Ⅰ 哪些银行支持光伏贷款
山东庆云农商银行光伏按揭贷款
2016年，庆云农商银行面向个人(家庭)或企业推出了用于购买整套光伏分布式电站设备的“幸福阳光”光伏按揭贷款。
“光伏贷”的借款人须以发电入网收入账户作为还款主要来源，并以此进行质押担保。对于贷款期限，该行针对不同的客户类型提出了两种方案，商业类客户最长不超过5年，而贫困类客户则放宽到了10年。“光伏贷”对借款人还有一定的利息优惠，并且还款灵活，可选择按季等额本息或按月等额本息还款法。
山东淄博邮储银行“光伏小额贷”
邮储银行淄博分行结合辖内实际，主动联合沂源县财政局、扶贫办等政府部门，创新开发了“光伏发电扶贫惠农小额贷款”产品，并在沂源县进行首批试点。
邮储银行负责对有购机需求的贫困户进行资金支持，并在贷款额度、产品利率、还款方式等方面给予政策优惠；财政部门按照一定比例出资建立贷款担保基金，为扶贫贷款进行补充担保；扶贫办则负责提供建档立卡贫困户名单，并协助邮储银行进行客户调查，畅通沟通机制。
河南省“清洁贷款”
贷款对象：在河南省行政区域内注册的中资企业或中资控股企业(即“项目业主”)。
贷款额度：项目申请贷款一般不超过7000万元人民币，重大项目不超过3亿元人民币(原则上最高不超过总投资的35%)。
贷款期限：一般不超过3年，对于公益性显著、投资回收期长的项目，可适当延长至5年。
贷款利率：在同期人民银行指导利率基础上下浮15%。
江苏银行“光伏贷”
贷款对象：投资建设和经营光伏发电项目的企业法人，既可以是项目公司，也可以是项目公司的主要控股股东。在综合考虑上网条件、工程造价、股东实力等因素的基础上，我行择优重点支持并网型晶硅光伏发电项目及分布式电站。
金额：应根据借款人项目总投资、自有资金金额、实际融资需求量及已落实可用于还款的现金流确定，贷款金额不超过项目总投资的70%，覆盖额度高；
期限：原则上贷款期限不超过八年(含建设期)，覆盖期限长；
利率：应在人民银行规定的同期同档次基准利率基础上根据客户的信用状况、风险程度及借款人对我行的综合贡献水平适当浮动确定(较同类贷款项目综合成本下调2%，维持8%左右)。
担保：光伏发电项目贷款应采取我行认可的担保方式，可以是抵押、保证和质押担保方式的多种组合，我行创新了以收费权和光伏发电设备分别质押和抵押的担保方式。
还款：光伏发电项目贷款应根据贷款对应的光伏电站项目未来产生的现金流合理确定还款计划，同时接受借款人利用其他收入来源(如财政补助资金等)偿还贷款本息。
上海市“阳光贷”
贷款对象：在上海注册的中小企业在本市投资建设的分布式光伏项目(以就近开发利用为主)。
贷款额度：贷款额度为单笔贷款金额不超过项目投资的70%，单个公司担保贷款余额累计不超过1500万元。
贷款期限：分为1年期、3年期和5年期项目贷款，企业可以自由选择。
贷款利率：银行贷款利率原则上为人民银行基准利率(视项目情况最高浮动不超过15%)，担保公司按照1%的年费率收取担保费。
浙江诸暨农商银行“光伏贷”
贷款对象：辖内信用状况良好、具有稳定收入来源的个人和企业发放专项贷款，用于支付分布式光伏电站成套设备费用。
贷款额度：个人客户贷款额度为20万元，企业用户不超过300万元，可采用信用、保证、抵押、质押等多种担保方式。
浙江海宁农商银行“光伏贷”
产品概述：光伏“分期宝”是指浙江海宁农村商业银行股份有限公司及其分支机构(以下简称贷款行)向海宁区域内用于光伏分布式电站安装的个人及企业发放的人民币贷款业务。
适用对象：海宁市范围内符合光伏分布式电站安装条件、融资需求在规定额度内、信用良好的个人及企业客户。
