第一篇：國內投資建設光伏發電項目現狀探析

國內投資建設光伏發電項目現狀探析

一、中國太陽能發電市場背景

過去三年是中國太陽能光伏發電項目強勢發展的三年，主要原因在于其自身作為可再生能源的天然優勢：與傳統的火力發電相比，太陽能發電利用的是清潔的太陽光能，對環境的影響幾乎是零；與另一種可再生能源核電相比，其安全性優勢明顯；與水力發電和風力發電相比，又對地理環境的依賴程度更低。近年來，中央和地方均出臺多輪促進太陽能發電項目開發建設的法規和政策，宏觀層面有包括太陽能在內的可再生能源發電長期發展的戰略規劃，微觀層面，則從項目審批、項目用地、電價補貼和稅收優惠等各方面提供政策性支持，盡力創造有利的投資環境，鼓勵境內外資本進入光伏產業。

我們認為上述鼓勵政策已初見成效，這可以從兩個方面直觀感受到，一是中國太陽能發電市場在國際太陽能發電市場所占比重的變化，二是太陽能發電在全國電力工業裝機容量占比及增速的變化。

首先是裝機容量。2015年4月發布的《全球新能源發展報告2015》顯示，2014年全球光伏市場新增裝機容量達到47GW，其中中國新增裝機容量位列全球第一，為13GW，占27.7%。截至2014年底，中國太陽能光伏裝機總量超過30GW，成為世界第二大光伏應用大國。其次是多晶硅產能。多晶硅作為太陽能電池板的核心原材料，其制造業呈現明顯的壟斷格局，中國多晶硅產能占全球總產能的45%，與美國和歐洲的產能之和基本相當。最后是產業融資額度。在2014年度中國太陽能產業融資額為380.4億美元，占全球融資總額的28.2%，位居全球首位。

在國內電力市場，太陽能發電項目在全國電力業務構成中的比重也持續增加，且增速大大超過其他類型發電項目。根據2015年1月國家能源局發布的2014年全國電力工業統計數據顯示，并網太陽能發電增長率達67%，增速遠超其他發電類型，具體見下表：

2014年全國電力工業統計數據（信息來自國家能源局）指標名稱

全口徑發電設備容量 水電 火電

計算單位 萬千瓦 萬千瓦 萬千瓦

全年絕對量 136019 30183 91569

8.7 7.9 5.9

全年增長率（%）核電 并網風電

并網太陽能發電[1]

萬千瓦 萬千瓦 萬千瓦

1988 9581 2652

36.1 25.6 67.0 太陽能發電項目在中國具有巨大的投資開發潛能，市場前景廣大。對于有意向的投資者而言，首先需要了解中國在宏觀層面上對太陽能發電市場的鼓勵性政策。

二、光伏發電鼓勵政策梳理

中國對太陽能發電項目投資開發所依據的主要法律是2009年修訂的《可再生能源法》。該法明確規定，國家鼓勵和支持可再生能源并網發電，并明確可再生能源包括太陽能。此后，國務院于2013年出臺《關于促進光伏產業健康發展的若干意見》（國發[2013]24號）（以下簡稱“國務院24號文”），該文將太陽能光伏產業描述為“是全球能源科技和產業的重要發展方向，是具有巨大發展潛力的照樣產業”，并將其定位為“中國具有國際競爭優勢的戰略性新興產業”，從而明確了太陽能光伏產業在中國產業發展序列中的戰略性地位。此外，國務院24號文還從市場開拓、產業結構調整、規范產業發展秩序、支持政策的出臺等方面對太陽能光伏領域做了宏觀層面的規劃。值得注意的是，國務院24號文還強調除了推進太陽能光伏電站建設之外，還要大力開拓分布式光伏發電市場，提出了建設分布式發電示范區的規劃[2]。2014年國務院辦公廳印發的《能源發展戰略行動計劃（2014-2020年）》，將“加快發展太陽能發電”列入未來五年的戰略計劃中，并提出到2020年光伏裝機容量達1億千瓦的目標。

緊隨國務院24號文之后，國家能源局先后出臺《光伏電站項目管理暫行辦法》（國能新能[2013]329號）（以下簡稱“《項目管理辦法》”）和《光伏發電運營監管暫行辦法》（國能監管[2013]459號）（以下簡稱“《運營監管辦法》”），前者專門對集中式太陽能光伏電站的規模管理、項目備案、電網接入做了具體規定；后者則強調太陽能發電項目（無論是集中式光伏電站還是分布式光伏發電[3]）作為電力業務的一種，其自身的運營要納入到電力業務監管體系之中，予以規范。結合兩辦法的主要規定，我們可以總結出以下在投資開發太陽能光伏電站須注意的幾個方面。

（一）規模指標管理

《項目管理辦法》明確了中國太陽能光伏電站建設每年度是有規模控制的，即每一年度建設的裝機容量不得超過當年所規劃確定的指標額度。各省級地方政府要在此基礎上出臺本轄區的太陽能電站建設年度實施方案。具體規模指標出臺辦法是：國家能源局編制全國太陽能發電發展規劃，確定全國光伏電站建設規模和各省年度開發規模。各省級能源主管部門根據本地區年度指導性規模指標，編制本地區年度實施方案建議，報國家能源局審定。各省級政府按照國家能源局下達的年度指導性規模指標，扣除上年度已辦理手續但未投產結轉項目的規模后，作為本地區年度新增備案項目的規模上限。年度實施方案的完成情況，是國家能源局確定下一年度該地區指導性規模指標的重要依據。

根據國家能源下發的《2015年光伏發電建設實施方案》，2015年全國新增光伏電站建設規模指標為17800MW。在各省級地方年度新增規模指標中，根據各地方太陽能資豐富程度而新增規模指標各有不同，其中新增額超過1000MW的省份有新疆（1300MW，若包含新疆生產建設兵團，則為1800MW）、河北（1200MW）、江蘇、浙江、安徽、青海和寧夏（均為1000MW）。新增額最小的是海南和貴州，均只有200MW。

對投資者而言，應注意在投資國內太陽能電站時，上述規模管理制度對投資建設可能產生的兩個影響：

第一，應關注所投資建設的省份每年新增指標是多少兆瓦，尤其是該省份上一年度已取得項目開發權但未建成投產項目所占今年新增指標的額度。擬投資的太陽能電站裝機容量在當年度確定建設規模范圍內時，才可能取得項目開發權，這對投資者而言實際上是一道隱形門檻，可能影響到投資者的投資戰略和布局。

第二，應關注擬投資省份是否存在普遍的限電情況。《項目管理辦法》明確了對已發生明顯棄光限電問題且未能及時解決的地區，停止下達該地區年度新增指導性規模指標，對建設實施情況差的地區，相應核減下年度該地區指導性規模指標。如果擬投資地區在上一年度限電嚴重，很可能在下一年度新增規模指標被下調甚至取消，這會對投資者的投資計劃造成嚴重影響。

（二）項目備案管理

《項目管理辦法》確定了中國太陽能發電項目的許可制度采用備案制而非核準制，備案主管部門為省級能源主管部門。但是，根據我們以往的項目經驗，部分省級地方政府已通過頒布地方規章或地方規范性文件的方式將該備案權限下放至市一級能源主管部門，如內蒙古自治區[4]。

除對太陽能發電項目采取備案制之外，國家能源局發布的《關于進一步加強光伏電站建設與運行管理工作的通知》（國能新能[2014]445號）（以下簡稱“光伏電站通知”）進一步要求各省級能源主管部門明確光伏電站項目備案條件及流程，并“盡可能減少項目備案前置條件”。根據以往項目經驗，我們發現很多地方的項目備案文件的確不再要求取得環評批復、用地預審、規劃選址、節能評估等前置性許可文件。但是，我們理解，此處的前置性文件提供義務的豁免僅限于地方能源主管部門項目備案這一環節，并不當然意味著投資者不需要向環境、國土、規劃等主管部門申請獲得相關許可。在進行具體項目投資開發之前，建議投資者就具體的備案文件提供要求向當地能源主管部門進行詳細咨詢。

