风力发电场及光伏电站-购售合同19-10 3.doc

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1、风力发电场/光伏电站购售电合同附件一风力发电场/光伏电站购售电合同风力发电场/光伏电站购售电合同（参考文本）使用说明一、本风力发电场/光伏电站购售电合同（参考文本）（以下简称参考文本）适用于接入35kV及以上电压等级向公用电网供电的风力发电场/光伏电站并网运行签订购售电合同，其他未出台参考文本的可再生能源电厂项目可参照使用。参考文本不适用于发电企业向大用户和配电网直接供电的情形。二、 参考文本主要供合同双方签订年度购售电合同时使用。合同双方可参考参考文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，在此协议下签订年度购售电合同。三、 参考文本中有关空格的内容由双方根据实际情况填写。参考文本

2、所列数字、百分比、期间均为参考值。合同双方可根据具体情况，在公平、合理和协商一致的基础上对参考值进行适当调整在正式合同文本中，所列数字、百分比、期间等均应为确定值，以免由此产生争议。， 对有关章节或条款进行补充、细化或完善，增加或减少定义、附件等。法律、法规或者国家有关部门有规定的，按照规定执行。四、 参考文本仅处理与购售电有关的商务问题，所有关于电网、电厂运行的安全和技术问题纳入并网调度协议。合同双方应注意并网调度协议与购售电合同相关约定的一致性。目 录第1章定义和解释第2章双方陈述第3章合同双方的义务第4章电力电量购销第5章上网电价第6章电能计量第7章电量计算第8章电费结算和支付第9章不可

3、抗力第10章违约责任第11章合同的生效和期限第12章适用法律第13章合同变更、转让和终止第14章争议的解决第15章其他附件一：机组编号、型号、容量及主要技术参数、公用系统主要技术参数 (略)附件二：电场风电机组地理分布图示（略）附件三：电场主接线图示(略)（合同编号： ）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：购电人：国网新疆电力公司，系一家电网经营企业，在新疆维吾尔自治区工商行政管理局登记注册，已取得国家电力监管委员会颁发的输电业务许可证（许可证编号：2131406-00031），税务登记号：国税乌字650102228601208，住所：乌鲁木齐市建设路123号，法定代表人：

4、刘劲松。售电人：新疆晋商凤祥能源投资有限公司，系一家具有法人资格的发电企业，在乌鲁木齐市达坂城区工商行政管理局登记注册，暂未取得国家电力监管委员会颁发的本合同所指电厂（机组）发电业务许可证4，税务登记号：国税税字650107689589766，住所: 乌鲁木齐市达坂城区达坂城街232号，法定代表人：杨学军。双方提供联络通讯及开户银行信息如下：购电人名称：国网新疆电力公司 收件人：张忠明 电子邮件： 电话：0991-2926385 传真：0991-2926384 邮编：830002 通讯地址：乌鲁木齐建设路123号 开户名称：国网新疆电力公司 开户银行：工行民主路分理处 账号：300201130

5、9221800106 组织机构代码证号： 22860120-8 售电人名称：新疆晋商凤祥能源投资有限公司收件人：张雷电子邮件： jinshangFD 电话： 0991-4677939传真： 0991-4152798 邮编：830063通讯地址：乌鲁木齐市南湖东路63号南珏大厦综合楼楼12楼 开户名称：新疆晋商凤祥能源投资有限公司 开户银行：工商银行乌鲁木齐市南湖广场支行 帐号：3002016309200120091 组织机构代码证号： 650 1076 8958 9766 鉴于：（1）售电人在 乌鲁木齐市达坂城区 拥有/兴建 并/并将 经营管理总装机容量为 49.5 兆瓦（MW）的 风力发电场

6、 风力发电场/光伏电站（以下简称风电场/光伏电站），消纳范围已获政府有关部门批准。（2） 风电场 风电场/光伏电站 已/将 并入购电人经营管理的电网运行，并且并网调度协议在有效期内。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章 定义和解释1.1 本合同所用术语，除上下文另有要求外，定义如下：1.1.1 风电场：指位于乌鲁木齐市达坂城区_由售电人拥有并将经营管理的一座总装机容量为 49.5 兆瓦（装机台数为_33台，机组编号金风70/1500风机机组，主要技

