第一篇：光伏发电成本及投资效益分析(含数字图标) 2
是进线回路，它有出线是到各个分柜的。比如，高压有二路进线，有四台变压器出线，那从供电局过来的二根总线接的柜就叫进线，变压器出线的柜就叫馈线，还有计量柜，PT柜等。
电源端向负载供电的电馈电线路。
还有一种是进线回路，它有出线是到各个分柜的。比如，高压有二路进线，有四台变压器出线，那从供电局过来的二根总线接的柜就叫进线，变压器出线的柜就叫馈线，还有计量柜，PT柜等。
馈电线中的“馈”字就是“送”的意思，因此，“馈电线”可以理解为“送电的线”或“供电线”。其主要用途有两个：
一、传输提供电能；
二、传送电信号。
馈电线是牵引变电所与接触网之间的连接线
一、影响光伏发电的成本电价的因素
光伏发电的成本可以用下式表示：
Tcost=Cp（1/Per+Rop+Rloan*Rintr-isub）/Hfp(1)
式（1）即为光伏发电的成本电价的计算公式（史博士定律）。它表示出了光伏电站的成本电价Tcost与光伏电站的单位装机成本Cp、投资回收期Per、运营费用比率Rop、贷款状况（包括贷款占投资额的比例Rloan和贷款利息Rintr两个参数）、年等效满负荷发电小时数Hfp、该电站所享受到的其它补贴收入系数等六大因素的具体关系。
有了式（1）的光伏发电成本分析模型，可以对现阶段光伏发电成本做一个简要分析。本分析不考虑电站的其它补贴收入，即令式（1）中的isub=0。
1.1单位装机成本对电价的影响
按照回收期20年，贷款比例为70%，贷款利率7%，运营费用2%计算。假设当地的年满负荷发电时间Hfp=1500小时，则不同的单位装机成本所对应的成本电价见表1-1。
表1-1装机成本Cp对于成本电价的影响
1.2日照时间对于成本电价的影响
按照回收期20年，贷款比例为70%，贷款利率7%，运营费用2%计算。假设单位装机成本为12000元/KW，则不同的满负荷发电时间所对应的成本电价见表1-2。
表1-2年满负荷发电时间对于成本电价的影响
可见，年满负荷发电时间对于成本电价的影响非常大。通常年满负荷发电时间与日照时间是直接相关的。但是，电站系统的设计方式、系统参数、系统追日与否，对年满负荷发电时间的影响都很大。下表给出几个地方的年日照时间与年满负荷发电时间的对照表。
表1-3影响年满负荷发电时间的因素
由上表可见，年日照时间对于年满负发电时间的影响是最大的，但在同样的年日照时间下，采用不同的系统安装方式，以及是否进行功率优化差异也是很大的。
例如，在年日照时间2800小时的地区（我国西北绝大多数是这类地区），固定支架的年满负荷发电时间为1456小时，但如果全部采用追日系统，并增添功率优化模块，则年满负荷发电时间可以达到1808小时。当然，年满负荷发电时间的增加需要投入的增大。但在组件不变的情况下，追加投入还是经济的。
对于追日支架等，除了考虑一次投入外，同时还要考虑当地的气候条件和安装条件，例如，屋顶通常不适宜安装追日系统。对于常有大风的地面电站，那么对于跟踪支架的维修费用可能影响较大。
1.3贷款状况对于成本电价的影响
目前，对于大型地面光伏电站的建设，多多少少都要采用部分银行贷款。银行贷款占总投资的比例以及贷款利息对于光伏电站的成本电价影响十分巨大。
这里，假定装机成本为12000元/KW，按照投资回收期20年，年满负荷发电时间1500小时，运营费用2%的计算条件，对于不同的贷款条件所对应的成本电价进行计算，结果见表1-4。
表1-4贷款条件对于成本电价的影响(电价单位：人民币元/度）
从表1-4可见，在其余条件均给定的条件下，仅贷款条件的变化，光伏电价就可能从0.56元/度升高到1.28元/度。
对于光伏电站的建设来说，贷款利息当然是越低越好。贷款比例的升高也会导致成本电价的提升，但由于自有资本金占用少，所以，适当提高贷款比例也未必是坏事。这要通过计算内部收益率和根据能够得到的最低利率来确定最合适的贷款比例。本文对此不作深入讨论。
1.4投资回收期对于成本电价的影响
假设单位装机成本为12000元/KW，运营费用按照2%计算。年等效满负荷发电时间按照1500小时计算。在两种贷款条件下，则不同的投资回收期所对应的成本电价见表1-5。
表1-5年满负荷发电时间对于成本电价的影响（电价单位：人民币元/度）
本帖隐藏的内容
由表（1-5）可见，如果全部采用自有资金投入，投资回收期设定在25年，目前的光伏发电成本电价仅为0.48元/度。这个价格已经低于许多地方的火电上网电价。而如果设定投资回收期为5年的话，则成本电价高达1.76元。因此，投资回收期的设定对于光伏发电的成本电价的影响也是巨大的。
在我国，火力发电厂的投资回收期通常为15~30年，而核电的投资回收期更高达50年。因此，对于光伏发电的可行性分析计算时，按照20年或者25年的投资回收期计算是较为合理的。从表（2-5）可见，在70%贷款的条件下，如果电价定为0.95元，则20年可回收投资，如果电价定为0.87元/度，则25年可回收投资。
1.5运营维护费对于光伏发电成本电价的影响
设定单位装机成本为12000元/KW，按照回收期20年，贷款比例为70%，贷款利率7%，年等效满负荷发电时间为1500小时，则不同的运营费用所对应的成本电价见表1-6。
表1-6运营费用对于成本电价的影响
由表（1-6）可见，运营费用对于光伏发电成本电价的影响也是较大的。同样一个电站，如果运营费用控制在1%，则成本电价可为0.87元/度；而如果成本控制在5%，则成本电价会飙升到1.51元/度。因此，对于电站的运营和维护的成本一定要精打细算。
二、现阶段的光伏发电成本及投资效益分析
2.1现阶段光伏发电的装机成本
根据式（2-1），光伏发电的装机成本如下：
