中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 3.7 关于做好风电 光伏发电全额保障性收购管理工作的通知 ( 发改能源 号 ) 关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知 ( 发改价格 号 ) 四 光伏行业用地政策

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2 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 目录 一 可再生能源相关法律法规与发展规划 中华人民共和国可再生能源法 ( 修正案 ) 可再生能源中长期发展规划 ( 发改能源 号 ) 可再生能源发电全额保障性收购管理办法 ( 发改能源 号 ) 可再生能源发展 十三五 规划 ( 发改能源 号 ) 太阳能发展 十三五 规划 ( 国能新能 号 ) 关于 2016 年度全国可再生能源电力发展监测评价的通报 ( 国能新能 号 ) 二 光伏发电项目产业扶持与建设管理政策 关于促进光伏产业健康发展的若干意见 ( 国发 号 ) 关于印发 光伏电站项目管理暂行办法 的通知 ( 国能新能 号 ) 关于印发 分布式光伏发电项目管理暂行办法 的通知 ( 国能新能 号 ) 关于进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知 ( 国能新能 号 ) 关于进一步加强光伏电站建设与运行管理的通知 ( 国能新能 号 ) 关于规范光伏电站投资开发秩序的通知 ( 国能新能 号 ) 关于关于促进进光伏技术产品应用和产业升级的意见 ( 国能新能 号 ) 关于实行可再生能源发电项目信息化管理的通知 ( 国能新能 号 ) 关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见 ( 国能新能 号 ) 关于完善光伏发电规模管理和实行竞争方式配置项目的指导意见 ( 发改能源 号 ) 关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知 ( 发改能源 号 ) 关于深化能源行业投融资体制改革的实施意见 ( 国能法改 号 ) 三 光伏发电项目财税优惠与资金支持政策 关于支持分布式光伏发电金融服务的意见 ( 国能新能 号 ) 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 号 ) 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 ( 财建 号 ) 关于对分布式光伏发电自发自用电量免征政府性基金有关问题的通知 ( 财综 号 ) 关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知 ( 发改价格 号 ) 关于降低燃煤发电上网电价和一般工商业用电价格的通知 ( 发改价格 号 ) I

3 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 3.7 关于做好风电 光伏发电全额保障性收购管理工作的通知 ( 发改能源 号 ) 关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知 ( 发改价格 号 ) 四 光伏行业用地政策 关于支持新产业新业态发展促进大众创业万众创新用地的意见 ( 国土资规 号 ) 关于发布 光伏发电站工程项目用地控制指标 的通知 ( 国土资规 号 ) 关于光伏电站建设使用林地有关问题的通知 ( 林资发 号 ) 关于光伏发电用地有关事项的函 ( 国土资厅函 号 ) 关于印发 产业用地政策实施工作指引 的通知 ( 国土资厅发 号 ) 关于改进和优化建设项目用地预审和用地审查的通知 ( 国土资规 号 ) 五 光伏扶贫相关政策 关于印发实施光伏扶贫工程工作方案的通知 ( 国能新能 号 ) 关于印发加快贫困地区能源开发建设推进脱贫攻坚实施意见的通知 ( 国能规划 号 ) 关于实施光伏发电扶贫工作的意见 ( 发改能源 号 ) 关于印发光伏扶贫实施方案编制大纲的通知 ( 国能综新能 号 ) 关于下达第一批光伏扶贫项目的通知 ( 国能新能 号 ) 六 互联网 + 智慧能源相关政策 关于积极推进 互联网 + 行动的指导意见 ( 国发 号 ) 关于推进 互联网 + 智慧能源发展的指导意见 ( 发改能源 号 ) 首批 互联网 + 智慧能源 ( 能源互联网 ) 示范项目评选结果公示 七 多能互补相关政策 关于推进多能互补集成优化示范工程建设的实施意见 ( 发改能源 号 ) 关于申报多能互补集成优化示范工程有关事项的通知 ( 国能综规划 号 ) 首批多能互补集成优化示范工程评选结果公示 八 新能源微电网相关政策 关于推进新能源微电网示范项目建设的指导意见 ( 国能新能 号 ) 关于印发新能源微电网示范项目名单的通知 ( 发改能源 号 ) II

4 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 一 可再生能源相关法律法规与发展规划 1.1 中华人民共和国可再生能源法 ( 修正案 ) 中华人民共和国主席令第三十三号 中华人民共和国可再生能源法 已由中华人民共和国第十届全国人民代表大会常务委员会第十四次会议于 2005 年 2 月 28 日通过, 现予公布, 自 2006 年 1 月 1 日起施行 中华人民共和国主席胡锦涛 2005 年 2 月 28 日 中华人民共和国主席令第二十三号 全国人民代表大会常务委员会关于修改 中华人民共和国可再生能源法 的决定 已由中华人民共和国第十一届全国人民代表大会常务委员会第十二次会议于 2009 年 12 月 26 日通过, 现予公布, 自 2010 年 4 月 1 日起施行 附件 : 中华人民共和国可再生能源法 ( 修正案 ) 中华人民共和国主席胡锦涛 2009 年 12 月 26 日 1

5 一 可再生能源相关法律法规与发展规划 附件 : 中华人民共和国可再生能源法 ( 修正案 ) 第一章总则第一条为了促进可再生能源的开发利用, 增加能源供应, 改善能源结构, 保障能源安全, 保护环境, 实现经济社会的可持续发展, 制定本法 第二条本法所称可再生能源, 是指风能 太阳能 水能 生物质能 地热能 海洋能等非化石能源 水力发电对本法的适用, 由国务院能源主管部门规定, 报国务院批准 通过低效率炉灶直接燃烧方式利用秸秆 薪柴 粪便等, 不适用本法 第三条本法适用于中华人民共和国领域和管辖的其他海域 第四条国家将可再生能源的开发利用列为能源发展的优先领域, 通过制定可再生能源开发利用总量目标和采取相应措施, 推动可再生能源市场的建立和发展 国家鼓励各种所有制经济主体参与可再生能源的开发利用, 依法保护可再生能源开发利用者的合法权益 第五条国务院能源主管部门对全国可再生能源的开发利用实施统一管理 国务院有关部门在各自的职责范围内负责有关的可再生能源开发利用管理工作 县级以上地方人民政府管理能源工作的部门负责本行政区域内可再生能源开发利用的管理工作 县级以上地方人民政府有关部门在各自的职责范围内负责有关的可再生能源开发利用管理工作 第二章资源调查与发展规划第六条国务院能源主管部门负责组织和协调全国可再生能源资源的调查, 并会同国务院有关部门组织制定资源调查的技术规范 国务院有关部门在各自的职责范围内负责相关可再生能源资源的调查, 调查结果报国务院能源主管部门汇总 可再生能源资源的调查结果应当公布 ; 但是, 国家规定需要保密的内容除外 第七条国务院能源主管部门根据全国能源需求与可再生能源资源实际状况, 制定全国可再生能源开发利用中长期总量目标, 报国务院批准后执行, 并予公布 国务院能源主管部门根据前款规定的总量目标和省 自治区 直辖市经济发展与可再生能源资源实际状况, 会同省 自治区 直辖市人民政府确定各行政区域可再生能源开发利用中长期目标, 并予公布 第八条国务院能源主管部门会同国务院有关部门, 根据全国可再生能源开发利用中长期总量目标和可再生能源技术发展状况, 编制全国可再生能源开发利用规划, 报国务院批准后实施 2

6 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 国务院有关部门应当制定有利于促进全国可再生能源开发利用中长期总量目标实现的相关规划 省 自治区 直辖市人民政府管理能源工作的部门会同本级人民政府有关部门, 依据全国可再生能源开发利用规划和本行政区域可再生能源开发利用中长期目标, 编制本行政区域可再生能源开发利用规划, 经本级人民政府批准后, 报国务院能源主管部门和国家电力监管机构备案, 并组织实施 经批准的规划应当公布 ; 但是, 国家规定需要保密的内容除外 经批准的规划需要修改的, 须经原批准机关批准 第九条编制可再生能源开发利用规划, 应当遵循因地制宜 统筹兼顾 合理布局 有序发展的原则, 对风能 太阳能 水能 生物质能 地热能 海洋能等可再生能源的开发利用作出统筹安排 规划内容应当包括发展目标 主要任务 区域布局 重点项目 实施进度 配套电网建设 服务体系和保障措施等 组织编制机关应当征求有关单位 专家和公众的意见, 进行科学论证 第三章产业指导与技术支持第十条国务院能源主管部门根据全国可再生能源开发利用规划, 制定 公布可再生能源产业发展指导目录 第十一条国务院标准化行政主管部门应当制定 公布国家可再生能源电力的并网技术标准和其他需要在全国范围内统一技术要求的有关可再生能源技术和产品的国家标准 对前款规定的国家标准中未作规定的技术要求, 国务院有关部门可以制定相关的行业标准, 并报国务院标准化行政主管部门备案 第十二条国家将可再生能源开发利用的科学技术研究和产业化发展列为科技发展与高技术产业发展的优先领域, 纳入国家科技发展规划和高技术产业发展规划, 并安排资金支持可再生能源开发利用的科学技术研究 应用示范和产业化发展, 促进可再生能源开发利用的技术进步, 降低可再生能源产品的生产成本, 提高产品质量 国务院教育行政部门应当将可再生能源知识和技术纳入普通教育 职业教育课程 第四章推广与应用第十三条国家鼓励和支持可再生能源并网发电 建设可再生能源并网发电项目, 应当依照法律和国务院的规定取得行政许可或者报送备案 建设应当取得行政许可的可再生能源并网发电项目, 有多人申请同一项目许可的, 应当依法通过招标确定被许可人 第十四条国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度 国务院能源主管部门会同国家电力监管机构和国务院财政部门, 按照全国可再生能源开发利用规划, 确定在规划期内应当达到的可再生能源发电量占全部发电量的比重, 3

7 一 可再生能源相关法律法规与发展规划 制定电网企业优先调度和全额收购可再生能源发电的具体办法, 并由国务院能源主管部门会同国家电力监管机构在年度中督促落实 电网企业应当与按照可再生能源开发利用规划建设, 依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议, 全额收购其电网覆盖范围内符合并网技术标准的可再生能源并网发电项目的上网电量 发电企业有义务配合电网企业保障电网安全 电网企业应当加强电网建设, 扩大可再生能源电力配置范围, 发展和应用智能电网 储能等技术, 完善电网运行管理, 提高吸纳可再生能源电力的能力为可再生能源发电提供上网服务 第十五条国家扶持在电网未覆盖的地区建设可再生能源独立电力系统, 为当地生产和生活提供电力服务 第十六条国家鼓励清洁 高效地开发利用生物质燃料, 鼓励发展能源作物 利用生物质资源生产的燃气和热力, 符合城市燃气管网 热力管网的入网技术标准的, 经营燃气管网 热力管网的企业应当接收其入网 国家鼓励生产和利用生物液体燃料 石油销售企业应当按照国务院能源主管部门或者省级人民政府的规定, 将符合国家标准的生物液体燃料纳入其燃料销售体系 第十七条国家鼓励单位和个人安装和使用太阳能热水系统 太阳能供热采暖和制冷系统 太阳能光伏发电系统等太阳能利用系统 国务院建设行政主管部门会同国务院有关部门制定太阳能利用系统与建筑结合的技术经济政策和技术规范 房地产开发企业应当根据前款规定的技术规范, 在建筑物的设计和施工中, 为太阳能利用提供必备条件 对已建成的建筑物, 住户可以在不影响其质量与安全的前提下安装符合技术规范和产品标准的太阳能利用系统 ; 但是, 当事人另有约定的除外 第十八条国家鼓励和支持农村地区的可再生能源开发利用 县级以上地方人民政府管理能源工作的部门会同有关部门, 根据当地经济社会发展 生态保护和卫生综合治理需要等实际情况, 制定农村地区可再生能源发展规划, 因地制宜地推广应用沼气等生物质资源转化 户用太阳能 小型风能 小型水能等技术 县级以上人民政府应当对农村地区的可再生能源利用项目提供财政支持 第五章价格管理与费用补偿第十九条可再生能源发电项目的上网电价, 由国务院价格主管部门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 上网电价应当公布 依照本法第十三条第三款规定实行招标的可再生能源发电项目的上网电价, 按照中标确定的价格执行 ; 但是, 不得高于依照前款规定确定的同类可再生能源发电项目的上网电价水平 4

8 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 第二十条电网企业依照本法第十九条规定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, 由在全国范围对销售电量征收可再生能源电价附加补偿 第二十一条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, 可以计入电网企业输电成本, 并从销售电价中回收 第二十二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, 依照本法第二十条的规定补偿 第二十三条进入城市管网的可再生能源热力和燃气的价格, 按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则, 根据价格管理权限确定 第六章经济激励与监督措施第二十四条国家财政设立可再生能源发展基金, 资金来源包括国家财政年度安排的专项资金和依法征收的可再生能源电价附加收入等 可再生能源发展基金用于补偿本法第二十条 第二十二条规定的差额费用, 并用于支持以下事项 : ( 一 ) 可再生能源开发利用的科学技术研究 标准制定和示范工程 ; ( 二 ) 农村 牧区的可再生能源利用项目 ; ( 三 ) 偏远地区和海岛可再生能源独立电力系统建设 ; ( 四 ) 可再生能源的资源勘查 评价和相关信息系统建设 ; ( 五 ) 促进可再生能源开发利用设备的本地化生产 本法第二十一条规定的接网费用以及其他相关费用, 电网企业不能通过销售电价回收的, 可以申请可再生能源发展基金补助 第二十五条对列入国家可再生能源产业发展指导目录 符合信贷条件的可再生能源开发利用项目, 金融机构可以提供有财政贴息的优惠贷款 第二十六条国家对列入可再生能源产业发展指导目录的项目给予税收优惠 具体办法由国务院规定 第二十七条电力企业应当真实 完整地记载和保存可再生能源发电的有关资料, 并接受电力监管机构的检查和监督 电力监管机构进行检查时, 应当依照规定的程序进行, 并为被检查单位保守商业秘密和其他秘密 第七章法律责任第二十八条国务院能源主管部门和县级以上地方人民政府管理能源工作的部门和其他有关部门在可再生能源开发利用监督管理工作中, 违反本法规定, 有下列行为之一的, 由本级人民政府或者上级人民政府有关部门责令改正, 对负有责任的主管人员和其他直接责任人员依法给予行政处分 ; 构成犯罪的, 依法追究刑事责任 : 5

9 一 可再生能源相关法律法规与发展规划 ( 一 ) 不依法作出行政许可决定的 ; ( 二 ) 发现违法行为不予查处的 ; ( 三 ) 有不依法履行监督管理职责的其他行为的 第二十九条违反本法第十四条规定, 电网企业未按照规定完成收购可再生能源电量, 造成可再生能源发电企业经济损失的, 应当承担赔偿责任, 并由国家电力监管机构责令限期改正 ; 拒不改正的, 处以可再生能源发电企业经济损失额一倍以下的罚款 第三十条违反本法第十六条第二款规定, 经营燃气管网 热力管网的企业不准许符合入网技术标准的燃气 热力入网, 造成燃气 热力生产企业经济损失的, 应当承担赔偿责任, 并由省级人民政府管理能源工作的部门责令限期改正 ; 拒不改正的, 处以燃气 热力生产企业经济损失额一倍以下的罚款 第三十一条违反本法第十六条第三款规定, 石油销售企业未按照规定将符合国家标准的生物液体燃料纳入其燃料销售体系, 造成生物液体燃料生产企业经济损失的, 应当承担赔偿责任, 并由国务院能源主管部门或者省级人民政府管理能源工作的部门责令限期改正 ; 拒不改正的, 处以生物液体燃料生产企业经济损失额一倍以下的罚款 第八章附则第三十二条本法中下列用语的含义 : ( 一 ) 生物质能, 是指利用自然界的植物 粪便以及城乡有机废物转化成的能源 ( 二 ) 可再生能源独立电力系统, 是指不与电网连接的单独运行的可再生能源电力系统 ( 三 ) 能源作物, 是指经专门种植, 用以提供能源原料的草本和木本植物 ( 四 ) 生物液体燃料, 是指利用生物质资源生产的甲醇 乙醇和生物柴油等液体燃料 第三十三条本法自 2006 年 1 月 1 日起施行 可再生能源发展基金征收使用管理的具体办法, 由国务院财政部门会同国务院能源 价格主管部门制定 6

10 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 1.2 可再生能源中长期发展规划 ( 发改能源 号 ) 国家发展改革委关于印发可再生能源中长期发展规划的通知 发改能源 号各省 自治区 直辖市及新疆生产建设兵团发展改革委 经贸委 ( 经委 ): 为了贯彻落实 可再生能源法, 合理开发利用可再生能源资源, 促进能源资源节约和环境保护, 应对全球气候变化, 我委组织制定了 可再生能源中长期发展规划, 并已经国务院审议通过, 现印发你们, 请按照执行 附件 : 可再生能源中长期发展规划中华人民共和国国家发展和改革委员会 2007 年 8 月 31 日 7

11 一 可再生能源相关法律法规与发展规划 附件 : 可再生能源中长期发展规划 (2007 年 9 月 ) 中华人民共和国国家发展和改革委员会 能源是经济和社会发展的重要物质基础 工业革命以来, 世界能源消费剧增, 煤炭 石油 天然气等化石能源资源消耗迅速, 生态环境不断恶化, 特别是温室气体排放导致日益严峻的全球气候变化, 人类社会的可持续发展受到严重威胁 目前, 我国已成为世界能源生产和消费大国, 但人均能源消费水平还很低 随着经济和社会的不断发展, 我国能源需求将持续增长 增加能源供应 保障能源安全 保护生态环境 促进经济和社会的可持续发展, 是我国经济和社会发展的一项重大战略任务 可再生能源包括水能 生物质能 风能 太阳能 地热能和海洋能等, 资源潜力大, 环境污染低, 可永续利用, 是有利于人与自然和谐发展的重要能源 上世纪 70 年代以来, 可持续发展思想逐步成为国际社会共识, 可再生能源开发利用受到世界各国高度重视, 许多国家将开发利用可再生能源作为能源战略的重要组成部分, 提出了明确的可再生能源发展目标, 制定了鼓励可再生能源发展的法律和政策, 可再生能源得到迅速发展 可再生能源是我国重要的能源资源, 在满足能源需求 改善能源结构 减少环境污染 促进经济发展等方面已发挥了重要作用 但可再生能源消费占我国能源消费总量的比重还很低, 技术进步缓慢, 产业基础薄弱, 不能适应可持续发展的需要 我国 国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要 明确提出 : 实行优惠的财税 投资政策和强制性市场份额政策, 鼓励生产与消费可再生能源, 提高在一次能源消费中的比重 为了加快可再生能源发展, 促进节能减排, 积极应对气候变化, 更好地满足经济和社会可持续发展的需要, 在总结我国可再生能源资源 技术及产业发展状况, 借鉴国际可再生能源发展经验基础上, 研究制定了 可再生能源中长期发展规划, 提出了从现在到 2020 年期间我国可再生能源发展的指导思想 主要任务 发展目标 重点领域和保障措施, 以指导我国可再生能源发展和项目建设 一 国际可再生能源发展状况 ( 一 ) 发展现状近年来, 受石油价格上涨和全球气候变化的影响, 可再生能源开发利用日益受到国际社会的重视, 许多国家提出了明确的发展目标, 制定了支持可再生能源发展的法规和政策, 使可再生能源技术水平不断提高, 产业规模逐渐扩大, 成为促进能源多样化和实现可持续发展的重要能源 1 水电 8

12 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 水力发电是目前最成熟的可再生能源发电技术, 在世界各地得到广泛应用 到 2005 年底, 全世界水电总装机容量约为 8.5 亿千瓦 目前, 经济发达国家水能资源已基本开发完毕, 水电建设主要集中在发展中国家 2 生物质能现代生物质能的发展方向是高效清洁利用, 将生物质转换为优质能源, 包括电力 燃气 液体燃料和固体成型燃料等 生物质发电包括农林生物质发电 垃圾发电和沼气发电等 到 2005 年底, 全世界生物质发电总装机容量约为 5000 万千瓦, 主要集中在北欧和美国 ; 生物燃料乙醇年产量约 3000 万吨, 主要集中在巴西 美国 ; 生物柴油年产量约 200 万吨, 主要集中在德国 沼气已是成熟的生物质能利用技术, 在欧洲 中国和印度等地已建设了大量沼气工程和分散的户用沼气池 3 风电风电包括离网运行的小型风力发电机组和大型并网风力发电机组, 技术已基本成熟 近年来, 并网风电机组的单机容量不断增大,2005 年新增风电机组的平均单机容量超过 1000 千瓦, 单机容量 4000 千瓦的风电机组已投入运行, 风电场建设已从陆地向海上发展 到 2005 年底, 全世界风电装机容量已达 6000 万千瓦, 最近 5 年来平均年增长率达 30% 随着风电的技术进步和应用规模的扩大, 风电成本持续下降, 经济性与常规能源已十分接近 4 太阳能太阳能利用包括太阳能光伏发电 太阳能热发电, 以及太阳能热水器和太阳房等热利用方式 光伏发电最初作为独立的分散电源使用, 近年来并网光伏发电的发展速度加快, 市场容量已超过独立使用的分散光伏电源 2005 年, 全世界光伏电池产量为 120 万千瓦, 累计已安装了 600 万千瓦 太阳能热发电已经历了较长时间的试验运行, 基本上可达到商业运行要求, 目前总装机容量约为 40 万千瓦 太阳能热利用技术成熟, 经济性好, 可大规模应用,2005 年全世界太阳能热水器的总集热面积已达到约 1.4 亿平方米 5 地热能地热能利用包括发电和热利用两种方式, 技术均比较成熟 到 2005 年底, 全世界地热发电总装机容量约 900 万千瓦, 主要在美国 冰岛 意大利等国家 地热能热利用包括地热水的直接利用和地源热泵供热 制冷, 在发达国家已得到广泛应用, 近 5 年来全世界地热能热利用年均增长约 13% 6 海洋能潮汐发电 波浪发电和洋流发电等海洋能的开发利用也取得了较大进展, 初步形成规模的主要是潮汐发电, 全世界潮汐发电总装机容量约 30 万千瓦 ( 二 ) 发展趋势 9

13 一 可再生能源相关法律法规与发展规划 随着经济的发展和社会的进步, 世界各国将会更加重视环境保护和全球气候变化问题, 通过制定新的能源发展战略 法规和政策, 进一步加快可再生能源的发展 从目前可再生能源的资源状况和技术发展水平看, 今后发展较快的可再生能源除水能外, 主要是生物质能 风能和太阳能 生物质能利用方式包括发电 制气 供热和生产液体燃料, 将成为应用最广泛的可再生能源技术 风力发电技术已基本成熟, 经济性已接近常规能源, 在今后相当长时间内将会保持较快发展 太阳能发展的主要方向是光伏发电和热利用, 近期光伏发电的主要市场是发达国家的并网发电和发展中国家偏远地区的独立供电 太阳能热利用的发展方向是太阳能一体化建筑, 并以常规能源为补充手段, 实现全天候供热, 提高太阳能供热的可靠性, 在此基础上进一步向太阳能供暖和制冷的方向发展 总体来看, 最近 20 多年来, 大多数可再生能源技术快速发展, 产业规模 经济性和市场化程度逐年提高, 预计在 年间, 大多数可再生能源技术可具有市场竞争力, 在 2020 年以后将会有更快的发展, 并逐步成为主导能源 ( 三 ) 发展经验多年来, 世界各国为了促进可持续发展, 应对全球气候变化, 积极推动可再生能源发展, 已积累了丰富的经验, 主要是 : 1 目标引导为了促进可再生能源发展, 许多国家制定了相应的发展战略和规划, 明确了可再生能源发展目标 1997 年, 欧盟提出可再生能源在一次能源消费中的比例将从 1996 年的 6% 提高到 2010 年的 12%, 可再生能源发电量占总发电量的比例从 1997 年的 14% 提高到 2010 年的 22% 2007 年初, 欧盟又提出了新的发展目标, 要求到 2020 年, 可再生能源消费占到全部能源消费的 20%, 可再生能源发电量占到全部发电量的 30% 美国 日本 澳大利亚 印度 巴西等国也制定了明确的可再生能源发展目标, 引导可再生能源的发展 2 政策激励为了确保可再生能源发展目标的实现, 许多国家制定了支持可再生能源发展的法规和政策 德国 丹麦 法国 西班牙等国采取优惠的固定电价收购可再生能源发电量, 英国 澳大利亚 日本等国实行可再生能源强制性市场配额政策, 美国 巴西 印度等国对可再生能源实行投资补贴和税收优惠等政策 3 产业扶持为了促进可再生能源技术进步和产业化发展, 许多国家十分重视可再生能源人才培养 研究开发 产业体系建设, 建立了专门的研发机构, 支持开展可再生能源科学研究 技术开发和产业服务等工作 发达国家不仅支持可再生能源技术研究和开发活动, 而且特别重视新技术的试验 示范和推广, 经过多年的发展, 产业体系已经形成, 有力地支持了可再生能源的发展 10

14 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 4 资金支持为了加快可再生能源的发展, 许多国家为可再生能源发展提供了强有力的资金支持, 对技术研发 项目建设 产品销售和最终用户提供补贴 美国 2005 年的能源法令明确规定了支持可再生能源技术研发及其产业化发展的年度财政预算资金 德国对用户安装太阳能热水器提供 40% 的补贴 许多国家还采取了产品补贴和用户补助方式扩大可再生能源市场, 引导社会资金投向可再生能源, 有力地推动了可再生能源的规模化发展 二 我国可再生能源发展现状 ( 一 ) 资源潜力根据初步资源评价, 我国资源潜力大 发展前景好的可再生能源主要包括水能 生物质能 风能和太阳能 1 水能水能资源是我国重要的可再生能源资源 根据 2003 年全国水力资源复查成果, 全国水能资源技术可开发装机容量为 5.4 亿千瓦, 年发电量 2.47 万亿千瓦时 ; 经济可开发装机容量为 4 亿千瓦, 年发电量 1.75 万亿千瓦时 水能资源主要分布在西部地区, 约 70% 在西南地区 长江 金沙江 雅砻江 大渡河 乌江 红水河 澜沧江 黄河和怒江等大江大河的干流水能资源丰富, 总装机容量约占全国经济可开发量的 60%, 具有集中开发和规模外送的良好条件 2 生物质能我国生物质能资源主要有农作物秸秆 树木枝桠 畜禽粪便 能源作物 ( 植物 ) 工业有机废水 城市生活污水和垃圾等 全国农作物秸秆年产生量约 6 亿吨, 除部分作为造纸原料和畜牧饲料外, 大约 3 亿吨可作为燃料使用, 折合约 1.5 亿吨标准煤 林木枝桠和林业废弃物年可获得量约 9 亿吨, 大约 3 亿吨可作为能源利用, 折合约 2 亿吨标准煤 甜高粱 小桐子 黄连木 油桐等能源作物 ( 植物 ) 可种植面积达 2000 多万公顷, 可满足年产量约 5000 万吨生物液体燃料的原料需求 畜禽养殖和工业有机废水理论上可年产沼气约 800 亿立方米, 全国城市生活垃圾年产生量约 1.2 亿吨 目前, 我国生物质资源可转换为能源的潜力约 5 亿吨标准煤, 今后随着造林面积的扩大和经济社会的发展, 生物质资源转换为能源的潜力可达 10 亿吨标准煤 3 风能根据最新风能资源评价, 全国陆地可利用风能资源 3 亿千瓦, 加上近岸海域可利用风能资源, 共计约 10 亿千瓦 主要分布在两大风带 : 一是 三北地区 ( 东北 华北北部和西北地区 ); 二是东部沿海陆地 岛屿及近岸海域 另外, 内陆地区还有一些局部风能资源丰富区 4 太阳能 11

15 一 可再生能源相关法律法规与发展规划 全国三分之二的国土面积年日照小时数在 2200 小时以上, 年太阳辐射总量大于每平方米 5000 兆焦, 属于太阳能利用条件较好的地区 西藏 青海 新疆 甘肃 内蒙古 山西 陕西 河北 山东 辽宁 吉林 云南 广东 福建 海南等地区的太阳辐射能量较大, 尤其是青藏高原地区太阳能资源最为丰富 5 地热能据初步勘探, 我国地热资源以中低温为主, 适用于工业加热 建筑采暖 保健疗养和种植养殖等, 资源遍布全国各地 适用于发电的高温地热资源较少, 主要分布在藏南 川西 滇西地区, 可装机潜力约为 600 万千瓦 初步估算, 全国可采地热资源量约为 33 亿吨标准煤 ( 二 ) 发展现状经过多年发展, 我国可再生能源取得了很大的成绩, 水电已成为电力工业的重要组成部分, 结合农村能源和生态建设, 户用沼气得到了大规模推广应用 近年来, 风电 光伏发电 太阳能热利用和生物质能高效利用也取得了明显进展, 为调整能源结构 保护环境 促进经济和社会发展做出了重大贡献 2005 年, 可再生能源开发利用总量 ( 不包括传统方式利用生物质能 ) 约 1.66 亿吨标准煤, 约为 2005 年全国一次能源消费总量的 7.5% 1 水电到 2005 年底, 全国水电总装机容量达 1.17 亿千瓦 ( 包括约 700 万千瓦抽水蓄能电站 ), 占全国总发电装机容量的 23%, 水电年发电量为 3952 亿千瓦时, 占全国总发电量的 16% 其中小水电为 3800 万千瓦, 年发电量约 1300 亿千瓦时, 担负着全国近二分之一国土面积 三分之一的县 四分之一人口的供电任务 全国已建成 653 个农村水电初级电气化县, 并正在建设 400 个适应小康水平的以小水电为主的电气化县 我国水电勘测 设计 施工 安装和设备制造均达到国际水平, 已形成完备的产业体系 2 生物质能 (1) 沼气 到 2005 年底, 全国户用沼气池已达到 1800 万户, 年产沼气约 70 亿立方米 ; 建成大型畜禽养殖场沼气工程和工业有机废水沼气工程约 1500 处, 年产沼气约 10 亿立方米 沼气技术已从单纯的能源利用发展成废弃物处理和生物质多层次综合利用, 并广泛地同养殖业 种植业相结合, 成为发展绿色生态农业和巩固生态建设成果的一个重要途径 沼气工程的零部件已实现了标准化生产, 沼气技术服务体系已比较完善 (2) 生物质发电 到 2005 年底, 全国生物质发电装机容量约为 200 万千瓦, 其中蔗渣发电约 170 万千瓦 垃圾发电约 20 万千瓦, 其余为稻壳等农林废弃物气化发电和沼气发电等 在引进国外垃圾焚烧发电技术和设备的基础上, 经过消化吸收, 现已基本具备制造垃圾焚烧发电设备的能力 引进国外设备和技术建设了一些垃圾填埋气发电示范项目 但总体来看, 我国在生物质发电的原料收集 净化处理 燃烧设备制造等方面与国际先进水平还有一定差距 12

16 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) (3) 生物液体燃料 我国已开始在交通燃料中使用燃料乙醇 以粮食为原料的燃料乙醇年生产能力为 102 万吨 ; 以非粮原料生产燃料乙醇的技术已初步具备商业化发展条件 以餐饮业废油 榨油厂油渣 油料作物为原料的生物柴油生产能力达到年产 5 万吨 3 风电到 2005 年底, 全国已建成并网风电场 60 多个, 总装机容量为 126 万千瓦 此外, 在偏远地区还有约 25 万台小型独立运行的风力发电机 ( 总容量约 5 万千瓦 ) 我国单机容量 750 千瓦及以下风电设备已批量生产, 正在研制兆瓦级 (1000 千瓦 ) 以上风力发电设备 与国际先进水平相比, 国产风电机组单机容量较小, 关键技术依赖进口, 零部件的质量还有待提高 4 太阳能 (1) 太阳能发电 到 2005 年底, 全国光伏发电的总容量约为 7 万千瓦, 主要为偏远地区居民供电 年实施的 送电到乡 工程安装了光伏电池约 1.9 万千瓦, 对光伏发电的应用和光伏电池制造起到了较大的推动作用 除利用光伏发电为偏远地区和特殊领域 ( 通讯 导航和交通 ) 供电外, 已开始建设屋顶并网光伏发电示范项目 光伏电池及组装厂已有十多家, 制造能力达 10 万千瓦以上 但总体来看, 我国光伏发电产业的整体水平与发达国家尚有较大差距, 特别是光伏电池生产所需的硅材料主要依靠进口, 对我国光伏发电的产业发展形成重大制约 (2) 太阳能热水器 到 2005 年底, 全国在用太阳能热水器的总集热面积达 8000 万平方米, 年生产能力 1500 万平方米 全国有 1000 多家太阳能热水器生产企业, 年总产值近 120 亿元, 已形成较完整的产业体系, 从业人数达 20 多万人 总体来看, 我国太阳能热水器应用技术与发达国家还有差距 目前, 发达国家的太阳能热水器已实现与建筑的较好结合, 向太阳能建筑一体化方向发展, 而我国在这方面才开始起步 5 地热能地热发电技术分为地热水蒸汽发电和低沸点有机工质发电 我国适合发电的地热资源集中在西藏和云南地区, 由于当地水能资源丰富, 地热发电竞争力不强, 近期难以大规模发展 近年来, 地热能的热利用发展较快, 主要是热水供应及供暖 水源热泵和地源热泵供热 制冷等 随着地下水资源保护的不断加强, 地热水的直接利用将受到更多的限制, 地源热泵将是未来的主要发展方向 ( 三 ) 存在问题虽然我国可再生能源开发利用取得了很大成绩, 法规和政策体系不断完善, 但可再生能源发展仍不能满足可持续发展的需要, 存在的主要问题是 : (1) 政策及激励措施力度不够 在现有技术水平和政策环境条件下, 除了水电和太阳能热水器有能力参与市场竞争外, 大多数可再生能源开发利用成本高, 再加上资源分散 规模小 生产不连续等特点, 在现行市场规则下缺乏竞争力, 需要政策扶持和激励 目前, 国家支持风电 生物质能 太阳能等可再生能源发展的政策体系还不够完整, 13