贷款额度：原则上个人客户贷款额度控制20万元以下(含)，企业客户贷款额度控制10-500万元，但贷款总额不得超过光伏分布式发电站建设资金总额，具体依据借款人收入来源配比。
贷款期限：根据借款人的实际还贷能力合理确定贷款期限，一般控制在五年，最长不得超过十年。
贷款利率：根据本行利率定价办法执行，相比传统融资利率有较大优惠。
还款方式：采用按揭还款方式。
浙江龙游县“幸福金顶”小额贷款
该贷款由安装光伏发电设备的自然人向信用社申请，用于购置光伏发电设备；贷款期限根据借款人光伏发电设备投入及电费销售收入的实际情况合理确定；贷款利率与合作的光伏发电设备安装、销售公司协商确定，给予最大优惠；贷款方式采用信用方式，借款人承诺以本人并网电费销售收入作为还款保证。
浙江磐安县农信联社“光富贷”
“光富贷”的支持对象是我县范围a内符合光伏分布式电站安装条件的农户和企业，用途为购买光伏电站设备。该贷款具有贷款期限长、免担保、利率低等特点，农户贷款最高20万元，企业贷款最高200万元，期限最长可达10年。低收入农户还可享受基准利率及财政最高13500元的补助和全额贴息。
浙江桐乡农商银行“绿能贷”
桐乡农商银行于今年年初推出创新产品：光伏“绿能贷”。用户安装分布式光伏电站的费用可通过“绿能贷”全额解决。安装后，用户通过光伏发电产生的电可就近并网就近转换，既有效解决电力在升压及长途运输中的损耗问题，又能减少污染物排放，节约能源绿色环保。预计每户用户年均发电3000千瓦时左右，全额销售给国家电网有了收入，每年还能获固定补贴。
浙江玉环农村合作银行“光伏贷”
主要针对玉环县域范围内符合光伏分布式电站安装条件、融资需求在规定额度内、信用良好的个人及企业客户，用于支付分布式光伏电站成套设备费用，客户安装分布式光伏电站费用可全额通过“光伏贷”解决。个人贷款额度最高20万元，企业贷款额度最高500万元。
农行江西分行“金穗光伏贷”
农行推出的“金穗光伏贷”产品，贷款最高可达10万元，可采取信用和担保方式。在于引入“政府增信”机制后，对采用“政府风险补偿基金+贷款对象”方式放贷的，不仅贷款期限可以延长到10年，而且在5年的贷款宽限期内，政府给予贷款贴息，极大地减轻贫困农户的贷款负担。
安徽霍邱县光伏小额扶贫贷款
贷款对象：在县扶贫部门建档立卡并已确定为光伏扶贫对象，且符合贷款条件的贫困村、贫困户。
贷款期限：光伏扶贫小额贷款最长期限三年，分别按3：3：4比例分年偿还；利率及贴息按相关规定执行。
安徽阜南农商银行光伏扶贫贷款
阜南农村商业银行在阜南县全县12个乡(镇)开展对乡镇认可的5000家贫困户贷款支持安装3KW太阳能光伏发电站，该项光伏产业扶贫贷款利率不上浮，按同档次人民银行公布的基准利率执行，每户最高限额8000元信用或保证贷款。
Ⅱ 国家电力部门以外的其他部门或企业可以自行招投标建设电力工程吗
按我的理解您的意思是有没有类似原来的电监会之类的机构颁发电力行业工程招标代理机构资质吧 肯定的说 没有 可以参考招标投标法的约定 所以根据工程建设规模企业可以自主招标 另外完全自筹资金不是贷款或者外资合资的 当然可以建设单位自己进行招标
Ⅲ 电力项目如何申请国家开发银行贷款
一、工作流程
服务中心（或担保公司）推荐项目→双方到企业实地调查（企业按清单提供相关资料）→担保公司过会同意担保并提供调查报告（服务中心过会通过）→国开行项目经理现场考察企业→国开行广西分行评审（一周）→报国开行总行备案（一周）→签订合同，到国开行开设帐户、放款（一周）
二、贷款细节
1、国开行给桂林市中小企业服务中心授信：上半年授信3亿元（指标用完），下半年准备授信20亿元。中小企业贷款统一用服务中心授信指标（中小企业统贷平台），国开行一般不直接贷款给企业。