對于非新建而是收購已建成投產或已拿到項目備案文件的太陽能電站項目，投資者須關注國家對投資主體變更時的管理要求。《光伏電站通知》明令禁止買賣項目備案文件及相關權益，已辦理備案的項目如果投資主體發生重大變化，應當重新備案。《項目管理辦法》也要求項目單位不得自行變更光伏電站備案文件的重要事項，包括項目投資主體、項目場址、建設規模等主要邊界條件。針對實踐中頻繁出現的倒賣光伏電站備案文件的亂象，國家能源局于2014年底出臺了專門規范性文件《關于規范光伏電站投資開發秩序的通知》（國能新能[2014]477號）（以下簡稱“《規范通知》”）。《規范通知》并未一刀切地規定只要涉及投資主體變更均須重新辦理備案手續，而是將項目以“投產之日”為界限劃分進而區別對待：如果電站已經投產，則投資主體變更無須重新辦理備案；但若項目已取得備案文件但尚處于建設期而未投產的，則須向能源主管機關申請重新辦理備案。

我們在項目實踐中曾經遇到過兩個問題：

一是部分省市的能源主管機關對項目投產之前對因投資主體變更申請重辦備案的處理方式不同；二是其對“投產之日”的理解存在差異。第一種情形主要體現在有些能源主管機關并非重新出具備案文件，而代之以同意函的形式承認新投資者為項目投資主體，甚至存在答復稱不需要重新辦理備案或取得任何同意文件的情況。針對各地區具體操作方式的不同情況，建議投資者要求轉讓方事先獲得當地能源主管部門的批準或明確答復。對于第二種情形，對投產之日的理解是電站已完成全部竣工驗收之日，還是實際并網發電之日（即試運行開始之日）？抑或是試運行期滿后的正式商業運營之日？根據從國家能源局獲得的咨詢答復，對此應理解為光伏電站開始實際并網發電之日。

（三）電網接入與運行管理

太陽能光伏電站建成后需接入國家或地方電網，遠距離輸送所發電力。因此，此類項目不僅要符合太陽能光伏產業政策，還要符合國家對電力行業的一般性監管要求，同時要注意對太陽能電站電網接入的一些特別規定。

1、并網驗收及其他驗收

包括太陽能發電項目在內的任何電站在實際并網前均須通過當地電網公司組織的并網驗收以及其他各項驗收，如環保驗收等。通過并網驗收不僅是電站具備實際并網發電能力的證明，同時并網驗收文件也是申請辦理電力業務許可證的必備申請文件之一。實踐中并網驗收文件主要包括建筑工程質量監督報告、電力質量監督報告、并網前安全性評價報告、并網前技術監督報告等，最終以電網公司出具的內部各業務部門審核通過的并網驗收意見會簽單的形式作為電站完成并通過并網驗收的證明文件。

除此之外，太陽能電站還須通過環保部門的環保竣工驗收、公安消防部門的消防驗收、安監部門的水土保持驗收等項目相關驗收。在上述驗收均通過之后，電站方可進入與電網公司簽署配套協議和取得相關許可的階段。

2、取得電力業務許可證與簽訂并網協議和購售電合同

“一證兩合同”是適用于所有類型電站項目的一般性要求。《運營監管辦法》明確規定太陽能發電項目應當遵守電力業務許可制度。《電力業務許可證管理規定》（以下簡稱“《電力許可證規定》”）也規定并網運行的電廠應當申請獲得發電類電力業務許可證。對于太陽能電站而言，如未取得電力業務許可證就并網發電，則要面臨沒收違法發電所得且處以所得5倍以下罰款的處罰。根據《電力許可證規定》，申請電力業務許可證之前須取得項目備案文件、環評批復、發電設施具備發電能力的證明文件和竣工驗收文件。需注意的是，根據國家能源局出臺的政策，并非所有太陽能電站項目均須辦理電力業務許可證[5]。分布式光伏發電項目和裝機容量小于6MW的太陽能電站均免除該項要求，項目運營主體可直接與電網公司辦理并網手續。

購售電合同與并網調度協議的簽署是在取得電力業務許可證之前。實踐中，為及時并網發電，新能源發電項目運營主體往往先申請電力業務預許可證，該預許可有效期限往往為一年。電站運營主體在取得預許可之后與當地電網公司簽署并網協議和購售電合同，電站進入試運行階段，在預許可過期之前申請辦理正式的電力業務許可證。根據有關并網制度的法規，這兩份合同是電站并網運行的前提條件[6]。

3、電站場內線路建設與升壓站共用問題

《項目管理辦法》明確了太陽能電站項目的場址內集電線路和升壓站工程的投資建設由項目單位負責，送出線路的建設由電網公司負責。但在實踐中，部分電站項目的送出線路也由項目單位負責建設。此時應注意雖然太陽能電站項目本身已由《項目管理辦法》確定為備案制從而不屬于政府核準項目的范圍，但電站場址內的送出線路屬于電網工程，根據國務院于2014年最新修訂的《政府核準的投資項目目錄》，電網工程屬于政府核準的范圍。據此，太陽能電站項目除了應具有項目備案文件之外，還應就場址內送出線路建設單獨獲得地方發改委的項目核準文件，這是投資者在并購盡職調查中應予以關注的問題之一。

一般而言，作為太陽能電站項目的關鍵設施之一，升壓站應由項目單位自行建設并運營維護。但在以往項目經驗中，也遇到過部分太陽能電站共用同一園區內其他在先建成投產電站的升壓站，與對方簽訂升壓站協議并按約定支付使用費。我們理解，《項目管理辦法》并未明文禁止升壓站必須由項目單位自行建設并使用，如果升壓站設計容量足夠，應可以與其它電站共用升壓站，并約定具體使用方式和使用費的支付。

（四）稅收方面優惠政策

國家對太陽能電站在稅收方面的優惠政策主要體現在三個方面。

一是根據《企業所得稅法實施條例》，電力項目屬于國家重點扶持的公共基礎設施項目，可享受“三免三減半”的稅收優待，即在原有企業所得稅稅率基礎上，電站投資經營所得自取得第一筆生產經營收入所述納稅年度起，第一年至第三年免征企業所得稅，第四年至第六年減半征收企業所得稅。

二是中國西部地區是太陽能資源的富集地帶，且太陽能發電屬于國家鼓勵類產業，因此在西部地區投資開發太陽能電站項目還可享受到按15%的稅率征收企業所得稅的優惠[7]。根據以往項目我們從當地稅務機關獲得的答復，該項稅收優惠可以與“三免三減半”優惠政策疊加適用。

舉例而言，一般企業所得稅稅率是25%，一個在西部省份建成投產的太陽能電站項目，自取得發電收益起的當年開始，前三年的實際稅率是0%，自第四年開始，享受西部大開發優惠稅率為15%，但在此基礎上又根據“三免三減半”政策而減半，故實際稅率是7.5%，稅收優惠力度很大。

三是享受中央財政補貼的太陽能電站項目，對取得的補貼收入不屬于增值稅應稅收入，不繳納增值稅。為鼓勵太陽能發電產業發展，國家專門出臺了補貼辦法，這部分內容將在下篇著重闡述。

