分布式光伏发电的总结

第一篇：分布式光伏发电的总结

分布式光伏发电

分布式光伏发电特指采用光伏组件，将太阳能直接转换为电能的分布式发电系统。它是一种新型的、具有广阔发展前景的发电和能源综合利用方式，它倡导就近发电，就近并网，就近转换，就近使用的原则，不仅能够有效提高同等规模光伏电站的发电量，同时还有效解决了电力在升压及长途运输中的损耗问题。

目录 1概述

2特点

3解决方案

应用场景解决方案方案特点 4国家补贴政策

5各国发展 德国西班牙中国 6服务意见

7影响

1概述

分布式光伏发电

分布式光伏发电特指采用光伏组件，将太阳能直接转换为电能的分布式发电系统。它是一种新型的、具有广阔发展前景的发电和能源综合利用方式，它倡导就近发电，就近并网，就近转换，就近使用的原则，不仅能够有效提高同等规模光伏电站的发电量，同时还有效解决了电力在升压及长途运输中的损耗问题。目前应用最为广泛的分布式光伏发电系统，是建在城市建筑物屋顶的光伏发电项目。该类项目必须接入公共电网，与公共电网一起为附近的用户供电。

2特点

分布式光伏发电具有以下特点： 一是输出功率相对较小。一般而言，一个分布式光伏发电项目的容量在数千瓦以内。与集中式电站不同，光伏电站的大小对发电效率的影响很小，因此对其经济性的影响也很小，小型光伏系统的投资收益率并不会比大型的低。

二是污染小，环保效益突出。分布式光伏发电项目在发电过程中，没有噪声，也不会对空气和水产生污染。

三是能够在一定程度上缓解局地的用电紧张状况。但是，分布式光伏发电的能量密度相对较低，每平方米分布式光伏发电系统的功率仅约100瓦，再加上适合安装光伏组件的建筑屋顶面积有限，不能从根本上解决用电紧张问题。四是可以发电用电并存。大型地面电站发电是升压接入输电网，仅作为发电电站而运行；而分布式光伏发电是接入配电网，发电用电并存，且要求尽可能地就地消纳。

3解决方案

应用场景

分布式光伏发电系统应用范围：可在农村、牧区、山区，发展中的大、中、小城市或商业区附近建造，解决当地用户用电需求。解决方案 分布式光伏发电系统，又称分散式发电或分布式供能，是指在用户现场或靠近用电现场配置较小的光伏发电供电系统，以满足特定用户的需求，支持现存配电网的经济运行，或者同时满足这两个方面的要求。

分布式光伏发电系统的基本设备包括光伏电池组件、光伏方阵支架、直流汇流箱、直流配电柜、并网逆变器、交流配电柜等设备，另外还有供电系统监控装置和环境监测装置。其运行模式是在有太阳辐射的条件下，光伏发电系统的太阳能电池组件阵列将太阳能转换输出的电能，经过直流汇流箱集中送入直流配电柜，由并网逆变器逆变成交流电供给建筑自身负载，多余或不足的电力通过联接电网来调节。方案特点

系统相互独立，可自行控制，避免发生大规模停电事故，安全性高； 弥补大电网稳定性的不足，在意外发生时继续供电，成为集中供电不可或缺的重要补充；

可对区域电力的质量和性能进行实时监控，非常适合向农村、牧区、山区，发展中的大、中、小城市或商业区的居民供电，大大减小环保压力；

输配电损耗低，甚至没有，无需建配电站，降低或避免附加的输配电成本，土建和安装成本低；

调峰性能好，操作简单；

由于参与运行的系统少，启停快速，便于实现全自动。

4国家补贴政策

《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。

5各国发展

德国

德国可再生能源法规定了光伏发电的补贴办法，对于屋顶光伏和地面光伏等各类光伏发电的应用模式，其规模不同，补贴力度不同。

该国2012年最新修改的法律规定，光伏发电的上网电价从17.94欧分每千瓦时到24.43欧分每千瓦时。该国还规定，未来12个月内如果安装容量超过350万千瓦，上网电价下降3%；如果超过750万千瓦，上网电价下降15%。要求100千瓦以上的分布式电源必须安装远程通信和控制装置，以便调度实时了解其出力，并且可以进行调度。

