2011 1-6月全球光伏发电项目的政策汇总（精选5篇）

第一篇：2011 1-6月全球光伏发电项目的政策汇总

2011全球光伏发电项目政策汇总2011-07-13

【财政部：中国光伏新政 项目补贴将削减四成】

2011年02月11日

财政部、住房和城乡建设部日前发布要求申报2011年太阳能光电建筑应用一体化的通知，根据新规测算，光伏项目在新政策下将削减四成补贴。

据两部委的联合通知显示，是次太阳能光电建筑应用项目示范申报，各省份总装机容量原则上应不超过10兆瓦。对示范项目采用的晶体矽元件、并网逆变器以及储能铅酸蓄电池等关键设备，按中标协定供货价格的50%给予补贴；对光伏示范项目建设的工程安装等其他费用，将采取定额补贴，标准暂定为6元人民币(下同)/瓦。

据《第一财经日报》报导，去年补贴标准上限20元/瓦；2010年则是17元/瓦。目前，156平方毫米光伏元件售价约12元/瓦，据此计算，目前光电项目所获补贴上限12元/瓦，较两年前有40%的下降。

【中国政府将继续推动光伏建筑应用一体化示范项目】

2011-2-12

近期，中国财政部、住房和城乡建设部（以下简称住建部）再次发文，就关于太阳能光电建筑应用一体化示范项目的组织实施事项进行详细阐述。《关于组织实施太阳能光电建筑应用一体化示范的通知》（以下简称“通知”）在建筑一体化、并网技术、关键设备和建设周期，以及资金的申请、审核和拨付等方面进行了详细阐述。此次太阳能光电建筑应用项目示范申报的截至日期为2011年3月10日，各省申报总装机容量原则不超过10兆瓦。

该“通知”对建筑一体化项目提出了明确规定，该示范项目要以一体化程度较高的建材型光伏构件、普通型光伏构件应用为主。建材型光伏构件指太阳能电池与瓦、砖、玻璃等建材复合在一起不可分割的构件，如光伏瓦、光伏砖、光伏玻璃幕墙等，普通型光伏构件指与建筑构件组合在一起直接作为建筑构件的光伏组件。新建的建筑光伏系统应与建筑工程同步设计、施工，并且建筑体需要达到国家或地方建筑节能标准。

在并网方面，该“通知”表示，示范项目要优先考虑采用用户侧并网的方式，实现自发自用。对于关键设备的质量要求，则与之前的国家统一招标入围企业名单相一致，而非晶硅组件可由项目业务自主采购，组件转换效率不低于6%，输出功率衰减2年内不高于4%、10年内不高于10%、25年内不高于20%。新建太阳能光电建筑示范项目的周期不超过2年，既有建筑的太阳能光电应用示范项目的建设周期不超过1年。

该“通知”是根据财政部、科技部、住房城乡建设部以及能源局在2010年印发的《关于加强金太阳示范工程和太阳能光电建筑应用示范工程建设管理的通知》（财建[2010]662号，以下简称“加强通知”）而对光电建筑一体化项目的申报及组织实施提出的细则说明。光电建筑一体化示范项目所用关键设备及工程安装等其他费用的补贴由中央财政提供，晶体硅组件、并网逆变器及储能铅酸蓄电池等关键设备按照中标协议供货价格的50%给予补贴，并按之前的“加强通知”

所规定的程序将补贴资金拨付至设备供货企业。并且此次补贴标准对于工程安装等其他费用的定额补贴暂定为6元人民币/瓦，该补贴资金将拨付项目业主单位。

如果示范项目采用非招标产品，如非晶硅组件，补贴标准按晶体硅组件最低中标协议供货价格的一定比例给予，这次补贴比例暂定为50%，并依据施工图专项审查报告（或专项论证结论）和供货协议书确定的产品供应量核定补助额度。

所有太阳能光电建筑示范项目都将由中国地方财政、住房城乡建设主管部门进行监管，于每年的5月15日、11月15日对项目实施进展、资金拨付情况及项目变更等情况报送财政部及住建部。这些项目也需要建立光电数据监测与远传系统，并在项目验收后，住建部、财政部将依据数据中心实时监测的信息对示范项目验收情况进行复核。该项目还承担着微网技术建设试点的任务，省级住房城乡建设、财政部门要鼓励、扶持具备条件的区域和项目展开微网技术试点工作。

按照计划，该示范项目最多带动32个省、市、自治区（不包括香港、澳门）总计320兆瓦的安装量。这些项目获得批准后将从2011年上半年启动。该“通知”的细则可见中国住建部网站的相关信息。

【中国太阳能光伏市场的发展及政府的激励计划】

2011-03-24 多年来，中国光伏市场较多的集中于离网农村电气化工程，这仅仅实现了很小的安装量。截至2008年底，中国累计光伏装机量仅为145MW。过去的两年内，随着光伏发电成本急速下降，中国国内光伏市场的政策也取得了一些重要进展。

2009年3月，财政部会同住房和城乡建设部推出了促进BIPV和光伏屋顶应用的国家光伏补贴计划，该计划被视为中国光伏市场的转折点。2009年7月，财政部会同科技部和国家能源局发布了第二个国家光伏补贴计划，即“金太阳示范工程”。当年批准了201MW的项目（2010年取消了其中中标后未能实施的54MW）。2009年底，国家能源局举行了甘肃敦煌10MW并网光伏发电项目的特许权招标，最终中广核能源开发有限责任公司、江苏百世德太阳能高科技有限公司和比利时Enfinity公司组建的联合体以1.0928元/度的价格竞标成功。

2010年开始，由财政部、科技部、住建部、国家能源局联合发布文件，对“金太阳示范工程和太阳能光电建筑应用示范工程”的有关政策进行了大幅调整，涉及设备招标、项目调整、补贴标准、项目并网等多个关键环节。2010年新增了272MW的项目。此外，宣布在全国建立13个光伏发电集中应用示范园区，以此为依托推动中国光伏产业的的应用。并公开表示力争2012年以后每年国内应用规模不低于1000MW。2010年8月，国家能源局举行了280MW并网光伏发电项目特许权招标，最终中标价格分布在0.7288元/度至0.9907元/度之间，远低于业内预期。中国政府的一系列光伏激励政策促进了中国光伏市场的快速增长。2009年中国年度光伏新增装机量达到160MW，超过了截至2008年底的累计安装总量。2010年实际新增装机量超过500MW。

中国光伏市场近几年的增长速率令人印象深刻，但中国的光伏装机量从全球角度看仍然相当小，2009年中国光伏安装量占全球总安装量的份额约为2%，2010年上升约1个百分点，达3%。政府的所有这些政策激励被业内视为中国政府对光伏应用的试探性摸底举动，对中国光伏市场产生了显著的冲击作用。

但在中国国内，政府仍然认为急速成长的光伏市场处于试验性阶段，有关工程项目的目的仍然是用于示范。实际上，在项目实施过程中，确实有一些问题浮出水面，表明项目设置上的内在不足及缺乏协调，产业与应用存在脱节，一定程度上与发展光伏市场的初衷相违背。例如，由于补贴水平和项目收益率较低，系统经营方常常发现很难将工程项目维持下去。结果，工程不能获得足够的资金支持，有时甚至无以为继。为了确保工程项目中标，许多公司提交投标书时不管项目的经济性，导致了令项目经营方无利可图的FIT价格，这些与成本结构不相符的FIT价格对市场造成了负面影响。某些先期已经建成的光伏项目，因为在上网电价上与当地政府无法达成一致，迟迟未能上网，短期内无望获得项目收益。采用直接补贴激励的相关光伏政策（包括“金太阳项目”）也遭遇到了类似问题。

目前，包括若干产业领军者在内的一些公司已撤出了已获“金太阳”计划批准的工程项目。

其原因很简单：补贴不足将造成这些项目亏本。还有一些情况是，针对补贴不足，公司以低劣产品用于工程中。这也反映了中国现有的光伏政策有待在利用有效手段衡量政策的实际执行情况方面加以完善。与中国政府在其他可再生能源项目中的投资相比较，政府对光伏领域的政策支持力度显得相对保守。如果政府和产业界能从一系列的政策计划和示范工程中吸取到宝贵的经验教训，将为未来几年新政策的制定和落实打下坚实基础。

【补贴政策仍是太阳能光伏发展之关键】

2011/3/22

受到日本核电灾难影响，欧洲市场近日反核声浪高涨，包括德国、瑞士等最具代表，其中德国将关闭核电厂运行3个月，且即日关闭7座老核厂，因德国又为全球第1大太阳光电市场，进而引发市场大力看好太阳能潜力，16日大大激励台湾太阳能类股。太阳能业者认为，核电问题对太阳光电产业长期发展有助益，当下仍以政府补助及产品售价为产业发展关键。

日本强震引发核灾问题持续扩大中，全球一片反核声浪，其中，太阳能最大市场欧洲的反核声浪最大，又以全球第1大太阳光电市场德国的动态最受瞩目，依外电报导，德国已决定关闭核电厂3个月、即日关闭7座1980年前所建的核电厂。

太阳能业者表示，由于过往德国为反核的代表性国家之一，所以，支持太阳光电的力道也特别强，只是近年来，德国政府考量到太阳光电补助的财政负担大及补助多数流向成本相对较具竞争力的大陆太阳能厂，因而多次非预期的大砍补助。

太阳能业者认为，欧洲各国的反核声浪，代表具替代性的太阳光电、风力等再生能源产业长期的发展空间将有正面的帮助，尤其日本也传出诸多太阳能大厂发起捐赠太阳能系统，预估将有效刺激潜在需求。

但若短期来看，太阳光电产业预估受到反核的实质影响仍十分有限，长期预期心理臆测才是影响欧美及16日台湾太阳能及风能类股大厂的主要原因。

太阳能业者分析，主要即是政府的补助及产品的售价必须符合民众心中的IRR，才是促使需求快速回温的最快方法，尤其对第1大德国市场来说。

太阳能业者指出，受到多晶矽现货价供应不足的影响，再加上日本地震的预期心理，多晶矽现货或合约价走势都被认为向下降的难度增，预估也将进一步影响太阳能矽晶圆第2季报价，推往整个产业供应链来看，意谓著太阳能系统安装的成本难大幅下降。

即使当下全球反核声浪四起，对当下太阳光电产业实际需求恐怕不及价格策略来得有影响力，不过，由于第2季为传统安装旺季，诸多业者预估太阳光电的需求也不悲观。

就台湾太阳光电产业来看，第1大欧洲市场为台湾太阳光电产业供应链的主要销售区，包括昱晶、新日光、茂迪、升阳科、益通耕耘力道均深，近年来受到欧洲补助波动较大，业者纷纷向其它区耕耘以减少损失，但从直接或间接订单走势来看，最大的欧洲市场动向仍被视为是影响太阳光电产业的重要因素。

【“十二五”计划太阳能光伏产业快中求稳】

2011-3-2

北极星太阳能网讯:“十二五”是我国能源发展的关键时期，在15%的约束目标和战略性新兴产业政策的激励下，我国光伏市场前景广阔。不过，国家能源局新能源与可再生能源司副司长梁志鹏在2月22日的SNEC(2011)第五届国际太阳能光伏大会暨展览会上表示：“凡事都需要一个渐进的过程，我国光伏产业还处于起步阶段，因此应当稳步发展。”

在过去一两年，中国在太阳能应用市场的开拓领域已经采取一系列行动。据梁志鹏介绍，一是建造一批大规模并网光伏电站，除10兆瓦敦煌光伏电站外，还有13个二三十兆瓦的大型光伏电站项目正在逐步展开，此外，有不少地方政府的光伏项目也在建设当中;二是 用户侧并网和电量自发自用在实践中进一步落实，已具备了大规模复制的基础。

在这一系列国家政策的支持和引导下，我国光伏市场迎来了新一轮增长期。2010年，中国光伏电池产量达到8000兆瓦，约占全球总产量一半，居世界首位;光伏发电市场装机量预计达380兆瓦，占全球总装机的3%。

当被问及未来5年的装机规划时，梁志鹏表示，中国光伏产业缺少的不是一个数字，“即使我们规划年增长1~2吉瓦这样一个看似井喷的数字，但是放在整个中国能源行业或全球市场中，仍然是微不足道的。现在最重要的是通过技术进步和模式创新，进一步提高光伏产业的经济竞争力，这样中国光伏产业才能健康、持续地做大做强。”他以备受争议的光伏电站竞标方式为例解释说，国家是希望通过竞争的方式，促进光伏企业的优化升级和强强合作，希望在未来3~5年，出现一个具备低成本、高收益的产业链组合，为行业的大规模经济发展树立信心。

值得关注的是，与大规模并网发电相比，分布式的用户侧光伏发电项目更具发展潜力。

据梁志鹏透露，“十二五”期间，国家能源局要推动建设100座新能源示范城市，其中，光伏发电将会是重要的新能源利用方式。

但他同时指出，“十二五”期间的光伏产业发展不应只依靠政策扶持，还要积极建立适应新能源并网的电力系统和运营管理模式，“‘十二五’前几年，我们将探索一些改革和试验，如允许用户自由选择周边的用户，进行电力交易，同时

在太阳能和风能丰富但经济欠发达地区，率先建立一些新能源应用示范区域，通过智能化的电网、电器、电力系统更好地协调运行。”

【太阳能光伏标准2013年有望实现大部分统一】

2011-3-11

2011年2月23日，第五届国际太阳能光伏大会暨展览会(SNEC)在上海举行。世界知名的认证机构UL全球副总裁及能源业务部总经理Jeffrey Smidt发表了关于光伏组件以及系统安全可靠性的演讲。Jeffrey Smidt表示，UL在推动UL标准和IEC标准的融合统一，可能还需要一年半的时间，预计2013年之后有望实现80%的统一度。

国际光伏业认证的两套标准

Jeffrey Smidt表示，光伏业认证的标准体系主要有两套，一个是UL，另一个是IEC(国际电工委员会)的标准，前者与后者相比更注重以下两点：一是防火安全性，这要求对光伏组件进行防火测试和防火安全性测试;二是材料的耐久性。美国的标准更侧重于安全性，而欧洲的标准则更侧重于产品的性能。这与美国和欧洲的法律大环境有关。

Jeffrey Smidt表示，在美国，对产品可靠性的要求非常高，相关的法律也非常严，一旦发生产品安全可靠性的问题引起诉讼，法院会判非常高额的赔偿金，要求生产厂家来承担，这是很多企业都无法承受的。企业若希望将光伏产品销往美国，则需关注产品的安全性，确保不会受到产品责任诉讼的困扰。所以在北美销售的企业，往往会把安全性放在第一位，其次考虑性能。在欧洲，尽管也有产品责任法，对于安全责任事故，要求的产品责任赔偿金额是有上限的，这样就使得IEC的标准和UL的标准之间的侧重点不同。值得注意的是，UL在欧洲，提供UL-EU的标识，目的是为了保证市场信心，可以告知市场上的投资者还有建设者，他们使用的产品的可靠性以及质量保障。

标准统一化之路

欧洲与美国市场标准不一样，法律规定也不一样。最终要达到一个统一的标准可能还需要一定的时间。据UL全球副总裁Jeffrey Smidt 称，在日本这样光伏产业相对比较发达的国家，其标准也非常注重安全性问题。所以，美国和欧洲的标准统一是一个大趋势。UL在推动UL标准和IEC标准的融合统一，这可能还需要一年半的时间，会在标准统一方面迈出第一步，达到第一阶段的目标，即希望使两套标准有着更多共同点，比如最终可能有80%的内容是两套标准共享的测试内容。另外还会存在20%左右的差异，这些会是国家和市场的差异。Smidt还表示，若能达到80%的统一度，也是迈出了非常大的一步，预计2013年之后有望实现该目标。

光伏标准需与时俱进

近年来，光伏产业发展迅猛，不断涌现出新的技术，这些技术会对产品当中所用材料的安全性和可靠性产生影响。比如聚光光伏(CPV)技术，它是基于晶硅技术的平板型的光伏电板，除了普通的平板电池技术之外，里面加了很多镜子，目的是加强太阳光的采集，太阳光的强度。Jeffrey Smidt表示，CPV技术可以提高传统平板电池板光的强度，比原来高出6到10倍。这就对产品组件的材料提

出新的挑战。因为光的强度一旦达到原来的两倍之上，原来所用的光伏组件材料的安全性，特别是抗紫外线辐射的能力就会受到挑战。如何将新兴技术带来的安全问题反馈到标准中是光伏标准制定者们不得不思考的问题。

我们知道，制订标准的目的是为了做大光伏产业。有了标准以后，才能驱动产业真正达到规模效应。在制订标准的过程当中，产业各方应尽可能达成共识。

Jeffrey Smidt表示，在标准制定过程中，邀请不同的光伏产业的利益相关者，包括光伏组件的生产商，材料的供应商，政府的代表，消费者利益团体等参与进来，保证了标准的科学制定。一旦有新的创新技术诞生，如果这些创新技术会影响到安全方面的特点，则要及时收集生产商的意见和建议，并反馈给标准制订的专家小组以供考虑。

国内光伏标准制定应跟上国际步伐

太阳能在中国的应用前景十分广阔，制定出台中国自己的光伏标准迫在眉睫。在上世纪90年代，我国光伏标准以自己制定为主。随着中国加入WTO后国际交往的增多，光伏标准逐渐变成以IEC标准为核心，在此基础上结合国内光伏业自身的市场特点。中国光伏产业在不断发展，也出口到美国和欧洲市场。Jeffrey Smidt表示，企业在美国市场获得UL认证，更重要的是通过认证可以帮助其向客户证明产品品质安全性，从而赢得更多的客户。

Jeffrey Smidt认为，在中国的标准制定过程当中，可以利用国际光伏标准统一化的趋势，尽可能朝着标准统一的方向努力。比如UL标准非常强调防火安全以及触电保护，在中国的标准制定中，则可以把这部分融合到标准中。

【太阳能光伏模板组装质量标准将出台】

2011-3-23 日前，伟创力全球技术副总裁上官东恺博士接受《IT商业新闻网刊》采访时表示，太阳能光伏对于电子组装行业来说是一个非常重要，而且上升很快的领域，伟创力把它看作重要的商业机会。

近几年，太阳能光伏技术越来越受到重视和青睐。市场研究公司iSuppli预测，2011年全球光伏市场仍将强劲增长，全年装机量将比2010年增长42.3%。

中国的光伏市场也迎来了新一轮增长期。根据初步统计，2010年，全国光伏电池产量达到8000兆瓦，约占全球总产量的一半，居世界首位；光伏发电市场装机量预计达380兆瓦，占全球总装机量的3%。

新兴产业缺少工业标准，必将影响产业发展。为迎合配合太阳能光伏产业的发展需要，一些产业标准将出台。据上官东恺透露，伟创力作为发起单位之一，正在和IPC（美国电子电路和电子互连行业协会）一起制定太阳能光伏模板组装质量标准，很快就会出台实施。

相比于太阳能光伏业务，电脑事业部和移动事业部在伟创力现阶段的营收中占据更重要的地位。上官东恺总结指出，电脑和移动终端面临三个变化趋势：首先是高密度化和微型化趋势，因为现在的产品要在体积不再增大的前提下放入越来越多的功能；第二是低能耗趋势，产品功能越来越多，相应能耗也会越来越高，怎样把能耗降下来是业者广泛关心的问题；第三是成本压力，现在的消费电子产品成本压力越来越高，特别是相对于产品功能提高，成本压力更加凸显。

伟创力在日本也设有工厂，因此外界关心近日日本地震对该公司有何影响。伟创力方面向IT商业新闻网记者发来声明，表示该公司位于日本茨城县的工厂没有因地震受到损失，在郡山的工厂遭受了轻微损失，但在日本的员工没有在灾难中受伤，由于当地交通和能源基础设施尚未恢复正常，公司已安排所有员工在家办公。

伟创力认为，其整体供应链遇到了一些短期的基础设施和物流问题，所以仍在评估此次灾难对公司运营和客户的最终影响，并正在通过业务连贯性计划，努力缓解生产中断问题。

【光伏业“阵痛”中孕育新希望】

2011/3/24

从价格飙升、游资疯涌、项目“遍地开花”到订单锐减、资金链断裂、企业大量倒闭，短短半年时间，我国太阳能光伏产业经历了“过山车”式的心惊肉跳。

金融危机发生以来，光伏产业这一孕育梦想、财富与希望的“朝阳行业”被残酷地甩入深渊。“寒冬”骤至，“洗牌”提前，投资者们不得不忍受产业调整的“阵痛”甚至是生死存亡的博弈。