[1]需注意的是，這一數據還不包括自發自用的離網分布式光伏發電項目。[2]基于篇幅所限，本文主要探討集中式光伏電站的相關法律問題。

[3]國家能源局并未對集中式光伏電站和分布式光伏發電給出定義，市場通常對二者的理解是：集中式光伏電站指充分利用廣大未利用土地和相對穩定的太陽能資源構建大型光伏電站，接入高壓輸電系統供給遠距離負荷；分布式光伏發電是指光伏組件主要基于建筑物表面，就近解決用戶的用電問題，通過并網實現供電差額的補償和外送。二者的主要區別：（1）裝機容量以6MW為分界點，高于此標準就屬于集中式。（2）集中式光伏電站必然并網，遠距離送電；分布式光伏則可能離網，即自發自用，即使并網也是近距離送電至終端用戶。

[4]根據《內蒙古自治區發展和改革委員會關于我區太陽能發電項目實行盟市備案管理的通知》，“自本文下發之日起，太陽能發電項目由盟市能源主管部門實行備案管理”。

[5]《國家能源局關于明確電力業務許可管理有關事項的通知》（國能資質[2014]151號）。

[6]根據《發電廠并網運行管理規定》第16條，并網發電廠與電網企業應及時簽訂并網調度協議和購售電合同，不得無協議并網運行。

[7]財政部、海關總署、國家稅務總局《關于深入實施西部大開發戰略有關稅收政策問題的通知》（財稅[2011]58號），自2011年1月1日至2020年12月31日，對設在西部地區的鼓勵類產業企業減按15%的稅率征收企業所得稅。

三、太陽能電站項目電價及財政補貼制度

（一）光伏項目的電價構成簡單來說，太陽能光伏電站項目的電價構成如下：

光伏上網電價=脫硫燃煤機組標桿上網電價+中央財政補貼額度

脫硫燃煤機組標桿上網電價（以下簡稱“燃煤標桿電價”）就是傳統火力發電項目的上網價格，燃煤電站所發電力以該價格為基礎結算，這也是所有能源類型的電站的基礎上網電價。國家會對燃煤標桿電價適時調整。由于燃煤電站對環境污染巨大，國家不鼓勵此類火力發電項目的建設，因此總的調價趨勢是逐漸降低燃煤標桿電價。最近一次調價是2015年12月，國家發改委出臺《關于降低燃煤發電上網電價和一般工商業用電價格的通知》（發改價格[2015]3105號）（以下簡稱“3105號文”），對各省燃煤標桿電價均予以不同程度的調低。

中國對太陽能電站項目上網電價采取有區別的政府定價制度。國家發改委于2015年12月發布《關于完善陸上風電光伏發電上網標桿電價政策的通知》（發改價格[2015]3044號）（以下簡稱“《價格通知》”）按照太陽能資源分布程度將全國分為三類資源區，對每個資源區采用不同的光伏電站標桿上網電價（以下簡稱“光伏電價”）。按照太陽能資源豐富程度從高到低（I類資源區到III類資源區），光伏電價從低到高定價（I類區0.8元/度，II類區0.88元/度，III類區0.98元/度），這種定價方式旨在促進光照資源相對并不豐富的地區也發展太陽能發電項目，如江蘇、浙江等省份，雖然光照強度不及西北各省，但由于光伏電價很高，因而也存在很多太陽能發電項目。此外，在三類資源區之外，西藏自治區適用單獨的光伏電價，為1.15元/度。

由于各省燃煤標桿電價不同，且由于在不同類資源區導致光伏電價也不同，故而兩者之間的差額也就是國家對光伏項目實際補貼額度也會有所區別。比較北京市和江蘇省舉例說明：北京市的燃煤標桿電價是0.3515元/度，其被列為II類資源區，適用0.88元/度的光伏電價，因此國家對北京市光伏發電項目的實際補貼額度就是0.5285元/度；江蘇省的燃煤標桿電價是0.3780元/度，其被列為III類資源區，適用0.98元/度的光伏電價，因此國家對江蘇省光伏發電項目的實際補貼額度就是0.6020元/度。

另外需注意的是，很多省份對本省內光伏電站項目都已出臺省級補貼政策，即在國家補貼額度基礎之上，對國家確定的光伏電價再增加一部分地方補貼。以往項目中，我們遇到過項目獲得的當地價格主管部門出具的電價批復文件載明的上網電價高于國家確定的當地光伏電價，其原因一般就是該省對光伏項目另有補貼。

（二）專項財政補貼的申請與發放

1．電價批復與專項財政補貼的關系

實踐中除少數省份外，大部分省份的價格主管部門都會針對具體光伏電站項目出具電價批復文件（少數省份直接以《價格通知》為適用依據，不再單獨出具電價批復文件，如西藏自治區），性質上屬于行政許可，即允許發電企業與當地電網公司以批復價格結算并網發電電量。一般而言，電價批復確定的上網電價就是國家對該省的光伏電價（也有可能因有省級補貼而比光伏電價略高），即該批復價格已包含了國家對該省光伏項目的專項財政補貼額度，但這并不意味著該光伏電站實際就以所批復的光伏電價進行結算，實踐中很多光伏電站仍以燃煤標桿電價結算，原因就在于國家對光伏發電項目補貼資金的發放和相關流程具有專門要求。因此，投資者在收購境內光伏電站項目時，即便看到項目已有有權價格主管部門出具的電價批復文件，但仍可能實際中該電站還是以燃煤標桿電價結算。

2．專項財政補貼政策

《價格通知》中確定了國家對光伏發電項目補貼政策的兩個重要方面，一是補貼期限原則上為20年，二是在此期間國家會隨著太陽能產業的發展，結合相關因素，會逐步調減光伏電價（實質上就是調減財政補貼額度）。這意味著從長遠來看國家對太陽能發電產業的扶持力度會呈逐漸減小的趨勢。目前以劃分三類資源區確定光伏電價的政策實際上是經歷了兩次調減后的結果，此前國家最早對全國范圍內的太陽能電站光伏電價是劃分為1元/度和1.15元/度兩檔，要比現行光伏電價高。

（1）專項財政補貼發放要求和流程

國家對包括太陽能發電在內的可再生能源發電項目的專項補貼被稱為可再

生能源電價附加補助資金（以下簡稱“光伏補貼”），該項資金來自可再生

能源發電項目的銷售電量收入。換句話說，就是從下游終端用戶處收取的 電費中拿出一部分用來補貼上游的可再生能源發電項目。財政部、國家發

改委、國家能源局針對光伏補貼的申報、審核與撥付出臺了詳細的規范性

文件《關于印發可再生能源電價附加補助資金管理暫行辦法的通知》（財

建[2012]102號）（以下簡稱“《補助辦法》”），根據該文，對光伏補貼的申請、審批和發放流程如下：

（2）申請條件

主要有三個條件：一是必須是以可再生能源作為發電來源，太陽能電站自然屬于該范疇；二是電站必須已拿到項目備案文件；三是必須已經從價格主管部門取得電價批復文件。

（3）提出申請

符合申請條件的太陽能發電項目單位，同時向省級財政、價格、能源主管部門按照《補助辦法》規定的格式要求提出補助申請，由后者初審后聯合上報財政部、國家發改委、國家能源局。

（4）審核申請

財政部、國家發改委、國家能源局對各省上報項目材料進行審核，對符合條件的項目，列入可再生能源電價附加資金補助目錄（以下簡稱“《補貼目錄》”）。

（5）補貼發放

光伏補貼原則上實行按季預撥、年終清算。各省級電網公司在每季度第三個月提交補助資金申請表至省級財政、價格、能源主管部門，后者報財政部、國家發改委、國家能源局。財政部根據申請情況，將光伏補貼撥付到省級財政部門，省級財政部門按國庫管理制度有關規定及時撥付資金。省級電網公司拿到光伏補貼后，按光伏電價和實際上網電量，按月與太陽能電站結算電費。