7、术参数、公用系统主要技术参数详见附件一，机组地理分布图详见附件二）如果机组核定容量与其铭牌容量不符，则以经有关部门认定的核定容量为准，下同。的发电设施以及延伸至产权分界点的全部辅助设施。1.1.2 年实际上网电量：指售电人每年通过计量点输送给购电人的电量。电量的计量单位为千瓦时（kWh）。1.1.3 年合同上网电量：指本合同第4.1条约定的每年的上网电量。1.1.4 年（月）累计购电量：指本合同第4.1条规定的购电量的全年（月）累计。1.1.5 购电人原因：指由于购电人的要求或责任。包括因购电人未执行国家有关规定和标准等，导致事故范围扩大而应当承担的责任。1.1.6 售电人原因：指由于售电人的

8、要求或责任。包括因售电人未执行国家有关规定和标准等，导致事故范围扩大而应当承担的责任。1.1.7 计量点：指附件三所示的安装电能计量装置的点。一般情况下，计量点位于双方产权分界点；不能在双方产权分界点安装电能计量装置的，由双方协商确定安装位置。1.1.8 紧急情况：指电力系统内发生事故或者发电、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、断面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。1.1.9 技术参数： 指附件一所述的电力设施(包括风电场设备和并网设施)的技术限制条件。1.1.10 发

9、电功率申报曲线：指风电场/光伏电站在发电功率预测的基础上，向电网调度机构申报的发电计划建议曲线。1.1.11 工作日：指除法定节假日此处法定节假日包括双休日。以外的公历日。如约定支付日不是工作日，则支付日顺延至下一工作日。1.1.12 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、骚乱等此处列举了一些典型的不可抗力，双方可根据当地实际情况选择适用。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

10、具有同等的法律效力。1.2.3 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。1.2.4 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。1.2.5 本合同中的“包括”一词指：包括但不限于。第2章 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、取得营业执照和电力业务许可证等)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

11、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章 合同双方的义务3.1 购电人的义务包括：3.1.1 按照本合同的约定购买售电人风电场机组/光伏电站的电能。3.1.2 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。3.1.3 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

12、。3.1.4 依据国家有关规定或双方约定，向售电人提供启动风电场机组/光伏电站及其他必需的电力。3.1.5 按照国家有关规定与售电人结算其按要求提供的有偿辅助服务所发生的合理费用。3.2 售电人的义务包括：3.2.1 按照本合同的约定向购电人出售符合国家标准和电力行业标准的电能。3.2.2 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风电场/光伏电站，确保发电机组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。3.2.3 按月向购电人提供风电场机组/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

13、，定期提供风电场机组/光伏电站检修计划，严格执行经购电人统筹安排、 平衡并经双方协商确定的风电场机组/光伏电站及公用系统检修计划。3.2.4 按照国家有关规定与购电人结算其按要求提供的有偿辅助服务所发生的合理费用。3.2.5 未经国家有关部门批准，不经营直接对用户的供电业务。第4章 电力电量购销4.1 年合同上网电量年合同上网电量以设计容量及多年平均发电量为依据，由合同双方根据适用多年的购售电原则协议和当年预测的发电量协商确定。年度结算电量以实际运行情况进行调整。双方据此确定年合同上网电量为_0.51_亿千瓦时。合同签订后的每年8月，双方可根据当年实际情况，在协商的基础上适当调整当年年合同上网

14、电量及剩余月份的合同上网电量，形成书面协议；每年10月底以前，双方应协商确定下一年度的年合同上网电量，并于11月底以前签订下一年度的购售电合同。1 月份： 1034.55 亿千瓦时2 月份 1034.55 亿千瓦时3 月份 1034.55 亿千瓦时4 月份 1034.55 亿千瓦时5 月份 1034.55 亿千瓦时6 月份 1034.55 亿千瓦时7 月份 1034.55 亿千瓦时8 月份 1034.55 亿千瓦时9 月份 1034.55 亿千瓦时 10月份 1034.55 亿千瓦时 11月份 1034.55 亿千瓦时 12月份 1034.55 亿千瓦时4.2 实际发电功率允许偏差（1）当能够

