。分电压等级看，330 千伏、220 千伏、110 千伏、66 千伏及以下线路长度分别为666 公里、4202 公里、3733 公里、1725 公里，分别占风电接入系统工程总线路长度的6.45%、40.69%、36.15%、16.71%;变电容量分别为504 万千伏安、1765 万千伏安、1229 万千伏安、399万千伏安，分别占风电接入系统工程总变电容量的12.93%、45.29%、31.54%、10.24%。分区域看，华北区域以220 千伏及110 千伏电压等级为主，东北区域以220 千伏及66 千伏为主，西北区域以330 千伏及110 千伏为主;华东、华中、南方区域以110 千伏为主。分省份看，内蒙古的接入系统规模最大，以220 千伏电压等级为主，线路长度为2453 公里，变电容量为861 万千伏安。各区域、各省份风电接入系统工程分电压等级情况详见附表
5、附表6。从风电接入系统工程的投资主体来看，在本次调查涉及到的494个风电接入系统工程中，电网企业出资建设项目213 个，线路长度4444 公里，变电容量1914 万千伏安，占风电接入系统工程总项目数、线路长度、变电容量的比例分别为43.12%、43.04%、49.10%;发电企业出资建设项目278 个、线路长度5698 公里、变电容量1961 万千伏安，占风电接入系统工程总项目数、线路长度、变电容量的比例分别为56.28%、55.18%、50.31%;电网企业和发电企业共同出资建设项目3 个、线路长度184 公里、变电容量23 万千伏安，占风电接入系统工程总项目数、线路长度、变电容量的比例分别为0.61%、1.78%、0.59%。详细情况见附表7。分区域看，华中、华东区域电网企业出资建设项目比例较高，均超过了70%;华北、东北区域比例较低，均在30%左右。分省份看，北京、天津、山西、上海、江苏、安徽、江西、湖北、广西、海南、重庆、贵州等省份的接入系统工程全部由电网企业出资建设，黑龙江、山东、浙江、内蒙古、辽宁、新疆电网区域的接入系统工程全部或大部分由发电企业出资建设。各区域、各省份风电项目接入系统工程投资主体情况见附表
8、附表9。光伏发电项目接入系统工程规模相对较小，共计线路长度134 公里，变电容量22 万千伏安，主要电压等级为35 千伏。其中，发电企业投资建设的线路长度为109 公里，占81.34%;变电容量为19 万千伏安，占86.36%。分省份看，宁夏、甘肃、山东的规模较大，线路长度均超过了29 公里，变电容量均超过了3.7 万千伏安。
(五)风电、光伏发电上网电量收购情况2009 年，风电及光伏发电上网电量为256.15 亿千瓦时，占全国全口径发电量的0.70%，其中，风电256.10 亿千瓦时，光伏发电0.0560千瓦时。2010 年1 至6 月份，风电及光伏发电总上网电量为223.05亿千瓦时，其中，风电222.54 亿千瓦时，光伏发电0.5176 亿千瓦时。分区域看，2010 年1 至6 月，华北区域风电上网电量最多，为94.72 亿千瓦时，占全国风电总上网电量的42.56%;东北区域风电上网电量70.48 亿千瓦时，占31.67%;华中区域上网电量2.10 亿千瓦时，比重最少，仅占0.95%。西北区域光伏发电上网电量最多，为0.3064 亿千瓦时，占全国光伏发电总上网电量的59.20%;华东区域上网电量为0.1679 亿千瓦时，占32.44%;东北、华中没有光伏发电上网电量。具体情况见图
3、图4 所示。分省份看，2010 年1 至6 月，内蒙古风电上网电量最多，为71.83亿千瓦时，占全国风电上网电量的32.28%;河北、辽宁的风电上网电量均超过了22 亿千瓦时，占全国风电上网电量比例均超过了10%。宁夏光伏发电上网电量最多，为0.2768 亿千瓦时，占全国光伏发电总上网电量的53.49%;江苏光伏发电上网电量占全国的比例也较高，达24.67%。已并网的风电和光伏发电设备受电网安全等因素影响而可能存在未能上网的电量，本次调查对这部分电网未收购电量进行了统计。2010 年1 至6 月，风电未收购电量为27.76 亿千瓦时，光伏发电没有未收购电量。