從《補助辦法》規定的光伏補貼審批流程可以看到，對一個太陽能電站項目是否給予光伏補貼的關鍵依據就是看其是否進入補貼目錄。從《補助辦法》的規定來看，補貼目錄似乎應是一年一發布，但截至目前，財政部公布了五批補貼目錄，最近一次公布是在2014年9月，再前一次公布是2013年2月，而第六批補貼目錄截至本文出具之日仍尚未公布。由此可見補貼目錄并非是在每年度的固定時間發布，這就為太陽能電站及時享受光伏補貼帶來了不確定性。

此外，即使最終進入了《補貼目錄》，也不能確保太陽能電站按月拿到光伏補貼。仔細研讀《補貼目錄》對補貼資金撥付環節的行文，會發現其對財政部撥付光伏補貼到省級財政部門的具體時間未做要求，同時省級財政部門對電網公司的撥付也僅是要“及時”而已，并未規定明確時間節點。這就給光伏補貼的實際到位帶來了很大的不確定性。而實踐中也確實如此。網絡公開信息顯示，截至2015年上半年，光伏補貼拖欠時間已長達兩年多之久，部分光伏電站補貼拖欠時間更是長達3年。補貼拖欠總金額高達約人民幣200億元[1]。這導致原本就融資困難的許多太陽能電站項目都面臨資金鏈緊張甚至瀕臨斷裂的局面。

四、太陽能電站項目土地使用常見問題

太陽能項目作為國家扶持的能源類基礎設施項目，其項目用地首先要符合國家土地使用權管理的相關法律法規。總體而言，現有的三種土地使用權獲取方式（有償出讓、無償劃撥、租賃）均可適用于太陽能電站項目。國家也未禁止項目以農用地轉為建設用地的形式占用農用地，但更鼓勵占用未利用地。針對太陽能電站項目自身的開發特點，我們認為太陽能發電項目在某些用地方面具有特殊性。

根據有關土地管理的相關法規，無論是國家所有或集體所有的農用地，如建設項目需要占用的，均須將農用地按照法定程序和要求轉為建設用地后，方能予以開發利用。換言之，不得以租賃農用地的形式改變其用途用于開發建設項目。國家在這方面即使對太陽能電站這類新能源項目也并未有任何放開。國土資源部聯合其他五個部委于2015年發布的《關于支持新產業新業態發展促進大眾創業萬眾創新用地的意見》（國土資規[2015]5號）（以下簡稱“《創新用地意見》”）再次明確“對建設占用農用地的，所有用地部分均應按建設用地管理”。

但在以往幾年的太陽能發電項目開發浪潮中，出現了一種特別的太陽能發電類型，即光農互補項目，如漁光互補、光伏農業大棚等。此類項目在用地上的特別之處在于，除項目永久性用地是建設用地以外，太陽能電池板矩陣架設在農田、草場、魚塘或溫室大棚之上，如此一來太陽能發電項目實際并不占用農用地，也不會改變該地塊原有的農業用途。在前述情形下，太陽能電站是否還屬于“占用”了農用地？是否還必須按照土地管理法規的要求將農用地轉為建設用地并支付土地使用金后才能進行開發建設？在未有明確法規或政策出臺之前，實踐當中各地此類太陽能發電項目均是以租賃農用地的形式獲得土地使用權。

《創新用地意見》并未回答上述問題，僅明確太陽能項目在使用未利用地時，“對不占壓土地、不改變地表形態的用地部分，可按原地類認定，不改變土地用途，在年度土地變更調查時作出標注，用地允許以租賃方式取得”。從行文來看，該內容適用范圍應僅限于未利用地，對農用地并不適用。綜上，我們認為，即便光農互補的太陽能發電項目并未實質占用農用地地表，但至少占用了農用地地表之上的上層空間，對此是否認定為“占用農用地”是值得商榷的，實踐中該等項目在合規性上存在一定瑕疵。

此外，投資者應注意如太陽能電站項目占用農用地中的耕地，根據《耕地占用稅暫行條例》，須按照當地人均占有耕地面積繳納每平方米5元至50元不等的耕地占用稅。如占用基本農田，則在當地適用稅額的基礎上再提高50%。

五、投資者應關注問題總結

基于本文上述對太陽能電站項目的現行政策的梳理，并結合目前太陽能光伏行業發展現狀，對于投資境內太陽能發電項目，我們總結了幾點對投資者而言應當重點關注并謹慎評估的事項，以供投資決策參考。

第一，投資具體省份和地區時，應關注該省投資規模指標是否充足。這主要從三個層面考察：第一個層面是看國家對該省下發的當年度規模指標總量，這是最直觀的體現；第二個層面是了解該省去年已立項但尚未建成項目的規模，這部分是要從該省當年規模指標中予以扣除的，這是對擬投資規模的隱形限制；第三個層面，了解該省在下一年度被調減規模指標的可能性。這主要是依據該省已有項目建設完工情況和該省限電是否普遍來考察。

第二，部分地區限電嚴重，影響電站開發投資價值。由于國家財政補貼等支持性政策的出臺，過去幾年太陽能發電站裝機容量增速和總規模均呈幾何級數增長。截至2016年1月，光伏裝機總容量規模均已成為全世界第一[2]。但是，隨著行業的發展卻出現了電站限電嚴重甚至部分電站自試運行之后在商業運行期長期關閘停運的現象。據網上公開資料顯示，2015年上半年，全國光伏發電棄光限電量約18億千瓦時，棄光率為10%，其中尤以甘肅、新疆兩地最為嚴重。甘肅省棄光率高達31%，新疆地區為26%，而在2015年12月的統計中，兩地單月棄光率更是分別高達39%和59%。[3]

根據我們在項目中了解到的情況，造成限電現象如此嚴重的原因主要有兩個。一是區域性產能過剩。中國西北地區屬于太陽能的富集地區，非常適合開發建設光伏發電項目，但是由于當地工業發展和經濟生活水平所限，沒有東部地區那樣大量的用電需求，電站所發電力就地消納的能力有限。同時，跨省輸送電力需要建設特高壓電網，技術和資金要求很高，而目前中國電力外輸通道建設跟不上，因而出現所謂的“窩電”問題。二是光伏上網電價高于傳統燃煤電站，導致電網公司收購太陽能電站所發電力的成本要遠高于燃煤電站。在電量消納有限的情況下，電網公司更傾向于對太陽能電站予以限電，這實質上是新能源與傳統能源發電的利益之爭[4]。

第三，融資難度較大，主要原因是無法保證項目具有長期穩定的現金流。中國太陽能發電項目普遍存在融資困難的情況，該類電站項目的購售電合同大多為一年一簽，這意味著項目的長期穩定發電收益無法通過合同約定予以保證，故銀行發放貸款時審查通過難度較高。盡管在鼓勵太陽能發電的政策性文件中多次提出以項目發電收益權作為質押實現融資，但實踐中銀行對以短期購售電合同下的發電收益作擔保的貸款持謹慎態度。另外，雖然在2015年國內發行了首單光伏發電收益資產證券化項目，引發對太陽能發電資產證券化這一新融資模式的關注，但同樣由于上述限電、補貼拖欠和短期購電合同等原因，導致以太陽能電站收益作為基礎資產不夠穩定、可靠，對此類融資方式今后能否普遍適用于光伏行業，尚待進一步觀察。

第四、國家對太陽能發電項目的補貼力度從長遠來看呈逐年降低的趨勢，且存在不穩定性。盡管目前國家對此類項目的補貼力度很大，但補貼原則上期限為20年，且國家可根據太陽能產業發展狀況等因素隨時對補貼政策予以調整。此外，投資者還應關注光伏補貼的發放盡管有相應規范，但其適用存在一定程度的不確定性，實踐中存在光伏補貼遲延發放的情況，對太陽能電站項目實現盈利影響巨大。