Civs=Cpan+Cstr+Casb+Ccab+Cbas+Ctrc+Cpom+Cinv+Cdis+Ctrf+Cacc+Ccon+Cmon+Ceng+Cman+Cland
我们根据目前的光伏产业的成本，以一个10MW的光伏电站为例，分别计算，得出目前的光伏电站的装机成本，见表2-1。假定电站地点在青海某地戈壁滩，土地价格按照3000元/亩计算。
表2-1 2011年四季度在青海省一个10MW光伏电站的装机成本
以上费用中，第1~5项（表中红字部分）的价格是由光伏产业的行情决定的，这部分金额为8080万元，占总投资68.7%；第6~9项（表中绿色部分）是由钢材和铜材的市场价格决定的，金额为1510万元，占12.8%；第10~15则是土建与安装施工费用，取决于当地的施工条件和业主和项目公司的管理水平，金额为2020万元，占总投资17.2%；最后一项土地价格为150万元，占1.3%。
2.2光伏电站投资效益
2.2.1上网电价为1.15元/度的投资收益
以上述电站为例。当地年日照时间为3100小时，经过试验测算，年等效满负荷发电时间为1538小时（固定支架，已扣除站内消耗）。电价经过国家发改委审批为1.15元/度。电站发电的运营维护采用三班两倒方式，共设立15人，年运营维护费用大约为180万元。
项目方资本金为3176万元；银行贷款8000万元，年利率为7.5%，每年利息为600万元。此外，该项目每年减排约20000吨二氧化碳，可产生125万元的CDM指标收入。
利用式（2-5）电站的年税前利润：
Iint=P*Hfp*Tarif+Isub–Cop–Cfn
=10000*1538*1.15+1250000-1800000–6000000
=10,439,600.00元
如果电站按照10年加速折旧，则每年折旧费用约1116万元，前10年可不用交税，每年的税前利润可以用来归还银行贷款。假设每年除利息外，再归还1000万元贷款本金，八年还清，则利息将逐年递减75万元。
运营财务状况表见表2-2。
表2-2青海某地10MW光伏电站运营财务状况表（上网电价：1.15元/度）
由表（2-2）可见，该光伏电站用9年的时间即可收回全部投资（累计现金流超过资本金投入，贷款还清）。平时，在每年归还1000万元银行贷款后，还可有100万现金净流入，且每年递增大约50余万元。到第九年，银行本金还清，每年净现金流流入为1546万元。
2.2.2上网电价为1元/度的投资收益
2012年后，国内大部分电价变为1元/度。这样，如果对同样一个上述电站，每年还款余额改为800万元，这样，财务状况见表2-3。
表2-3青海某地10MW光伏电站运营财务状况表（上网电价：1元/度）
由表2-3可见，如果上网电价为1元/度，则项目投资回收期为10年（累计现金流入超过资本金投入，贷款还清）。到第10年后，因为折旧完成，因此，增值税和所得税大幅增加，每年两税合计大约600万元，即便如此，每年项目公司依然有1084万元的现金净流入。
2.2.3系统改进的电站投资收益
上述电站没有采用固定支架，没有追日并且没有进行功率优化，如果增加追日系统和固定支架，则投资需要增加1600万元，从而使电站总投资从11160万元增加到12760万元。考虑贷款9000万元，自有资本金为3760万元。但这样，电站的年满负荷发电时间可以增加到1860小时，但运营费用也相应增加到200万元/年。按照这个条件，再对该电站进行测算可知（表略），增加电站优化系统，虽然使总投资增加了1600万元，而且维护费用也增加了20万元/年，但由于增加了发电量，因此，投资回收期反而缩短到9年零一个月。收回投资后，每年的现金流增加了280万元。因此，投资效益是明显的。实践证明，任何能够低成本而有效地增加光伏组件发电量的技术，都对提高光伏电站的投资回报率有很大的帮助。
三、结语
目前,国家发改委制定了1元/度的上网电价。由上述分析可见，在现有的光伏发电系统的价格下，在我国西北地区或其它年满负荷发电时间大于1500小时的地区建设光伏电站，投资回收期为10年内。投资回报率超过了火力发电。
第二篇：光伏发电的成本电价的数学分析模型
光伏发电成本的数学分析模型，讨论了影响光伏成本电价的因素，如装机成本、日照时间、贷款状况、预期的投资回收期、以及运营费用等。并根据该模型对现阶段光伏发电的投资效益进行了一个投资分析。计算结果表明，在我国西北地区，按照1元/度的上网电价，目前投资光伏电站的投资回收期为10年。
关键词：光伏发电;成本;投资效益;数学模型
中图分类号：TK51 文献标识码：A
......(前略)
光伏发电的成本，也就是每度电多少钱，不能简单地根据装机成本分析，它与如下五大因素有关：
1)装机成本、2)日照条件(年满负荷发电时间)、3)贷款状况(贷款利息和贷款在总投资的比例)、4)投资回收期(折旧年限)、5)运营维护费用。由于这五大因素每个因素都有其独立的变化性，相互的影响也十分明显。例如，同样的装机成本放在不同的地域、或者同样地域、同样的装机成本、但投资采用了不同的贷款比例，或者采用不同的折旧年限，等等，都会带来截然不同的光伏发电成本价格。
为了进行准确的光伏发电成本的测算，需要对于光伏发电的成本进行详细而科学的分析，这里，给出了一个光伏发电的成本电价的数学分析模型。
发电成本构成 1.1 装机成本Civs
装机成本就是一个光伏电站的总投入，它也是光伏电站公司的财务报表上的固定资产。由如下式构成： Civs = Cpan+Cstr+Casb+Ccab+
Cbas+
Ctrc+
Cpom+
Cinv+
Cdis+ Ctrf+Cacc+Ccon+Cmon+Ceng+Cman+Cland(1)