2、国开行目前只做流动资金贷款，暂不做项目贷款，流动资金贷款最长期限二年（同时担保公司须担保二年）。给企业单笔贷款额度200万元－3000万元。
3、国开行贷款利率一般为基准利率，但今年因其他商业银行信贷紧张国开行准备上浮10%作为其财务费用（南宁、柳州已收），目前桂林正在积极沟通争取基准利率。但进出口企业（须境外子公司贷款，境内子公司担保）可另外争取国开行贷款优惠利率，可下浮基准利率。
4、国开行贷款目前主要针对生产制造型中小企业，目前明确不放贷的行业有：房地产、商贸、宾馆、娱乐等行业。
5、每笔贷款国开行与桂林市中小企业服务中心和用款企业签署《借款合同》，国开行与担保公司签署《保证合同》，担保公司与用款企业签署《抵押合同》。
6、项目贷款每笔资金支付审批时，需经担保公司、桂林市中小企业服务中心双方签字同意后国开行才支付给企业客户，严格监控项目贷款专款专用。经营性贷款资金监管兼顾效率和资金安全，监管保证经营性贷款严格用于企业正常生产经营活动，并利用银行专户监控企业货款回笼。
7、服务中心在国开行广西分行开户，企业可直接在国开行开户也可不开，每笔贷款先打入服务中心帐户后，再由服务中心当天转入企业帐户。（网上银行转帐）
Ⅳ 建设电力工程审批程序
I、项目审批程序的规定
1、不论何种形式的集资项目，均应符合所在电网的统一规划，合理布局，分别纳入国家或地方建设计划，按基建程序办事；有关工程项目的项目建设书、可行性研究报告、设计任务书，凡与水电部合资建设的项目，由电力部门按水电部规定的职责编报和审批。凡地方或部门投资在水电部所属电厂内扩建的项目，由地方或部门与水电部商定后，共同上报项目建设书和设计任务书。凡全部由地方、部门和企业集资建设的项目由主管地方和主管部门编制，并经有关电管局，省局同意后，上报国家计委，并抄送水电部。
2、为了鼓励集资办电，国家计委已明确，地方集资部分不挤占地方投资计划指标，由国家计委另行安排指标。
（水利电力部印发《贯彻国务院“关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定中有关集资办电部分的试行办法》的通知（86）水电计字第73号1986年4月17日）
一、 发电配套送出工程，凡接入电网的，其设计任务书的上报和审批，不论何种投资渠道（包括国家投资、华能投资、地方投资、部门投资、企业投资及新力公司投资等）均按以下程序：
1、发电配套送出工程的设计任务书，在发电配套送出工程可行性研究报告经电力规划设计总院、电管局、省局组织审查后，均由电管局、省局负责编制报能源部。
发电配套送出工程设计任务书的上报，原则上应与发电工程同步，建设周期较长的大型发电工程或涉及电网结构有重大改变的配套送出工程设计任务书，不能同步上报时，应在发电工程开工前上报，个别确有困难的，经部同意后可在工程开工后报出。
2、电管局、省局上报的发电配套送出工程设计任务书，要分别抄报，抄送发电项目的和投资单位（包括项目所在地方主管部门），并请各投资单位对送出工程的内容、投资额及投资分摊、贷款方式等要及时提出书面意见报部。
3、部根据各电管局、省局上报的任务书和各投资单位的意见进行审批。按国家现行规定，330千伏及以上电压等级的配套送出工程由部提出初审意见报国家计委审批，220千伏配套送出工程由能源部审批。110千伏以下配套送出工程由电管局、省局审批。
二、不属于电厂配套送出的，如为解决某个供电地区用电或为某大用户供电的送变电工程设计任务书，也按国家现行规定330千伏及以上电压等级的，由电管局、省局报部，经部提出初审意见报国家计委审批。220千伏工程设计任务书由电管局、省局报部审批。110千伏及以下工程任务书由电管局、省局（或省、市、自治区计委）审批。