该国已经开始采取一些间接措施来满足分布式电源接入配电网的要求，如升级改造接入点的上级变压器，重新配置馈线的电压条件和控制设备等。西班牙

西班牙要求某一区域安装的分布式电源的容量为该区域的峰值负荷的50%以下，尽量避免分布式电源反送电。[2] 中国

中国从2009年开始实施特许权招标，推动地面大型光伏电站建设。[3] 国家发展改革委副主任、国家能源局局长吴新雄指出，要抓紧落实国务院关于促进光伏产业健康发展指导意见的要求，大力开拓分布式光伏发电市场，促进光伏产业健康发展。

他同时强调，各地要充分认识光伏发电的重要性，准确把握光伏产业的发展形势，抓住光伏产业的发展机遇，把大力推动分布式光伏发电应用作为一项重要工作。重点在经济发达地区选择网购电价格高、电力负荷峰谷差大、补贴相对少、用电量大且负荷稳定的工业园区，按照“自发自用、就地消纳”原则开展分布式光伏应用示范。发展现状

光伏产业产能过剩的矛盾由来已久。中国光伏组件产量自2007年以来，连续5年位居世界第一。2011年，中国光伏组件产量是当年新增安装容量的10倍，90%的光伏组件需要销往国外。

中国光伏产业严重依赖国外市场的风险在欧美“双反”时暴露无遗。为挽救中国光伏产业，国家2012年以来连续出台政策支持分布式光伏发电发展。为了响应国家政策，国家电网公司发布分布式光伏发电相关管理办法，为促进分布式发电的快速发展奠定了坚实的基础。

分布式光伏发电近3年呈现爆发式增长。中国从2009年开始了“金太阳”工程和光电建筑示范项目，给予分布式光伏发电系统补贴，并按照投资规模的大小，确定补贴额度。截至2011年年底，国家已公布的光电建筑示范项目规模约为30万千瓦；“金太阳”工程已公布的规模约为117万千瓦。分布式光伏发电爆发式增长，但与之相关的规划、设计、施工、管理和运行的标准、规范不健全，导致问题集中显现。

国家公布的相关规划提出，2015年分布式光伏发电要达到1000万千瓦。同时，明确提出鼓励在中东部地区建设与建筑结合的分布式光伏发电系统。因此，分布式光伏发电是未来的重要发展方向。[2] 并网发电

2012年年底，中国首个居民用户分布式光伏电源在青岛实现并网发电，从申请安装到并网发电，整个过程用了18天就全部完成。

2013年1月25日，北京市首个个人申请的分布式光伏电源顺利并入首都电网。据该用户介绍，如果能得到每度电0.4-0.6元的补贴，这样的小型电站的投资回报率将远高于银行利率。[4] 各省市已基本完成上报分布式光伏示范区方案，各省市补贴方案将陆续出炉。江西、安徽等地关于个人分布式光伏电站补贴政策已先后出炉。其中，合肥市规定居民自家建光伏发电项目或企事业单位建设光伏停车场。

6服务意见

1.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。

2.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。

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。

4.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）。

5.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。

6.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。

7.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。

8.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。

9.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。

10.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。

11.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。

12.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。

13.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。14.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。

15.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。

16.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。[5]

7影响*****

1、对电网规划产生影响。分布式光伏的并网，加大了其所在区域的负荷预测难度，改变了既有的负荷增长模式。大量的分布式电源的接入，使配电网的改造和管理变得更为复杂。

2、不同的并网方式影响各不相同。离网运行的分布式光伏对电网没有影响；并网但不向电网输送功率的分布式光伏发电会造成电压波动；并网并且向电网输送功率的并网方式，会造成电压波动并且影响继电保护的配置。