第二篇：太陽能光伏發電國內現狀和展望

太陽能光伏發電國內現狀和展望

一、中國光伏發電的戰略地位

1.1 中國的能源資源和可再生能源現狀和預測；

無論從世界還是從中國來看，常規能源都是很有限的，中國的一次能源儲量遠遠低于世界的平均水平，大約只有世界總儲量的10％。圖一給出了世界和中國主要常規能源儲量預測。

從長遠來看，可再生能源將是未來人類的主要能源來源，因此世界上多數發達國家和部分發展中國家都十分重視可再生能源對未來能源供應的重要作用。在新的可再生能源中，光伏發電和風力發電是發展最快的,世界各國都把太陽能光伏發電的商業化開發和利用作為重要的發展方向。根據歐洲JRC 的預測，到2030年太陽能發電將在世界電力的供應中顯現其重要作用，達到10%以上，可再生能源在總能源結構中占到30％；2050 年太陽能發電將占總能耗的20%，可再生能源占到50％以上，到本世紀末太陽能發電將在能源結構中起到主導作用。圖二是歐洲JRC 的預測。

中國是一個能源生產大國，也是一個能源消費大國。2003 年能源消費總量約為16.8 億噸，比2002 年增長13%，其中：煤炭占67.1%、石油占22.7%、天然氣占2.8%、水電等占7.3%，石油進口達到9700 萬噸。由于能源需求的強勁增長，煤炭在能源消費結構中的比例有所提高，比2002 年提高1 個百分點。下圖給出了我國2003 年一次能源消費構成。

我國政府重視可再生能源技術的發展，主要有水能、風能、生物質能、太陽能、地熱能和海洋能等。我國目前可再生能源的發展現狀如下：

水能：我國經濟可開發的水能資源量為3.9 億千瓦，年發電量1.7 萬億千瓦時，其中5 萬千瓦及以下的小水電資源量為1.25 億千瓦。到2003 年底，我國已建成水電發電裝機容量9000 萬千瓦，其中小水電容量3000 萬千瓦。

風能：我國瀕臨太平洋，季風強盛，海岸線長達18000 多公里，內陸還有許多山系，改變了氣壓的分布，形成了分布很廣的風能資源。根據全國氣象臺風能資料估算，我國陸地可開發裝機容量約2.5 億千瓦，海上風能資源量更大，可開發裝機容量在7.5 億千瓦,總共可開發裝機容量10 億千瓦。目前全國已建成并網風力發電裝機容量57 萬千瓦，此外，還有邊遠地區農牧民使用的小型風力發電機約18 萬臺，總容量約3.5 萬千瓦。

太陽能：目前太陽能利用方式主要有熱利用和光電利用兩種，到2003 年底，全國已安裝光伏電池約5 萬千瓦，主要為邊遠地區居民及交通、通訊等領域提供電，現在已開始進行并網光伏發電系統的試驗和示范工作。全國已有太陽光伏電池及組裝廠 10 多家，制造能力超過2 萬千瓦。到2003 年底，全國太陽熱水器使用量為5200 萬平方米，約占全球使用量的40%，年生產量為1200 萬平方米。

生物質能：生物質能主要有農、林生產及加工廢棄物、工業廢水和城市生活垃圾等。目前，全國農村已有戶用沼氣池1300 多萬口，年產沼氣約33 億立方米；大中型沼氣工程2200 多處，年產沼氣約12 億立方米；生物質發電裝機容量200多萬千瓦。

其它可再生能源：除上述水能、風能、太陽能、生物質能外，還有地熱能、海洋能等可再生能源資源。目前所占比例不大。我國目前新技術利用可再生能源（不含傳統秸稈燃燒和5 萬千瓦以上的大水電）總量為5000 萬噸標煤，占能源消耗總量3％。

可再生能源是可循環利用的清潔能源，是滿足人類社會可持續發展需要的最終能源選擇。目前，小水電、風電、太陽熱水器和沼氣等可再生能源技術已經成熟，生物質供氣和發電技術也接近成熟，具有廣闊的發展前景。預計今后20-30年內，可再生能源將逐步從弱小地位走向能源主角，將對經濟和社會發展做出重大貢獻。我國可再生能源2010，2020 直至2050 年的發展預測如下：

中國電力現狀和未來電力缺口分析

中國的電力供應在2000 年以前不緊張，2001 年以后，由于經濟發展迅猛，電力需求以每年超過20％的速度增長，2003 年全國出現電力供應嚴重不足的現象，電力供應的緊張情況在今后2－3 年內不會緩解。2002 年全國電力裝機35657萬千瓦，煤電占74.5％，發電16542 億千瓦時，煤電占81.7％。下表給出了2002年我國電力裝機和發電情況：

按照目前的經濟發展趨勢和中國的資源情況，2010 年和2020 年的電力供應單靠傳統的煤、水、核是不夠的，尚存在一定的缺口，需要由可再生能源發電來填補。

二、世界光伏產業現狀和發展預測

太陽電池是利用材料的光生伏打效應直接將太陽能變成電能的半導體器件，也稱光伏電池。1954 年，第一塊實用的硅太陽電池（η＝6％）與第一座原子能發電站同時在美國誕生，1959 年太陽電池進入空間應用，1973 年能源危機后逐步轉到地面應用。

光伏發電分為獨立光伏系統和并網光伏系統。獨立光伏電站包括邊遠地區的村莊供電系統，太陽能戶用電源系統，通信信號電源，陰極保護，太陽能路燈等各種帶有蓄電池的可以獨立運行的光伏發電系統。

并網光伏發電系統是與電網相連并向電網饋送電力的光伏發電系統。目前從技術上可以實現的光伏發電系統并網的方式有：屋定并網發電系統和沙漠電站系統。屋頂系統是利用現有建筑的屋頂有效面積，安裝并網光伏發電系統，其規模一般在幾個kWp 到幾個 MWp 不等。沙漠電站則是在無人居住的沙漠地區開發建設大規模的并網光伏發電系統，其規模從10MWp 到幾個GWp 的規模不等。

近年來，世界太陽電池年產量迅速增加，連續8 年增速在30%左右，2004 年的年增長率甚至超過60%，達到1200MW。下圖給出世界歷年太陽電池產量：

三、中國光伏發電市場和產業現狀

3.1 中國太陽電池的市場發展

我國于1958 年開始研究太陽電池，于1971 年成功地首次應用于我國發射的東方紅二號衛星上。于1973 年開始將太陽電池用于地面。我國的光伏工業在80年代以前尚處于雛形，太陽電池的年產量一直徘徊在10KW 以下，價格也很昂貴。

由于受到價格和產量的限制，市場的發展很緩慢，除了作為衛星電源，在地面上太陽電池僅用于小功率電源系統，如航標燈、鐵路信號系統、高山氣象站的儀器用電、電圍欄、黑光燈、直流日光燈等，功率一般在幾瓦到幾十瓦之間。在“六五”(1981－1985)和“七五”(1986－1990)期間，國家開始對光伏工業和光伏市場的發展給以支持，中央和地方政府在光伏領域投入了一定資金，使得我國十分弱小的太陽電池工業得到了鞏固并在許多應用領域建立了示范，如微波中繼站、部隊通信系統、水閘和石油管道的陰極保護系統、農村載波電話系統、小型戶用系統和村莊供電系統等。同時，在“七五”期間，國內先后從國外引進了多條太陽電池生產線，除了一條1MW 的非晶硅電池生產線外，其它全是單晶硅電池生產線，使得我國太陽電池的生產能力猛增到4.5MWp/ 年，售價也由“七五”初期的80 元/Wp 下降到40 元/Wp 左右。

九十年代以后，隨著我國光伏產業初步形成和成本降低，應用領域開始向工業領域和農村電氣化應用發展，市場穩步擴大，并被列入國家和地方政府計劃，如西藏 “陽光計劃”、“光明工程”、“西藏阿里光伏工程”、光纖通訊電源、石油管道陰極保護、村村通廣播電視、大規模推廣農村戶用光伏電源系統等。進入21 世紀，特別是近3 年的“送電到鄉”工程，國家投資20 億，安裝20MW，解決了我國800 個無電鄉鎮的用電問題，推動了我國光伏市場快速、大幅度增長。