分区域看，华北、东北未收购风电电量较多，华北区域未收购风电电量为15.88 亿千瓦时，占全国总未收购电量的57.20%，高于其上网电量全国占比14.64 个百分点;东北区域未收购风电电量为10.64 亿千瓦时，占全国总未收购电量的38.33%，高于其上网电量全国占比6.66 个百分点。分省份看，内蒙古未收购风电电量最多，为21.01 亿千瓦时,占全国总未收购电量的75.68%，高于其上网电量全国占比43.40 个百分点;吉林未收购风电电量为2.60亿千瓦时;河北、甘肃、黑龙江在2009 年1 月到2010 年6 月期间未收购风电电量均在3 亿千瓦时左右。
二、监管评价
(一)近年来风电、光伏发电总体呈较快发展态势在国际能源和环境约束的大背景下，各方对风电、光伏发电发展的认识水平不断提高，重视程度日益加强。国家从战略层面上确定了风电等可再生能源发展方向，并制定了可再生能源产业发展规划和相应的政策措施;各地方政府切实按照国家可再生能源发展战略，制订本省份的风电、光伏发电发展规划和实施方案;发电企业投资风电、光伏发电的积极性不断提高，风电和光伏发电的比例不断上升;电网企业在电网规划、并网接入和电量收购等方面积极为风电、光伏发电的发展创造良好条件，促进了风电和光伏发电的健康发展。与此同时，鼓励可再生能源发展的政策措施不断完善，为风电、光伏发电的发展创造了良好环境。《可再生能源法》的出台为风电、光伏发电的发展奠定了法律基础;可再生能源价格全国分摊政策、可再生能源增值税减半征收政策切实提高了风电、光伏发电企业的经营效益;可再生能源接入系统建设及补偿政策、上网电量全额收购政策为风电、光伏发电发展提供了支持和保障;可再生能源特许权招标制度、金太阳示范工程等措施为风电、光伏发电发展注入了强大动力。在一系列政策措施的推动和激励下，各方投资风电、光伏发电的积极性大大增加，风电、光伏发电呈现快速增长的态势。预计2010年底全国风电总并网装机容量将达到3000 万千瓦左右，全国光伏发电总并网装机容量将达到25 万千瓦左右。
(二)风电、光伏发电仍有发展空间虽然风电、光伏发电装机容量连续快速增加，但目前尚处在起步阶段，在电源结构中所占的比例还很低。截至2010 年6 月底，全国已并网的风电和光伏发电装机容量仅占全国装机容量的2.46%;2010年1 至6 月风电和光伏发电上网电量仅占全国发电量的0.7%左右。根据我国2007 年制定的《可再生能源中长期发展规划》，全国陆地和近海的可利用风电资源共计约10 亿千瓦，三分之二的国土面积年日照小时数在2200 小时以上，年太阳辐射总量大于每平方米5000 兆焦。因此，风电、光伏发电仍有很大的发展潜力。
(三)风电、光伏发电并网接入和电量收购相关服务水平不断提高电网企业深入研究风电和光伏发电的技术特点，分析发电接入对电网运行的影响，并在此基础上研究制订相应的技术规定和服务管理流程，不断规范和提高风电、光伏发电并网发电的服务水平。例如，南方电网公司制定了《南方电网公司支持新能源发展若干意见》，内蒙古电力公司编制了《办理风电业务工作流程指南》，安徽省电力公司制订了《安徽省电力公司可再生能源发电全额上网管理办法(试行)》等。电网企业总体上能够在确保电网安全稳定运行的前提下，优先调度风电、光伏等可再生能源发电，全额收购风电、光伏发电上网电量，并认真贯彻执行上网电价政策及电价附加调配政策，与风电、光伏发电企业及时足额结算电费，确保了发电企业的利益和资源的充分利用。风电、光伏发电的购售电合同和并网调度协议签订情况总体良好，基本上做到了并网有协议，交易有合同，有效地保障了发电企业的合法权益。
三、存在问题