其中，Cpan为光伏组件成本;Cstr为组件支架成本，Casb为安装费，Ccab为电缆成本，Cbas为支架基础成本，Ctrc为追踪系统成本，Cpom为功率优化系统成本，Cinv为逆变器成本，Cdis为高低压配电系统成本，Ctrf为变压器成本，Cacc为外线接入费用，Ccon为土建(基础、配电房、中控室、宿舍、道路)成本，Cmon为电站监控系统成本，Ceng为施工与安装费用，Cman为施工管理费，Cland为土地购置费用。式(1)所计算出的Civs为装机成本，它实际上就是电站的总投入，也是电站的固定资产。
1.2 运营管理成本(Cop)
主要是电站维护和管理费用，光伏电站可以按照总体固定投资提取某一比例进行估算。由于光伏发电在营运过程中，不需要原材料，也没有运动磨损不部件，因此，维护费用很低，也完全可以预见。光伏电站的运营管理成本可用下式表达：
Cop = Civs * Rop(2)
其中，Rop 为运营费率，指运营费用占总投资的比例。
通常，维护费用除了人员工资外，主要是备件费用。根据目前为止的光伏电站经验，运营费率通常在1~3%之间。装机容量越大的电站，比例越低。
1.3 财务费用(Cfn)：
主要是贷款利息。这是光伏电站运营中变数最大的一项。它取决于贷款占总投资的比例Rloan和贷款利率Rintr:
Cfn=Civs * Rloan * Rintr(3)
例如，一个10MW的电站，现阶段总投入大约为12000万元，如果贷款75%，年利率为7%，则每年财务费用Cfn为：12000*75%*7% = 630 万元
如果全部为自有资金，则财务费用为零。
光伏电站的年收入Ip
每个光伏电站的收入Ip为：
Ip = P * Hfp * Tarif + Isub(4)
式(4)中，P为电站装机功率，应当以千瓦(KW)为单位，Hfp 为年满负荷发电小时数，它相当于1KW容量在当地一年发出的电度数;Tarif 为上网电价。Isub为电站的其它收入，如CDM指标销售收入和来自于政府的其它补贴。光伏电站的年利润Iint
发电站的年利润就是发电收入减去所有的成本后，再加上其它收入：
Iint = Ip-Cop–Cfn
= P*Hfp*Tarif+Isub–Cop–Cfn(5)
这里还有一个假定，就是某个光伏电站的年满负荷等效发电时间是稳定的，其实，年满负荷等效发电时间虽然主要只与当地日照条件有关，但实际上，组件的稳定性会有影响。目前，按照国际光伏产业通用的要求，光伏组件每年的衰减不得高于1%，或者，25年不得小于20%(递进衰减)。而目前大多数厂家实际给出的数据是每年的衰减不超过0.5%。而实际的数据更小。因此，为简单起见，可以假定光伏电站安装运行后，每年的年满负荷等效发电时间是个常数。
成本电价(Tcost)计算：
假设Tcost为成本电价。因为光伏电站的发电不需要采购燃料或其它原料，日常运营费用很小，每个电站的成本电价主要取决于固定资产折旧，也就是与预期的投资回收期密切相关。这里，对成本电价的定义是，在预定的投资回报期内能够收回光伏电站总投资成本的最低电价。这样，只要确定了投资回报期Per，就可以确定光伏电站每年的最低利润Int0:
Iint0=Civs/Per(6)
令式(5)中的Iint = I int0，并将式(6)代入(5)
Civs/Per =P * Hfp * Tarif + Isub – Cop – Cfn(6-1)
对式(6-1)计算所得到的Tarif即为Tcost：
Tcost =(Civs/Per+Cop+Cfn-Isub)/(P*Hfp)(7)
再将式(2)和式(3)代入上式(7)，得到：
Tcost =(Civs/Per + Cins * Rop+ Civs * Rloan * Rintrisub)/ Hfp(8)
式(8)即为光伏发电成本电价的计算公式。它表示出了光伏电站的成本电价与光伏电站的单位装机成本Cp、投资回收期Per、运营费用比率Rop、贷款状况(包括贷款占投资额的比例Rloan和贷款利息Rintr两个参数)、年等效满负荷发电小时数Hfp等五大因素的具体关系。此外，还有该电站所享受到的其它补贴收入系数有关。
式(8)即为光伏发电的成本电价的数学分析模型。
第三篇：光伏发电项目投资可行性研究报告(目录)
中金企信（北京）国际信息咨询有限公司—国统调查报告网
--------光伏发电项目投资可行性研究报告（目录）
甲级工程资质资质
国统调查报告网
出版单位：中金企信（北京）国际信息咨询有限公司
项目可行性报告
国统调查报告网（即中金企信国际咨询公司）拥有10余年项目可行性报告撰写经验，拥有一批高素质编写团队，卓立打造一流的可行性研究报告服务平台为各界提供专业可行的报告（注：可出具各类项目的甲级资质、乙级资质、丙级资质）。项目可行性报告用途
--------特别提示： 时间和数据按月/季度随时更新.中金企信（北京）国际信息咨询有限公司—国统调查报告网
--------
1、企业投融资
此类研究报告通常要求市场分析准确、投资方案合理、并提供竞争分析、营销计划、管理方案、技术研发等实际运作方案。
2、项目立项
此文件是根据《中华人民共和国行政许可法》和《国务院对确需保留的行政审批项目设定行政许可的决定》而编写，是大型基础设施项目立项的基础文件，国家发改委根据可行性研究报告进行核准、备案或批复，决定某个项目是否实施。另外医药企业在申请相关证书时也需要编写可行性研究报告。
3、银行贷款申请
商业银行在贷款前进行风险评估时，需要项目方出具详细的可行性研究报告，对于国内银行，该报告由甲级资格单位出具，通常不需要再组织专家评审,部分银行的贷款可行性研究报告不需要资格，但要求融资方案合理，分析正确，信息全面。另外在申请国家的相关政策支持资金、工商注册时往往也需要编写可行性研究报告，该文件类似用于银行贷款的可研报告。
