购售电合同-敦煌项目招标书.doc

购售电合同草案及附件目 录第1条定义和解释3第2条双方陈述10第3条商业运营11第4条合同双方的义务12第5条上网电价14第6条电能计量15第7条电量计算18第8条电费的结算和支付20第9条保险22第10条不可抗力23第11条违约责任26第12条合同的生效和期限27第13条适用法律27第14条合同变更、转让和终止27第15条争议的解决32第16条其他34附件1 光伏电站主要技术参数37附件2 光伏电站主接线图及计量点图示38附件3 供电程序39甘肃敦煌10兆瓦光伏并网发电特许权示范项目招标文件（合同编号： ）甘肃敦煌10兆瓦光伏并网发电特许权示范工程购售电合同本购售电合同（以下简称本合同）由下列双方签署：甘肃省电力公司，系一家电网经营企业，在 工商行政管理局登记注册，已取得 电力监管委员会/局颁发的输电业务许可证（许可证编号： ），税务登记号： ，住所： ，法定代表人： 。项目公司，系一家具有法人资格的发电企业，在 工商行政管理局登记注册，已取得 电力监管委员会/局颁发的本合同所指电厂（机组）发电业务许可证 （许可证编号： ），税务登记号： ,住所: ，法定代表人： 。双方提供联络通讯及开户银行信息如下：电力公司名称： 收件人： 电子邮件： 电话： 传真： 邮编： 通讯地址： 开户名称： 开户银行： 帐号： 项目公司名称： 收件人： 电子邮件： 电话： 传真： 邮编： 通讯地址： 开户名称： 开户银行： 帐号： 鉴于：1. 国家能源局批准项目公司在甘肃敦煌拥有并经营管理总装机容量为 兆瓦（MWp）的甘肃敦煌10兆瓦光伏电站（以下简称光伏电站）。2. 光伏电站将并入甘肃省电力公司（以下简称电力公司）经营管理的电网运行。3. 根据于 年 月 日签署的特许权协议，项目公司与甘肃省发展和改革委员会就项目公司对该项目的设计、投资、建设、运营、维护和移交等所涉相关事宜达成了一致意见。4. 电力公司承诺依据国家能源局关于建设甘肃敦煌10兆瓦光伏并网发电示范工程的复函要求购买光伏电站的全部上网电量。双方根据中华人民共和国合同法、中华人民共和国电力法、中华人民共和国可再生能源法、电网调度管理条例，以及国家其他有关法律法规，本着平等、自愿、诚实信用的原则，经协商一致，签订本合同。第1条 定义和解释1.1 定义本合同所用术语，除上下文另有要求外，定义如下：“不可抗力”指不能预见、不能避免并不能克服的客观情况。包括：火山爆发、龙卷风、海啸、暴风雪、泥石流、山体滑坡、水灾、火灾、超设计标准的地震、台风、雷电、雾闪等，以及核辐射、战争、瘟疫、骚乱等。“场地”指光伏电站所占用地及其全部通行权、道路使用权和其他附属的权利，详见特许权协议附件2的规定。“贷款人”指作为融资文件一方的贷款机构及各自的继承人和受让人。“电力公司违约事件”指第14.6条所述的事件。“电网”指国家拥有的，并由电力公司运营的甘肃省境内的输变配电设施，电力公司通过上述设施接收光伏电站发出的电力电量并将其提供给用户。“调度”指调度机构有权按照谨慎工程和运营惯例及本合同规定发出调度指令来计划、控制与光伏电站连接的35kV升压变电站高压侧的断路器投/切、厂用变的投/切，以及对35kV升压变电站的相关设备进行遥测、遥信。“调度机构”指与项目公司签署调度协议的电网调度机构，本合同中特指“甘肃电力调度通讯中心”。“调度协议”指由调度机构与项目公司将签署的协议。“调度指令”指调度机构以电话、传真或其他通讯方式发出的设定或改变光伏电站的运行状态的命令。 “调试运行期上网电量”指光伏电站首次并网开始，到正式商业运行前为止的上网电量。“额定容量”指由生产厂商确定的光伏电站的额定容量，单位为 MW。“法律变更”指（1）在特许权协议签订之后，政府任何部门对中国法律和法规的实施、颁布、修改或重新解释；（2）在特许权协议签订之后，政府某一部门对任何批准的颁布、延期或修改附加了任何严重的条件。“工作日”指除法定节假日（包括双休日）以外的公历日。“供电程序”指附件3确定的程序。“光伏电站”指位于甘肃省敦煌市七里镇西南由项目公司拥有并经营管理的总装机容量为10兆瓦的甘肃敦煌10兆瓦光伏电站的发电设施以及延伸至产权分界点的全部辅助设施。“合同”指电力公司与项目公司签署的本购售电合同。“计划停运”指项目公司有权根据附件3的规定安排计划停运，以便对光伏电站进行计划检修、维护、检查和修理。双方在特许经营期内应每年就年计划停运期达成一致意见，电力公司可根据附件3对其进行修改。“计量点”指光伏电站输出上网电量至电网或从电网输送用网电量至光伏电站并进行计量的点。一般情况下，计量点位于双方产权分界点。“计量系统”指用于对光伏电站的上网电量和用网电量进行计量的电能计量系统。“技术参数”指附件1所述的电力设施（包括光伏电站设备和升压变电站设施）的技术限制条件。