(一)风电发展规划和投资立项的统筹性有待进一步加强一是部分地区存在大规模风电难以消纳的问题。在部分风电资源比较丰富的地区，风电发展规划侧重于资源规划，缺乏具体的风电送出和风电消纳方案，大规模风电送出消纳的矛盾日益突出。蒙西电网的风电资源丰富，2010 年6 月底，已并网和在建风电装机已分别达到489 万千瓦和85 万千瓦，上网电量除部分由本地消纳外，其余电量需要外送华北电网。但是，随着河北张家口、承德地区大规模风电装机的陆续投产，华北电网也面临着本地风电消纳问题，从而使蒙西的风电消纳问题更加突出。2010 年6 月底，甘肃酒泉规划建设的1000万千瓦级风电基地已并网近100 万千瓦，在酒泉及河西地区已经无法完全消纳，大部分需要送到兰州负荷中心消纳。预计2010 年甘肃全省统调范围内最大负荷1000 万千瓦左右，而2010 年底酒泉风电基地建成装机容量将达到500 万千瓦左右，远远超过了酒泉及河西地区的用电需求;2015 年酒泉风电基地发电量预计将达到250 亿千瓦时左右，在甘肃乃至西北电网都难以消纳，但是向网外输送的消纳市场及其配套电网建设目前均未明确。吉林白城地区电网网架较薄弱，外送能力有限，由于地区负荷较低，风电无法完全就地消纳，风电企业发电经常受到限制，如，大唐吉林大通风电场2009 年未能上网电量1488万千瓦时，占全年上网电量的14.7%，影响利用小时300 小时。二是部分项目电源建设和电网建设的协调有待加强。由于风电项目前期工作流程相对简单，核准进度快，建设周期相对较短，而电网接入系统在项目审查、方案确定及工程建设方面相对复杂，致使接入系统工程与风电场建设难以同步完成。例如，内蒙古蒙电华能热电公司乌力吉木仁风场一期、额尔格图风场一期、白云风场一期预计2010年底投产，但是由于其接入系统至今未取得审查意见，风电无法按时送出。内蒙古地区风电资源需通过西电东送通道送往京津唐地区，但现有两条通道容量有限，只能解决少量风电的送出，内蒙古送出第三条通道2006 年就已经开始规划，但至今仍未开工。三是个别地区风电与其它电源发展不配套。东北区域火电机组中的供热机组比例较高(如吉林省为72%)，其在冬季供暖期基本不具备调峰能力，而可以启停调峰的中小型火电机组已逐步关停，抽水蓄能电站、燃气机组建设相对迟缓，在电网调峰能力严重不足的情况下，为保障电网安全和居民采暖，电力调度机构不得已在低谷时段采取限制风电出力的措施。蒙西电网风电装机容量已达到全网最高负荷的24.51%，在冬季供热期间和用电低谷时段，为确保电力系统安全运行，也不得不限制风电场的出力。
(二)风电、光伏发电的相关政策和激励机制有待进一步完善目前，我国已制定了一系列政策法规和激励机制鼓励风电和光伏发电的发展，但政策体系的完整性及相关政策之间的协调性还有待加强。一是光伏发电产业扶持政策尚需完善。国家层面上至今未出台光伏发电上网电价和项目建设的相关实施细则，制约了光伏发电产业的规模化发展。特别是对于作为未来光伏发电主要形式之一的接入配电网(用户侧)分布式光伏发电项目，目前还缺乏上网售电的政策支持，严重制约了小型光伏发电的投资积极性。二是国家对风电等可再生能源发电接入系统工程投资、运行维护等方面的相关规定尚未完善，部分接入系统工程补贴不足影响了电网企业投资建设的积极性。风电项目一般远离负荷中心，其配套接入系统建设工程量大、投资高、线路利用率低，接入系统工程补贴政策的标准难以满足部分项目电网投资和运行维护的需要，影响了电力企业建设的积极性。例如，上海市电力公司出资6528 万元建设的东海大桥海上风电项目接入系统工程，按目前电价补贴政策，需要32 年以上才能收回静态投资。调查显示，黑龙江、山东、浙江、内蒙古、辽宁、新疆的全部或大部分风电场接入系统工程由发电企业出资建设，部分风电企业还负责接入系统工程的运行维护，不利于系统的安全管理。三是风电、光伏发电电费补贴不及时。风电、光伏发电电费补贴往往大大滞后于电量上网时间，导致发电企业不能及时获得相应的电价补贴，影响企业的经营效益，部分规模较小的发电企业甚至出现流动资金周转困难的现象。四是个别历史遗留问题仍待解决。2006 年以前批准建设的风电等可再生能源发电项目不享受《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》中规定的电价补贴，增加了企业的经营负担。如上海崇明、南汇、奉贤海湾风电场及浙江临海、苍南风电场，这些项目都是2006 年以前投产的，上网电价较高且不享受可再生能源附加资金补偿，增加了电网企业的购电成本。