15、全额消纳风电时，电网调度机构根据风电场发电功率申报曲线下发调度计划曲线。风电场的实际发电功率与电网调度机构下达的调度计划曲线所定功率的允许偏差范围为：-20%20%。（2）当常规能源调峰能力不足，电网调度机构根据风电场保证出力预测调整机组组合，下发日前调度计划曲线。风电场的实际发电功率与电网调度机构下达的调度计划曲线所定功率的允许偏差范围为：-20%3%。（3）当电网输送能力无法满足风电发电时，电网调度机构根据输送能力制定下发调度计划曲线，风电场的实际发电功率不能超出电网调度机构下达的调度计划曲线。4.3 违约超发或少发电量4.3.1 在任何时段，如果售电人违反调度指令发电、 不发电或违反调度

16、指令超出允许偏差范围发电，造成超发或少发的电量部分为售电人违约超发或少发电量。 违约超发或少发电量包括以下三种情形：（1）售电人未经购电人同意擅自开机或停机造成超发或少发的电量；（2）风电场/光伏电站超出第4.2条规定的允许偏差范围造成超发或少发的电量；（3）紧急情况下，售电人不听从调度要求减少或增加机组出力的指令造成超发或少发的电量。4.3.2 对售电人违反调度指令的行为， 还应按照有关法律、法规的规定及并网调度协议的约定处理。第5章 上网电价5.1 上网电价经政府价格主管部门批准或按照政府价格主管部门的规定， 风电场机组/光伏电站的商业运行期上网电价为：_0.51_元/（kWh）（含税）。

17、其中， 购电人结算电价即经政府价格主管部门批准或确认的当地脱硫燃煤机组标杆上网电价为：0.25元/（kWh）（含税）；（或当地平均上网电价为：_-_元/（kWh）（含税）第6章 电能计量6.1 计量点风电场/光伏电站上网电量和用网电量计量点设置在以下各点（详见附件三）：上网电量计量点：220KV盐湖变电站110KV晋盐风一线1452开关；（正向）用网电量计量点：220KV盐湖变电站110KV晋盐风一线1452开关；（反向）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，

18、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（DLT4482000）的要求进行配置。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 电能表采用静止式三相四线多功能电能表，按主副表配置，准确精度为0.2S，静止式有功电能表（0.2S和0.5S级）(GB/T 17215.322-2008)和多功能电能表(DL/T 614-2007)要求。电能表配有不少于两个标准通信接口， 具备数据本地通信和（或通过电能量

19、远方终端）远传的功能，并接入购电人电能量主站管理系统。具有负荷曲线、零点冻结失压记录和失压计时、接受对时命令、失压断电等事件记录功能， 对于影响计量的电表事件，应能够以计量数据质量码的形式随计量数据上传至电能量远方终端和购电人电能量主站管理系统。具有辅助电源，且辅助电源优先供电。电能量远方终端的技术性能应满足电能量远方终端（DL/T743-2001）的要求，支持DL/T 7192000通信协议，能够采集电表中负荷曲线、零点冻结值、告警事件等电表中形成的数据，并传送至主站和当地监控系统；具有接受唯一主站对时命令功能，能够给电表发布对时命令。支持双平面网络通信方式，支持拨号通信方式，可至少同时与两

20、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 电能计量装置由售电人或购电人负责在风电场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（DLT4482000）的要求进行竣工验收。业已运行的电能计量装置，参照本款要求，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对电能计量装置的技术性能及管理状况进行技术认定；对于不能满足要求的项目内容，应经双方协商一致，限期完成改造。

21、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 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款要求通过竣工验收后方可投入使用。6.3 上网、用网电能计量装置原则上按照产权分界点或按照双方约定付费购买，其安装、调试和日常管理和维护由双方约定。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

22、，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产权人承担，用网电能计量装置由产权人承担（或由供用电合同约定）。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产权人承担，用网电能计量装置由产权人承担（或由供用电合同约定）。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

23、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，结算电量以贸易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。如果贸易结算计量点主、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章 电量计算7.1 上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。用网电量计量事项遵循供用电合同的约定。7.2 结算电量数据的抄录7.2.1 正常情况下