“建设承包商”指由项目公司所雇佣且报甘肃省发展和改革委员会备案的根据建设合同和本合同履行建设工程的一个或多个承包商及分别经其许可的继承人和受让人。“建设工程”指根据特许权协议第6条和附件1规定所进行的光伏电站的设计、监理、采购、建筑、安装、完工、调试、试运行和验收等相关事项。“降低出力”指并非由于下述原因造成的光伏电站发电能力的削减：（1） 电力公司根据本合同所要求的；（2） 计划停运；（3） 不可抗力事件；（4） 电力公司或电网造成的。“紧急情况”指电网发生事故或者发电、供电设备发生重大事故；电网频率或电压超出规定范围、输变电设备负载超过规定值、主干线路功率值超出规定的稳定限额以及其他威胁电网安全运行，有可能破坏电网稳定，导致电网瓦解以至大面积停电等运行情况。“谨慎工程和运营惯例”指大部分中国电力企业对于同类设施采用或批准的惯例、方法及做法（包括大部分中国电力企业所采用的国际惯例、方法及做法），在依据已知事实或做决策时通常应了解的事实进行合理判断的过程中，上述惯例、方法及做法应随时以符合法律、法规、可靠性、安全性、环境保护、经济而快捷的方式达到预期的结果。就本光伏电站而言，谨慎工程和运营惯例应包括，但不仅限于采取合理的步骤，以保证：（1） 满足正常条件下及合理预测的非正常条件下光伏电站需求的充足材料、资源和供应。（2） 拥有足够数量、充足经验并经过适当培训的工作人员，以恰当有效地按照制造商的标准和国家有关行业的技术规范运营光伏电站并处理紧急情况。（3） 由知识丰富、受过培训和富有经验的人员使用适当设备、工具和程序进行保护性日常和非日常维护和修理，以保证光伏电站长期、可靠和安全地运营。（4） 进行恰当的监测和测试，以保证设备按照设计功能运行，并为设备在正常和紧急状态下均将正常运行提供保证。（5） 安全操作设备并保证工人、公众及环境的安全，遵守有关行业要求。“可用期”指整点开始起的每一连续六十（60）分钟期间。“可用容量”指以MW为单位的光伏电站随时的发电能力。“批准”指项目公司需从政府获得的为光伏电站的设计、投资、建设、运营、维护和移交所需的许可、执照、同意、授权、批准、特许权、认可或相同或类似的文件，包括但不限于特许权协议附件3所列举的批准。“强迫停运”指光伏电站处于不可用而又不是计划停运的状态。“融资手续完成”指有关融资文件的签署和递交，用以证明为获得光伏电站建设的融资所必需的全部手续已经完毕。“融资文件”指与光伏电站或其任一部分的建设所需的长期及短期融资或再融资相关的贷款协议、票据、契约、担保协议、保函和其它文件。“商业运营开始日”指根据第3条确定的日期，并且双方已履行了必要的义务，以使项目公司能够根据本合同提供、电力公司根据本合同购买光伏电站的上网电量。“上网电费”指第8.1条进一步详述的电费的一部分。“上网电价”指根据本合同输送的每千瓦时（kWh）的上网电量价格，保留小数点后四位数字。“上网电量”指项目公司在计量点输送给电力公司的电量。电量的计量单位为千瓦时（kWh）。“申报可用容量”指项目公司根据附件3第1.5条申报的光伏电站在任一指定可用期内可发电的容量，单位为MW。“试运行”指光伏电站根据特许权协议第7条及其附件5完成调试后一定合理期间内的运行。“输变电设施”指根据本合同由电力公司安装并连接的系统变电站与光伏电站升压变电站之间的用于接收光伏电站上网电量的设备、设施、输电线路及附属的电力调度自动化设备、继电保护设备、配电设备和安全保护装置。“特许经营期”指特许权协议第2.5条所确定的含义。“特许权协议”指甘肃省发展和改革委员会和项目公司签署的有关本项目设计、投资、建设、运营、维护和移交等内容的协议。“特许权协议有效期”指自特许权协议生效日至特许经营期结束的期间。“完工日期”指完工证书颁发之日。“完工验收”指光伏电站经过调试、试运行后，根据特许权协议第7条及其附件5由国家能源局或其指定机构组织的项目验收。“完工证书”指光伏电站完工验收合格后，由国家能源局或其指定机构向项目公司颁发完工证书。“项目”指对光伏电站的设计、投资、监理、采购、建设、安装、保险、完工、调试、试运行、验收、运营、和移交及所有相关的活动。“项目公司违约事件”指第14.5条所述的事件。“项目文件”指特许权协议、本合同及其它与本项目有关的文件、协议或合同。“用网电费”指第8.6条进一步详述的电费的一部分。“用网电量”指光伏电站启动、调试阶段以及光伏电站运营期间，电网向光伏电站送电的全部电量，电量的计量单位为千瓦时（kWh）。“运营参数”指附件1所述的光伏电站的运营参数。“运营与维护承包商”指由项目公司雇佣、已报甘肃省发展和改革委员会备案、并且根据运营维护合同和特许权协议相应规定负责光伏电站管理、运营、维护和修理的独立承包商及其经许可的继承人和受让人。