光伏产业的暴利时代无情地拂袖而去，折戟沉沙后留下的是痛苦的反思和冷静的审视。业内人士开始清醒地认识，只有正视现实，调整结构，尊重产业发展规律，促使产业加快升级，我国光伏产业才能走出寒冬，迎来新生！

国内首座大型太阳能光伏高压并网电站日前在青海省西宁市举行竣工典礼并运行发电，这标志着青海省太阳能光伏发电并入城市电网技术达到了国际先进水平。这座光伏高压并网电站位于西宁市经济技术开发区，占地面积15亩，安装太阳能电池组件300千瓦，年发电量可达45万千瓦时。

“阳光”遭遇“风暴”

光伏产业是资金密集型产业，“三高”——高投入、高产出、高回报是重要的产业特征，稳定的资金链是支撑企业正常运转的“生命线”。然而，突如其来的金融风暴却造成全行业订单锐减、价格暴跌、融资渠道中断，国内许多光伏企业的“生命线”紧绷甚至断裂。

江西省政府一份调研报告显示，目前硅材料、电池片和组件价格急剧下跌，国际市场多晶硅价格已由最高点的每公斤500美元跌至每公斤120美元，跌幅达70%以上，电池片价格由每瓦3.5美元降至2.6美元，跌幅达25%左右。国内光伏企业盈利水平骤降，实际收益出现巨额亏损。

金融危机还导致国际资本市场对新能源产业关注度急剧下降，金融机构纷纷控制信贷规模，风险投资机构缩减资本注入，证券市场行情暴跌。江西赛维、无锡尚德等11家境外上市企业股票市值在此轮金融危机中缩水严重，有的公司股价只有去年最高点的1/10左右。江西上饶昌科能源计划投资总额为30亿元的三期工程，资金缺口高达22亿元。据业内分析，国内已有80%的光伏企业面临资金短缺问题。

此外，石油、煤炭等传统能源价格暴跌也相对降低了各国发展新型替代能源的紧迫性，一些国家改变或调整了太阳能光伏发电扶持政策。例如，德国、西班牙两个国家的太阳能光伏市场占欧洲市场的60%以上，2009年其采购计划比上

年降低了一半左右。

融资渠道减少、市场需求萎缩、出口规模下降，资金与市场的大门同时被关上，一系列经营风险压得国内光伏企业难以喘息，甚至休克、死亡。据国内一些知名证券分析机构调查显示，去年10月份以来，国内已有超过300家光伏组件企业倒闭歇业，而且这一数字还有可能不断上升。在此之前，经过一轮高速发展，国内最多时曾有500多家光伏企业和研发单位，从业人员超过10万人。

江西第一家太阳能电池片生产厂家——瑞晶太阳能科技有限公司总经理赵丹说：“公司产量缩减了50%以上，一些买家纷纷削减预付款，收货期限也经常延后，国内光伏企业都在苦苦支撑！”不过赵丹对300多家光伏企业倒闭一说心存质疑，他认为，光伏企业日子的确不好过，但由于太阳能光伏市场前景广阔，一些企业只是迫于资金压力暂时停厂歇业，原先的大部分订单也并没有取消，只是交货期延后而已。

多数业内人士认为，由于各地光伏企业归口管理部门不同，目前官方还没有对倒闭企业数量作确切统计，但行业整体效益下滑严重，光伏企业苦熬“寒冬”、生存艰难的确是不争的事实，尤其是一些匆忙上马、规模不大且处于产业链条末端的中小企业，更遭受了灭顶之灾。

“危机”直击“软肋”

值得注意的是，作为全球光伏电池和组件生产大国，在此次金融危机中，日本光伏产业并没有受到很大冲击。同样是光伏大国，何以我国光伏产业却抵御不了金融风暴的侵袭，行业热度竟由沸点降至冰点？

“日本太阳能光伏产业政策健全，光伏产品1/3的市场在国内。相比之下，我国光伏产业对外依存度高达90%以上，国际市场的任何风吹草动都可能在国内光伏行业掀起轩然大波，这种状况必须尽快改变。”江西省政府决策咨询委员会高级经济师顾世祥分析认为。

“两头在外”是我国光伏产业最致命的弱点之一。我国光伏产业自上世纪70年代起步，近年来各地瞄准光伏产业发展前景，纷纷加大投资力度，采取各种优惠政策进行扶持。2007年我国太阳能电池产量为1.2千兆瓦，占全球总产量的28.1%，超过欧洲和日本，位居全球第一。然而，令人担忧的是，我国光伏行业90%以上原料依赖进口，90%以上的产品用于出口。一方面国内太阳能企业高价进口多晶硅等原材料，另一方面生产出的太阳能电池大部分平价销往国外，而且在国际市场上没有竞争力，这就使得国内太阳能电池的生产利润越来越薄，实际上扮演的是“世界加工厂”的角色，赚取的只是牺牲国内能源和人力所换取到的微薄的“代工费”。

此外，我国还只是太阳能“应用小国”，2006年底光伏累计安装量只有80兆瓦，占世界市场的1%；2007年安装量约20兆瓦，累计安装量只有100兆瓦，占世界市场0.8%。由于国内市场基本没有启动，光伏行业缺少消化产能的“蓄水池”，抗风险能力更差。

“腰板不硬”是我国光伏产业的又一致命弱点。在全球光伏产业链中，太阳能光伏的产业结构呈现明显的金字塔形，最上游的是高纯度硅料生产，技术含量最高，利润最大，价格约占太阳能电池成本的70%以上；其次才是电池片、电池组件等环节，越往下游技术要求越低，利润越薄。

长期以来，由于我国光伏行业不重视技术研发和人才培养，造成整个行业自

主创新能力差，国内企业只占据了利润微薄的产业链中下游，无法与国外大企业在硅料提纯领域匹敌，产品在国际市场上缺乏竞争力。事实证明，在金融危机中，全球光伏行业受冲击最小的是掌握了上游硅料提纯核心技术的大公司、大企业，受冲击最大的是中下游太阳能电池和组件生产商，国内多数光伏企业恰恰吞下了这颗“苦果”。

几年前，国内光伏企业就已经意识到这一行业危机，投资商们掀起了一股多晶硅“旋风”。2007年，我国自产高纯度多晶硅只有1000吨左右，但根据驰昂咨询近期的一份跟踪研究显示，截至2008年5月，我国共有34家厂商开工建设高纯多晶硅提纯项目，完全投产后产能总和为6.8万吨，项目大多数在今明两年进入试生产。

尽管如此，这一轮多晶硅投资热并非是以调整产业结构为最终目的，许多投资者是瞄准国际多晶硅价格疯涨，在暴利推动下盲目闯入的，丝毫没有顾忌整个行业的巨大风险，同质化竞争现象严重。更可悲的是，多数企业走的是迅速扩大产能和规模之路，几乎没有企业愿意投“重金”进行技术研发和自主创新，尽管目前国内多晶硅产能已经非常庞大，但所采用的最先进技术仍然是国外已经使用多年且工艺非常成熟的西门子改良法。

“中国光伏企业建得太多太快了，风险巨大，尤其是大批竞争力不强的中小企业纷纷上马，整个行业迟早要经历大洗牌才能健康发展。”赛维LDK副总裁朱良保博士曾这样断言。但不幸的是，这一天会因为国际金融危机的蔓延提早到来。

“阵痛”孕育“新生”

项目刚刚建成就碰上金融危机，不少投资光伏行业的企业家埋怨运气不好。其实，这种风险早在光伏产业过去几年疯狂的产能扩张过程中就已经预伏，只是他们当时没有意识到，或是被暴利的诱惑冲昏了头脑。

曾几何时，令人瞠目结舌的价格暴涨、“遍地开花”的开工项目、爆炸式的财富增长神话，令投资者趋之若鹜。如今，五彩的光环渐渐褪去，暴利时代画上了句号，整个产业进入挤泡沫阶段。金融危机给我国光伏产业的非理性成长踩了一脚“急刹车”，同时给管理者和投资者注射了一针“清醒剂”。业内人士开始认识到，不进行产业规划，不扼制盲目投资，不引导结构调整，不重视技术研发，不加强人才培养，我国光伏产业就永远“长不大”。

“惨痛的教训让国内光伏行业更加清醒地认识到，为了赢得竞争，光伏企业必须努力革新技术，降低成本，促使产业升级，而不是简单地进行重复投资或是充当国外代工的角色。”一位长期投资光伏材料加工的民营企业家感慨地对记者说。

业内专家普遍认为，今后一段时期内，我国光伏产业必将面临结构调整的严峻考验，产业整合趋势将加快，具备资金、技术、品牌以及管理优势的企业在未来几年将主导市场，而以代工、配套服务为主的中小企业将面临市场转型甚至被淘汰的危险。

江苏省能源研究会秘书长魏启东认为，“洗牌”的结果将使整个行业变得更好，将促进产业集中度提升，而规模扩大后光伏成本将进一步下降，继而推动光伏业发展进入良性循环。

产业的危机正是调整的良机。中国可再生能源学会常务理事、上海交通大学太阳能研究所博士生导师崔容强教授认为，国家必须尽快制定光伏产业政策的长

远规划，避免盲目扩张、胡乱上马、同质竞争，并整合各地资源统一布局，使我国光伏产业在国际竞争中形成整体优势。此外，要采取各种扶持、激励措施，大规模启动国内市场，彻底改变我国光伏产业“两头在外”的格局。唯有如此，我国光伏产业才能重获新生。

令人惊讶的是，在光伏行业苦熬“寒冬”之时，全球最大的多晶硅片生产商——江西赛维LDK所在地新余市宣布，去年光伏产业实现了逆势上扬，全行业实现主营业务收入128.7亿元，同比增长212.5%。新余市委书记汪德和表示，取得这一成绩至少有两点启示：一是赛维LDK的“航母”作用显现，其产业链条已由中游向上游延伸，产业链条完整且资金、技术实力雄厚的大企业能更好地参与国际竞争，抵御市场风险；二是新余市光伏产业已形成“硅料——硅片——配辅料——电池片——电池组件——应用产品”较为完整的链式体系，抗风险能力大大增强。

事实上，根据近期光伏上市企业2008年财务年报显示，尚德电力、天合光能、航天机电等组件厂商受金融危机的影响最大，而拥有一体化优势的天威保变、英利绿色能源则相对表现不俗。分析人士指出，这在一定程度上显示了垂直整合的光伏企业更利于抵御危机。

“这场金融危机让人更深刻地认识到，自主创新技术和科研人才是光伏企业未来生存和竞争的法宝。”江西省政府决策咨询委员会高级经济师顾世祥表示。为支持光伏产业的发展，江西正在加快光伏产业人才培养，措施包括加大对新余高等专科学校的支持力度、组建南昌大学太阳能光伏学院等，争取到2015年为光伏产业培养各层次毕业生10万人。

【建筑补贴政策引路 光伏企业期待并网发电政策】

2011-3-25

记者调查，尽管《意见》和《暂行办法》出台尚不到2个月，但对光伏发电应用方面的拉动效应已初显。许多业内人士认为，启动内需市场将是解决国内光伏产业原料和市场“两头在外”的根本途径，《意见》和《暂行办法》等一系列激励政策对刺激内需作用很大。但是，要真正全面启动内需市场，还需国家尽快落实光伏的并网发电政策。

“财政部、住房和城乡建设部的政策只是‘开胃菜’，真正需要的上网电价政策尚未出台。可以说，真正的’大餐’还在后面。”一位光伏业内人士对本报记者说。

“国内光伏市场一直存在的一个问题就是原料和市场两头在外。目前，随着国内多晶硅产业的迅速发展，多晶硅的原料问题已经能够得到解决，这为光伏市场的发展提供了基础。但另一个市场在外的问题却仍悬而未决。”中科院院士、电工所学术委员会主任严陆光表示，由于成本过高，国内尚难以形成规模应用的市场。为此，只有靠千方百计降低光伏的投资与发电成本，努力提高规模化应用水平，才能打开局面。

据统计，到目前为止，国内有近50家公司正在建设、扩建和筹建以西门子改良法为技术路线的多晶硅生产线，总建设规模超过10万吨，总投资超过1000亿元，其中一期规模超过4万吨，投资超过400亿元。一期建设基本上都在 2006-2009年期间开始，在2007-2010年期间建成投产。这些项目帮助国内光伏行业成功突破多年来困扰行业的“多晶硅原料瓶颈”。

“我国光伏市场一旦启动，不但对能源、环境可持续发展具有重大意义，而且能创造千万亿的内需市场，增加数百万就业岗位，对我国经济、社会发展具有不可估量的意义。”中国可再生能源协会副理事长、光伏分会主任赵玉文说。

而这笔账还仅仅只算了经济效益，并没有考虑光伏应用所带来的巨大的环境保护和节能减排效益。

值得注意的是，在此次金融危机中，日本光伏企业几乎没有受到影响，原因就是日本光伏产品三分之一的市场在本国。赵玉文表示，中国只要有三分之一光伏产品安装在国内，金融危机的影响就不会显现。

国务院参事、中国可再生能源学会理事长石定寰同样认为，国家应该加大对光伏市场的培育，将光伏应用到社会生活的各个方面，包括上网电站、光伏屋顶等。

“国家应在新能源产业规划中对光伏业设置比以往更高的发展目标。”国家发改委能源研究所可再生能源发展中心主任王仲颖在接受本报记者采访时表示，“我个人认为，到2020年国内光伏装机容量达到1000万千瓦应该没问题。”

“目前启动国内需求市场的条件已比较成熟，晶体硅光伏发电成本已经由2006年的超过3-4元/KWh 降到1.5-2元/KWh。在系统补贴20元/Wp的情况下，发电成本将有希望下降至1元/KWh水平。在考虑节能减排方面的效应及合理的上网电价分摊政策下，光伏发电具有较好的推广价值。”PE投资人刘宏生表示，财政部、住房与城乡建设部的激励政策出台后，现在上网电价的分摊政策何时出台已成为关键。

煌光伏电站招标招质疑

在涉及具体应用方面，业内普遍认为，中国应尽快推动光伏在建筑一体化和光伏电站方面的应用。

严陆光表示，光伏应用包括边远无电地区的小型离网电源、与分布式电网及城市建筑结合的中小型并网电源和大型集中式荒漠电站等3个方面，都有着规模化发展的广阔空间，均应积极推进。超大规模光伏电站的研发与示范更需国家尽早进行分阶段部署。

09年3月，敦煌项目正式开标。这是中国首次对大型光伏电站项目实施招标，其招标的上网电价不仅可能成为国内后续并网光伏电站的基准价，也很可能是国内光伏发电补贴政策出台、国家大规模推广并网光伏发电的重要依据。竞标结果是，天威英利和国投电力的联合体(下称“联合体”)投出了令人意想不到的0.69元/千瓦时超低价，引发业内一片哗然。

“我们对0.69元/千瓦时的招标价格有异议。”国务院参事、中国可再生能源学会理事长石定寰在接受本报记者采访时说，“这一价格不能作为促进产业发展的标杆电价，因为该价格不能科学、准确地反映当前这一产业的发展现状。如果以这一价格作为标杆电价，将会很不利于产业发展。”

“在正常情况下，即便是垂直整合的企业，即自己有多晶硅资源，也不可能达到0.69元/千瓦时的成本水平。”尚德电力董事长施正荣同样在接受上海证券报采访时表达了对此次招标的质疑。

在他看来，太阳能发电应该平价上网，但必须要有合理的利润，才能保证企

业的参与。“我们认为，只要上网电价在1元/千瓦时左右，光伏发电就能得到长足发展。”

“这一合理利润既能够支持产业为自我完善加大投入，也能促进产业的不断发展，而不是把价格压得很低，吃干榨尽。毕竟，光伏产业还处在发展起步阶段，远未到成熟阶段，国家对这个产业的政策应该是有利于其持续、长期的发展。”石定寰说。

江苏林洋新能源公司总裁谢平则坦言，0.69元/千瓦时的上网电价给了光伏企业非常大的压力。

对此，天威英利母公司英利集团首席战略官马学禄向本报记者解释称，之所以会出现最低0.69元/千瓦时的竞标价格，与此次投标规定最低价中标有关。“在投标的指引里并没有其他要求，只规定最低价中标。”

赵玉文则表示，风能之前在按照这种招标方法操作时，首批项目的招标价格也是远低于成本价，但其后的招标项目渐成规模，招标价格回到了一个理性的水准。

“我们先不说这次招标的问题，但至少通过这次招标，使我们真正知道了国内光伏发电的成本应该在怎样的范围内。这对国家下一步出台光伏发电的相关政策大有益处。”王仲颖说。

据他透露，如果不考虑最低竞标价和最高竞标价，此次招标的平均竞标价大约在1.5元/千瓦时。

记者随后从一位业内知情人士处了解到，国家已打算将敦煌地区另一个更大的光伏电站项目重新对外公开招标，且对竞标规则也会做一定调整。

补贴政策率先启动光伏建筑市场

几乎与敦煌项目招标在同一时间，财政部、住房和城乡建设部于3月26日联合发布了《关于加快推进太阳能光电建筑应用的实施意见》与《太阳能光电建设应用财政补助资金管理办法暂行办法》，对符合条件的太阳能光电建筑应用示范项目给予20元/瓦的补贴。这一政策来得十分突然，却在一瞬间开启了中国补贴光伏应用的大门。

“此次财政部补贴的力度应该算比较大的。在国外订单不变的情况下，国内市场等于平白新增一块很大的蛋糕。对国内光伏企业来说，产能不是问题，只要有订单，产能上都能满足。”江苏林洋新能源有限公司组件事业部总监袁永健在接受本报采访时说。

江苏省能源研究会秘书长魏启东教授同样表示，“此次政策的影响很大，可以说是一个极大的利好，最重要的就是能推动国内光伏市场的启动。”

在他看来，这个消息对光伏行业整个产业链都会有极大的影响，因为下游产品市场的打开意味着上游也可获得充分发展。

就在上述政策发布数周后，国内多个光伏大省也纷纷启动各自的光伏补贴计划。江苏特别推出了振兴新能源发展规划，对太阳能、风能产业发展和装备配套制定了 2009-2011年的三年规划。该规划确立了徐州、扬州、连云港为多晶硅产业基地，并规划2011年全省达到3万吨多晶硅生产能力，但省内其他地方则不再布新点。规划纲要并提出了发展新能源的政策支持意见和推进措施，确定了全省3年260MW太阳能发电的财政补贴政策。

记者另外从浙江昱辉一位负责人处了解到，浙江省委书记已经表态，将对获

国家财政补贴的项目再给予浙江省内的补贴。

但上述政策中仅规定2009年补助标准原则定为20元/瓦，却没有规定补贴总量，这也引发业界的诟病。

“虽然补贴单价明确了，补贴总额却没有。如果到时候就补贴1个项目，你说算不算拉动光伏产业？补贴100个项目呢？”光伏专家王斯成在接受采访时反问本报记者。他认为，在没有明确补贴总额之前，政策效果究竟如何还不好说。

由于国家对光伏产业的补贴率先落实在建筑应用方面，建筑领域的光伏应用市场无疑将会率先启动。

尽管国内许多光伏企业对财政部和住建部的政策出台欢欣鼓舞，但事实上，国际上多个国家在光伏建筑的研究和应用方面走在了中国的前面。

记者根据公开资料了解到，美国在20世纪80年代初就由新墨西哥州的洛斯阿拉莫斯科学实验室编制出版了被动式太阳房设计手册。此外，美国还出版了许多实用的被动式太阳房建筑图集，既介绍成功的设计实例，也有对太阳房原理、构造的详细说明。这些工具书的发行和一些样板示范房屋的建立，对美国公众接受太阳房起到了很好的促进作用。

值得注意的是，最近几年来，在一些发达国家已开始提倡建设“零能房屋”，即完全由太阳能光电转换装置提供建筑物所需要的全部能源消耗，真正做到清洁、无污染。对于这一点，一直关注光伏产业发展的刘宏生表示，“国外这些‘零能房屋’很可能代表未来光伏建筑的总趋势，但要如何做到’零能’，技术上的学问不仅仅是光伏的问题，建筑本身的学问可能更多。中国目前我还没看到一家企业能系统完整地造出‘零能房屋’。”

刘宏生认为，建筑领域光伏应用的市场是极为庞大的。“德国、美国等许多发达国家在建筑方面的耗能为全国总耗能的25%-35%，如果把这部分的能耗下降20%，就是一个庞大的市场。”