與此同時，并網發電示范工程開始有較快發展，從5kW、10kW 發展到100kW 以上，2004 年深圳世博園1MW 并網發電工程成為我國光伏應用領域的亮點。截止2004 年底，我國光伏系統的總裝機容量約達到65MW。

深圳、汕頭、廣州和浙江等地，大量出口太陽能庭院燈，年銷售額達5 億之多。庭院燈用的電池片通常進口，然后用膠封裝，工藝簡單。所用電池片每年達6MW 之多，是太陽電池應用的一個大戶(這部分未入統計)。3.2 中國太陽電池的產業化現狀

上世紀七十年代末到八十年代中，我國一些半導體器件廠開始利用半導體工業廢次單晶和半導體器件工藝生產單晶硅太陽電池，我國光伏工業進入萌發時期。八十年代中后期，我國一些企業引進成套單晶硅電池和組件生產設備，以及非晶硅電池生產線，使我國光伏電池∕組件總生產能力達到4.5MW，我國光伏產業初步形成。九十年代初中期，我國光伏產業處于穩定發展時期，生產量逐年穩步增加。九十年代末我國光伏產業發展較快，設備不斷更新。2003 年、2004 年在我國《送電到鄉》工程及國際市場推動下，一批電池生產線、組件封裝線、晶硅錠∕硅片生產線相繼投產和擴產，使我國光伏產業的能力有大幅度上升，我國光伏產業進入全面快速發展時期。截止2004 年底，我國光伏產業總的年生產能力為：組件150MW，電池生產67MW，硅錠∕硅片生產54MW；生產量約為組件100MW，電池42MW(其中非晶硅 4MW)，硅錠∕硅片46MW。

最近3 年由于《送電到鄉》工程和國際市場的推動，我國太陽電池∕組件生產迅速增長，2004 年的產量是2002 年的6 倍。電池和組件性能不斷提高，商業化電池效率由八十年代的10－12％提高到12－14％。太陽電池∕組件成本20 年來不斷降低，售價由八十年代初的65－70 元∕Wp 降到2003 年的24－28 元∕Wp，2004 年由于太陽級硅國際性緊缺，售價又回升到28－32 元∕Wp。2004 年我國太陽電池的實際產量達到50MWp，國內光伏市場消化掉不到10MWp 的光伏組件，產品絕大部分出口到國外。

雖然我國光伏產業發展迅速，產業規模和技術水平都有相應提高。但同發達國家相比，仍存在很大差距，如：專用原材料國產化程度不高，品種不全，已經實現國產化的材料和部件，其性能比國外偏低，如銀、鋁漿、EVA 等。組件封裝低鐵絨面玻璃、TPT 尚未投放市場。

光伏產業鏈上游小、下游大的不平衡狀態，其中最嚴重的是太陽級多晶硅生產是空白，完全依賴進口。其它環節的差額部分需要進口，如電池片、硅錠∕硅片，配套材料等，如圖5 所示。

產業設備設計水平和制造能力落后。多晶硅鑄造爐、線鋸、破錠機完全需要進口；PECVD 氮化硅沉積設備、絲網印刷機、電池片分選機、串聯焊接機等性能均不能滿足現代化生產需要。這些設備都需要全套引進，等等。

這些差距同研發基礎和工業基礎薄弱有關。企業通過引進消化吸收能夠在短時間內建立起現代光伏產業，但配套的專用材料和設備一時還跟不上，其中太陽級多晶硅材料尤其突出。國家應組織光伏產業同化工、機電設備制造產業聯合攻關，同時積極尋求國際合作，以太陽能級硅為切入點，避開半導體級硅的技術封鎖。

四、中國光伏發電的市場預測和規劃建議

4.1 總體分發展目標

“

十一、五”以及到2020 年光伏發展規劃目標預測如下：

4.2 “

十一、五”建設重點布局

“

十一、五”期間，應把實施農村離網光伏發電計劃，落實開闊地（荒漠）大型并網光伏電站先導項目以及“中心城市建筑光伏并網”計劃作為重點。對于光伏商業化發展也給予政策方面的積極扶持和支持。

4.2.1.農村離網光伏發電計劃

我國還有大約28,000 個村莊，7 百萬戶，3,000 萬人口無電。這些無電人口大都分布在我國西部地區和一些海島，其中一些無電村莊使用柴油發電機發電，每日供電2－3 小時；有些連柴油發電機也沒有，只能點酥油燈、煤油燈和蠟燭照明。這些無電地區有很豐富的太陽能資源，光伏發電在這樣的地區有廣闊的市場前景。下表列出了中國當前無電村和無電戶的分布情況：

無電鄉的供電問題已經通過“送電到鄉”工程基本解決。還有無電村和無電戶需要解決供電問題。如果每個無電村按照10KWp,每個無電戶按照400Wp 規劃，再考慮到已建電站的擴容，則潛在市場大約是3,000 MWp。

從目前的國力和政策看，2010 年以前，爭取全部解決西部50 戶以上的無電村和15%的散居無電戶的用電問題，2006-2010 年間，爭取解決10000 個無電村和100 萬無電戶的用電問題,新增光伏用量265MWp，累計用于農村電氣化的太陽電池達到300 MWp，分計劃如下：

4.2.2.開闊地大型并網光伏電站建設

從目前的國力和政策看，2010 年以前，應先開展開闊地大型光伏電站試驗，所選擇的試驗地點應當具備如下條件：靠近主干電網（最好在50 公里以內），以減少新增輸電線路的投資；主干電網具有足夠的承載能力，在不改造的情況下有能力輸送光伏電站的電力；距離用電負荷中心在100 公里以內，以減少輸電損失；如果附近沒有用電負荷中心，則最好有大型水電站，可以將光伏電站的電力通過抽水蓄能轉換。規劃在2010 年以前建立2－3 座10－20MWp 左右的開闊地(荒漠)先導示范電站，總裝機達到30MWp，以實驗其技術和經濟的可行性。2010－2020 年正式啟動中國開闊地（荒漠）光伏電站計劃，爭取2010-2020年新增光伏電站裝機11,970MWp，到2020 年底累計開闊地(荒漠)光伏電站裝機12GWp。

五、結論

1、中國有很好的太陽能資源，有足夠的建筑屋頂和沙漠／荒漠資源，具有大規模發展光伏發電的條件；

2、光伏將在中國未來的電力供應中扮演重要角色，預計中國光伏工業將以每年不低于40％ 的速度增長；

3、當前中國光伏工業和光伏市場發展很快，但存在“頭小尾大”不平衡的問題，不解決高純多晶硅原材料和硅片生產的問題，中國光伏工業的發展就會受到限制；

4、中國光伏工業發展的關鍵在于政策。如果中國的“可再生能源促進法”得以實施，仿效德國的成功經驗，中國光伏事業發展的資金障礙是可以消除的。

第三篇：光伏發電項目投資可行性研究報告(目錄)

中金企信（北京）國際信息咨詢有限公司—國統調查報告網

--------光伏發電項目投資可行性研究報告（目錄）

甲級工程資質資質

國統調查報告網

出版單位：中金企信（北京）國際信息咨詢有限公司

項目可行性報告

國統調查報告網（即中金企信國際咨詢公司）擁有10余年項目可行性報告撰寫經驗，擁有一批高素質編寫團隊，卓立打造一流的可行性研究報告服務平臺為各界提供專業可行的報告（注：可出具各類項目的甲級資質、乙級資質、丙級資質）。項目可行性報告用途