(三)风电、光伏发电并网接入和运行管理有待进一步规范和完善调查发现，目前风电、光伏发电并网接入系统存在以下两个方面的问题：一是风电接入系统缺乏明确的定义导致各方有不同的理解。有的认为是风电场升压变电站以及从升压变电站至电网侧进线第一基塔之间的线路;有的认为是风电场出线第一基塔至电网侧进线第一基塔之间的线路;有的认为是风电场出线第一基塔至电网侧进线第一基塔之间的线路以及电网侧进线间隔。由于理解上的不同容易导致接入系统建设过程中的分歧以及统计口径的不一致。二是风电、光伏发电并网接入和调度管理的有关标准和规定需要根据风电、光伏发电的特点进一步规范和完善。目前风电场并网方面没有国家级标准，为解决风电机组低电压穿越、吸收无功以及安全稳定等突出问题，国家电网公司出台了《国家电网公司风电场接入电网技术规定》，要求风电场满足相关技术标准并进行技术改造后才能入网，此规定在一定程度上规范了风电接入工作，但该标准是企业标准，不是国家标准，容易引发网厂矛盾。
(四)风电、光伏发电的规模发展对电网安全稳定运行的影响不断加大风电、光伏发电具有间歇性、随机性的特点，风电还有反调峰特点，对系统潮流控制、辅助服务调用、短路电流控制、电能质量保证等都提出了新的挑战。目前，由于风功率预测系统不完善，基础数据缺乏，准确度不高，电网企业无法根据预测的风力功率制定日前计划，运行方式的安排上存在着很大的不确定性。甘肃西北部的酒泉地区处于甘肃电网的末端，并入大量风电后，实际运行中面临着暂态稳定等各类稳定问题和调峰困难;2009 年福建电网最大峰谷差已达到636万千瓦，部分大型火电机组在实际运行中的调峰深度已达到60%左右，处于深度调峰状态，接近或达到机组调峰能力技术极限，随着“十二五”期间风电等继续大规模投运，对系统调峰要求更加苛刻，将进一步加大电网调峰的压力。
四、整改要求
(一)风电、光伏发电企业与电网企业应加强并网消纳的衔接工作风电、光伏发电企业应高度重视发电并网消纳工作，在开展发电项目前期工作阶段，要主动与电网企业进行衔接，研究提出切实可行的发电项目送出和消纳方案，并报请政府主管部门确认。电网企业在具体受理风电、光伏发电项目接入系统并网申请时，要按照电网发展规划和风电、光伏发电发展规划的要求，认真做好发电项目输送线路、网架结构和落点等方面的相关准备工作，加大电网改造力度，完善网架结构，做好接入系统工程的可行性研究，择优制订接入系统方案，积极为风电、光伏发电企业提供并网服务工作，确保发电项目及时并网运行。发电企业和电网企业要加强沟通和协调，共同推动风电、光伏发电建设的协调发展。
(二)电力企业要切实做好风电、光伏发电并网运行相关工作，确保系统安全稳定运行电网企业要进一步加强风电、光伏发电并网对电网安全稳定运行影响的研究，在接入系统的审查、接入电网有关电气设备的试验和验收等方面严格执行相关技术标准和规范，与获得核准、满足相关技术管理规定、符合并网接入条件的发电企业及时协商签订并网调度协议和购售电合同。认真做好风电、光伏发电并网后的负荷预测和电力系统稳定分析工作，合理安排运行方式，提高调度管理水平，保障电力系统安全稳定运行。风电企业应加强机组的管理工作。做好风电功率预测，完善自动化和通信系统，做好机组的日常维护工作，为机组的稳发满发提供保障。
(三)电网企业要严格执行可再生能源收购有关规定电网企业要严格按照《可再生能源法》等法律法规的要求，在确保电网安全稳定运行的条件下，根据国家价格主管部门批复上网电价及相关规定收购上网电量,严格执行风电、光伏发电上网电价政策，做好电价附加调配工作，及时足额结算电费。
五、监管建议
(一)进一步加强科学规划，促进风电、光伏发电协调、有序发展根据国家可再生能源发展战略和《可再生能源中长期发展规划》，进一步完善各地区风电、光伏发展规划，针对风电和光伏发电的特点，统筹考虑能源资源、电源结构、受电市场、输电廊道、电网建设、电网运行等因素，因地制宜发展风电等可再生能源发电，做到电源与资源、电源与电网、电源与电源、电源与用户之间的和谐发展。在风能和太阳能资源条件较好的地区建设大规模发电基地，应充分考虑电网的网架结构和消纳能力，认真做好风电、光伏发电规划和电网规划的衔接工作，促进风电、光伏发电建设与电网建设协调发展，维护电力系统安全稳定运行。对于靠近负荷中心周围的资源，应遵循因地制宜、实事求是的原则，从有利于节能减排、有利于增强电力供应能力的角度出发，发展分布式电源，就近接入配网。同时要进一步理顺中央与地方风电项目核准管理体制，使风电开发利用规范化、布局合理化，避免随意无序开发。