位于广东汕头的金刚玻璃原本以制造防火、防爆等特种用途的玻璃为主，几年前因看到光伏在建筑领域的应用前景，就把光伏玻璃也作为重点发展方向。“财政部和住建部的政策出台后，光伏玻璃的市场一下子激活了。但目前市场上光伏玻璃的技术档参差不齐，像我们这样能把玻璃直接用在幕墙等方面的还很少。按目前的形势，我们公司这个产品今年有望增长200%以上。”金刚玻璃董事长庄大建表示。

庄大建向记者介绍，金刚玻璃的产品特别之处在于，既可以利用太阳能光伏发电，同时也是建筑安全玻璃组件，具有建筑安全玻璃抗冲击、破碎状态等安全性能，可以作为非承重墙或承重屋面用于建筑，这一技术是世界领先的。目前东北地区最大的光伏建筑一体化(BIPV)项目——沈阳恒隆地产中街广场项目已被金刚玻璃拿下。该项目是国内唯一由地产公司投资的BIPV项目，系统功率高达150KW。

据了解，尽管BIPV项目在国外早已不新鲜，国内也有地产商开始尝试，但该市场的主体还是车站和公用建筑。

青岛火车站是国内BIPV项目中较典型的一个，在北京奥运会前夕完成。BIPV项目设计的额定发电功率为109KW，年预期发电量将达10多万度。据记者了解，目前北京南站、武汉火车站等一些车站项目也属大型光伏建筑一体化。

施伟业是广东一家光伏玻璃和幕墙企业的股东，也是该企业的副总。因为企

业规模较小、技术也一般，所以该企业没有把车站、大型广场等BIPV项目作为主要的潜在市场。“我们公司的竞争力和南玻、金刚玻璃比，还有较大差距，但我们打算把市场开拓到西部偏远农村市场去。如果多晶硅的价格再跌一些，加上国家的财政补贴，而许多西部偏远农村的用电成本又很高，我们完全可以在那些地方开拓市场。”施伟业表示。

并网发电将全面启动光伏市场

更关键的在于，上述政策仍没有解决光伏发电的上网问题。在不少业内人士眼中，等到国内光伏发电能够像欧洲一样补贴上网，才表明国内市场真正全面启动。

“要启动国内光伏市场，就必须切实履行《上网电价法》，而要做到这一步，又必须改变对光伏发电成本高的误解。”赵玉文认为，“这是实施《上网电价法》的最大认识障碍。事实上，《上网电价法》是把我国光伏发电的份额从百万分之一向百分之一过渡期间所启动实施的法规，由于在起步阶段，总量很少，平摊量非常少，既不存在技术障碍，也不存在承担能力问题。”

据他介绍，一次性平摊光伏发电成本，只要每度电平摊六厘钱，可持续使用15年。或者采取分期平摊，第一次平摊1厘，以后每两年增加1厘，到第15年也已足够。而我国近年来由于煤炭涨价等因素，电价上涨每年就超过1.25厘。“所以推行光伏发电，实现《上网电价法》根本不存在经济负担问题。”

“在推动光伏上网发电过程中，全网分摊是比较好的支持可再生能源发展的一项政策。”在石定寰看来，企业应该努力降低成本、提高质量，而政府也应切实落实《上网电价法》的相关要求。

另一方面，金融危机促使光伏组件成本大幅下降，这也大大加速了光伏上网发电的进度。

“我国虽然通过了《可再生能源法》，并明确规定了上网电价和全网平摊的法规条款，但法规的实施细则尚不到位，可操作性不强。落实到具体政策上，怎么上网？怎么定价？政府、电力公司都还没有明确的说法，这在很大程度上制约了光伏市场的开发。”辽宁奥克集团董事长朱建民表示，尽快实施《上网电价法》，启动光伏内需市场，已成为我国光伏产业应对国际金融危机，实施中央“保增长、拉内需、调结构”方针的一项最科学、最重要、最迫切和最有效的举措。

据了解，国内几家主要的光伏企业此前已制定了到2012年光伏发电1元/度的项目方案，并已向上申报。

“如果电价分摊政策能落实，加上多晶硅和薄膜技术的不断进步，成本不断降低，在未来15-20年内，国内光伏市场扩大30倍以上根本不是问题。”刘宏生表示，光伏内需市场的启动只是时间问题。目前国内光伏产业还没有一家企业能说自己一定就是老大，所以这个行业大家都还是有机会的。

“国际上对光伏发电的发展目标是2020年装机容量占到总容量的1%，2030年占到10%，2050年占到50%。如果中国按照同比例发展的话，那么 2020年的装机容量就要达到4000万千瓦，2030年将达到5亿千瓦。”王仲颖说，“中国只要能达到四分之一甚至一半的发展目标，2020年就能实现 1000万-2000万千瓦的光伏装机容量，这对光伏行业已经意味着一次大发展的机遇。”

【2011年成本控制决定光伏企业命运】

2011-3-16

进入2011年，光伏企业最关注的焦点发生了改变，在无法延续超高速增长的背景下，首当其冲的问题是成本控制。谁能够有更低的价格、更好的品牌，才能够在2011年的市场上生存。今年成本将决定光伏厂商的命运。

去年全球光伏组件出货量同比增长100%，远远超出了年初时的预期。从去年4月份开始，光伏组件开始供不应求，市场价格也同步直线上涨。面对突如其来的需求增加，光伏企业首当其冲的是如何扩大生产规模，提供更多的产品，成本问题放在了第二位。因为在组件厂商仍维持较高毛利率水平下，即使自己的成本高一点，也可以通过增加销量而对冲掉毛利率下滑带来的负面效用。

但是，2011年全球光伏供需关系出现了新的变化。在需求端，综合数家主流机构的预测，今年全球需求同比增长在30%左右，增速明显放缓。在供给端，由于去年市场供不应求，2010年下半年组件厂商开始大肆扩产，而组件的投产周期仅为6-12个月，预计今年内大部分产能都将投产，中金公司甚至预计，2011年底全球组件产能可能超过40GW。相对于19-24GW的全球需求估计总量，今年光伏市场供需严重失衡的态势明显。

这种供需不平衡的局面首先势必带来组件厂商价格下调的风险。实际上，近期市场已经开始有所反映。3月初，国内多家大型光伏企业的一批多达数百兆瓦的组件在欧洲港口遭遇欧洲企业的集体拒收，对方期望大幅降价。研究机构iSuppli认为，由于德国、意大利等国纷纷下调补贴，如果光伏系统厂商不降价，市场需求将会萎缩。

目前光伏组件厂商的行业毛利率水平在30%左右，为了保住市场份额和市场增长，光伏企业适当作出价格让步，显然是大势所趋，也符合商业规则。

但是，接下来的连锁反应将是：各厂商间势必出现业绩分化，低成本、有品牌的企业才有生存空间；在目前行业增速放缓、供需失衡的市场大背景下，这将引起光伏产品价格集体下降。由于不同企业之间的成本、品牌差异很大，显而易见，势必会造成强者更强。

目前，国内多家光伏行业龙头企业纷纷给出了2011年的出货量预期。晶澳太阳能的首席执行官方鹏预计，2011年电池和组件出货量将超过2.2GW，较2010年提高50%；英利集团也给出了2011年交货量同比增长近70%的预测。

显然，这种马太效应并不会出人意料之外。拥有规模成本、品牌优势的行业龙头企业会保持它原有的优势，同时会挤掉一些高成本的中小型企业。尽管目前全球光伏行业的集中度已经在不断提高，但实际上这种价格战在2011年才正式拉开帷幕，未来几年才是真正考验各家厂商综合能力的时刻。

【从世界工厂到世界市场：中国光伏产业的角色变迁】

2011-3-7

正在北京召开的全国两会将审查和讨论“十二五”规划纲要草案。此前公布的规划建议提出，中国将推动能源生产和利用方式变革，构建安全、稳定、经济、清洁的现代能源体系。业内预计，未来5年，中国光伏产业将迎来更加宽松的政

策环境，其光伏产业“世界工厂”的角色将逐步向“世界市场”转变。

2010年，东营光伏太阳能有限公司营业收入突破28亿元，出口增幅超过100％。公司项目经理潘善峰说，由于国内市场需求较小，公司生产的光伏组件90％以上出口欧美市场。这家企业仅是中国上千家光伏组件生产企业中的一家小型企业。

过去10年来，中国在太阳能产业发展上取得令世人瞩目的成就。在太阳能热利用方面，中国已成为全球最大的热水器生产和消费国。但在光伏产业领域，中国却至今未能摆脱“世界工厂”的命运，由于核心制造技术与消费市场的缺乏，光伏产业仍然靠简单加工组装来赚取微薄的利润。

据从事光伏组件生产的力诺集团专业人士李磊介绍，2010年全球光伏市场安装量约1．5万MW，其中来自中国的光伏组件产品占到45％以上。中国光伏产业原料与市场“两头在外”的被动发展局面，在金融危机之后变得更加严峻。2011年中国国内光伏市场安装量有望达到500MW，但生产量却有望增至1．2万MW。

由于晶体硅的提炼技术限制，中国目前仍未能有效解决国内原料产量不足的问题。目前，中国光伏产业所需多晶硅材料仍主要从海外进口，这使光伏产业背负着沉重的成本负担。同时，由于缺乏有效的运营模式，加上光伏并网发电受到一定限制，致使国内市场难以打开。这些因素很大程度上制约了中国光伏产业的快速发展。

“十二五”时期，中国转变经济发展方式、调整能源结构的趋势，为光伏产业的发展带来了利好消息。改变对煤炭资源的过度依赖，更多地发展太阳能、水电和核能，将成为未来中国能源结构变革的方向。其中，光伏产业的利润空间较大，发展前景也相当广阔。

受政策的推动，在政府的一些招标项目及边远地区，光伏应用市场正显示出诱人的商机。业内预计，今年中国国内光伏组件安装市场有望实现翻番。目前，这些增长的市场需求主要来自华能、国电等五大发电集团。同时，国家对新疆、西藏等边疆省区的援助项目，也带动了国内光伏市场的壮大。

国家能源局新能源和可再生能源司副司长梁志鹏透露，“十二五”期间，中国将建设100座新能源示范城市，并进一步建设并网光伏发电站，在中西部等太阳能资源丰富的地区发展微电网示范区，通过多种手段推动光伏发电在国内的应用。

今年5月份，由力诺集团在西藏日喀则投资2．5亿元建设的10MW光伏电站，将实现投产运营。力诺集团表示，这一项目预计能实现7％左右的稳定利润率。

中国从事光伏产业的人士对国内市场前景充满信心。中国最大的光伏产品制造商、无锡尚德电力董事长施正荣表示，未来10年，亚洲将成为世界最大的光伏市场，而中国作为亚洲最大市场，很可能是世界光伏产品最大的消费国。

【中国光伏制造产业的机遇和挑战】

2011-3-23

中国光伏产业的发展带来了光伏产品制造成本的快速下降。推动了全球光伏

应用的发展。随着原材料价格的下降，电池转换效率的提高以及光伏发电在全球的推广应用力度逐步增强，光伏产品的价格呈现快速下滑趋势。据统计，1978年，太阳能光伏组件的价格为78美元/瓦，发展到2010年，已下降到2美元/瓦以下。全球范围内，光伏产业持续向低成本地区转移。中国企业在推动光伏制造产业降低成本方面发挥了重要作用，原辅材料和光伏设备的国有化程度不断提高。“中国制造”的光伏产品不仅代表了低成本和高质量，还代表了技术进步和创新。

现阶段中国光伏产业的发展也充满了机遇和挑战。具体表现为：产能迅速扩充，产业链垂直整合趋势明显。以晶体硅电池制造企业为例，包括尚德、晶澳、英利、天合在内的多家企业不仅制定了宏伟的电池生产扩产计划，还向产业链上下游拓展，业务延伸至多晶硅材料、硅片、组件及系统安装等。

产业链尚未达到平衡，各环节利益分配呈现失衡状态。由于受到技术、政策、资金等多项因素的影响，中国光伏产业链各环节仍存在不同程度的脱节。以多晶硅环节为例，2010年中国用于光伏行业的多晶硅仍存在约50%的缺口，导致多晶硅市场价格较高。据海关统计数据，2009年和2010年中国多晶硅进口数量分别达到22727吨和47549吨。

国际、国内竞争进一步加剧，新技术和新产品不断涌现。同时，国外大型电子制造企业和大型财团都以不同方式进入光伏产业，其资本优势和技术优势为中国光伏产业的继续发展带来了极大的未知因素。为了打破光伏市场技术差异性相对较小的特点，行业领军企业都极为重视技术的积累进步和新产品的开发。

多家设备企业和原材料供应商也在致力于技术的更新换代，加大了在新兴技术方面的投资。可以预见到，若干关键技术的突破将会改变整个光伏产业的发展进程和竞争格局。

目前出现的7大主要行业趋势包括：薄膜技术的突破将使得未来薄膜电池的市场份额不断扩大;安装与配套器件市场将在国际和国内市场都呈现出大幅度增长机会;光伏设备行业正在向中国转移，存在大量扩张机会;部分供应不足的辅材和设备在未来将成为投资热点;产品可融资性等更多综合性因素将成为未来光伏市场重要的竞争要素;若干强有力竞争对手的加入将改变未来光伏市场的竞争格局;新的颠覆性的技术可能会改变产业发展进程和竞争格局。

【2011年政府工作报告中的电力信息解读】

2011年3月8日

能源生产和利用方式谋变

——2011年政府工作报告中的电力信息

我国每年的政府工作报告都蕴含着丰富的信息。今年，涉及“十二五”的发展规划问题被广泛关注，在温家宝总理向十一届全国人大四次会议所作的报告中，电力工业作为国民经济的基础产业和关系国计民生的公用服务事业，在报告的各个部分多次被提及。

关键词：智能电网

温家宝总理在报告中说，要推进传统能源清洁利用，加强智能电网建设，大力发展清洁能源。这是继2010年政府工作报告中首次提出智能电网建设后，连

续第二年在报告中出现，表明由我国电力企业率先倡导和实施的智能电网建设已经从企业行为上升为国家战略。并且在过去一年的建设中，得到了党中央、国务院的高度重视和肯定，在清洁能源利用、传输过程中将发挥重要作用，进而为“十二五”我国能源结构调整发挥重要作用。

智能电网是推动清洁能源发展的重要载体，关系到国家能源安全和能源可持续发展。智能电网建设连续两年写入政府工作报告，并且被写进国民经济和社会发展“十二五”规划纲要草案，意味着该项发展计划很有可能正式纳入国民经济和社会发展“十二五”规划，并在相关法律、财税政策、资金和电价等方面获得国家政策支持。

由于全球智能电网仍处于发展初期，国内外基本处于同一起跑线上，可以预见，随着智能电网建设的快速发展，“十二五”期间，我国电力工业将会实现跨越式的大发展。

关键词：能源远距离输送

政府工作报告中提出，要加强现代能源产业和综合运输体系建设。积极推动能源生产和利用方式变革，提高能源利用效率。积极发展新一代信息技术产业，建设高性能宽带信息网，加快实现“三网融合”，促进物联网示范应用。

2010年我国原煤产量32.4亿吨，75%需要通过铁路和公路跨省外运，煤炭运输约占铁路货物总运量的50%，跨省区输煤与输电比例为20:1，输煤在能源资源配置中所占比重偏高，给交通运输带来巨大压力。

就电源结构而言，也不合理。马宗林介绍，2010年，我国发电装机容量为9.62亿千瓦。其中，火电7.1亿千瓦，水电2.1亿千瓦，核电0.1亿千瓦，风电0.3亿千瓦。火电装机占装机总量的73.5%。燃煤发电给大气环境带来严重影响，我国二氧化硫排放量的75%、二氧化碳排放量的85%、一氧化氮排放量的60%和悬浮颗粒物的70%都来自于燃煤。

而能源领域科技创新支撑力度也不足。与发达国家相比，我国能源技术相对落后，特别是新能源产业的大部分核心技术尚未掌握，关键设备、组件主要依赖进口，研发基础薄弱，技术标准偏低，产业集中度不高，低水平重复建设问题突出。

重点：传统能源高效利用和大力开发新能源

马宗林告诉记者，在提高传统能源利用效率的基础上，如何科学高效开发利用清洁能源和新能源是加快我国能源发展方式转变的关键所在。

马宗林说，清洁能源最有效的利用方式是转化为电能，发达国家清洁能源用于发电的比重超过80%。根据我国2020年非化石能源在一次能源消费中比重达到15%的目标，需要在未来十年内实现水电、核电、风电和太阳能发电装机容量分别增长1倍、8倍、10倍和100倍，发展任务艰巨。应优先开发水电，大力发展核电，积极发展风电，稳步开发太阳能。

在能源配置上，马宗林说，要构建分工明确、结构合理的输煤输电格局。转变能源输送方式，关键是立足经济社会发展全局，发挥煤电运综合协同优势，实现整体运输效能最优。应坚持输煤与输电并举。

在能源消费上，马宗林说，要以智能用电推动全社会自发节能。根据预测，2020年，智能用电将降低用户电力需求约445亿千瓦时，折算后可节约燃料费用约96.3亿元。应加快发展电动汽车及充电网络，按照“换电为主、充电

为辅、集中充电、统一配送”的商业模式，确立科学的电动汽车技术路线，建设标准统一的充电服务网络，促进电动汽车产业链健康发展。

建议：政策扶持与技术创新 马宗林认为，新能源发展是系统工程和长远事业，需要完备配套的政策支持。发展规划方面，必须坚持统一规划，统筹发展布局，注重新能源发展与资源利用、电源结构、电网建设和市场消纳相协调，保证项目建得起、送得出、有效益；鼓励发展小规模、低电压、分散型，就地消化的新能源；对不具备远距离输送条件，也不能就地消纳的，合理安排建设时序，防止一哄而上，避免浪费。财税政策方面，多渠道筹集资金，设立支持新能源的专项基金。鼓励地方财政贴息支持新能源发展。对新能源企业增值税即征即返的优惠政策要落实到位。投融资方面，拓宽新能源企业投融资渠道，制定更优惠的贷款政策支持民营企业进入新能源领域，广泛吸引社会资金参与和支持新能源发展。制定鼓励新能源企业上市的政策，支持新能源企业利用资本市场开展兼并重组，促进行业整合和产业升级。

价格机制方面，尽快建立起能够反映资源稀缺程度、市场供求关系和环境成本的价格形成机制。拓展新能源补贴范围，对单位和家庭自发自用的新能源也应按照国家规定给予补贴，鼓励用户消费绿色能源。

在技术创新上，马宗林说，我们要尽快掌握新能源领域的关键核心技术。科技决定能源的未来，新能源发展的核心问题，不在装机容量而在核心技术。必须加大技术创新力度，把握新能源发展的主动权。应加强关键技术和共性技术攻关，集中力量对风能资源测量、太阳能光伏发电间歇性、硅板低耗能冶炼、生物质能开发、大规模储能、新能源发电并网接入等关键技术进行攻关。

【由“十二五规划建议”看光伏照明行业未来发展】

2011-3-24

2010年10月18日中国共产党第十七届中央委员会第五次全体会议审议通过了《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十二个五年规划的建议》。规划建议13条明确提出，培育发展战略性新兴产业，节能环保、新能源、生物等产业赫然在列，国家将“实施产业创新发展工程，加强财税金融政策支持，推动高技术产业做强做大”。而太阳能是取之不尽，用之不竭的能源。随着新技术、新材料的发展，人类对太阳能的利用水平越来越高，新兴的太阳能产业发展前景无限。作为同时横跨“新能源”和“节能环保”两大产业的太阳能产业也将成为“十二五”新投资的最大受益者。

光伏照明行业未来发展前景广阔

作为太阳能产业中重要组成部分的光伏照明行业未来发展前景广阔。太阳能光伏照明技术是太阳能电池片技术与LED技术的综合应用，光伏照明行业是太阳能光伏发电产业和LED照明产业的交叉领域，主要是利用太阳能光伏发电产生电能，并将电能应用于LED照明，从而产生了各种不同的照明应用，实现真正意义上的“绿色照明”。

目前，光伏照明技术已经开始应用于国内外的户外照明应用领域，其中，道路照明、户外小功率景观照明是光伏照明行业最重要的细分市场，其占整个光伏照明市场的90%左右。由于太阳能电池技术、LED照明技术的发展，目前太阳

能光伏照明产品已经由小功率应用产品拓展到大功率应用产品，产品的种类也日益丰富。如：

太阳能手电筒：这是最近几年刚刚兴起的一种太阳能产品，主要用于出口，产量每年在递增，国外政府用于发给居民，供遇到自然时应急使用，所以数量很大。

太阳能工艺灯：太阳能工艺灯基本上是用树脂做成，用LED做成的萤火虫夜晚闪烁发光，情趣盎然。该产品几乎全部出口，产量每年在递增。

太阳能门牌灯：用于在夜晚指示门牌，出口量较大。

太阳能交通警示灯又称太阳能黄闪信号灯、太阳能频闪灯、太阳能LED警示灯等，适用于公路和城市道路平面交叉路口，障碍物及事故多发路段，特别是未实行全封闭的高等级公路平交路口.横穿道口。该产品目前已经在国内得到大规模应用。