--------特別提示： 時間和數據按月/季度隨時更新.中金企信（北京）國際信息咨詢有限公司—國統調查報告網

--------

1、企業投融資

此類研究報告通常要求市場分析準確、投資方案合理、并提供競爭分析、營銷計劃、管理方案、技術研發等實際運作方案。

2、項目立項

此文件是根據《中華人民共和國行政許可法》和《國務院對確需保留的行政審批項目設定行政許可的決定》而編寫，是大型基礎設施項目立項的基礎文件，國家發改委根據可行性研究報告進行核準、備案或批復，決定某個項目是否實施。另外醫藥企業在申請相關證書時也需要編寫可行性研究報告。

3、銀行貸款申請

商業銀行在貸款前進行風險評估時，需要項目方出具詳細的可行性研究報告，對于國內銀行，該報告由甲級資格單位出具，通常不需要再組織專家評審,部分銀行的貸款可行性研究報告不需要資格，但要求融資方案合理，分析正確，信息全面。另外在申請國家的相關政策支持資金、工商注冊時往往也需要編寫可行性研究報告，該文件類似用于銀行貸款的可研報告。

4、申請進口設備免稅

主要用于進口設備免稅用的可行性研究報告，申請辦理中外合資企業、外資企業項目確認書的項目需要提供項目可行性研究報告。

5、境外投資項目核準

企業在實施走出去戰略，對國外礦產資源和其他產業投資時，需--------特別提示： 時間和數據按月/季度隨時更新.中金企信（北京）國際信息咨詢有限公司—國統調查報告網

--------要編寫可行性研究報告報給國家發展和改革委或省發改委，需要申請中國進出口銀行境外投資重點項目信貸支持時，也需要可行性研究報告。

6、政府資金項目申報

企業為獲得政府的無償資助，需要對公司項目進行策劃、設計、技術創新、技術規劃等，編寫的可行性研究報告包含管理團隊、技術路線、方案、財務預測等，是政府無償資助的項目申報的主要依據。項目可行性報告分類

可行性研究報告分為：政府審批核準用可行性研究報告和融資用可行性研究報告。

（1）審批核準用的可行性研究報告側重關注項目的社會經濟效益和影響；具體概括為：政府立項審批，產業扶持，中外合作、股份合作、組建公司、征用土地。

（2）融資用報告側重關注項目在經濟上是否可行。具體概括為：銀行貸款，融資投資、投資建設、境外投資、上市融資、申請高新技術企業等各類可行性報告。

國統調查報告網（即中金企信國際咨詢公司）以專業的服務理念、完善的售后服務體系為各界提供精準、權威的項目可行報告。【報告說明】

可行性研究報告，簡稱可研，是在制訂生產、基建、科研計劃的--------特別提示： 時間和數據按月/季度隨時更新.中金企信（北京）國際信息咨詢有限公司—國統調查報告網

--------前期，通過全面的調查研究，分析論證某個建設或改造工程、某種科學研究、某項商務活動切實可行而提出的一種書面材料。

項目可行性研究報告主要是通過對項目的主要內容和配套條件，如市場需求、資源供應、建設規模、工藝路線、設備選型、環境影響、資金籌措、盈利能力等，從技術、經濟、工程等方面進行調查研究和分析比較，并對項目建成以后可能取得的財務、經濟效益及社會影響進行預測，從而提出該項目是否值得投資和如何進行建設的咨詢意見，為項目決策提供依據的一種綜合性的分析方法。

可行性研究具有預見性、公正性、可靠性、科學性的特點。可行性研究報告是確定建設項目前具有決定性意義的工作，是在投資決策之前，對擬建項目進行全面技術經濟分析論證的科學方法，在投資管理中，可行性研究是指對擬建項目有關的自然、社會、經濟、技術等進行調研、分析比較以及預測建成后的社會經濟效益。

【相關推薦】

《光伏發電項目立項可行性報告》 《光伏發電商業策劃書》 《光伏發電資金申請可行性報告》 《光伏發電項目建議書》 《光伏發電融資可行性報告》

《光伏發電行業市場調查分析及投資前景預測》等報告課題，具體請--------特別提示： 時間和數據按月/季度隨時更新.中金企信（北京）國際信息咨詢有限公司—國統調查報告網

--------咨詢國統報告網（中金企信國際信息咨詢有限公司）。

由于可行性研究報告屬于訂制報告，以下報告目錄僅供參考，成稿目錄可能根據客戶需求和行業分類有所變化。第一章 光伏發電項目總論 第一節 光伏發電項目背景

一、光伏發電項目名稱

二、光伏發電項目承辦單位

三、光伏發電項目主管部門

四、可行性研究工作的編制單位

五、研究工作概況 第二節 編制依據與原則

一、編制依據

二、編制原則 第三節 研究范圍

一、建設內容與規模

二、光伏發電項目建設地點

三、光伏發電項目性質

四、建設總投資及資金籌措

五、投資計劃與還款計劃

六、光伏發電項目建設進度

七、光伏發電項目財務和經濟評論

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八、光伏發電項目綜合評價結論 第四節 主要技術經濟指標表 第五節 結論及建議

一、專家意見與結論

二、專家建議

第二章 光伏發電項目背景和發展概況 第一節 光伏發電項目提出的背景

一、國家或行業發展規劃

二、光伏發電項目發起人和發起緣由 第二節光伏發電項目發展概況

一、已進行的調查研究光伏發電項目及其成果

二、試驗試制工作情況

三、廠址初勘和初步測量工作情況

四、光伏發電項目建議書的編制、提出及審批過程 第三節 投資的必要性

第三章 光伏發電項目市場分析與預測 第一節 市場調查

一、擬建光伏發電項目產出物用途調查

二、產品現有生產能力調查

三、產品產量及銷售量調查

四、替代產品調查

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五、產品價格調查

六、國外市場調查 第二節 市場預測

一、國內市場需求預測

二、產品出口或進口替代分析

三、價格預測 第三節 市場推銷戰略

第四章 產品方案設計與營銷戰略 第一節 產品方案和建設規模

一、產品方案

二、建設規模

三、產品銷售收入預測 第二節 市場推銷戰略

一、推銷方式 二、推銷措施

三、促銷價格制度

四、產品銷售費用預測 第五章 建設條件與廠址選擇 第一節 資源和原材料

一、資源評述

二、原材料及主要輔助材料供應

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三、需要作生產試驗的原料 第二節 建設地區的選擇

一、自然條件

二、基礎設施

三、社會經濟條件

四、其它應考慮的因素 第三節 廠址選擇

一、廠址多方案比較

二、廠址推薦方案

第六章 光伏發電項目技術、設備與工程方案 第一節 光伏發電項目組成 第二節 生產技術方案

一、技術來源途徑

二、生產方法

三、技術參數和工藝流程

四、主要工藝設備選擇

五、主要原材料、燃料、動力消耗指標

六、主要生產車間布置方案 第三節 總平面布置和運輸

一、總平面布置原則

二、廠內外運輸方案

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三、倉儲方案

四、占地面積及分析 第四節 土建工程

一、主要建、構筑物的建筑特征與結構設計

二、特殊基礎工程的設計

三、建筑材料

四、土建工程造價估算 第五節 其他工程

一、給排水工程

二、動力及公用工程

三、地震設防

四、生活福利設施

第七章 建設用地、征地拆遷及移民安置分析 第一節 光伏發電項目選址及用地方案 第二節 土地利用合理性分析 第三節 征地拆遷和移民安置規劃方案 第八章 資源利用與節能措施 第一節 資源利用分析

