附件1：项目边界条件取值表 表1新能源项目边界条件取值表 序号 项目 光伏 风电 一、基本参数 运营期 25年 陆上风电20年，海上风电25年 二、投融资参数 建设投资 结合招标采购计划确定项目建设投资，包含送出工程、共用设施投资， 并根据实际情况考虑是否计入为后期预留的共用设施投资.
2 资本金比例 一般不低于动态总投资的20% 3 流动资金 30元/kW，按100%自有资金考虑.
陆上风电30元/kW，海风40元/kW， 按100%自有资金考虑.
4 可抵扣税金 项目工程总概算中设备进项税，或以静态投资10%进行估算.
对于未锁定贷款利率的项目，执行五年期以上LPR.
对于已锁定贷款利率 的项目，按照从严原则，以五年期国债利率上浮50个BP为底线基准值， 贷款利率 对于锁定利率低于基准值的，按照基准值考虑.
对于锁定利率高于基准 值，但低于五年期以上LPR的，按照锁定利率上浮25个BP执行，上限 为五年期以上LPR.
妞期贷款按一年期人民币贷款市场报价利率（LPR）执行.
还款年限及 5 方式 一般按15年，本金等额、利息照付方式.
项目有特殊要求的按要求执行.
三、成本参数 折旧费 直线法折旧，折旧年限为20年，残值率为固定资产原值的5%（风电）和 3%（光伏）.
陆上风电项目参照《集团公司风电 参照《集团公司光伏生产成本标准 生产成本标准（2014年版）》、《新 （2015年版）》、《新能源项目委托 能源项目委托运维管理参考费用标 运维管理参考费用标准（2023版）》 准（2023版）》计列，海上风电项 维修费、材料 计列.
目参照行业规范《风电场项目经济 费、其他费用 评价规范》（NB/T310852016）的下 限值计取.
项目能提供委托运维合同或相关协议，且合同或协议中约定的费用能完 全覆盖经营期运维费用的，可按签订金额计列；若不能完全覆盖的，应 在合同或协议约定的费用之上，按上述有关标准的要求，额外增加委托 运维方式下相关材料、修理、其他费用.
按照集团公司“效率决定用工、效 按照集团公司“效率决定用工、效 用工 率调整薪酬”管理机制及《集团公 率调整薪酬”管理机制及《集团公 司光伏电站用工配置技术标准》执 司风力发电场用工配置技术标准》 行，原则上不超过标准要求 执行，原则上不超过标准要求.
职工工资、福 1）职工工资标准应对标产业所在区域、同类型企业典型岗位，结合企业 利费及其他 战略定位后，合理确定.
费用 2）福利费按照《集团公司福利费管理办法》规范计列；社会保险、住房 公积金等人工成本按地方标准比例计列，首年缴费基数可按标准工资确 1
序号 项目 光伏 风电 定，次年及以后按上年月收入确定.
（一般可按年工资的60%计列） 按固定资产原值乘以保险费率计 按固定资产原值计算，费率均值分 取，费率均值分别为： 别为： 5 保险费 1）陆地光伏（集中式）0.0575%； 1）海风（东海、南海）0.5965%； 2）陆地光伏（屋顶分布式）0.0579%； 2）海风（渤海、黄海）0.3542%； 3）水面光伏0.1269% 3）陆风0.0592%.
6 推销费 包括无形资产和其他资产的分期摊销，摊销年限一般按5年计算.
其他相关费 1）海域使用费、土地使用税等按各地实际情况计列； 7 用 2）对于使用政府补贴资金的项目，根据政府批复文件和资金性质，确定 是否纳入项目评价范畴及是否需要纳税.
四、税金 增值税及附 增值税率13%，风电项目享受即征即退50%政策；城市建设维护税7%（城 1 加 市市区）、5%（县城、建制镇）以及1%（城市、县城、建制镇以外的地区）， 教育费附加费率3%，地方教育附加费为2%.
一般为25%，享受“三免三减半”政策，如当地颁布所得税等税收政策， 2 所得税率 按实际计列.
自2021年1月1日至2030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.
五、收益参数 1）就地消纳项目：在对拟建项目所在区域与电网点电力市场环境分析研 判的基础上，结合各地区公布的可再生能源规划、可再生能源电力总量 消纳责任权重等文件，综合考量电力供需现状及未来发展情况，按政府 部门、行业协会、电网企业、电规总院等权威机构公布的该区域或电网 点同类型在运新能源项目过去3年内行业平均弃风率、弃光率对理论上 网电量进行折减修正，同时参照本单位或同等管理能力水平二级单位的 同区域、同类型在运新能源项目上年度平均上网小时数，取二者较小值.