光伏照明行业市场规模分析

2010年被视为LED照明元年，根据台湾工业技术研究院产业经济与趋势研究中心(IEK)的预计，2009年全球LED照明市场规模约为28.5亿美元，2010年全球LED照明市场规模约为40亿美元，其主要应用还是建筑照明领域。随着各国政策推动、全球经济尤其是新兴市场的成长、LED产能扩充及产品单价下降，加上应用范围扩展，2013年LED照明市场总规模将达137亿美元。2008年到2013年LED照明市场容量年复合增长率预计达49%，至2015年全球LED照明市场规模估将增长至288亿美元。

2010年太阳能光伏照明灯具估计占整个LED照明市场的25%左右，随着市场的发展和政策的推动，到2013年，太阳能光伏照明灯具预计将占整个LED照明灯具市场规模的30%以上，市场规模超过40亿美元。

全球光伏市场峰回路转 国内多晶硅企望迎“第二春” 国际光伏市场峰回路转 中国多晶硅重整旗鼓

晦暗两年的多晶硅厂商业绩纷纷报喜，究竟是意外事件造成的短暂回暖，还是重新洗牌后的第二个春天？

在价格低谷中苦苦蛰伏了两年之后，国内多晶硅厂商最近的日子又开始好过了。

从2010年三季度起，国际光伏市场峰回路转，形势突然好转。伴随全球经济的回暖，特别是光伏系统集成商们赶在德国光伏补贴政策下调前，纷纷下单，全球光伏需求大增。全球光伏研究机构Solarbuzz的年度报告显示，2010年全球太阳能光伏市场安装量达到创纪录的18.2GW，比2009年增长139%。

作为光伏产业的核心原料，多晶硅的价格也因此水涨船高，从2010年7月份的56美元/公斤大幅上行到2010年底近100美元/公斤。

占全球光伏市场10%份额的光伏龙头企业，无锡尚德太阳能电力有限公司(STP.NYSE，下称无锡尚德)的业绩表现堪称风向标。2011年开春以来，无锡尚德销往欧美的太阳能光伏组件数量持续攀升，供不应求，一季度销售同比增长近50%。

包括保利协鑫、川投能源、天威保变等在内的国内主要多晶硅厂商亦纷纷扭亏为盈，发布了业绩闪亮的2010年报和2011年一季报。

这究竟是意外事件造成的短暂回暖，还是全球多晶硅需求格局重新调整后，迎来了蕴含生机的第二个春天？

价格下滑渐成趋势 光伏业或因祸得福

数据显示，3月中上旬以来，受即将出台的意大利光伏补贴调控政策影响，光伏产业的硅材料、硅片、电池、组件等价格持续走低。多位业内人士分析，光伏行业降价已成发展趋势，长期来看，其对产业发展利好。

据媒体报道，意大利取消重启核电计划对光伏发电起到促进作用，政府正在草拟一份新的刺激光伏发电计划，预计每年将投入70亿欧元刺激光伏产业，争取在2016年达到23000兆瓦的发电量，相当于意大利发电量的25%。

“新的调控政策是否会设置上限，成为众多厂商关注的焦点。意大利政策的不确定性将导致光伏市场的观望态度，并影响需求和价格。但是在意大利政策出台之前，各个环节利润甚微，价格下降的空间已经有限。”solarzoom咨询部分析人士在接受中国经济时报采访时认为，与德国出台下调补贴政策之前的抢购潮不同，今年意大利政策出台之前，市场进入需求“真空期”，观望导致价格持续走低。

“市场出现如此大的反差，主要是因为意大利与德国在光伏产业发展上所处的阶段不同。”中投顾问高级研究员李胜茂在接受中国经济时报记者采访时表示，德国的光伏产业已进入成熟状态，进一步扩大规模的空间有限，企业希望赶上末班车，从而导致调控前出现抢购现象。而意大利光伏市场正处于快速发展状态，未来前景依然广阔，需求仍将继续增长，企业对意大利未来的光伏前景保持乐观，无需在调控前大规模抢购。

“意大利的补贴政策主要是设置补贴上限和下调补贴力度，未来5年补贴上限设为23GW，总量依然可观；下调补贴力度，与德国相比，投资者收益率也是可观的。所以，可观的总安装量和收益率增强了投资者的信心。”李茂胜说。

浙江宝利特新能源股份有限公司国内销售部经理林福增告诉中国经济时报，目前国外多晶硅料进入到中国，每吨价格大约比国内市场低7万元—8万元，国内多晶硅料受此影响不得不降价。

“降价是一个长期发展趋势。预计2013年或者2014年之后，欧洲光伏市场希望达成一个政府补贴非常少或者是几乎无补贴的意向，降价是他们制定的一个步骤。”林福增说，近期欧洲需求持续疲软，国内组件产能过剩，虽然目前多晶硅料还没有出现大幅降价，但是降价的时间点已经到来，预计5月初会出现明显降幅。

李胜茂认为，随着意大利光伏补贴政策即将落地，政策如果好于市场预期，将会促使前期下跌的价格趋于稳定，不排除受短期影响价格回升的可能。

“但是无论怎么涨，只能在补贴范围和利润率范围之内有一个涨幅，超过这个程度，项目运营商是不可能答应的。”林福增表示。

多位分析人士表示，价格走低对光伏行业长期发展利好。从总体上看，价格下降促使行业由井喷式发展向理性发展转变，迫使缺乏竞争力的小企业被淘汰，具备强大实力和品牌影响力的企业脱颖而出，引领行业向规范、有序的方向发展。

“之前，价格走高导致很多项目上马，造成无序竞争和重复建设。降价有利于行业洗牌，降低发电成本，还能刺激全球光伏市场的需求，对行业长期发

展利好。”林福增说，目前我国光伏行业的整个产业格局、行业协会、国家控制能力等都比较弱，没有技术优势和终端优势，在面对国际光伏行业“冷热交替”时，没有发言权和定价权，只能处于从属地位。所以，我国光伏行业的发展要依靠产业链的拓展和品牌建设，提高技术，降低成本，同时寻找新的市场。

（中国经济时报）

欧洲市场重启动 光伏产业将“王者归来” 欧洲市场重启动 光伏需求六月或现小高潮

去年欧洲市场带动了全球光伏市场的火爆，德国和意大利是欧洲市场装机增量最大的国家，今年主要的装机量仍取决于这两个国家的增速。意大利政策的停滞一度导致下游电站厂商观望。政策在5月逐步明朗后，电站的建设需求会被重新触发。同时德国6月将会上演补贴下调之前的“抢装机”需求，国信证券认为，光伏需求在6月将出现一个久违的小高潮。

六月或迎“抢装机”潮

从2011年上半年来看，由于如美国和中国等大国的装机量不可能突然出现井喷，因此短期市场需求还是要看欧洲市场，其2010年新增装机量约占到全球总装机量的80%以上。今年欧洲光伏总体的装机规模很大程度上依然取决于意大利和德国市场，所以，两国今年对于光伏补贴的下调情况最为引人关注。

从最新的消息来看，意大利的政策极可能有补贴上限的限制，同时会逐月进行补贴的下调。同时，为了保证现有的装机能够在补贴下调之前顺利并网，政府将现有的三号法案进行了延期执行，极可能刺激部分新增装机的需求提前到最近几个月开工建设。

此外，德国6月有望重现去年的“抢装机”热潮。德国去年是整个欧洲装机体量最大的国家，其总装机容量达到了7.25GW，同比增长了约90%，也带动了全球光伏市场的高景气。

与意大利相似，德国政府也不断下调政府补贴以促进光伏的平价上网，而从去年月度装机情况来判断，在补贴下调之前德国的月度装机容量出现了明显的上涨，这主要是因为电站厂商希望通过“抢装机”以搭乘装机下调前的末班车享受到补贴的优惠。

从去年的装机量数据并结合现有的政策进行分析，为了使下半年的政策不显得过分严厉，3～5月德国的电站厂商的装机量可能会出现低潮，使量化到全年的装机量处于一个较低的区间，以使补贴下调不那么多。同时叠加意大利政策的停滞的不利因素，也解释了为什么现在组件处于旺季不旺的尴尬局面。而电站厂商为了赶上政策的末班车，其装机需求将会在6月集中释放，从而重现去年“抢装机”的热潮，因此初步判断6月将会是一个需求的旺季，而需求也将集中反映在相关板块上。

多晶硅价格将反弹

光伏板块的走势基本上反映了行业的基本面情况，而行业基本面中最为相关的指标就是多晶硅和组件的现货价格，其中多晶硅价格和整个光伏板块高度正相关。由于组件的供需关系一直较多晶硅的供需紧张得多，因此组件价格从2010年下半年开始呈缓慢下跌的趋势。

对A股光伏板块进行操作时，多晶硅价格是个非常重要的参考指标，虽然多晶硅价格单纯的上涨并不一定是其他产业链如组件厂商的利好，但多晶硅价格从一个侧面反映了整个光伏产业链的供需情况。当下游电站建设火爆的时候，多晶硅的需求就会得到释放，而同时多晶硅产能过剩的程度远没有组件那么严重，因此多晶硅价格就会呈现更为明显的上涨趋势，而投资者在看到多晶硅价格出现反弹时，便会认为行业景气度出现了回升，从而投资光伏板块。

因此，结合意大利和德国的情况，到6月份整个光伏产业链会重新迎来一个需求增长的高峰期，需求的释放将会进一步促使整个组件价格企稳或者至少放缓下跌。由于大部分多晶硅厂商产能释放要到下半年，因此多晶硅价格在需求的强烈刺激下很可能出现反弹，带动整个板块在6月份出现整体上扬的行情。

国内光伏应用开启“加速”模式

光伏发电“十二五”规划目标大幅上调，上网电价政策制订已提上日程

我国光伏产业或将重演“德国行情”。

5月5日，国家发改委能源研究所副所长李俊峰就国内光伏应用前景明确表态：“到2015年，国内的光伏装机容量目标将达到10个GW（1000万千瓦），到2020年，目标至少要到50GW（5000万千瓦）。”

这一目标较业界预期高得多，意味着未来十年国内光伏装机将开启“加速”模式。另据业内人士透露，目前上网电价政策的制订也已提上议事日程。

李俊峰是在当日举行的“第六届亚洲太阳能光伏工业论坛”间隙接受本报记者采访时透露上述数据的。

他同时否认了《新兴能源“十二五”规划》的存在。据介绍，由发改委能源局负责编制的《光伏发电“十二五”规划》未来将要出台，“部分目标会写在这份规划中”。此外，今后还会陆续出台与规划配套的一系列政策措施。

“至于原先大家都在说的《新兴能源‘十二五’规划》已经是个老概念了，目前没有这么一个规划。”李俊峰说。

此前，业界普遍认可的一个说法是：在“十二五”和“十三五”期间，光伏装机目标分别达到5GW（500万千瓦）和20GW（2000万千瓦.）。显然，最新的规划目标是最初目标的两倍甚至更多。

“未来全球光伏发电装机都是10亿千瓦级的。包括美国、中国及印度市场，会远大于目前全球最大光伏市场——德国的装机规模。预计未来3至5年后，中国光伏市场肯定会比欧洲市场大得多。”李俊峰显得信心十足。

无独有偶，世界可再生能源委员会主席沃尔夫冈·帕尔茨也表示，近期德国市场仍会是全球光伏行业的主要推动力量，但从中长期来看，最大推动力不会是印度和美国，而是中国市场。

国内光伏行业龙头尚德电力一位高层随后在接受本报记者采访时确认，《光伏发电“十二五”规划》目前正在业界论证，并已向相关企业征求过意见，“《规划》中的装机目标正是10GW。”

他还透露，业界最关心的上网电价政策制订也已提上议事日程。“如果推出的话，意味着前几年德国光伏爆发式增长的一幕也将在中国重演。”

截至目前，中国已是全球最大的光伏电池生产国，去年占据全球55%的市场份额。不过因光伏发电成本相对较高，本土的光伏装机仍较缓慢。截至去年底，国内光伏并网发电总装机容量预计仅在600MW左右。

业内人士普遍认为，光伏规划目标如果的确按照上述步骤大幅上调，将给国内光伏企业带来超预期的发展空间。

第二篇：台安县光伏发电相关政策及项目情况简介

台安县光伏发电相关政策及项目情况简介

一、光伏发电发展规模的相关政策

根据省发改委2014年4月8日下发的《关于加快推进太阳能光伏发电工程建设的实施意见》精神，2014年我省新增光伏发电建设规模为250MW，其中，光伏地面电站为50MW，分布式光伏发电为200MW。鞍山市为10MW。个人在住宅区域内建设的小型分布式光伏发电项目，不受规模限制，由各市发展改革委归口定期向省发展改革委提出专项规模申请，省发展改革委将统一上报国家申请补贴政策支持。

2014年辽宁省享受国家电价补贴资金政策的光伏发电规模为250MW，其中，光伏地面电站并网式规模为50MW；分布式光伏发电规模为200MW。

二、光伏发电电价及补贴的相关政策

（1）光伏地面电站实行分区域的标杆上网电价政策。根据各地太阳能资源条件和建设成本，将全国分为三类资源区，分别执行每度0.9元、0.95元、1元的电价标准。辽宁属于Ⅱ类资源区，因此执行每度0.95元的上网电价。

对于地面电站项目，辽宁省补贴政策是：2012年12月31日之前建成投产，且装机容量不低于300kWp的太阳能光伏发电项目，按0.3元/度的标准给予电价补贴；2012年以后，补贴标准按照年均递减10%的比例确定。例如2014年建

项目备案以及不申请政府补贴的光伏发电工程登记由地市级能源主管部门负责。

四、备案要求及程序

1、报省级备案项目业主需报材料：（1）公用地面电站项目 项目业主（法人）情况简介。

项目可行性研究报告（乙级以上专业咨询资质）。市级土地、环保等部门原则意见（10MW及以上规模由省土地部门出具意见）。

④省电力公司出具接网意见。

⑤安全生产监督管理部门出具的项目安全预评价报告备案函。

以上5项材料合订为《项目备案申请报告》。⑥项目法人申请文件。⑦市级发展改革部门意见。

（2）6MW及以上分布式光伏发电项目。项目业主（法人）情况简介。

项目可行性研究报告（乙级以上专业咨询资质）。建筑物屋顶所有者意见。④电力用户意见。⑤市供电公司接网意见。

以上5项材料合订为《项目备案申请报告》。

工业园区867566m。农高区125120m。县城与各乡镇38520m。

七、我县光伏发电项目情况

1、大唐新能源股份有限公司鞍山台安20MW光伏发电工程项目。工程永久征地面积9641m。临时用（租）地面积572123m。总投资22712.51万元。建设地址位于西平林场。目前该项目已编制完可行性研究报告并已向市发改委报送。

2、华能台安工业园区10MW分布式光伏发电示范项目。该项目正在编制可行性研究报告。

3、青岛昌盛日电20MW光伏发电项目。占地2500亩。一期装机容量为20MW。拟建设地址为辽河旅游区、新开河镇张荒地村。该项目正在进行实地调研，预备编制可行性研究报告。

八、向上争取资金情况

于2012年已向省发改委申报辽河文化旅游区文化产业项目，拟争取上级资金500万元；也可通过旅游局争取上级专项资金。2

第三篇：分布式光伏发电补贴政策

《分布式光伏发电补贴政策》

最新的分布式光伏发电补贴政策在国内部分地区相继出台，其补贴力度超过业内预期。其中嘉兴光伏产业园对建成的分布式项目给予每度电2.8元的补贴，在行业上下引起震动。在嘉兴之后江西、安徽等地关于个人分布式光伏电站补贴政策也先后出炉。新能源行业分析师认为，分布式光伏发电政策力度超预期，将有利于分布式光伏电站市场加速发展。6月18日举行的“2013长三角嘉兴投资贸易洽谈会暨嘉兴太阳能光伏产业投资推介会”上传出，嘉兴光伏产业园内建成的个人分布式项目将得到每度电2.8元的补贴，补贴三年，逐年下降5分钱。“平均下来，三年半就可以收回成本。”业内人士戏称，这下全国人民都要去嘉兴建分布式电站了。

除了嘉兴光伏产业园，桐乡市出台的《关于鼓励光伏发电示范项目建设的政策意见(试行)》给予的补贴同样丰厚。桐乡市提出对装机容量0.1兆瓦以上的示范工程项目实行“一奖双补”。首先给予投资奖励，即对实施项目按装机容量给予每瓦1.5元的一次性奖励;其次是发电补助，政府对光伏发电实行电价补贴，建成投产前两年按0.3元/千瓦时标准给予补贴，第三至第五年给予0.2元/千瓦时标准补贴;此外桐乡市还鼓励屋顶资源出租，对出租方按实际使用面积给予一次性30元/平方米的补助。

江西省则以实施屋顶光伏发电示范工程的形式给予专项资金补助。补助标准考虑国家政策、光伏组件市场价格等因素逐年调整，一期工程将补贴4元/峰瓦，二期工程暂定3元/峰瓦。居民自建屋顶光伏发电示范工程将获得4000元左右的补贴。

新能源行业资深分析师表示，各省市补贴标准普遍在国家补贴的基础上给予0.25-0.3元/度的补贴。国家层面期限长达20年的补贴方案也将很快出炉，预计为0.45元/度。国务院常务会议关于加快光伏行业健康发展的六项措施中已经明确要求全额收购光伏发电量，再加上补贴力度较大，将带动个人投资屋顶光伏发电项目的积极性。从而能消化掉部分过剩产能，曲线驰援国内光伏制造行业。

已知的出台地方性分布式光伏发电补贴的地域有：

嘉兴：光伏产业园内建成的个人分布式项目将得到每度电2.8元的补贴，补贴三年，逐年下降5分钱。

桐乡：对装机容量0.1兆瓦以上的示范工程施项目按装机容量给予每瓦1.5元的一次性奖励；其次是发电补助，政府对光伏发电实行电价补贴，建成投产前两年按0.3元/千瓦时标准给予补贴，第三至第五年给予0.2元/千瓦时标准补贴。

合肥：居民自家建光伏发电项目或企事业单位建设光伏停车场，项目投入使用并经验收合格后，按装机容量一次性给予2元/瓦补贴，另外按照发电量给予每度电0.25元的补贴。江西：以实施屋顶光伏发电示范工程的形式给予专项资金补助，一期工程将补贴4元/峰瓦，二期工程暂定3元/峰瓦。

第四篇：分布式光伏发电政策文件汇总

分布式光伏发电政策文件汇总

及

光伏电站案例投资分析

安徽联维新能源科技有限公司 目 录

一、可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法

二、太阳能发电发展“十二五”规划

三、能源局关于申报分布式光伏发电规模化应用示范区的通知

四、关于做好分布式光伏发电并网服务工作的意见（暂行）

五、发改委发布《关于完善光伏发电价格政策通知》征求意见稿

六、国家能源局分布式光伏发电示范区工作方案(草案)

七、国家电网公司关于做好分布式电源并网服务工作的意见

八、国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见

九、分布式发电管理暂行办法

十、关于分布式光伏发电实行按照电量补贴政策等有关问题的通知

十一、发展改革委关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知

一、可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法

第一章 总则

第一条 根据《中华人民共和国可再生能源法》和《财政部 国家发展改革委国家能源局关 于印发<可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法>的通知》（财综〔2011〕115 号），制定本办法。

第二条 本办法所称可再生能源发电是指风力发电、生物质能发电（包括农林废弃物直接燃烧和气化发电、垃圾焚烧和垃圾填埋气发电、沼气发电）、太阳能发电、地热能发电和海洋能发电等。

第二章 补助项目确认

第三条 申请补助的项目必须符合以下条件:

（一）属于《财政部 国家发展改革委 国家能源局关于印发<可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法>的通知》规定的补助范围。

（二）按照国家有关规定已完成审批、核准或备案，且已经过国家能源局审核确认。具体审核确认办法由国家能源局另行制定。

（三）符合国家可再生能源价格政策，上网电价已经价格主管部门审核批复。

第四条 符合本办法第三条规定的项目，可再生能源发电企业、可再生能源发电接网工程项目单位、公共可再生能源独立电力系统项目单位，按属地原则向所在地省级财政、价格、能源主管部门提出补助申请。省级财政、价格、能源主管部门初审后联合上报财政部、国家发展改革委、国家能源局。