17 一 可再生能源相关法律法规与发展规划 经济激励力度弱, 相关政策之间缺乏协调, 政策的稳定性差, 没有形成支持可再生能源持续发展的长效机制 (2) 市场保障机制还不够完善 长期以来, 我国可再生能源发展缺乏明确的发展目标, 没有形成连续稳定的市场需求 虽然国家逐步加大了对可再生能源发展的支持力度, 但由于没有建立起强制性的市场保障政策, 无法形成稳定的市场需求, 可再生能源发展缺少持续的市场拉动, 致使我国可再生能源新技术发展缓慢 (3) 技术开发能力和产业体系薄弱 除水力发电 太阳能热利用和沼气外, 其它可再生能源的技术水平较低, 缺乏技术研发能力, 设备制造能力弱, 技术和设备生产较多依靠进口, 技术水平和生产能力与国外先进水平差距较大 同时, 可再生能源资源评价 技术标准 产品检测和认证等体系不完善, 人才培养不能满足市场快速发展的要求, 没有形成支撑可再生能源产业发展的技术服务体系 三 发展可再生能源的意义可再生能源是重要的能源资源, 开发利用可再生能源具有以下重要意义 : 1 开发利用可再生能源是落实科学发展观 建设资源节约型社会 实现可持续发展的基本要求 充足 安全 清洁的能源供应是经济发展和社会进步的基本保障 我国人口众多, 人均能源消费水平低, 能源需求增长压力大, 能源供应与经济发展的矛盾十分突出 从根本上解决我国的能源问题, 不断满足经济和社会发展的需要, 保护环境, 实现可持续发展, 除大力提高能源效率外, 加快开发利用可再生能源是重要的战略选择, 也是落实科学发展观 建设资源节约型社会的基本要求 2 开发利用可再生能源是保护环境 应对气候变化的重要措施 目前, 我国环境污染问题突出, 生态系统脆弱, 大量开采和使用化石能源对环境影响很大, 特别是我国能源消费结构中煤炭比例偏高, 二氧化碳排放增长较快, 对气候变化影响较大 可再生能源清洁环保, 开发利用过程不增加温室气体排放 开发利用可再生能源, 对优化能源结构 保护环境 减排温室气体 应对气候变化具有十分重要的作用 3 开发利用可再生能源是建设社会主义新农村的重要措施 农村是目前我国经济和社会发展最薄弱的地区, 能源基础设施落后, 全国还有约 1150 万人没有电力供应, 许多农村生活能源仍主要依靠秸秆 薪柴等生物质低效直接燃烧的传统利用方式提供 农村地区可再生能源资源丰富, 加快可再生能源开发利用, 一方面可以利用当地资源, 因地制宜解决偏远地区电力供应和农村居民生活用能问题, 另一方面可以将农村地区的生物质资源转换为商品能源, 使可再生能源成为农村特色产业, 有效延长农业产业链, 提高农业效益, 增加农民收入, 改善农村环境, 促进农村地区经济和社会的可持续发展 4 开发利用可再生能源是开拓新的经济增长领域 促进经济转型 扩大就业的重要选择 可再生能源资源分布广泛, 各地区都具有一定的可再生能源开发利用条件 可再生能源的开发利用主要是利用当地自然资源和人力资源, 对促进地区经济发展具有重 14

18 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 要意义 同时, 可再生能源也是高新技术和新兴产业, 快速发展的可再生能源已成为一 个新的经济增长点, 可以有效拉动装备制造等相关产业的发展, 对调整产业结构, 促进 经济增长方式转变, 扩大就业, 推进经济和社会的可持续发展意义重大 四 指导思想和原则 ( 一 ) 指导思想以邓小平理论 三个代表 重要思想为指导, 全面落实科学发展观, 促进资源节约型 环境友好型社会和社会主义新农村建设, 认真贯彻 可再生能源法, 把发展可再生能源作为全面建设小康社会和实现可持续发展的重大战略举措, 加快水能 风能 太阳能和生物质能的开发利用, 促进技术进步, 增强市场竞争力, 不断提高可再生能源在能源消费中的比重 ( 二 ) 基本原则 1 坚持开发利用与经济 社会和环境相协调 可再生能源的发展既要重视规模化开发利用, 不断提高可再生能源在能源供应中的比重, 也要重视可再生能源对解决农村能源问题 发展循环经济和建设资源节约型 环境友好型社会的作用, 更要重视与环境和生态保护的协调 要根据资源条件和经济社会发展需要, 在保护环境和生态系统的前提下, 科学规划, 因地制宜, 合理布局, 有序开发 特别是要高度重视生物质能开发与粮食和生态环境的关系, 不得违法占用耕地, 不得大量消耗粮食, 不得破坏生态环境 2 坚持市场开发与产业发展互相促进 对资源潜力大 商业化发展前景好的风电和生物质发电等新兴可再生能源, 在加大技术开发投入力度的同时, 采取必要措施扩大市场需求, 以持续稳定的市场需求为可再生能源产业的发展创造有利条件 建立以自我创新为主的可再生能源技术开发和产业发展体系, 加快可再生能源技术进步, 提高设备制造能力, 并通过持续的规模化发展提高可再生能源的市场竞争力, 为可再生能源的大规模发展奠定基础 3 坚持近期开发利用与长期技术储备相结合 积极发展未来具有巨大潜力 近期又有一定市场需求的可再生能源技术 既要重视近期适宜应用的水电 生物质发电 沼气 生物质固体成型燃料 风电和太阳能热利用, 也要重视未来发展前景良好的太阳能光伏发电 生物液体燃料等可再生能源技术 4 坚持政策激励与市场机制相结合 国家通过经济激励政策支持采用可再生能源技术解决农村能源短缺和无电问题, 发展循环经济 同时, 国家建立促进可再生能源发展的市场机制, 运用市场化手段调动投资者的积极性, 提高可再生能源的技术水平, 推进可再生能源产业化发展, 不断提高可再生能源的竞争力, 使可再生能源在国家政策的支持下得到更大规模的发展 五 发展目标 15

19 一 可再生能源相关法律法规与发展规划 ( 一 ) 总体目标今后十五年我国可再生能源发展的总目标是 : 提高可再生能源在能源消费中的比重, 解决偏远地区无电人口用电问题和农村生活燃料短缺问题, 推行有机废弃物的能源化利用, 推进可再生能源技术的产业化发展 1 提高可再生能源比重, 促进能源结构调整 我国探明的石油 天然气资源贫乏, 单纯依靠化石能源难以实现经济 社会和环境的协调发展 水电 生物质能 风电和太阳能资源潜力大, 技术已经成熟或接近成熟, 具有大规模开发利用的良好前景 加快发展水电 生物质能 风电和太阳能, 大力推广太阳能和地热能在建筑中的规模化应用, 降低煤炭在能源消费中的比重, 是我国可再生能源发展的首要目标 2 解决无电人口的供电问题, 改善农村生产 生活用能条件 无电人口地处偏远地区, 人口分散, 缺乏常规能源资源, 而且许多地区不适合采用常规方式建设能源基础设施, 采用可再生能源技术是解决这些无电人口供电问题的有效手段 农村人口众多, 生活用能方式落后, 影响农村居民生活水平的提高, 特别是过度利用薪柴作为生活燃料对生态破坏严重 在农村就地利用可再生能源资源, 可以实现多能互补, 显著改善农村居民的生产 生活条件, 对农村小康社会建设将起到积极的推动作用 3 清洁利用有机废弃物, 推进循环经济发展 在农作物生产及粮食加工 林业生产和木材加工 畜禽养殖 工业生产 城市生活污水 垃圾处理等过程中, 会产生大量有机废弃物 如果这些废弃物不能得到合理利用和妥善处理, 将会成为环境污染源, 对自然生态 大气环境和人体健康造成危害 利用可再生能源技术, 将这些有机废弃物转换为电力 燃气 固体成型燃料等清洁能源, 既是保护环境的重要措施, 也是充分利用废弃物 变废为宝的重要手段, 符合发展循环经济的要求 4 规模化建设带动可再生能源新技术的产业化发展 目前, 除了水电 太阳能热利用 沼气等少数可再生能源技术, 大部分可再生能源产业基础仍很薄弱, 还不具备直接参与市场竞争的能力, 因此, 现阶段可再生能源发展的一项重要任务是提高技术水平和建立完善的产业体系 2010 年之前, 在加快可再生能源技术发展, 扩大可再生能源开发利用的同时, 重点完善支持可再生能源发展的政策体系和机构能力建设, 初步建立适应可再生能源规模化发展的产业基础 从 2010 年到 2020 年期间, 要建立起完备的可再生能源产业体系, 大幅降低可再生能源开发利用成本, 为大规模开发利用打好基础 2020 年以后, 要使可再生能源技术具有明显的市场竞争力, 使可再生能源成为重要能源 ( 二 ) 具体发展目标 1 充分利用水电 沼气 太阳能热利用和地热能等技术成熟 经济性好的可再生能源, 加快推进风力发电 生物质发电 太阳能发电的产业化发展, 逐步提高优质清洁可再生能源在能源结构中的比例, 力争到 2010 年使可再生能源消费量达到能源消费总量的 10% 左右, 到 2020 年达到 15% 左右 16

20 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 2 因地制宜利用可再生能源解决偏远地区无电人口的供电问题和农村生活燃料短缺问题, 并使生态环境得到有效保护 按循环经济模式推行有机废弃物的能源化利用, 基本消除有机废弃物造成的环境污染 3 积极推进可再生能源新技术的产业化发展, 建立可再生能源技术创新体系, 形成较完善的可再生能源产业体系 到 2010 年, 基本实现以国内制造设备为主的装备能力 到 2020 年, 形成以自有知识产权为主的国内可再生能源装备能力 六 重点发展领域根据各类可再生能源的资源潜力 技术状况和市场需求情况,2010 年和 2020 年可再生能源发展重点领域如下 : ( 一 ) 水电考虑到资源分布特点 开发利用条件 经济发展水平和电力市场需求等因素, 今后水电建设的重点是金沙江 雅砻江 大渡河 澜沧江 黄河上游和怒江等重点流域, 同时, 在水能资源丰富地区, 结合农村电气化县建设和实施 小水电代燃料 工程需要, 加快开发小水电资源 到 2010 年, 全国水电装机容量达到 1.9 亿千瓦, 其中大中型水电 1.2 亿千瓦, 小水电 5000 万千瓦, 抽水蓄能电站 2000 万千瓦 ; 到 2020 年, 全国水电装机容量达到 3 亿千瓦, 其中大中型水电 2.25 亿千瓦, 小水电 7500 万千瓦 开展西藏自治区东部水电外送方案研究, 以及金沙江 澜沧江 怒江 三江 上游和雅鲁藏布江水能资源的勘查和开发利用规划, 做好水电开发的战略接替准备工作 ( 二 ) 生物质能根据我国经济社会发展需要和生物质能利用技术状况, 重点发展生物质发电 沼气 生物质固体成型燃料和生物液体燃料 到 2010 年, 生物质发电总装机容量达到 550 万千瓦, 生物质固体成型燃料年利用量达到 100 万吨, 沼气年利用量达到 190 亿立方米, 增加非粮原料燃料乙醇年利用量 200 万吨, 生物柴油年利用量达到 20 万吨 到 2020 年, 生物质发电总装机容量达到 3000 万千瓦, 生物质固体成型燃料年利用量达到 5000 万吨, 沼气年利用量达到 440 亿立方米, 生物燃料乙醇年利用量达到 1000 万吨, 生物柴油年利用量达到 200 万吨 1 生物质发电生物质发电包括农林生物质发电 垃圾发电和沼气发电, 建设重点为 : (1) 在粮食主产区建设以秸秆为燃料的生物质发电厂, 或将已有燃煤小火电机组改造为燃用秸秆的生物质发电机组 在大中型农产品加工企业 部分林区和灌木集中分布区 木材加工厂, 建设以稻壳 灌木林和木材加工剩余物为原料的生物质发电厂 在 十一五 前 3 年, 建设农业生物质发电 ( 主要以秸秆为燃料 ) 和林业生物质发电示范项目各 20 万千瓦 到 2010 年, 农林生物质发电 ( 包括蔗渣发电 ) 总装机容量达到

21 一 可再生能源相关法律法规与发展规划 万千瓦, 到 2020 年达到 2400 万千瓦 在宜林荒山 荒地 沙地开展能源林建设, 为农林生物质发电提供燃料 (2) 在规模化畜禽养殖场 工业有机废水处理和城市污水处理厂建设沼气工程, 合理配套安装沼气发电设施 在 十一五 前 3 年, 建设 100 个沼气工程及发电示范项目, 总装机容量 5 万千瓦 到 2010 年, 建成规模化畜禽养殖场沼气工程 4700 座 工业有机废水沼气工程 1600 座, 大中型沼气工程年产沼气约 40 亿立方米, 沼气发电达到 100 万千瓦 到 2020 年, 建成大型畜禽养殖场沼气工程 座 工业有机废水沼气工程 6000 座, 年产沼气约 140 亿立方米, 沼气发电达到 300 万千瓦 (3) 在经济较发达 土地资源稀缺地区建设垃圾焚烧发电厂, 重点地区为直辖市 省级城市 沿海城市 旅游风景名胜城市 主要江河和湖泊附近城市 积极推广垃圾卫生填埋技术, 在大中型垃圾填埋场建设沼气回收和发电装置 到 2010 年, 垃圾发电总装机容量达到 50 万千瓦, 到 2020 年达到 300 万千瓦 2 生物质固体成型燃料生物质固体成型燃料是指通过专门设备将生物质压缩成型的燃料, 储存 运输 使用方便, 清洁环保, 燃烧效率高, 既可作为农村居民的炊事和取暖燃料, 也可作为城市分散供热的燃料 生物质固体成型燃料的发展目标和建设重点为 : (1)2010 年前, 结合解决农村基本能源需要和改变农村用能方式, 开展 500 个生物质固体成型燃料应用示范点建设 在示范点建设生物质固体成型燃料加工厂, 就近为当地农村居民提供燃料, 富余量出售给城镇居民和工业用户 到 2010 年, 全国生物质固体成型燃料年利用量达到 100 万吨 (2) 到 2020 年, 使生物质固体成型燃料成为普遍使用的一种优质燃料 生物质固体成型燃料的生产包括两种方式 : 一种是分散方式, 在广大农村地区采用分散的小型化加工方式, 就近利用农作物秸秆, 主要用于解决农民自身用能需要, 剩余量作为商品燃料出售 ; 另一种是集中方式, 在有条件的地区, 建设大型生物质固体成型燃料加工厂, 实行规模化生产, 为大工业用户或城乡居民提供生物质商品燃料 全国生物质固体成型燃料年利用量达到 5000 万吨 3 生物质燃气充分利用沼气和农林废弃物气化技术提高农村地区生活用能的燃气比例, 并把生物质气化技术作为解决农村废弃物和工业有机废弃物环境治理的重要措施 在农村地区主要推广户用沼气 特别是与农业生产结合的沼气技术 ; 在中小城镇发展以大型畜禽养殖场沼气工程和工业废水沼气工程为气源的集中供气 到 2010 年, 约 4000 万户 ( 约 1.6 亿人 ) 农村居民生活燃料主要使用沼气, 年沼气利用量约 150 亿立方米 到 2020 年, 约 8000 万户 ( 约 3 亿人 ) 农村居民生活燃气主要使用沼气, 年沼气利用量约 300 亿立方米 4 生物液体燃料 18

22 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 生物液体燃料是重要的石油替代产品, 主要包括燃料乙醇和生物柴油 根据我国土地资源和农业生产的特点, 合理选育和科学种植能源植物, 建设规模化原料供应基地和大型生物液体燃料加工企业 不再增加以粮食为原料的燃料乙醇生产能力, 合理利用非粮生物质原料生产燃料乙醇 近期重点发展以木薯 甘薯 甜高粱等为原料的燃料乙醇技术, 以及以小桐子 黄连木 油桐 棉籽等油料作物为原料的生物柴油生产技术, 逐步建立餐饮等行业的废油回收体系 从长远考虑, 要积极发展以纤维素生物质为原料的生物液体燃料技术 在 2010 年前, 重点在东北 山东等地, 建设若干个以甜高粱为原料的燃料乙醇试点项目, 在广西 重庆 四川等地, 建设若干个以薯类作物为原料的燃料乙醇试点项目, 在四川 贵州 云南 河北等地建设若干个以小桐子 黄连木 油桐等油料植物为原料的生物柴油试点项目 到 2010 年, 增加非粮原料燃料乙醇年利用量 200 万吨, 生物柴油年利用量达到 20 万吨 到 2020 年, 生物燃料乙醇年利用量达到 1000 万吨, 生物柴油年利用量达到 200 万吨, 总计年替代约 1000 万吨成品油 ( 三 ) 风电通过大规模的风电开发和建设, 促进风电技术进步和产业发展, 实现风电设备制造国产化, 尽快使风电具有市场竞争力 在经济发达的沿海地区, 发挥其经济优势, 在 三北 ( 西北 华北北部和东北 ) 地区发挥其资源优势, 建设大型和特大型风电场, 在其他地区, 因地制宜地发展中小型风电场, 充分利用各地的风能资源 主要发展目标和建设重点如下 : (1) 到 2010 年, 全国风电总装机容量达到 500 万千瓦 重点在东部沿海和 三北 地区, 建设 30 个左右 10 万千瓦等级的大型风电项目, 形成江苏 河北 内蒙古 3 个 100 万千瓦级的风电基地 建成 1~2 个 10 万千瓦级海上风电试点项目 (2) 到 2020 年, 全国风电总装机容量达到 3000 万千瓦 在广东 福建 江苏 山东 河北 内蒙古 辽宁和吉林等具备规模化开发条件的地区, 进行集中连片开发, 建成若干个总装机容量 200 万千瓦以上的风电大省 建成新疆达坂城 甘肃玉门 苏沪沿海 内蒙古辉腾锡勒 河北张北和吉林白城等 6 个百万千瓦级大型风电基地, 并建成 100 万千瓦海上风电 ( 四 ) 太阳能 1 太阳能发电发挥太阳能光伏发电适宜分散供电的优势, 在偏远地区推广使用户用光伏发电系统或建设小型光伏电站, 解决无电人口的供电问题 在城市的建筑物和公共设施配套安装太阳能光伏发电装置, 扩大城市可再生能源的利用量, 并为太阳能光伏发电提供必要的市场规模 为促进我国太阳能发电技术的发展, 做好太阳能技术的战略储备, 建设若干个太阳能光伏发电示范电站和太阳能热发电示范电站 到 2010 年, 太阳能发电总容量达到 30 万千瓦, 到 2020 年达到 180 万千瓦 建设重点如下 : 19

23 一 可再生能源相关法律法规与发展规划 (1) 采用户用光伏发电系统或建设小型光伏电站, 解决偏远地区无电村和无电户的供电问题, 重点地区是西藏 青海 内蒙古 新疆 宁夏 甘肃 云南等省 ( 区 市 ) 建设太阳能光伏发电约 10 万千瓦, 解决约 100 万户偏远地区农牧民生活用电问题 到 2010 年, 偏远农村地区光伏发电总容量达到 15 万千瓦, 到 2020 年达到 30 万千瓦 (2) 在经济较发达 现代化水平较高的大中城市, 建设与建筑物一体化的屋顶太阳能并网光伏发电设施, 首先在公益性建筑物上应用, 然后逐渐推广到其它建筑物, 同时在道路 公园 车站等公共设施照明中推广使用光伏电源 十一五 时期, 重点在北京 上海 江苏 广东 山东等地区开展城市建筑屋顶光伏发电试点 到 2010 年, 全国建成 1000 个屋顶光伏发电项目, 总容量 5 万千瓦 到 2020 年, 全国建成 2 万个屋顶光伏发电项目, 总容量 100 万千瓦 (3) 建设较大规模的太阳能光伏电站和太阳能热发电电站 十一五 时期, 在甘肃敦煌和西藏拉萨 ( 或阿里 ) 建设大型并网型太阳能光伏电站示范项目 ; 在内蒙古 甘肃 新疆等地选择荒漠 戈壁 荒滩等空闲土地, 建设太阳能热发电示范项目 到 2010 年, 建成大型并网光伏电站总容量 2 万千瓦 太阳能热发电总容量 5 万千瓦 到 2020 年, 全国太阳能光伏电站总容量达到 20 万千瓦, 太阳能热发电总容量达到 20 万千瓦 另外, 光伏发电在通讯 气象 长距离管线 铁路 公路等领域有良好的应用前景, 预计到 2010 年, 这些商业领域的光伏应用将累计达到 3 万千瓦, 到 2020 年将达到 10 万千瓦 2 太阳能热利用在城市推广普及太阳能一体化建筑 太阳能集中供热水工程, 并建设太阳能采暖和制冷示范工程 在农村和小城镇推广户用太阳能热水器 太阳房和太阳灶 到 2010 年, 全国太阳能热水器总集热面积达到 1.5 亿平方米, 加上其它太阳能热利用, 年替代能源量达到 3000 万吨标准煤 到 2020 年, 全国太阳能热水器总集热面积达到约 3 亿平方米, 加上其它太阳能热利用, 年替代能源量达到 6000 万吨标准煤 ( 五 ) 其它可再生能源积极推进地热能和海洋能的开发利用 合理利用地热资源, 推广满足环境保护和水资源保护要求的地热供暖 供热水和地源热泵技术, 在夏热冬冷地区大力发展地源热泵, 满足冬季供热需要 在具有高温地热资源的地区发展地热发电, 研究开发深层地热发电技术 在长江流域和沿海地区发展地表水 地下水 土壤等浅层地热能进行建筑采暖 空调和生活热水供应 到 2010 年, 地热能年利用量达到 400 万吨标准煤, 到 2020 年, 地热能年利用量达到 1200 万吨标准煤 到 2020 年, 建成潮汐电站 10 万千瓦 ( 六 ) 农村可再生能源利用在农村地区开发利用可再生能源, 解决广大农村居民生活用能问题, 改善农村生产和生活条件, 保护生态环境和巩固生态建设成果, 有效提高农民收入, 促进农村经济和社会更快发展 发展重点是 : 20

24 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) (1) 解决农村无电地区的用电问题 在电网延伸供电不经济的地区, 发挥当地资源优势, 利用小水电 太阳能光伏发电和风力发电等可再生能源技术, 为农村无电人口提供基本电力供应 在小水电资源丰富地区, 优先开发建设小水电站 ( 包括微水电 ), 为约 100 万户居民供电 在缺乏小水电资源的地区, 因地制宜建设独立的小型太阳能光伏电站 风光互补电站, 推广使用小风电 户用光伏发电 风光互补发电系统, 为约 100 万户居民供电 (2) 改善农村生活用能条件 推广 小水电代燃料 户用沼气 生物质固体成型燃料 太阳能热水器等可再生能源技术, 为农村地区提供清洁的生活能源, 改善农村生活条件, 提高农民生活质量 到 2010 年, 使用清洁可再生能源的农户普及率达到 30%, 农村户用沼气达到 4000 万户, 太阳能热水器使用量达到 5000 万平方米 到 2020 年, 使用清洁可再生能源的农户普及率达到 70% 以上, 农村户用沼气达到 8000 万户, 太阳能热水器使用量达到 1 亿平方米 (3) 开展绿色能源示范县建设 在可再生能源资源丰富地区, 坚持因地制宜, 灵活多样的原则, 充分利用各种可再生能源, 积极推进绿色能源示范县建设 绿色能源县的可再生能源利用量在生活能源消费总量中要超过 50%, 各种生物质废弃物得到妥善处理和合理利用 绿色能源示范县建设要与沼气利用 生物质固体成型燃料和太阳能利用相结合 到 2010 年, 全国建成 50 个绿色能源示范县 ; 到 2020 年, 绿色能源县普及到 500 个. 七 投资估算与效益分析 ( 一 ) 投资估算要实现可再生能源发展目标, 建设资金是必要的保障条件 根据各种可再生能源的应用领域 建设规模 技术特点和发展状况, 采取国家投资和社会多元化投资相结合的方式解决可再生能源开发利用的建设资金问题 从 2006 年到 2020 年, 新增 1.9 亿千瓦水电装机, 按平均每千瓦 7000 元测算, 需要总投资约 1.3 万亿元 ; 新增 2800 万千瓦生物质发电装机, 按平均每千瓦 7000 元测算, 需要总投资约 2000 亿元 ; 新增约 2900 万千瓦风电装机, 按平均每千瓦 6500 元测算, 需要总投资约 1900 亿元 ; 新增 6200 万户农村户用沼气, 按户均投资 3000 元测算, 需要总投资约 1900 亿元 ; 新增太阳能发电约 173 万千瓦, 按每千瓦 元测算, 需要总投资约 1300 亿元 加上大中型沼气工程 太阳能热水器 地热 生物液体燃料生产和生物质固体成型燃料等, 预计实现 2020 年规划任务将需总投资约 2 万亿元 ( 二 ) 环境和社会影响水力发电 风力发电 太阳能发电 太阳能热利用不排放污染物和温室气体, 而且可显著减少煤炭消耗, 也相应减少煤炭开采的生态破坏和燃煤发电的水资源消耗 可再生能源开发利用中的工业废水 城市污水和畜禽养殖场沼气工程本身就是清洁生产的重 21

25 一 可再生能源相关法律法规与发展规划 要措施, 有利于环境保护和可持续发展 生物质发电排放的二氧化硫 氮氧化物和烟尘等污染物远少于燃煤发电, 特别是生物质从生长到燃烧总体上对环境不增加二氧化碳排放量 因此, 可再生能源开发利用可减少污染物和温室气体排放, 并减少水资源消耗和生态破坏 可再生能源开发过程对生态环境也可能产生不利影响, 水电开发对所在流域的生态环境有一定影响, 特别是会淹没部分土地, 可能改变生物生存环境, 造成泥沙淤积, 施工过程对地貌和植被有一定影响 目前, 水电施工技术和环保技术已可将不利影响减少到最小, 许多水电工程建成后可有效改善生态环境 风电建设要占用大面积的土地, 旋转的风机叶片可能影响鸟类, 在靠近居民区的地方可能产生噪音污染, 目前大多数风电场是一种新的旅游景点, 但随着风电建设规模的扩大, 可能会出现一些环境问题, 如噪音和影响自然景观等 生物质发电过程如果采取环保措施不当, 将会排放灰尘等污染物, 也要消耗水资源, 需要采取严格的环保措施 多数可再生能源技术新, 应用范围广, 涉及千家万户, 要严格安全技术标准, 普及安全常识, 保障安全生产和安全使用 可再生能源资源分布广泛, 大型水电资源集中在地理位置较为偏僻的高山峡谷地区, 大量的风能资源处于戈壁滩 大草原和沿海滩涂地区, 太阳能资源在西部地区最为丰富, 生物质能资源主要在农业大县和林区 这些地区的可再生能源开发利用可以起到促进地区经济发展 加快脱贫致富 实现均衡和谐发展的作用 可再生能源开发利用, 特别是生物质能开发利用可以促进农村经济发展 增加农民收入, 对解决 三农 问题十分有利 总体来看, 可再生能源开发利用对环境和社会的影响利大于弊, 坚持趋利避害的开发利用方针, 有利于实现可持续发展, 符合建设资源节约型 环境友好型社会及构建和谐社会的要求 ( 三 ) 效益分析 1 能源效益到 2010 年和 2020 年, 全国可再生能源开发利用量分别相当于 3 亿吨标准煤和 6 亿吨标准煤, 可显著减少煤炭消耗, 弥补天然气和石油资源的不足 初步估算, 可再生能源达到 2020 年的利用量时, 年发电量相当于替代煤炭约 6 亿吨, 沼气年利用量相当于 240 亿立方米天然气, 燃料乙醇和生物柴油年用量相当于替代石油约 1000 万吨, 太阳能和地热能的热利用相当于降低能源年需求量约 7000 万吨标准煤 可再生能源的开发利用对改善能源结构和节约能源资源将起到重大作用 2 环境效益可再生能源的开发利用将带来显著的环境效益 达到 2010 年发展目标时, 可再生能源年利用量相当于减少二氧化硫年排放量约 400 万吨, 减少氮氧化物年排放量约 150 万吨, 减少烟尘年排放量约 200 万吨, 减少二氧化碳年排放量约 6 亿吨, 年节约用水约 15 亿立方米, 可以使约 1.5 亿亩林地免遭破坏 达到 2020 年发展目标时, 可再生能源 22

26 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 年利用量相当于减少二氧化硫年排放量约 800 万吨, 减少氮氧化物年排放量约 300 万吨, 减少烟尘年排放量约 400 万吨, 减少二氧化碳年排放量约 12 亿吨, 年节约用水约 20 亿立方米, 可使约 3 亿亩林地免遭破坏 3 社会效益到 2020 年, 将利用可再生能源累计解决无电地区约 1000 万人口的基本用电问题, 改善约 1 亿户农村居民的生活用能条件 农作物秸秆和农业废弃生物质的能源利用可提高农业生产效益, 预计达到 2020 年开发利用规模时, 可增加农民年收入约 1000 亿元 农村户用沼气池和畜禽养殖场沼气工程建设将改善农村地区环境卫生, 减少畜禽粪便对河流 水源和地下水的污染 可再生能源开发利用将促进农村和县域经济发展, 提高农村能源供应等公用设施的现代化水平 能源林建设 林业生物质及木材加工废弃物的能源利用可促进植树造林和生态环境保护, 预计林业领域生物质能利用达到 2020 年目标时, 可增加林业年产值约 500 亿元 城市生活污水处理和工业生产废水处理沼气利用可促进循环经济发展 可再生能源开发利用 设备制造和相关配套产业可增加大量就业岗位, 到 2020 年, 预计可再生能源领域的从业人数将达到 200 万人 可再生能源的开发利用将节约和替代大量化石能源, 显著减少污染物和温室气体排放, 促进人与自然的协调发展, 对全面建设小康社会和社会主义新农村起到重要作用, 有力地推进经济和社会的可持续发展 八 规划实施保障措施为了确保规划目标的实现, 将采取下列措施支持可再生能源的发展 : 1 提高全社会的认识 全社会都要从战略和全局高度认识可再生能源的重要作用, 国务院各有关部门和各级政府都要认真执行 可再生能源法, 制定相关配套政策和规章, 制定可再生能源发展专项规划, 明确发展目标, 将可再生能源开发利用作为建设资源节约型 环境友好型社会的考核指标 2 建立持续稳定的市场需求 根据可再生能源发展目标要求, 按照政府引导 政策支持和市场推动相结合的原则, 通过优惠的价格政策和强制性的市场份额政策, 以及政府投资 政府特许权等措施, 培育持续稳定增长的可再生能源市场, 促进可再生能源的开发利用 技术进步和产业发展, 确保可再生能源中长期发展规划目标的实现 对非水电可再生能源发电规定强制性市场份额目标 : 到 2010 年和 2020 年, 大电网覆盖地区非水电可再生能源发电在电网总发电量中的比例分别达到 1% 和 3% 以上 ; 权益发电装机总容量超过 500 万千瓦的投资者, 所拥有的非水电可再生能源发电权益装机总容量应分别达到其权益发电装机总容量的 3% 和 8% 以上 3 改善市场环境条件 国家电网企业和石油销售企业要按照 可再生能源法 的要求, 承担收购可再生能源电力和生物液体燃料的义务 国务院能源主管部门负责组织 23

27 一 可再生能源相关法律法规与发展规划 制定各类可再生能源电力的并网运行管理规定, 电网企业要负责建设配套电力送出工程 电力调度机构要根据可再生能源发电的规律, 合理安排电力生产及运行调度, 使可再生能源资源得到充分利用 在国家指定的生物液体燃料销售区域内, 所有经营交通燃料的石油销售企业均应销售掺入规定比例生物液体燃料的汽油或柴油产品, 并尽快在全国推行乙醇汽油和生物柴油 国务院建筑行政主管部门和国家标准委组织制定建筑物太阳能利用的国家标准, 修改完善相关建筑标准 工程规范和城市建设管理规定, 为太阳能在建筑物上应用创造条件 在太阳能资源丰富 经济条件好的城镇, 要在必要的政策条件下, 强制扩大太阳能热利用技术的市场份额 4 制定电价和费用分摊政策 国务院价格主管部门根据各类可再生能源发电的技术特点和不同地区的情况, 按照有利于可再生能源发展和经济合理的原则, 制定和完善可再生能源发电项目的上网电价, 并根据可再生能源开发利用技术的发展适时调整 ; 实行招标的可再生能源发电项目的上网电价, 按照招标确定的价格执行, 并根据市场情况进行合理调整 电网企业收购可再生能源发电量所发生的费用, 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, 附加在销售电价中在全社会分摊 5 加大财政投入和税收优惠力度 中央财政根据 可再生能源法 的要求, 设立可再生能源发展专项资金, 根据可再生能源发展需要和国家财力状况确定资金规模 各级地方财政也要按照 可再生能源法 的要求, 结合本地区实际, 安排必要的财政资金支持可再生能源发展 国家运用税收政策对水能 生物质能 风能 太阳能 地热能和海洋能等可再生能源的开发利用予以支持, 对可再生能源技术研发 设备制造等给予适当的企业所得税优惠 6 加快技术进步及产业发展 整合现有可再生能源技术资源, 完善技术和产业服务体系, 加快人才培养, 全面提高可再生能源技术创新能力和服务水平, 促进可再生能源技术进步和产业发展 将可再生能源的科学研究 技术开发及产业化纳入国家各类科技发展规划, 在高技术产业化和重大装备扶持项目中安排可再生能源专项, 支持国内研究机构和企业在可再生能源核心技术方面提高创新能力, 在引进国外先进技术基础上, 加强消化吸收和再创造, 尽快形成自主创新能力 力争到 2010 年基本形成可再生能源技术和产业体系, 形成以国内制造设备为主的装备能力 到 2020 年, 建立起完善的可再生能源技术和产业体系, 形成以自有知识产权为主的可再生能源装备能力, 满足可再生能源大规模开发利用的需要 24