一、土地資源利用分析

二、水資源利用分析

三、電能源利用分析

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--------第二節 節能措施分析

一、土地資源節約措施

二、水資源節約措施

三、電能源節約措施

第九章 光伏發電項目原材料供應及外部配套條件 第一節 主要原材料供應 第二節 燃料、加熱能源供應 第三節 給水供電 第四節 外部配套條件

第十章 光伏發電項目進度與管理 第一節 工程建設管理 第二節 光伏發電項目進度規劃 第三節 光伏發電項目招標 第十一章 環境影響評價 第一節 建設地區的環境現狀

一、光伏發電項目的地理位置

二、現有工礦企業分布情況

三、生活居住區分布情況和人口密度、健康狀況、地方病等情況

四、大氣、地下水、地面水的環境質量狀況

五、交通運輸情況

六、其他社會經濟活動污染、破壞現狀資料

--------特別提示： 時間和數據按月/季度隨時更新.中金企信（北京）國際信息咨詢有限公司—國統調查報告網

--------第二節 光伏發電項目主要污染源和污染物

一、主要污染源

二、主要污染物

第三節 光伏發電項目擬采用的環境保護標準 第四節 治理環境的方案

一、光伏發電項目對周圍地區的地質、水文、氣象可能產生的影響

二、光伏發電項目對周圍地區自然資源可能產生的影響

三、光伏發電項目對周圍自然保護區、風景游覽區等可能產生的影響

四、各種污染物最終排放的治理措施和綜合利用方案

五、綠化措施，包括防護地帶的防護林和建設區域的綠化 第五節 環境監測制度的建議 第六節 環境保護投資估算 第七節 環境影響評論結論 第十二章 勞動保護與安全衛生 第一節 生產過程中職業危害因素的分析 第二節 職業安全衛生主要設施 第三節 勞動安全與職業衛生機構 第四節 消防措施和設施方案建議 第十三章 企業組織和勞動定員 第一節 企業組織

一、企業組織形式

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二、企業工作制度

第二節 勞動定員和人員培訓

一、勞動定員

二、年總工資和職工年平均工資估算

三、人員培訓及費用估算 第十四章 投資估算與資金籌措 第一節 光伏發電項目總投資估算

一、固定資產投資總額

二、流動資金估算 第二節 資金籌措

一、資金來源

二、光伏發電項目籌資方案 第三節 投資使用計劃

一、投資使用計劃

二、借款償還計劃

第十五章 財務與敏感性分析 第一節 生產成本和銷售收入估算

一、生產總成本估算

二、單位成本

三、銷售收入估算 第二節 財務評價

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--------第三節 國民經濟評價 第四節 不確定性分析

第五節 社會效益和社會影響分析

一、光伏發電項目對國家政治和社會穩定的影響

二、光伏發電項目與當地科技、文化發展水平的相互適應性

三、光伏發電項目與當地基礎設施發展水平的相互適應性

四、光伏發電項目與當地居民的宗教、民族習慣的相互適應性

五、光伏發電項目對合理利用自然資源的影響

六、光伏發電項目的國防效益或影響

七、對保護環境和生態平衡的影響 第十六章 風險分析 第一節 風險影響因素

一、可能面臨的風險因素

二、主要風險因素識別

第二節 風險影響程度及規避措施

一、風險影響程度評價

二、風險規避措施

第十七章 可行性研究結論與建議 第一節 對推薦的擬建方案的結論性意見 第二節 對主要的對比方案進行說明

第三節 對可行性研究中尚未解決的主要問題提出解決辦法和建議

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--------第四節 對應修改的主要問題進行說明，提出修改意見

第五節 對不可行的光伏發電項目，提出不可行的主要問題及處理意見

第六節 可行性研究中主要爭議問題的結論 第十八章 財務報表 第十九章 附件

商業計劃書

商業計劃書撰寫目的

商業策劃書，也稱作商業計劃書，目的很簡單，它就是創業者手中的武器，是提供給投資者和一切對創業者的項目感興趣的人，向他們展現創業的潛力和價值，說服他們對項目進行投資和支持。因此，一份好的商業計劃書，要使人讀后，對下列問題非常清楚：

1、公司的商業機會；

2、創立公司，把握這一機會的進程 ；

3、所需要的資源；

4、風險和預期回報；

5、對你采取的行動的建議；

6、行業趨勢分析。

撰寫商業計劃書的七項基本內容

一、項目簡介

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二、產品/服務

三、開發市場

四、競爭對手

五、團隊成員

六、收入

七、財務計劃 商業策劃書用途

1、溝通工具

2、管理工具

3、承諾工具

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第四篇：光伏發電項目備案程序

光伏發電項目備案程序

企業完成可研報告、承諾函——縣發改委初審——縣發改委向市發改委報文——市發改委審查后通知企業——企業網上辦理備案手續——到市發改委領取備案表。

光伏發電可研補充資料 請在概述中補充以下內容：

一、明確每個屋頂的名稱、面積、朝向；

二、建設規模中，使用光伏發電板的規格、數量、安裝角度、朝向角度。

三、計劃開工和竣工日期；

四、資金來源和籌資方式；

五、發電模式（自發自用、全額上網、自發自用余電上網），如果全額上網，請說明原因。

注：企業編制的可研報告可以簡化為項目申請報告書，可以不包含環境影響、經濟分析、效益分析、社會影響分析等內容。

但要增加企業三證合一證書、生產經營情況等信息內容，租用廠房的要附企業法人代表簽訂的租賃合同。

項目在市發改委備案，需要企業過來兩次，一次是送申請材料，了解網上備案填表要求；第二次是拿到備案表，到行政服務中心辦理登記手續。

第五篇：分布式光伏發電項目如何備案

太陽庫專注為您建光伏電站

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對光伏發電有點了解的人都知道不管是家用的還是工業用的分布式光伏發電系統，如果想并網想領取國家補貼的話，首先都必須備案，那如何備案呢?流程是怎么樣的?又需要準備哪些資料?今天廣東太陽庫技術人員為大家介紹一下：

自然人和法人申請分布式光伏發電并網分別需要如下資料：自然人申請需提供經辦人身份證及復印件、戶口本、房產證等項目合法支持性文件;法人申請需提供經辦人身份證及復印件和法人受托書原件(或法定代表人身份證原件及復印件)，企業合法營業執照、土地證等項目合法性支持文件、政府投資主管部門同意項目開展前期工作的批復(需核準項目)、項目前期工作相關資料。

順便給大家介紹一下分布式光伏發電系統并網流程吧

1、地市或縣級電網企業客戶服務中心為分布式光伏發電項目業主提供并網申請受理服務，協助項目業主填寫并網申請表，接受相關支持性文件。

2、電網企業為分布式光伏發電項目業主提供接入系統方案制訂和咨詢服務，并在受理并網申請后20個工作日內，由客戶服務中心將接入系統方案送達項目業主，項目業主確認后實施。3、10千伏接入項目，客戶服務中心在項目業主確認接入系統方案后5個工作日內，向項目業主提供接入電網意見函，項目業主根據太陽庫專注為您建光伏電站

http://www.tmdps.cn/ 接入電網意見函開展項目核準和工程建設等后續工作。380 伏接入項目，雙方確認的接入系統方案等同于接入電網意見函。

4、分布式光伏發電項目主體工程和接入系統工程竣工后，客戶服務中心受理項目業主并網驗收及并網調試申請，接受相關材料。

5、電網企業在受理并網驗收及并網調試申請后，10個工作日內完成關口電能計量裝置安裝服務，并與項目業主(或電力用戶)簽署購售電合同和并網調度協議。合同和協議內容執行國家電力監管委員會和國家工商行政管理總局相關規定。

6、電網企業在關口電能計量裝置安裝完成后，10個工作日內組織并網驗收及并網調試，向項目業主提供驗收意見，調試通過后直接轉入并網運行。驗收標準按國家有關規定執行。若驗收不合格，電網企業向項目業主提出解決方案。

7、電網企業在并網申請受理、接入系統方案制訂、合同和協議簽署、并網驗收和并網調試全過程服務中，不收取任何費用。