第五条 财政部、国家发展改革委、国家能源局对地方上报材料进行审核，并将符合条件的项目列入可再生能源电价附加资金补助目录。

第三章 补助标准

第六条 可再生能源发电项目上网电量的补助标准，根据可再生能源上网电价、脱硫燃煤机组标杆电价等因素确定。

第七条 专为可再生能源发电项目接入电网系统而发生的工程投资和运行维护费用，按上网电量给予适当补助，补助标准为：50 公里以内每千瓦时 1 分钱，50-100 公里每千瓦时 2 分钱，100 公里及以上每千瓦时 3 分钱。

第八条 国家投资或者补贴建设的公共可再生能源独立电力系统的销售电价，执行同一地区分类销售电价，其合理的运行和管理费用超出销售电价的部分，通过可再生能源电价附加给予适当补助，补助标准暂定为每千瓦每年 0.4 万元。

第九条 可再生能源发电项目、接网工程及公共可再生能源独立电力系统的价格政策，由国家发展改革委根据不同类型可再生能源发电的特点和不同地区的情况，按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确定，并根据可再生能源开发利用技术的发展适时调整。

根据《中华人民共和国可再生能源法》有关规定通过招标等竞争性方式确定的上网电价，按照中标确定的价格执行，但不得高于同类可再生能源发电项目的政府定价水平。

第四章 预算管理和资金拨付 第十条 按照中央政府性基金预算管理要求和程序，财政部会同国家发展改革委、国家能源局编制可再生能源电价附加补助资金收支预算。

第十一条 可再生能源电价附加补助资金原则上实行按季预拨、年终清算。省级电网企业、地方独立电网企业根据本级电网覆盖范围内的列入可再生能源电价附加资金补助目录的并网发电项目和接网工程有关情况，于每季度第三个月 10 日前提出下季度可再生能源电价附加补助资金申请表（格式见附 2），经所在地省级财政、价格、能源主管部门审核后，报财政部、国家发展改革委、国家能源局。公共可再生能源独立电力系统项目于终了后随清算报告一并提出资金申请。

第十二条 财政部根据可再生能源电价附加收入、省级电网企业和地方独立电网企业资金申请等情况，将可再生能源电价附加补助资金拨付到省级财政部门。省级财政部门按照国库管理制度有关规定及时拨付资金。

第十三条 省级电网企业、地方独立电网企业应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，按月与可再生能源发电企业结算电费。

第十四条 终了后 1 个月内，省级电网企业、地方独立电网企业、公共可再生能源独立电力系统项目单位，应编制上可再生能源电价附加补助资金清算申请表（格式见附 3），报省级财政、价格、能源主管部门，并提交全年电费结算单或电量结算单等相关证明材料。

第十五条 省级财政、价格、能源主管部门对企业上报材料进行初步审核，提出初审意见，上报财政部、国家发展改革委、国家能源局。

第十六条 财政部会同国家发展改革委、国家能源局组织审核地方上报材料，并对补助资金进行清算。

第五章 附则

第十七条 本办法由财政部会同国家发展改革委、国家能源局负责解释。第十八条 本办法自发布之日起施行。2012 年可再生能源电价附加补助资金的申报、审核、拨付等按本办法执行。

二、太阳能发电发展 “ 十二五 ” 规划

国家能源局 前 言

太阳能资源丰富，分布广泛，开发利用前景广阔。太阳能发电作为太阳能利用的重要方式，已经得到世界各国的普遍关注。近几年，太阳能发电技术进步很快，产业规模持续扩大，发电成本不断下降，在全球已实现较大规模应用。在国际市场的带动下，我国太阳能光伏产业快速发展，光伏技术和成本上均已形成一定的国际竞争力。从发展趋势看，太阳能发电即将成为技术可行、经济合理、具备规模化发展条件的可再生能源，对我国合理控制能源消费总量、实现非化石能源目标发挥重要作用。为贯彻《可再生能源法》，根据《国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》、《能源发展“十二五”规划》和《可再生能源发展“十二五”规划》，制定了《太阳能发电发展“十二五”规划》（以下简称《规划》）。《规划》主要阐述了太阳能发电发展的指导思想和基本原则，明确了太阳能发电的发展目标、开发利用布局和建设重点，是“十二五”时期我国太阳能发电发展的基本依据。

一、规划基础和背景

（一）发展基础

1、国际发展状况（1）发展现状

太阳能发电是新兴的可再生能源技术，目前已实现产业化应用的主要是太阳能光伏发电和太阳能光热发电。太阳能光伏发电具有电池组件模块化、安装维护方便、使用方式灵活等特点，是太阳能发电应用最多的技术。太阳能光热发电通过聚光集热系统加热介质，再利用传统蒸汽发电设备发电，近年来产业化示范项目开始增多。光伏发电。近10 年来，全球太阳能光伏电池年产量增长约 6 倍，年均增长 50%以上。2010 年，全球太阳能光伏电池年产量 1600 万千瓦，其中我国年产量 1000 万千瓦。并网光伏电站和与建筑结合的分布式并网光伏发电系统是光伏发电的主要利用方式。到 2010 年，全球光伏发电总装机容量超过 4000 万千瓦，主要应用市场在德国、西班牙、日本、意大利，其中德国 2010 年新增装机容量 700 万千瓦。随着太阳能光伏发电规模、转换效率和工艺水平的提高，全产业链的成本快速下降。太阳能光伏电池组件价格已经从 2000 年每瓦 4.5 美元下降到 2010 年的 1.5 美元以下，太阳能光伏发电的经济性明显提高。光热发电。光热发电也称太阳能热发电，尚未实现大规模发展，但经过较长时间的试验运行，开始进入规模化商业应用。目前，美国、西班牙、德国、法国、阿联酋、印度等国已经建成或在建多座光热电站。到 2010年底，全球已实现并网运行的光热电站总装机容量为 110 万千瓦，在建项目总装机容量约 1200 万千瓦。（2）发展趋势

太阳能发电技术经济性明显改善。目前，太阳能发电还处于发展初期，未来 5~10 年，太阳能发电产业将进入快速成长期。随着太阳能发电技术水平的提高，市场应用规模将逐步扩大，太阳能发电成本将不断下降，市场竞争力将显著提高，太阳能发电有望加速进入规模化发展阶段。太阳能发电技术多元化发展。光伏发电和光热发电具有不同的技术特点。晶体硅光伏电池、薄膜光伏电池技术，以及塔式、槽式、碟式等光热发电技术，都各自具有不同的技术优势，太阳能发电将呈现出多元化技术路线和发展趋势。有效的市场竞争将会促进太阳能发电技术进步和成本下降，并形成各类太阳能发电技术互为补充、共同发展的格局。太阳能 发电逐步成为电力系统的重要组成部分。随着太阳能发电技术经济性的明显改善，太阳能发电已开始进入规模化发展阶段。在 2010 年欧盟新增发电装机容量中，太阳能发电首次超过风电，成为欧盟新增发电装机最多的可再生能源电力。随着全球太阳能发电产业技术进步和规模扩大，太阳能发电即将成为继水电、风电之后重要的可再生能源，成为电力系 统的重要组成部分。（3）发展经验

长期目标引导。欧盟、美国等发达国家或经济体都将太阳能发电作为可再生能源重要领域，制定了 2020 年乃至更长远的发展目标。根据欧盟及成员国颁布的可再生能源行动计划，到 2020 年，欧盟太阳能发电总装机容量将超过 9000 万千瓦，其中德国光伏发电总装机容量将达到5100 万千瓦，西班牙光热发电将达到 1000 万千瓦。欧盟启动了“欧洲沙漠行动”，计划在撒哈拉沙漠建设大规模太阳能电站向欧洲电力负荷中心输电。法律政策保障。德国、西班牙、美国等均制定专门法律支持可再生能源发展。欧盟各国普遍通过优惠上网电价政策支持太阳能发电等可再生能源电力的发展，美国通过税收减免和初投资补贴等政策支持太阳能发电发展，各国对电网企业均明确提出了可再生能源发电设施优先接入电网的要求。

2、我国发展现状

在国际太阳能光伏发电市场的带动下，在《可再生能源法》及配套政策的支持下，我国太阳能发电产业快速成长，已经建立了较好的太阳能光伏电池制造产业基础，在技术和成本上形成了国际竞争优势。已经启动了大型光伏电站、光热电站、分布式光伏发电及离网光伏系统等多元化的太阳能发电市场。初步建立了有利于成本下降的市场竞争机制，太阳能发电成本实现了快速下降，具备了在国内较大规模应用的条件。

（1）资源潜力我国太阳能资源十分丰富，适宜太阳能发电的国土面积和建筑物受光面积也很大，青藏高原、黄土高原、冀北高原、内蒙古高原等太阳能资源丰富地区占到陆地国土面积的三分之二，具有大规模开发利用太阳能的资源潜力。东北地区、河南、湖北和江西等中部地区，以及河北、山东、江苏等东部沿海地区太阳能资源比较丰富，可供太阳能利用的建筑物面积很大。在四川、重庆、贵州、安徽、湖南等太阳能资源总体一般的区 域，也有许多局部地区适宜开发利用太阳能。（2）发展现状

近年来，我国太阳能光伏电池制造产业迅猛发展，产业体系快速形成，生产能力迅速扩大，技术经济优势明显提高。光伏电池制造产业基本形成。2010 年，我国大陆地区光伏电池产量达 1000 万千瓦，占全球市场份额 50%以上，其中 5 家企业光伏电池产量居全球前 10 位。我国光伏电池技术和质量位居世界前列，已掌握千吨级多晶硅规模化生产技术，硅材料生产副产品综合利用水平明显提高，先进企业能耗指标接近国际先进水平。国内可生产 50%的光伏电池生产设备，包括单晶炉、多晶硅铸锭炉、开方机、多线切割机等。光伏电池组件价格已从 2005 年的每瓦 40 元下降到 2010 年的每瓦 7~8 元，太阳能发电的上网电价从 2009 年以前的每千瓦时 4 元下降到 2010 年的每千瓦时 1 元左右。太阳能光热发电的重大装备设计、制造和系统集成等技术取得重要突破。首座商业化光热电站特许权项目已开工建设，有效带动了光热发电的关键设备及电站系统设计与集成等产业链的发展，为我国光热发电发展初步奠定了技术和产业基础。多元化国内市场快速启动。近年来，为积极培育我国太阳能发电市场，结合太阳能发电的技术类型，启动了多元化的国内应用市场。在西部地区组织了共计 30 万千瓦光伏电站特许权项目招标，在内蒙古鄂尔多斯地区组织了 5 万千瓦太阳能热发电特许权项目招标。国家制定了太阳能发电上网电价政策，在西部太阳能资源优 势地区建成了一批并网光伏电站。组织实施了金太阳示范工程，利用财政补贴资金支持用户侧光伏发电系统建设。同时，光伏发电系统在无电地区供电、太阳能交通信号、太阳能路灯，以及在通信、气象、铁路、石油等领域也得到普遍利用。到 2010 年底，全国累计光伏电池安装量总计 86 万千瓦，其中大型并网光伏电站共计 45 万千瓦，与建筑结合安装的光伏发电系统共计 26 万千瓦。产业服务体系日渐完善。大型太阳能电站和分布式光伏发电系统的应用，推进了太阳能发电产业服务体系的建立和完善。初步建立了太阳能光伏电池组件产品的标准、检测和认证体系，基本具备了光伏发电系统及平衡部件的测试能力，国家太阳能发电公共技术研发和测试平台建设正在实施。初步建立了人才培养、信息统计和咨询服务体系，一些大学设置了太阳能发电本科生和研究生教育的相关专业。建立了太阳能热发电主要材料与装备性能测试方法和测试平台。

（二）发展形势

与常规电力相比，太阳能发电无论在技术经济性方面，还是在与电力系统适应性方面，还存在许多亟待解决的问题，突出表现在以下几方面：一是经济性仍是制约太阳能发电发展的主要因素。太阳能发电成本虽然已显著降低，但与常规能源发电相比，光伏发电的经济性仍然较差，目前光伏发电的成本是常规能源发电成本的 3 倍左右。光热发电设备制造产业基础还比较薄弱，电站开发建设还处于示范阶段，发电成本比光伏发电略高。在目前政策体系和市场机制下，经济性差是制约太阳能发电规模化发展的主要因素。二是并网运行管理是制约太阳能发电发展的关键因素。与建筑结合的分布式光伏发电是太阳能发电的重要应用方式，但我国尚未形成适应分布式发电发展的电力体制和价格机制。特别在电网接入和并网运行管理上，仍未建立与分布式发电相适应的电网接入和并网运行机制，无法充分发挥分布式光伏发电规模小、效率高、效益好的优势，极大影响了分布式能源企业的积极性，制约了分布式光伏发电的大规模发展。三是促进太阳能发电的政策体系还不完善。目前，促进太阳能发电发展的土地、价格、财税等方面的经济政策和电网接入等方面的技术政策还不够完善，适应分布式光伏发电的电力管理体制还不成熟，完善太阳能发电政策体系、促进电力体制改革的任务十分迫切。四是光伏制造业亟待转型升级。我国光伏产品产能扩张过快，国内光伏 产品应用市场培育不足，严重依赖国外市场，在国际市场需求增速下降和部分国家实行贸易保护主义后，产能过剩矛盾突出，企业经营压力普遍加大。光伏制造关键技术研发滞后，主要生产设备依赖进口，缺乏核心竞争力，许多企业生产规模小、技术水平不高，低劣产品扰乱市场和无序竞争现象时有发生，产业亟待整合和转型升级，行业管理需要加强。

二、指导方针和目标

（一）指导思想

高举中国特色社会主义伟大旗帜，以邓小平理论和“三个代表”重要思想为指导，深入贯彻落实科学发展观，按照加快培育和发展战略性新兴产业以及建立现代能源体系的要求，把加快发展太阳能发电作为优化能源结构、推进能源生产方式变革的重要举措，以技术进步和发展方式创新为主线，促进太阳能发电产业规模化发展，提高太阳能发电的经济性和市场竞争力，将太阳能发电产业培育成具有国际竞争力的优势产业，为实现我国非化石能源发展目标和经济社会可持续发展开辟新途径。

（二）基本原则

规模发展与提高竞争力相结合。逐步扩大太阳能发电的应用规模，特别是分布式光伏发电系统应用，为太阳能发电的产业化发展提供市场空间。同时，继续坚持市场竞争机制，加快推进技术进步，降低太阳能发电成本、提高其市场竞争力，为太阳能发电的大规模发展创造条件。集中开发与分散利用相结合。在太阳能资源和土地资源较为丰富的西部地区，以增加当地电力供应为目的，建设大型太阳能电站；在太阳能资源较为丰富、经济条件较好的中东部地区，优先利用建筑屋顶建设分布式光伏发电系统，实现集中开发、分散开发和分布式利用共同发展。市场培育与发展方式创新相结合。通过建设一定规模的太阳能电站和大力推广分布式光伏发电系统，积极培育持续稳定增长的国内太阳能发电市场。积极开展太阳能发电应用方式和投资、建设及运营模式创新，并能过电力体制机制改革创新，建立和完善太阳能多元化发展的政策体系，为太阳能发电提供广阔的市场空间和良好的发展环境。国内发展与国际合作相结合。全面完善国内太阳能发电产业体系，形成从技术研发、设备制造到各类应用及产业服务的全产业链。通过吸纳国际技术创新资源和加强国际合作，促进我国太阳能发电技术进步和产业升级，推进我国太阳能发电设备和产品融入国际产业体系。继续提高我国太阳能发电设备和产品的国际竞争力，形成国内国外两个市场均衡发展的格局。

（三）发展目标

太阳能发电发展的总目标是：通过市场竞争机制和规模化发展促进成本持续降低，提高经济性上的竞争力，尽早实现太阳能发电用户侧“平价上网”。加快推进技术进步，形成我国太阳能发电产业的技术体系，提高国际市场持续竞争力。建立适应太阳能发电发展的管理体制和政策体系，为太阳能发电发展提供良好的体制和政策环境。具体发展指标是：

1、实现较大规模发展。到 2015 年底，太阳能发电装机容量达到 2100万千瓦以上，年发电量达到 250 亿千瓦时。重点在中东部地区建设与建筑结合的分布式光伏发电系统，建成分布式光伏发电总装机容量1000 万千瓦。在青海、新疆、甘肃、内蒙古等太阳能资源和未利用土地资源丰富地区，以增加当地电力供应为目的，建成并网光伏电站总装机容量 1000 万千瓦。以经济性与光伏发电基本相当为前提，建成光热发电总装机容量 100 万千瓦。

2、产业竞争力明显提高。光伏电池基础研究与技术创新能力取得长足进步，建立比较完整的材料、生产装备、系统集成和辅助服务产业体系，光伏电池转化效率继续提高，产业链全面优化，光伏电池技术和成本的全球竞争力进一步提高。太阳能光热电站的整体设计与技术集成能力明显提高，形成若干家技术先进的关键设备制造企业，具备光热发电全产业链的设备及零部件供应能力。

3、政策体系和发展机制逐步完善。结合电力体制改革、电价机制改革，完善太阳能发电的政策体系和发展机制，建立有利于分布式可再生能源发电发展的市场竞争机制和电力运行管理机制，为太阳能发电产业发展提供良好的体制机制环境。通过新能源微网工程与新能源示范城市建设开展政策和发展模式创新，探索建立适合可再生能源发展的电力系统运 行和管理模式。在“十二五”发展的基础上，继续推进太阳能发电产业规模化发展，到 2020 年太阳能发电总装机容量达到 5000 万千瓦，使我国太阳能发电产业达到国际先进水平。专栏 1 太阳能发电建设布局（万千瓦）

三、重点任务

（一）有序推进太阳能电站建设

利用青海太阳能资源丰富和黄河上游水电调节性好的优势，以满足当地用电需求为目的，重点推进柴达木盆地等地的太阳能电站建设，鼓励开展各种太阳能发电技术的试验示范。结合新疆太阳能资源与水能、风能等其它可再生能源的开发优势，以及新疆加快能源资源转化的总体发展布局，以解决当地供电问题为主，推动南疆和东疆地区大型并网太阳能电站建设，优先建设巴州、和田、吐鲁番、哈密等地区的太阳能电站项目。结合甘肃丰富的太阳能资源和风电开发和布局，以增加当地电力供应为目的，重点推进河西走廊的太阳能电站建设，鼓励开展风光互补、水光互补等项目建设。利用内蒙古风能资源和太阳能资源优势，以满足当地供电需要为主，重点在内蒙古阿拉善盟、巴彦淖尔、包头、鄂尔多斯、呼和浩特等地区和蒙东电网条件较好的地区，结合风电开发建设一批太阳能电站。在宁夏的中卫、吴忠和石嘴山地区，陕西的榆林和延安地区，结合能源结构优化推进并网太阳能电站建设。在西藏的拉萨、日喀则和山南地区，结合当地用电需求建设一批太阳能电站。在云南的楚雄和大理地区，结合当地水电和风电开发建设一批太阳能电站。在河北北部、山西北部、四川高原地区、辽宁西北部、吉林西部、黑龙江西部和山东部分地区，稳步推进太阳能电站建设，在确保资源条件与建设条件可行的基础上，统筹安排部分太阳能光伏电站项目。

（二）大力推广分布式太阳能光伏发电

发挥用户侧光伏发电与当地用电价格较接近、电量可就地消纳的优势，加快推广用户侧分布式并网光伏发电系统。鼓励在有条件的城镇公共设施、商业建筑及产业园区的建筑屋顶安装光伏发电系统，支持在大型工业企业的内部电网中接入光伏发电系统，探索并建立适应用户侧光伏发电的电网运行技术体系和管理方式。“十二五”时期，全国分布式太阳能发电系统总装机容量达到 1000 万千瓦以上。中部地区和东部沿海地区太阳能发电一般采用与建筑物或其他设施结合的分布式方式建设。支持北京、天津、上海、重庆、河南、江苏、浙江、安徽、湖南、湖北、江西、福建、广东、广西、贵州、海南等省（区、市）推广分布式太阳 能发电系统。鼓励在河北中南部、山西中南部、山东、四川与东北各主要城市工业园区、大型工业企业建设分布式太阳能发电系统。以新疆生产建设兵团为主要依托单位，在兵团电网开展多点高密度接入光伏发电的分布式供电系统。结合新能源示范城市建设，开展以智能电网技术为支撑的分布式光伏发电系统建设。