三、为解决电气化铁路供电送变电项目，在铁路部门正式提出负荷资料和用电申请报告后，由电管局、省局编制供电工程设计任务书报能源部。涉及330千伏及以下电压等级的工程设计任务书仍由部提出初审意见后报国家计委审批。220千伏及以下工程设计任务书由部审批。
四、上述发电配套送出，电网送变电及电铁等供电工程的设计任务书，华北、东北、华东、华中、西北电网所辖的地区，由省电力局报电管局，经电管局初审后报部，其它则由省电力局直接报部。
五、为了加强宏观管理、严格控制新开工规模，搞好电网的安全经济运行，发电配套送出及电网送变电工程、电铁供电工程等应按批准的工程设计任务书内容安排计划，凡设计任务书未经审批的项目或涉及工程设计任务书内容变动的项目，一律不准列入年度建设计划和进行设备预安排。需要采购国外设备的项目，必须取得能源部的签证意见后，才能对外开展工作。
（能源部《关于重申发电厂配套送出及电网送变电工程设计任务书审批权限的通知》能源计[1989]956号）
一、放宽审批权限和简化审批手续
（一）煤炭、石油、石油化工、冶金（钢铁）、有色金属、铁道和电力七个包干部门。
1、凡已列入国家“七五”计划的大中型基本建设项目、预备项目和限额以上技术改造项目，其项目建设书仍由国家计委审批；设计任务书尚未审批的，改由各包干部门在国家“七五”计划已确定的基本建设投资和技术改造投资总额内自行审批，报国家计委（技术改造项目同时报国家经委）备案。建设项目的外部协作配合条件（包括能源、原材料的供应和运力安排等）以及技术改造项目需要的银行贷款，均由各包干部门自行落实。国家“七五”计划内建设项目需要增加的投资和在计划外增加项目需要的投资，各包干部门可以在项目之间调剂或自行筹措，国家不再增加投资。部门自行筹措资金增加项目，要报国家备案。
如果建设项目的投资和能源、交通、原材料等外部条件不落实，包干部门可以自行削减新上项目和推迟一部分建设项目的进度；凡影响“七五”计划投入产出包干任务和新增生产能力计划的，应报国务院批准。
对列入国家“七五”前期工作计划，主要在“八五”期间建设的大中型基本建设项目，其项目建设书和设计任务书（可行性研究报告）的审批，仍按原有规定执行。
2、各包干部门在安排基本建设和技术改造年度计划时，可以按照国家“七五”计划规定的建设项目、新增生产能力、投入产出包干任务和其他建设要求，在国家核定的分资金渠道的年度计划投资规模内，对所有基本建设项目和技术改造项目的投资进行自主安排。其中大中型基本建设项目和限额以上技术改造项目，经国家计委按系统工程的要求进行综合平衡和审核后，纳入国家年度计划。各包干部门应多安排扩大本行业短线产品生产能力和发挥现有企业生产潜力的建设，压缩非生产性建设和其他建设；对于本部门或其他部门的重点建设项目所急需的配合工程及其投资，都必须认真安排。对新开工的大中型基本建设项目，要严格控制。
3、各包干部门在年度计划执行中，为了加快重点建设项目的进度，多增加短线产品生产能力，需要大项目之间调整投资的，可以按资金渠道自行调整；需要增加投资的，可以自行筹措资金，由国家计委报经国务院批准，另加投资计划指标。
（二）非包干部门
1、 大中型基本建设项目和限额以上技术改造项目的审批权限，按原有规定执行。
2、 在年度计划的安排中，大中型基本建设项目和限额以上技术改造项目，由国家计委按项目核定投资；小型基本建设项目和限额以下技术改造项目，在国家计委核定的投资总规模内，由部门自行安排。
改建、扩建项目同时使用基本建设投资和技术改造资金的，企业可以将基本建设和技术改造两种资金捆在一起使用，但应分别纳入基本建设和技术改造的投资计划规模，并分别进行统计。