(二)进一步完善价格财税政策，健全风电、光伏发电激励机制由于风电、光伏发电的各项技术仍是发展中的技术，建设成本较高，其在市场中的经济竞争力较弱，需要继续加大政策扶持力度，促进风电、光伏发电的持续健康发展。一是要研究通过征收能源税或碳税的方式，建立稳定持续的支持风电、光伏发电发展的补贴资金来源;二是加强支持风电、光伏发电发展的财税政策研究，使风电、光伏发电发展与促进地方经济发展紧密结合，形成促进区域经济发展的优势产业;三是进一步完善电价补偿机制，提高风电、光伏发电电价补贴的时效性，科学制定风电、光伏发电接入系统工程造价的补偿标准;四是进一步完善光伏发电电价政策，出台科学合理的光伏发电上网电价政策;五是高度重视并大力鼓励商业模式创新，支持企业面向市场，创新商业模式。
光伏合同范文第4篇
国家能源局、国务院扶贫办于2014年10月，联合下发了《关于印发实施光伏扶贫工程工作方案的通知》，在全国范围内计划用六年时间，开展光伏发电产业扶贫工程;其主要目的在于探索实现精准扶贫的有效途径，使贫困群众在建设分布式光伏发电项目中直接增收，在项目中参股分红，实现就业;探索财政扶贫资金使用的新机制，加大金融支持力度。同时为在贫困区建设光伏电站的企业提供中长期利率优惠的项目贷款;探索社会力量参与企业扶贫建设有效的方式，动员社会力量和相关企业参与到直接惠及贫困家庭的扶贫项目，实现政府、市场、社会协同推进的大扶贫格局。加上《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》，以及《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》的相关推动政策，造就了这一轮光伏投资热。
什么是光伏电站?光伏电站有哪些分类?目前的光伏企业发展面临着哪些问题?本文不做系统阐述，只对涉及到农业大棚和设施农业建设运营的部分做出基本探讨。
光伏大棚建设项目又称农光互补，是设施农业和光伏电站相结合的涉农项目。可理解为将光伏电站和设施农业建设合二为一，下面为农业大棚，上面是光伏电站，即不占用基本农田规划指标，不改变基本农田用途，可以实现一地多用和一地多产，是目前中国西部光伏和风力发电明显饱和的情况下，光伏产业投资新的兴奋点。 农光互补项目安全问题
农光互补项目基本都是建设在国家规定的十八亿亩基本农田的红线之内，属于土地不可改变土地使用性质的基本农田。在这个土地之上，按照国家现行政策，任何人、部门和地方政府都无权利擅自改变土地利用性质。这种情况就决定了，农光互补项目涉及基本农田的土地用途不可能做出改变;基本农田所负载的农民根本利益不能改变;基本农田带来的建设和运营风险不可忽略;基本农田建设设施项目的安全性、持久性不可忽略。
下面本文对此进行一一剖析，并提出市场和企业运营意义上的基本对策。
1、项目建设基本要求
农光互补项目必须要确认以农业生产为主的基本方针。因土地性质的不可改变，就决定了农光互补项目必须要以农业生产为主，光伏发电为辅的项目定位。
设施农业的基础建设必然要采取高水准的设计和建设标准，必须要满足设施农业生产的基本要求和农作物的采光需求。必须要考虑到项目所在地历年气温的变化情况，将项目设施建设制定在一个相对较高，能够满足设施农业生产之上建设标准。必须能保障实现冬能保温，夏能散热;采光要够，湿度可控;耕种方便，运输便捷。
农光互补项目要考虑涉地农民利益。农民离不开土地，项目离不开当地农民。农光互补项目必须要将土地占有、使用、收益和处分四项权能流转到项目公司名下，保证光伏电站项目的安全运营。项目规划必须要考虑将涉地农民的再就业，及生活保障纳入项目考量;必须将当地涉农农民的基本收入的不降低，作为项目建设底线。任何以损害涉地农民利益的项目设计，都会使项目的最终的安全性、持久性，受到挑战!