（三）建设新能源微网示范工程

按照“因地制宜、多能互补、灵活配置、经济高效”的思路，在可再生能源资源丰富和具备多元化利用条件的地区，结合智能电网技术，以解决当地供电问题为主，建设新能源微电网工程，建立充分利用新能源发电的新型供用电模式。“十二五”时期，建设 30 个新能源微电网示范工程。支持在西藏、青海、新疆等西部省（区）的偏远乡镇、浙江、福建、广东、广西等省（区）人口聚居的离岸海岛及其它特定区域，根据其对供电可靠性和稳定性的需求，开展新能源微电网示范工程建设。通过投资补贴方式支持边远地区分散用户的供用电工程建设，鼓励在西藏、青海、新疆、云南等省（区）的边远地区以及东部人口较少的离岸海岛，推广独立光伏电站、户用光伏发电系统，解决电网无法覆盖地区的无电人口用电问题。

（四）创建新能源示范城市

选择生态环保要求高、经济条件相对较好、可再生能源资源丰富的城市，采取统一规划、规范设计、有序建设的方式，支持在城区及各类产业园区推进太阳能等新能源技术的综合示范应用，替代燃煤等传统的能源利用方式，形成新能源利用的区域优势。以公共机构、学校、医院、宾馆、集中住宅区为重点，推广太阳能热利用、分布式光伏发电等新能源技术的应用。支持各地在各类产业园区的新建和改造过程中，开展先进多样的太阳能等新能源技术应用示范，满足园区电力、供热、制冷等能源需求。通过政策支持和市场手段促进新能源在大中型城市的应用。“十二五”期间，建设 100 个新能源示范城市和 1000 个新能源示范园区。

（五）完善太阳能发电技术创新体系

建立以市场为导向、企业为主体、产学研结合的多层次技术创新体系。整合太阳能发电相关科研院所、高等院校的技术力量，建立国家级太阳能发电实验室，重点开展太阳能基础理论、前沿技术、关键技术和共性技术研究。依托现有科研机构和技术创新能力基础好的企业，支持建设国家太阳能光伏发电、国家太阳能光热发电工程技术中心，重点开展太阳能光伏发电、光热发电应用技术研发。加强太阳能光伏发电、光热发电设备及产品检测及认证能力建设，形成先进水平的新产品测试和试验研究基地。鼓励地方政府和企业共同开展太阳能发电技术研发创新平台建设，形成具有区域产业优势的太阳能发电技术创新聚集地。支持创新能力较强的国内科研机构与国际先进水平的科研机构合作，联合设立太阳能发电技术研发中心，重点开展太阳能发电应用系统集成技术和并网运行等共性技术联合研发，促进我国太阳能发电技术和应用的整体进步。

（六）提高太阳能发电产品持续竞争力

提高太阳能发电技术研发能力和关键装备制造能力，巩固光伏发电制造在全球的持续竞争优势。全面提升光伏发电理论研究能力和系统利用水平。开发和制造高效率、高可靠性、低成本、清洁环保、适应不同运行环境的先进太阳能光伏电池组件，提高全产业链的设备和集成技术水平。突破太阳能热发电定日镜、真空管等关键部件设计和制造技术，依托我国集成控制与工程热物理等相关前沿学科的优势，形成配套齐全的光热发电关键设备集成产业链。完善光伏电池组件设备测试和检测方法，形成全面的质量控制体系，提高光伏电池组件性能和质量。

（七）建立完善太阳能发电产业体系 以太阳能发电产业的规模化发展为基础，逐步将目前以主要部件销售为重点的产业体系转变为以工程建设和全生命周期管理为核心的产业体系。依托现有条件，建立以国家能源发展战略为指导，以专业技术机构为主体，以市场需求为导向，支撑太阳能发电产业全面发展的产业服务体系。完善太阳能资源评价、太阳能电站规划设计、施工安装、运行维护等领域的标准体系。建立完善的太阳能发电建设运行服务体系，提高太阳能电站选址、规划、设计、施工安装、检修维护的专业化服务能力。完善太阳能发电产业信息统计，形成太阳能发电信息监测体系。

（八）促进光伏制造业健康发展 积极扩大国内光伏产品应用市场，实现从过度依赖外需向内外需并重转变。积极推进光伏产业结构优化，鼓励企业按照市场规律兼并重组，淘汰落后产能，增强企业抗风险能力，提高产业集中度，加强光伏产业关键技术研发，建立光伏制造技术研发中心，支持企业提高技术 创新能力，开成自主技术为基础的产业核心竞争力，使我国光伏产业这现从规模效益型发展向技术效益型发展的转变。规范企业采购光伏电池招投标活动和市场秩序，创造有利于光伏制造业健康发展的市场环境。

（九）积极开展国际合作 开展全球化技术研发合作，鼓励国内企业与国外企业合作开展太阳能发电相关前沿技术、共性技术研究，重点开展太阳能发电应用技术研究开发，以及与太阳能发电相关的电网运行控制技术研究开发。与欧美国家主要研究机构和企业联合开展太阳能发电系统集成设计、太阳能资源测

评、太阳能发电预测技术研究。加强国际人才交流与合作，与太阳能发电技术和应用强国进行人才交流，支持有关科研院所和企业建立国际化人才培养和引进机制，重点培养太阳能发电领域的高端专业技术人才和综合管理人才。鼓励国内企业积极参与国外太阳能发电项目建设，形成具有国际先进技术和管理水平的太阳能发电企业集团。

四、规划实施

（一）保障措施

1、完善促进太阳能发电发展的市场机制。继续完善促进太阳能发电规模化发展的市场竞争机制，促进太阳能发电成本持续下降，建立并完善以市场竞争为基础的太阳能发电国家补贴机制，逐渐减少单位电量的国家补贴额度。建立自发自用为主的分布式光伏发电非歧视无障碍并入电网的管理机制，促进分布式光伏发电进入公共设施和千家万户。

2、建立适应太阳能发电的电力运行机制。开展用户侧分布式光伏发电系统的运营模式创新，建立以智能电网为技术支撑的分布式发电运行体系，推进新能源微电网试点示范，调动地方政府、电网企业和电力用户的积极性，形成全方位推进分布式能源发展的格局。积极推动新能源微电网和离网太阳能发电的运行和技术服务体系建设，通过市场手段实现资金与技术资源的优化配置。

3、加强太阳能发电的规划和项目管理。根据全国太阳能发电规划，统筹各地太阳能发电发展规划和分阶段开发建设方案。加强大型并网太阳能电站建设管理，严格项目前期、项目核准、竣工验收、运行监督等环节的技术管理，统筹协调太阳能电站建设和并网运行管理，促进太阳能发电产业有序健康发展。

4、完善太阳能发电的标准体系。完善建立太阳能光伏电池组件、逆变器等关键产品的标准，形成与国际接轨的产品检测认证体系。规范大型太阳能电站的设计、建设和运行等各环节的规程规范。建立太阳能发电的信息监测评价体系，加强太阳能发电的全过程技术监督工作。

5、加强光伏制造业行业管理。研究制定光伏制造业产业发展政策，严格准入标准，规范市场准入机制。进一步加强投资管理，控制产能扩张，优化产业布局。加大投入，支持重点企业掌握核心技术，提升核心竞争力。加强光伏产品质量评定和检测认证管理，阻止低劣光伏产品进入市场。加强光伏产业市场监管，防止无序竞争等扰乱市场秩序的行为。

（二）实施机制

1、加强规划协调管理。各省级政府能源主管部门根据全国规划要求，做好本地区规划的制定及实施工作，认真落实国家规划确定的发展目标和重点任务。地方的太阳能发电发展规划，在公布实施前应获得国家能源主管部门确认，确保各级规划有机衔接。

2、建立滚动调整机制。加强太阳能发电产业的信息统计工作，建立产业监测体系，及时掌握规划执行情况，做好规划中期评估工作。根据中期评估结果，按照有利于太阳能发电产业发展的原则对规划进行滚动调整。

3、组织实施开发方案。建立健全太阳能发电规划管理和实施机制，组织各地区依据全国太阳能发电发展“十二五”规划，制订开发方案，加强规划及开发方案实施的统筹协调，衔接好太阳能发电并网接入和运行，并合理安排国家补贴资金预算。

4、加强运行监测考核。委托技术归口管理单位开展太阳能电站项目后评估，重点对大规模集中建设的太阳能发电工程进行后评估。电网企业要加强对太阳能发电项目的并网运行监测，采取有效技术措施保障太阳能发电正常并网运行。

五、投资估算和环境社会影响分析

（一）投资估算

“十二五”时期新增太阳能光伏电站装机容量约 1000 万千瓦，太阳能光热发电装机容量 100 万千瓦，分布式光伏发电系统约 1000 万千瓦，光伏电站投资按平均每千瓦 1 万元测算，分布式光伏系统按每千瓦1.5 万元测算，总投资需求约 2500 亿元。

（二）环境社会影响分析

随着环境保护要求的提高和太阳能发电技术进步的加快，早期投资少、高能耗和高污染的西门子法生产多晶硅技术逐步退出，已经通过改良西门子法或硅烷法等技术手段实现四氯化硅和氯化氢等废液废气的回收和无害化处理，晶体硅光伏电池可通过增加附加值的方式实现环境友好的规模化生产。光伏电站工程建设对自然与生态环境的影响，主要来自对地表的破坏、扬尘和噪音，施工期造成的环境影响将随着工程的结束而消失。太阳能电站运行期无任何污染物排放，基本不消耗工 20 业用水，生活污水和垃圾生产数量也很少，对环境影响甚微。光热电站工程要消耗水，通过采用空冷技术可将用水量降至最低。太阳能电站建设集中在西部未利用土地上，通过合理选址可以避开各类环境保护区，不仅对自然环境和生产生活无不利影响，而且在某种程度上可以减少地表水蒸发，有利于防沙治沙，有利于促进生态环境保护。太阳能发电产业涉及领域广、产业链长，带动相关产业发展能力强。预计到 2015 年，太阳能发电产业从业人数可达到 50 万人。通过发展太阳能发电产业，可在若干地区形成优势产业聚集区和规模开发利用集中地区，将有力推动这些地区的经济发展转型，促进地区经济社会可持续发展。

三、国家能源局关于申报分布式光伏发电规模化应用示范区的通知国能新能〔2012〕298 号

各省（自治区、直辖市）发展改革委（能源局）、新疆生产建设兵团发展改革委：

近年来，太阳能光伏发电技术迅速进步，相关制造产业和开发利用规模逐渐扩大，已经成为可再生能源发展的重要领域。光伏发电适合结合电力用户用电需要，在广大城镇和农村的各种建筑物和公共设施上推广分布式光伏系统。特别在用电价格较高的中东部地区，分布式光伏发电已经具有较好的经济性，具备了较大规模应用的条件。为落实可再生能源发展“十二五”规划，促进太阳能发电产业可持续发展，我局将组织分布式光伏发电应用示范区建设。现就有关事项通知如下：

一、根据全国可再生能源发展“十二五”规划和太阳能发电发展“十二五”规划，请各省（区、市）选择具有太阳能资源优势、用电需求大和建设条件好的城镇区域，提出分布式光伏发电规模化应用示范区的建设方案。

二、示范区的分布式光伏发电项目应具备长期稳定的用电负荷需求和安装条件，所发电量主要满足自发自用。优先选择电力用户用电价格高、自用电量大的区域及工商企业集中开展应用示范。同时，选择具备规模化利用条件的城镇居民小区或乡镇（村）开展集中应用试点。

三、鼓励采用先进技术并创新管理模式，特别是采用智能微电网技术高比例接入和运行光伏发电，不断创新微电网建设和运营管理模式。

四、国家对示范区的光伏发电项目实行单位电量定额补贴政策，国家对自发自用电量和多余上网电量实行统一补贴标准。项目的总发电量、上网电量由电网企业计量和代发补贴。分布式光伏发电系统有关技术和管理要求，国家能源局将另行制定。

五、电网企业要配合落实示范区分布式光伏发电项目接入方案并提供相关服务，本着简化程序、便捷服务的原则，规范并简化分布式光伏发电接入电网标准和管理程序，积极推进分布式光伏发电的规模化应用。

六、各省（区、市）可结合新能源示范城市、绿色能源县和新能源微电网项目建设，抓紧研究编制示范区实施方案。首批示范区在若干城市相对集中安排。每个省（区、市）申报支持的数量不超过 3 个，申报总装机容量原则上不超过 50 万千瓦。

七、鼓励各省（区、市）利用自有财政资金，在国家补贴政策基础上，以适当方式支持分布式光伏发电示范区建设。

八、请各省（区、市）能源主管部门于 10 月 15 日前上报分布式光伏发电示范区实施方案。国家能源局将根据专家评审结果确定并批复示范区名单及实施方案。电网企业按批复的示范区实施方案落实相应电网接入和并网服务。

国家能源局2012 年 9 月 14 日

四、关于做好分布式光伏发电并网服务工作的意见（暂行）

一、总则

1.分布式光伏发电对优化能源结构、推动节能减排、实现经济可持续发展具有重要意义。国家电网公司认真贯彻落实国家能源发展战略，积极支持分布式光伏发电加快发展，依据《中华人民共和国电力法》、《中华人民共和国可再生能源法》等法律法规以及有关规程规定，按照优化并网流程、简化并网手续、提高服务效率原则，制订本意见。

二、适用范围

2.分布式光伏发电是指位于用户附近，所发电能就地利用，以 10千伏及以下电压等级接入电网，且单个并网点总装机容量不超过 6 兆瓦的光伏发电项目。

3.以 10 千伏以上电压等级接入、或以 10 千伏电压等级接入但需升压送出的光伏发电项目，执行国家电网公司常规电源相关管理规定。三、一般原则

4.电网企业积极为分布式光伏发电项目接入电网提供便利条件，为接入系统工程建设开辟绿色通道。接入公共电网的分布式光伏发电项目，接入系统工程以及接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。接入用户侧的分布式光伏发电项目，接入系统工程由项目业主投资建设，接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设（西部地区接入系统工程仍执行国家现行投资政策）。

5.分布式光伏发电项目并网点的电能质量应符合国家标准，工程设计和施工应满足《光伏发电站设计规范》和《光伏发电站施工规范》等国家标准。

6.建于用户内部场所的分布式光伏发电项目，发电量可以全部上网、全部自用或自发自用余电上网，由用户自行选择，用户不足电量由电网企业提供。上、下网电量分开结算，电价执行国家相关政策。

7.分布式光伏发电项目免收系统备用容量费。

四、并网服务程序

8.地市或县级电网企业客户服务中心为分布式光伏发电项目业主提供并网申请受理服务，协助项目业主填写并网申请表，接受相关支持性文件。

9.电网企业为分布式光伏发电项目业主提供接入系统方案制订和咨询服务，并在受理并网申请后 20 个工作日内，由客户服务中心将接入系统方案送达项目业主，项目业主确认后实施。

10.10 千伏接入项目，客户服务中心在项目业主确认接入系统方案后 5 个工作日内，向项目业主提供接入电网意见函，项目业主根据接入电网意见函开展项目核准和工程建设等后续工作。380 伏接入项目，双方确认的接入系统方案等同于接入电网意见函。

11.分布式光伏发电项目主体工程和接入系统工程竣工后，客户服务中心受理项目业主并网验收及并网调试申请，接受相关材料。12.电网企业在受理并网验收及并网调试申请后，10 个工作日内完成关口电能计量装置安装服务，并与项目业主（或电力用户）签署购售电合同和并网调度协议。合同和协议内容执行国家电力监管委员会和国家工商行政管理总局相关规定。

13.电网企业在关口电能计量装置安装完成后，10 个工作日内组织并网验收及并网调试，向项目业主提供验收意见，调试通过后直接转入并网运行。验收标准按国家有关规定执行。若验收不合格，电网企业向项目业主提出解决方案。

14.电网企业在并网申请受理、接入系统方案制订、合同和协议签署、并网验收和并网调试全过程服务中，不收取任何费用。

五、咨询服务

15.国家电网公司为分布式光伏发电并网提供客户服务中心、95598服务热线、网上营业厅等多种咨询渠道，向项目业主提供并网办理流程说明、相关政策规定解释、并网工作进度查询等服务，接受项目业主投诉。

五、发改委发布 《 关于完善光伏发电价格政策通知 》 征求意见稿近日，国家发改委向部分政府机构、相关光伏发电企业下发《关于完善光伏发电价格政策通知》的意见稿（以下简称《意见稿》），对下一步光伏发电上网电价提出了新的实施方案。与以往全国除西藏地区外统一上网电价的政策不同，新的《意见稿》根据各地太阳能资源状况和工程建设条件，将全国分为四类太阳能资源区，制定了相应的标杆上网电价。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、脱硝电价，以下相同）的部分，仍然通过可再生能源发展基金进行补贴。新的《意见稿》对分布式发电和大型地面电站发电进行了区分。分布式发电电价补贴为 0.35 元/千瓦时，补贴资金同样来自可再生能源发展基金，并由电网企业向分布式光伏发电项目转付。分布式光伏发电系统并入电网的电量，由电网企业按照当地燃煤发电标杆上网电价进行收购。分布式光伏电价将免收随电价征收的各类基金、附加以及系统备用容量和其他相关并网服务费。《意见稿》还对电网企业提出了要求，电网企业“要积极为光伏发电项目提供必要的并网接入、计量等电网服务，及时与光伏发电企业按规定结算电价。同时，要及时计量和审核光伏发电项目的发电量和上网电量，并根据其计量和审计结果申请电价补贴。针对大型光伏发电标杆上网电价，《意见稿》针对四类地区给出了四个不同的上网电价，如下：

Ⅰ类资源区：0.75 元/千瓦时，包含地区：青海海西、海北、果洛、玉树；

Ⅱ类资源区：0.85 元/千瓦时，包含地区：新疆、宁夏、内蒙古、青海西宁、海东、海南、黄南、甘肃嘉峪关、武威、张掖、酒泉、敦煌、金昌、四川阿坝、甘孜、云南丽江、迪庆；

Ⅲ类资源区：0.95 元/千瓦时，包含地区：北京、天津、黑龙江、吉林、辽宁、河北承德、张家口、唐山、秦皇岛、山西大同、朔州、忻 州、陕西榆林、延安、云南省除二类地区外的其他地区，甘肃省除二类 地区外的其他地区；

Ⅳ类资源区：1 元/千瓦时，包含地区：除前面的Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类地区 外的其他地区。

六、国家能源局分布式光伏发电示范区工作方案(草案)

一、政策支持机制

按分布式光伏发电项目的发电量给予补贴。自发自用电量和多余上网电量均按照统一标准补贴(暂按补贴期限 20 年测算，以国家价格主管的文件为准)，中央财政不再给予项目投资补贴;在国家补贴标准之外，地方政府可给予项目投资补贴或增加度电补贴。用户从电网购电执行正常的用电价格政策，多余光伏发电量上网，由电网企业按照当地脱硫燃煤火电标杆电价收购。对光伏发电的发电量、多余光伏发电量上网电量，由电网企业负责计量、统计，并据此按照国家规定的度电补贴标准按月转拨国家补贴资金。光伏发电项目可由电力用户自建，也可采用合同能源管理方式。合同能源管理企业应与电力用户应依据国家关于合同能源管理等规定，签订能源服务协议。

二、示范区选择原则

在具备规模化应用、经济性好的地区率先开展示范, 鼓励园区的分布式光伏发电项目由一个业主统一投资建设经营，由其统一协调建筑屋顶使用、光伏发电量消费以及与电网的关系。

三、落实项目安装条件

省(区、市)级能源主管部门指导拟开展示范的工业园区管委会、承担分布式光伏发电投资经营的企业，落实光伏安装和运行条件。

四、项目可行性分析

在落实安装条件的基础上，调查分析各项目的运行条件：例如，安装光伏的单位的光伏发电出力与用电负荷的匹配情况;项目光伏发电量和自发自用比例;项目的发电成本及合理收益，与用户侧替代网购电的价格对比，并考虑消费光伏发电量的用户的收益分成，提出最低度电补贴标准建议;

五、组织实施方式

国家能源局负责指导各地区分布式光伏示范区建设，协调并督促电网企业做好配套并网服务，及时解决示范区实施中遇到的政策方面的问题。

六、工作进度安排

能源局要求各省级能源主管部门(含计划单列市)按要求，组织编制示范区实施方案并初步论证后，于 2013 年 7 月 10 日前将实施方案上报国家能源局。国家能源局对各地区上报的示范区实施方案进行审核，按照示范区的先进性、经济性、可推广性进行筛选，并将实施方案送电网企业研提配套电网落实的意见。在 7 月 20 日前明确示范区名单，于 2013年 7 月底前启动建设;七、国家电网公司关于做好分布式电源并网服务工作的意见