“运营与维护合同”指项目公司和运营维护承包商之间根据特许权协议第9条签订的、并已报甘肃省发展和改革委员会备案的有关光伏电站管理、运营、维护和修理的一个或多个协议。“政府”指中华人民共和国政府及其任何下属部门，地方政府及其下属机构，以及对项目公司、本项目或其任何部分拥有管辖权的中华人民共和国、省级或地方政府的任何部门、机构、组织、代理机构及司法机关，但不包括电力公司。“终止通知”指根据第14.9条发出的通知。“终止意向通知”指根据第14.7条发出的通知。其他参照符号：在本合同中：“kVA”指千伏安。“kVAR”指千乏。“kW”指千瓦。“kWh”指千瓦小时。“MJ/m2” 指每平方米兆焦耳（可以是日值、月值或年值）。“MW”指兆瓦。“RMB” 指中华人民共和国法定货币人民币元。1.2 解释1.2.1 本合同中的标题仅为阅读方便，不应以任何方式影响对本合同的解释。1.2.2 本合同附件与正文具有同等的法律效力。1.2.3 若项目文件之间出现矛盾或不一致的情况，应以特许权协议为准。如特许权协议没有规定则应以本合同为准。1.2.4 本合同对任何一方的合法承继者或受让人具有约束力。但当事人另有约定的除外。遇有本款约定的情形时，相关义务人应当依法履行必要的通知义务及完备的法律手续。1.2.5 除上下文另有要求外，本合同所指的日、月、年均为公历日、月、年。1.2.6 本合同中的“包括”一词指：包括但不限于。第2条 双方陈述任何一方在此向对方陈述如下：2.1 本方为一家依法设立并合法存续的企业，有权签署并有能力履行本合同。2.2 本方签署和履行本合同所需的一切手续（包括办理必要的政府批准和取得营业执照等）均已办妥并合法有效。2.3 在签署本合同时，任何法院、仲裁机构、行政机关或监管机构均未作出任何足以对本方履行本合同产生重大不利影响的判决、裁定、裁决或具体行政行为。2.4 本方为签署本合同所需的内部授权程序均已完成，本合同的签署人是本方法定代表人或委托代理人。本合同生效后即对合同双方具有法律约束力。第3条 商业运营3.1 商业运营开始的前提条件：（a） 项目公司取得光伏电站的完工证书；（b） 运营协调委员会根据特许权协议第9.4条的规定成立； （c） 项目公司已提交了特许权协议附件9所要求的运营期间的所有保险单据副本；（d） 项目公司与电力公司签订购售电合同；（e） 电能计量系统已按电力行业通行标准安装，并提供电能计量装置的检定合格报告；（f） 项目公司与电力公司按电力行业通行标准签署调度协议；（g） 电力公司按电力行业通行标准建设并安装了输变电设施。3.2 当任何一方认为上述前提条件得到满足或被放弃，则应向另一方发出书面通知。上述前提条件全部实现或以书面形式表示放弃之日，即为商业运营开始日。3.3 前提条件未实现若由于项目公司的过失而非电力公司或甘肃省发展和改革委员会的过失，项目公司未能按项目进度计划实现光伏电站的完工，或上述前提条件在光伏电站完工日期后三十（30）天内或在双方随后以书面形式同意的其它日期未能全部得到满足，则应视为项目公司违约事件，电力公司有权根据第14.7条发出终止意向通知以终止本合同。项目公司若由于电力公司的过失且不是项目公司的过失，上述前提条件未得到或未全部得到满足，则应视为电力公司违约事件，项目公司有权根据第14.7条发出终止意向通知以终止本合同。第4条 合同双方的义务4.1 电力公司的义务包括：4.1.1 按照国家发展和改革委员会可再生能源发电有关管理规定和国家能源局关于建设甘肃敦煌10兆瓦光伏并网发电示范工程的复函要求，负责光伏电站送出工程的建设和运行管理。4.1.2 按照本合同的约定购买项目公司光伏电站的电能，包括调试和试运行期间，以及自光伏电站完工起至特许经营期结束期间的全部上网电量。4.1.3 按全电力电量接收的原则依附件3所规定的电力输送程序调度光伏电站，不得要求项目公司违背光伏电站的运营参数以及谨慎工程和运营惯例。4.1.4 遵守双方签署的并网调度协议，按照国家标准、电力行业标准运行、维护有关输变电设施，维护电力系统安全、优质、经济运行。4.1.5 按照国家有关规定，公开、公正、公平地实施电力调度及信息披露，为履行本合同提供有关用电负荷、备用容量、输变电设施运行状况等信息。4.1.6 依据国家有关规定或双方约定，向项目公司提供重新启动光伏电站所需的电力。4.1.7 按照国家有关规定向项目公司补偿其按要求提供的有偿辅助服务所发生的合理费用。4.2 项目公司的义务包括：4.2.1 在特许权协议有效期内，项目公司应按照特许权协议的规定自己承担费用及风险，负责光伏电站的设计、投资、建设、运营、维护以及最后的移交。项目公司应保证在特许权协议有效期内始终根据谨慎工程和运营惯例以及适用的法律、法规运营、维护光伏电站，使之保持良好的运营状态，并能在运营参数范围内以安全和稳定的方式提供电力电量，以满足电网的要求。