4、申请进口设备免税
主要用于进口设备免税用的可行性研究报告，申请办理中外合资企业、外资企业项目确认书的项目需要提供项目可行性研究报告。
5、境外投资项目核准
企业在实施走出去战略，对国外矿产资源和其他产业投资时，需--------特别提示： 时间和数据按月/季度随时更新.中金企信（北京）国际信息咨询有限公司—国统调查报告网
--------要编写可行性研究报告报给国家发展和改革委或省发改委，需要申请中国进出口银行境外投资重点项目信贷支持时，也需要可行性研究报告。
6、政府资金项目申报
企业为获得政府的无偿资助，需要对公司项目进行策划、设计、技术创新、技术规划等，编写的可行性研究报告包含管理团队、技术路线、方案、财务预测等，是政府无偿资助的项目申报的主要依据。项目可行性报告分类
可行性研究报告分为：政府审批核准用可行性研究报告和融资用可行性研究报告。
（1）审批核准用的可行性研究报告侧重关注项目的社会经济效益和影响；具体概括为：政府立项审批，产业扶持，中外合作、股份合作、组建公司、征用土地。
（2）融资用报告侧重关注项目在经济上是否可行。具体概括为：银行贷款，融资投资、投资建设、境外投资、上市融资、申请高新技术企业等各类可行性报告。
国统调查报告网（即中金企信国际咨询公司）以专业的服务理念、完善的售后服务体系为各界提供精准、权威的项目可行报告。【报告说明】
可行性研究报告，简称可研，是在制订生产、基建、科研计划的--------特别提示： 时间和数据按月/季度随时更新.中金企信（北京）国际信息咨询有限公司—国统调查报告网
--------前期，通过全面的调查研究，分析论证某个建设或改造工程、某种科学研究、某项商务活动切实可行而提出的一种书面材料。
项目可行性研究报告主要是通过对项目的主要内容和配套条件，如市场需求、资源供应、建设规模、工艺路线、设备选型、环境影响、资金筹措、盈利能力等，从技术、经济、工程等方面进行调查研究和分析比较，并对项目建成以后可能取得的财务、经济效益及社会影响进行预测，从而提出该项目是否值得投资和如何进行建设的咨询意见，为项目决策提供依据的一种综合性的分析方法。
可行性研究具有预见性、公正性、可靠性、科学性的特点。可行性研究报告是确定建设项目前具有决定性意义的工作，是在投资决策之前，对拟建项目进行全面技术经济分析论证的科学方法，在投资管理中，可行性研究是指对拟建项目有关的自然、社会、经济、技术等进行调研、分析比较以及预测建成后的社会经济效益。
【相关推荐】
《光伏发电项目立项可行性报告》 《光伏发电商业策划书》 《光伏发电资金申请可行性报告》 《光伏发电项目建议书》 《光伏发电融资可行性报告》
《光伏发电行业市场调查分析及投资前景预测》等报告课题，具体请--------特别提示： 时间和数据按月/季度随时更新.中金企信（北京）国际信息咨询有限公司—国统调查报告网
--------咨询国统报告网（中金企信国际信息咨询有限公司）。
由于可行性研究报告属于订制报告，以下报告目录仅供参考，成稿目录可能根据客户需求和行业分类有所变化。第一章 光伏发电项目总论 第一节 光伏发电项目背景
一、光伏发电项目名称
二、光伏发电项目承办单位
三、光伏发电项目主管部门
四、可行性研究工作的编制单位
五、研究工作概况 第二节 编制依据与原则
一、编制依据
二、编制原则 第三节 研究范围
一、建设内容与规模
二、光伏发电项目建设地点
三、光伏发电项目性质
四、建设总投资及资金筹措
五、投资计划与还款计划
六、光伏发电项目建设进度
七、光伏发电项目财务和经济评论
--------特别提示： 时间和数据按月/季度随时更新.中金企信（北京）国际信息咨询有限公司—国统调查报告网
--------
八、光伏发电项目综合评价结论 第四节 主要技术经济指标表 第五节 结论及建议
一、专家意见与结论
二、专家建议
第二章 光伏发电项目背景和发展概况 第一节 光伏发电项目提出的背景
一、国家或行业发展规划
二、光伏发电项目发起人和发起缘由 第二节光伏发电项目发展概况
一、已进行的调查研究光伏发电项目及其成果
二、试验试制工作情况
三、厂址初勘和初步测量工作情况
四、光伏发电项目建议书的编制、提出及审批过程 第三节 投资的必要性
第三章 光伏发电项目市场分析与预测 第一节 市场调查
一、拟建光伏发电项目产出物用途调查
二、产品现有生产能力调查
三、产品产量及销售量调查
四、替代产品调查
--------特别提示： 时间和数据按月/季度随时更新.中金企信（北京）国际信息咨询有限公司—国统调查报告网
--------
五、产品价格调查
六、国外市场调查 第二节 市场预测
一、国内市场需求预测
二、产品出口或进口替代分析
三、价格预测 第三节 市场推销战略
第四章 产品方案设计与营销战略 第一节 产品方案和建设规模
一、产品方案
二、建设规模
三、产品销售收入预测 第二节 市场推销战略
一、推销方式 二、推销措施
三、促销价格制度
四、产品销售费用预测 第五章 建设条件与厂址选择 第一节 资源和原材料
一、资源评述
二、原材料及主要辅助材料供应
--------特别提示： 时间和数据按月/季度随时更新.中金企信（北京）国际信息咨询有限公司—国统调查报告网
--------
三、需要作生产试验的原料 第二节 建设地区的选择
一、自然条件
二、基础设施
三、社会经济条件
四、其它应考虑的因素 第三节 厂址选择
一、厂址多方案比较
二、厂址推荐方案
第六章 光伏发电项目技术、设备与工程方案 第一节 光伏发电项目组成 第二节 生产技术方案
一、技术来源途径
二、生产方法
三、技术参数和工艺流程
四、主要工艺设备选择
五、主要原材料、燃料、动力消耗指标
六、主要生产车间布置方案 第三节 总平面布置和运输