28 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 1.3 可再生能源发电全额保障性收购管理办法 ( 发改能源 号 ) 国家发展改革委关于印发 可再生能源发电全额保障性收购管理办法 的通知 发改能源 号各省 自治区 直辖市 新疆生产建设兵团发展改革委 ( 能源局 ) 经信委( 工信委 工信厅 ), 国家能源局各派出机构, 国家电网公司 南方电网公司 内蒙古电力 ( 集团 ) 有限责任公司, 华能 大唐 华电 国电 国电投 神华 三峡 华润 中核 中广核 中国节能集团公司 : 为贯彻落实 中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见 ( 中发 号 ) 及相关配套文件要求, 根据 可再生能源法, 我们编制了 可再生能源发电全额保障性收购管理办法, 现印发你们, 请按照执行 附件 : 可再生能源发电全额保障性收购管理办法国家发展改革委 2016 年 3 月 24 日 25

29 一 可再生能源相关法律法规与发展规划 附件 : 可再生能源发电全额保障性收购管理办法 第一章总则第一条为贯彻落实 中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见 ( 中发 号 ) 及相关配套文件的有关要求, 加强可再生能源发电全额保障性收购管理, 保障非化石能源消费比重目标的实现, 推动能源生产和消费革命, 根据 中华人民共和国可再生能源法 等法律法规, 制定本办法 第二条本办法适用于风力发电 太阳能发电 生物质能发电 地热能发电 海洋能发电等非水可再生能源 水力发电参照执行 第二章全额保障性收购第三条可再生能源发电全额保障性收购是指电网企业 ( 含电力调度机构 ) 根据国家确定的上网标杆电价和保障性收购利用小时数, 结合市场竞争机制, 通过落实优先发电制度, 在确保供电安全的前提下, 全额收购规划范围内的可再生能源发电项目的上网电量 水力发电根据国家确定的上网标杆电价 ( 或核定的电站上网电价 ) 和设计平均利用小时数, 通过落实长期购售电协议 优先安排年度发电计划和参与现货市场交易等多种形式, 落实优先发电制度和全额保障性收购 根据水电特点, 为促进新能源消纳和优化系统运行, 水力发电中的调峰机组和大型机组享有靠前优先顺序 第四条各电网企业和其他供电主体 ( 以下简称电网企业 ) 承担其电网覆盖范围内, 按照可再生能源开发利用规划建设 依法取得行政许可或者报送备案 符合并网技术标准的可再生能源发电项目全额保障性收购的实施责任 第五条可再生能源并网发电项目年发电量分为保障性收购电量部分和市场交易电量部分 其中, 保障性收购电量部分通过优先安排年度发电计划 与电网公司签订优先发电合同 ( 实物合同或差价合同 ) 保障全额按标杆上网电价收购 ; 市场交易电量部分由可再生能源发电企业通过参与市场竞争方式获得发电合同, 电网企业按照优先调度原则执行发电合同 第六条国务院能源主管部门会同经济运行主管部门对可再生能源发电受限地区, 根据电网输送和系统消纳能力, 按照各类标杆电价覆盖区域, 参考准许成本加合理收益, 核定各类可再生能源并网发电项目保障性收购年利用小时数并予以公布, 并根据产业发展情况和可再生能源装机投产情况对各地区各类可再生能源发电保障性收购年利用小时数适时进行调整 地方有关主管部门负责在具体工作中落实该小时数, 可再生能源并网发电项目根据该小时数和装机容量确定保障性收购年上网电量 第七条不存在限制可再生能源发电情况的地区, 电网企业应根据其资源条件 26

30 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 保障可再生能源并网发电项目发电量全额收购 第八条生物质能 地热能 海洋能发电以及分布式光伏发电项目暂时不参与市场竞争, 上网电量由电网企业全额收购 ; 各类特许权项目 示范项目按特许权协议或技术方案明确的利用小时数确定保障性收购年利用小时数 第九条保障性收购电量范围内, 受非系统安全因素影响, 非可再生能源发电挤占消纳空间和输电通道导致的可再生能源并网发电项目限发电量视为优先发电合同转让至系统内优先级较低的其他机组, 由相应机组按影响大小承担对可再生能源并网发电项目的补偿费用, 并做好与可再生能源调峰机组优先发电的衔接 计入补偿的限发电量最大不超过保障性收购电量与可再生能源实际发电量的差值 保障性收购电量范围内的可再生能源优先发电合同不得主动通过市场交易转让 因并网线路故障 ( 超出设计标准的自然灾害等不可抗力造成的故障除外 ) 非计划检修导致的可再生能源并网发电项目限发电量由电网企业承担补偿 由于可再生能源资源条件造成实际发电量达不到保障发电量以及因自身设备故障 检修等原因造成的可再生能源并网发电项目发电量损失由可再生能源发电项目自行承担, 不予补偿 可再生能源发电由于自身原因, 造成不能履行的发电量应采用市场竞争的方式由各类机组竞价执行 可再生能源并网发电项目保障性收购电量范围内的限电补偿费用标准按项目所在地对应的最新可再生能源上网标杆电价或核定电价执行 第十条电网企业协助电力交易机构 ( 未设立交易机构地区由电网企业负责 ) 负责根据限发时段电网实际运行情况, 参照调度优先级由低到高顺序确定承担可再生能源并网发电项目限发电量补偿费用的机组范围 ( 含自备电厂 ), 并根据相应机组实际发电量大小分摊补偿费用 保障性收购电量范围内限发电量及补偿费用分摊情况按月统计报送国务院能源主管部门派出机构和省级经济运行主管部门备案, 限发电量补偿分摊可根据实际发电情况在月度间滚动调整, 并按年度结算相关费用 第十一条鼓励超出保障性收购电量范围的可再生能源发电量参与各种形式的电力市场交易, 充分发挥可再生能源电力边际成本低的优势, 通过市场竞争的方式实现优先发电, 促进可再生能源电力多发满发 对已建立电力现货市场交易机制的地区, 鼓励可再生能源发电参与现货市场和中长期电力合约交易, 优先发电合同逐步按现货交易及相关市场规则以市场化方式实现 ; 参与市场交易的可再生能源发电量按照项目所在地的补贴标准享受可再生能源电价补贴 第三章保障措施第十二条国务院能源主管部门按照全国可再生能源开发利用规划, 确定在规划期内应当达到的可再生能源发电量占全部发电量的比重 省级能源主管部门会同经济运行主管部门指导电网企业制定落实可再生能源发电量比重目标的措施, 并在 27

31 一 可再生能源相关法律法规与发展规划 年度发电计划和调度运行方式安排中予以落实 第十三条省级经济运行主管部门在制定发电量计划时, 严格落实可再生能源优先发电制度, 使可再生能源并网发电项目保障性收购电量部分通过充分安排优先发电并严格执行予以保障 发电计划须预留年内计划投产可再生能源并网发电项目的发电计划空间, 在年度建设规模内的当年新投产项目按投产时间占全年比重确定保障性收购年利用小时数 第十四条电网企业应按照本办法与可再生能源并网发电项目企业在每年第四季度签订可再生能源优先发电合同 第十五条电网企业应按照节能低碳电力调度原则, 依据有关部门制定的市场规则, 优先执行可再生能源发电计划和可再生能源电力交易合同, 保障风能 太阳能 生物质能等可再生能源发电享有最高优先调度等级, 不得要求可再生能源项目向优先级较低的发电项目支付费用的方式实现优先发电 电网企业应与可再生能源发电企业在共同做好可再生能源功率预测预报的基础上, 将发电计划和合同分解到月 周 日 小时等时段, 优先安排可再生能源发电 第十六条电网企业应建立完善适应高比例可再生能源并网的调度运行机制, 充分挖掘系统调峰潜力, 科学安排机组组合, 合理调整旋转备用容量, 逐步改变按省平衡的调度方式, 扩大调度平衡范围 各省 ( 区 市 ) 有关部门和省级电网企业应积极配合, 促进可再生能源跨省跨区交易, 合理扩大可再生能源电力消纳范围 第十七条风电 太阳能发电等可再生能源发电企业应配合电网企业加强功率预测预报工作, 提高短期和中长期预测水平, 按相关规定向电网企业或电力交易机构提交预报结果, 由电网企业统筹确定网内可再生能源发电预测曲线, 确保保障性收购电量的分解落实, 并促进市场交易电量部分多发满发 可再生能源发电企业应按有关规定参与辅助服务费用分摊 第十八条建立供需互动的需求侧响应机制, 形成用户参与辅助服务分担共享机制 鼓励通过价格手段引导电力用户优化用电负荷特性, 实现负荷移峰填谷 鼓励用户参与调峰调频等辅助服务, 提高系统的灵活性和可再生能源消纳能力 第四章监督管理第十九条国务院能源主管部门及派出机构履行可再生能源发电全额保障性收购的监管责任 第二十条国务院能源主管部门派出机构应会同省级经济运行主管部门, 根据本办法, 结合本地实际情况, 制定实施细则, 报国家发展改革委 国家能源局同意后实施 第二十一条国务院能源主管部门派出机构会同省级能源主管部门和经济运行主管部门负责对电网企业与可再生能源并网发电项目企业签订优先发电合同情况和执行情况进行监管 28

32 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 第二十二条可再生能源并网发电项目限发电量由电网企业和可再生能源发电企业协助电力交易机构按国家有关规定的进行计算统计 对于可再生能源并网发电项目限发电量及补偿费用分摊存在异议的, 可由国务院能源主管部门派出机构会同省级经济运行主管部门协调 第二十三条对于发生限制可再生能源发电的情况, 电网企业应及时分析原因, 并保留相关运行数据, 以备监管机构检查 相关情况由国务院能源主管部门及派出机构定期向社会公布 第五章附则第二十四条本办法由国家发展改革委 国家能源局负责解释, 并根据电力体制改革和电力市场建设情况适时修订 第二十五条本办法自发布之日起施行 29

33 一 可再生能源相关法律法规与发展规划 1.4 可再生能源发展 十三五 规划 ( 发改能源 号 ) 国家发展改革委关于印发 可再生能源发展 十三五 规划 的通知发改能源 号 各省 自治区 直辖市, 新疆生产建设兵团发展改革委 ( 能源局 ) 各派出机构 有关 中央企业, 各可再生能源学会 协会 : 为实现 2020 年非化石能源占一次能源消费比重 15% 的目标, 加快建立清洁低碳 安全高效的现代能源体系, 促进可再生能源产业持续健康发展, 按照 可再生能源法 要求, 根据 中华人民共和国国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要 和 能源发 展 十三五 规划, 我们制定了 可再生能源发展 十三五 规划, 现印发你们, 请按照 执行 附件 : 可再生能源发展 十三五 规划 国家发展改革委 2016 年 12 月 10 日 30

34 附件 可再生能源发展 十三五 规划 ( 公开发布版 ) 国家发展改革委 二〇一六年十二月

35 目 录 前 言...iii 一 发展基础和形势...1 ( 一 ) 国际形势... 1 ( 二 ) 国内形势... 2 二 指导思想和基本原则...6 ( 一 ) 指导思想... 6 ( 二 ) 基本原则... 7 三 发展目标... 8 四 主要任务 ( 一 ) 积极稳妥发展水电...10 ( 二 ) 全面协调推进风电开发...15 ( 三 ) 推动太阳能多元化利用...17 ( 四 ) 加快发展生物质能...20 ( 五 ) 加快地热能开发利用...22 ( 六 ) 推进海洋能发电技术示范应用...23 ( 七 ) 推动储能技术示范应用...24 ( 八 ) 加强可再生能源产业国际合作...25 五 优化资源配置...26 ( 一 ) 有序推进大型可再生能源基地建设 ( 二 ) 加强京津冀及周边地区可再生能源协同发展 i

36 ( 三 ) 开展水风光互补基地示范...28 ( 四 ) 论证风光热综合新能源基地规划 六 创新发展方式...30 ( 一 ) 可再生能源供热示范工程...30 ( 二 ) 区域能源转型示范工程...31 ( 三 ) 新能源微电网应用示范工程...32 七 完善产业体系...33 ( 一 ) 加强可再生能源资源勘查工作...33 ( 二 ) 加快推动可再生能源技术创新...34 ( 三 ) 建立可再生能源质量监督管理体系 ( 四 ) 提高可再生能源运行管理的技术水平 ( 五 ) 完善可再生能源标准检测认证体系 ( 六 ) 提升可再生能源信息化管理水平 八 保障措施 ( 一 ) 建立可再生能源开发利用目标导向的管理体系...36 ( 二 ) 贯彻落实可再生能源发电全额保障性收购制度...37 ( 三 ) 建立可再生能源绿色证书交易机制 ( 四 ) 加强可再生能源监管工作...38 九 投资估算和环境社会影响分析...39 ( 一 ) 投资情况 ( 二 ) 环境社会影响分析...39 ii

37 前 言 可再生能源是能源供应体系的重要组成部分 目前, 全球可再生能源开发利用规模不断扩大, 应用成本快速下降, 发展可再生能源已成为许多国家推进能源转型的核心内容和应对气候变化的重要途径, 也是我国推进能源生产和消费革命 推动能源转型的重要措施 十二五 期间, 我国可再生能源发展迅速, 为我国能源结构调整做出了重要贡献 十三五 时期是我国全面建成小康社会的决胜阶段, 也是全面深化改革的攻坚期, 更是落实习近平总书记提出的 四个革命 一个合作 能源发展战略的关键时期 为实现 2020 年和 2030 年非化石能源分别占一次能源消费比重 15% 和 20% 的目标, 加快建立清洁低碳的现代能源体系, 促进可再生能源产业持续健康发展, 按照 可再生能源法 要求, 根据 中华人民共和国国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要 和 能源发展 十三五 规划, 制定 可再生能源发展 十三五 规划 ( 以下简称 规划 ) 规划 包括了水能 风能 太阳能 生物质能 地热能和海洋能, 明确了 2016 年至 2020 年我国可再生能源发展的指导思想 基本原则 发展目标 主要任务 优化资源配置 创新发展方式 完善产业体系及保障措施, 是 十三五 时期我国可再生能源发展的重要指南 iii

38 一 发展基础和形势 ( 一 ) 国际形势随着国际社会对保障能源安全 保护生态环境 应对气候变化等问题日益重视, 加快开发利用可再生能源已成为世界各国的普遍共识和一致行动, 国际可再生能源发展呈现出以下几个趋势 : 一是可再生能源已成为全球能源转型及实现应对气候变化目标的重大战略举措 全球能源转型的基本趋势是实现化石能源体系向低碳能源体系的转变, 最终进入以可再生能源为主的可持续能源时代 为此, 许多国家提出了以发展可再生能源为核心内容的能源转型战略, 联合国政府间气候变化专家委员会 (IPCC) 国际能源署 (IEA) 和国际可再生能源署 (IRENA) 等机构的报告均指出, 可再生能源是实现应对气候变化目标的重要措施 90% 以上的联合国气候变化 巴黎协定 签约国都设定了可再生能源发展目标 欧盟以及美国 日本 英国等发达国家都把发展可再生能源作为温室气体减排的重要措施 二是可再生能源已在一些国家发挥重要替代作用 近年来, 欧美等国每年 60% 以上的新增发电装机来自可再生能源 2015 年, 全球可再生能源发电新增装机容量首次超过常规能源发电装机容量, 表明全球电力系统建设正在发生结构 1

39 性转变 特别是德国等国家可再生能源已逐步成为主流能源, 并成为这些国家能源转型 低碳发展的重要组成部分 美国可再生能源占全部发电量的比重也逐年提高, 印度 巴西 南非以及沙特等国家也都在大力建设可再生能源发电项目 三是可再生能源的经济性已得到显著提升 随着可再生能源技术的进步及应用规模的扩大, 可再生能源发电的成本显著降低 风电设备和光伏组件价格近五年分别下降了约 20% 和 60% 南美 非洲和中东一些国家的风电 光伏项目招标电价与传统化石能源发电相比已具备竞争力, 美国风电长期购电协议价格已与化石能源发电达到同等水平, 德国新增的新能源电力已经基本实现与传统能源平价, 可再生能源发电的补贴强度持续下降, 经济竞争能力明显增强 四是可再生能源已成为全球具有战略性的新兴产业 许多国家都将可再生能源作为新一代能源技术的战略制高点和经济发展的重要新领域, 投入大量资金支持可再生能源技术研发和产业发展 可再生能源产业的国际竞争加剧, 围绕相关技术和产品的国际贸易摩擦不断增多 可再生能源已成为国际竞争的重要新领域, 是许多国家新一代制造技术的代表性产业 ( 二 ) 国内形势 2

40 1 发展基础 十二五 期间, 我国可再生能源产业开始全面规模化发展, 进入了大范围增量替代和区域性存量替代的发展阶段 一是可再生能源在推动能源结构调整方面的作用不断增强 2015 年, 我国商品化可再生能源利用量为 4.36 亿吨标准煤, 占一次能源消费总量的 10.1%; 如将太阳能热利用等非商品化可再生能源考虑在内, 全部可再生能源年利用量达到 5.0 亿吨标准煤 ; 计入核电的贡献, 全部非化石能源利用量占到一次能源消费总量 12%, 比 2010 年提高 2.6 个百分点 到 2015 年底, 全国水电装机为 3.2 亿千瓦, 风电 光伏并网装机分别为 1.29 亿千瓦 4318 万千瓦, 太阳能热利用面积超过 4.0 亿平方米, 应用规模都位居全球首位 全部可再生能源发电量 1.38 万亿千瓦时, 约占全社会用电量的 25%, 其中非水可再生能源发电量占 5% 生物质能继续向多元化发展, 各类生物质能年利用量约 3500 万吨标准煤 二是可再生能源技术装备水平显著提升 随着开发利用规模逐步扩大, 我国已逐步从可再生能源利用大国向可再生能源技术产业强国迈进 我国已具备成熟的大型水电设计 施工和管理运行能力, 自主制造投运了单机容量 80 万千瓦的混流式水轮发电机组, 掌握了 500 米级水头 35 万千瓦级抽水蓄能机组成套设备制造技术 风电制造业集中度显著提高, 整机制造企业由 十二五 初期的 80 多家逐步减少至 20 3

41 多家 风电技术水平明显提升, 关键零部件基本国产化,5-6 兆瓦大型风电设备已经试运行, 特别是低风速风电技术取得突破性进展, 并广泛应用于中东部和南方地区 光伏电池技术创新能力大幅提升, 创造了晶硅等新型电池技术转换效率的世界纪录 建立了具有国际竞争力的光伏发电全产业链, 突破了多晶硅生产技术封锁, 多晶硅产量已占全球总产量的 40% 左右, 光伏组件产量达到全球总产量的 70% 左右 技术进步及生产规模扩大使 十二五 时期光伏组件价格下降了 60% 以上, 显著提高了光伏发电的经济性 各类生物质能 地热能 海洋能和可再生能源配套储能技术也有了长足进步 三是可再生能源发展支持政策体系逐步完善 十二五 期间, 我国陆续出台了光伏发电 垃圾焚烧发电 海上风电电价政策, 并根据技术进步和成本下降情况适时调整了陆上风电和光伏发电上网电价, 明确了分布式光伏发电补贴政策, 公布了太阳能热发电示范电站电价, 完善了可再生能源发电并网管理体系 根据 可再生能源法 要求, 结合行业发展需要三次调整了可再生能源电价附加征收标准, 扩大了支持可再生能源发展的资金规模, 完善了资金征收和发放管理流程 建立完善了可再生能源标准体系, 产品检测和认证能力不断增强, 可再生能源设备质量稳步提高, 有效促进了各类可再生能源发展 4

42 专栏 1 十二五 期末可再生能源主要发展指标 内容 2010 年 十二五 预期目标 2015 年 年均增长 (%) 一 发电 1 水电( 万千瓦 ) 21,606 29, % 2 并网风电( 万千瓦 ) 3,100 10,000 12, % 3 光伏发电( 万千瓦 ) % 4 各类生物质发电( 万千瓦 ) % 二 供气沼气 ( 亿立方米 ) % 三 供热 1 太阳能热水器( 万平方米 ) 16,800 40,000 44, % 2 地热等( 万吨标准煤 / 年 ) % 四 燃料 1 生物成型燃料( 万吨 ) 燃料乙醇( 万吨 ) % 3 生物柴油( 万吨 ) % 总利用量 ( 万吨标准煤 / 年 ) 28,600 47,800 51, % 2 面临的形势与挑战随着可再生能源技术进步和产业化步伐的加快, 我国可再生能源已具备规模化开发应用的产业基础, 展现出良好的发展前景, 但也面临着体制机制方面的明显制约, 主要表现在 : 一是现有的电力运行机制不适应可再生能源规模化发展需要 以传统能源为主的电力系统尚不能完全满足风电 光伏发电等波动性可再生能源的并网运行要求 电力市场机制与价格机制不够完善, 电力系统的灵活性未能充分发挥, 5

43 可再生能源与其它电源协调发展的技术管理体系尚未建立, 可再生能源发电大规模并网仍存在技术障碍, 可再生能源电力的全额保障性收购政策难以有效落实, 弃水 弃风 弃光现象严重 二是可再生能源对政策的依赖度较高 目前, 风电 太阳能发电 生物质能发电等的发电成本相对于传统化石能源仍偏高, 度电补贴强度较高, 补贴资金缺口较大, 仍需要通过促进技术进步和建立良好的市场竞争机制进一步降低发电成本 可再生能源整体对政策扶持的依赖度较高, 受政策调整的影响较大, 可再生能源产业的可持续发展受到限制 此外, 全国碳排放市场尚未建立, 目前的能源价格和税收制度尚不能反映各类能源的生态环境成本, 没有为可再生能源发展建立公平的市场竞争环境 三是可再生能源未能得到有效利用 虽然可再生能源装机特别是新能源发电装机逐年快速增长, 但是各市场主体在可再生能源利用方面的责任和义务不明确, 利用效率不高, 重建设 轻利用 的情况较为突出, 供给与需求不平衡 不协调, 致使可再生能源可持续发展的潜力未能充分挖掘, 可再生能源占一次能源消费的比重与先进国家相比仍较低 二 指导思想和基本原则 ( 一 ) 指导思想 6

44 全面贯彻党的十八大和十八届三中 四中 五中 六中全会精神, 坚持创新 协调 绿色 开放 共享的发展理念, 遵循能源发展 四个革命 一个合作 的战略方向, 坚持清洁低碳 安全高效的发展方针, 顺应全球能源转型大趋势, 完善促进可再生能源产业发展的政策体系, 统筹各类可再生能源协调发展, 切实缓解弃水弃风弃光问题, 加快推动可再生能源分布式应用, 大幅增加可再生能源在能源生产和消费中的比重, 加速对化石能源的替代, 在规模化发展中加速技术进步和产业升级, 促进可再生能源布局优化和提质增效, 加快推动我国能源体系向清洁低碳模式转变 ( 二 ) 基本原则 1 坚持目标管控, 促进结构优化 把扩大可再生能源的利用规模 提高可再生能源在能源消费中的比重作为各地区能源发展的重要约束性指标, 形成优先开发利用可再生能源的能源发展共识, 积极推动各类可再生能源多元发展 2 坚持市场主导, 完善政策机制 充分发挥市场配置资源的决定性作用, 鼓励以竞争性方式配置资源, 加快成本降低, 实施强制性的市场份额及可再生能源电力绿色证书制度, 逐步减少新能源发电的补贴强度, 落实可再生能源发电全额保障性收购制度, 提升可再生能源电力消纳水平 3 坚持创新引领, 推动转型升级 把加快技术进步和 7

45 提高产业创新能力作为引导可再生能源发展的主要方向, 通过严格可再生能源产品市场准入标准, 促进先进技术进入市场, 完善和升级产业链, 逐步建立良性竞争市场, 淘汰落后产能, 不断提高可再生能源的经济性和市场竞争力 4 坚持扩大交流, 促进国际合作 积极参与国际政策对话和技术交流, 充分利用国际 国内市场和资源, 吸引全球技术 资金 开发经验等优势资源, 鼓励企业由单纯设备出口或投资项目转向国际化综合服务, 积极参与全球能源治理和产业资源整合 三 发展目标 为实现 年非化石能源占一次能源消费比重分别达到 15% 20% 的能源发展战略目标, 进一步促进可再生能源开发利用, 加快对化石能源的替代进程, 改善可再生能源经济性, 提出主要指标如下 : 1 可再生能源总量指标 到 2020 年, 全部可再生能源年利用量 7.3 亿吨标准煤 其中, 商品化可再生能源利用量 5.8 亿吨标准煤 2 可再生能源发电指标 到 2020 年, 全部可再生能源发电装机 6.8 亿千瓦, 发电量 1.9 万亿千瓦时, 占全部发电量的 27% 3 可再生能源供热和燃料利用指标 到 2020 年, 各类 8

46 可再生能源供热和民用燃料总计约替代化石能源 1.5 亿吨标准煤 4 可再生能源经济性指标 到 2020 年, 风电项目电价可与当地燃煤发电同平台竞争, 光伏项目电价可与电网销售电价相当 5 可再生能源并网运行和消纳指标 结合电力市场化改革, 到 2020 年, 基本解决水电弃水问题, 限电地区的风电 太阳能发电年度利用小时数全面达到全额保障性收购的要求 6 可再生能源指标考核约束机制指标 建立各省( 自治区 直辖市 ) 一次能源消费总量中可再生能源比重及全社会用电量中消纳可再生能源电力比重的指标管理体系 到 2020 年, 各发电企业的非水电可再生能源发电量与燃煤发电量的比重应显著提高 专栏 年可再生能源开发利用主要指标 内容 利用规模年产能量折标煤 数量单位数量单位 万吨 / 年 一 发电 67,500 19,045 56,188 1 水电( 不含抽水蓄能 ) 34,000 12,500 36,875 2 并网风电 ,200 12,390 万千瓦亿千瓦时 3 光伏发电 ,245 3,673 4 太阳能热发电 生物质发电 1, ,660 二 生物天然气 80 亿立方米 960 三 供热 15,100 1 太阳能热水器 80,000 9,600 万 m 2 2 地热能热利用 160,000 4,000 3 生物质能供热( 万吨 ) 1,500 9

47 四 生物液体燃料 生物燃料乙醇 400 万吨 生物柴油 200 万吨 300 可再生能源合计 72,928 商品化可再生能源合计 57,828 注 : 商品化可再生能源包含发电 生物天然气和燃料三类 四 主要任务 十三五 时期, 要通过不断完善可再生能源扶持政策, 创新可再生能源发展方式和优化发展布局, 加快促进可再生能源技术进步和成本降低, 进一步扩大可再生能源应用规模, 提高可再生能源在能源消费中的比重, 推动我国能源结构优化升级 ( 一 ) 积极稳妥发展水电积极推进水电发展理念创新, 坚持开发与保护 建设与管理并重, 不断完善水能资源评价, 加快推进水电规划研究论证, 统筹水电开发进度与电力市场发展, 以西南地区主要河流为重点, 积极有序推进大型水电基地建设, 合理优化控制中小流域开发, 确保水电有序建设 有效消纳 统筹规划, 合理布局, 加快抽水蓄能电站建设 1 积极推进大型水电基地建设 在做好环境保护 移民安置工作和统筹电力市场的基础上, 继续做好金沙江中下游 雅砻江 大渡河等水电基地建设工作 ; 适应能源转型发展需要, 优化开发黄河上游水电基地 到 2020 年, 基本建成长江 10

48 上游 黄河上游 乌江 南盘江红水河 雅砻江 大渡河六大水电基地, 总规模超过 1 亿千瓦 积极推进金沙江上游等水电基地开发, 着力打造藏东南 西电东送 接续基地 十三五 期间, 新增投产常规水电 4000 万千瓦, 新开工常规水电 6000 万千瓦 加快推进雅砻江两河口 大渡河双江口等调节性能好的控制性水库建设, 加快金沙江中游龙头水库研究论证, 积极推进龙盘水电站建设, 提高流域水电质量和开发效益 统筹协调水电开发和电网建设, 加快推动配套送出工程建设, 完善水电市场消纳协调机制, 促进水能资源跨区优化配置, 着力解决水电弃水问题 专栏 3 十三五 常规水电重点项目 序号 河流 重点开工项目 加快推进项目 1 金沙江 白鹤滩 叶巴滩 拉哇 巴塘 昌波 波罗 岗托 旭龙 奔子金沙栏 龙盘 银江等 2 雅砻江 牙根一级 孟底沟 卡拉 牙根二级 楞古等 3 大渡河 金川 巴底 硬梁包 枕头坝二级 沙坪一级 安宁 丹巴等 4 黄河 玛尔挡 羊曲 茨哈峡 宁木特等 5 其他 林芝 白马 阿青 忠玉 康工 扎拉等 2 转变观念优化控制中小流域开发 落实生态文明建设要求, 统筹全流域 干支流开发与保护工作, 按照流域内干流开发优先 支流保护优先的原则, 严格控制中小流域 中小水电开发, 保留流域必要生境, 维护流域生态健康 水能资源丰富 开发潜力大的西部地区重点开发资源集中 环境 11

49 影响较小的大型河流 重点河段和重大水电基地, 严格控制中小水电开发 ; 开发程度较高的东 中部地区原则上不再开发中小水电 弃水严重的四川 云南两省, 除水电扶贫工程外, 十三五 暂停小水电和无调节性能的中型水电开发 加强总结中小流域梯级水电站建设管理经验, 开展水电开发后评价工作, 推行中小流域生态修复 支持边远缺电离网地区因地制宜 合理适度开发小水电, 重点扶持西藏自治区, 四川 云南 青海 甘肃四省藏区和少数民族贫困地区小水电扶贫开发工作 十三五 期间, 全国规划新开工小水电 500 万千瓦左右 3 加快抽水蓄能发展 坚持 统筹规划 合理布局 的原则, 根据各地区核电和新能源开发 区域间电力输送情况及电网安全稳定运行要求, 加快抽水蓄能电站建设 抓紧落实规划站点建设条件, 加快开工建设一批距离负荷中心近 促进新能源消纳 受端电源支撑的抽水蓄能电站 十三五 期间新开工抽水蓄能电站约 6000 万千瓦, 抽水蓄能电站装机达到 4000 万千瓦 做好抽水蓄能规划滚动调整工作, 统筹考虑区域电力系统调峰填谷需要 安全稳定运行要求和站址建设条件, 开展部分地区抽水蓄能选点规划启动 调整工作, 充分论证系统需求, 优选确定规划站点 根据发展需要, 适时启动新一轮的全国抽水蓄能规划工作 加强关键技术研究, 推动建设海水抽水蓄能电站示范项目 积极推进抽水蓄能电站 12

50 建设主体多元化, 鼓励社会资本投资, 加快建立以招标方式确定业主的市场机制 进一步完善抽水蓄能电站运营管理体制和电价形成机制, 加快建立抽水蓄能电站辅助服务市场 研究探索抽水蓄能与核能 风能 太阳能等新能源一体化建设运营管理的新模式 新机制 专栏 4 十三五 抽水蓄能电站重点开工项目 所在区域省份项目名称总装机容量 ( 万千瓦 ) 辽宁清原 庄河 兴城 380 东北电网 黑龙江尚志 五常 220 吉林蛟河 桦甸 240 内蒙古 ( 东部 ) 芝瑞 120 江苏句容 连云港 255 华东电网 浙江宁海 缙云 磐安 衢江 540 福建厦门 周宁 永泰 云霄 560 安徽桐城 宁国 240 河北抚宁 易县 尚义 360 华北电网 山东莱芜 潍坊 泰安二期 380 山西垣曲 浑源 240 内蒙古 ( 西部 ) 美岱 乌海 240 河南 大鱼沟 花园沟 宝泉二期 五岳 480 江西洪屏二期 奉新 240 华中电网 湖北大幕山 上进山 240 湖南安化 平江 260 重庆栗子湾 120 西北电网 新疆阜康 哈密天山 240 陕西镇安

51 宁夏牛首山 80 甘肃昌马 120 南方电网 广东新会 120 海南三亚 60 总计 积极完善水电运行管理机制 研究流域梯级电站水库综合管理体制, 建立电站运行协调机制 开展流域综合监测工作, 建立流域综合监测平台, 构建全流域全过程的实时监测 巡视检查 信息共享 监督管理体系 研究流域梯级联合调度体制机制, 统筹考虑综合利用需求, 优化水电站运行调度 制定梯级水电站联合优化调度运行规程和技术标准, 推动主要流域全面实现梯级联合调度 探索各大流域按照现代企业制度组建统一规范的流域公司, 逐步推动建立流域统一电价模式和运营管理机制, 充分发挥流域梯级水电开发的整体效益 深化抽水蓄能电站作用 效益形成机制及与新能源电站联合优化运行方案和补偿机制研究, 实行区域电网内统一优化调度, 建立运行考核机制, 确保抽水蓄能电站充分发挥功能效用 5 推动水电开发扶贫工作 贯彻落实中央关于发展生产脱贫一批的精神, 积极发挥当地资源优势, 充分尊重地方和移民意愿, 科学谋划, 加快推进贫困地区水电重大项目建设, 更好地将资源优势转变为经济优势和扶贫优势 进一步完善水电开发移民政策, 理顺移民工作体制机制, 加强移民社会 14