4.2.2 按照本合同的约定向电力公司出售符合国家标准和电力行业标准的电能。4.2.3 遵守双方签署的并网调度协议，服从电力统一调度，按照国家标准、电力行业标准及调度规程运行和维护光伏电站，确保光伏电站的运行能力达到国家有关部门颁发的技术标准和规则的要求，维护电力系统安全、优质、经济运行。4.2.4 按月向电力公司提供光伏电站可靠性指标和设备运行情况，及时提供设备缺陷情况，定期提供光伏电站检修计划，严格执行经电力公司统筹安排、平衡并经双方协商确定的光伏电站检修计划。4.2.5 按照国家有关规定向电力公司补偿其按要求提供的有偿辅助服务所发生的合理费用。4.2.6 未经国家有关部门批准，不经营直接对用户或其他任何第三方的供电业务。 第5条 上网电价5.1 调试运行期上网电价项目公司光伏电站调试运行期上网电量的电价按照补偿光伏电站变动成本的原则，由电力公司和项目公司双方协商确定。5.2 特许经营期上网电价根据特许权协议，光伏电站累计发电等效满负荷小时数在25000小时（按10MW容量计算）之内的上网电量的上网电价为 元/kWh（含增值税）。光伏电站累计发电等效满负荷小时数超出25000小时（按10MW容量计算）之后的上网电量的上网电价由国务院价格主管部门核定。如遇国家重大政策调整，给项目公司的收益造成严重损失时，可按照当时国家的价格政策对本项目的电价进行合理的调整，电价的调整应按特许权协议规定的原则和办法实施。第6条 电能计量6.1 计量点光伏电站上网电量和用网电量计量点设置在以下各点：（1） 为了支付的需要，用于计算输送给电力公司的上网电量的计量点和用于计量电力公司输送给光伏电站的用网电量的计量点原则设在光伏电站与电力公司的产权分界点。配置I类计量装置，配置双表。（2） 光伏电站升压变电站所用备用电源（如采用时）用网电量的计量点在备用电源输入到升压变电站的低压配电柜（380V）一侧。（3） 其他计量点（如需要）。计量点的具体设置详见附件2。6.2 电能计量装置及相关设备6.2.1 电能计量装置包括电能表、计量用电压互感器、电流互感器及二次回路、电能计量柜/箱等。电能量远方终端是指具有接收电能表输出的数据信息，并进行采集、处理、分时存储、长时间保存和远方传输等功能的设备。电能量主站管理系统是指能够实现对远方数据进行自动采集、分时存储、统计、分析的系统。6.2.2 电能计量装置参照电能计量装置技术管理规程（DL/T 448-2000）进行配置。在电压互感器二次回路中不得装设隔离开关辅助接点，不得接入任何形式的电压补偿装置。6.2.3 电能表采用静止式多功能电能表，技术性能符合0.2S和0.5S级静止式交流有功电度表（GB/T 17883-1999）和多功能电能表（DL/T 614-1997）的要求。电能表配有标准通信接口、失压记录和失压计时、对时、事件记录功能，具备数据本地通信和（或通过电能量远方终端）远传的功能，并接入电力公司电能量主站管理系统。电能量远方终端的技术性能应满足电能量远方终端（DL/T 743-2001）的要求，并且具有日负荷曲线记录功能；支持网络通信方式，可至少同时与两个电能量主站管理系统通信；兼容性好；具有足够的安全防范措施，防止非授权人进入。如果电能表的功能不能完全满足本款要求，则电能量远方终端必须具备电能表欠缺的功能。6.2.4 电能计量装置按产权归属由项目公司或电力公司负责在光伏电站并网前按要求安装完毕，并结合电能数据采集终端与电能量主站管理系统进行通道、规约和系统调试。电能计量装置投运前，由合同双方依据电能计量装置技术管理规程（DL/T 448-2000）的要求进行完工验收。6.2.5 在同一计量点应安装同型号、同规格、准确度相同的主、副电能表各一套。主、副表应有明确标志。6.2.6 在计量上网电量和用网电量的同一计量点，应分别安装计量上网电量和用网电量的电能表，电能表应满足第6.2.3条的要求。6.2.7 电能计量装置由经国家计量管理部门认可、双方确认的电能计量检测机构检定并施加封条、封印或其他封固措施。任何一方均不能擅自拆封、改动电能计量装置及其相互间的连线或更换计量装置元件。若一方提出技术改造，改造方案需经另一方同意且在双方到场的情况下方可实施，并须按第6.2.4条要求通过完工验收后方可投入使用。6.3 上网电能计量装置由项目公司付费购买、安装、调试，并由项目公司负责日常管理和维护；用网电能计量装置由电力公司付费购买、安装、调试，并由电力公司负责日常管理和维护，光伏电站应协助进行日常管理和维护。6.4 电能计量装置的校验6.4.1 电能计量装置的故障排查和定期校验，由经国家计量管理部门认可、双方确认的电能计量检测机构承担，双方共同参加。由此发生的费用，上网电能计量装置由项目公司承担，用网电能计量装置由电力公司承担。