一、总平面布置原则
二、厂内外运输方案
--------特别提示： 时间和数据按月/季度随时更新.中金企信（北京）国际信息咨询有限公司—国统调查报告网
--------
三、仓储方案
四、占地面积及分析 第四节 土建工程
一、主要建、构筑物的建筑特征与结构设计
二、特殊基础工程的设计
三、建筑材料
四、土建工程造价估算 第五节 其他工程
一、给排水工程
二、动力及公用工程
三、地震设防
四、生活福利设施
第七章 建设用地、征地拆迁及移民安置分析 第一节 光伏发电项目选址及用地方案 第二节 土地利用合理性分析 第三节 征地拆迁和移民安置规划方案 第八章 资源利用与节能措施 第一节 资源利用分析
一、土地资源利用分析
二、水资源利用分析
三、电能源利用分析
--------特别提示： 时间和数据按月/季度随时更新.中金企信（北京）国际信息咨询有限公司—国统调查报告网
--------第二节 节能措施分析
一、土地资源节约措施
二、水资源节约措施
三、电能源节约措施
第九章 光伏发电项目原材料供应及外部配套条件 第一节 主要原材料供应 第二节 燃料、加热能源供应 第三节 给水供电 第四节 外部配套条件
第十章 光伏发电项目进度与管理 第一节 工程建设管理 第二节 光伏发电项目进度规划 第三节 光伏发电项目招标 第十一章 环境影响评价 第一节 建设地区的环境现状
一、光伏发电项目的地理位置
二、现有工矿企业分布情况
三、生活居住区分布情况和人口密度、健康状况、地方病等情况
四、大气、地下水、地面水的环境质量状况
五、交通运输情况
六、其他社会经济活动污染、破坏现状资料
--------特别提示： 时间和数据按月/季度随时更新.中金企信（北京）国际信息咨询有限公司—国统调查报告网
--------第二节 光伏发电项目主要污染源和污染物
一、主要污染源
二、主要污染物
第三节 光伏发电项目拟采用的环境保护标准 第四节 治理环境的方案
一、光伏发电项目对周围地区的地质、水文、气象可能产生的影响
二、光伏发电项目对周围地区自然资源可能产生的影响
三、光伏发电项目对周围自然保护区、风景游览区等可能产生的影响
四、各种污染物最终排放的治理措施和综合利用方案
五、绿化措施，包括防护地带的防护林和建设区域的绿化 第五节 环境监测制度的建议 第六节 环境保护投资估算 第七节 环境影响评论结论 第十二章 劳动保护与安全卫生 第一节 生产过程中职业危害因素的分析 第二节 职业安全卫生主要设施 第三节 劳动安全与职业卫生机构 第四节 消防措施和设施方案建议 第十三章 企业组织和劳动定员 第一节 企业组织
一、企业组织形式
--------特别提示： 时间和数据按月/季度随时更新.中金企信（北京）国际信息咨询有限公司—国统调查报告网
--------
二、企业工作制度
第二节 劳动定员和人员培训
一、劳动定员
二、年总工资和职工年平均工资估算
三、人员培训及费用估算 第十四章 投资估算与资金筹措 第一节 光伏发电项目总投资估算
一、固定资产投资总额
二、流动资金估算 第二节 资金筹措
一、资金来源
二、光伏发电项目筹资方案 第三节 投资使用计划
一、投资使用计划
二、借款偿还计划
第十五章 财务与敏感性分析 第一节 生产成本和销售收入估算
一、生产总成本估算
二、单位成本
三、销售收入估算 第二节 财务评价
--------特别提示： 时间和数据按月/季度随时更新.中金企信（北京）国际信息咨询有限公司—国统调查报告网
--------第三节 国民经济评价 第四节 不确定性分析
第五节 社会效益和社会影响分析
一、光伏发电项目对国家政治和社会稳定的影响
二、光伏发电项目与当地科技、文化发展水平的相互适应性
三、光伏发电项目与当地基础设施发展水平的相互适应性
四、光伏发电项目与当地居民的宗教、民族习惯的相互适应性
五、光伏发电项目对合理利用自然资源的影响
六、光伏发电项目的国防效益或影响
七、对保护环境和生态平衡的影响 第十六章 风险分析 第一节 风险影响因素
一、可能面临的风险因素
二、主要风险因素识别
第二节 风险影响程度及规避措施
一、风险影响程度评价
二、风险规避措施
第十七章 可行性研究结论与建议 第一节 对推荐的拟建方案的结论性意见 第二节 对主要的对比方案进行说明
第三节 对可行性研究中尚未解决的主要问题提出解决办法和建议
--------特别提示： 时间和数据按月/季度随时更新.中金企信（北京）国际信息咨询有限公司—国统调查报告网
--------第四节 对应修改的主要问题进行说明，提出修改意见
第五节 对不可行的光伏发电项目，提出不可行的主要问题及处理意见
第六节 可行性研究中主要争议问题的结论 第十八章 财务报表 第十九章 附件
商业计划书
商业计划书撰写目的
商业策划书，也称作商业计划书，目的很简单，它就是创业者手中的武器，是提供给投资者和一切对创业者的项目感兴趣的人，向他们展现创业的潜力和价值，说服他们对项目进行投资和支持。因此，一份好的商业计划书，要使人读后，对下列问题非常清楚：
1、公司的商业机会；
2、创立公司，把握这一机会的进程 ；
3、所需要的资源；
4、风险和预期回报；
5、对你采取的行动的建议；
6、行业趋势分析。
撰写商业计划书的七项基本内容
一、项目简介
--------特别提示： 时间和数据按月/季度随时更新.中金企信（北京）国际信息咨询有限公司—国统调查报告网
--------
二、产品/服务
三、开发市场
四、竞争对手
五、团队成员
六、收入
七、财务计划 商业策划书用途
1、沟通工具
2、管理工具
3、承诺工具
--------特别提示： 时间和数据按月/季度随时更新.
第四篇：分布式光伏发电投资建设运营模式研究.