52 管理, 提升移民安置质量 探索贫困地区水电开发资产收益扶贫制度, 建立完善水电开发群众共享利益机制和资源开发收益分配政策, 将从发电中提取的资金优先用于本水库移民和库区后续发展, 增加贫困地区年度发电指标, 提高贫困地区水电工程留成电量比例 研究完善水电开发财政税收政策, 探索资产收益扶贫, 让当地和群众从能源资源开发中更多地受益 ( 二 ) 全面协调推进风电开发按照 统筹规划 集散并举 陆海齐进 有效利用 的原则, 严格开发建设与市场消纳相统筹, 着力推进风电的就地开发和高效利用, 积极支持中东部分散风能资源的开发, 在消纳市场 送出条件有保障的前提下, 有序推进大型风电基地建设, 积极稳妥开展海上风电开发建设, 完善产业服务体系 到 2020 年底, 全国风电并网装机确保达到 2.1 亿千瓦以上 1 加快开发中东部和南方地区风电 加强中东部和南方地区风能资源勘查, 提高低风速风电机组技术和微观选址水平, 做好环境保护 水土保持和植被恢复等工作, 全面推进中东部和南方地区风能资源的开发利用 结合电网布局和农村电网改造升级, 完善分散式风电的技术标准和并网服务体系, 考虑资源 土地 交通运输以及施工安装等建设条件, 15

53 按照 因地制宜 就近接入 的原则, 推动分散式风电建设 到 2020 年, 中东部和南方地区陆上风电装机规模达到 7000 万千瓦, 江苏省 河南省 湖北省 湖南省 四川省 贵州省等地区风电装机规模均达到 500 万千瓦以上 2 有序建设 三北 大型风电基地 在充分挖掘本地风电消纳能力的基础上, 借助 三北 地区已开工建设和明确规划的特高压跨省区输电通道, 按照 多能互补 协调运行 的原则, 统筹风 光 水 火等各类电源, 在落实消纳市场的前提下, 最大限度地输送可再生能源, 扩大风能资源的配置范围, 促进风电消纳 在解决现有弃风问题的基础上, 结合电力供需变化趋势, 逐步扩大 三北 地区风电开发规模, 推动 三北 地区风电规模化开发和高效利用 到 2020 年, 三北 地区风电装机规模确保 1.35 亿千瓦以上, 其中本地消纳新增规模约 3500 万千瓦 另外, 利用跨省跨区通道消纳风电容量 4000 万千瓦 ( 含存量项目 ) 3 积极稳妥推进海上风电开发 开展海上风能资源勘测和评价, 完善沿海各省 ( 区 市 ) 海上风电发展规划 加快推进已开工海上风电项目建设进度, 积极推动后续海上风电项目开工建设, 鼓励沿海各省 ( 区 市 ) 和主要开发企业建设海上风电示范项目, 带动海上风电产业化进程 完善海上风电开发建设管理政策, 加强部门间的协调, 规范和精简项目核准手续, 完善海上风电价格政策 健全海上风电配套 16

54 产业服务体系, 加强海上风电技术标准 规程规范 设备检测认证 信息监测工作, 形成覆盖全产业链的设备制造和开发建设能力 到 2020 年, 海上风电开工建设 1000 万千瓦, 确保建成 500 万千瓦 4 切实提高风电消纳能力 加强电网规划和建设, 有针对性地对重要送出断面 风电汇集站 枢纽变电站进行补强和增容扩建, 完善主网架结构, 减少因局部电网送出能力或变电容量不足导致的弃风限电问题 充分挖掘电力系统调峰潜力, 提升常规煤电机组和供热机组运行灵活性, 鼓励通过技术改造提升煤电机组调峰能力, 化解冬季供暖期风电与热电的运行矛盾 结合电力体制改革, 取消或缩减煤电发电计划, 推进燃气机组 燃煤自备电厂参与调峰 优化风电调度运行管理, 建立辅助服务市场, 加强需求侧管理和用户响应体系建设, 提高风电功率预测精度并加大考核力度, 在发电计划中留足风电电量空间, 合理安排常规电源开机规模和发电计划, 将风电纳入电力平衡和开机组合, 鼓励风电等可再生能源机组通过参与市场辅助服务和实时电价竞争等方式, 逐步提高系统消纳风电的能力 ( 三 ) 推动太阳能多元化利用按照 技术进步 成本降低 扩大市场 完善体系 的原则, 促进光伏发电规模化应用及成本降低, 推动太阳能热发 17

55 电产业化发展, 继续推进太阳能热利用在城乡应用 到 2020 年底, 全国太阳能发电并网装机确保实现 1.1 亿千瓦以上 1 全面推进分布式光伏和 光伏 + 综合利用工程 继续支持在已建成且具备条件的工业园区 经济开发区等用电集中区域规模化推广屋顶光伏发电系统 ; 积极鼓励在电力负荷大 工商业基础好的中东部城市和工业区周边, 按照就近利用的原则建设光伏电站项目 ; 结合土地综合利用, 依托农业种植 渔业养殖 林业栽培等, 因地制宜创新各类 光伏 + 综合利用商业模式, 促进光伏与其他产业有机融合 ; 创新光伏的分布利用模式, 在中东部等有条件的地区, 开展 人人 1 千瓦光伏 示范工程, 建设光伏小镇和光伏新村 2 有序推进大型光伏电站建设 在资源条件好 具备接入电网条件 消纳能力强的中西部地区, 在有效解决已有弃光问题的前提下, 有序推进光伏电站建设 积极支持在中东部地区, 结合环境治理和土地再利用要求, 实施光伏 领跑者 计划, 促进先进光伏技术和产品应用, 加快市场优胜劣汰和光伏上网电价快速下降 在水电资源丰富的地区, 利用水电调节能力开展水光互补或联合外送示范 3 因地制宜推进太阳能热发电示范工程建设 按照总体规划 分步实施的思路, 积极推进太阳能热发电产业进程 太阳能热发电先期发展以示范为主, 通过首批太阳能热发电示范工程建设, 促进技术进步和规模化发展, 带动设备国产 18

56 化, 逐步培育形成产业集成能力 按照先示范后推广的发展原则, 及时总结示范项目建设经验, 扩大热发电项目市场规模, 推动西部资源条件好 具备消纳条件 生态条件允许地区的太阳能热发电基地建设, 充分发挥太阳能热发电的调峰作用, 实现与风电 光伏的互补运行 尝试煤电耦合太阳能热发电示范的运行机制 提高太阳能热发电设备技术水平和系统设计能力, 提升系统集成能力和产业配套能力, 形成我国自主化的太阳能热发电技术和产业体系 到 2020 年, 力争建成太阳能热发电项目 500 万千瓦 4 大力推广太阳能热利用的多元化发展 持续扩大太阳能热利用在城乡的普及应用, 积极推进太阳能供暖 制冷技术发展, 实现太阳能热水 采暖 制冷系统的规模化利用, 促进太阳能与其他能源的互补应用 继续在城镇民用建筑以及广大农村地区普及太阳能热水系统, 到 2020 年, 太阳能热水系统累计安装面积达到 4.5 亿平方米 加快太阳能供暖 制冷系统在建筑领域的应用, 扩大太阳能热利用技术在工农业生产领域的应用规模 到 2020 年, 太阳能热利用集热面积达到 8 亿平方米 5 积极推进光伏扶贫工程 充分利用太阳能资源分布广的特点, 重点在前期开展试点的 光照条件好的建档立卡贫困村, 以资产收益扶贫和整村推进的方式, 建设户用光伏发电系统或村级大型光伏电站, 保障 280 万建档立卡无劳动 19

57 能力贫困户 ( 包括残疾人 ) 每年每户增加收入 3000 元以上 ; 其他光照条件好的贫困地区可按照精准扶贫的要求, 因地制宜推进光伏扶贫工程 ( 四 ) 加快发展生物质能按照因地制宜 统筹兼顾 综合利用 提高效率的思路, 建立健全资源收集 加工转化 就近利用的分布式生产消费体系, 加快生物天然气 生物质能供热等非电利用的产业化发展步伐, 提高生物质能利用效率和效益 1 加快生物天然气示范和产业化发展 选择有机废弃物资源丰富的种植养殖大县, 以县为单位建立产业体系, 开展生物天然气示范县建设, 推进生物天然气技术进步和工程建设现代化 建立原料收集保障和沼液沼渣有机肥利用体系, 建立生物天然气输配体系, 形成并入常规天然气管网 车辆加气 发电 锅炉燃料等多元化消费模式 到 2020 年, 生物天然气年产量达到 80 亿立方米, 建设 160 个生物天然气示范县 2 积极发展生物质能供热 结合用热需求对已投运生物质纯发电项目进行供热改造, 提高生物质能利用效率, 积极推进生物质热电联产为县城及工业园区供热, 形成 20 个以上以生物质热电联产为主的县城供热区域 加快发展技术成熟的生物质成型燃料供热, 推动 20 蒸吨 / 小时 (14MW) 20

58 以上大型先进低排放生物质成型燃料锅炉供热的应用, 污染物排放达到天然气锅炉排放水平, 在长三角 珠三角 京津冀鲁等地区工业供热和民用采暖领域推广应用, 为工业生产和学校 医院 宾馆 写字楼等公共设施和商业设施提供清洁可再生能源, 形成一批生物质清洁供热占优势比重的供热区域 到 2020 年, 生物质成型燃料利用量达到 3000 万吨 3 稳步发展生物质发电 在做好选址和落实环保措施的前提下, 结合新型城镇化建设进程, 重点在具备资源条件的地级市及部分县城, 稳步发展城镇生活垃圾焚烧发电, 到 2020 年, 城镇生活垃圾焚烧发电装机达到 750 万千瓦 根据生物质资源条件, 有序发展农林生物质直燃发电和沼气发电, 到 2020 年, 农林生物质直燃发电装机达到 700 万千瓦, 沼气发电达到 50 万千瓦 到 2020 年, 生物质发电总装机达到 1500 万千瓦, 年发电量超过 900 亿千瓦时 4 推进生物液体燃料产业化发展 稳步扩大燃料乙醇生产和消费 立足国内自有技术力量, 积极引进 消化 吸收国外先进经验, 大力发展纤维乙醇 结合陈次和重金属污染粮消纳, 控制总量发展粮食燃料乙醇 根据资源条件, 适度发展木薯 甜高粱等燃料乙醇项目 对生物柴油项目进行升级改造, 提升产品质量, 满足交通燃料品质需要 加快木质生物质 微藻等非粮原料多联产生物液体燃料技术创新 推进生物质转化合成高品位燃油和生物航空燃料产业化示 21

59 范应用 到 2020 年, 生物液体燃料年利用量达到 600 万吨以上 5 完善促进生物质能发展的政策体系 加强废弃物综合利用, 保护生态环境 制定生物天然气 液体燃料优先利用的政策, 建立无歧视无障碍并入管网机制, 研究建立强制配额机制 完善支持生物质能发展的价格 财税等优惠政策, 研究出台生物天然气产品补贴政策, 加快生物天然气产业化发展步伐 ( 五 ) 加快地热能开发利用坚持 清洁 高效 可持续 的原则, 按照 技术先进 环境友好 经济可行 的总体要求, 加快地热能开发利用, 加强全过程管理, 创新开发利用模式, 全面促进地热能资源的合理有效利用 1 积极推广地热能热利用 加强地热能开发利用规划与城市总体规划的衔接, 将地热供暖纳入城镇基础设施建设, 在用地 用电 财税 价格等方面给予地热能开发利用政策扶持 在实施区域集中供暖且地热资源丰富的京津冀鲁豫及毗邻区, 在严格控制地下水资源过度开采的前提下, 大力推动中深层地热供暖重大项目建设 加大浅层地热能开发利用的推广力度, 积极推动技术进步, 进一步规范管理, 重点在经济发达 夏季制冷需求高的长江经济带地区, 特别是 22

60 苏南地区城市群 重庆 上海 武汉等地区, 整体推进浅层地热能重大项目 2 有序推进地热发电 综合考虑地质条件 资源潜力及应用方式, 在青藏铁路沿线 西藏 四川西部等高温地热资源分布地区, 新建若干万千瓦级高温地热发电项目, 对西藏羊八井地热电站进行技术升级改造 在东部沿海及油田等中低温地热资源富集地区, 因地制宜发展中小型分布式中低温地热发电项目 支持在青藏高原及邻区 京津唐等东部经济发达地区开展深层高温干热岩发电系统关键技术研究和项目示范 3 加大地热资源潜力勘察和评价 到 2020 年, 基本查清全国地热能资源情况和分布特点, 重点在华北地区 长江中下游地区主要城市群及中心城镇开展浅层地热能资源勘探评价, 在松辽盆地 河淮盆地 江汉盆地 环鄂尔多斯盆地等未来具有开发前景且勘察程度不高的典型传导型地热区开展中深层地热资源勘察工作, 在青藏高原及邻区 东南沿海 河北等典型高温地热系统开展深层地热资源勘察 建立国家地热能资源数据和信息服务体系, 完善地热能基础信息数据库, 对地热能勘察和开发利用进行系统监测 ( 六 ) 推进海洋能发电技术示范应用结合我国海洋能资源分布及地方区位优势, 妥善协调海 23

61 岸和海岛资源开发利用方案, 因地制宜开展海洋能开发利用, 使我国海洋能技术和产业迈向国际领先水平 完善海洋能开发利用公共支撑服务平台建设, 初步建成山东 浙江 广东 海南等四大重点区域的海洋能示范基地 加强海洋能综合利用技术研发, 重点支持百千瓦级波浪能 兆瓦级潮流能示范工程建设, 开展小型化 模块化海洋能的能源供给系统研发, 争取突破高效转换 高效储能 高可靠设计等瓶颈, 形成若干个具备推广应用价值的海洋能综合利用装备产品 开展海岛 ( 礁 ) 海洋能独立电力系统示范工程建设 ; 在浙江 福建等地区启动万千瓦级潮汐能电站建设, 为规模化开发海洋能资源奠定基础 ( 七 ) 推动储能技术示范应用配合国家能源战略行动计划, 推动储能技术在可再生能源领域的示范应用, 实现储能产业在市场规模 应用领域和核心技术等方面的突破 1 开展可再生能源领域储能示范应用 结合可再生能源发电 分布式能源 新能源微电网等项目开发和建设, 开展综合性储能技术应用示范, 通过各种类型储能技术与风电 太阳能等间歇性可再生能源的系统集成和互补利用, 提高可再生能源系统的稳定性和电网友好性 重点探索适合可再生能源发展的储能技术类型和开发模式, 探索开展储能设 24

62 施建设的管理体制 激励政策和商业模式 2 提升可再生能源领域储能技术的技术经济性 通过示范工程建设培育稳定的可再生能源领域储能市场, 重点提升储能系统的安全性 稳定性 可靠性和适用性, 逐步完善储能技术标准 检测认证和入网规范, 通过下游应用带动上游产品技术创新和成本下降, 推动实现储能技术在可再生能源领域的商业化应用 ( 八 ) 加强可再生能源产业国际合作结合经济全球化及国际能源转型趋势, 充分发挥我国可再生能源产业比较优势, 紧密结合 一带一路 倡议, 推进可再生能源产业链全面国际化发展, 提升我国可再生能源产业国际竞争水平, 积极参与并推动全球能源转型 1 加强对话, 搭建国际合作交流服务平台 继续加强与重要国际组织及国家间的政策对话和技术合作, 充分掌握国际可再生能源发展趋势 整合已有的多边和双边合作机制, 建立可再生能源产业国际合作服务和能力建设平台, 提供政策对接 规划引领 技术交流 融资互动 风险预警 品牌建设 经验分享等全方位信息和对接服务, 有效支撑我国可再生能源产业的国际化发展 2 合理布局, 参与全球可再生能源市场 紧密结合 一带一路 沿线国家发展规划和建设需求, 巩固和深耕传统市 25

63 场, 培养和开拓新兴市场, 适时启动一批标志性合作项目, 带动可再生能源领域的咨询 设计 承包 装备 运营等企业共同走出去, 形成我国企业优势互补 协同国际化发展的良好局面 3 提升水平, 参与国际标准体系建设 支持企业和相关机构积极参与国际标准的制修订工作, 在领先领域主导制修订一批国际标准, 提升我国可再生能源产业的技术水平 加大与主要可再生能源市场开展技术标准的交流合作与互认力度, 积极运用国际多边互认机制, 深度参与国际电工委员会可再生能源认证互认体系 (IECRE) 合格评定标准 规则的制定 实施和评估, 提升我国在国际认证 认可 检测等领域的话语权 4 发挥优势, 推动全球能源转型发展 充分发挥我国各类援外合作机制的支持条件, 共享我国在可再生能源应用领域的政策规划和技术开发经验, 为参与全球能源转型的国家, 特别是经济技术相对落后的发展中国家, 提供能力建设 政策规划等帮助和支持 五 优化资源配置 充分利用规划 在建和已建输电通道, 在科学论证送端电网调峰能力 受端电网可再生能源消纳能力的基础上, 尽量提高输送电量中可再生能源电量比例 结合大气污染防 26

64 治, 促进京津冀周边地区可再生能源协同发展, 有序推动可再生能源跨省消纳 发挥水电 光热等可再生能源调节能力, 促进水电 风电 光伏 光热等可再生能源多能互补和联合外送 ( 一 ) 有序推进大型可再生能源基地建设借助已建的特高压外送输电通道, 加快新疆哈密 宁夏宁东等地区配套的可再生能源项目建设, 确保 2020 年前可再生能源项目全部并网发电 结合在建输电通道的建设进度, 有序推进甘肃酒泉 内蒙古 山西 新疆准东等可再生能源项目建设, 有效扩大消纳范围, 最大限度的提高外送可再生能源电量比重 专栏 5 利用规划 在建和已建输电通道外送可再生能源 已建输电通道 : 哈密 - 郑州 ±800 千伏直流 宁夏 - 山东 ±660 千伏直流 高岭背靠背等 规划和在建输电通道 : 锡盟 - 山东 1000 千伏交流 锡盟 - 江苏 ±800 千伏直流 蒙西 - 天津南 1000 千伏交流 上海庙 - 山东 ±800 千伏直流 晋北 - 江苏 ±800 千伏直流 宁东 - 浙江 ±800 千伏直流 酒泉 - 湖南 ±800 千伏直流 扎鲁特 - 山东 ±800 千伏直流等 ( 二 ) 加强京津冀及周边地区可再生能源协同发展 贯彻落实 大气污染防治行动计划 有关要求, 结合 绿 色奥运 京津冀一体化 发展战略等, 积极推进河北张家 27

65 口 承德等地区可再生能源基地建设, 研究论证并适时推动内蒙古乌兰察布 赤峰等地区可再生能源基地规划建设, 加强配套输电通道的规划建设, 提高京津冀地区电网协同消纳新能源能力, 推广普及可再生能源清洁供暖, 实现清洁能源电能替代, 显著提高可再生能源在京津冀地区能源消费中的比重 专栏 6 京津冀及周边地区可再生能源协同发展 张家口可再生能源示范区 : 深入贯彻 低碳奥运 理念, 落实张家口可再生能源示范区规划, 推进张家口风电 太阳能 地热能等可再生能源建设和应用, 着力推进体制机制创新 商业模式创新 技术创新, 构建多元化和智能化的能源系统 承德风电基地三期项目 : 适时推进承德风电基地三期项目建设, 在京津冀地区统筹消纳 乌兰察布风电基地 : 根据市场需求规划建设, 积极推进华北电网区域内消纳方案论证 赤峰风电基地 : 根据市场需求规划建设, 积极推进华北电网区域内消纳方案论证 ( 三 ) 开展水风光互补基地示范利用水风光发电出力的互补特性, 在不增加弃水的前提下, 在西南和西北等水能资源丰富的地区, 借助水电站外送通道和灵活调节能力, 建设配套的风电和光伏发电项目, 协同推进水风光互补示范项目建设 重点推进四川省凉山州风水互补基地 雅砻江水风光互补基地 金沙江水风光互补基 28

66 地 贵州省乌江和北盘江流域风水联合运行 青海海南州水 风光互补基地等可再生能源基地建设 专栏 7 水风光互补示范基地 四川省凉山州风电基地 : 在四川省内消纳利用 雅砻江水风光互补基地 : 通过锦屏 - 江苏等特高压直流实现水风光联合外送和跨区消纳 金沙江水风光互补基地 : 通过溪洛渡 - 浙江特高压直流 向家坝 - 上海特高压直流 溪洛渡 - 广东直流等实现水风光联合外送和跨区消纳 贵州省乌江和北盘江风水互补基地 : 在贵州省内消纳利用 青海海南州水风光互补基地 : 结合受端电力市场情况, 推进水电 风电 光伏 光热联合外送方案论证 ( 四 ) 论证风光热综合新能源基地规划在风能 太阳能资源富集地区, 统筹考虑送端地区风电 光伏 光热 抽水蓄能等各类资源互补调节能力, 研究规划新增外送输电通道, 统筹送端资源和受端市场, 充分发挥受端调节作用, 实现高品质新能源资源在更大范围内的优化配置 研究探索内蒙古阿拉善盟 青海海西州 甘肃金昌武威等地区以可再生能源电量为主的外送方案 专栏 8 风光热综合新能源基地 内蒙古阿拉善盟 : 推进风电 光伏 光热 抽蓄联合运行机制 方式等研究, 结合受端电力市场情况, 适时探索启动联合外送方案论证 青海海西州 : 推进风电 光伏 光热 抽蓄联合运行机制 方式等研 29

67 究, 结合受端电力市场情况, 适时探索启动联合外送方案论证 六 创新发展方式 结合电力市场建设和电力体制改革, 选择适宜地区开展各类可再生能源示范, 探索可再生能源集成技术应用 规模化发展路径及商业运营模式, 为加快推动可再生能源利用 替代化石能源消费打下坚实基础 ( 一 ) 可再生能源供热示范工程按照 优先利用 经济高效 多能互补 综合集成 的原则, 开展规模化应用的可再生能源供热示范工程 在城镇规划建设过程中, 做好区域能源规划与城市发展规划的衔接, 树立优先发展可再生能源的理念, 将可再生能源供热作为区域能源规划的重要内容 推进建筑领域 工业领域可再生能源供热, 启动生物质替代城镇燃料工程, 加快供热领域各类可再生能源对化石能源的替代 统筹规划建设和改造热力供应的基础设施, 加强配套电网建设与改造, 优化设计供热管网, 建立可再生能源与传统能源协同互补 梯级利用的综合热能供应体系 到 2020 年, 各类可再生能源供热和民用燃料总计可替代化石能源约 1.5 亿吨标准煤 专栏 9 可再生能源供热示范工程 太阳能供热 在继续推广太阳能建筑一体化基础上, 加快各类中高温太阳能热利用技术在工业领域应用, 满足热水 取暖 蒸汽 制冷等各种品质 30

68 用热 / 用冷需要 在适宜地区推广跨季太阳能蓄热工程供热 生物质能供热 因地制宜推进农林废弃物 城市垃圾等生物质能综合开发, 鼓励城镇小型燃煤供热锅炉改造为以生物质成型颗粒为燃料, 扩大生物质热电联产比重, 提高生物质利用效率, 替代城镇化石燃料消费 地热能供热 鼓励地热能资源丰富地区, 建立以地热能为主的供热利用体系, 满足各种供热需求 清洁电力供热 在风能资源富集 供热需求量大 电力供应相对过剩的北方地区, 以替代燃煤小锅炉为目标, 推广规模化的清洁电力供热工程, 在满足这些地区刚性供热需要的同时, 扩大清洁电力就地消纳比重, 减少煤炭消费 ( 二 ) 区域能源转型示范工程在继续做好绿色能源示范县 新能源示范城市等工作基础上, 支持资源条件好 管理有基础 发展潜力大 示范作用显著的地区, 以推进新能源应用 显著提高新能源消费比重为目标, 以省级 市级 县级或园区级为单位, 开展区域能源转型综合应用示范工程建设, 促进新能源技术集成 应用方式和体制机制等多层面的创新, 探索建立以可再生能源为主的能源技术应用和综合管理新体系 在 三北 地区开展就近消纳试点, 发展与可再生能源配套的高载能工业, 探索风电制氢 工业直供电等新型可再生能源开发利用模式 争取到 2020 年, 在一些地区工业 建筑 交通等领域增量或存量的能源消费中, 率先实现高比例可再生能源应用 专栏 10 区域能源转型示范工程 31

69 能源转型示范省 ( 区 ) 支持可再生能源资源富集的西北 西南等省( 区 ), 规划能源转型战略目标, 探索可再生能源就地消纳与省间互济 风光水电等互补协调运行机制, 建设能源转型示范省 ( 区 ) 到 2020 年, 示范省 ( 区 ) 内可再生能源在能源消费中的占比超过 30% 支持中东部可再生能源资源一般或相对贫乏但能源消费集中的省份, 充分发挥网际输电能力 区域调峰能力, 探索实施需求侧管理等综合优化调度运行模式, 增加可再生能源消纳比重, 争取在 十三五 期间, 通过市场化机制消纳区外可再生能源, 示范省可再生能源在能源消费中的比重超过 30%, 新增可再生能源在全部新增能源消费中的占比超过 50% 能源转型示范城市 在继续深入开展新能源示范城市创建工作的基础上, 引导积极的城市创建能源转型示范城市 示范城市以分布式能源和可再生能源供热为重点领域, 完善相关政策措施, 建立健全信息统计和监测体系等管理制度, 力争城市增量能源消费大部分由新能源提供, 加快新能源对存量化石能源消费的替代, 提高新能源在城市用能中的消费比重, 推动城市能源结构转型 示范城市能源消费中的可再生能源比重占城市用能消费的 50% 以上 农村能源转型示范县 ( 区 ) 支持在农业及人口大省开展农村能源转型示范县 ( 区 ) 建设 加快城乡电力服务均等化进程, 实现稳定可靠的供电服务全覆盖 推进各类生物质集中供气 沼气集中供气 成型燃料供热项目在农村和城镇应用 利用荒山荒坡 农业大棚或设施农业等建设 光伏 + 项目, 因地制宜推动光伏和风力发电在提水灌溉等农业生产中的应用 支持示范县 ( 区 ) 建设新型农村可再生能源开发利用合作模式, 加快实现农村能源清洁化 优质化 产业化 现代化 高比例可再生能源应用示范区 在可再生能源资源富集 体制机制创新等先行先试区域, 支持因地制宜创建更高可再生能源比例的清洁能源应用示范区, 满足用电 供热 制冷 用气等各类用能需要, 实现不同新能源技术之间以及新能源与常规能源生产消费体系的融合 示范区可再生能源在能源消费中的占比超过 80% ( 三 ) 新能源微电网应用示范工程 为探索建立容纳高比例波动性可再生能源电力的发输 32

70 ( 配 ) 储用一体化的局域电力系统, 探索电力能源服务的新型商业运营模式和新业态, 推动更加具有活力的电力市场化创新发展, 最终形成较为完善的新能源微电网技术体系和管理体制, 按照 因地制宜 多能互补 技术先进 创新机制 的原则, 推进以可再生能源为主 分布式电源多元互补的新能源微电网应用示范工程建设 专栏 11 新能源微电网应用示范工程 联网型微电网 鼓励在需求较大和资源条件好的地区, 建设可再生能源为主 天然气等互补的联网型微电网, 实现区域内冷热电负荷的动态平衡及与大电网的灵活互动 独立型微电网 在偏远 海岛或电网薄弱地区建立风 光 水为主, 储能 天然气 柴油备用的独立型微电网 七 完善产业体系 逐步完善可再生能源产业体系建设, 坚持将科技创新驱动作为促进可再生能源产业持续健康发展的基本动力, 不断提高可再生能源利用效率, 提升可再生能源使用品质, 降低可再生能源项目建设和运行成本, 增强可再生能源的技术经济综合竞争力 ( 一 ) 加强可再生能源资源勘查工作根据能源结构调整需要, 对重要地区的可再生能源资源量进行调查评价, 适时启动河流水能资源开发后评价工作 33

71 全面完成西藏水能资源调查, 组织发布四川水力资源复查成果 加大中东部和南方复杂地形区域的低风速风能资源 海域风能资源评价 加大中东部地区分布式光伏 西部和北部地区光热等资源勘查 加强地热能 生物质能 海洋能等新型可再生能源资源勘查工作 及时公布各类可再生能源资源勘查结果, 引导和优化项目投资布局 ( 二 ) 加快推动可再生能源技术创新推动可再生能源产业自主创新能力建设, 促进技术进步, 提高设备效率 性能与可靠性, 提升国际竞争力 建设可再生能源综合技术研发平台, 建立先进技术公共研发实验室, 推动全产业链的原材料 产品制备技术 生产工艺及生产装备国产化水平提升, 加快掌握关键技术的研发和设备制造能力 充分发挥企业的研发创新主体作用, 加大资金投入, 推动产业技术升级, 加快推动风电 太阳能发电等可再生能源发电成本的快速下降 ( 三 ) 建立可再生能源质量监督管理体系开展可再生能源电站主体工程及相关设备质量综合评价, 定期公开可再生能源电站开发建设和运行安全质量情况 加强可再生能源电站运行数据采集和监控, 建立透明公开的覆盖设计 生产 运行全过程的质量监督管理和安全故障预警机制 建立可再生能源行业事故通报机制, 及时发布 34

72 重大事故通报和共性事故的反事故措施 建立政府监管和行业自律相结合的优胜劣汰市场机制, 构建公平 公正 开放的招投标市场环境和可再生能源开发建设不良行为负面清单制度 ( 四 ) 提高可再生能源运行管理的技术水平积极推动可再生能源项目的自动化管理水平和技术改造, 提高发电能力和对电网的适应性 逐步完善施工 检修 运维等环节的专业化服务, 加强后服务市场建设, 建立较为完善的产业服务和技术支持体系 大力推动风电 光伏等新能源并网消纳技术研究, 重点推动电储能 柔性直流输电等高新技术的示范应用, 推动能源结构调整, 加强调峰能力建设, 挖掘调峰潜力, 提高电力系统灵活性 完善电网结构, 优化调度运行, 加强新能源外送通道的规划建设, 提高外送通道利用率, 逐步建立可再生能源大规模融入电力系统的新型电力运行机制, 实现可再生能源与现有能源系统的深度融合 ( 五 ) 完善可再生能源标准检测认证体系加强可再生能源标准体系的协调发展, 形成覆盖资源勘测 工程规划 项目设计 装备制造 检测认证 施工建设 接入电网 运行维护等各环节的可再生能源标准体系 鼓励有关科研院校和企业积极参与可再生能源相关标准的编制 35

73 修订工作, 推进标准体系与国际接轨 支持检测机构能力建设, 加强设备检测和认证平台建设, 合理布局可再生能源发电装备产品检测试验中心 提升认证机构业务水平, 加快推动可再生能源产业信用体系建设, 规范可再生能源发电装备市场秩序 推进认证结果国际互认, 为我国可再生能源装备企业参与全球市场提供支持 ( 六 ) 提升可再生能源信息化管理水平建设产业公共服务平台, 全面实行可再生能源行业信息化管理, 建立和完善全国可再生能源发电项目信息管理平台, 全面 系统 及时 准确监测和发布可再生能源发电项目建设和运行信息, 为可再生能源行业管理和政策决策提供支撑 充分运用大数据 互联网 + 等先进理念 技术和资源, 建设项目全生命周期信息化管理体系, 建设可再生能源发电实证系统 测试系统和数据中心, 为产业提供全方位的数据和信息监测服务 八 保障措施 为落实可再生能源发展的主要任务, 实现可再生能源发展目标, 采取以下保障措施 : ( 一 ) 建立可再生能源开发利用目标导向的管理体系落实 可再生能源法 的要求, 按照可再生能源发展规 36

74 划目标, 确定规划期内各地区一次能源消费总量中可再生能源消费比重指标, 以及全社会电力消费量中可再生能源电力消费比重指标 抓紧研究有利于可再生能源大规模并网的电力运行机制及技术支撑方案, 建立以可再生能源利用指标为导向的能源发展指标考核体系, 完善国家及省级间协调机制, 按年度分解落实, 并对各省 ( 区 市 ) 电网公司和发电企业可再生能源开发利用情况进行监测, 及时向全社会发布并进行考核, 以此作为衡量能源转型的基本标准以及推动能源生产和消费革命的重要措施 各级地方政府要按照国家规划要求, 制定本地区可再生能源发展规划, 并将主要目标和任务纳入地方国民经济和社会发展规划 ( 二 ) 贯彻落实可再生能源发电全额保障性收购制度根据电力体制改革的总体部署, 落实可再生能源全额保障性收购制度, 按照 可再生能源发电全额保障性收购管理办法 要求, 严格执行国家明确的风电 光伏发电的年度保障小时数 加大改革创新力度, 推进适应可再生能源特点的电力市场体制机制改革示范, 逐步建立新型电力运行机制和电价形成机制, 积极探索多部制电价机制 建立煤电调频调峰补偿机制, 建立辅助服务市场, 激励市场各方提供辅助服务, 建立灵活的电力市场机制, 实现与常规能源系统的深度融合 37