6.4.2 任何一方可随时要求对电能计量装置进行定期校验以外的校验或测试，校验或测试由经国家计量管理部门认可、双方确认的电能计量检测机构进行。若经过校验或测试发现电能计量装置误差达不到规定的精度，由此发生的费用，上网电能计量装置由项目公司承担，用网电能计量装置由电力公司承担。若不超差，则由提出校验的一方承担。6.5 计量异常处理合同双方的任一方发现电能计量装置异常或出现故障而影响电能计量时，应立即通知对方和双方认可的计量检测机构，共同排查问题，尽快恢复正常计量。正常情况下，结算电量以结算计量点主表数据为依据；若主表出现异常，则以副表数据为准；如果结算计量点主、副表均异常，则按对方主表数据确定；对方主表异常，则按对方副表数据为准。对其他异常情况，双方在充分协商的基础上，可根据失压记录、失压计时等设备提供的信息，确定异常期内的电量。第7条 电量计算7.1 上网电量和用网电量以月为结算期，实现日清月结，年终清算。双方以计量点计费电能表月末最后一天北京时间24:00时抄见电量为依据，经双方共同确认，据以计算电量。7.2 结算电量数据的抄录7.2.1 正常情况下，合同双方以主表计量的电量数据作为结算依据，副表的数据用于对主表数据进行核对或在主表发生故障或因故退出运行时，代替主表计量。7.2.2 现场抄录结算电量数据。在电力公司电能量远方终端投运前，利用电能表的冻结功能设定第7.1条所指24:00时的表计数为抄表数，由双方人员约定于次日现场抄表。7.2.3 远方采集结算电量数据。在电力公司电能量主站管理系统正式投入运行后，双方同意以该系统采集的电量为结算依据。若主站管理系统出现问题影响结算数据正确性，或双方电能量主站管理系统采集的数据不一致，或项目公司未配置电能量主站管理系统时，以现场抄录数据为准。7.3 电量计算7.3.1 上网电量上网电量为光伏电站向电力公司送电、按第6.1条计量点抄见的所有输出电量（正向）的累计值。因电力公司穿越功率引起的光伏电站升压变电站联络变压器损耗由电力公司承担。7.3.2 用网电量用网电量为光伏电站启动调试阶段或由于自身原因光伏电站全停时，电网向光伏电站送电的电量。用网电量为按第6.1条计量点抄见的所有输入电量（反向）和所用启备变压器输入电量的累计值。7.4 上网电量和用网电量分别结算，不应互相抵扣第8条 电费的结算和支付8.1 电费计算8.1.1 电费以人民币结算。8.1.2 上网电费按以下公式计算：上网电费累计购电量对应的上网电价（含税）上网电价按第5条规定执行。8.2 电费结算8.2.1 双方按第7.2条完成抄表后，项目公司应按照抄表记录准确计算上网电量，填制电量结算单后，于次月1日9:00前将电量结算单传真给电力公司，原件以特快专递同日寄出。8.2.2 电力公司在收到项目公司传送的电量结算单后应尽快进行核对、确认。电力公司以电能量主站管理系统数据为依据，制定电量结算通知单，在次月5日前通知项目公司。如有异议，经双方协商一致后，于次月电量结算中调整。8.2.3 项目公司在次月1日前开具电费增值税发票。双方相互通告确认上网电量和调度考核奖罚电量之后，在五（5）个工作日内确认上网电费。上网电费确认后需要调整的部分在次月结算时再做调整。8.2.4 电力公司收到项目公司所开增值税发票并经审核无误确认后，在五（5）个工作日内支付不低于该期上网电费的50%，并在收到并对项目公司所开增值税发票审核无误后十五（15）个工作日内付清该期上网电费。若项目公司未按规定时间开具电费增值税发票，则电力公司支付购电费用的时间相应推迟。8.2.5 上网电费超过甘肃省脱硫燃煤机组标杆电价的差额部分，按国家可再生能源电价附加收入调配暂行办法，由国家调配给电力公司，电力公司进行结算。8.3 有偿辅助服务费用的计算和支付电力公司电网或项目公司光伏电站提供有偿辅助服务业务费用的计算和支付事宜，由双方根据国家有关规定执行。在国家有关规定正式施行之前，遵循现行办法。8.4 计量差错调整的电费支付根据本合同第6.5条约定，由于计量差错，电力公司需向项目公司增加支付款项或项目公司需向电力公司退还款项的，由合同双方达成书面协议后在次月电费结算中一并清算。8.5 用网电费的支付根据本合同第7.3.2条计算的光伏电站用网电量，项目公司与嘉峪关供电公司另行签订供用电合同，按照该合同的约定支付用网电费。8.6 违约金、补偿金的年度清算对于没有按月结算的违约金、补偿金等，合同双方应于次年1月底以前完成上一年度的清算工作。8.7 付款方式任何一方根据本合同应付另一方的任何款项，均应直接汇入收款方在本合同中提供的银行帐户。当收款方书面通知另一方变更开户银行或帐号时，汇入变更后的银行帐户。收款方增值税专用发票上注明的银行帐户应与本合同提供的或书面变更后的相同。