3、在年度计划执行中，为确保计划投产的大中型基本建设项目和按合理工期组织施工的大中型基本建设项目所要投资，部门可以在大中型项目之间按照资金渠道调整投资，不需报国家计委审批。技术改造投资，在确保国家重点支持的项目所需投资后，部门可以在项目之间按资金渠道调整投资。
（三）地方项目
1、 由地方投资安排的地方院校、医院及其他文教卫生事业的大中型基本建设项目，其项目建设书和设计任务书均不再报国家计委审批，改由省、自治区、直辖市和计划单列市计委审批，同时抄报国家计委和有关部门备案。
2、 在年度计划的安排中，地方大中型项目和小型项目的基本建设投资，由地方在国家按资金渠道核定的投资规模内，根据国家确定的投资方向和投资政策，自主安排。在安排时，要注意加强农业、能源、交通和原材料工业的建设，压缩一般加工工业和非生产性的建设，严格控制办公楼、宾馆和各种“中心”、休养所以及“一条街”之类的建设。地方分成留用的能源、交通重点建设基金，必须按国家规定用于能源、交通建设，不得挪作他用。
限额以下技术改造项目的投资，由地方在国家核定的投资规模内，自主进行安排。在安排中，要注意调整投资结构，提高用于能源、交通和原材料工业投资的比重，增加用于提高产品质量、降低能源和原材料消耗、加强综合利用的投资，减少一般加工工业的投资；不搞长线产品和消耗高、技术落后的项目。
（四）计划单列的大型联合企业和基本建设集团项目
1、大型联合企业的基本建设项目、技术改造项目和基本建设集团项目，凡已经国务院或国家计委审查批准设计任务书或总体规划的，其中的单项工程，在国家批准的总投资范围内，不再报批。由企业或集团自行办理，报国家计委和有关部门、有关地方备案。但使用国家外汇和国家统借外资的项目以及国家指定的项目，仍需按规定报批。
2、在年度计划安排中，大型联合企业和集团项目的单项工程投资，在国家“七五”计划和年度计划确定的基本建设和技术改造投资规模内，由企业或集团自主安排。
3、 国家重点支持的大中型骨干企业，其基本建设项目技术改造项目的单项工程的审批和年度投资的安排，可以照上述规定办理。
（五）横向联合投资项目
企业横向联合投资的大中型基本建设项目，凡资金自行筹措，能源、原材料、设备以及投产后的产供销、动力、运力等能够自行落实，而且已经与有关部门、地方、企业签订了合同，不需要国家安排的，国家计委只负责审批项目建议书；其设计任务书、初步设计等，均由有关部门或有关省、自治区、直辖市和计划单列市计委（建委）审批，抄报国家计委和有关部门备案。何时开工建设，由国家在年度计划中确定。小型项目的审批手续。由各部门或各省、自治区、直辖市人民政府自行确定。
（国务院《关于放宽固定资产投资审批权限和简化审批手续的通知》国发（1987）23号）
第三章 火电
一、中央投资（含多方集资）的火电（包括热电联产）项目审批程序
电管局及省、自治区、直辖市电力局使用国家基建基金、银行贷款、煤代油和节能专项资金、利用外资以及与地方合资的项目，华能（集团）公司、新力能源开发公司等筹资（水电、核电及送变电工程均同）的大中型及限额以上工程项目，按以下办法审批：
1、初步可行性研究报告，除特定项目外，一般由管理局、直属电力局（不属于华北、东北、华东、华中、西北电管局管理辖的省电力局，下同）负责审批（电力规划设计总院参加）。由电管局、省电力局编报项目建议书，主报能源部抄报有关电管局、省市计委。经电管局、省市计委提出意见报能源部，由能源部提出初审意见，报国家计委审批。
2、可行性研究报告，凡规划容量在80万千瓦及以上，或单机容量30万行瓦及以上，以及未达到上述规模但采用进口机组的工程，由电力规划设计总院审批；小于上述容量的工程由电管局、直属省电力局审批。在可行性研究报告审查通过后，由电管局、省电力局组织有关单位编制设计任务书，（利用外资的项目为可行性研究报告），报能源部，同时抄送有关电管局、省市计委及投资各方，对投资安排提出意见，再由能源部提出初审意见，报国家计委审批。