对农民的利益保障可以参照当地基本农作物的产量和市场价格，进行流转补偿。一旦确认这个价格后，将不得再次更改和延期支付。并且在项目用工方面优先考虑录用涉地农民家庭的劳动力，并对劳动力的录用、培训和解聘制定出比较详细的操作细则。要积极配合当地政府、村委会对涉地农民中的六十岁以上失能、孤寡老年人提供必要的生活照顾和基本安置。
2、土地流转的风险问题
民以食为天，土地对涉地农民来是最后一块精神家园。没有了土地的农民，就没有了归属感、安全感。如果一个企业在违背了基本公平的交易原则获得土地流转，必然会埋下巨大的运营风险。失地农民的不确定性，将会对项目的建设和运营构成巨大的威胁，作为投资者，一定不可以在土地流转至上，埋下风险的伏笔。
农村土地的流转，必须价格合理;必须流转合法;必须对涉地农民有所安置;必须确保土地流转获得所有涉地农民的支持;必须获得当地基层政府和村委会、村民代表大会的绝对支持。
土地流转的程序和签约的代表资格必须合法。必须在专业律师的指导下，配合村委会以及村民代表做好项目建设的经济、社会效益的蓝图阐述;必须向所有村民说明项目用地的流转和补偿标准的测算模式和支付方式，必须提前说明项目建成后的涉地农民的用工安排和培训计划。
要着重说明项目建设带来的经济收益，以及村民由农民变为涉农产业工人的收入变化，项目建设带来的区域经济发展，第
二、第三产业兴起带来新的就业机会等等，均须一一说明。
3、项目运营的风险问题
农光互补项目对比地面光伏电站建设，每千瓦基本测算大约会增加四元左右。数十兆瓦的建设费用增加，将会是一个近似天文数字的投资增项。目前，多数光伏企业没有做好农光互补项目运营的人才准备和资源配置。
设施大棚种什么?怎么种?如何管理运营?盈利点在哪里?在农光互补项目里，如果不考虑这些问题，那都是圈地耍无赖，做项目是假，卖路条是真!
项目的运营，首先要结合所处地区的区域优势。寻找一条适合自己项目的种养结合之路。如果距离城市相对较近，可以考虑以蔬菜生产和反季节农产品种植为主。结合观光休闲农业旅游、亲子土地租赁做些文章，也可以把项目附近的非基本农田或村镇合并搬迁腾退的土地，进行土地整理。
做养殖项目开发，设施农业生产围绕养殖产业服务。也可以在这些置换出来的农村建设用地做养老产业开发和工业配套产业建设。大致上可以衔接建设：纸箱厂、运输物流企业、养猪、养牛等农产品转换成畜产品的屠宰深加工企业。争取多方力量一起围绕设施农业的生产，协同上下游企业建设产品生产链条区域业态。
这些业态的建设，将会解决涉地农民的身份转换和安置问题，由原来的面朝黄土背朝天的农民，转换为各类产业工人。将项目区域打造成一个兼容生态产业发展、光伏电站生产、第
二、第三产业配套的一个崭新农村社区发展的产业集群。
我想，这也是国务院扶贫办和国家能源局联合下发《关于印发实施光伏扶贫工程工作方案的通知》一文的初衷。也是未来大面积发展光伏电站，推进清洁能源发展一条可以实现共同富裕的道路。
光伏合同范文第5篇
有限合伙制私募股权投资基金的合伙人包括普通合伙人(GP)和有限合伙人(LP)。其中，GP是一般为基金管理公司，拥有专业的投资管理团队，主要提供基金的投资和运作管理，并提供较小的出资。而LP提供绝大部分的资金，且一般情况下并不参与基金的投资和运作管理。从盈利点看，GP主要通过提供良好的投资管理和决策，实现基金的盈利基础上，获得投资报酬;而LP则通过提供资金获得投资回报(保值和增值)。因此，私募股权投资基金收益分配模式的确定依据就是集中在：如何将GP和LP的利益有效捆绑在一起、如何对GP进行有效激励、如何实现投资人资金保值增值愿望。
二、合伙制私募股权投资基金收益分配模式介绍