2）特高压通道外送消纳项目：有政府框架协议且明确保障上网电量的项 上网电量 目，上网电量按协议电量计列，其余部分电量及无政府框架协议的项目， 参考同线路过去3年内政府部门、行业协会、电网企业、电规总院等权 威机构公布的平均弃风率、弃光率对理论上网电量进行折减修正，作为 拟建项目的评价用上网电量.
3）分布式光伏项目：应充分考虑工商业、户用分布式光伏项目组件安装 倾角受限、方位角不统一、附近存在遗搭物等实际情况，保守选取系统 效率、估计发电量损失，原则上不按照当地最优倾角和最佳方位角计算 评价用上网电量，户用分布式光伏项目建设涉及多个县级市时，评价用 上网电量预估值应精确到县级市.
就地消纳项目： 1）市场化交易项目： 现货市场运行区域，新能源上网电价依据项目所在区域同类型在运新能 源项目（参与现货交易）上一年结算电价为主，参照过去3年内政府部 门、行业协会、电网企业、电规总院等权威机构公布的市场化交易电价 2 上网电价 变化趋势，结合区域现货市场规则情况及未来电力市场预测分析的基础 上，研判确定拟建项目的上网电价； 现货市场暂未运行，仅中长期市场运行区域，新能源上网电价分段考虑 并加权.
结合本区城现货市场推进计划，明确参与中长期交易时段和现 货市场时段.
现货市场未实质性运行以前，上网依据政府部门、行业协 会、电网企业、电规总院等权威机构公布的项目所在区域同类型在运新 能源项目上一年结算电价，结合区域中长期交易规则、辅助服务市场规 2
项目 光伏 风电 则及未来电力市场预测分析的基础上，研判确定拟建项目的中长期交易 时段上网电价：现货市场启动后，在中长期时段平均上网电价的基础上， 考虑现货市场分摊费用、偏差费用，结合区域现货市场规则情况及未来 电力市场预测分析的基础上，研判确定拟建项目的现货交易时段上网电 价.
2）保障性收购项目（明确不参与市场化交易的项目） 对于国家及地方政府明确承诺全生命周期不参与市场交易的项目，按照 项目批复电价，考虑辅助服务等分摊后，研判确定拟建项目的上网电价.
3）对于“自发自用余电上网项目”，自用部分电价应在充分考虑自用电 比例、尖峰、峰、平、谷段时间分布等条件基础上，考虑现货市场价格 超劳，给出合理的电价折扣.
同时依照集团公司《关于优化用户侧综合 智慧能源项目投资管理的通知（试行）》，在风险分析时，应按照“全额 上网”进行底线测算.
4）市场费用分摊参考标准：现货市场下的累统调节成本或市场运行成本 按0.05-0.08元/千瓦时分摊计列.
具体分摊情况结合各区域电力市场环 境研判确定并说明计列依据，非现货市场条件下的辅助服务费按 0.03-0.05元/千瓦时计列.
有明确政策要求的按要求执行.
5）绿色环境价格：依据政府部门、行业协会、电网企业、电规总院等权 威机构公布的项目所在区域同类型在运新能源项目上一年绿电（绿证） 交易实际情况，确定交易比例和价格.
特高压通道外送项目： 1）有政府框架协议且明确保障上网电价的项目，上网电价按协议价计列； 有政府框架协议但未明确电价机制以及无政府框架协议的项目，参照政 府部门、行业协会、电网企业、电规总院等权威机构公布的上年度同送 出线路的在运外送新能源项目的平均上网电价，结合受端电力市场供需 形势及市场交易政策，研判确定拟建项目的上网电价.
2）费用分摊与绿色环境价格参考就地消纳项目.
六、技术参数 集中式光伏电站的站内系统综合效 率（不含双面增益）一般不应超82%； 陆上风电场的站内系统综合折减修 1 综合效率 分布式光伏电站的系统综合效率 正系数一般应在65%-75%之间，海 （不含双面增益）一般不高于80%； 上风电场的站内系统综合折减修正 双面增益一般不应超过5% 累数一般应在72%-80%之间.
根据《集团公司光伏发电站晶体硅 2 组件衰减率 组件选型技术规范》（Q/SPI 1110-2022）要求取值.
1.评价使用的五年期国债利率以评价时财政部发布的国债业务公告中最新五年期储蓄国债（电子 式）票面年利率为准.
西藏地区贷款利率参考《中国人民银行拉萨中心支行关于印发的通知》，暂不执行本指引贷款利率规定.
2.集团公司后续将分省区逐步发布关于电量、电价方面的测算参考值.