3、初步设计，凡设计容量在80万千瓦及以上，或单机容量30万千瓦及以上，以及未达到上述规模但采用进口机组的工程，由电力规划设计总院组织各投资方审查，报能源部审批。小于上述容量的工程，由电管局、直属电力局与各投资方委托具有能源部认可资格的咨询公司进行审查，报能源部审批。
二、地方或其他部门的大中型及限额以上项目，按以下程序审批：
4、 初步可行性研究报告，可委托由能源部认可的具有资格的咨询公司审查，并经电管局、电力局提出意见后，由省、自治区、直辖市计委或部门批准；由业主单位编制项目建设书，先由电管局、直属电力局提出审查意见，省计委（地方项目）或国务院主管部门（部门项目）报能源部并抄报国家计委；由能源部初审后，报国家计委审批，
5、 行性研究报告，凡规划容量80万千瓦及以上，或单机容量30万千瓦及以上工程，以及未达到上述规模但采用进口机组的工程，应由电力规划设计总院审批；小于上述容量的工程，由各省、自治区、直辖市计委或主管部门批准。由业主单位编制设计任务书，在各电管局或直属电力局提出审查意见后，由省计委或国务院主管部门报能源部，由能源部提初审意见报国家计委审批。
6、 初步设计，凡设计容量为80万千瓦及以上，或单机容量30万千瓦及以上，以及未达到上述规模但采用进口机组的工程，由电力规划设计总院组织各投资方审查；小于上述容量的工程，由电管局、直属省电力局会同各投资方委托有资格的咨询公司审查，报能源部审批。
凡符合国家能源方针和总体能源规划，不接入国家电力系统，不需要国家解决燃料供应，不占用国家铁路运输能力，并纳入地方建设规模的项目，其设计任务书和初步设计，可由部门或省计委自行审批，报能源部备案，并抄送所在省、自治区、直辖市电力局和有关电管局。
三、上述初步可行性研究、可行性研究、初步设计、以及项目建设书、设计任务书，属于发电工程的应包括相应的配套输变电工程；属于热电联产的工程应包括供热和相应的输变电工程的有关内容及相应的外部条件。
第四章 水电
1、以发电为主的重要江河、河段、国际河流、跨省（区）河流的水电专业规划，由能源部或由能源部委托水利水电规划设计总院审查，报国务院批准。省内中小河流水电专业规划，由省计委会同水利水电规划设计总院审查，省人民政府批准，报能源部备案。
2、大中型及限额以上水电工程的可行性研究报告（包括水利、航运等工程上的水电站），由水利水电规划设计总院组织省计委、电力局、电管局、水利厅（局）等单位审查，能源部审批。其中地方或部门投资的10万千瓦以下中型水电站，由省级政府负责组织水利水电规划设计总院和电力、水利、水电部门审查后批准，并报能源部核备。
小型水电工程可行性研究报告，由省、自治区、直辖市计委或部门委托电管局、电力局审查、先送电管局、直属省电力局提出意见，由省计委或部门批准，报能源部备案。
3、大中型及限额以上水电工程的项目建设书和设计任务书原则上按类似于火电工程的程序上报审批，但考虑到水电工程的特殊性，可根据具体情况适当简化报批程序，若一次编报设计任务书，则其程序可按照项目建设书的报批程序办理。
4、大中型及限额以上水电工程初步设计，由水利水电规划设计总院组织各投资方审查，能源部审批；如投资方尚未明确，可由水利水电规划设计总院组织有关单位审查，能源部审批，其中：地方或部门投资的10万千瓦以下中型水电工程项目，由省（区、市）计委或有关部门会同水利水电规划设计总院组织审查，由省、自治区、直辖市计委（地方项目）或国务院有关部门（部门项目）审批，报能源部备案，同时抄送所在省、自治区、直辖市电力局和有关电管局。