75 ( 三 ) 建立可再生能源绿色证书交易机制根据非化石能源消费比重目标和可再生能源开发利用目标的要求, 建立全国统一的可再生能源绿色证书交易机制, 进一步完善新能源电力的补贴机制 通过设定燃煤发电机组及售电企业的非水电可再生能源配额指标, 要求市场主体通过购买绿色证书完成可再生能源配额义务, 通过绿色证书市场化交易补偿新能源发电的环境效益和社会效益, 逐步将现行差价补贴模式转变为定额补贴与绿色证书收入相结合的新型机制, 同时与碳交易市场相对接, 降低可再生能源电力的财政资金补贴强度, 为最终取消财政资金补贴创造条件 ( 四 ) 加强可再生能源监管工作贯彻落实国务院关于转变职能 简政放权的有关要求, 确保权力与责任同步下放 调控与监管同步加强 强化规划 年度计划 部门规章规范性文件和国家标准的指导作用, 充分发挥行业监管部门的监管和行业协会的自律作用, 打造法规健全 监管闭合 运转高效的管理体制 完善行业信息监测体系, 健全产业风险预警防控体系和应急预案机制, 完善考核惩罚机制 开展水电流域梯级联合调度运行和综合监测工作, 进一步完善新能源项目信息管理, 建立覆盖全产业链的信息管理体系, 实行重大质量问题和事故报告制度 定期 38

76 开展可再生能源消纳 补贴资金征收和发放 项目建设进度和工程质量 项目并网接入等专项监管工作 九 投资估算和环境社会影响分析 ( 一 ) 投资情况到 2020 年, 水电新增装机约 6000 万千瓦, 新增投资约 5000 亿元, 新增风电装机约 8000 千瓦, 新增投资约 7000 亿元, 新增各类太阳能发电装机投资约 1 万亿元 加上生物质发电投资 太阳能热水器 沼气 地热能利用等, 十三五 期间可再生能源新增投资约 2.5 万亿元 ( 二 ) 环境社会影响分析可再生能源开发利用可替代大量化石能源消耗 减少温室气体和污染物排放 显著增加新的就业岗位, 对环境和社会发展起到重要且积极作用 水电 风电 太阳能发电 太阳能热利用在能源生产过程中不排放污染物和温室气体, 而且可显著减少各类化石能源消耗, 同时降低煤炭开采的生态破坏和燃煤发电的水资源消耗 农林生物质从生长到最终利用的全生命周期内不增加二氧化碳排放, 生物质发电排放的二氧化硫 氮氧化物和烟尘等污染物也远少于燃煤发电 2020 年, 全国可再生能源年利用量折合 7.3 亿吨标准煤, 39

77 其中商品化可再生能源利用量 5.8 亿吨标准煤 届时可再生能源年利用量相当于减少二氧化碳排放量约 14 亿吨, 减少二氧化硫排放量约 1000 万吨, 减少氮氧化物排放约 430 万吨, 减少烟尘排放约 580 万吨, 年节约用水约 38 亿立方米, 环境效益显著 可再生能源产业涉及领域广, 可有力带动相关产业发展, 可大幅增加新增就业岗位, 也是实现脱贫攻坚的重要措施, 对宏观经济发展产生积极影响, 更是实现经济发展方式转变的重要推动力 2020 年, 全国可再生能源部门就业人数超过 1300 万, 其中 十三五 时期新增就业人数超过 300 万 40

78 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 1.5 太阳能发展 十三五 规划 ( 国能新能 号 ) 国家能源局关于印发 太阳能发展 十三五 规划 的通知国能新能 号 各省 自治区 直辖市发展改革委 物价局, 国家电网公司 南方电网公司 内蒙古电 各省 ( 区 市 ) 发展改革委 ( 能源局 ) 新疆生产建设兵团发展改革委, 国家能源局各 派出机构 ; 国家电网公司 南方电网公司, 中核集团 华能集团 大唐集团 华电集团 国电集团 国电投集团 三峡集团 神华集团 中节能集团 中电建集团 中能建集团 中广核集团, 各地方电网企业, 各太阳能领域相关企业 研究机构 行业协会 : 为促进太阳能产业持续健康发展, 加快太阳能多元化应用, 推动建设清洁低碳 安 全高效的现代能源体系, 按照 可再生能源法 要求, 根据 能源发展 十三五 规划 电力发展 十三五 规划 和 可再生能源发展 十三五 规划, 将编制的 太阳能发 展 十三五 规划 印发你们, 请结合实际贯彻落实 附件 : 太阳能发展 十三五 规划 国家能源局 2016 年 12 月 8 日 75

79 附件 太阳能发展 十三五 规划 国家能源局 2016 年 12 月

80 目 录 前言... 1 一 发展基础和面临形势... 2 ( 一 ) 发展基础... 2 ( 二 ) 面临形势... 5 二 指导方针和目标... 8 ( 一 ) 指导方针... 9 ( 二 ) 基本原则 ( 三 ) 发展目标 三 重点任务 ( 一 ) 推进分布式光伏和 光伏 + 应用 ( 二 ) 优化光伏电站布局并创新建设方式 ( 三 ) 开展多种方式光伏扶贫 ( 四 ) 推进太阳能热发电产业化 ( 五 ) 因地制宜推广太阳能供热 ( 六 ) 开展新能源微电网应用示范 ( 七 ) 加快技术创新和产业升级 ( 八 ) 提升行业管理和产业服务水平 ( 九 ) 深化太阳能国际产业合作... 24

81 四 保障措施 ( 一 ) 完善规划引领和项目配置管理 ( 二 ) 建立太阳能监测评价体系 ( 三 ) 完善太阳能发电市场机制和配套电网建设 ( 四 ) 加强太阳能产业标准体系建设 ( 五 ) 创新投融资模式和金融服务 五 经济社会与环境效益 ( 一 ) 环境效益 ( 二 ) 经济效益 ( 三 ) 社会效益... 28

82 前 言 近年来, 太阳能开发利用规模快速扩大, 技术进步和产业升级加快, 成本显著降低, 已成为全球能源转型的重要领域 十二五 时期, 我国光伏产业体系不断完善, 技术进步显著, 光伏制造和应用规模均居世界前列 太阳能热发电技术研发及装备制造取得较大进展, 已建成商业化试验电站, 初步具备了规模化发展条件 太阳能热利用持续稳定发展, 并向建筑供暖 工业供热和农业生产等领域扩展应用 十三五 将是太阳能产业发展的关键时期, 基本任务是产业升级 降低成本 扩大应用, 实现不依赖国家补贴的市场化自我持续发展, 成为实现 2020 年和 2030 年非化石能源分别占一次能源消费比重 15% 和 20% 目标的重要力量 根据 国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要 能源发展 十三五 规划 电力发展 十三五 规划 可再生能源发展 十三五 规划, 制定了 太阳能发展 十三五 规划, 阐述了 2016 年至 2020 年太阳能发展的指导方针 发展目标 重点任务和保障措施 该规划是 十三五 时期我国太阳能产业发展的基本依据 1

83 一 发展基础和面临形势 ( 一 ) 发展基础 1 国际发展现状随着可持续发展观念在世界各国不断深入人心, 全球太阳能开发利用规模迅速扩大, 技术不断进步, 成本显著降低, 呈现出良好的发展前景, 许多国家将太阳能作为重要的新兴产业 太阳能得到更加广泛应用 光伏发电全面进入规模化发展阶段, 中国 欧洲 美国 日本等传统光伏发电市场继续保持快速增长, 东南亚 拉丁美洲 中东和非洲等地区光伏发电新兴市场也快速启动 太阳能热发电产业发展开始加速, 一大批商业化太阳能热发电工程已建成或正在建设, 太阳能热发电已具备作为可调节电源的潜在优势 太阳能热利用继续扩大应用领域, 在生活热水 供暖制冷和工农业生产中逐步普及 太阳能发电规模快速增长 截至 2015 年底, 全球太阳能发电装机累计达到 2.3 亿千瓦, 当年新增装机超过 5300 万千瓦, 占全球新增发电装机的 20% 2006 至 2015 年光伏发电平均年增长率超过 40%, 成为全球增长速度最快的能源品种 ; 太阳能热发电 5 年内新增装机 400 万千瓦, 进入初步产业化发展阶段 太阳能市场竞争力迅速提高 随着光伏产业技术进步和规模扩大, 光伏发电成本快速降低, 在欧洲 日本 澳大利亚等多个国家和地区的商业和居民用电领域已实现平价上网 太阳能 2

84 热发电进入初步产业化发展阶段后, 发电成本显著降低 太阳能热利用市场竞争力进一步提高, 太阳能热水器已是成本较低的热水供应方式, 太阳能供暖在欧洲 美洲等地区具备了经济可行性 太阳能产业对经济带动作用显著 2015 年全球光伏市场规模达到 5000 多亿元, 创造就业岗位约 300 万个, 在促进全球新经济发展方面表现突出 很多国家都把光伏产业作为重点培育的战略性新兴产业和新的经济增长点, 纷纷提出相关产业发展计划, 在光伏技术研发和产业化方面不断加大支持力度, 全球光伏产业保持强劲的增长势头 2 国内发展现状 十二五 时期, 国务院发布了 关于促进光伏产业健康发展的若干意见 ( 国发 号 ), 光伏产业政策体系逐步完善, 光伏技术取得显著进步, 市场规模快速扩大 太阳能热发电技术和装备实现突破, 首座商业化运营的电站投入运行, 产业链初步建立 太阳能热利用持续稳定发展, 并向供暖 制冷及工农业供热等领域扩展 光伏发电规模快速扩大, 市场应用逐步多元化 全国光伏发电累计装机从 2010 年的 86 万千瓦增长到 2015 年的 4318 万千瓦,2015 年新增装机 1513 万千瓦, 累计装机和年度新增装机均居全球首位 光伏发电应用逐渐形成东中西部共同发展 集中式和分布式并举格局 光伏发电与农业 养殖业 生态治理等各 3

85 种产业融合发展模式不断创新, 已进入多元化 规模化发展的新阶段 光伏制造产业化水平不断提高, 国际竞争力继续巩固和增强 十二五 时期, 我国光伏制造规模复合增长率超过 33%, 年产值达到 3000 亿元, 创造就业岗位近 170 万个, 光伏产业表现出强大的发展新动能 2015 年多晶硅产量 16.5 万吨, 占全球市场份额的 48%; 光伏组件产量 4600 万千瓦, 占全球市场份额的 70% 我国光伏产品的国际市场不断拓展, 在传统欧美市场与新兴市场均占主导地位 我国光伏制造的大部分关键设备已实现本土化并逐步推行智能制造, 在世界上处于领先水平 光伏发电技术进步迅速, 成本和价格不断下降 我国企业已掌握万吨级改良西门子法多晶硅生产工艺, 流化床法多晶硅开始产业化生产 先进企业多晶硅生产平均综合电耗已降至 80kWh/kg, 生产成本降至 10 美元 /kg 以下, 全面实现四氯化硅闭环工艺和无污染排放 单晶硅和多晶硅电池转换效率平均分别达到 19.5% 和 18.3%, 均处于全球领先水平, 并以年均 0.4 个百分点的速度持续提高, 多晶硅材料 光伏电池及组件成本均有显著下降, 光伏电站系统成本降至 7 元 / 瓦左右, 光伏发电成本 十二五 期间总体降幅超过 60% 光伏产业政策体系基本建立, 发展环境逐步优化 在 可再生能源法 基础上, 国务院于 2013 年发布 关于促进光伏产业 4

86 健康发展的若干意见, 进一步从价格 补贴 税收 并网等多个层面明确了光伏发电的政策框架, 地方政府相继制定了支持光伏发电应用的政策措施 光伏产业领域中相关材料 光伏电池组件 光伏发电系统等标准不断完善, 产业检测认证体系逐步建立, 具备全产业链检测能力 我国已初步形成光伏产业人才培养体系, 光伏领域的技术和经营管理能力显著提高 太阳能热发电实现较大突破, 初步具备产业化发展基础 十二五 时期, 我国太阳能热发电技术和装备实现较大突破 八达岭 1 兆瓦太阳能热发电技术及系统示范工程于 2012 年建成, 首座商业化运营的 1 万千瓦塔式太阳能热发电机组于 2013 年投运 我国在太阳能热发电的理论研究 技术开发 设备研制和工程建设运行方面积累了一定的经验, 产业链初步形成, 具备一定的产业化能力 太阳能热利用规模持续扩大, 应用范围不断拓展 太阳能热利用行业形成了材料 产品 工艺 装备和制造全产业链, 截至 2015 年底, 全国太阳能集热面积保有量达到 4.4 亿平方米, 年生产能力和应用规模均占全球 70% 以上, 多年保持全球太阳能热利用产品制造和应用规模最大国家的地位 太阳能供热 制冷及工农业等领域应用技术取得突破, 应用范围由生活热水向多元化生产领域扩展 ( 二 ) 面临形势 5

87 十三五 是我国推进经济转型 能源革命 体制机制创新的重要时期, 也是太阳能产业升级的关键阶段, 我国太阳能产业迎来难得的发展机遇, 也面临严峻挑战 1 发展机遇 宏观政策环境为太阳能产业提供了发展机遇 党的十八大以来, 国家将生态文明建设放在突出战略位置, 积极推进能源生产和消费革命成为能源发展的核心任务, 确立了我国在 2030 年左右二氧化碳排放达到峰值以及非化石能源占一次能源消费比例提高到 20% 的能源发展基本目标 伴随新型城镇化发展, 建设绿色循环低碳的能源体系成为社会发展的必然要求, 为太阳能等可再生能源的发展提供了良好的社会环境和广阔的市场空间 电力体制改革为太阳能发展增添了新动力 新一轮电力体制改革正在逐步放开发用电计划 建立优先发电制度 推进售电侧开放和电价形成机制改革 构建现代竞争性电力市场, 有利于可再生能源优先发展和公平参与市场交易 在新的电力体制条件下, 市场机制将鼓励提高电力系统灵活性 逐步解决常规能源与可再生能源的利益冲突问题, 扩大新能源消纳市场, 从而促进太阳能发电等可再生能源的大规模发展 随着售电侧改革的推进, 分布式发电将会以更灵活 更多元的方式发展, 通过市场机制创新解决困扰分布式光伏发展所面临的问题, 推动太阳能发电全面市场化发展 6

88 全球能源转型为太阳能提供了广阔市场空间 当前, 全球能源体系正加快向低碳化转型, 可再生能源规模化利用与常规能源的清洁低碳化将是能源发展的基本趋势, 加快发展可再生能源已成为全球能源转型的主流方向 全球光伏发电已进入规模化发展新阶段, 太阳能热利用也正在形成多元化应用格局 太阳能在解决能源可及性和能源结构调整方面均有独特优势, 将在全球范围得到更广泛的应用 2 面临挑战 高成本仍是光伏发电发展的主要障碍 虽然光伏发电价格已大幅下降, 但与燃煤发电价格相比仍然偏高, 在 十三五 时期对国家补贴依赖程度依然较高, 光伏发电的非技术成本有增加趋势, 地面光伏电站的土地租金 税费等成本不断上升, 屋顶分布式光伏的场地租金也有上涨压力, 融资成本降幅有限甚至民营企业融资成本不降反升问题突出 光伏发电技术进步 降低成本和非技术成本降低必须同时发力, 才能加速光伏发电成本和电价降低 并网运行和消纳仍存较多制约 电力系统及电力市场机制不适应光伏发电发展, 传统能源发电与光伏发电在争夺电力市场方面矛盾突出 太阳能资源和土地资源均具备优势的西部地区弃光限电严重, 就地消纳和外送存在市场机制和电网运行管理方面的制约 中东部地区分布式光伏发电尚不能充分利用, 现行市 7

89 场机制下无法体现分布式发电就近利用的经济价值, 限制了分布式光伏在城市中低压配电网大规模发展 光伏产业面临国际贸易保护压力 随着全球光伏发电市场规模的迅速扩大, 很多国家都将光伏产业作为新的经济增长点 一方面各国在上游原材料生产 装备制造 新型电池研发等方面加大技术研发力度, 产业国际竞争更加激烈 ; 另一方面, 很多国家和地区在市场竞争不利的情况下采取贸易保护措施, 对我国具有竞争优势的光伏发电产品在全球范围应用构成阻碍, 也使全球合作减缓气候变化的努力弱化 太阳能热发电产业化能力较弱 我国太阳能热发电尚未大规模应用, 在设计 施工 运维等环节缺乏经验, 在核心部件和装置方面自主技术能力不强, 产业链有待进一步完善 同时, 太阳能热发电成本相比其他可再生能源偏高, 面临加快提升技术水平和降低成本的较大压力 太阳能热利用产业升级缓慢 在 十二五 后期, 太阳能热利用市场增长放缓, 传统的太阳能热水应用发展进入瓶颈期, 缺乏新的潜力大的市场领域 太阳能热利用产业在太阳能供暖 工业供热等多元化应用总量较小, 相应产品研发 系统设计和集成方面的技术能力较弱, 而且在新应用领域的相关标准 检测 认证等产业服务体系尚需完善 二 指导方针和目标 8

90 ( 一 ) 指导方针贯彻党的十八大以及三中 四中 五中 六中全会精神, 以推进能源生产和消费革命为总方针, 顺应全球能源转型大趋势, 以体制机制改革创新为契机, 全面实施创新驱动战略, 加速技术进步和产业升级, 持续降低开发利用成本, 推进市场化条件下的产业化 规模化发展, 使太阳能成为推动能源革命的重要力量 推动光伏发电多元化利用并加速技术进步 围绕优化建设布局 推进产业进步和提高经济性等发展目标, 因地制宜促进光伏多元化应用 结合电力体制改革, 全面推进中东部地区分布式光伏发电 ; 综合土地和电力市场条件, 统筹开发布局与市场消纳, 有序规范推进集中式光伏电站建设 通过竞争分配项目实现资源优化配置, 实施 领跑者 计划, 加速推进光伏发电技术进步和产业升级, 加快淘汰落后产能 依托应用市场促进制造产业不断提高技术水平, 推进全产业链协调创新发展, 不断完善光伏产业管理和服务体系 通过示范项目建设推进太阳能热发电产业化 积极推进示范项目建设, 及时总结建设和运行经验, 建立健全政策和行业管理体系, 完善各项技术标准, 推动太阳能热发电产业规模化发展 推进多种太阳能热发电技术路线的产业化, 建立各项标准和检测认证服务体系, 推动我国太阳能热发电产业进入国际市场并不断提高竞争力 9

91 不断拓展太阳能热利用的应用领域和市场 巩固扩大太阳能热水市场, 推动供暖和工农业热水等领域的规模化应用, 拓展制冷 季节性储热等新兴市场, 形成多元化的市场格局 大幅度提升企业研发 制造和系统集成等方面的创新能力, 加强检测和实验公共平台等产业服务体系的建设, 形成制造 系统集成 运营服务均衡发展的太阳能热利用产业格局, 形成技术水平领先 国际竞争力强的优势产业 ( 二 ) 基本原则 坚持规模化利用与产业升级相协调以太阳能的规模化利用促进技术进步和产业升级, 鼓励优势企业提升自主研发能力, 以技术进步为核心, 推动关键技术创新, 全面提高产业技术研发和设备制造能力, 完善和升级太阳能发电和太阳能热利用产业链, 加速推动太阳能利用成本下降, 通过自身竞争力的提高进一步扩大应用领域和规模 坚持市场化发展与改革创新相协调通过市场化改革释放并增强太阳能产业创新发展新动能, 创新促进太阳能利用的电力交易机制, 鼓励太阳能发电分布式 多元化 创新型发展 深化体制机制改革, 加快实施创新驱动发展战略, 将绿色发展与创新发展有机结合, 推进市场化融资模式改革创新, 实现产融协调发展 坚持开发布局与市场需求相协调 10

92 以市场为导向, 按经济最优原则进行太阳能发电布局, 建立太阳能发电布局与电力负荷分布和电网规划相协调的发展机制 优先支持分布式光伏发电发展, 重点支持分布式光伏发电分散接入低压配电网并就近消纳 推进太阳能发电大规模集中并网地区源网荷协同发展, 优先就地利用, 并合理扩大消纳范围 坚持上游制造与下游应用相协调太阳能产业上游制造以加强技术创新 提升产品性能质量 降低成本为核心任务, 为下游市场大规模发展创造条件 下游市场应用的核心任务是创新发展模式, 实现规模扩大模式向提升质量效益模式转变, 以需求端的高标准为上游施加提升技术水平的新动能, 实现上游制造与下游市场协同立体化创新发展 ( 三 ) 发展目标继续扩大太阳能利用规模, 不断提高太阳能在能源结构中的比重, 提升太阳能技术水平, 降低太阳能利用成本 完善太阳能利用的技术创新和多元化应用体系, 为产业健康发展提供良好的市场环境 1 开发利用目标到 2020 年底, 太阳能发电装机达到 1.1 亿千瓦以上, 其中, 光伏发电装机达到 1.05 亿千瓦以上, 在 十二五 基础上每年保持稳定的发展规模 ; 太阳能热发电装机达到 500 万千瓦 太阳能热利用集热面积达到 8 亿平方米 到 2020 年, 太阳能年利用量达到 11

93 1.4 亿吨标准煤以上 专栏 1 十三五 太阳能利用主要指标 指标类别 主要指标 2015 年 2020 年 光伏发电 装机容量指标光热发电 ( 万千瓦 ) 合计 发电量指标 ( 亿千瓦时 ) 总发电量 热利用指标 ( 亿平方米 ) 集热面积 专栏 2 重点地区 2020 年光伏发电建设规模 ( 单位 : 万千瓦 ) 2 成本目标 河北省 1200 山西省 1200 内蒙古自治区 1200 江苏省 800 浙江省 800 安徽省 600 山东省 1000 广东省 600 陕西省 700 青海省 1000 宁夏自治区 800 光伏发电成本持续降低 到 2020 年, 光伏发电电价水平在 2015 年基础上下降 50% 以上, 在用电侧实现平价上网目标 ; 太阳 能热发电成本低于 0.8 元 / 千瓦时 ; 太阳能供暖 工业供热具有市 场竞争力 3 技术进步目标 12

94 先进晶体硅光伏电池产业化转换效率达到 23% 以上, 薄膜光伏电池产业化转换效率显著提高, 若干新型光伏电池初步产业化 光伏发电系统效率显著提升, 实现智能运维 太阳能热发电效率实现较大提高, 形成全产业链集成能力 三 重点任务按照 创新驱动 产业升级 降低成本 扩大市场 完善体系 的总体思路, 大力推动光伏发电多元化应用, 积极推进太阳能热发电产业化发展, 加速普及多元化太阳能热利用 ( 一 ) 推进分布式光伏和 光伏 + 应用 1 大力推进屋顶分布式光伏发电继续开展分布式光伏发电应用示范区建设, 到 2020 年建成 100 个分布式光伏应用示范区, 园区内 80% 的新建建筑屋顶 50% 的已有建筑屋顶安装光伏发电 在具备开发条件的工业园区 经济开发区 大型工矿企业以及商场学校医院等公共建筑, 采取 政府引导 企业自愿 金融支持 社会参与 的方式, 统一规划并组织实施屋顶光伏工程 在太阳能资源优良 电网接入消纳条件好的农村地区和小城镇, 推进居民屋顶光伏工程, 结合新型城镇化建设 旧城镇改造 新农村建设 易地搬迁等统一规划建设屋顶光伏工程, 形成若干光伏小镇 光伏新村 2 拓展 光伏 + 综合利用工程鼓励结合荒山荒地和沿海滩涂综合利用 采煤沉陷区等废弃 13

95 土地治理 设施农业 渔业养殖等方式, 因地制宜开展各类 光伏 + 应用工程, 促进光伏发电与其他产业有机融合, 通过光伏发电为土地增值利用开拓新途径 探索各类提升农业效益的光伏农业融合发展模式, 鼓励结合现代高效农业设施建设光伏电站 ; 在水产养殖条件好的地区, 鼓励利用坑塘水面建设渔光一体光伏电站 ; 在符合林业管理规范的前提下, 在宜林地 灌木林 稀疏林地合理布局林光互补光伏电站 ; 结合中药材种植 植被保护 生态治理工程, 合理配建光伏电站 3 创新分布式光伏应用模式结合电力体制改革开展分布式光伏发电市场化交易, 鼓励光伏发电项目靠近电力负荷建设, 接入中低压配电网实现电力就近消纳 各类配电网企业应为分布式光伏发电接入电网运行提供服务, 优先消纳分布式光伏发电量, 建设分布式发电并网运行技术支撑系统并组织分布式电力交易 推行分布式光伏发电项目向电力用户市场化售电模式, 向电网企业缴纳的输配电价按照促进分布式光伏就近消纳的原则合理确定 ( 二 ) 优化光伏电站布局并创新建设方式 1 合理布局光伏电站综合考虑太阳能资源 电网接入 消纳市场和土地利用条件及成本等, 以全国光伏产业发展目标为导向, 安排各省 ( 区 市 ) 光伏发电年度建设规模, 合理布局集中式光伏电站 规范光伏项 14

96 目分配和市场开发秩序, 全面通过竞争机制实现项目优化配置, 加速推动光伏技术进步 在弃光限电严重地区, 严格控制集中式光伏电站建设规模, 加快解决已出现的弃光限电问题, 采取本地消纳和扩大外送相结合的方式, 提高已建成集中式光伏电站的利用率, 降低弃光限电比例 2 结合电力外送通道建设太阳能发电基地按照 多能互补 协调发展 扩大消纳 提高效益 的布局思路, 在 三北 地区利用现有和规划建设的特高压电力外送通道, 按照优先存量 优化增量的原则, 有序建设太阳能发电基地, 提高电力外送通道中可再生能源比重, 有效扩大 三北 地区太阳能发电消纳范围 在青海 内蒙古等太阳能资源好 土地资源丰富地区, 研究论证并分阶段建设太阳能发电与其他可再生能源互补的发电基地 在金沙江 雅砻江 澜沧江等西南水能资源富集的地区, 依托水电基地和电力外送通道研究并分阶段建设大型风光水互补发电基地 15

97 主要省 ( 区 ) 新疆 内蒙古 主要地区 专栏 3 电力外送通道配置太阳能发电基地布局 外送通道 哈密地区哈密 - 郑州特高压直流输电工程 ( 已建 ) 准东地区准东 - 皖南特高压直流输电工程 ( 在建 ) 锡盟地区锡盟 - 泰州特高压直流输电工程 ( 在建 ) 锡盟地区锡盟 - 山东特高压交流输电工程 ( 在建 ) 蒙西地区上海庙 - 山东特高压直流输电工程 ( 在建 ) 蒙西地区蒙西 - 天津南特高压交流输电工程 ( 在建 ) 东北地区扎鲁特 - 山东特高压直流输电工程 ( 在建 ) 阿拉善地区研究论证以输送可再生能源为主的电力通道 甘肃酒泉地区酒泉 - 湖南特高压直流输电工程 ( 在建 ) 宁夏宁夏地区宁东 - 浙江特高压直流输电工程 ( 在建 ) 山西晋北地区山西 - 江苏特高压直流输电工程 ( 在建 ) 青海 海西州 海南州 研究论证以输送可再生能源为主的电力通道 研究论证以输送可再生能源为主的电力通道 3 实施光伏 领跑者 计划设立达到先进技术水平的 领跑者 光伏产品和系统效率标准, 建设采用 领跑者 光伏产品的领跑技术基地, 为先进技术及产品提供市场支持, 引领光伏技术进步和产业升级 结合采煤沉陷区 荒漠化土地治理, 在具备送出条件和消纳市场的地区, 统一规划有序建设光伏发电领跑技术基地, 采取竞争方式优选投资开发企业, 按照 领跑者 技术标准统一组织建设 组织建设达到最先进技术水平的前沿技术依托基地, 加速新技术产业化发展 建立和完善 领跑者 产品的检测 认证 验收和保障体系, 确保 领跑者 基地使用的光伏产品达到先进指标 16

98 ( 三 ) 开展多种方式光伏扶贫 1 创新光伏扶贫模式以主要解决无劳动能力的建档立卡贫困户为目标, 因地制宜 分期分批推动多种形式的光伏扶贫工程建设, 覆盖已建档立卡 280 万无劳动能力贫困户, 平均每户每年增加 3000 元的现金收入 确保光伏扶贫关键设备达到先进技术指标且质量可靠, 鼓励成立专业化平台公司对光伏扶贫工程实行统一运营和监测, 保障光伏扶贫工程长期质量可靠 性能稳定和效益持久 2 大力推进分布式光伏扶贫在中东部土地资源匮乏地区, 优先采用村级电站 ( 含户用系统 ) 的光伏扶贫模式, 单个户用系统 5 千瓦左右, 单个村级电站一般不超过 300 千瓦 村级扶贫电站优先纳入光伏发电建设规模, 优先享受国家可再生能源电价附加补贴 做好农村电网改造升级与分布式光伏扶贫工程的衔接, 确保光伏扶贫项目所发电量就近接入 全部消纳 建立村级扶贫电站的建设和后期运营监督管理体系, 相关信息纳入国家光伏扶贫信息管理系统监测, 鼓励各地区建设统一的运行监控和管理平台, 确保电站长期可靠运行和贫困户获得稳定收益 3 鼓励建设光伏农业工程鼓励各地区结合现代农业 特色农业产业发展光伏扶贫 鼓励地方政府按 PPP 模式, 由政府投融资主体与商业化投资企业合 17

99 资建设光伏农业项目, 项目资产归政府投融资主体和商业化投资企业共有, 收益按股比分成, 政府投融资主体要将所占股份折股量化给符合条件的贫困村 贫困户, 代表扶贫对象参与项目投资经营, 按月 ( 或季度 ) 向贫困村 贫困户分配资产收益 光伏农业工程要优先使用建档立卡贫困户劳动力, 并在发展地方特色农业中起到引领作用 ( 四 ) 推进太阳能热发电产业化 1 组织太阳能热发电示范项目建设按照 统筹规划 分步实施 技术引领 产业协同 的发展思路, 逐步推进太阳能热发电产业进程 在 十三五 前半期, 积极推动 150 万千瓦左右的太阳能热发电示范项目建设, 总结积累建设运行经验, 完善管理办法和政策环境, 验证国产化设备及材料的可靠性 ; 培育和增强系统集成能力, 掌握关键核心技术, 形成设备制造产业链, 促进产业规模化发展和产品质量提高, 带动生产成本降低, 初步具备国际市场竞争力 2 发挥太阳能热发电调峰作用逐步推进太阳能热发电产业化商业化进程, 发挥其蓄热储能 出力可控可调等优势, 实现网源友好发展, 提高电网接纳可再生能源的能力 在青海 新疆 甘肃等可再生能源富集地区, 提前做好太阳能热发电布局, 探索以太阳能热发电承担系统调峰方式, 研究建立太阳能热发电与光伏发电 风电 抽水蓄能等互补利用 18

100 发电可控可调的大型混合式可再生能源发电基地, 向电网提供清洁 安全 稳定的电能, 促进可再生能源高比例应用 3 建立完善太阳能热发电产业服务体系借鉴国外太阳能热发电工程建设经验, 结合我国太阳能热发电示范项目的实施, 制定太阳能热发电相关设计 设备 施工 运行标准, 建立和完善相关工程设计 检测认证及质量管理等产业服务支撑体系 加快建设太阳能热发电产业政策管理体系, 研究制定太阳能热发电项目管理办法, 保障太阳能热发电产业健康有序发展 ( 五 ) 因地制宜推广太阳能供热 1 进一步推动太阳能热水应用以市场需求为动力, 以小城镇建设 棚户区改造等项目为依托, 进一步推动太阳能热水的规模化应用 在太阳能资源适宜地区加大太阳能热水系统推广力度 支持农村和小城镇居民安装使用太阳能热水器, 在农村推行太阳能公共浴室工程, 扩大太阳能热水器在农村的应用规模 在大中城市的公共建筑 经济适用房 廉租房项目加大力度强制推广太阳能热水系统 在城市新建 改建 扩建的住宅建筑上推动太阳能热水系统与建筑的统筹规划 设计和应用 2 因地制宜推广太阳能供暖制冷技术在东北 华北等集中供暖地区, 积极推进太阳能与常规能源 19

101 融合, 采取集中式与分布式结合的方式进行建筑供暖 ; 在集中供暖未覆盖地区, 结合当地可再生能源资源, 大力推动太阳能 地热能 生物质锅炉等小型可再生能源供热 ; 在需要冷热双供的华东 华中地区以及传统集中供暖未覆盖的长三角 珠三角等地区, 重点采用太阳能 地热能供暖制冷技术 鼓励在条件适宜的中小城镇 民用及公共建筑上推广太阳能区域性供暖系统, 建设太阳能热水 采暖和制冷的三联供系统 到 2020 年, 在适宜区域建设大型区域供热站数量达到 200 座以上, 集热面积总量达到 400 万平方米以上 结合新农村建设, 在全国推广农村建筑太阳能热水 采暖示范项目 300 万户以上 3 推进工农业领域太阳能供热结合工业领域节能减排, 在新建工业区 ( 经济开发区 ) 建设和传统工业区改造中, 积极推进太阳能供热与常规能源融合, 推动工业用能结构的清洁化 在印染 陶瓷 食品加工 农业大棚 养殖场等用热需求大且与太阳能热利用系统供热匹配的行业, 充分利用太阳能供热作为常规能源系统的基础热源, 提供工业生产用热, 推动工业供热的梯级循环利用 结合新能源示范城市和新能源利用产业园区 绿色能源示范县 ( 区 ) 等, 建设一批工农业生产太阳能供热, 总集热面积达到 2000 万平方米 ( 六 ) 开展新能源微电网应用示范 1 建设联网型微电网示范工程 20