3、对电能质量产生影响。分布式光伏接入的重要影响是造成馈线上的电压分布改变，其影响的大小与接入容量、接入位置密切相关。光伏发电一般通过逆变器接入电网，这类电力电子器件的频繁开通和关断，容易产生谐波污染。

4、对继电保护的影响。中国的配电网大多为单电源放射状结构，多采用速断、限时速断保护形式，不具备方向性。在配电网中接入分布式电源后，其注入功率会使继电保护范围缩小，不能可靠地保护整体线路，甚至在其他并联分支故障时，引起安装分布式光伏的继电保护误动作。

第二篇：关于分布式光伏发电常见问题解答

随着人们对光伏发电的认识的加深，国内投资分布式光伏发电的人群也是越来越多，今天广东太阳库的小编就大家普遍关心的问题做一个解答。

1、家庭分布式光伏发电系统的投资，一般需要多长时间收回成本?

一般的家庭光伏发电系统安装容量约3-10千瓦左右，按每瓦成本10-12元来计算，系统投资约3.6万-12万元左右。根据光照条件、用户侧电价、补贴及系统成本的不同，5年左右可以回收成本，光伏系统的寿命可以达到和超过25年，也就是说余下的将近20年间所产生的电量收入及省下的电费会成为直接的利润。比如你家一个月用180度电，平均每天6度，安装一套2KW的系统足够(日照时间按4小时计算)。

根据国家政策，国家电网统一收购多余电量结算补贴，不用担心电卖不掉领不到补贴的问题。

2、如果电网断电，光伏还能用吗?

白天有太阳，光伏系统就能发电，电网断电也没关系。

3、冬天冷时会不会电力不足?

直接影响发电量是辐照强度、日照时长以及太阳电池组件的工作温度。冬天辐照强度会弱，日照时长会短，发电量较夏天会少。家庭分布式光伏系统一般都接入电网，只要电网有电，就不会出现电力不足和断电的情况。

4、如何清洁光伏组件?

雨水可以清洁，不需要特别的维护，如果遇到附着性污物，进行简单擦拭即可。为了避免在高温和强烈光照下擦拭组件对人身的电击伤害以及可能对组件的破坏，建议在早晨或者下午较晚的时候进行组件清洁工作。组件是有一定承重的，但是不能踩在组件上面清扫，会造成组件隐蔽损坏，影响组件寿命。

5、房屋阴影、树叶、灰尘会对发电系统造成影响吗?

会影响发电量。如果发现树叶鸟粪，需要及时清理。

6、能抗台风、抗冰雹吗?

系统是根据当地情况来设计的，风压、堆积、屋顶样式都会考虑，能达到一定的抗风、抗冰雹等级。

7、烈日当空，部件坏了需立即更换吗?

不能够立即更换，如要更换建议在早晨或者下午较晚的时候进行，应及时联系电站运维人员，由专业人员前往更换。

8、雷雨天气需要断开分布式光伏发电系统吗?

家庭分布式光伏发电系统都装有防雷装置，所以不用断开。为了安全保险建议可以选择断开汇流箱的断路器开关，切断与光伏组件的电路连接，避免防雷模块无法去除的直击雷产生危害，运维人员应及时检测防雷模块的性能，以避免防雷模块失效产生的危害。

9、电池板有辐射吗?

分布式光伏发电系统是将太阳能转换为电能，无污染、无辐射，对人体没有危害。

10、阴雨天气发电效果怎么样?

阴雨天也可以发电，只要有光就可以发电，只是效果没有晴天显著。

11、如果考虑各种费用，发一度电成本价是多少?

1度电成本0.6元-1元，根据地区日照情况不同差别较大，还有系统容量，越是大系统，成本越低。

12、如果加个太阳跟踪器(自动调节电池板的角度跟方向)，会不会多发电呢?