8.8 资料与记录双方同意各自保存原始资料与记录，以备根据本合同在合理范围内对报表、记录检查或计算的精确性进行核查。第9条 保险9.1 保险的维持在特许权协议有效期内，项目公司应自费购买和维持，或通过他人购买和维持符合特许权协议附件9规定的保险单，但如果并非项目公司疏忽或违约的原因无法在合理的商业条件下投保某特别险种，不应视为项目公司违约。9.2 保险证明书项目公司应责成其承保人或代理人向电力公司提供保险证明书，证实已有上述所列保险单及附加条款。项目公司未能按第9条的要求投保或获得保险证明书，不得解除或限制项目公司在本合同条款下的义务和责任。如果项目公司未购买或维持第9条所要求的保险，则电力公司有权根据特许权协议附件9的要求购买该保险，并且有权根据本合同从对项目公司的应支付款中抵扣其支付的保险费。9.3 保险报告项目公司应向电力公司提供保险人的报告或项目公司从任何承保人处收到的其他报告副本。除非对本合同的管理和履行所必须的或应电力公司上级主管部门的要求，为本合同使用并在内部传播此报告，否则电力公司不得向任何其他人披露该报告。第10条 不可抗力10.1 若不可抗力的发生完全或部分地妨碍一方履行本合同项下的任何义务，则该方可免除或延迟履行其义务，但前提是：（1） 免除或延迟履行的范围和时间不超过消除不可抗力影响的合理需要；（2） 受不可抗力影响的一方应继续履行本合同项下未受不可抗力影响的其他义务，包括所有到期付款的义务；（3） 一旦不可抗力结束，该方应尽快恢复履行本合同。10.2 若任何一方因不可抗力而不能履行本合同，则该方应立即告知另一方，并在三（3）日内以书面方式正式通知另一方。该通知中应说明不可抗力的发生日期和预计持续的时间、事件性质、对该方履行本合同的影响及该方为减少不可抗力影响所采取的措施。应对方要求，受不可抗力影响的一方应在不可抗力发生之日（如遇通讯中断，则自通讯恢复之日）起三十（30）日内向另一方提供一份不可抗力发生地相应公证机构出具的证明文件。10.3 受不可抗力影响的双方应采取合理措施，减少因不可抗力给一方或双方带来的损失。双方应及时协商制定并实施补救计划及合理的替代措施以减少或消除不可抗力的影响。如果受不可抗力影响的一方未能尽其努力采取合理措施减少不可抗力的影响，则该方应承担由此而扩大的损失。10.4 如果不可抗力阻碍一方履行义务持续超过九十（90）日，双方应协商决定继续履行本合同的条件或终止本合同。如果自不可抗力发生后一百八十（180）日，双方不能就继续履行合同的条件或终止本合同达成一致意见，任何一方有权通知另一方解除合同，本合同另有规定者除外。10.5 对项目公司的例外项目公司不得将下述事件视为不可抗力事件而终止本合同或作为不履行本合同项下义务的借口：（1） 建设承包商、运营与维护承包商或其任一分包商迟延履行合同；（2） 光伏电站的任何材料、设备、机器或零件的迟延交付，或任何潜在的或明显的缺陷；（3） 光伏电站的材料、设备、机器或零件的故障或正常磨损；（4） 由于项目公司或者其雇员的作为、不作为、故意或者过失导致的各种自然或者人为的损失；（5） 由于项目公司或者其股东的原因导致中国或者外国政府对项目公司作出的任何法律或行政处罚。10.6 电力公司项目公司费用及时间表的修改发生不可抗力时，双方应各自承担由于不可抗力情况而对其造成的支出，若声称受不可抗力影响一方已履行本合同第10.2条的通知程序，本合同所规定的履行某项义务的期限应根据不可抗力对履行该义务产生影响的时间相应顺延。10.7 不可抗力事件过程中的支付在不可抗力事件持续期间的每个月，电力公司应支付此期间光伏电站实际输送的全部上网电量的电费。 10.8 光伏电站的损坏和修理若不可抗力事件造成建设工程或光伏电站的严重损坏，则项目公司应根据特许权协议第14.1.8条规定处理。电力公司应予以配合。第11条 违约责任11.1 任何一方违反本合同约定条款视为违约，另一方有权要求违约方赔偿因违约造成的经济损失。在任何情况下，各方均不对由于本合同造成的或与本合同有关的任何索赔为对方的任何非直接、特殊、偶然、间接或惩罚性赔偿负责，无论其是否与合同、侵权行为（包括疏忽）、后果责任或其他原因有关。11.2 一旦发生违约行为，非违约方应立即通知违约方停止违约行为，并尽快向违约方发出一份要求其纠正违约行为和请求其按照本合同的约定支付违约金的书面通知。违约方应立即采取措施纠正其违约行为，并按照本合同的约定确认违约行为、支付违约金或赔偿另一方的损失。11.3 在本合同规定的履行期限届满之前，任何一方明确表示或以自己的行为表明不履行合同义务的，另一方可要求对方承担违约责任。第12条 合同的生效和期限12.1 本合同自双方法定代表人或委托代理人签字并加盖公章，且应在特许权协议生效日生效，并在特许权协议确定的整个有效期内保持有效，但根据本合同修改或终止的情况除外。