为适应可再生能源发展形势需要，促进风电、光伏发电科学发展，规范电网企业与风电、光伏发电企业之间购售电行为，国家能源局和国家工商行政管理总局于2014年7月1日印发了风电/光伏《购售电合同（示范文本）》（以下简称“新范本”），这标志着光伏发电等可再生能源购售电合同终于有了“量身定做”的合同文本。对于运营期长达20-25年的电站项目而言，《购售电合同》的重要性毋庸置疑，而实践中，电费收益权质押又是电站融资的一种常用方式，所以我们非常有必要对新范本做一番解读。

       现有通用的购售电合同（即03年范本）适用于装机容量为50兆瓦及以上的独立水电厂和单机容量为100兆瓦及以上的独立火电厂（其他类型的电源项目参照使用）。新范本适用于向公用电网供电的光伏电站项目/风力发电场，其他类型的可再生能源电厂项目包括分布式并网光伏发电项目可参照使用。此外，范本主要供双方签订年度购售电合同时使用，合同双方也可参考范本的原则内容和格式协商签订适用多年的《购售电原则协议》。

       因光伏发电属于可再生能源，按规定其所发电量应由电网企业全额保障性收购，故新范本明确规定：“当电网能够全额消纳光电时，电网调度机构根据光伏电站发电功率申报曲线下发调度计划曲线”，删除了03年范本中“电厂的实际发电功率与电力调度机构下达的日发电调度计划曲线（包括临时调整曲线）所定功率的允许偏差范围为±3%”规定，同时删除了等效可用系数、违约超发或少发电量等条款。

       03年范本颁布之时，国家尚未出台关于新建发电机组进入商业运营及电价的相关政策，故而在其中需要交易双方对调试电价、临时上网电价作出约定。2011年，原国家电监会颁布了《发电机组进入及退出商业运营管理办法》，明确规定：“新建发电机组调试运行期上网电价按照当地燃煤发电机组脱硫标杆上网电价的一定比例执行。……水电以外的可再生能源发电机组自并网发电之日起执行价格主管部门批复的上网电价。”因此，光伏发电无调试电价、临时上网电价一说，自并网之日即执行批复电价。

       根据发改价格[2013]1638号文规定，全国分为三类太阳能资源区，分别适用0.9～1.0元/千瓦时（含税）的光伏电站标杆上网电价。光伏电站标杆上网电价高出当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫等环保电价）的部分，通过可再生能源发展基金予以补贴。

       新范本根据上述规定，将光伏电站的上网电价分为两部分：购电人结算部分（当地脱硫燃煤机组标杆上网电价）和可再生能源补贴部分。

       对于前一部分，新范本规定了较为明确的计量、抄表、确认和结算程序（原则上于次月分两次结算）。但对于后一部分，新范本并未规定明确的结算程序，仅原则规定“可再生能源发展基金承担的上网电费部分按照国家法律法规和相关规定执行。”

       众所周知，制约光伏发电行业发展的三大瓶颈是并网消纳难、电费回收难和项目融资难。此次国家能源局推出新范本，业界翘首以盼，期望对化解前两难有所帮助（若前两难解决，融资便不成问题）。但仔细推敲其中的条款规定，却没有任何实质突破，仍将难题留给合同双方自行解决，令人颇为遗憾。

       新范本规定：“当电网输送能力不足或其他电源没有富裕的调峰、调频能力，无法满足光伏发电时，电网调度机构根据输送能力或调峰能力空间制定下发调度计划曲线，光伏电站应严格执行电网下达的调度计划曲线。实际发电能力可能超出电网调度机构下达的调度计划曲线，应报告电网调度机构，由调度机构根据实际运行情况确定。”上述规定对解决实践中大量发生的“弃光限电”问题没有任何作用，对电网企业也没有任何合同上的制约。

       如前所述，光伏电站标杆上网电价高出当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分，通过可再生能源发展基金予以补贴。根据财建[2013]390号文第二条第（二）项规定：“按照《可再生能源法》，光伏电站、大型风力发电……等可再生能源发电补贴资金的补贴对象是电网企业。电网企业要按月与可再生能源发电企业根据可再生能源上网电价和实际收购的可再生能源发电上网电量及时全额办理结算。”但遗憾的是，新范本并未对该部分电费的结算程序进行示范规定。

       针对上述遗憾，站在光伏电站投资人的角度，我们建议投资人在作出相应电站投资或收购决策之前，首先应做好相关的尽职调查，比如了解当地电站与电网发展规划的协调情况、电站年度备案规模指标情况、项目所在地区的电费补贴资金拨付流程等信息，避免所投资电站在投产后面临限电或电费滞收的风险。其次，也不能盲目照搬合同示范文本，国家推广示范文本的目的在于普适性地规范和平衡双方的权利义务，虽然目前电网企业仍处于较强势地位，但宏观层面政策的持续转暖、地方招商引资的支持，使得实践中购售电合同（或原则协议、接入工程协议等）也并非没有任何谈判的空间，建议投资人聘请专业律师参与其中，以便更好地控制风险。