分布式光伏发电投资建设运营模式研究 分布式光伏发电项目的选择
1.1 分布式光伏发展目标分析
从长远看，我国太阳能光伏发电市场空间广阔、潜力巨大，具有上亿千瓦的市场潜力。虽然相对于核能、水能和风能等非化石能源，我国太阳能光伏发电还处于起步阶段，但国内太阳能光伏发电市场未来的发展空间非常巨大。
《十二五可再生能源规划》指出，2015年，我国分布式太阳能光伏发电安装量将达到1000万千瓦，年平均安装量将达到300万千瓦左右，表1为具体的目标分解。
表1 2015年我国分布式太阳能光伏发电各区域发展目标分解
1.2 分布式光伏发电项目选择原则
分布式光伏发电项目应根据以下原则进行选择：
(1)安装地区、地点条件
规划目标：根据表1中我国分布式太阳能光伏发电各区域发展目标分解情况来看，规划目标容量越大，当地政策、宣传效果、人才培养等各方面对于分布式发电的推广越有利，因此，华东地区、中南地区、华北地区为分布式光伏发电项目的最佳区域，三个地区占到2015年分布式发电规划1
总容量的83%。
当地太阳能资源条件：资源越好效益越能得到保证。
安装处建筑物条件：朝向正、采光时间长、局部少遮挡、合理倾斜角度、输电距离短、足够的负荷量。
负荷高且稳定：能保证自用电比例高。
补贴标准高：有地方补贴。
管理模式：消除障碍、加强服务、规范市场、加快发展。
(2)用户电费水平和当地脱硫机组上网电价
完全自发自用：经济性最好，用户条件依次为一般工商业、大工业、居民或农业用电。
用户效益分成合理：用户从电网购电电费高，用户电费折扣比例不能太高。
多余电量上网：视当地脱硫机组上网电价和计量方式的差异。
全部电量上网：经济性不适宜，可走“上网标杆电价”审批程序。
(3)建设峰谷电价或阶梯电价用户一般情况效益会提高。
(4)成本、系统效率与管理
安装方式：一般BAPV低于BIPV。
系统配置：安全、高效、合理、低造价、系统效率高。
运行管理：有效、低成本，寿命长、可靠性高。
1.3 重点区域及领域分析
从市场潜力来看，我国与建筑结合的光伏发电市场潜力最大的领域是农村房屋屋顶，其次是南向墙面，最后是城市屋顶;从太阳能光伏发电的经济性来看，分布式太阳能光伏发电应该“先发展城市经济承受力强的区域，后发展农村经济承受能力较弱的区域”;从太阳能光伏发电自身特性来看，分布式太阳能光伏发电系统应该“先安装于屋顶，后安装于南向屋面”。
从经济承受能力来看，目前，全世界的90%并网光伏发电系统是以“与建筑结合”的方式(BIPV)安装在经济承受能力较好的城市建筑之上。就我国来说，仅以北京、天津、上海、南京、广州、杭州等几个较为发达的城市屋顶为例，如果到2030年这几个较发达城市30%的屋顶面积能够安装太阳能光伏发电系统，则这些城市的光伏发电系统市场潜力合计约为4288万千瓦。
因此，2015年前宜重点发展华北、华东和华南各省城市屋顶光伏发电系统，同时兼顾东北、中西部地区等地的分布式太阳能光伏发电利用。到2015年，华东地区分布式光伏发电装机达到430万千瓦，华北地区装机将达到190万千瓦，中南地区装机将达到210万千瓦，三者合计共占总装机的80%以上。盈利能力的技术经济分析
2.1 分布式光伏发电经济性分析
(1)促使效益增加的因素
①经营期(含补贴期)电费提高和脱硫电价提高可以预期
②安装良好的光伏系统其实际发电量可能会高于测算值(测算取最低辐射值并留有余量)。
③初始投资低于测算值(8～10元/千瓦)。
④低成本高效技术。
⑤合同能源管理模式增值税减少以及增加奖励政策等因素。
⑥实行峰谷电价和阶梯电价的地区一般会增大电费水平。
⑦尽量自发自用，减少余电上网。
(2)促使效益减少的因素
①设计、安装、管理不合理、设备质量差使发电量低于预期。
②局部遮挡、朝向、积雪、灰尘遮挡没有引起充分重视，发电量低于预期。
③建筑物质量或灾害性气候造成的设备损坏。
④合同能源管理方式用户效益分成比例高(一般应控制在电费总额的10%以内)。
⑤补贴期低于经营期。
⑥BIPV一般会增大初始投资。
⑦建筑物业主自己投资、建设、管理可能会是最经济的1
做法。
2.2 经济性分析
太阳能光伏发电成本主要受寿命期内太阳能发电总成本和总发电量的影响。其中，光伏发电总成本主要取决于初始投资的大小，目前分布式光伏发电系统的初始投资大约在1.0～1.5万元/千瓦。而与之相关的运行维护费、贷款利率、税收等其他因素，则属于不敏感因素，对系统的度电成本影响不大。
进行经济性分析主要采用“平准化能源成本”的算法(LCOE)，主要原理为在光伏电站的全生命周期中，计算总支出的现值与总发电量的现值之比，得到度电成本。
从系统投资来看，分布式光伏系统可用于居民、工商业屋顶等不同场所，装机规模也因此差异很大，从几个千瓦至数十兆瓦不等。较大型的系统投资成本也会比较低，目前项目报价在12元/瓦左右(含税)，中小型项目的价格差异会比较大，往往能高出10%左右。硬件成本主要由光伏组件、支架线缆、逆变器、其他输配电设备等构成，软性成本则包括土地(或屋顶)使用权、人工等。
太阳能光伏发电系统的发电量主要取决于当地的太阳能资源和光伏发电效率，同时也受运行方式、电池表面清洁度、线路损耗等多种因素的影响。考虑到地区分布、系统效率及太阳能辐射量等因素的影响，我国与建筑结合的光伏发1
电系统年有效运行时间在600～1700小时之间。
根据我国的实际条件，如果年发电小时数为1200小时，则不同的初始投资条件下太阳能光伏发电合理电价水平如表3所示(按照表2中的财务条件测算)。