第13条 适用法律13.1 本合同的订立、效力、解释、履行和争议的解决均适用中华人民共和国法律。第14条 合同变更、转让和终止14.1 本合同的任何变更、修改和补充必须以书面形式进行。生效条件同第12.1条。14.2 项目公司和电力公司明确表示，未经双方书面同意，均无权向第三方转让本合同项下所有或部分的权利或义务。14.3 在本合同的有效期限内，发生下列情形之一的，双方同意对本合同进行相应调整和修改：（1） 政府对光伏电站的征用、征收、没收或国有化；（2） 并非由于项目公司违反本合同或其它项目文件的原因引起的对任何同意、许可和批准的取消；（3） 法律变更；（4） 国家相关政策的变动；（5） 国家电力主管机构颁发实施有关规则、办法、规定等；（6） 电力市场发生重大变化。14.4 终止事件本合同在下述任一事件发生之时终止：（1） 因任何在特许权协议中规定的终止原因导致特许权协议终止；（2） 根据第10.4条，由于不可抗力事件或在不可抗力事件之后终止；（3） 根据第14.5条规定，在项目公司违约事件后，电力公司终止合同；（4） 根据第14.6条规定，在电力公司违约事件后，项目公司终止合同。14.5 项目公司违约事项下述每一条款所述事件，若非由于电力公司或甘肃省发展和改革委员会违反项目文件或不可抗力事件引起，并且未在允许的时间内得到补救，应视为项目公司实质性违约，电力公司有权立即发出终止意向通知：（1） 根据第3.4条规定，商业运营开始日的前提条件未得到满足；（2） 如特许权协议第15.1（d）所述，未得到电力公司的事先书面同意，项目公司或运营与维护承包商被视为已放弃光伏电站；（3） 项目公司未能根据谨慎工程和运营惯例在运营参数范围内管理、运行和维护光伏电站，以致于光伏电站的人员和财产的安全和电力公司向其用户提供的服务受到严重的不良影响；（4） 除根据特许权协议的条款，将光伏电站移交给甘肃省发展和改革委员会以及特许权协议第17条所述向贷款人的转让之外，项目公司在未取得电力公司同意的情况下转让其权利或义务，或项目公司未经甘肃省发展和改革委员会事先同意对光伏电站的所有权和经营权的移交、转让或让予；（5） 除为重组或合并目的外（条件是该重组或合并不影响重组后或合并后的实体履行本合同项下义务的能力），项目公司依中国法律解散、清算或资不抵债或连续三（3）个月停止支付到期应支付款项；（6） 项目公司在本合同中做的声明或保证与实际情况有严重出入，使项目公司履行本合同项下义务的能力受到严重不利影响；（7） 项目公司对本合同项下义务有严重违反，并在收到电力公司发出说明该违约的书面通知和要求项目公司对此进行补救后的三十（30）天之内未能补救；（8） 贷款人宣布融资文件项下的违约并采取相应的补救措施，使贷款人取代项目公司控制光伏电站，且贷款人未在其之后九十（90）天内将项目公司在项目文件下的权利和义务移交给一个电力公司和甘肃省发展和改革委员会可以接受的被移交人；（9） 未经国家有关部门和电力公司批准，项目公司直接对用户和其他任何第三方供电；（10） 项目公司，其雇员或分包商蓄意损坏输变电设施。14.6 电力公司违约事项下述每一条款所述事件，若不是由于项目公司违反项目文件或不可抗力事件所造成的，而且未能在允许的时间内补救，应视为电力公司违约事件，项目公司有权立即发出终止意向通知：（1） 电力公司根据中国法律解散、关闭或资不抵债，除非电力公司在本合同项下的权利和义务转让给一个能够继续履行电力公司义务的、具有合法地位和相应的商业职能的受让人；（2） 电力公司在本合同下无争议的款项到期后三十（30）天内未付款，并且在收到项目公司发出此违约的声明和要求电力公司就此进行补救的书面通知后三十（30）天内未能补救；（3） 除上述（2）项外，电力公司对本合同义务有其它实质违约，并在收到项目公司发出此违约的声明和要求电力公司就此进行补救的书面通知后三十（30）天内未能补救。14.7 终止意向通知终止意向通知应适当详细说明另一方的违约事件。同时，任一方向另一方发出的任何终止意向通知应提交给甘肃省发展和改革委员会和贷款人代表。在发出终止意向通知后，双方应在六十（60）天期限内，或双方书面同意的更长期限内协商防止终止本合同应采取的措施。14.8 贷款人权利自融资手续完成之日及之后，若融资文件仍持续有效，电力公司在终止本合同之前首先须向贷款人提供一个纠正项目公司违约事件的机会和向贷款人提供第14.8条所规定的其他权利。贷款人可履行项目公司在本合同下应履行的任何义务，其效果与应由项目公司所采取的行动相同。除非贷款人在收到电力公司的终止意向通知后的六十（60）天内未纠正或无力纠正项目公司的违约事件。14.9 终止通知在第14.7条规定的协商期满时，除非双方另外达成一致意见或导致终止意向通知的任何一方的违约事件已得到纠正，否则发出终止意向通知的一方可通过向另一方、贷款人的代表或代理和甘肃省发展和改革委员会发出终止通知立即终止本合同。