总则

分布式电源对优化能源结构、推动节能减排、实现经济可持续发展具有重要意义。国家电网公司（以下简称公司）认真贯彻落实国家能源发展战略，积极支持分布式电源加快发展，依据《中华人民共和国电力法》、《中华人民共和国可再生能源法》等法律法规以及有关规程规定，按照优化并网流程、简化并网手续、提高服务效率原则，制订本意见。适用范围本意见所称分布式电源，是指位于用户附近，所发电能就地利用，以 10 千伏及以下电压等级接入电网，且单个并网点总装机容量不超过 6兆瓦的发电项目。包括太阳能、天然气、生物质能、风能、地热能、海洋能、资源综合利用发电等类型。以 10 千伏以上电压等级接入、或以 10 千伏电压等级接入但需升压送出的发电项目，执行国家电网公司常规电源相关管理规定。小水电项目按国家有关规定执行。一般原则

公司积极为分布式电源项目接入电网提供便利条件，为接入系统工程建设开辟绿色通道。接入公共电网的分布式电源项目，其接入系统工程（含通讯专网）以及接入引起的公共电网改造部分由公司投资建设。接入用户侧的分布式电源项目，其接入系统工程由项目业主投资建设，接入引起的公共电网改造部分由公司投资建设（西部地区接入系统工程仍执行国家现行规定）。分布式电源项目工程设计和施工建设应符合国家相关规定，并网点的电能质量应满足国家和行业相关标准。建于用户内部场所的分布式电源项目，发电量可以全部上网、全部 自用或自发自用余电上网，由用户自行选择，用户不足电量由电网提供。上、下网电量分开结算，电价执行国家相关政策。公司免费提供关口计量装置和发电量计量用电能表。分布式光伏发电、风电项目不收取系统备用容量费，其他分布式电源项目执行国家有关政策。公司为享受国家电价补助的分布式电源项目提供补助计量和结算服务，公司收到财政部门拨付补助资金后，及时支付项目业主。并网服务程序公司地市或县级客户服务中心为分布式电源项目业主提供接入申请受理服务，协助项目业主填写接入申请表，接收相关支持性文件。公司为分布式电源项目业主提供接入系统方案制订和咨询服务。接入申请受理后 40 个工作日内（光伏发电项目 25 个工作日内），公司负责将 10 千伏接入项目的接入系统方案确认单、接入电网意见函，或 380伏接入项目的接入系统方案确认单告知项目业主。项目业主确认后，根据接入电网意见函开展项目核准和工程设计等工作。380 伏接入项目，双方确认的接入系统方案等同于接入电网意见函。建于用户内部场所且以 10 千伏接入的分布式电源，项目业主在项目核准后、在接入系统工程施工前，将接入系统工程设计相关材料提交客户服务中心，客户服务中心收到材料后出具答复意见并告知项目业主，项目业主根据答复意见开展工程建设等后续工作。分布式电源项目主体工程和接入系统工程竣工后，客户服务中心受理项目业主并网验收及并网调试申请，接收相关材料。公司在受理并网验收及并网调试申请后，10 个工作日内完成关口电能计量装置安装服务，并与项目业主（或电力用户）签署购售电合同和并网调度协议。合同和协议内容执行国家电力监管委员会和国家工商行政管理总局相关规定。公司在关口电能计量装置安装完成、合同和协议签署完毕后，10 个工作日内组织并网验收及并网调试，向项目业主提供验收意见，调试通过后直接转入并网运行。验收标准按国家有关规定执行。若验收不合格，公司向项目业主提出解决方案。公司在并网申请受理、接入系统方案制订、接入系统工程设计审查、计量装置安装、合同和协议签署、并网验收和并网调试、政府补助计量和结算服务中，不收取任何服务费用；由用户出资建设的分布式电源及其接入系统工程，其设计单位、施工单位及设备材料供应单位由用户自主选择。咨询服务

国家电网公司为分布式电源并网提供客户服务中心、95598 服务热线、网上营业厅等多种咨询渠道，向项目业主提供并网办理流程说明、相关政策规定解释、并网工作进度查询等服务，接受项目业主投诉。

八、国务院关于促 进光伏产业健康发展的若干意见

国发〔2013〕24 号

各省、自治区、直辖市人民政府，国务院各部委、各直属机构： 发展光伏产业对调整能源结构、推进能源生产和消费革命、促进生态文明建设具有重要意义。为规范和促进光伏产业健康发展，现提出以下意见：

一、充分认识促进光伏产业健康发展的重要性近年来，我国光伏产业快速发展，光伏电池制造产业规模迅速扩大，市场占有率位居世界前列，光伏电池制造达到世界先进水平，多晶硅冶炼技术日趋成熟，形成了包括硅材料及硅片、光伏电池及组件、逆变器及控制设备的完整制造产业体系。光伏发电国内应用市场逐步扩大，发电成本显著降低，市场竞争力明显提高。当前，在全球光伏市场需求增速减缓、产品出口阻力增大、光伏产业发展不协调等多重因素作用下，我国光伏企业普遍经营困难。同时，我国光伏产业存在产能严重过剩、市场无序竞争，产品市场过度依赖外需、国内应用市场开发不足，技术创新能力不强、关键技术装备和材料发展缓慢，财政资金支持需要加强、补贴机制有待完善，行业管理比较薄弱、应用市场环境亟待改善等突出问题，光伏产业发展面临严峻形势。光伏产业是全球能源科技和产业的重要发展方向，是具有巨大发展潜力的朝阳产业，也是我国具有国际竞争优势的战略性新兴产业。我国光伏产业当前遇到的问题和困难，既是对产业发展的挑战，也是促进产业调整升级的契机，特别是光伏发电成本大幅下降，为扩大国内市场提供了有利条件。要坚定信心，抓住机遇，开拓创新，毫不动摇地推进光伏产业持续健康发展。

二、总体要求

（一）指导思想。

深入贯彻党的十八大精神，以邓小平理论、“三个代表”重要思想、科学发展观为指导，创新体制机制，完善支持政策，通过市场机制激发国内市场有效需求，努力巩固国际市场；健全标准体系，规范产业发展秩序，着力推进产业重组和转型升级；完善市场机制，加快技术进步，着力提高光伏产业发展质量和效益，为提升经济发展活力和竞争力作出贡献。

（二）基本原则。

远近结合，标本兼治。在扩大光伏发电应用的同时，控制光伏制造总产能，加快淘汰落后产能，着力推进产业结构调整和技术进步。统筹兼顾，综合施策。统筹考虑国内外市场需求、产业供需平衡、上下游协调等因素，采取综合措施解决产业发展面临的突出问题。市场为主，重点扶持。发挥市场机制在推动光伏产业结构调整、优胜劣汰、优化布局以及开发利用方面的基础性作用。对不同光伏企业实行区别对待，重点支持技术水平高、市场竞争力强的骨干优势企业发展，淘汰劣质企业。协调配合，形成合力。加强政策的协调配合和行业自律，支持地方创新发展方式，调动地方、企业和消费者的积极性，共同推动光伏产业发展。

（三）发展目标。把扩大国内市场、提高技术水平、加快产业转型升级作为促进光伏产业持续健康发展的根本出路和基本立足点，建立适应国内市场的光伏产品生产、销售和服务体系，形成有利于产业持续健康发展的法规、政策、标准体系和市场环境。2013—2015 年，年均新增光伏发电装机容量1000 万千瓦左右（10GW），到 2015 年总装机容量达到 3500 万千瓦以上。加快企业兼并重组，淘汰产品质量差、技术落后的生产企业，培育一批具有较强技术研发能力和市场竞争力的龙头企业。加快技术创新和产业升级，提高多晶硅等原材料自给能力和光伏电池制造技术水平，显著降低光伏发电成本，提高光伏产业竞争力。保持光伏产品在国际市场的合理份额，对外贸易和投融资合作取得新进展。

三、积极开拓光伏应用市场

（一）大力开拓分布式光伏发电市场。鼓励各类电力用户按照“自发自用，余量上网，电网调节”的方式建设分布式光伏发电系统。优先支持在用电价格较高的工商业企业、工业园区建设规模化的分布式光伏发电系统。支持在学校、医院、党政机关、事业单位、居民社区建筑和构筑物等推广小型分布式光伏发电系统。在城镇化发展过程中充分利用太阳能，结合建筑节能加强光伏发电应用，推进光伏建筑一体化建设，在新农村建设中支持光伏发电应用。依托新能源示范城市、绿色能源示范县、可再生能源建筑应用示范市（县），扩大分布式光伏发电应用，建设 100 个分布式光伏发电规模化应用示范区、1000 个光伏发电应用示范小镇及示范村。开展适合分布式光伏发电运行特点和规模化应用的新能源智能微电网试点、示范项目建设，探索相应的电力管理体制和运行机制，形成适应分布式光伏发电发展的建设、运行和消费新体系。支持偏远地区及海岛利用光伏发电解决无电和缺电问题。鼓励在城市路灯照明、城市景观以及通讯基站、交通信号灯等领域推广分布式光伏电源。

（二）有序推进光伏电站建设。按照“合理布局、就近接入、当地消纳、有序推进”的总体思路，根据当地电力市场发展和能源结构调整需要，在落实市场消纳条件的前提下，有序推进各种类型的光伏电站建设。鼓励利用既有电网设施按多能互补方式建设光伏电站。协调光伏电站与配套电网规划和建设，保证光伏电站发电及时并网和高效利用。

（三）巩固和拓展国际市场。积极妥善应对国际贸易摩擦，推动建立公平合理的国际贸易秩序。加强对话协商，推动全球产业合作，规范光伏产品进出口秩序。鼓励光伏企业创新国际贸易方式，优化制造产地分布，在境外开展投资生产合作。鼓励企业实施“引进来”和“走出去”战略，集聚全球创新资源，促进光伏企业国际化发展。

四、加快产业结构调整和技术进步

（一）抑制光伏产能盲目扩张。严格控制新上单纯扩大产能的多晶硅、光伏电池及组件项目。光伏制造企业应拥有先进技术和较强的自主研发能力，新上光伏制造项目应满足单晶硅光电池转换效率不低于20%、多晶硅光伏电池转换效率不低于 18%、薄膜光伏电池转换效率不低于 12%，多晶硅生产综合电耗不高于 100 千瓦时/千克。加快淘汰能耗高、物料循环利用不完善、环保不达标的多晶硅产能，在电力净输入地区严格控制建设多晶硅项目。

（二）加快推进企业兼并重组。利用“市场倒逼”机制，鼓励企业兼并重组。加强政策引导和推动，建立健全淘汰落后产能长效机制，加快关停淘汰落后光伏产能。重点支持技术水平高、市场竞争力强的多晶硅和光伏电池制造企业发展，培育形成一批综合能耗低、物料消耗少、具有国际竞争力的多晶硅制造企业和技术研发能力强、具有自主知识产权和品牌优势的光伏电池制造企业。引导多晶硅产能向中西部能源资源优势地区聚集，鼓励多晶硅制造企业与先进化工企业合作或重组，降低综合电耗、提高副产品综合利用率。

（三）加快提高技术和装备水平。通过实施新能源集成应用工程，支持高效率晶硅电池及新型薄膜电池、电子级多晶硅、四氯化硅闭环循环装置、高端切割机、全自动丝网印刷机、平板式镀膜工艺、高纯度关键材料等的研发和产业化。提高光伏逆变器、跟踪系统、功率预测、集中监控以及智能电网等技术和装备水平，提高光伏发电的系统集成技术能力。支持企业开发硅材料生产新工艺和光伏新产品、新技术，支持骨干企业建设光伏发电工程技术研发和试验平台。支持高等院校和企业培养光伏产业相关专业人才。

（四）积极开展国际合作。鼓励企业加强国际研发合作，开展光伏产业前沿、共性技术联合研发。鼓励有条件的国内光伏企业和基地与国外研究机构、产业集群建立战略合作关系。支持有关科研院所和企业建立国际化人才引进和培养机制，重点培养创新能力强的高端专业技术人才和综合管理人才。积极参与光伏行业国际标准制定，加大自主知识产权标准体系海外推广，推动检测认证国际互认。

五、规范产业发展秩序

（一）加强规划和产业政策指导。根据光伏产业发展需要，编制实施光伏产业发展规划。各地区可根据国家光伏产业发展规划和本地区发展需要，编制实施本地区相关规划及实施方案。加强全国规划与地方规划、制造产业与发电应用、光伏发电与配套电网建设的衔接和协调。加强光伏发电规划和实施指导。完善光伏电站和分布式光伏发电项目建设管理制度，促进光伏发电有序发展。

（二）推进标准化体系和检测认证体系建设。建立健全光伏材料、电池及组件、系统及部件等标准体系，完善光伏发电系统及相关电网技术标准体系。制定完善适合不同气候区及建筑类型的建筑光伏应用标准体系，在城市规划、建筑设计和旧建筑改造中统筹考虑光伏发电应用。加强硅材料及硅片、光伏电池及组件、逆变器及控制设备等产品的检测和认证平台建设，健全光伏产品检测和认证体系，及时发布符合标准的光伏产品目录。开展太阳能资源观测与评价，建立太阳能信息数据库。

（三）加强市场监管和行业管理。制定完善并严格实施光伏制造行业规范条件，规范光伏市场秩序，促进落后产能退出市场，提高产业发展水平。实行光伏电池组件、逆变器、控制设备等关键产品检测认证制度，未通过检测认证的产品不准进入市场。严格执行光伏电站设备采购、设计监理和工程建设招投标制度，反对不正当竞争，禁止地方保护。完善光伏发电工程建设、运行技术岗位资质管理。加强光伏发电电网接入和运行监管。建立光伏产业发展监测体系，及时发布产业发展信息。加强对《中华人民共和国可再生能源法》及配套政策的执法监察。地方各级政府不得以征收资源使用费等名义向太阳能发电企业收取法律法规 规定之外的费用。

六、完善并网管理和服务

（一）加强配套电网建设。电网企业要加强与光伏发电相适应的电网建设和改造，保障配套电网与光伏发电项目同步建成投产。积极发展融合先进储能技术、信息技术的微电网和智能电网技术，提高电网系统接纳光伏发电的能力。接入公共电网的光伏发电项目，其接网工程以及接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。接入用户侧的分布 式光伏发电，接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。

（二）完善光伏发电并网运行服务。各电网企业要为光伏发电提供并网服务，优化系统调度运行，优先保障光伏发电运行，确保光伏发电项目及时并网，全额收购所发电量。简化分布式光伏发电的电网接入方式和管理程序，公布分布式光伏发电并网服务流程，建立简捷高效的并网服务体系。对分布式光伏发电项目免收系统备用容量费和相关服务费用。加强光伏发电电网接入和并网运行监管。

七、完善支持政策

（一）大力支持用户侧光伏应用。开放用户侧分布式电源建设，支持和鼓励企业、机构、社区和家庭安装、使用光伏发电系统。鼓励专业化能源服务公司与用户合作，投资建设和经营管理为用户供电的光伏发电及相关设施。对分布式光伏发电项目实行备案管理，豁免分布式光伏发电应用发电业务许可。对不需要国家资金补贴的分布式光伏发电项目，如具备接入电网运行条件，可放开规模建设。分布式光伏发电全部电量纳入全社会发电量和用电量统计，并作为地方政府和电网企业业绩考核指标。自发自用发电量不计入阶梯电价适用范围，计入地方政府和用户节能量。

（二）完善电价和补贴政策。对分布式光伏发电实行按照电量补贴的政策。根据资源条件和建设成本，制定光伏电站分区域上网标杆电价，通过招标等竞争方式发现价格和补贴标准。根据光伏发电成本变化等因素，合理调减光伏电站上网电价和分布式光伏发电补贴标准。上网电价及补贴的执行期限原则上为 20 年。根据光伏发电发展需要，调整可再生能源电价附加征收标准，扩大可再生能源发展基金规模。光伏发电规模与国家可再生能源发展基金规模相协调。

（三）改进补贴资金管理。严格可再生能源电价附加征收管理，保障附加资金应收尽收。完善补贴资金支付方式和程序，对光伏电站，由电网企业按照国家规定或招标确定的光伏发电上网电价与发电企业按月全额结算；对分布式光伏发电，建立由电网企业按月转付补贴资金的制度。中央财政按季度向电网企业预拨补贴资金，确保补贴资金及时足额到位。鼓励各级地方政府利用财政资金支持光伏发电应用。

（四）加大财税政策支持力度。完善中央财政资金支持光伏产业发展的机制，加大对太阳能资源测量、评价及信息系统建设、关键技术装备材料研发及产业化、标准制定及检测认证体系建设、新技术应用示范、农村和牧区光伏发电应用以及无电地区光伏发电项目建设的支持。对分布式光伏发电自发自用电量免收可再生能源电价附加等针对电量征收的政府性基金。企业研发费用符合有关条件的，可按照税法规定在计算应纳税所得额时加计扣除。企业符合条件的兼并重组，可以按照现行税收政策规定，享受税收优惠政策。

（五）完善金融支持政策。金融机构要继续实施“有保有压”的信贷政策，支持具有自主知识产权、技术先进、发展潜力大的企业做优做强，对有市场、有订单、有效益、有信誉的光伏制造企业提供信贷支持。根据光伏产业特点和企业资金运转周期，按照风险可控、商业可持续、信贷准入可达标的原则，采取灵活的信贷政策，支持优质企业正常生产经营，支持技术创新、兼并重组和境外投资等具有竞争优势的项目。创新金融产品和服务，支持中小企业和家庭自建自用分布式光伏发电系统。严禁资金流向盲目扩张产能项目和落后产能项目建设，对国家禁止建设的、不符合产业政策的光伏制造项目不予信贷支持。

（六）完善土地支持政策和建设管理。对利用戈壁荒滩等未利用土地建设光伏发电项目的，在土地规划、计划安排时予以适度倾斜，不涉及转用的，可不占用土地计划指标。探索采用租赁国有未利用土地的供地方式，降低工程的前期投入成本。光伏发电项目使用未利用土地的，依法办理用地审批手续后，可采取划拨方式供地。完善光伏发电项目建设管理并简化程序。

八、加强组织领导

各有关部门要根据本意见要求，按照职责分工抓紧制定相关配套文件，完善光伏发电价格、税收、金融信贷和建设用地等配套政策，确保各项任务措施的贯彻实施。各省级人民政府要加强对本地区光伏产业发展的管理，结合实际制定具体实施方案，落实政策，引导本地区光伏产业有序协调发展。健全行业组织机构，充分发挥行业组织在加强行业自律、推广先进技术和管理经验、开展统计监测和研究制定标准等方面的作用。加强产业服务，建立光伏产业监测体系，及时发布行业信息，搭建银企沟通平台，引导产业健康发展。

国务院

2013 年 7 月 4 日

九、分布式发电管理暂行办法

第一章 总 则

第一条 为推进分布式发电发展，加快可再生能源开发利用，提高能源效率，保护生态环境，根据《中华人民共和国可再生能源法》、《中华人民共和国节约能源法》等规定，制定本办法。

第二条 本办法所指分布式发电，是指在用户所在场地或附近建设安装、运行方式以用户端自发自用为主、多余电量上网，且在配电网系统平衡调节为特征的发电设施或有电力输出的能量综合梯级利用多联供设施。

第三条 本办法适用于以下分布式发电方式：(一)总装机容量 5 万千瓦及以下的小水电站；

(二)以各个电压等级接入配电网的风能、太阳能、生物质能、海洋能、地热能等新能源发电；

(三)除煤炭直接燃烧以外的各种废弃物发电，多种能源互补发电，余热余压余气发电、煤矿瓦斯发电等资源综合利用发电；

(四)总装机容量 5 万千瓦及以下的煤层气发电

(五)综合能源利用效率高于 70% 且电力就地消纳的天然气热电冷联供等。

第四条 分布式发电应遵循因地制宜、清洁高效、分散布局、就近利用的原则，充分利用当地可再生能源和综合利用资源，替代和减少化石能源消费。

第五条 分布式发电在投资、设计、建设、运营等各个环节均依法实行开放、公平的市场竞争机制。分布式发电项目应符合有关管理要求，保证工程质量和生产安全。

第六条 国务院能源主管部门会同有关部门制定全国分布式发电产业政策，发布技术标准和工程规范，指导和监督各地区分布式发电的发展规划、建设和运行的管理工作。第二章 资源评价和综合规划

第七条 发展分布式发电的领域包括：

(一)各类企业、工业园区、经济开发区等；(二)政府机关和事业单位的建筑物或设施；

(三)文化、体育、医疗、教育、交通枢纽等公共建筑物或设施；(四)商场、宾馆、写字楼等商业建筑物或设施；(五)城市居民小区、住宅楼及独立的住宅建筑物；(六)农村地区村庄和乡镇；(七)偏远农牧区和海岛；