根据对私募股权投资基金收益分配模式的确定依据的探讨，目前PE行业基本上形成了以优先返还出资人全部出资和优先收益——GP激励——按比例分配为顺序的收益分配模式。具体为：将投资退出的资金按照出资比例将出资优先返还给全部出资人，并按照8%年化复利优先向投资人分配(该分配原则系考虑资金占用的利息，简称资金占用费)，以实现全部投资人出资的保值。然后，按照 “追赶条款”，以在满足LP投资保值的基础上，对GP进行激励。即，将对投资人的优先分配后的剩余部分全部向GP分配或按比例在GP和全部投资人之间分配，直到GP所分部分与全部投资人累计所分部分的比例为1:4。然后，在这个分配基础上还有剩余的，就直接按照GP分配百分之二十，全部投资人分配百分之八十比例进行最后一轮分配。须说明的是，“追赶条款”的设计目的是对GP进行有效的激励，为了充分实现该条款的目的，一般情况下，LP与GP在百分之二十到百分之百之间确定追赶比例。即如果确定百分之百的追赶比例，那么就意味着，投资人按照8%年化复利优先分配后，将暂停分配，剩余部分将全部用于向GP分配，一直到GP所分部分与全部投资人累计所分部分的比例为1:4;如果追赶比例小于百分之百的，那么，投资人按照8%年化复利优先分配后的剩余部分将按照比例在GP和全部投资人之间同时进行分配，一直到GP所分部分与全部投资人累计所分部分的比例为1:4。可见，如果GP未能给基金创造足够的收益，且不按照百分之百的追赶比例分配的话，GP将获得少于投资收益百分之二十的分配，为实现更多的分配，GP须提高投资和运作基金的管理能力，这就起到了激励作用。
三、合伙制私募股权投资基金收益分配计算(举例)
(一)百分之百追赶比例
假设基金规模为人民币20亿，由LP整体出资，于基金成立之初一次性缴清。2年后实现投资退出40亿，即收益20亿。基金合伙协议约定GP的业绩奖励提取比例为20%，LP优先返还出资，并享有8%优先回报率，GP采用100%追赶模式参与收益分配。
第一阶段分配：LP优先收益分配： 20亿投资×8%×(1+8%)=172，800，000元，本例中此轮分配后剩余1，827，200，000元。 ★注：如实际中收益不能满足LP8%年化收益的，则LP按照比例分配，不再进行后续分配，GP也无绩效分配。
第二阶段分配：GP按照百分之百比例追赶，以使其分配(假设为X)与LP已分配额比例为1:4，即：X÷172，800，000元=1:4，则X=43，200，000元，此轮分配后剩余1，784，000，000元。
★注：如实际中第二阶段分配不能达到GP分配与LP分配比例为1:4的，全部分配给GP，并不再进行下一轮分配。
第三阶段分配：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)其他追赶比例(假设该比例为50%，即第一轮分配后剩余部分的50%向GP分配，1-50%向LP分配，直到GP分配所得与LP累积分配所得的比例为1:4)
第一阶段分配：LP优先收益分配： 20投资×8%×(1+8%)=172，800，000元，本例中此轮分配后剩余1，827，200，000元。
第二阶段分配：GP按照50%比例追赶，以使其分配与LP累计分配额比例为1:4。假设，GP分配与LP累计分配额比例等于1:4时，GP分配了X，LP在本阶段分配了Y。那么我们就要计算X和Y分别是多少。计算如下：
①X÷(Y+LP第一阶段分配额172，800，000元)=1:4 ②因为，是按照50%追赶比例，所以X÷Y=50%÷50% 所以，X=57，600，000元，Y= 57，600，000元。此轮分配后剩余1，712，000，000元。
★注：因为追赶比例可以是任意数，所以，如果追赶比例是其他数的(设GP按照A%分配，LP按照1-A%分配，同样假设GP本阶段分配为X，LP本阶段分配为Y)，则计算公式如下： ①X÷(Y+LP第一阶段分配额)=1:4 ②X÷Y= A%÷(1-A%)
第三阶段分配：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、其他说明