3.项目的经济性评价采用“1X”评价指标体系，其中“1”为投资项目评价时的通用指标，即资 本金财务内部收益率，“X为辅助指标，主要包括平准化度电成本、单位千瓦造价、BVA、资本金 净利润率等指标.
4.项目风险分析中应对市场化电量和电价进行详细分析，结合当地以及未来情况，完成5-10年的 8760小时市场仿真分析.
3
表2绿电转化项目边界条件取值表 序号 项目 加氢站项目 风光制氢项目 风光制氢转化学品项目 取值依据 一、基本参数 1 建设期 按1-2年考虑，具体结合建设方案和工期计划综合取定.
按照主体投资运营期考虑， 按照主体投资运营期考 20-25年.
纯风电制氢项目， 虑，20-25年，纯风电制 运营期20年：纯光伏制氢项 参照集团相 氢项目，运营期20年； 目，运营期25年：包含风电、 关规定、《中 运营期 20年 纯光伏制氢项目，运营期 光伏项目，分段计算运营期.
石油项目经 25年：包含风电、光伏项 （如果化学品项目运行年限 济评价方法 目，分段计算运营期.
小于20年，则化学品项目到 与参数》.
期后的运营期按照风光制氢 项目计算.
） 应根据产品不同，考虑绿色 产品认证时间影响，绿色航 油认证期可按2.5年考虑， 认证期内无产品销售，也无 结合塔城缘 认证期 成本费用（折旧和贷款仍需 色航油项目 正常考虑）；绿色甲醇认证 经验， 期可按3-5个月考虑，认证 期内可生产产品但不可销 售，需认证完成后销售.
化工项目经 y' 达产年 应根据产品不同，合理确定首年达产率及达产年.
验及专家意 见.
二、投融资参数 对于未锁定贷款利率的项目，执行五年期以上LPR.
对于已锁定贷款利率的项目， 根据《关于采 建设期 按照从严原则，以五年期国债利率上浮50个BP为底线基准值，对于锁定利率低 用合理资金 贷款利 于基准值的，按照基准值考虑.
对于锁定利率高于基准值，但低于五年期以上LPR 成本进行投 率 的，按照锁定利率上浮25个BP执行，上限为五年期以上LPR. 资收益测算 短期贷款按一年期人民币贷款市场报价利率（LPR）执行 的请示》 根据《关于发 布集团公司 境内基建、境 资本金 一般不低于动态总投资的20% 内股权投资 比例 项目收益率 基准及资本 金比例的通 知》 还款年 3 限及方 根据投资方实际情况计算，无特殊情况项目按照15年计列（不含建设期）.
式 还款方式为本金等额，利息照付.
三、成本参数 氢气采 指加氢站购入氢气发 1 购费用 生的费用，应列出氢
序号 项目 加氢站项目 风光制氢项目 风光制氢转化学品项目 取值依据 气购入量，并按照采 购价格分别估算.
对 于制氢加氢一体站不 考虑此项费用.
指氢气在输转、销售 氢气损 过程中发生的损耗， 耗费 应根据损耗比例列出 氢气损耗量，并按照 采购价格分别估算.
指购入氢气到加氢站 承担的运输费用，按 3 运输费 购入量、运距和单位 运费计算.
对于制氢 加氢一体站不考虑此 项费用.
外购燃 料和动 指用于生产的电力、水等费用，据实计列 力费 风光部 按照集团委托运行管理费用标准计算外委合同费用，委 《新能源项 分委托 托运行费外需计算管理人员成本及总部分摊成本，如外 目委托运行 运行费 委合同已经约定具体金额，可按照约定计算.
参考费用标 准》 辅助材 指不构成产品实体，但有助于产品形成的从项目评价范 化工项目经 料费 围外部购进的材料，如化学药剂等，辅助材料费的估算 （像化 需要相关专业提出外购辅助材料年耗用量，根据预测价 验及专家意 剂等） 格，计算到厂价格并考虑损耗.
见.
电解槽 热备费 对于风光柔性制氢项目，若采用碱液电解槽，需考虑维 结合项目经 7 用 持电解槽热备所消耗电量产生的费用.
验.
产品出 8 厂到交 付地运 根据与用户产品交付协议，按照运输方式，确定出厂到交付地的运输费用.
输费 9 外购电 费 外购电费=外购电量*外购电价 10 水费 水费=水量*水价 各类绿色化学品，按照认证 认证费 需要，据实列入相关费用.
11 用 （投产前发生的费用计入静 态投资中，投产后发生的费 用计入运营期中.
） 12 原科费 绿色碳源等原料费用，依照 用 实际情况计算.
13 年容量 电费 依照当地政策计算.
自发白 14 用附加 依照项目实际情况计算.
费 5