大中型及限额以上水电工程初步设计审查时，应邀请所在省有关部门和有关电力局、电管局参加。
小型水电站的初步设计由省、自治区、直辖市计委或部门委托电管局、电力局组织审查，省、自治区、直辖市计委或部门审批，报能源部备案，同时抄送所在省、自治区、直辖市电力局和有关电管局。
第六章 送变电
一、电厂（包括火电、水电、核电）接入系统及配套送出工程项目的审批程序
1、 电厂接入系统及配套送出工程（包括220千伏及以上电压的送变电工程和相应的系统通讯、自动化设施等），应与电厂可行性研究同时审查。
2、 凡规划容量80万千瓦及以上，或单机容量30万千瓦及以上，以及未达到上述规模但采用进口机组的水、电、核电厂接入系统及配套送出工程，由电力规划设计总院会同水利水电规划设计总院等单位代部审查。小于上述容量的，由电管局或直属电力局审查报部。
3、 电厂接入系统及配套送出工程的初步设计，可与电厂初步设计分开审查。330千伏及以上电压的送变电工程，由电力规划设计总院代部组织各投资方审查；220千伏及以下电压的送变电工程，由电管局、直属电力局审查，中央参与投资的项目，由能源部或能源部授权单位审批；地方或其他部门项目，由部门或省、自治区、直辖市计委按照电力行业规划审批，报能源部核备，抄送所在省、自治区、直辖市有关电管局、电力局和电力规划设计总院。
4、 不接入国家电力系统的电厂配套送出工程，可由部门或地方计委自行审批，报能源部核备，抄送所在省、自治区、直辖市有关电管局、电力局和电力规划设计总院。
二、联网送变电工程，地区和大用户送变电工程的可行性研究报告和初步设计，凡电压在330千伏及以上的，由电力规划设计总院代部审查，220千伏及以下的，由电管局、直属电力局审查，审批程序按本章第一项规定办理。
三、电厂配套送出及电网送变电工程设计任务书的审批权限，按能源部能源计[1989]956号文规定办理。
（能源部《关于颁发“电力、煤炭工业建设项目审批程序的规定”的通知》，能源计[1989]1159号，1989年12月2日）
2、核电站的建设项目一般均为国家重点项目，因此，必须纳入国家计划，由国家统一规划、立项建设。
3、核电站的初步可行性研究报告必须附有电力部核电站厂址评审组的预评审意见，才能上报电力部。经电力部会同中国核工业总公司组织审查后，由电力部批准。
4、项目建议书应根据批准的初步可行性研究报告由项目业主单位或企业法人负责编报。项目建议书上报前需征求所在省（市）政府、电力主管部门的意见后报电力部，抄报国家计委。由电力部提出初审意见报国家计委审批。
5、可行性研究报告报电力部。其中有关厂址核安全部分报国家核安全局审批。本阶段《选址阶段》环境影响评价报告书由电力部会同中国核工业总公司提出预评审意见，报国家环保局审查批准；电力部在接到国家环保局、国家核安全局关于环境影响评价报告书和厂址核安全部分的审批意见后，会同中国核工业总公司对可行性研究报告进行审查，由电力部批准。
6、可行性研究报告书根据批准的可行性研究报告，由项目业主单位负责编报。在上报前需征求所在省（市）政府、电力主管部门的意见后报电力部，抄报国家计委。由电力部提出初审意见报国家计委审批。
7、初步设计报电力部。本阶段（设计阶段）环境影响评价报告书由电力部会同中国核工业总公司提出预评审意见，报国家环保局审查批准。电力部在接到国家环保局的审批意见后，会同中国核工业总公司和业主单位组织审查，由电力部批准，报国家计委备案。
Ⅳ 工程项目融资案例
广东省深圳沙角B火力发电厂项目中小企业融资案例，这是中国最早的一个有限追索的项目中小企业融资案例，也是事实上中国第一次使用BOT中小企业融资概念兴建的项目中小企业融资案例。沙角B电厂的中小企业融资安排本身也比较合理，是亚洲发展中国家采用BOT方式兴建项目的典型。