可以多发电，但成本和多发电量不成正比，还要增加成本收回年限。另外，跟踪器属于机械设备，可靠性不高，会增加成本。

13、有没有什么条件限制?自己安装难度大吗?

家庭安装一般没有条件限制，需要到电网营业厅填表申请。安装需要有专业知识，建议找专业厂商安装，电网有设备资质要求，个人可能拿不到。

14、家庭分布式光伏发电为什么还没普及?

大型集中式电站一直都在建设，因为需要大规模地面，多在地广人稀的西部地区。像家庭光伏这样的分布式电站，目前正在民用推广，未来也会获得更大的政策支持力度。近年来民众接受度越来越高，未来发展空间巨大。

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：解析分布式光伏发电增值税

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解析分布式光伏发电增值税

在分布式光伏发电的推广发展中，“增值税发票”是个无可回避的问题。

2013年9月29日，财政部网站发出通知，为鼓励利用太阳能发电，促进相关产业健康发展，根据国务院批示精神，自2013年10月1日至2015年12月31日，对纳税人销售自产的利用太阳能生产的电力产品，实行增值税即征即退50%的政策。

增值税是以商品（含应税劳务）在流转过程中产生的增值额作为计税依据而征收的一种流转税。从计税原理上说，增值税是对商品生产、流通、劳务服务中多个环节的新增价值或商品的附加值征收的一种流转税。光伏电站实行即征即退50%的增值税优惠，相当于上网电价增加0.02-0.04元/度，电站收益率将上升1%-2%，将直接利好光伏电站运营企业。

虽是利好政策，但在实施环节却存在一些争议。

争议一：个人无法开卖电发票。当前，自然人投资分布式光伏发电项目还不能进行工商登记注册，也就不具备开具增值税发票的资质。而拿不到增值税发票，就很难拿到电费收入。

争议二：是否需要扣除光伏补贴增值税。有业者称国网在转付给其光伏发电系统的光伏补贴时，扣除了17%的增值税，原每度电补贴0.42元，扣17%增值税后，每度电补贴0.359元。

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针对个人无法开卖电发票问题，国网北京公司的统一解决方案是一律按照不含税价（扣除增值税17%）计算，即上网电费按0.3305元/度（北京市脱硫煤电价0.3867元/度《含税》），光伏度电补贴0.359元/度（国家规定度电补贴是0.42元/度《含税》）。这样的处理减少了业主的麻烦，不必去国税局代开售电发票。

但是，增值税率应该扣多少，是否应按17%扣除？以下是颁发的政策当中有迹可循的条例：

1》依据国家税务总局13年发布的《关于中央财政补贴增值税有关问题的公告》［2013第3号文件］：纳税人取得的中央财政补贴，不属于增值税应税收入，不征收增值税。度电补贴属于中央财政补贴，不应收取增值税。所以0.42元的光伏补贴不应该扣税。

2》依据财政部13年发布财税［2013］66号文件，2013年10月1日起实施光伏发电增值税即征即退50%政策，所以光伏上传电费不应该按17%扣税，而是只能扣8.5%（一半）。

3》依据国家税务总局发布的《关于暂免征收部分小微企业增值税和营业税政策有关问题的公告》［2013第49号文件］，“月销售额不超过2万元”、“月营业额不超过2万元”，指月销售额或营业额在2万元以下（含2万元），暂免征收增值税或营业税。

按照《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》，“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），通过可再生能源发展基金予以支付，由电网

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企业转付”，这里“每千瓦时0.42元（含税）”意指0.42是含税价，财政部在划拨补贴给电网时，要求电网缴纳了增值税。

财政部13年发布的财税［2013］66号文件中，光伏发电增值税即征即退50%政策的实施时间为2013年10月1日至2015年12月31日，为何实施时间只有1年多？业内一些专家认为：目前，财政部等有关部门拟对新能源行业财税政策进行整合梳理，新的财税扶持政策正在酝酿中。

第五篇：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