24、，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。 在购电人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，如需抄录月中数据，由双方人员约定时间到现场准时抄表。7.2.3 远方采集结算电量数据。在购电人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，或售电人未配置电能量主站管理系统时，以现场抄录数据为准。7.3

25、 电量计算7.3.1 上网电量上网电量为风电场/光伏电站向购电人送电、按第6.1条计量点抄见的所有输出电量（正向）的累计值。7.3.2 用网电量用网电量为风电场/光伏电站启动调试阶段或由于自身原因机组全停时，电网向风电场送电的电量。用网电量为按第6.1条计量点抄见的所有输入电量（反向）和所有启备变压器输入电量的累计值（或由供用电合同约定）。7.3.3上网电量和用网电量分别结算，不能互相抵扣。7.3.4 电量结算购电人在收到抄计电量3个工作日内出具电量核对单，售电人在1个工作日内完成电量数据的核对，逾期则视为同意。购电人在收到售电人的电量核对单意见之后，在1个工作日内出具正式的电量结算单，并传真

26、售电人。第8章 电费结算和支付8.1 电费计算8.1.1 电费以人民币结算，完成电费确认应当在电量结算完成后5个工作日内完成。8.1.2 上网电费按以下公式计算：上网电费购电量对应的上网电价（含税）其中，购电人承担的上网电费=购电量对应的结算电价（含税）由可再生能源电价附加承担的上网电费=购电量商业运行期上网电价_0.58_元/（kWh）购电人结算电价0.25元/（kWh）可再生能源电价附加承担的电费部分，具体按国家规定的相关价格政策执行。购电人每月应根据电量结算单，按购电人的结算电价确认电费结算单，售电人据此开具增值税发票。8.2 电费结算8.2.1 双方按第7.2条完成抄表后，按照双方约定

27、，售电人向购电人报送上网电量。8.2.2 售电人根据购电方确认的电费结算单开具增值税发票，并送交给购电人。购电方收到增值税发票原件后，分两次付清该期上网电费：（1）收到上述原件后的5个工作日内，支付该期上网电费的50；（2）收到上述原件后的15个工作日内，付清该期上网电费剩余的50。若购电人因故不能按照约定的期限付清上网电费，自逾期之日起，每日按照缓付部分的0.30.5加收违约金。经双方协商，本合同具体约定每日按照缓付部分的0.3加收违约金。逾期天数从第二次支付截止日的下一日开始计算。8.3 有偿辅助服务费用的计算和支付购电人电网或售电人风电场/光伏电站提供有偿辅助服务业务费用的计算和支付事宜

28、，由双方根据国家有关规定执行。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，购电人需向售电人增加支付款项或售电人需向购电人退还款项的，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 用网电费的支付用网电费的支付：根据本合同第7.3.2款计算的风电场用网电量，按当地目录电价标中的大工业类电度电价标准核算电费，风电场/光伏电站应按照供用电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

29、的银行账户，或选择中国人民银行规定的结算方式支付相应款项。当收款方书面通知另一方变更开户银行或账号时，汇入变更后的银行账户。收款方增值税专用发票上注明的银行账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章 不可抗力9.1 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

30、；（3）一旦不可抗力结束，该方应尽快恢复履行本合同。9.2 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。9.3 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

31、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。9.4 如果不可抗力阻碍一方履行义务持续超过30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30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,本合同另有规定除外。9.5 因政府行为、法律变更或电力市场发生较大变化，导致售电人或购电人不能完成本合同项下的售、购电义务，双方应本着公平合理的原则尽快协商解决。 必要时，适当修改本合同。第10章 违约责任10.1 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

32、损失。10.2 除本合同其他各章约定以外，双方约定购电人应当承担的违约责任还包括： - 。10.3 除本合同其他各章约定以外，双方约定售电人应当承担的违约责任还包括： - 。10.4 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。10.5 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11章 合同的生效和期限11.1 风电场/光伏