102 在分布式可再生能源渗透率较高或具备多能互补条件的地区建设联网型新能源微电网示范工程 通过储能技术 天然气分布式发电 智能控制和信息化技术的综合应用, 探索电力生产和消费的新型商业运营模式和新业态, 推动更加具有活力的电力市场化创新发展, 形成完善的新能源微电网技术体系和管理体制, 逐步提高可再生能源渗透率, 探索建设 100% 可再生能源多能互补微能源网 2 开展离网型微电网示范提升能源电子技术配合微电网能源管理及储能技术, 高度融合发输供用电环节, 在电网未覆盖或供电能力不足的偏远地区 海岛 边防哨所等, 充分利用丰富的可再生资源, 实现多种能源综合互补利用, 建设智能离网型新能源微电网示范工程, 替代柴油发电机组和降低供电成本, 保护生态环境, 改善地区能源结构 3 探索微电网电力交易模式结合电力体制改革的要求, 拓展新能源微电网应用空间 以新能源微电网为载体作为独立售电主体, 探索微电网内部分布式光伏直供以及微电网与本地新能源发电项目电力直接交易的模式 支持微电网就近向可再生能源电力企业直接购电, 探索实现 100% 新能源电力消费微电网 ( 七 ) 加快技术创新和产业升级 1 建立国家级光伏技术创新平台 21

103 依托国家重点实验室 国家工程中心等机构, 推动建立光伏发电的公共技术创新 产品测试 实证研究三大国家级光伏技术创新平台, 形成国际领先 面向全行业的综合性创新支撑平台 公共技术创新平台重点开展新型太阳电池 新型光伏系统及部件 光伏高渗透率并网等领域的前瞻研究和技术攻关 产品测试平台重点建设光伏产业链各环节产品和系统测试平台 实证研究平台重点开展不同地域 气候 电网条件下的光伏系统及部件实证研究, 建立国家光伏发电公共监测和评价中心 2 实施太阳能产业升级计划以推动我国太阳能产业化技术及装备升级为目标, 推进全产业链的原辅材 产品制造技术 生产工艺及生产装备国产化水平提升 光伏发电重点支持 PERC 技术 N 型单晶等高效率晶体硅电池 新型薄膜电池的产业化以及关键设备研制 ; 太阳能热发电重点突破高效率大容量高温储热 高能效太阳能聚光集热等关键技术, 研发高可靠性 全天发电的太阳能热发电系统集成技术及关键设备 3 开展前沿技术创新应用示范工程结合下游应用需求, 国家组织太阳能领域新技术示范应用工程 重点针对各类高效率低成本光伏电池 新型光伏电池 新型光伏系统及控制 / 逆变器等关键部件在不同地域 气候 电网条件下进行示范应用, 以及中高温太阳能集中供热在建筑 供暖等领 22

104 域的示范应用, 满足新能源微电网 现代农业 光伏渔业等新兴市场太阳能技术的需求, 建立产学研有机结合 技术与应用相互促进 上下游协同推进的技术创新机制 ( 八 ) 提升行业管理和产业服务水平 1 加强行业管理和质量监督建立政府制定规则 市场主体竞争的光伏电站项目资源配置方式, 禁止资源换产业和地方保护等不正当竞争行为, 杜绝倒卖项目等投机行为, 建立优胜劣汰 充分有效的市场竞争机制 加强太阳能项目质量监督管理, 完善工程建设 运行技术岗位资质管理, 建立适应市场 权责明确 措施到位 监督有力的太阳能项目建设质量监督体系, 发挥政府在质量监督中的作用 科学 公正 规范地开展太阳能项目主体工程及相关设备质量 安全运行等综合评价, 建立透明公开的质量监督管理秩序, 提高设备产品可靠性和运行安全性, 确保工程建设质量 2 提升行业信息监测和服务水平拓展太阳能行业信息监测管理范围, 应用大数据 互联网 + 等现代化信息技术, 完善太阳能资源 规划实施 年度规模 前期进展 建设运行等全生命周期信息监测体系建设, 及时向社会公开行业发展动态 通过信息化手段, 为行业数据查询和补助资金申请提供便利, 规范电价附加补助资金管理, 提高可再生能源电价附件补贴资金发放效率, 提升行业公共服务水平 23

105 3 加强行业能力建设鼓励国内科研院所 中介机构 行业组织发挥在行业人才培训 技术咨询 国际交流等方面的作用, 建立企业 消费者 政府部门之间的沟通与联系, 加强与国际知名研究机构在国际前沿 共性技术联合研发 新产品制造 技术转移 知识产权等领域的合作 加大人才和机构等能力建设的支持力度, 培养一批太阳能行业发展所急需的技术和管理人才, 鼓励大学与企业联合培养高级人才, 支持企业建立太阳能教学实习基地和博士后流动站, 鼓励大学 研究机构和企业从海外吸引高端人才 ( 九 ) 深化太阳能国际产业合作 1 拓展太阳能国际市场和产能合作在 一带一路 中巴经济走廊 孟中印缅经济走廊等重点区域加强太阳能产业国际市场规划研究, 引导重大国际项目开发建设, 巩固欧洲 北美洲和亚洲部分地区等传统太阳能产业投资市场, 重点开发东南亚 西亚 拉丁美洲 非洲等新兴市场 加强先进产能和项目开发国际化合作, 构建全产业链战略联盟, 持续提升太阳能产业国际市场竞争力, 实现太阳能产能 优进优出 2 太阳能先进技术研发和装备制造合作鼓励企业加强国际研发合作, 开展太阳能产业前沿 共性技术联合研发, 提高我国产业技术研发能力及核心竞争力, 共同促进产业技术进步 建立推动国际化的太阳能技术合作交流平台, 24

106 与相关国家政府及企业合作建设具有创新性的示范工程 推动我国太阳能设备制造 走出去 发展, 鼓励企业在境外设立技术研发机构, 实现技术和智力资源跨国流动和优化整合 3 加强太阳能产品标准和检测国际互认逐步完善国内太阳能标准体系, 积极参与太阳能行业国际标准制定, 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 依托重点项目的开发建设, 持续跟进 IEC 等太阳能标准化工作, 加强国际标准差异化研究和国际标准转化工作 参与 IECRE 体系等多边机制下的产品标准检测认证的国际互认组织工作, 掌握标准检测认证规则, 提升我国在国际认证 检测等领域的话语权 四 保障措施 ( 一 ) 完善规划引领和项目配置管理加强规划和年度建设规模对全国太阳能发展的引导作用, 各级地方政府应将太阳能利用纳入能源发展和节能减排等规划 各省级及地方能源主管部门根据国家确定的目标任务, 科学编制区域太阳能发展规划并制定年度实施计划, 做好农业 林业 土地 建筑等相关领域的衔接和政府间协调工作 全面推行竞争方式配置光伏电站项目, 形成以市场竞价为主的定价机制, 逐步减少太阳能发电价格补贴需求, 不断提高太阳能发电市场竞争力 ( 二 ) 建立太阳能产业监测评价体系 25

107 针对太阳能发展外部环境和内部因素, 合理确定各地区年度建设规模和布局方案, 并形成滚动调整机制, 实现放管结合 优化服务 按照资源情况 建设条件 实际运行 消纳市场 政策环境以及本规划各项主要任务完成情况等因素建立太阳能监测评价体系, 提出科学合理的评价方法, 评判地区太阳能发展环境, 作为太阳能产业布局的重要依据 ( 三 ) 完善太阳能发电市场机制和配套电网建设根据电力体制改革系列文件要求, 建立适应太阳能发电的电力市场机制, 确保太阳能发电优先上网和全额保障性收购 促进分布式光伏发电与电力用户开展直接交易, 电网企业作为公共平台收取过网费 将分布式光伏发展纳入城网农网改造规划, 结合分布式光伏特点进行智能电网建设升级 做好集中式大型电站和配套电网的同步规划, 落实消纳市场和送出方案 电网企业及电力调度机构应按可再生能源全额保障性收购管理规定, 保障光伏电站最低保障小时数以内的上网电量按国家核定或竞争确定的上网电价收购 ; 超过最低保障小时数的电量, 通过参与电力市场竞争实现全额利用 ( 四 ) 加强太阳能产业标准体系建设紧跟技术创新和产业升级方向, 建立健全太阳能产业标准体系和检测认证体系 加强太阳能全产业链检测技术及检测装备研发, 整合检测资源, 建设太阳能产业主要产品的公共检测平台 26

108 完善适合不同环境特点的光伏系统设计安装 电网接入 运行维护等标准, 研究制定光伏农业 光伏渔业 建筑光伏等各类光伏创新应用标准, 促进光伏与其他产业的融合多赢发展 逐步开展对太阳能热发电主要产品的认证工作, 规范太阳能热发电电站设计 采购 施工 安装和验收 ( 五 ) 创新投融资模式和金融服务鼓励金融监管机构和金融机构实施促进可再生能源等清洁能源发展的绿色信贷政策, 探索售电收益权和项目资产作为抵押的贷款机制 完善分布式光伏发电创新金融支持机制, 积极推动银行等金融机构与地方政府合作建立光伏发电项目的投融资服务平台 通过国家出资 企业投资和社会资本参与的形式, 探讨建立国家光伏产业投资基金, 为光伏产业公共技术平台建设 关键基础理论研究 核心设备国产化 一带一路 走出去等创新业务提供资金支持和降低融资成本 建立太阳能产业与金融机构之间的常态化交流机制, 促进产融协调发展 五 经济社会与环境效益 ( 一 ) 环境效益 2020 年, 太阳能年利用量达到 1.4 亿吨标准煤以上, 占非化石能源消费比重的 18% 以上, 十三五 期间新增太阳能年利用总规模折合 7500 万吨标准煤以上, 约占新增非化石能源消费比重的 30% 以上 27

109 2020 年, 全国太阳能年利用量相当于减少二氧化碳排放量约 3.7 亿吨以上, 减少二氧化硫排放量 120 万吨, 减少氮氧化物排放 90 万吨, 减少烟尘排放约 110 万吨, 环境效益显著 ( 二 ) 经济效益通过大规模发展太阳能利用产业, 有力推动地方经济发展转型 预计 十三五 时期, 太阳能产业对我国经济产值的贡献将突破万亿元 其中, 太阳能发电产业对我国经济产值的贡献将达到 6000 亿元, 平均每年拉动经济需求 1200 亿元以上, 同步带动电子工业 新材料 高端制造 互联网等产业, 太阳能热利用产业对经济产值贡献将达到 5000 亿元 ( 三 ) 社会效益太阳能利用上下游产业规模日益壮大, 带动相关产业发展的能力显著增强, 就业容量不断增加, 扶贫效果显著 预计到 2020 年, 太阳能产业可提供约 700 万个就业岗位 28

110 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 1.6 关于 2016 年度全国可再生能源电力发展监测评价的通报 ( 国能新能 号 ) 国家能源局关于 2016 年度全国可再生能源电力发展监测评价的通报 国能新能 号各省 ( 区 市 ) 发展改革委 能源局, 国家电网公司 南方电网公司 内蒙古电力公司, 各有关单位 : 为促进可再生能源开发利用, 科学评估各地区可再生能源发展状况, 确保实现国家 2020 年 2030 年非化石能源占一次能源消费比重分别达到 15% 和 20% 的战略目标, 根据 关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见 ( 国能新能 [2016]54 号 ) 和 关于做好风电 光伏发电全额保障性收购管理工作的通知 ( 发改能源 [2016]1150 号 ), 我局委托国家可再生能源中心汇总有关可再生能源电力建设和运行监测数据, 形成了 2016 年度全国可再生能源电力发展监测评价报告 ( 以下简称监测评价报告 ) 现将监测评价报告予以通报, 以此作为各地区 2017 年可再生能源开发建设和并网运行的基础数据, 请各地区和有关单位高度重视可再生能源电力发展和全额保障性收购工作, 采取有效措施推动提高可再生能源利用水平, 为完成全国非化石能源消费比重目标作出积极贡献 附件 :2016 年度全国可再生能源电力发展监测评价报告国家能源局 2017 年 4 月 10 日 107

111 一 可再生能源相关法律法规与发展规划 附件 : 2016 年度全国可再生能源电力发展监测评价报告 一 全国可再生能源电力发展总体情况到 2016 年底, 全国可再生能源发电装机容量 5.7 亿千瓦, 占全部电力装机的 34.6%, 其中水电装机 3.32 亿千瓦, 占全部电力装机的 20.2%; 风电装机 1.49 亿千瓦, 占全部电力装机的 9.0%; 光伏发电装机 7742 万千瓦, 占全部电力装机的 4.7%; 生物质发电装机 1214 万千瓦, 占全部电力装机的 0.7% 二 各省 ( 区 市 ) 可再生能源电力消纳情况 2016 年, 包含水电在内, 全部可再生能源电力消纳量为 亿千瓦时, 占全社会用电量的比重为 25.4%, 同比上升 0.9 个百分点 综合考虑各省 ( 区 市 ) 本地生产 本地利用以及外送电力消纳量情况,2016 年各省 ( 区 市 ) 可再生能源电力消纳量占本地区全社会用电量的比重如下 : 表 年各省 ( 区 市 ) 可再生能源电力消纳情况可再生能源电力消纳量 ( 亿可再生能源电力消纳省 ( 区 市 ) 同比增加百分点千瓦时 ) 比重北京 % 2.0 天津 % 1.5 河北 % 2.1 山西 % 3.3 内蒙古 % 2.5 辽宁 % 2.8 吉林 % 4.7 黑龙江 % 2.0 上海 % 2.8 江苏 % 1.1 浙江 % 1.4 安徽 % 2.7 福建 % 8.6 江西 % 2.8 山东 % 0.8 河南 % 1.3 湖北 % 1.4 湖南 % 3.3 广东 % 0.8 广西 %

112 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 省 ( 区 市 ) 可再生能源电力消纳量 ( 亿千瓦时 ) 可再生能源电力消纳比重 同比增加百分点 海南 % 2.5 重庆 % -0.7 四川 % 4.0 贵州 % 2.9 云南 % 0.5 西藏 % 0.5 陕西 % -3.3 甘肃 % 0.5 青海 % -7.6 宁夏 % 5.5 新疆 % 0.3 全国 % 0.9 三 各省 ( 区 市 ) 非水电可再生能源电力消纳情况 2016 年, 全国非水电可再生能源电力消纳量为 3717 亿千瓦时, 占全社会用电量比重为 6.3%, 同比上升 1.3 个百分点 综合考虑各省 ( 区 市 ) 本地生产 本地利用以及外送电力消纳可再生能源电量情况,2016 年, 各省 ( 区 市 ) 非水电可再生能源电力消纳量占本地区全社会用电量的比重如表 2 从非水电可再生能源消纳比重增长来看, 云南 宁夏 青海三省同比增长较快, 分别上升了 和 4.8 个百分点 从完成 2020 年非水电可再生能源电力消纳比重目标情况来看, 青海 宁夏 云南 内蒙古 吉林和山西非水电可再生能源消纳比重已达到 2020 年目标, 贵州 甘肃 黑龙江 安徽 京津冀和江西接近实现目标, 陕西 海南 广东 辽宁和山东实现 2020 年目标还有较大差距 省 ( 区 市 ) 表 年各省 ( 区 市 ) 非水电可再生能源电力消纳情况 非水电可再生能源电力消纳量 ( 亿千瓦时 ) 非水电可再生能源电力消纳比重 同比增加百分点 2020 年非水电可再生能源电力消纳比重目标 实现 2020 年目标进展情况 青海 % % +8.3 宁夏 % % +6.1 云南 % % +2.5 内蒙古 % % +2.3 吉林 % % +0.7 山西 % %

113 一 可再生能源相关法律法规与发展规划 省 ( 区 市 ) 非水电可再生能源电力消纳量 ( 亿千瓦时 ) 非水电可再生能源电力消纳比重 同比增加百分点 2020 年非水电可再生能源电力消纳比重目标 实现 2020 年目标进展情况 贵州 % 2.6 5% -0.4 甘肃 % % -0.5 黑龙江 % % -0.6 安徽 % 2.2 7% -0.9 河北 % % -1.0 北京 % % -1.0 天津 % % -1.0 江西 % 1.6 5% -1.2 新疆 % % -1.9 湖北 % 1.0 7% -2.3 河南 % 2.1 7% -2.6 四川 % 0.9 5% -2.7 江苏 % 0.9 7% -2.8 西藏 % % -2.9 湖南 % 1.3 7% -2.9 上海 % 0.4 5% -3.0 福建 % 0.3 7% -3.3 重庆 % 0.2 5% -3.4 浙江 % 1.2 7% -3.4 广西 % 0.3 5% -3.7 山东 % % -4.4 辽宁 % % -4.4 广东 % 0.1 7% -5.1 海南 % % -5.5 陕西 % % -6.2 全国 % 1.3 9% -2.7 注 : 京津冀 河南 江苏 浙江 山东 辽宁 陕西具备条件接纳超额完成 2020 年目标地区的 非水电可再生能源电力, 现有跨省跨区输电通道未充分发挥输送非水电可再生能源电力的作用 四 风电 光伏发电保障性收购落实情况 2016 年, 国家发展改革委 国家能源局按照 可再生能源法 要求, 核定了重点地区风电和光伏发电最低保障收购年利用小时数, 提出全额保障性收购相关要求 2016 年, 辽宁 河北和山西达到风电最低保障收购年利用小时数要求, 内蒙古 新疆 甘肃 宁夏 黑龙江和吉林六省 ( 区 ) 未达到要求, 其中, 甘肃全省 新疆 III 110

114 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 类资源区 吉林 III 类资源区实际利用小时数与最低保障收购年利用小时数偏差超过 480 小时 2016 年, 山西和黑龙江达到光伏发电最低保障收购年利用小时数要求, 内蒙古 I 类资源区 新疆 甘肃 青海 I 类资源区 宁夏 陕西 吉林 辽宁和河北等地区未达到要求, 其中, 新疆和甘肃实际利用小时数与最低保障收购年利用小时数偏差超过 350 小时 表 年风电重点地区最低保障收购年利用小时数落实情况 保障性收 实际利 偏差情况 省 ( 区 ) 资源区地区购利用小用小时小时时数数数 百分比 内蒙古 Ⅰ 类除赤峰市 通辽市 兴安盟 呼伦贝尔市以外其他地区 % Ⅱ 类赤峰市 通辽市 兴安盟 呼伦贝尔市 % Ⅰ 类 乌鲁木齐市 伊犁哈萨克族自治州 克拉玛依市 石河 % 新疆 子市除乌鲁木齐市 伊犁哈萨克 Ⅲ 类 族自治州 克拉玛依市 石河子市以外其他地区 % Ⅱ 类 嘉峪关市 酒泉市 % 甘肃除嘉峪关市 酒泉市以外其 Ⅲ 类他地区 % 宁夏 Ⅲ 类 宁夏 % 鸡西市 双鸭山市 七台河 黑龙江 Ⅲ 类市 绥化市 伊春市, 大兴 % 安岭地区 Ⅳ 类 黑龙江省其他地区 % 吉林 Ⅲ 类白城市 松原市 % Ⅳ 类吉林省其他地区 % 辽宁 Ⅳ 类辽宁 河北 Ⅱ 类张家口市 山西 Ⅳ 类忻州市 朔州市 大同市

115 一 可再生能源相关法律法规与发展规划 表 年光伏发电重点地区最低保障收购年利用小时数落实情况 省 ( 区 ) 资源区 地区 保障性收偏差情况实际利用购利用小小时数小时数百分比时数 除赤峰 通辽 兴安 Ⅰ 类 盟 呼伦贝尔以外地 % 内蒙古 区 Ⅱ 类 赤峰 通辽 兴安盟 呼伦贝尔 哈密 塔城 阿勒泰 Ⅰ 类新疆克拉玛依 % Ⅱ 类 除 Ⅰ 类外其他地区 % 嘉峪关 武威 张掖 Ⅰ 类甘肃酒泉 敦煌 金昌 % Ⅱ 类 除 Ⅰ 类外其他地区 % 青海 Ⅰ 类海西 % Ⅱ 类除 Ⅰ 类外其他地区 宁夏 Ⅰ 类 宁夏 % 陕西 Ⅱ 类 榆林 延安 % 黑龙江 Ⅱ 类 黑龙江 吉林 Ⅱ 类 吉林 % 辽宁 Ⅱ 类 辽宁 % 河北 Ⅱ 类 承德 张家口 唐山 秦皇岛 % 山西 Ⅱ 类 大同 朔州 忻州 五 特高压线路输送可再生能源情况 2016 年,11 条特高压线路输送电量 2334 亿千瓦时, 其中输送可再生能源电量 1725 亿千瓦时, 占全部输送电量的 74% 国家电网公司覆盖区的 9 条特高压线路输送电量 1808 亿千瓦时, 其中可再生能源电量 1198 亿千瓦时, 占全部输送电量的 66%; 南方电网公司覆盖区的 2 条特高压线路输送电量 526 亿千瓦时, 全部为可再生能源电量 序号 线路名称 表 年特高压线路输送电量情况 年输送电量 ( 亿千瓦时 ) 其中可再生能源电量 ( 亿千瓦时 ) 112 可再生能源电量在全部输送电量占比 1 长南线 % 2 锡盟 - 山东 皖电东送 浙福线 复奉直流 %

116 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 6 锦苏直流 % 7 宾金直流 % 8 天中直流 % 9 灵绍直流 % 10 楚穗直流 % 11 普侨直流 % 全国 % 注 :1-9 项数据为国家电网公司报送,10-11 项数据为南方电网公司报送 六 国家清洁能源 ( 新能源 ) 示范省 ( 区 ) 情况浙江 2016 年, 全部可再生能源电力消纳量稳步提高, 达到 772 亿千瓦时, 占本省全社会用电量的比重为 19.9%, 同比上升 1.4 个百分点 ; 非水电可再生能源电力消纳量为 138 亿千瓦时, 占本省全社会用电量的比重为 3.6%, 同比上升 1.2 个百分点 四川 2016 年, 全部可再生能源电力消纳量增幅较大, 达到 1745 亿千瓦时, 占本省全社会用电量的比重为 83.1%, 同比上升 4.0 个百分点 ; 非水电可再生能源电力消纳量为 48 亿千瓦时, 占本省全社会用电量的比重为 2.3%, 同比上升 0.9 个百分点 宁夏 2016 年, 全部可再生能源电力消纳量大幅提高, 达到 187 亿千瓦时, 占本省全社会用电量的比重为 21.1%, 同比上升 5.5 个百分点 ; 非水电可再生能源电力消纳量为 169 亿千瓦时, 占本省全社会用电量的比重为 19.1%, 同比上升 5.7 个百分点 风电和光伏发电均未达到最低保障收购年利用小时数要求, 偏差分别为 297 小时和 231 小时 甘肃 2016 年, 全部可再生能源电力消纳量为 457 亿千瓦时, 占本省全社会用电量的比重为 42.9%, 同比上升 0.5 个百分点 ; 非水电可再生能源电力消纳量为 133 亿千瓦时, 占本省全社会用电量的比重约为 12.5%, 同比上升 1.1 个百分点 风电和光伏发电均未达到最低保障收购年利用小时数要求且偏差较大, 风电 II 类和 III 类资源区偏差分别为 755 小时和 621 小时, 光伏发电 I 类和 II 类资源区偏差分别为 505 小时和 359 小时 附件 : 可再生能源电力发展监测指标核算方法 113

117 一 可再生能源相关法律法规与发展规划 附件 : 可再生能源电力发展监测指标核算方法 1 各省( 区 市 ) 内消纳可再生能源电量, 包括本地区可再生能源发电量 ( 不含抽水蓄能电量 ), 加上区域外输入的可再生能源电量, 再扣除跨区送出的可再生能源电量 省 ( 区 市 ) 内消纳可再生能源电量 = 本地区可再生能源发电量 跨区送出的可再生能源电量 + 跨区送入的可再生能源电量 2 各省( 区 市 ) 可再生能源电量消纳占比, 等于各省 ( 区 市 ) 可再生能源消纳量除以本地区全社会用电量 3 各省( 区 市 ) 的全社会用电量及可再生能源发电量, 采用国家统计局和国家认可的电力行业信息机构发布的统计数据 4 跨区跨省交易的可再生能源电量, 采用国家电网公司 南方电网公司及内蒙古电力公司提供的数据, 部分线路考虑线损 5 跨省跨区可再生能源电力交易, 存在 省送省 省送区域 两种情况 针对 省送区域 情况, 如华东 华中接受外省输入的可再生能源电量时, 按该区域内各省全社会用电量占本区域电网内全社会用电量的比重, 计算各省输入的可再生能源电量 即 : i 省 ( 区 市 ) 内输入电量 = 可再生能源输入电量,n 表示区域电网内包含的各省 ( 区 市 ) 6 京津冀电网( 北京 天津 冀北 河北南网 ) 是特殊区域, 接入的集中式非水电可再生能源发电项目和区外输入的非水电可再生能源电量, 按全社会用电量权重计入比重指标核算, 各自区域内接入的分布式非水电可再生能源发电量计入各自区域的比重指标核算 年云南 山东相关统计口径与 2015 年不同 114

118 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 115

119 二 光伏发电项目产业扶持与建设管理政策 二 光伏发电项目产业扶持与建设管理政策 2.1 关于促进光伏产业健康发展的若干意见 ( 国发 号 ) 国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见 国发 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 116

120 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 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 年, 年均新增光伏发电装机容量 1000 万千瓦左右, 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 117

121 二 光伏发电项目产业扶持与建设管理政策 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伏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 118

122 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 建设的衔接和协调 加强光伏发电规划和年度实施指导 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 119

123 二 光伏发电项目产业扶持与建设管理政策 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, 可不占用土地年度计划指标 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 120

124 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 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 121

125 二 光伏发电项目产业扶持与建设管理政策 2.2 关于印发 光伏电站项目管理暂行办法 的通知 ( 国能新能 号 ) 国家能源局关于印发 光伏电站项目管理暂行办法 的通知 国能新能 号各省 ( 区 市 ) 发展改革委 ( 能源局 ) 新疆生产建设兵团发展改革委 国家电网公司 南方电网公司 华能集团公司 大唐集团公司 华电集团公司 国电集团公司 中电投集团公司 神华集团公司 中广核集团公司 中节能集团公司 水电水利规划设计总院 : 为规范光伏电站项目管理, 促进光伏发电产业有序健康发展, 现将 光伏电站项目管理暂行办法 印送你们, 请遵照执行 附件 : 光伏电站项目管理暂行办法国家能源局 2013 年 8 月 29 日 122

126 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 附件 : 光伏电站项目管理暂行办法 第一章总则第一条为规范光伏电站项目管理, 保障光伏电站和电力系统安全可靠运行, 促进光伏发电产业持续健康发展, 根据 中华人民共和国可再生能源法 中华人民共和国电力法 中华人民共和国行政许可法 电力监管条例 和 国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见, 制定本办法 第二条本办法适用于作为公共电源建设及运行管理的光伏电站项目 第三条光伏电站项目管理包括规划指导和规模管理 项目备案管理 电网接入与运行 产业监测与市场监督等环节的行政管理 技术质量管理和安全监管 第四条国务院能源主管部门负责全国光伏电站项目建设和运行的监督管理工作 省级能源主管部门在国务院能源主管部门指导下, 负责本地区光伏电站项目建设和运行的监督管理工作 委托国家太阳能发电技术归口管理单位承担光伏电站建设和运行技术管理工作 第二章规划指导和规模管理第五条国务院能源主管部门负责编制全国太阳能发电发展规划 根据国家能源发展规划 可再生能源发展规划, 在论证各地区太阳能资源 光伏电站技术经济性 电力需求 电网条件的基础上, 确定全国光伏电站建设规模 布局和各省 ( 区 市 ) 年度开发规模 第六条省级能源主管部门根据全国太阳能发电发展规划, 以及国务院能源主管部门下达的本地区年度指导性规模指标和开发布局意见, 按照 统筹规划 合理布局 就近接入 当地消纳 的原则, 编制本地区光伏电站建设年度实施方案建议 第七条各省 ( 区 市 ) 光伏电站建设年度实施方案建议包括建设规模 项目布局 电网接入 电力消纳评价和建设计划等内容 各省 ( 区 市 ) 应在每年 12 月末总结本地区光伏电站建成投产及运行情况的基础上, 向国务院能源主管部门报送第二年度的光伏电站建设实施方案建议 第八条国务院能源主管部门根据全国太阳能发电发展规划, 结合各地区报送的光伏电站建设和运行情况 年度实施方案建议, 确认需要国家资金补贴的光伏电站的年度实施方案, 下达各省 ( 区 市 ) 光伏电站建设年度实施方案 第九条各地区按照国务院能源主管部门下达的年度指导性规模指标, 扣除上年度已办理手续但未投产结转项目的规模后, 作为本地区本年度新增备案项目的规模上限 第十条各地区年度实施方案的完成情况 : 作为国务院能源主管部门确定下一年度该地区年度指导性规模的重要依据 对已发生明显弃光限电问题且未及时解决的地区, 123

127 二 光伏发电项目产业扶持与建设管理政策 停止下达该地区年度新增指导性规模指标及年度实施方案 对建设实施情况差的地区, 相应核减下年度该地区指导性规模指标 第三章项目备案管理第十一条光伏电站项目建设前应做好规划选址 资源测评 建设条件论证 市场需求分析等项目开工前的各项准备工作 第十二条光伏电站项目开展太阳能资源测评, 应收集项目场址或具有场址代表性的连续一年以上实测太阳能辐射数据和有关太阳能资源评估成果 第十三条项目单位应重点落实光伏电站项目的电力送出条件和消纳市场, 按照 就近接入 当地消纳 的原则开展项目电力消纳分析, 避免出现不经济的光伏电站电力远距离输送和弃光限电 第十四条省级能源主管部门依据国务院投资项目管理规定对光伏电站项目实行备案管理 备案项目应符合国家太阳能发电发展规划和国务院能源主管部门下达的本地区年度指导性规模指标和年度实施方案, 已落实接入电网条件 第十五条光伏电站完成项目备案后, 应抓紧落实各项建设条件, 在办理法律法规要求的其他相关建设手续后及时开工建设, 并与电网企业做好配套电力送出工程的衔接 第十六条国务院有关部门对符合条件的备案项目纳入可再生能源资金补贴目录 未纳入补贴目录的光伏电站项目不得享受国家可再生能源发展基金补贴 第十七条为促进光伏发电技术进步和成本下降, 提高国家补贴资金使用效益, 国务院能源主管部门根据需要适时组织地方采取招标等竞争性方式选择项目投资企业, 并确定项目的国家补贴额度 以招标等竞争性方式组织建设的光伏电站项目规模不计入本地区年度指导性规模指标 第四章电网接入与运行第十八条光伏电站配套电力送出工程应与光伏电站建设协调进行 光伏电站项目单位负责投资建设项目场址内集电线路和升压站工程, 电网企业负责投资建设项目场址外配套电力送出工程 各省级能源主管部门负责做好协调工作 第十九条电网企业应根据全国太阳能发电发展规划 各地区光伏电站建设规划和年度实施方案, 统筹开展光伏电站配套电网规划和建设, 根据需要采用智能电网等先进技术, 提高电网接纳光伏发电的能力 第二十条光伏电站项目接网意见由省级电网企业出具, 分散接入低压电网且规模小于 6 兆瓦的光伏电站项目的接网意见由地市级或县级电网企业出具 第二十一条电网企业应按照积极服务 简捷高效的原则, 建立和完善光伏电站项目接网审核和服务程序 项目单位提出接入系统设计报告评审申请后, 电网企业原则上应在 60 个工作日内出具审核意见, 或对于不具备接入条件的项目说明原因 电网企业应提高光伏电站配套电网工程相关工作的效率, 做到配套电力送出工程与光伏电站项目同步建设, 同时投运 124

128 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 第二十二条光伏电站项目应符合国家有关光伏电站接入电网的技术标准, 涉网设备必须通过检测论证 经国家认可的检测认证机构检测合格的设备, 电网企业不得要求进行重复检测 第二十三条电网企业应按国家有关技术标准和管理规定, 在项目单位提交并网调试申请后 45 个工作日内, 配合开展光伏电站涉网设备和电力送出工程的并网调试 竣工验收, 与项目单位签订并网调度协议和购售电合同 双方签订的并网调度协议和购售电合同必须符合 可再生能源法 关于全额保障性收购的规定 第二十四条电网企业应采取系统性技术措施, 完善光伏电站并网运行的调度技术体系, 按照法律规定和有关管理规定保障光伏电站安全高效并网运行, 全额保障性收购光伏电站的发电量 第二十五条光伏电站项目应按照有关规范要求, 认真做好光伏电站并网安全工作, 会同电网企业积极整改项目运行中出现的安全问题, 保证光伏电站安全和电力系统可靠运行 第五章产业检测与市场监督第二十六条国务院能源主管部门按照建设项目工程质量有关要求, 加强光伏电站建设质量监督管理及运行监管, 将建设和运行的实际情况作为制定产业政策, 调整各地区年度建设规模和布局的依据 根据产业发展状况和需求, 及时完善行业规范和标准体系 第二十七条项目主题工程和配套电力送出工程完工后, 项目单位应及时组织项目竣工验收, 并将竣工验收报告报送省级能源主管部门, 抄送国家太阳能发电技术归口管理单位 第二十八条国务院能源主管部门适时组织有资质的咨询机构, 根据相关技术规定对通过竣工验收并投产运行 1 年以上的重点项目的建设和运行情况进行后评价, 作为完善行业规范和标准的重要依据 项目单位应按照评价报告对项目设施和运行管理进行必要的改进 第二十九条各省级能源主管部门应规范本地区光伏电站开发市场秩序管理, 严格控制开展前期工作项目规模, 保持本地区光伏电站有序发展 第三十条国务院能源主管部门负责加强对光伏电站运行监管 ; 项目单位应加强光伏电站运行维护管理, 积极配合电网企业的并网运行调度管理 ; 电网企业应加强优化调度, 保障光伏电站安全高效运行和发电量全额保障性收购 第三十一条国务院能源主管部门依托国家太阳能发电技术归口管理部门建立可再生能源项目信息系统, 对各地区光伏电站项目建设 运行情况进行监测 项目单位应按照有关要求, 建立光伏电站运行管理信息系统, 并向国家太阳能发电技术归口管理单位报送相关信息 125