一、项目情况介绍：
项目：深圳沙角火力发电厂建设。1984年签署合资协议，1986年完成中小企业融资安排、动工兴建，1988年建成投入使用。电厂总装机容量70万千瓦。
项目投资结构：深圳沙角B电厂采用了中外合作经营方式，合作期为10年。合资双方分别是：深圳特区电力开发公司(中方)，合和电力(中国)有限公司(外方，一家在香港注册专门为该项目而成立的公司)。在合作期内，外方负责安排提供项目的全部外汇资金，组织项目建设，并且负责经营电厂10年。外方获得在扣除项目经营成本、煤炭成本和付给中方的管理费后全部的项目收益。合作期满后，外方将电厂的资产所有权和控制权无偿地转让给中方，并且退出该项目。项目投资总额：42亿港币(按86年汇率，折合5.396亿美元)。项目贷款组成是：日本进出口银行固定利率日元出口信贷26140万美元，国际贷款银团的欧洲日元贷款5560万美元，国际贷款银团的港币贷款7500万美元，中方深圳特区电力开发公司的人民币贷款(从属性项目贷款)――9240万。(有关数据资料参见 Clifford Chance, Project Finance, IFR Publishing Ltd. 1991.)
项目能源供应和产品销售安排：在本项目中，中方深圳特区电力开发公司除提供项目使用的土地、工厂技术操作人员，以及为项目安排优惠的税收政策外，还签订了一个具有“供货或付款”(Supply o r Pay)性质的煤炭供应协议和一个“提货与付款”(Take a nd Pay)性质的电力购买协议，承诺向项目提供生产所需的煤炭并购买项目产品――电力。这样，中方就为项目提供了较为充分的信用保证。
从表面上看，电厂项目并没有像一般在发展中国家兴建基础设施项目那样依靠政府特许为基础，而是中外合资双方根据合作协议以及商业合同为基础组织起来的。但是，由于中方深圳特区电力开发公司和项目的主要担保人广东省国际信托投资公司都具有明显的政府背景，广东省政府也以出具支持信的形式表示了对项目的支持，因此深圳沙角B电厂项目实际上也具有一定的政府特许性质。
二、项目风险分析
国际项目中小企业融资中一般存在信用风险、完工风险、生产经营风险、市场风险、金融风险、政治风险和环境保护风险等常见风险。现在我们就来看看在电厂这个项目中究竟存在哪些比较突出的风险。
本项目是火力发电厂建设，为确保电力生产，必须有充足的煤炭供应。因此，妥善地解决能源供应风险的问题就具有特殊的重要意义。中国的煤炭产量居世界第一，而且项目合作的中方深圳特区电力开发公司已经签订了煤炭供应协议，负责提供项目生产所需的煤炭。考虑到中方的政府背景以及中国政府支持特区开发建设的宏观政策，因而项目能源供应是比较有保障的。在经营管理方面，中方负责向电厂提供技术操作人员，而负责经营电厂的外方合和电力具有较强的经营管理能力，其委派到电厂的管理人员也都具有比较丰富的管理经验，因而项目的经营管理风险也比较小。就项目本身的性质来看，火力发电厂属于技术上比较成熟的生产建设项目，在国内外的应用都已经有相当长的时间，技术风险也是比较小的。综合以上几点，应该认为本项目的生产经营风险不大。
市场风险方面，主要应该解决项目所生产的电力的销售问题，这是项目各方收益以及项目贷款人收回贷款的根本保障。考虑到项目所在地深圳正在进行大规模的开发建设，对电力的需求很大，而且在相当长的时期内将持续增加，因此项目产品――电力的销售应该具有良好的市场前景。而且，项目的中方已经通过签订“提货与付款”(Take a nd Pay)性质的电力购买协议，保证购买项目生产的全部电力。因此，本项目的市场风险也是不大的。