33、电站并网所需的各项政府批文均已签署且生效；若属于特许权招标的项目，该项目特许权协议已生效。已签署并网调度协议。11.2 经双方法定代表人或委托代理人签字并加盖公章。11.3 在满足11.1、11.2的条件下本协议生效。11.4 本合同期限，自 2013 年 12月 28 日至 2018 年 12 月 28 日止。11.5 在本合同期满前 3个月，双方应就续签本合同的有关事宜进行商谈。11.6 本合同期满后，如果后续年度合同未能在执行年度开始前签订，按本合同和后一年度的月度交易计划执行。第12章 适用法律12.1 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13章 合同

34、变更、转让和终止13.1 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11.3。13.2 售电人和购电人明确表示，未经对方书面同意，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。13.3 在本合同的有效期限内，有下列情形之一的，双方同意对本合同进行相应调整和修改：（1）国家有关法律、法规、规章以及政策变动对本协议履行造成重大影响的；（2）本协议内容与国家电力监管机构颁布实施的有关强制性规则、办法、规定等相抵触；（3）双方约定的其他情形 ：市场发生较大变化 。13.4 合同解除如任何一方发生下列事件之一的，则另一方有权在发出解除通知 7日后终止本合同:（1）一方破产、清算，

35、一方或风电场被吊销营业执照或电力业务许可证；（2）一方与另一方合并或将其所有或大部分资产转移给另一实体，而该存续的企业不能承担其在本合同项下的所有义务；（3）双方签订的并网调度协议终止；（4）由于售电人原因，风电场持续_30日不能按照本合同安全发送电；（5）由于购电人原因，购电人持续_30日未能按照本合同正常接受电力电量；（6）双方约定的其他解除合同的事项: 依并网原则协议约定 。第14章 争议的解决14.1 凡因执行本合同所发生的与本合同有关的一切争议，双方应协商解决，也可提请电力监管机构调解。协商或调解不成的，选择以下第 2 条处理仅可择一。：（1）双方同意提请 - 仲裁委员会，请求按照其

36、仲裁规则进行仲裁。仲裁裁决是终局的，对双方均具有法律约束力。（2）任何一方依法提请人民法院通过诉讼程序解决。第15章 其他15.1 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。15.2 合同附件实际签订合同时，附件应完整、准确、清楚，不得省略。附件一：机组编号/光伏电池阵列编号、型号、容量及主要技术参数、公用系统主要技术参数附件二：电场风电机组/电站光伏电池阵列地理分布图示附件三：电场/光伏电站主接线图及计量点图示本合同的附件是本合同不可缺少的组成部分，与本合同

37、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。15.3 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。15.4 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

38、、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。15.5 双方约定的其他事项: 1）关于电量计算7.1条款修改为：抄见电量时间为每月28日零点，2月份为25日零点。2）新能源与资源定电，双方可根据市场情况协商调整售电方年度上网电量指标，新投机组当年上网电量按折算容量计算。3）本合同期满后，双方如未签订新的合同或协议（原合同的补充协议除外）仍按本合同执行。本合同共15 页，一式 10份，双方各执 4份，分别送 新疆 电监会/局/办备案。购电人（盖章）：售电人（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

39、日签字地点: 乌鲁木齐市 签字地点：_ 乌鲁木齐市 附件一：风电场技术参数1风电场发电机组的铭牌参数机组编号发电机型号额定容量(MVA)有功功率(MW)额定功率因数额定转速(r/min)1#金风70/1500160015000.95192#金风70/1500160015000.95193#金风70/1500160015000.95194#金风70/1500160015000.95192风电场并入甲方电网的并网线路线路名称：110_kV晋盐风 线、_kV_线、_kV_线。3乙方根据设备的设计参数，以及并网调试结果，准确提供风电场的其他技术参数如果风电场有不同类型的机组，则在合同的实际使用过程中，应根据本条所列的内容，将不同机组的技术参数分别写明。3.1 正常运行出力范围为_ 49.5 _MW。3.2 在风电场启动过程中以及在风速增长过程中，功率变化率应当满足：风电场最大功率变化率小于_MW每分钟和_ _MW每十分钟。3.3 风电机组可控功率因数变化范围在-0.950.95之间。3.4 其他： 4风电场投入商业运行后，如乙方发现机组运行参数发生变化，不能达到上述第3条已提供的技术指标而需要修改，应向电网调度机构说明，并提交经具备资质的机构确认的测试报告。- 19-附件二 风机地理分布图示附件三 风电场主接线图示