表2 太阳能光伏发电电价测算的财务条件
表3 不同初始投资条件下的太阳能光伏电价水平
2.3 分布式光伏发电技术及成本发展预测
从太阳能光伏电池的技术发展趋势来看，高效率、高稳定性和低成本是光伏电池发展的基本原则。未来晶体硅电池的技术进步主要表现在电池转换效率不断提高、电池寿命的不断提高、设备和工艺的进步、生产规模不断扩大、新技术和新材料的采用等。
从效率来看，预计到2020年，商业化单晶体硅太阳能光伏电池组件的效率能够达到23%;商业化多晶体硅太阳能光伏电池组件的效率能够达到20%;商业化硅基薄膜太阳能光伏电池组件的效率能够达到12%;商业化碲化铬太阳能光伏电池组件的效率能够达到14%;商业化铜铟镓硒太阳能光伏电池组件的效率能够达到15%。
从晶体硅电池技术发展来看，未来的技术进步主要体现在新型硅材料研发制造、电池制造工艺改进、生产装备技术1
改进、硅片加工技术提高、生产效率提高等方面。预计2015年商业化单晶硅电池效率有望突破23%，2030年可达到25%;多晶硅电池效率2015年有望达到19%，2030年可提升到21%。
从薄膜太阳能电池技术发展来看，未来的技术进步主要体现在电池制造工艺进步、连续生产技术水平提高、电池集成效率提高、简化电池生产流程、生产规模提升等方面。预计2015年商业化硅基薄膜太阳能光伏电池组件的效率能够达到12%;商业化碲化铬太阳能光伏电池组件的效率能够达到14%;商业化铜铟镓硒太阳能光伏电池组件的效率能够达到15%。
目前包括聚光太阳能电池在内的新型太阳能电池也在不断发展，预计到2015年，聚光型太阳能电池可能会规模化生产，2020年以后会有大规模发展的空间。其他类型的太阳能光伏电池暂时还无法与传统的晶体硅电池和薄膜电池相比拟。
对于电池组件价格来说，未来太阳能电池组件价格有望下降到3～4元/瓦;平衡系统价格有望下降到1～1.5元/瓦。在此条件下的分布式太阳能光伏发电初始投资有望达到7000元/千瓦，发电成本有望达到0.5元/千瓦?时。表4所示为我国太阳能光伏发电价格成本下降与潜力预测。
表4 中国分布式太阳能光伏发电价格成本下降与潜力1
预测投资和运营模式的选择
IEEE 1547技术标准中给出的分布式电源的定义为通过公共连接点与区域电网并网的发电系统(公共连接点一般指电力系统与电力负荷的分界点)。并网运行的分布式发电系统在我国主要有两种形式：
形式一：光伏系统直接通过变压器并入中压公共配电网(一般指10kV、20kV、35kV)，并通过公共配网为该区域内的负荷供电，其商业模式只能是“上网电价”，即全部发电量按照光伏上网电价全部出售给电网企业。
形式二：光伏系统在低压或中压用户侧并网，不带储能系统，不能脱网运行，目前中国90%以上的建筑光伏系统属于此种类型。采用的商业模式是多种多样的包括上网电价模式、净电量结算模式、自消费模式(即“自发自用，余电上网”模式)。
3.1 国内外相关模式比较
3.1.1 欧洲模式
欧洲作为世界光伏主要市场，其太阳能光伏电站项目的运营模式也十分成熟。如图1所示，在欧洲，太阳能光伏电站项目开发商大多为工程项目总承包公司。这类公司虽然自己不从事光伏组件等主要太阳能光伏发电产品的生产，但是1
他们一般都具有相关国家的太阳能光伏电站工程设计与发电系统安装资质，而且具有非常完善的设备与材料釆购系统。因此，欧洲大部分的太阳能光伏发电系统安装商与工程总承包商基本都是同一家企业，而且在整个太阳能光伏电站项目中，他们还同时扮演着太阳能光伏电站项目的开发商与发电系统集成商两大重要角色。也就是说，在欧洲，太阳能光伏电站项目公司同时兼有系统安装商、工程总承包商、项目开发商以及发电系统集成商四大角色。
由于在欧洲开发太阳能光伏发电项目，必须要先获得相关资质证书及文件，因此我国许多光伏企业若想在欧洲开发太阳能电站项目，都必须先在当地成立一个项目公司，当该公司获得了相应的资质以后，才可以进行太阳能光伏电站项目的开发与建设。而作为太阳能光伏电站的项目业主与开发商，既可以按照欧洲各国所制定的光伏上网电价及运营年限等政策，对自己所有的太阳能光伏电站进行经营管理，通过输电、售电的方式从中获得稳定的合法收益;同时也可以在光伏电站建成后直接将电站的经营权与所有权进行有偿转让以获利。目前我国大部分光伏企业都是釆取后者的模式，待太阳能光伏电站建成后直接将电站的经营权与所有权进行有偿转让，因为这种方式不但能够尽快收回投资，同时也不需要承担太阳能光伏电站的经营风险。
图1 欧洲现行太阳能光伏电站项目运营模式
3.1.2 美国模式
美国是目前世界上第四大的光伏市场，其太阳能光伏电站的发展也形成了一套独特的运营模式。如图2所示，美国的太阳能光伏电站项目运营模式与欧洲的太阳能光伏电站运营模式相似，唯一的区别就是欧洲各国是通过制定光伏上网电价以及电站的运营年限来对太阳能光伏电站进行管理，而美国则是依据实现签订的电力釆购协议，在特定时间内按照固定好的价格对太阳能光伏电站项目的开发商购买其电站所产生的电力资源，通过这种方式使得太阳能光伏电站项目的开发商与投资商从中获利。我国在美国的这种太阳能光伏电站项目运营模式中，通常以太阳能光伏电站系统开发商与发电系统安装商的角色出现，再通过与美国当地的银行、电力公司等合作，利用他们的资金进行太阳能光伏电站的设计、安装、运行、维护，并利用其相关资质办理光伏电站的上网手续，最后通过向电力公司输电、售电获得相应的经济收益。也就是说，美国的太阳能光伏电站项目运营模式主要依靠卖电盈利。
图2 美国现行太阳能光伏电站项目运营模式
3.1.3 中国模式