129 二 光伏发电项目产业扶持与建设管理政策 第三十二条光伏电站建设 调试和运行过程中, 如发生人员伤亡 重大设备损坏及事故, 项目单位应按规定及时向所在地能源监管部门和安全生产监督管理部门报告 ; 如发现关键设备批量质量问题, 项目单位应在第一时间内向项目所在地能源主管部门报告, 地方能源主管部门视情况上报国务院能源主管部门 第六章违规责任第三十三条项目单位不得自行变更光伏电站项目备案文件的重要事项, 包括项目投资主体 项目场址 建设规模等主要边界条件 第三十四条电网企业未按全额保障性收购的法律规定和有关管理规定完成收购光伏电站发电量, 国家能源管理部门和监管机构责令电网企业限期纠正 按照 可再生能源法 第二十九条规定电网企业应承担赔偿责任 第七章附则第三十五条本办法由国家能源局负责解释 第三十六条本办法自发布之日起实施 126

130 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 2.3 关于印发 分布式光伏发电项目管理暂行办法 的通知 ( 国能新能 号 ) 国家能源局关于印发 分布式光伏发电项目管理暂行办法 的通知国能新能 号 各省 ( 自治区 直辖市 ) 发展改革委 ( 能源局 ) 计划单列市发展改革委 新疆生产建设 兵团发展改革委, 国家电网公司 南方电网公司, 水电水利规划设计总院 : 为推进分布式光伏发电应用, 规范分布式光伏发电项目管理, 现将 分布式光伏发 电项目管理暂行办法 印送你们, 请遵照执行 附 : 分布式光伏发电项目管理暂行办法 国家能源局 2013 年 11 月 18 日 127

131 二 光伏发电项目产业扶持与建设管理政策 附件 : 分布式光伏发电项目管理暂行办法 第一章总则第一条为规范分布式光伏发电项目建设管理, 推进分布式光伏发电应用, 根据 中华人民共和国可再生能源法 中华人民共和国电力法 中华人民共和国行政许可法, 以及 国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见, 制定本办法 第二条分布式光伏发电是指在用户所在场地或附近建设运行, 以用户侧自发自用为主 多余电量上网且在配电网系统平衡调节为特征的光伏发电设施 第三条鼓励各类电力用户 投资企业 专业化合同能源服务公司 个人等作为项目单位, 投资建设和经营分布式光伏发电项目 第四条国务院能源主管部门负责全国分布式光伏发电规划指导和监督管理 ; 地方能源主管部门在国务院能源主管部门指导下, 负责本地区分布式光伏发电规划 建设的监督管理 ; 国家能源局派出机构负责对本地区分布式光伏发电规划和政策执行 并网运行 市场公平及运行安全进行监管 第五条分布式光伏发电实行 自发自用 余电上网 就近消纳 电网调节 的运营模式 电网企业采用先进技术优化电网运行管理, 为分布式光伏发电运行提供系统支撑, 保障电力用户安全用电 鼓励项目投资经营主体与同一供电区内的电力用户在电网企业配合下以多种方式实现分布式光伏发电就近消纳 第二章规模管理第六条国务院能源主管部门依据全国太阳能发电相关规划 各地区分布式光伏发电发展需求和建设条件, 对需要国家资金补贴的项目实行总量平衡和年度指导规模管理 不需要国家资金补贴的项目不纳入年度指导规模管理范围 第七条省级能源主管部门根据本地区分布式光伏发电发展情况, 提出下一年度需要国家资金补贴的项目规模申请 国务院能源主管部门结合各地项目资源 实际应用以及可再生能源电价附加征收情况, 统筹协调平衡后, 下达各地区年度指导规模, 在年度中期可视各地区实施情况进行微调 第八条国务院能源主管部门下达的分布式光伏发电年度指导规模, 在该年度内未使用的规模指标自动失效 当年规模指标与实际需求差距较大的, 地方能源主管部门可适时提出调整申请 第九条鼓励各级地方政府通过市场竞争方式降低分布式光伏发电的补贴标准 优先支持申请低于国家补贴标准的分布式光伏发电项目建设 第三章项目备案 128

132 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 第十条省级及以下能源主管部门依据国务院投资项目管理规定和国务院能源主管部门下达的本地区分布式光伏发电的年度指导规模指标, 对分布式光伏发电项目实行备案管理 具体备案办法由省级人民政府制定 第十一条项目备案工作应根据分布式光伏发电项目特点尽可能简化程序, 免除发电业务许可 规划选址 土地预审 水土保持 环境影响评价 节能评估及社会风险评估等支持性文件 第十二条对个人利用自有住宅及在住宅区域内建设的分布式光伏发电项目, 由当地电网企业直接登记并集中向当地能源主管部门备案 不需要国家资金补贴的项目由省级能源主管部门自行管理 第十三条各级管理部门和项目单位不得自行变更项目备案文件的主要事项, 包括投资主体 建设地点 项目规模 运营模式等 确需变更时, 由备案部门按程序办理 第十四条在年度指导规模指标范围内的分布式光伏发电项目, 自备案之日起两年内未建成投产的, 在年度指导规模中取消, 并同时取消享受国家资金补贴的资格 第十五条鼓励地市级或县级政府结合当地实际, 建立与电网接入申请 并网调试和验收 电费结算和补贴发放等相结合的分布式光伏发电项目备案 竣工验收等一站式服务体系, 简化办理流程, 提高管理效率 第四章建设条件第十六条分布式光伏发电项目所依托的建筑物及设施应具有合法性, 项目单位与项目所依托的建筑物 场地及设施所有人非同一主体时, 项目单位应与所有人签订建筑物 场地及设施的使用或租用协议, 视经营方式与电力用户签订合同能源服务协议 第十七条分布式光伏发电项目的设计和安装应符合有关管理规定 设备标准 建筑工程规范和安全规范等要求 承担项目设计 咨询 安装和监理的单位, 应具有国家规定的相应资质 第十八条分布式光伏发电项目采用的光伏电池组件 逆变器等设备应通过符合国家规定的认证认可机构的检测认证, 符合相关接入电网的技术要求 第五章电网接入和运行第十九条电网企业收到项目单位并网接入申请后, 应在 20 个工作日内出具并网接入意见, 对于集中多点接入的分布式光伏发电项目可延长到 30 个工作日 第二十条以 35 千伏及以下电压等级接入电网的分布式光伏发电项目, 由地市级或县级电网企业按照简化程序办理相关并网手续, 并提供并网咨询 电能表安装 并网调试及验收等服务 第二十一条以 35 千伏以上电压等级接入电网且所发电力在并网点范围内使用的分布式光伏发电项目, 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 129

133 二 光伏发电项目产业扶持与建设管理政策 第二十二条接入公共电网的分布式光伏发电项目, 接入系统工程以及因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, 用户侧的配套工程由项目单位投资建设 因项目接入电网引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设 第二十三条电网企业应采用先进运行控制技术, 提高配电网智能化水平, 为接纳分布式光伏发电创造条件 在分布式光伏发电安装规模较大 占电网负荷比重较高的供电区, 电网企业应根据发展需要建设分布式光伏发电并网运行监测 功率预测和优化运行相结合的综合技术体系, 实现分布式光伏发电高效利用和系统安全运行 第六章计量与结算第二十四条分布式光伏发电项目本体工程建成后, 向电网企业提出并网调试和验收申请 电网企业指导和配合项目单位开展并网运行调试和验收 电网企业应根据国家有关标准制定分布式光伏发电电网接入和并网运行验收办法 第二十五条电网企业负责对分布式光伏发电项目的全部发电量 上网电量分别计量, 免费提供并安装电能计量表, 不向项目单位收取系统备用容量费 电网企业在有关并网接入和运行等所有环节提供的服务均不向项目单位收取费用 第二十六条享受电量补贴政策的分布式光伏发电项目, 由电网企业负责向项目单位按月转付国家补贴资金, 按月结算余电上网电量电费 第二十七条在经济开发区等相对独立的供电区统一组织建设的分布式光伏发电项目, 余电上网部分可向该供电区内其他电力用户直接售电 第七章产业信息监测第二十八条组织地市级或县级能源主管部门按月汇总项目备案信息 省级能源主管部门按季分类汇总备案信息后报送国务院能源主管部门 第二十九条各省级能源主管部门负责本地区分布式光伏发电项目建设和运行信息统计, 并分别于每年 7 月 次年 1 月向国务院能源主管部门报送上半年和上一年度的统计信息, 同时抄送国家能源局及其派出监管机构 国家可再生能源信息中心 第三十条电网企业负责建设本级电网覆盖范围内分布式光伏发电的运行监测体系, 配合本级能源主管部门向所在地的能源管理部门按季报送项目建设运行信息, 包括项目建设 发电量 上网电量 电费和补贴发放与结算等信息 第三十一条国务院能源主管部门委托国家可再生能源信息中心开展分布式光伏发电行业信息管理, 组织研究制定工程设计 安装 验收等环节的标准规范, 统计全国分布式光伏发电项目建设运行信息, 分析评价行业发展现状和趋势, 及时提出相关政策建议 经国务院能源主管部门批准, 适时发布相关产业信息 第八章违规责任第三十二条电网企业未按照规定收购分布式光伏发电项目余电上网电量, 造成项目单位损失的, 应当按照 中华人民共和国可再生能源法 的规定承担经济赔偿责任 130

134 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 第九章附则第三十三条本办法由国家能源局负责解释, 自发布之日起施行 附表 1: 分布式光伏发电项目备案汇总表附表 2:1 兆瓦以上分布式光伏发电项目信息表 131

135 二 光伏发电项目产业扶持与建设管理政策 附表 1: 年度 省 ( 区 市 ) 第 季度分布式光伏发电项目备案汇总表 编号 总计 章 : 地级市 ( 区 ) 项目 个数 备案规模 ( 万千瓦 ) 实际装机 规模 ( 万千瓦 ) 实际 发电量 ( 万千瓦时 ) 总投资 ( 万元 ) 预计年补 助资金 ( 万元 ) 注 : 本表由省级能源主管部门按照各市 ( 盟 / 州 / 地区 ) 县 ( 县级市 / 旗 / 区 ) 分布式光 伏发电项目总体规模进行汇总 备注 联系人 / 联系方式 : 132

136 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 附表 2: 年度 省 ( 区 市 )1 兆瓦以上分布式光伏发电项目汇总表 章 : 编号 (1) 项目 名称 (2) 项目建设地点 (3) 项目容量 (MW ) (4) 项目 公司 (5) 建设 方式 (6) 光伏电力用户 (7) 光伏电力消纳方式 (8) 并网电压等级 (kv) (9) 年平均发电量 ( 万 kwh) (10) 项目投资 ( 万元 ) (11) 光伏电力用户侧电价 ( 元 /kwh) (12) 预计年补助资金 ( 万元 ) (13) 自发自用比例 (%) (14) 备注 总计注 : 本表由省级能源主管部门填写 (1) 应包括投资人 建设场址和建设容量等主要内容 ;(2) 应按省 ( 自治区 / 直辖市 ) 市( 盟 / 州 / 地区 ) 县( 县级市 / 旗 / 区 ) 使用全称 ;(3) 应保留两位小数 ;(4) 应填写在工商主管部门注册的全称 ;(5) 应填写分布式光伏项目的建设方式, 包括屋顶 南立面 BIPV BAPV 厂房空地等;(6) 应填写分布式光伏电力负荷用户在工商主管部门注册的全称 ;(7) 应根据分布式光伏项目用户侧特点填写 自发自用 或 合同能源管理 ;(8) 应填写产权分界点的并网电压等级 ;(9) 应填写运行期年平均发电量 ;(10) 应填写概算或施工阶段投资总额 ;(11) 应填写光伏电力负荷用户的用户侧销售电价 ;(12) 应根据当地脱硫燃煤标杆电价 项目用户侧电价和自发自用比例等参数, 按相关主管部门政策估算项目预计年补助金额, 保留 2 位小数 联系人 / 联系方式 : 133

137 二 光伏发电项目产业扶持与建设管理政策 2.4 关于进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知 ( 国能新能 号 ) 国家能源局关于进一步落实分布式光伏发电 有关政策的通知国能新能 号 各省 ( 区 市 ) 发展改革委 ( 能源局 ) 新疆生产建设兵团发展改革委, 各派出机构, 国家电网公司 南方电网公司 内蒙古电力 ( 集团 ) 有限公司, 华能集团 大唐集团 华电集团 国电集团 中国电力投资集团 神华集团公司 国家开发投资公司 中国节能环保集团公司 中国广核集团公司, 水电水利规划设计总院 电力规划设计总院 : 国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见 ( 国发 号 ) 发布以来, 各地区积极制定配套政策和实施方案, 有力推动了分布式光伏发电在众多领域的多种方式利用, 呈现出良好发展态势 但是各地区还存在不同程度的政策尚未完全落实 配套措施缺失 工作机制不健全等问题 为破解分布式光伏发电应用的关键制约, 大力推进光伏发电多元化发展, 加快扩大光伏发电市场规模, 现就进一步落实分布式光伏发电有关政策通知如下 : 一 高度重视发展分布式光伏发电的意义 光伏发电是我国重要的战略性新兴产业, 大力推进光伏发电应用对优化能源结构 保障能源安全 改善生态环境 转变城乡用能方式具有重大战略意义 分布式光伏发电应用范围广, 在城乡建筑 工业 农业 交通 公共设施等领域都有广阔应用前景, 既是推动能源生产和消费革命的重要力量, 也是促进稳增长调结构促改革惠民生的重要举措 各地区要高度重视发展分布式光伏发电的重大战略意义, 主动作为, 创新机制, 全方位推动分布式光伏发电应用 二 加强分布式光伏发电应用规划工作 各地区要将光伏发电纳入能源开发利用和城镇建设等相关规划, 省级能源主管部门要组织工业企业集中的市县及各类开发区, 系统开展建筑屋顶及其他场地光伏发电应用的资源调查工作, 综合考虑屋顶面积 用电负荷等条件, 编制分布式光伏发电应用规划, 结合建设条件提出年度计划 各新能源示范城市 绿色能源示范县 新能源应用示范区 分布式光伏发电应用示范区要制定分布式光伏发电应用规划, 并按年度落实重点建设项目 优先保障各类示范区和其它规划明确且建设条件落实的项目的年度规模指标 三 鼓励开展多种形式的分布式光伏发电应用 充分利用具备条件的建筑屋顶 ( 含附属空闲场地 ) 资源, 鼓励屋顶面积大 用电负荷大 电网供电价格高的开发区和大型工商企业率先开展光伏发电应用 鼓励各级地方政府在国家补贴基础上制定配套财政补贴政策, 并且对公共机构 保障性住房和农村适当加大支持力度 鼓励在火车站 ( 含高铁站 ) 134

138 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 高速公路服务区 飞机场航站楼 大型综合交通枢纽建筑 大型体育场馆和停车场等公共设施系统推广光伏发电, 在相关建筑等设施的规划和设计中将光伏发电应用作为重要元素, 鼓励大型企业集团对下属企业统一组织建设分布式光伏发电工程 因地制宜利用废弃土地 荒山荒坡 农业大棚 滩涂 鱼塘 湖泊等建设就地消纳的分布式光伏电站 鼓励分布式光伏发电与农户扶贫 新农村建设 农业设施相结合, 促进农村居民生活改善和农业农村发展 对各类自发自用为主的分布式光伏发电项目, 在受到建设规模指标限制时, 省级能源主管部门应及时调剂解决或向国家能源局申请追加规模指标 四 加强对建筑屋顶资源使用的统筹协调 鼓励地方政府建立光伏发电应用协调工作机制, 引导建筑业主单位 ( 含使用单位 ) 自建或与专业化企业合作建设屋顶光伏发电工程, 主动协调电网接入 项目备案 建筑管理等工作 对屋顶面积达到一定规模且适宜光伏发电应用的新建和改扩建建筑物, 应要求同步安装光伏发电设施或预留安装条件 政府投资或财政补助的公共建筑 保障性住房 新城镇和新农村建设, 应优先考虑光伏发电应用 地方政府可根据本地实际, 通过制定示范合同文本等方式, 引导区域内企业建立规范的光伏发电合同能源管理服务模式 地方政府可将建筑光伏发电应用纳入节能减排考核及奖惩制度, 消纳分布式光伏发电量的单位可按折算的节能量参与相关交易 鼓励分布式光伏发电项目根据 温室气体自愿减排交易管理暂行办法 参与国内自愿碳减排交易 五 完善分布式光伏发电工程标准和质量管理 加强光伏产品 光伏发电工程和建筑安装光伏发电设施的安全性评价和管理工作, 对载荷校核 安装方式 抗风 防震 消防 避雷等要严格执行国家标准和工程规范 并网运行的光伏发电项目和享受各级政府补贴的非并网独立光伏发电项目, 须采用经国家认监委批准的认证机构认证的光伏产品 建设单位进行设备的采购招标时, 应明确要求采用获得认证的光伏产品, 施工单位应具备相应的资质要求 各地区的市县 ( 区 ) 政府要建立建筑光伏发电应用的统筹协调管理工作机制, 加强分布式光伏发电项目的质量管理和安全监督 各级地方政府不得随意设置审批和收费事项, 不得限制符合国家标准和市场准入条件的产品进入本地市场, 不得向项目单位提出采购本地产品的不合理要求, 不得以各种方式为低劣产品提供市场保护 六 建立简便高效规范的项目备案管理工作机制 各级能源主管部门要抓紧制定完善分布式光伏发电项目备案管理的工作细则, 督促市县 ( 区 ) 能源主管部门设立分布式光伏发电项目备案受理窗口, 建立简便高效规范的工作流程, 明确项目备案条件和办理时限, 并向社会公布 鼓励市县 ( 区 ) 政府设立 一站式 管理服务窗口, 建立多部门高效协调的管理工作机制, 并与电网企业衔接好项目接网条件和并网服务 对个人利用住宅 ( 或个人所有的营业性建筑 ) 建设的分布式光伏发电项目, 电网企业直接受理并网申请后代个人向当地能源主管部门办理项目备案 七 完善分布式光伏发电发展模式 利用建筑屋顶及附属场地建设的分布式光伏发电项 135

139 二 光伏发电项目产业扶持与建设管理政策 目, 在项目备案时可选择 自发自用 余电上网 或 全额上网 中的一种模式 全额上网 项目的全部发电量由电网企业按照当地光伏电站标杆上网电价收购 已按 自发自用 余电上网 模式执行的项目, 在用电负荷显著减少 ( 含消失 ) 或供用电关系无法履行的情况下, 允许变更为 全额上网 模式, 项目单位要向当地能源主管部门申请变更备案, 与电网企业签订新的并网协议和购售电合同, 电网企业负责向财政部和国家能源局申请补贴目录变更 在地面或利用农业大棚等无电力消费设施建设 以 35 千伏及以下电压等级接入电网 ( 东北地区 66 千伏及以下 ) 单个项目容量不超过 2 万千瓦且所发电量主要在并网点变电台区消纳的光伏电站项目, 纳入分布式光伏发电规模指标管理, 执行当地光伏电站标杆上网电价, 电网企业按照 分布式发电管理暂行办法 的第十七条规定及设立的 绿色通道, 由地级市或县级电网企业按照简化程序办理电网接入并提供相应并网服务 八 进一步创新分布式光伏发电应用示范区建设 继续推进分布式光伏发电应用示范区建设, 重点开展发展模式 投融资模式及专业化服务模式创新 在示范区探索分布式光伏发电区域电力交易试点, 允许分布式光伏发电项目向同一变电台区的符合政策和条件的电力用户直接售电, 电价由供用电双方协商, 电网企业负责输电和电费结算 鼓励示范区政府与银行等金融机构合作开展金融服务创新试点, 通过设立公共担保基金 公共资金池等方式为本地区光伏发电项目提供融资服务 各省级能源主管部门组织具备条件的地区提出示范区实施方案报国家能源局, 国家能源局会同有关部门研究确定有关政策条件后指导示范区组织实施 对示范区内的分布式光伏发电项目 ( 含就近消纳的分布式光伏电站 ), 可按照 先备案, 后追加规模指标 方式管理, 以支持示范区建设持续进行 九 完善分布式光伏发电接网和并网运行服务 在市县 ( 区 ) 电网企业设立分布式光伏发电 一站式 并网服务窗口, 明确办理并网手续的申请条件 工作流程 办理时限, 并在电网企业相关网站公布 对法人单位申请并网的光伏发电项目, 电网企业应及时出具项目接入电网意见函, 在项目完成备案后开展相关配套并网工作, 对个人利用住宅 ( 或个人所有的营业性建筑 ) 建设的分布式光伏发电项目, 电网企业直接受理并及时开展相关并网服务 电网企业应按规定的并网点及时完成应承担的接网工程, 在符合电网运行安全技术要求的前提下, 尽可能在用户侧以较低电压等级接入, 允许内部多点接入配电系统, 避免安装不必要的升压设备 项目单位和电网企业要相互配合, 如对接网方式存在争议, 可申请国家能源局派出机构协调 电网企业提供的电能计量表应可明确区分项目总发电量 自发自用 电量 ( 包括合同能源服务方式中光伏企业向电力用户的供电量 ) 和上网电量, 并具备向电力运行调度机构传送项目运行信息的功能 十 加强配套电网技术和管理体系建设 各级电网企业在进行配电网规划和建设时, 要充分考虑当地分布式光伏发电的发展潜力 规划和建设情况, 采用相应的智能电网技术 配置相应的安全保护和运行调节设施 对分布式光伏发电规模大的新能源示范城市 绿 136

140 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 色能源示范县 分布式光伏发电应用示范区, 应同步制定相应的智能配电网建设方案, 建设双向互动 控制灵活 安全可靠的配电网系统 建立包含分布式光伏发电功率预测和实时运行监测等功能的配电网运行信息管理系统, 开展需求侧响应负荷管理, 对区域内的分布式光伏发电实现实时动态监控和发输用一体化控制 鼓励探索微电网技术并在相对独立的区域应用, 提高局部电网接纳高比例分布式光伏发电的能力 十一 完善分布式光伏发电的电费结算和补贴拨付 各电网企业按月 ( 或双方约定 ) 与分布式光伏发电项目单位 ( 含个人 ) 结算电费和转付国家补贴资金, 要做好分布式光伏发电的发电量预测, 按分布式光伏发电项目优先原则做好补贴资金使用预算和计划, 保障分布式光伏发电项目的国家补贴资金及时足额转付到位 电网企业应按照有关规定配合当地税务部门处理好购买分布式光伏发电项目电力产品发票开具和税款征收问题 对已备案且符合年度规模管理的项目, 电网企业应做好项目电费结算和补贴发放情况的统计, 并按要求向国家和省级能源主管部门及国家能源局派出机构报送相关信息 项目并网验收后, 电网企业代理按季度向财政部和国家能源局上报项目补贴资格申请 十二 创新分布式光伏发电融资服务 鼓励银行等金融机构结合分布式光伏发电的特点和融资需求, 对分布式光伏发电项目提供优惠贷款, 采取灵活的贷款担保方式, 探索以项目售电收费权和项目资产为质押的贷款机制 鼓励银行等金融机构与地方政府合作建立分布式光伏发电项目融资服务平台, 与光伏发电骨干企业建立银企战略合作关系, 探索对有效益 有市场 有订单 有信誉的 四有企业 实行封闭贷款 鼓励地方政府结合民生项目对分布式光伏发电提供贷款贴息政策 鼓励采用融资租赁方式为光伏发电提供一体化融资租赁服务, 鼓励各类基金 保险 信托等与产业资本结合, 探索建立光伏发电投资基金, 鼓励担保机构对中小企业建设分布式光伏开展信用担保, 在支农金融服务中开展支持光伏入户和农业设施光伏利用业务 建立以个人收入等为信用条件的贷款机制, 逐步推行对信用度高的个人安装分布式光伏发电设施提供免担保贷款 十三 完善产业体系和公共服务 通过市场机制培育分布式光伏发电系统规划设计 工程建设 评估认证 运营维护等环节的专业化服务能力 鼓励技术先进 投资能力强 经营规范的企业按照统一标准规范开展项目设计 施工 建设 管理及运营一体化服务, 建立网络化的营销和技术服务体系 完善光伏发电工程设计 施工和运行维护的从业资格认证制度, 健全相关从业机构和企业的资信管理体系 建立光伏产业监测和预警机制, 及时发布技术 市场 产能 质量等信息和预警预报, 引导行业理性健康发展 十四 加强信息统计和监测体系建设 国家能源局建立并完善覆盖光伏发电项目备案 接网申请 建设进度 并网容量 发电量 利用方式等情况的信息管理系统, 委托国家可再生能源信息管理中心 ( 依托中国水电水利规划设计总院 ) 管理 各市县 ( 区 ) 能源主管部门按月在信息管理系统填报项目备案情况, 各省级能源主管部门及时督促并汇总, 国家能源局派出机构及时查询跟踪情况 国家电网公司 南方电网公司等电网企业按月 137

141 二 光伏发电项目产业扶持与建设管理政策 进行接网申请 并网容量 发电量信息 电费结算 补贴发放等情况的信息统计, 按月报送国家能源局并抄送国家可再生能源信息管理中心 各省级能源主管部门按季度在信息管理系统报送项目备案 建设和运行的汇总信息, 按半年 全年向国家能源局上报发展情况的总结报告 国家可再生能源信息管理中心按季度 半年 全年向国家能源局报送全国光伏发电统计及评价报告 十五 加强政策落实的监督检查和市场监管 国家能源局派出机构会同地方能源主管部门等加强分布式光伏发电相关国家和地方政策落实的监督检查 国家能源局派出机构负责对分布式光伏发电的并网安全进行监管, 电网企业应配合做好安全监管的技术支持工作 建立对电网企业的接网服务 接入方案 并网运行 电能计量 电量收购 电费结算 补贴资金发放各环节进行全程监管的工作机制 加强对分布式光伏发电合同能源服务以及电力交易的监管, 相关方发生争议时, 可向国家能源局派出机构申请协调, 也可通过 举报投诉电话反映, 国家能源局派出机构应会同当地能源主管部门协调解决 如电网公司未按照规定接入和收购光伏发电的电量, 按照 可再生能源法 第二十九条规定承担法律责任 国家能源局派出机构会同省级能源主管部门对分布式光伏发电开展专项监管, 按半年 全年向国家能源局上报专项监管报告, 并以适当方式向社会公布, 发现重大问题及时上报 国家能源局 2014 年 9 月 2 日 138

142 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 2.5 关于进一步加强光伏电站建设与运行管理的通知 ( 国能新能 号 ) 国家能源局关于进一步加强光伏电站建设与 运行管理的通知国能新能 号 各省 ( 区 市 ) 发展改革委 ( 能源局 ) 新疆生产建设兵团发展改革委, 各派出机构, 国家电网公司 南方电网公司 内蒙古电力 ( 集团 ) 公司, 中国华能集团公司 中国大唐集团公司 中国华电集团公司 中国国电集团公司 中国电力投资集团公司 神华集团公司 国家开发投资公司 中国节能环保集团公司 中国广核集团有限公司, 水电水利规划设计总院 电力规划设计总院 : 2013 年以来, 光伏电站建设规模显著扩大, 为我国光伏产业持续健康发展提供了有力的市场支撑, 但部分地区光伏电站与配套电网建设不同步 项目管理不规范 标准和质量管理薄弱的问题也很突出 为进一步规范光伏电站建设和运行管理, 提高光伏电站利用效率, 保障光伏发电有序健康发展, 现将有关要求通知如下 : 一 高度认识有序推进光伏电站建设的重要性 光伏发电是我国重要的战略性新兴产业, 有序推进光伏电站建设对光伏技术进步 产业升级 优化能源结构和防治大气污染具有重大战略意义 各地区要按照能源生产和消费革命的总要求以及能源 经济和社会效益相统一的原则, 把光伏发电作为控制能源消费总量 保护生态环境的重要措施, 创新发展方式, 完善政策体系和管理机制, 推动光伏电站健康有序发展 二 加强光伏电站规划管理工作 国家能源局根据国家可再生能源开发利用中长期总量目标, 结合电力发展规划和电力市场消纳情况, 在组织各地区对光伏电站建设条件进行研究论证基础上, 统筹制定全国光伏电站建设规划, 并建立光伏电站建设规划实施和滚动调整机制 各省级能源主管部门根据全国光伏电站建设规划有关要求, 结合本地区电力市场及电网规划 建设和运行等情况, 商国家能源局派出机构编制本地区光伏电站建设规划和年度实施计划建议, 按有关管理要求上报国家能源局 规划内容应包括发展目标 主要任务 区域布局 重点项目 实施步骤 配套电网建设和保障措施等 年度实施计划建议应包括拟建项目布局和规模 电网接入及市场消纳条件 三 统筹推进大型光伏电站基地建设 国家能源局组织有关省级能源主管部门, 选择太阳能资源丰富 未利用土地面积大 电网送出条件好的地区, 编制大型光伏电站基地建设规划 鼓励结合调节性能好的水电站 外送电源基地等规划建设大型光伏电站 ( 群 ) 国家能源局根据大型光伏电站基地建设规划及电力送出等建设条件落实情况, 适时将其纳入年度实施计划或在计划调整时增加相应建设规模 大型光伏电站基地要起到引领技 139

143 二 光伏发电项目产业扶持与建设管理政策 术进步 促进产业升级 推动光伏发电成本下降的作用 四 创新光伏电站建设和利用方式 各地区要加强对荒漠化土地 荒山荒地 滩涂 废弃物堆放场 废弃矿区以及各类未利用土地资源的调查, 鼓励建设与生态治理 废弃或污染土地治理或者贫困县扶贫工作相结合的光伏电站项目, 鼓励建设与现代设施农业 养殖业以及智能电网 区域多能互补清洁能源示范区相结合的光伏电站 优先支持有关省 ( 区 市 ) 建设以推动光伏技术进步 集成技术应用和光伏发电价格下降的示范工程以及新能源示范省 ( 区 市 ) 新能源示范城市 绿色能源县建设规划中的光伏电站项目 五 以年度规模管理引导光伏电站与配套电网协调建设 国家能源局于第四季度组织编制下年度光伏电站建设年度实施计划, 各省级能源主管部门应在国家能源局下达光伏电站年度指导规模一个月内, 明确各光伏电站项目的容量及投资主体, 并与电网企业衔接电力送出工程, 商国家能源局派出机构形成年度实施计划并报送国家能源局, 同时抄送国家能源局派出机构 在省级能源主管部门确定年度实施计划后, 发电企业要及时开展项目接入系统设计, 电网企业要及时确定接入系统方案, 出具项目接网意见并开展配套送出工程可行性研究 在项目备案后, 电网企业与发电企业按接网协议约定开展工程建设 电网企业要简化内部审批程序, 缩短企业内部决策流程, 对一般性的光伏电站项目由省级或以下电网企业办理相关手续 六 规范光伏电站资源配置和项目管理 各省级能源主管部门应按照 光伏电站项目管理暂行办法 等要求, 明确光伏电站项目备案条件及流程, 并尽可能减少项目备案前置性条件 各地区要科学安排项目布局和建设规模, 鼓励采取招标 竞争性比选等方式选择技术经济指标先进 市场消纳条件好以及采用新技术新产品的项目, 取得备案的项目在规定时限内未开工, 省级及以下能源主管部门可用其他等容量的项目替代 禁止买卖项目备案文件及相关权益, 已办理备案手续的光伏电站项目, 如果投资主体发生重大变化, 应当重新备案 七 加强电网接入和并网运行管理 各级电网企业应按照国家能源局和省级能源主管部门的要求, 研究光伏电站的电力送出和市场消纳方案 根据所在地区光伏电站年度实施计划, 及时落实项目接网条件, 在规定时限内出具电网接入意见 审核接入系统设计方案 安排配套电网建设 电网企业应采取智能化运行调度技术和管理措施, 统筹系统内火电 水电等调峰电源与光伏电站的配置和协调运行, 深入挖掘系统调峰潜力, 确保符合规划和技术标准的光伏电站的电力优先上网和全额保障性收购 电网企业应按有关规定对外公开与光伏电站并网运行相关的调度信息 八 创新光伏电站金融产品和服务 鼓励银行 保险 投资银行等金融机构结合光伏电站的特点和融资需求, 对光伏电站提供优惠贷款, 简化贷款管理流程, 采取灵活的贷款 140