(八)适合分布式发电的其他领域。

第八条 目前适用于分布式发电的技术包括：(一)小水电发供用一体化技术；

(二)与建筑物结合的用户侧光伏发电技术；

(三)分散布局建设的并网型风电、太阳能发电技术；(四)小型风光储等多能互补发电技术；(五)工业余热余压余气发电及多联供技术；

(六)以农林剩余物、畜禽养殖废弃物、有机废水和生活垃圾等为原料的气化、直燃和沼气发电及多联供技术；

(七)地热能、海洋能发电及多联供技术；

(八)天然气多联供技术、煤层气(煤矿瓦斯)发电技术；(九)其他分布式发电技术。

第九条 省级能源主管部门会同有关部门，对可用于分布式发电的资源进行调查评价，为分布式发电规划编制和项目建设提供科学依据。

第十条 省级能源主管部门会同有关部门，根据各种可用于分布式发电的资源情况和当地用能需求，编制本省、自治区、直辖市分布式发电综合规划，明确分布式发电各重点领域的发展目标、建设规模和总体布局等，报国务院能源主管部门备案。第十一条 分布式发电综合规划应与经济社会发展总体规划、城市规划、天然气管网规划、配电网建设规划和无电地区电力建设规划等相衔接。第三章 项目建设和管理

第十二条 鼓励企业、专业化能源服务公司和包括个人在内的各类电力用户投资建设并经营分布式发电项目，豁免分布式发电项目发电业务许可。

第十三条 各省级投资主管部门和能源主管部门组织实施本地区分布式发电建设。依据简化程序、提高效率的原则，实行分级管理。

第十四条 国务院能源主管部门组织分布式发电示范项目建设，推动分布式发电发展和管理方式创新，促进技术进步和产业化。第四章 电网接入

第十五条 国务院能源主管部门会同有关方面制定分布式发电接入配电网的技术标准、工程规范和相关管理办法。

第十六条 电网企业负责分布式发电外部接网设施以及由接入引起公共电网改造部分的投资建设，并为分布式发电提供便捷、及时、高效的接入电网服务，与投资经营分布式发电设施的项目单位(或个体经营者、家庭用户)签订并网协议和购售电合同。

第十七条 电网企业应制定分布式发电并网工作流程，以城市或县为单位设立并公布接受分布式发电投资人申报的地点及联系方式，提高服务效率，保证无障碍接入。对于以 35 千伏及以下电压等级接入配电网的分布式发电，电网企业应按专门设置的简化流程办理并网申请，并提供咨询、调试和并网验收等服务。对于小水电站和以 35 千伏以上电压等级接入配电网的分布式发电，电网企业应根据其接入方式、电量使用范围，本着简便和及时高效的原则做好并网管理，提供相关服务。

第十八条 鼓励结合分布式发电应用建设智能电网和微电网，提高分布式能源的利用效率和安全稳定运行水平。

第十九条 国务院能源主管部门派出机构负责建立分布式发电监管和并网争议解决机制，切实保障各方权益。第五章 运行管理

第二十条 分布式发电有关并网协议、购售电合同的执行及多余上网电量的收购、调剂等事项，由国务院能源主管部门派出机构会同省级能源主管部门协调，或委托下级部门协调。分布式发电如涉及供电营业范围调整，由国务院能源主管部门派出机构会同省级能源主管部门根据相关法律法规予以明确。

第二十一条 分布式发电以自发自用为主，多余电量上网，电网调剂余缺。采用双向计量电量结算或净电量结算的方式，并可考虑峰谷电价因素。结算周期在合同中商定，原则上按月结算。电网企业应保证分布式发电多余电量的优先上网和全额收购。

第二十二条 国务院能源主管部门派出机构会同省级能源主管部门组织建立分布式发电的监测、统计、信息交换和信息公开等体系，可委托电网企业承担有关信息统计工作，分布式发电项目单位(或个体经营者、家庭用户)应配合提供有关信息。

第二十三条 分布式发电投资方要建立健全运行管理规章制度。包括个人和家庭用户在内的所有投资方，均有义务在电网企业的指导下配合或参与运行维护，保障项目安全可靠运行。第二十四条 分布式发电设施并网接入点应安装电能计量装置，满足上网电量的结算需要。电网企业负责对电能计量进行管理。分布式发电在运行过程中应保存完整的能量输出和燃料消耗计量数据。

第二十五条 拥有分布式发电设施的项目单位、个人及家庭用户应接受能源主管部门及相关部门的监督检查，如实提供包括原始数据在内的运行记录。

第二十六条 分布式发电应满足有关发电、供电质量要求，运行管理应满足有关技术、管理规定和规程规范要求。电网及电力运行管理机构应优先保障分布式发电正常运行。具 备条件的分布式发电在紧急情况下应接受并服从电力运行管理机构的应急调度。第六章 政策保障及措施

第二十七条 根据有关法律法规及政策规定，对符合条件的分布式发电给予建设资金补贴或单位发电量补贴。建设资金补贴方式仅限于电力普遍服务范围。享受建设资金补贴的，不再给予单位发电量补贴。享受补贴的分布式发电包括：风力发电、太阳能发电、生物质发电、地热发电、海洋能发电等新能源发电。其他分布式发电的补贴政策按相关规定执行。

第二十八条 对农村、牧区、偏远地区和海岛的分布式发电，以及分布式发电的科学技术研究、标准制定和示范工程，国家给予资金支持。

第二十九条 加强科学技术普及和舆论宣传工作，营造有利 于加快发展分布式发电的社会氛围。第七章 附 则

第三十条 各省级能源主管部门会同国务院能源主管部门派出机构及价格、财政等主管部门，根据本办法制定分布式发电管理实施细则。第三十一条 本办法自发布之日起施行。

国家发展改革委 月 18 日

十、关于分布式光伏发电实行按照电量补贴

政策等有关问题的通知

各省、自治区、直辖市、计划单列市财政厅（局），国家电网公司、中 国南方电网有限责任公司：

为贯彻落实《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》（国发 〔2013〕24 号），现将分布式光伏发电项目按电量补贴等政策实施办法 通知如下：

一、分布式光伏发电项目按电量补贴实施办法

（一）项目确认。国家对分布式光伏发电项目按电量给予补贴，补贴资金通过电网企业转付给分布式光伏发电项目单位。申请补贴的分布式光伏发电项目必须符合以下条件： 1.按照程序完成备案。具体备案办法由国家能源局另行制定。2.项目建成投产，符合并网相关条件，并完成并网验收等电网接入工作。符合上述条件的项目可向所在地电网企业提出申请，经同级财政、价格、能源主管部门审核后逐级上报。国家电网公司、中国南方电网有限责任公司（以下简称南方电网公司）经营范围内的项目，由其下属省（区、市）电力公司汇总，并经省级财政、价格、能源主管部门审核同意后报国家电网公司和南方电网公司。国家电网公司和南方电网公司审核汇总后报财政部、国家发展改革委、国家能源局。地方独立电网企业经营范围内的项目，由其审核汇总，报项目所在地省级财政、价格、能源主管部门，省级财政、价格、能源管理部门审核后报财政部、国家发展改革委、国家能源局。财政部、国家发展改革委、国家能源局对报送项目组织审核，并将符合条件的项目列入补助目录予以公告。国家电网公司、南方电网公司、地方独立电网企业经营范围内电网企业名单详见附件。享受金太阳示范工程补助资金、太阳能光电建筑应用财政补助资金的项目不属于分布式光伏发电补贴范围。光伏电站执行价格主管部门确定的光伏发电上网电价，不属于分布式光伏发电补贴范围。

（二）补贴标准。补贴标准综合考虑分布式光伏上网电价、发电成本和销售电价等情况确定，并适时调整。具体补贴标准待国家发展改革委出台分布式光伏上网电价后再另行发文明确。

（三）补贴电量。电网企业按用户抄表周期对列入分布式光伏发电项目补贴目录内的项目发电量、上网电量和自发自用电量等进行抄表计量，作为计算补贴的依据。

（四）资金拨付。中央财政根据可再生能源电价附加收入及分布式光伏发电项目预计发电量，按季向国家电网公司、南方电网公司及地方独立电网企业所在省级财政部门预拨补贴资金。电网企业根据项目发电量和国家确定的补贴标准，按电费结算周期及时支付补贴资金。具体支付办法由国家电网公司、南方电网公司、地方独立电网企业制定。国家电网公司和南方电网公司具体支付办法报财政部备案，地方独立电网企业具体支付办法报省级财政部门备案。终了后 1 个月内，国家电网公司、南方电网公司对经营范围内的项目上补贴资金进行清算，经省级财政、价格、能源主管部门审核同意后报财政部、国家发展改革委、国家能源局。地方独立电网企业对经营范围内的项目上补贴资金进行清算，由省级财政部门会同价格、能源主管部门核报财政部、国家发展改革委、国家能源局。财政部会同国家发展改革委、国家能源局审核清算。

二、改进光伏电站、大型风力发电等补贴资金管理除分布式光伏发电补贴资金外，光伏电站、大型风力发电、地热能、海洋能、生物质能等可再生能源发电的补贴资金继续按《财政部 国家发展改革委 国家能源局关于印发的通知》（财建〔2012〕102 号，以下简 称《办法》）管理。为加快资金拨付，对有关程序进行简化。

（一）国家电网公司和南方电网公司范围内的并网发电项目和接网工程，补贴资金不再通过省级财政部门拨付，中央财政直接拨付给国家电网公司、南方电网公司。终了后 1 个月内，各省（区、市）电力公司编制上并网发电项目和接网工程补贴资金清算申请表，经省级财政、价格、能源主管部门审核后，报国家电网公司、南方电网公司汇总。国家电网公司、南方电网公司审核汇总后报财政部、国家发展改革委和国家能源局。地方独立电网企业仍按《办法》规定程序申请补贴资金。

（二）按照《可再生能源法》，光伏电站、大型风力发电、地热能、海洋能、生物质能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。

（三）公共可再生能源独立电力系统项目补贴资金，于终了后由省级财政、价格、能源主管部门随清算报告一并提出资金申请。

（四）中央财政已拨付的可再生能源电价附加资金，各地财政部门应于 月底全额拨付给电网企业。2012 年补贴资金按照《办法》进行清算。2013 年以后的补贴资金按照本通知拨付和清算。

三、本通知自印发之日起实施。

财政部

2013 年 7 月 24 日

十一、国家发展改革委关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知

发改价格[2013]1638 号

各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局：

为充分发挥价格杠杆引导资源优化配置的积极作用，促进光伏发电产业健康发展，根据《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》（国发[2013]24 号）有关要求，决定进一步完善光伏发电项目价格政策。现就有关事项通知如下： 一、光伏电站价格

（一）根据各地太阳能资源条件和建设成本，将全国分为三类太阳能资源区，相应制定光伏电站标杆上网电价。各资源区光伏电站标杆上网电价标准见附件。

（二）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，下同）的部分，通过可再生能源发展基金予以补贴。二、分布式光伏发电价格

（一）对分布式光伏发电实行按照全电量补贴的政策，电价补贴标准为每千瓦时 0.42 元（含税，下同），通过可再生能源发展基金予以支付，由电网企业转付；其中，分布式光伏发电系统自用有余上网的电量，由电网企业按照当地燃煤机组标杆上网电价收购。

（二）对分布式光伏发电系统自用电量免收随电价征收的各类基金 和附加，以及系统备用容量费和其他相关并网服务费。

三、执行时间

分区标杆上网电价政策适用于 2013 年 9 月 1 日后备案（核准），以及 2013 年 9 月 1 日前备案（核准）但于 2014 年 1 月 1 日及以后投运的光伏电站项目；电价补贴标准适用于除享受中央财政投资补贴之外的分布式光伏发电项目。四、其他规定

（一）享受国家电价补贴的光伏发电项目，应符合可再生能源发展规划，符合固定资产投资审批程序和有关管理规定。

（二）光伏发电项目自投入运营起执行标杆上网电价或电价补贴标准，期限原则上为 20 年。国家根据光伏发电发展规模、发电成本变化情况等因素，逐步调减光伏电站标杆上网电价和分布式光伏发电电价补贴标准，以促进科技进步，降低成本，提高光伏发电市场竞争力。

（三）鼓励通过招标等竞争方式确定光伏电站上网电价或分布式光伏发电电价补贴标准，但通过竞争方式形成的上网电价和电价补贴标准，不得高于国家规定的标杆上网电价和电价补贴标准。

（四）电网企业要积极为光伏发电项目提供必要的并网接入、计量等电网服务，及时与光伏发电企业按规定结算电价。同时，要及时计量和审核光伏发电项目的发电量与上网电量，并据此申请电价补贴。

（五）光伏发电企业和电网企业必须真实、完整地记载和保存光伏发电项目上网电量、自发自用电量、电价结算和补助金额等资料，接受有关部门监督检查。弄虚作假的视同价格违法行为予以查处。

（六）各级价格主管部门要加强对光伏发电上网电价执行和电价加补助结算的监管，确保光伏发电价格政策执行到位。

国家发展改革委

2013 年 8 月 26 日

第五篇：解析光伏发电补贴政策

解析光伏发电补贴政策

作者:樊荣 苏娅楠 安筱可

关键词: 光伏补贴光伏发电光伏市场

随着环境和能源问题的日益突出，我国对太阳能光伏发电的政策支持力度也不断加大。自2005年颁布《可再生能源法》后，陆续出台了《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》、《国务院关于促进光伏产业发展的若干意见》、《可再生能源发展专项资金管理暂行办法》等支持可再生能源的政策法规。在对国家层面法律、政策进行调研的基础上，结合近期项目经验，我们对光伏电站申请电价补贴的流程、审核及补贴标准等问题进行了如下梳理。

电价补贴政策概述

我国光伏电站主要分为集中式光伏电站和分布式光伏电站两类，法规及政策方面对两类光伏电站申请电价补贴的流程、审核及补贴标准也不尽相同。

对于集中式光伏发电，我国根据各地太阳能资源条件和建设成本将全国分为三类太阳能资源区，三类资源区燃煤机组标杆上网电价分别为每千瓦时0.9元，0.95元和1元(不排除地方为鼓励光伏发电而制定高于标杆价的上网电价标准的情况，一般情况下高出部分由省级财政承担)。电网企业可就光伏电站标杆上网电价高出当地燃煤机组标杆上网电价的部分，申请可再生能源发电补贴资金。

对于分布式光伏电站，我国实行全电量补贴政策，电价补贴标准为每千瓦时0.42元(含税)，通过可再生能源发展基金支付给电网企业后由电网企业转付给发电企业。对分布式光伏发电系统中自用有余上网的电量，由电网企业按照当地燃煤机组标杆上网电价收购。此外，分布式光伏发电系统自用电量无需缴纳随电价征收的各类基金和附加，以及系统备用容量费和其他相关并网服务费。

申请电价补贴的流程

国家能源局通常于年初，在综合考虑全国光伏发电发展规划、各地区上一建设情况、电力市场条件及各方面意见的基础上，编制该年的光伏发电建设实施方案(例如，国家能源局于2015年3月16日发布了《国家能源局关于下达2015年光伏发电建设实施方案的通知》)。光伏发电建设实施方案将规定各地区新开工的集中式光伏电站和分布式光伏电站的总规模，规模内的项目具备享受国家可再生能源基金补贴资格。集中式光伏发电和分布式发电申请电价补贴的条件、流程具体如下：

集中式光伏发电

根据《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》，申请补助的项目必须符合以下条件：

1.属于《财政部、国家发展改革委、国家能源局关于印发<可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法>的通知》规定的补助范围(可再生能源电价附加收入的补助范围：1)电网企业按照国务院价格主管部门确定的上网电价，或者根据法律规定通过招标等竞争性方式确定的上网电价，收购可再生能源电量所发生的费用，高于按照常规能源发电平均上网电价计算所发生费用之间的差额；2)执行当地分类销售电价，且由国家投资或者补贴建设的公共可再生能源独立电力系统，其合理的运行和管理费用超出销售电价的部分；3)电网企业为收购可再生能源电量而支付的合理的接网费用以及其他合理的相关费用，不能通过销售电价回收的部分。)；

2.已完成审批、核准或备案，且已经过国家能源局审核确认；

3.上网电价已经价格主管部门审核批复。财政部、国家发展改革委、国家能源局对地方上报材料进行审核，并将符合条件的项目列入可再生能源电价附加资金补助目录。

可再生能源电价附加补助资金原则上实行按季预拨、年终清算。省级电网企业、地方独立电网企业应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，按月与可再生能源发电企业结算电费。国家电网公司和南方电网公司范围内的并网发电项目和接网工程，补贴资金不再通过省级财政部门拨付，而是由中央财政直接拨付给国家电网公司、南方电网公司。

分布式发电

根据《关于分布式光伏发电实行按照电量补贴政策等有关问题的通知》，申请补贴的分布式光伏发电项目必须符合如下条件： 1.按照程序完成备案；

2.项目建成投产，符合并网相关条件，并完成并网验收等电网接入工作。符合上述条件的项目可向所在地电网企业提出申请，经同级财政、价格、能源主管部门审核后逐级上报。财政部、国家发展改革委、国家能源局对报送项目组织审核，并将符合条件的项目列入补助目录。中央财政按季向国家电网公司、南方电网公司及地方独立电网企业所在省级财政部门预拨补贴资金。电网企业根据项目发电量和国家确定的补贴标准，按电费结算周期及时支付补贴资金。

典型地区的实践操作

根据我们在光伏项目并购领域的项目经验，特此挑选内蒙古、河北和辽宁三地落实光伏补贴政策的具体情况进行对比和说明。

内蒙古

内蒙古太阳能资源较为丰富，光伏项目的投资竞争相对激烈，各盟市能源主管部门每年年末根据自治区下达的规模指标，编制下一本地区具备投产能力的项目建设实施方案，该方案中的太阳能电站必须是已备案并取得电网企业接入系统审查意见的项目。列入国家建设实施方案的太阳能电站备案项目，应在办理完土地、环保、节能、安全、规划、水土保持、社会稳定风险评估等手续后尽快开工建设。建完投产的太阳能电站项目，自取得自治区能源局出具的项目竣工验收复核意见后方可申报可再生能源电价附加资金补贴。补贴标准参照适用国家发布的光伏项目补贴标准。

河北

根据我们在河北省内的项目经验，并结合我们与河北省能源局的沟通，河北省申报可再生能源电价附加资金补贴的流程与内蒙古并不完全相同，光伏项目一般在被纳入建设实施方案后才进行备案。备案后的项目应及时建设、投产并组织验收，并将作为安排并网补贴计划的重要依据。具体的补贴标准为：

1.集中式光伏发电按照国家规定的标杆上网电价销售给电网企业，由电网企业申请电价补贴。对于2014年底前建成投产的光伏电站，其上网电价在国家确定的光伏电站标杆上网电价基础上，按照每千瓦时补贴0.3元执行；2015年底前建成投产的补贴0.2元，2017年底前建成投产的补贴0.1元；自投产之日起执行3年；

2.分布式光伏发电实行全电量补贴，补贴标准为每千瓦时0.42元，对于自用有余上网部分,电网企业按照当地燃煤机组标杆上网电价收购。补贴的具体发放时间一般为项目投产后，发放的数额一般会根据当地实际的光伏建设情况分批发放。

辽宁

辽宁省政府从2012年开始，设立了辽宁省太阳能光伏发电上网电价财政补贴资金，对省能源主管部门核准并网发电的太阳能光伏发电项目给予电价补贴。申请电价补贴支持的项目应符合如下条件：

1.应符合《辽宁省“十二五”新兴产业发展规划》和经国家批准的项目所在地区的产业发展规划，并符合国家节能减排、低碳经济、产业结构调整升级的要求；

2.单个项目装机容量不低于300千瓦(kWp)；

3.光伏发电项目的业主单位应具有保障项目长期运行的能力，发电系统运行期不少于20年；

4.项目经省能源主管部门核准，按程序完成立项和系统集成、关键设备招标，并由当地电网企业出具同意接入电网意见；

5.项目已经验收后正式投产，并正常运行。集中式和分布式光伏项目适用统一的电价补贴标准，即：2012年12月31日之前建成投产的太阳能光伏发电项目，按0.3元/千瓦时标准给予电价补贴；2012年以后，补贴标准按照年均递减10%的比例确定。根据我们与辽宁省发改委的沟通，辽宁省在“十三五”可能将适用全新的电价补贴政策，但新政策尚在制定过程中。

原标题:解析光伏发电补贴政策