我国现行的太阳能光伏电站项目运营模式如图3所示，1
从图中可以看出：我国的太阳能光伏电站项目运营与管理相对缺乏，市场化运作程度非常地低下。这主要是因为，在我国，绝大部分太阳能光伏电站都是以示范工程的方式建设起来，大多数太阳能光伏电站都是采取项目业主自有资金投资、自发自用的模式运营，相关的政府部门只对其所分管的相应太阳能光伏电站项目进行项目申报的审批、项目业主资质的认证以及电站项目建成后的验收，针对国家金太阳示范工程和光伏建筑一体化光伏电站项目的初期投资给予财政补贴发放与针对大型地面光伏并网电站项目的上网电价补贴等工作，而对太阳能光伏电站前期的融资、后期的运营、维护、经营等重要环节并不予以关注，这也就导致了我国太阳能光伏电站在建成后大多不能充分发挥其在能源市场，特别是电力市场中的真正作用。除了一些大型的地面项目以外，大多数太阳能光伏电站都处在半瘫痪状态，这也是目前我国太阳能光伏电站，特别是并网项目亟待解决的问题。
图3 中国现行太阳能光伏电站项目运营模式
3.1.4 不同模式比较
综上所述，总结出以下几点关于欧洲、美国以及我国现行的太阳能光伏电站项目运营模式的几点显著区别，同时也指出了这三种太阳能光伏电站项目主要运营模式各自的特点：
(1)欧洲的太阳能光伏电站项目运营模式，有利于太阳能光伏电站开发商尽快收回项目投资，同时也避免了其对太阳能光伏电站的运营风险，市场化运作程度较高。
(2)美国的太阳能光伏电站项目运营模式，最大限度地发挥了金融市场在太阳能光伏发电这一新能源领域的最大效用，实现了资金运作与资源优化配置的有机结合。
(3)我国的太阳能光伏电站项目基本还停留在示范工程建设方面，国家只顾项目的开发与建设，对于其运营、盈利方面的管理不够，导致我国的太阳能光伏发电市场化运作水平极低，不但不利于我国太阳能光伏发电的推广与普及，同时对于已建成的示范项目今后的生存问题也欠缺考虑。
3.2 中国分布式光伏商业模式建议
(1)“上网电价”法的优势十分显著，建议分布式光伏项目的开发商可自由选择商业模式，可以选择风险高、收益高的“自消费”模式，自发自用，余电上网;也可以选择无风险，长期、低收益的“上网电价”政策。
(2)对于“自发自用，余电上网”的部分，不建议采用“一刀切”的度电补贴方式，建议采用“固定收益分区电价”的方式，即根据太阳能资源条件确定分布式光伏固定收益电价，这个电价要明显高于光伏分区上网电价。
所谓固定收益电价就是：自消费抵消的电网电价+国家补贴=固定收益电价，即国家只补贴电网零售电价与固定收1
益电价的差额。无论电网零售电价的差异有多大，在相同的太阳能资源区，大家的收益都是一样的，基本做到公平收益，而且随着电网电价的上涨，国家补贴逐年降低，也不会存在不正当收益的问题。采用固定收益电价还有一个更大的好处，所有建筑对分布式光伏项目开放，没有选择建筑难的问题，低电价建筑国家补得多，高电价建筑国家补得少，公平收益，有利于光伏市场的迅速扩大。
(3)由于“净电量结算”操作简单，不存在光伏发电与负荷不匹配的问题，随着电网电价的上涨，光伏对于很多建筑和用电户都将达到平价，不再需要国家补贴，建议从2013年起，对于“自建自用”的分布式光伏项目，允许采用“净电量结算”政策。这一市场将会迅速扩大，发展前景十分广阔。至于“偷电”问题，完全可以采用技术和法律手段杜绝。
(4)为了便于开发商介入，一是分布式光伏项目的商业模式可以自由选择，开发商既可以选择“上网电价，统购统销”政策，也可以选择“自发自用，余电上网”政策;二是对于“自发自用，余电上网”政策的项目，也应通过电网企业进行结算，禁止开发商通过“合同能源管理”的方式同建筑业主进行交易，过往大量失败经验证实，该方式存在诸多缺漏与弊端。结束语
综上所述，如何借鉴国外太阳能光伏电站项目运营模式1 的优势与成功经验，开发引进—种全新的适合于我国目前电力市场改革现状的太阳能光伏发电示范项目推广与运营模式，是需要相关部门马上解决的重大问题，因为这直接影响着太阳能光伏发电这一新型能源在我国的发展前景与推广进程，同时也会影响到我国未来能源的战略部署
第五篇：国内投资建设光伏发电项目现状探析
国内投资建设光伏发电项目现状探析
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是有规模控制的，即每一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开发规模。各省级能源主管部门根据本地区指导性规模指标，编制本地区实施方案建议，报国家能源局审定。各省级政府按照国家能源局下达的指导性规模指标，扣除上已办理手续但未投产结转项目的规模后，作为本地区新增备案项目的规模上限。实施方案的完成情况，是国家能源局确定下一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，相应核减下该地区指导性规模指标。如果拟投资地区在上一限电严重，很可能在下一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。
第四、国家对太阳能发电项目的补贴力度从长远来看呈逐年降低的趋势，且存在不稳定性。尽管目前国家对此类项目的补贴力度很大，但补贴原则上期限为20年，且国家可根据太阳能产业发展状况等因素随时对补贴政策予以调整。此外，投资者还应关注光伏补贴的发放尽管有相应规范，但其适用存在一定程度的不确定性，实践中存在光伏补贴迟延发放的情况，对太阳能电站项目实现盈利影响巨大。
点击咨询 