14.10 终止后的事宜本合同终止后的事宜与特许权协议第15.7条规定的特许权协议终止后的事宜相同，包括光伏电站转让和在特许权协议下终止金额的支付。14.11 其他义务本合同期满或终止时，除在该期满或终止前发生的义务和根据本合同明确规定在该期满或终止后继续有效的义务外，双方无进一步义务。14.12 其他补救措施一方终止本合同的权利不排除该方采取本合同规定的或法律允许的其他适用的补救措施，补救措施是累积的，且一方采取的或未采取的一种或多种补救措施，不排除该方采取或放弃其他补救措施，亦不构成对其他补救的弃权。第15条 争议的解决15.1 运营协调委员会友好解决对于本合同项下的争议、分歧或索赔，经任何一方成员要求，运营协调委员会应立即会晤，并尽力通过协商解决该争议、分歧或索赔。所有争议应通过运营协调委员会代表之间的协商友好解决，运营协调委员会的一致决议对双方均有约束力。若根据第15.1条未能在发生争议分歧或索赔后二十（20）天内达成解决争议的一致意见，则适用第15.2条的规定。15.2 电力监管机构调解若双方不能根据第15.1条规定解决争议、分歧或索赔，任何一方也可将争议、分歧或索赔提交电力监管机构进行调解。15.3 仲裁15.3.1 若双方未能根据第15.1条或第15.2条解决争议、分歧或索赔，该争议、分歧或索赔应提交中国国际经济贸易仲裁委员会做终局裁决，仲裁以中文进行，仲裁地点为北京。15.3.2 中国国际经济贸易仲裁委员会作出的与本合同有关的裁决对双方均有约束力。15.4 多方争议的解决双方同意依照法律、法规的规定，可将本合同下的争议解决程序同任何其他项目文件中就同一实质性问题发生的尚未解决的任何其他争议的解决程序合并。15.5 争议解决期间的履行在争议、分歧或索赔提交给电力监管机构和/或仲裁以后，并且直至电力监管机构和/或仲裁庭作出终局裁决之前，各方应在不对将作出的最终裁定构成损害的前提下，继续履行其在本合同下的所有义务。15.6 继续有效的义务第15条规定的争议解决条款在本合同终止后继续有效。第16条 其他16.1 保密双方保证对从另一方取得且无法自公开渠道获得的资料和文件予以保密。未经该资料和文件的原提供方同意，另一方不得向任何第三方泄露该资料和文件的全部或部分内容。但国家另有规定的除外。16.2 合同附件附件1：光伏电站主要技术参数附件2：光伏电站主接线图及计量点图示附件3：供电程序本合同的附件是本合同不可缺少的组成部分，与本合同具有同等法律效力。当合同正文与附件之间产生解释分歧时，首先应依据争议事项的性质，以与争议点最相关的和对该争议点处理更深入的内容为准。如果采用上述原则后分歧和矛盾仍然存在，则由双方本着诚实信用的原则按合同目的协商确定。16.3 合同全部本合同及其附件构成双方就本合同标的达成的全部协议，并且取代所有双方在此之前就本合同所进行的任何讨论、谈判、协议和合同。16.4 通知与送达任何与本合同有关的通知、文件和合规的帐单等均须以书面方式进行。通过挂号信、快递或当面送交的，经收件方签字确认即被认为送达；若以传真方式发出并被接收，即视为送达。所有通知、文件和合规的帐单等均在送达或接收后方能生效。一切通知、帐单、资料或文件等应发往本合同提供的地址。当该方书面通知另一方变更地址时，发往变更后的地址。16.5 合同文字和文本本合同以中文订立，正本一式十份，电力公司和项目公司各执二份，其余六份报相关部门备案。16.6 未尽事宜未尽事宜可由电力公司和项目公司共同协商签订补充协议，任何经双方协商签订的补充协议均与本合同有同等的法律效力。鉴于此，本合同由双方法定代表人或经正式授权的代表签署。甘肃省电力公司（盖章） 项目公司 （盖章）法定代表人： 法定代表人：委托代理人： 委托代理人：签字日期： 年 月 日 签字日期： 年 月 日签字地点： 签字地点： 附件1 光伏电站主要技术参数（由项目公司填写）附件2 光伏电站主接线图及计量点图示（由项目公司填写）附件3 供电程序总述（1） 本附件3应与购售电合同互相参照、理解。本附件从属于购售电合同，并为购售电合同的一部分。若本附件3中的任何条款与购售电合同任何条款不符，应以购售电合同条款为准。（2） 就本附件3而言，调度机构代表电力公司调度光伏电站并与项目公司联系。调度机构发出的通知、指令及要求应被视为由电力公司发出的通知、指令及要求。然而，电力公司和项目公司在购售电合同项下的义务应保持不受影响，特别是调度机构不得放弃或解除项目公司应向电力公司支付违约金的义务。（3） 调度机构与项目公司应根据本附件3所规定的原则，并结合项目的具体情况另行签定并网调度协议。1. 对光伏电站的调度1.1 调度原则从光伏电站完工日起及之后，调度机构应有权安排和调度光