144 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 担保方式, 实行以项目售电收费权为质押的贷款机制 鼓励银行等金融机构与地方政府合作建立融资服务平台, 与光伏电站投资企业建设银企战略合作关系, 探索对有效益 有市场 有订单 有信誉的 四有企业 实行封闭贷款 统筹国家支持光伏发电政策 国家扶贫政策和地方支持政策, 支持具有扶贫性质的光伏电站项目建设 鼓励各类投资银行 基金 保险 信托等金融机构探索建立健全光伏发电投资基金, 开发各种金融产品, 推动光伏电站资产证券化 九 加强工程建设质量管理 并网运行的光伏电站项目须采用经国家认监委批准的认证机构认证的光伏电池组件 逆变器等关键设备 项目单位进行设备采购招标时, 应明确要求采用获得认证且达到国家规定指标的产品 光伏电池组件供货厂商应提供与检测认证相一致的电池片 银浆 封装材料 玻璃 背板 接线盒 连接器等关键部件和原辅材料来源 规格和等级信息 光伏电站工程设计和建设单位应严格执行国家标准 ( 含行业标准 ) 和工程规范, 项目单位应按照有关管理规定进行工程项目竣工验收, 并将竣工验收报告报送省级能源主管部门 国家能源局派出机构, 抄报国家光伏发电技术管理归口单位, 竣工验收报告是项目列入国家可再生能源发展基金补贴目录的前提条件 国家能源局会同国务院相关部门适时组织光伏电站工程质量检查, 并将检查结果以适当方式对外公布 十 加强光伏电站建设运行监管工作 国家能源局派出机构会同各省级能源主管部门等加强对光伏电站项目的事中事后监管 对年度实施计划中的光伏电站项目, 督促协调电网企业及时落实接网条件并按规定时限审核接入系统设计, 出具接网意见 加强对年度实施计划项目前期工作和建设进度的监测, 对影响年度实施计划完成的项目要及时查明原因, 并提出整改意见 对光伏电站设计和工程建设执行国家标准 ( 含行业标准 ) 规范和竣工验收情况进行监督检查 对并网运行项目的全额上网情况进行监管, 对未能全额上网的, 要查明原因, 认定责任, 督促相关方限期改正, 并将情况上报国家能源局 国家能源局派出机构按半年 全年向国家能源局上报专项监管报告 监管报告应包括年度计划执行情况 光伏电站并网运行及限电情况 电费结算及补贴拨付情况等, 并对下半年计划调整或下年度实施计划的制度提出意见 国家能源局及派出机构对各地区光伏电站备案和建设进度监测, 对进展迟缓的省 ( 区 市 ), 在确认其不能完成年度规模时, 将不能完成部分的规模指标调剂到有能力完成的地区 十一 加强监测及信息统计和披露 各级能源主管部门和国家能源局派出机构要加强光伏电站项目备案 工程建设 并网运行及电费结算等信息统计及对外发布等产业发展监测工作 各省级及以下地方能源主管部门按照 国家能源局关于印发加强光伏产业信息监测工作方案的通知 ( 国能新能 号 ) 和 国家能源局综合司关于加强光伏发电项目信息统计及报送工作的通知 ( 国能综新能 号 ) 等文件的有关要求, 按月在国家光伏发电信息管理系统填报信息, 每年 1 月 30 日前向国家能源局 141

145 二 光伏发电项目产业扶持与建设管理政策 上报上年度总结报告,7 月 15 日前上报年度实施计划上半年进展报告, 同时抄送国家能源局派出机构, 报告内容包括各项目备案 开工时间 建设进度安排 电力送出工程建设情况等, 国家能源局按季度发布光伏电站建设和运行信息 国家能源局会同有关部门加强光伏电站建设运行相关信息监测统计和对外公开工作, 并将年度实施计划的完成情况 弃光限电等信息作为制定光伏电站建设规划 下年度年度实施计划的重要依据 对弃光限电较严重的地区, 暂停下达该地区下年度新增建设规模指标 国家能源局 2014 年 10 月 9 日 142

146 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 2.6 关于规范光伏电站投资开发秩序的通知 ( 国能新能 号 ) 国家能源局关于规范光伏电站投资开发秩序的通知国能新能 号 各省 ( 区 市 ) 发展改革委 ( 能源局 ) 新疆生产建设兵团发展改革委, 各派出机构, 水电水利规划设计总院 电力规划设计总院, 国家电网公司 中国南方电网有限责任公 司 内蒙古电力 ( 集团 ) 有限责任公司, 中国华能集团公司 中国大唐集团公司 中国 华电集团公司 中国国电集团公司 中国电力投资集团公司 神华集团有限责任公司 国家开发投资公司 中国节能环保集团公司 中国广核集团有限公司 : 2013 年 7 月国务院出台支持光伏产业发展的政策以来, 各级地方政府和电网企业等 积极制定配套政策措施, 调动了各类投资主体的积极性 同时, 对光伏发电项目明确由 省级或以下地方政府部门按备案方式管理, 项目备案等管理环节的效率显著提高, 为光 伏发电创造了良好的投资环境 在一系列政策措施支持下, 我国光伏应用在全国多个领 域以多种方式全面发展, 形成了集中式与分布式并重 企业与个人积极投资建设的良好 局面, 我国光伏产业进入到了产品制造与市场应用协调发展的新阶段 但是, 在光伏发电市场快速扩大的情况下, 在项目投资开发环节也出现了资源配置 不公正 管理不规范和不同程度的投机获利现象, 给光伏电站建设造成了不良影响 为 加强光伏电站项目管理, 杜绝投资开发中的投机行为, 保持光伏电站建设规范有序进行, 现将有关管理要求通知如下 : 一 加强光伏电站的规划工作 各省 ( 自治区 直辖市 ) 政府能源主管部门要组织具备 建设光伏电站条件的地区, 系统开展光伏电站建设条件调查评价和规划工作, 统筹考虑 太阳能资源 土地用途 电网接入及市场消纳等条件, 合理规划光伏电站开发布局和建 设时序, 优先安排结合扶贫开发 生态保护 污染治理 设施农业 渔业养殖等建设的 具有综合经济效益和社会效益的光伏电站项目 二 完善光伏电站项目资源配置方式 各省级及以下地方政府能源主管部门应根据不同 光伏电站项目的性质 规模和特定要求等, 设立相应的项目建设标准等要求并向社会公 布, 鼓励采取招标等竞争性方式配置项目资源和选择项目投资主体 对明显缺乏相应的 资金 技术和管理能力的企业, 不应配置与其能力不相适宜的光伏电站项目 三 健全光伏电站项目备案管理 各省 ( 自治区 直辖市 ) 能源主管部门应进一步完善 光伏电站项目备案管理办法, 下放到省级以下地方政府能源主管部门进行备案管理的, 应提出规范的备案管理要求 项目备案文件应明确项目建设内容 投资主体 建设场址 及外部建设条件等要素, 针对光伏电站项目开发周期短的特点, 对备案文件的有效期限 143

147 二 光伏发电项目产业扶持与建设管理政策 以及撤销 变更的条件和流程应作明确规定 在有效期内未开工建设且未按规定申请延期的, 项目备案文件到期后自动失效 四 制止光伏电站投资开发中的投机行为 申请光伏电站项目备案的企业应以自己为主 ( 作为控股方 ) 投资开发为目的, 能够按照规划和年度计划及时开展项目建设 对于不以自己为主投资开发为目的 而是以倒卖项目备案文件或非法转让牟取不当利益为目的的企业, 各级能源主管部门应规定其在一定期限内不能作为投资主体开发光伏电站项目 在光伏电站前期工作中企业间正常的技术服务和商业合作应依法合规进行 出于正当理由进行项目合作开发和转让项目资产, 不能将政府备案文件及相关权益有偿转让 已办理备案手续的项目的投资主体在项目投产之前, 未经备案机关同意, 不得擅自将项目转让给其他投资主体 项目实施中, 投资主体发生重大变化以及建设地点 建设内容等发生改变, 应向项目备案机关提出申请, 重新办理备案手续 五 禁止各种地方保护和增加企业负担的行为 各级地方政府能源主管部门在配置光伏电站资源时, 应制定公开公平公正的规则, 不得以各种理由限制本地区之外的符合准入条件的企业, 不得对企业提出强行采购本地区光伏电池板等产品的要求 在配置光伏电站资源和项目备案环节, 不得向企业收取国家法律法规之外的任何费用, 也不得以任何形式向企业摊派与项目建设无关的任何费用, 实行招标等竞争性方式配置光伏电站资源的, 不得以资源使用费等作为竞争条件 六 严肃处理光伏电站开发中的违法违规行为 各省 ( 自治区 直辖市 ) 能源主管部门应加强对光伏电站资源配置 项目备案和建设过程的管理, 结合派出机构通报的监管信息, 对不符合公开公平公正原则的光伏电站资源配置和违规收费行为以及企业的投机行为要及时制止纠正 要加强光伏电站项目备案管理, 对更换投资主体后重新备案和变更备案的项目, 要严格审核把关, 确认不存在将备案文件有偿转让的问题 对于通过转让项目备案文件及相关权益牟取非法利益的企业, 按照 谁备案 谁负责 谁处理 的原则, 各省 ( 自治区 直辖市 ) 能源主管部门依法依规严肃处理 七 加强光伏电站年度计划执行管理 国家能源局于第四季度组织编制下年度光伏电站建设指导规模, 在国家能源局下达光伏电站年度指导规模后, 各省 ( 区 市 ) 能源主管部门应在一个月内, 确定纳入规模的光伏电站项目, 明确项目名称 建设地点 建设容量和投资主体, 并将相关项目信息报送国家能源局 各省 ( 区 市 ) 及市县能源主管部门要督促协调项目抓紧落实电网接入 土地使用等建设条件, 项目单位要制定项目实施计划, 报送项目备案机关并定期报送进展情况, 原则上应在备案当年开工建设并在年内建成投产 年初确定的项目在 9 月底仍不能完成备案的, 省级及以下能源主管部门可用其他等容量的项目替代该项目, 被替代的项目在备案有效期内开工建设可纳入下年度的建设规模 144

148 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 八 加强对光伏电站项目的监管 国家能源局派出机构要加强对光伏电站项目资源配置 项目备案 工程建设 电网接入 并网运行 全额上网 电价执行和电费结算的全过程闭环监管 各省 ( 自治区 直辖市 ) 能源主管部门应及时向国家能源局报告光伏电站建设年度计划执行 项目备案和建设进度等信息, 并抄送派出机构 派出机构应定期对光伏电站开工及建设进度情况进行检查, 及时向国家能源局报告有关情况, 并抄送所在省 ( 自治区 直辖市 ) 能源主管部门 派出机构发现光伏电站资源配置和项目转让中的非法行为, 应向所在省 ( 自治区 直辖市 ) 能源主管部门通报监管信息, 并向国家能源局报告 国家能源局 2014 年 10 月 28 日 145

149 二 光伏发电项目产业扶持与建设管理政策 2.7 关于关于促进进光伏技术产品应用和产业升级的意见 ( 国能新能 号 ) 国家能源局工业和信息化部国家认监委关于促进 光伏技术产品应用和产业升级的意见国能新能 号 各省 自治区 直辖市及新疆生产建设兵团发展改革委 ( 能源局 ) 工业和信息化主管部门 质监局, 国家能源局各派出机构, 国家电网公司 南方电网公司, 华能集团 国电集团 大唐集团 华电集团 中电投集团 神华集团 中节能集团 中核集团 中广核集团 中电建集团 中能建集团 : 2013 年国务院发布 关于促进光伏产业健康发展的若干意见 ( 国发 号 ) 以来, 我国光伏技术进步明显加快, 市场规模迅速扩大, 为光伏产业发展提供了有力的市场支撑 与此同时, 也出现了部分落后产能不能及时退出市场 先进技术产品无法进入市场 光伏产业整体技术升级缓慢 光伏发电工程质量存在隐患等问题 为促进先进光伏技术产品应用和产业升级, 加强光伏产品和工程质量管理, 现提出以下意见 : 一 发挥市场对技术进步的引导作用 充分发挥市场配置资源的决定性作用, 提高光伏产品市场准入标准, 引导光伏技术进步和产业升级 根据不同发展阶段的光伏技术和产品, 采取差别化的市场准入标准, 支持先进技术产品扩大市场, 加速淘汰技术落后产品, 规范光伏发电技术和质量监督管理 逐步建立光伏产品市场准入标准的循环递进机制, 加速光伏发电技术进步和产业升级 二 严格执行光伏产品市场准入标准 自本文件发布之日起, 光伏发电项目新采购的光伏组件应满足工业和信息化部 光伏制造行业规范条件 (2015 年本 ) 相关产品技术指标要求 其中, 多晶硅电池组件和单晶硅电池组件的光电转换效率分别不低于 15.5% 和 16%; 高倍聚光光伏组件光电转换效率不低于 28%; 硅基 铜铟镓硒 (CIGS) 碲化镉 (CdTe) 及其他薄膜电池组件的光电转换效率分别不低于 8% 11% 11% 和 10%; 多晶硅 单晶硅和薄膜电池组件自项目投产运行之日起, 一年内衰减率分别不高于 2.5% 3% 和 5%, 之后每年衰减率不高于 0.7%, 项目全生命周期内衰减率不高于 20% 高倍聚光光伏组件自项目投产运行之日起, 一年内衰减率不高于 2%, 之后每年衰减率不高于 0.5%, 项目全生命周期内衰减率不高于 10% 上述指标将根据产业发展情况适时调整 三 实施 领跑者 计划 国家能源局每年安排专门的市场规模实施 领跑者 计划, 要求项目采用先进技术产品 2015 年, 领跑者 先进技术产品应达到以下指标 : 多晶硅电池组件和单晶硅电池组件的光电转换效率分别达到 16.5% 和 17% 以上 ; 高倍聚光光 146

150 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 伏组件光电转换效率达到 30% 以上 ; 硅基 铜铟镓硒 碲化镉及其他薄膜电池组件的光电转换效率分别达到 12% 13% 13% 和 12% 以上 领跑者 计划通过建设先进技术光伏发电示范基地 新技术应用示范工程等方式实施 国家能源局提出示范工程的主要技术进步指标 建设规范 运行管理及信息监测等要求 省级能源主管部门通过竞争性比选机制选择技术能力和投资经营实力强的开发投资企业, 企业通过市场机制选择达到 领跑者 先进技术指标的产品 四 发挥财政资金和政府采购支持光伏发电技术进步的作用 国家支持的解决无电人口用电 偏远地区缺电问题和光伏扶贫等公益性项目 国家援外项目 国家和各级能源主管部门组织实施的各类光伏发电应用示范项目 各级地方政府使用财政资金支持的光伏发电项目以及在各级政府机构建筑设施上安装的光伏发电项目, 优先采用 领跑者 先进技术产品 五 加强光伏产品检测认证 加强光伏产品检测认证能力建设, 逐步提高光伏产品认证标准, 提高光伏行业国际标准制定和国际互认能力 光伏组件生产企业应具备组件及其使用材料的产品试验 例行检验所必须的检测能力 企业生产的关键产品必须通过第三方检测认证, 并由第三方检测认证机构公布检测认证结果 光伏组件生产企业在产品说明书中应明确多晶硅 电池片 玻璃 银浆 EVA 背板等关键原辅材料的来源信息, 确保进入市场的光伏产品必须是经过检测认证且达标的产品 六 加强工程产品质量管理 光伏发电项目采用的光伏组件 逆变器及关键产品, 须通过国家认监委批准的认证机构认证且与认证送检产品保持一致 各光伏发电开发投资企业应建立光伏发电关键设备的技术及质量管理制度, 在产品招标采购 到货验收 竣工验收环节, 对光伏产品技术指标提出明确的要求 七 加强技术监测和监督 国家能源局 工业和信息化部和国家认监委等部门定期组织有关单位对光伏市场产品开展技术质量检查, 重点检查光伏产品关键技术性能和产品质量, 完善技术质量管理政策, 检查结果向社会公布 对产品未达到市场准入标准的制造企业, 予以公告 对国家组织实施的 领跑者 计划项目, 委托第三方检测认证机构进行全过程技术监测评价, 在工程竣工验收时重点检查是否达到承诺的指标, 在工程投产一年后进行后评估并公布评估结果 八 完善光伏发电运行信息监测体系 行业技术支撑单位要按照行业管理有关要求, 开展并网运行光伏发电项目建设运行信息统计工作 电网企业要建立和完善并网运行信息监测系统, 监测项目输出功率和发电量等数据, 保持运行信息的连续性和完整性, 配合开展光伏发电技术评价和质量检查信息服务工作 项目单位应向国家可再生能源信息系统报送光伏发电设施的基本信息, 包括光伏组件类型 规格 额定功率 安装方式 逆变器型号 系统最大输出功率等 项目设施进行检修和发生故障时, 项目单位应按运 147

151 二 光伏发电项目产业扶持与建设管理政策 行规程及时向电网企业通报有关情况 附件 : 主要技术指标说明国家能源局工业和信息化部国家认监委 2015 年 6 月 1 日附件 : 主要技术指标说明一 光伏组件光电转换效率 ( 一 ) 光电转换效率定义光伏组件光电转换效率是指标准测试条件下 (AM1.5 组件温度 25, 辐照度 1000W/m 2 ) 光伏组件最大输出功率与照射在该组件上的太阳光功率的比值 ( 二 ) 光电转换效率的确定光伏组件光电转换效率由通过国家资质认定 (CMA) 的第三方检测实验室, 按照 GB/T 标准规定的方法测试, 必要时可根据 GB/T 标准规定作温度和辐照度的修正 计算公式为 : 标准测试条件下组件最大输出功率光伏组件光电转换效率 = 100% 2 组件面积 1000W / m ( 其中组件面积为光伏组件含边框在内的所有面积 ) 批量生产的光伏组件必须通过经国家认监委批准的认证机构认证, 且每块单体组件产品实际功率与标称功率的偏差不得高于 2% 几种常用标准规格晶体硅组件光电转换效率对应峰值功率技术指标如下表 : 材料类型 多晶硅 单晶硅 电池片尺寸 (mm) 电池片数量 15.5% 转化效率对应组件峰值功率 (Wp) 16% 转化 16.5% 转化效率对应效率对应组件峰值组件峰值功率 (Wp) 功率 (Wp) 17% 转化效率对应组件峰值功率 (Wp) 156* / 270 / 156* / 325 / 156* / 260 / * / 315 /

152 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 对于非标准晶体硅光伏组件 ( 如双玻组件 ), 转化效率可不以上述公式计算, 但其使用的电池片效率应和工信部 光伏制造行业规范条件 中对电池片光电转换效率的要求一致, 且必须通过经国家认监委批准的认证机构认证 对于聚光型光伏组件, 其标准测试条件为 AM1.5 组件温度 25, 辐照度 1000W/m2, 组件面积为相对应的透镜面积 二 光伏组件衰减率 ( 一 ) 光伏组件衰减率定义光伏组件衰减率是指光伏组件运行一段时间后, 在标准测试条件下 (AM1.5 组件温度 25, 辐照度 1000W/m2) 最大输出功率与投产运行初始最大输出功率的比值 ( 二 ) 光伏组件衰减率的确定光伏组件衰减率的确定可采用加速老化测试方法 实地比对验证方法或其它有效方法 加速老化测试方法是利用环境试验箱模拟户外实际运行时的辐照度 温度 湿度等环境条件, 并对相关参数进行加倍或者加严等控制, 以实现较短时间内加速组件老化衰减的目的 加速老化测试完成后, 要标准测试条件下, 对试验组件进行功率测试, 依据衰减率公式, 判定得出光伏组件发电性能的衰减率 实地比对方法是自组件投产运行之日起, 根据项目装机容量抽取足够数量的组件样品, 由国家资质认定 (CMA) 的第三方检测实验室, 按照 GB/T 标准规定的方法, 测试其初始最大输出功率后, 与同批次生产的其它组件安装在同一环境下正常运行发电, 运行之日起一年后再次测量其最大输出功率 将前后两次最大输出功率进行对比, 依据衰减率计算公式, 判定得出光伏组件发电性能的衰减率 计算公式为 : P 光伏组件衰减率 max ( 投产运行初始 ) P - P max ( 投产运行初始 ) max ( 运行一段时间 ) 100% 149

153 二 光伏发电项目产业扶持与建设管理政策 2.8 关于实行可再生能源发电项目信息化管理的通知 ( 国能新能 号 ) 国家能源局关于实行可再生能源发电项目 信息化管理的通知国能新能 号 各省 ( 区 市 ) 新疆兵团发展改革委( 能源局 ), 各派出机构, 国家电网公司 南方电网公司 内蒙古电力 ( 集团 ) 有限责任公司, 各地方独立电网企业, 中国华能集团公司 中国大唐集团公司 中国华电集团公司 中国国电集团公司 国家电力投资集团公司 中国神华集团公司 中国长江三峡集团公司 华润集团公司 中国节能环保集团公司 中国广核集团公司, 水电水利规划设计总院 ( 国家可再生能源信息管理中心 ): 为贯彻落实 国务院办公厅关于创新投资管理方式建立协同监管机制的若干意见 ( 国办发 号 ) 国务院办公厅关于运用大数据加强对市场主体服务和监管的若干意见 ( 国办发 号 ) 国家能源局关于推进简政放权放管结合优化服务的实施意见 ( 国能法改 号 ) 等文件要求, 提升新能源行业管理水平, 建立健全事中事后管理机制, 规范可再生能源电价附加补助资金管理, 现就实行可再生能源发电项目信息化管理工作的有关要求通知如下 : 一 享受国家可再生能源电价附加资金补贴政策的新能源发电项目及其配套送出工程均纳入国家能源局可再生能源发电项目信息管理平台 ( 登录国家能源局官方网站, 以下简称 信息平台 ) 管理, 包括风电 光伏发电 太阳能热发电 生物质发电 海洋能发电等已建成 在建和新建项目及其配套送出工程 信息平台是国家能源局信息管理系统的重要组成部分, 由国家能源局委托国家可再生能源信息管理中心负责日常运行维护, 信息平台相关数据版权和解释权归国家能源局所有 原 可再生能源电价附加信息管理平台 自 2015 年 11 月 1 日起停运 二 各省级能源主管部门负责组织本省 ( 区 市 ) 内各级地方能源主管部门申请或复核信息平台工作账号, 及时组织辖区内相关项目单位通过信息平台上报项目信息, 并通过信息平台对风电 太阳能发电等新能源发电项目实行年度规模管理 对实行年度规模管理的新能源发电项目, 各省级能源主管部门当年累计安排的项目新增规模不得超过国家能源局下达的年度规模, 否则信息平台将不予接受 三 对于申请办理核准 ( 备案 ) 的新能源发电项目, 由具有核准 ( 备案 ) 权限的地方能源主管部门在受理核准 ( 备案 ) 申请时, 登录信息平台生成该项目整个建设周期身份标识的唯一项目代码 ( 以下简称 项目代码 ), 并在项目核准 ( 备案 ) 文件予以明确 项目代码作为政府监管项目建设及项目申报电价附加补助信息识别的依据 地方能源主管 150

154 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 部门可利用信息平台跟踪和管理本地区新能源发电项目建设运行情况 四 国家能源局各派出机构可通过信息平台查询新能源发电项目前期工作 核准 ( 备案 ) 建设 并网及运营等项目全生命周期的相关信息 年度规模管理信息和配套接网工程衔接及建设进展情况, 对电网企业公平无歧视接入新能源发电项目以及并网后的优先上网情况进行监管 五 新能源发电项目单位应及时通过信息平台如实填报项目前期工作 核准 ( 备案 ) 建设 并网及运营等项目全生命周期相关信息, 并按照有关规定申报电价附加补助目录 对于因信息填报错误 填报不及时导致不能及时接入电网 纳入补贴目录及获得电价附加补贴的, 由项目单位自行承担相关责任 六 各电网企业应及时填报由电网企业投资建设的可再生能源发电项目接网工程建设进度, 并在受理发电项目单位并网申请后登录信息平台对相关信息进行复核 对于由发电企业投资建设 需申报补助目录的接网工程, 发电企业应及时填报接网工程核准及投产信息并申报补助目录 个人分布式光伏发电项目原则上由受理项目申请的电网企业将相关信息打包后, 通过信息平台报送, 个人可登录信息平台进行复核 七 国家能源局组织国家可再生能源信息管理中心对可再生能源发电项目各阶段信息进行统计汇总, 并按时将行业发展情况对社会进行公开, 引导产业持续健康发展 信息平台自发文之日起上线试运行, 试运行满一年后将自动转入正式运行 请各有关单位高度重视本项工作, 按照职责分工加强协作, 落实相关要求, 加快推进可再生能源发电项目信息管理工作, 促进新能源产业健康 稳定 快速发展 附件 : 可再生能源发电项目信息填报说明 2015 年 9 月 28 日国家能源局 151

155 二 光伏发电项目产业扶持与建设管理政策 附件 : 可再生能源发电项目信息填报说明 一 填报流程 ( 一 ) 项目前期 1. 填报内容由项目单位负责填报项目前期工作信息, 主要包括项目名称 项目规模 建设地址 项目拐点坐标 资源测量情况 预计开工和并网时间等 2. 填报流程 (1) 大型新能源基地项目在基地规划审定前, 由项目单位登录信息平台填报相关信息, 提出纳入基地方案申请 (2) 新能源示范项目风电清洁供暖 国家先进技术光伏示范基地等新能源示范项目, 在示范项目实施方案确定前, 由项目单位登录信息平台填报相关信息, 提出纳入示范项目实施方案申请 (3) 风电项目 ( 含分散式 ) 在省级能源主管部门制定本省 ( 区 市 ) 风电年度开发方案前, 由项目单位登录信息平台填报相关信息, 提出纳入风电年度开发方案申请 (4) 光伏电站项目在省级能源主管部门制定本省 ( 区 市 ) 光伏发电年度建设实施方案前, 由项目单位登录信息平台填报相关信息, 提出纳入光伏发电年度建设实施方案申请 (5) 企业分布式光伏发电项目在项目备案前, 由项目单位登录信息平台填报相关信息 (6) 太阳能热发电项目在项目备案前, 由项目单位登录信息平台填报相关信息 (7) 生物质发电项目在项目核准 ( 备案 ) 前, 由项目单位登录信息平台填报相关信息 (8) 个人分布式光伏发电项目 接网工程和公共独立系统无需在项目前期工作阶段填报信息 ( 二 ) 年度规模管理对于需要进行年度规模管理的风电 太阳能发电等新能源项目, 在完成项目前期工作信息填报后, 需由省级能源主管部门通过信息平台实行年度规模管理工作, 作为申报电价附加补助信息的重要依据 其中, 申请纳入基地管理的项目, 应根据审定的基地规划确定具体项目名单 ; 对其他申请纳入年度开发 ( 建设实施 ) 方案和新能源示范实施方案的项目, 应确定方案具体项目名单和列入规模 各省级能源主管部门当年累计安排的项目新增规模不得超过国家能源局下达的年度规模, 否则信息平台将不予接受 未经省级能源主管部门通过信息平台审核确认的项目, 将无法填报项目建设 运营等信息 152

156 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) ( 三 ) 核准 ( 备案 ) 具有核准 ( 备案 ) 权限的地方能源主管部门, 在受理项目核准 ( 备案 ) 申请时登录信息平台, 对申请项目 ( 不包括个人分布式光伏发电项目 ) 进行确认, 即时生成项目代码, 并在核准 ( 备案 ) 文件中予以明确 已完成核准 ( 备案 ) 的项目需要项目单位通过信息平台完成项目前期信息补填后, 平台自动生成项目代码 项目代码将作为政府监管项目建设及项目申报电价附加补助信息识别的依据 新能源发电项目在核准 ( 备案 ) 后 10 个工作日内, 由项目单位通过信息平台完成项目核准 ( 备案 ) 信息填报 个人分布式光伏发电项目原则上由电网企业按月代为填报项目备案信息, 并打包报送至信息平台 个人可申请登录平台对相关信息进行复核 ( 四 ) 项目建设 1. 填报受理要求 (1) 风电项目在省级能源主管部门通过信息平台完成年度规模管理 生成项目代码后, 经信息平台复核确认项目代码标识的核准规模与年度开发方案 ( 基地方案 示范实施方案 ) 中规模一致, 方可填报项目建设信息 (2) 太阳能发电项目在省级能源主管部门通过信息平台生成项目代码 完成年度规模管理后, 经信息平台复核确认项目代码标识的备案规模不超过累计获得的年度实施方案列入规模后, 方可填报项目建设信息 (3) 其他项目在完成项目核准 ( 备案 ) 信息填报后即可填报项目建设信息 2. 填报内容 (1) 月度建设 ( 投产 ) 信息风电 光伏发电项目单位需按月填报项目月度建设信息, 主要包括发电设备投产情况 配套送出工程建设情况 工程月度投资等 ; 电网企业需填报个人分布式光伏发电项目月度投产信息, 主要包括经营范围内月度新增个人分布式光伏发电项目总数 投产容量等 个人可申请登录平台对相关信息进行复核 月度建设 ( 运行 ) 信息将作为国家年中调整建设规模和下年度开发 建设实施方案确定的重要参考依据 (2) 全部设备投产信息所有新能源发电项目单位均需填报全部设备投产信息, 主要包括项目投运时间 投运容量 总投资 投运设备明细等 (3) 并网申请受理信息所有新能源发电项目单位均需填报并网申请受理信息, 主要包括升压站并网申请日期 升压站并网验收日期 验收单位等, 并提供并网申请和验收文件 (4) 竣工验收信息所有新能源发电项目单位均需填报竣工验收信息, 主要包括总投资 项目规模 用地费用 进站道路投资 融资成本等 153

157 二 光伏发电项目产业扶持与建设管理政策 3. 填报流程 (1) 填报月度建设 ( 运行 ) 信息风电 光伏发电项目单位在项目主体工程 ( 四通一平 ) 开工后的每月前 10 个工作日内, 通过信息平台填报上月月度建设信息 ; 省级电网企业在每月前 10 个工作日内, 汇总个人分布式光伏发电项目投产信息, 打包报送至信息平台 个人可申请登录平台对相关信息进行复核 (2) 填报并网申请受理信息需申请并网的新能源发电项目单位在向电网企业提交并网申请后 2 个工作日内, 通过信息平台及时填报项目并网申请信息, 并在并网验收完成后 10 个工作日内通过信息平台填报项目并网验收信息 电网企业在受理项目单位并网申请后 10 个工作日内登录信息平台对申请受理相关信息进行复核 (3) 填报全部设备投产信息新能源发电项目 接网工程 公共独立系统项目单位在全部设备投产后的 10 个工作日内, 通过信息平台及时填报项目投产信息 (4) 填报竣工验收信息新能源发电项目 接网工程 公共独立系统项目单位在竣工验收结束后的 10 个工作日内, 通过信息平台及时填报竣工信息 ( 五 ) 项目运营 1. 填报受理要求完成项目全部设备投产信息填报后, 方可填报项目运营信息 2. 填报内容 (1) 月度运行信息风电 光伏发电 生物质发电项目需填报月度运行信息, 主要包括上网电价 上网电量 限电电量 结算电量 补贴拨付 设备退役信息等, 并上传电力交易结算凭证 (2) 补贴清算信息所有新能源发电项目均需按年填报补贴清算信息, 包括年度上网电量 应获得补贴金额 实际补贴拨付金额 清算补贴金额等 3. 填报流程 (1) 月度运行信息风电 光伏发电项目 生物质发电项目正式开始商业运营后, 项目单位需于每月前 5 个工作日内填报上月项目运营信息 (2) 补贴清算信息所有新能源发电项目在每年 1 月前 5 个工作日内填报上年度补贴清算信息 ( 六 ) 项目运营结束 1. 填报内容新能源发电项目结束运营后需填报项目运营结束信息, 主要包括运营结束时间 结束方式 植被恢复情况等, 并上传相关证明文件 154

158 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 2. 填报流程项目单位需于项目结束运营后的 10 个工作日内填报项目运营结束信息 二 注意事项 1. 项目单位在项目升压站并网验收完成后即具备申报补助目录资格, 应通过信息平台按照补助目录申报要求填报相关信息, 并提交相关支持性文件 2. 在项目完成核准 ( 备案 ) 后, 项目单位不得擅自变更项目名称 规模等关键信息, 如需变更须通过信息平台提出申请, 并提供相关证明文件, 经审核确认后方能变更 3. 对于信息填报不及时或填报错误的项目, 在信息补充更正前, 不具备申报补助目录资格, 不能领取可再生能源电价附加补助资金 155

159 二 光伏发电项目产业扶持与建设管理政策 2.9 关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见 ( 国能新能 号 ) 国家能源局关于建立可再生能源开发利用 目标引导制度的指导意见国能新能 号 各省 ( 区 市 ) 新疆兵团发展改革委( 能源局 ), 各派出机构, 国家电网公司 南方电网公司 中国华能集团公司 中国大唐集团公司 中国华电集团公司 中国国电集团公司 国家电力投资集团公司 中国神华集团公司 中国长江三峡集团公司 华润集团公司 中国节能环保集团公司 中国广核集团公司 水电水利规划设计总院 电力规划设计总院 国家可再生能源中心 : 根据 中华人民共和国可再生能源法 国务院关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定 国家能源发展战略行动计划 ( 年 ) 以及推动能源生产和消费革命的总要求, 为促进可再生能源开发利用, 保障实现 年非化石能源占一次能源消费比重分别达到 15% 20% 的能源发展战略目标, 现就建立可再生能源开发利用目标引导制度提出以下意见 : 一 充分认识建立可再生能源开发利用目标的重要性 可再生能源代表未来能源发展的方向, 是减排温室气体和应对气候变化的重要措施, 建立可再生能源开发利用目标引导制度对推动能源生产和消费革命, 建立清洁低碳 安全高效的现代能源体系具有重大的战略意义 制定各省 ( 区 市 ) 可再生能源开发利用目标, 引导能源发展规划编制及实施, 并建立相应监测和评价体系, 有利于优化能源结构, 有利于在能源规划 建设 运行中统筹可再生能源发展, 有利于确保节能减排 提高非化石能源比重以及可持续发展目标的实现 二 建立明确的可再生能源开发利用目标 国家能源局根据各地区可再生能源资源状况和能源消费水平, 依据全国可再生能源开发利用中长期总量目标, 制定各省 ( 区 市 ) 能源消费总量中的可再生能源比重目标和全社会用电量中的非水电可再生能源电量比重指标, 并予公布 鼓励各省 ( 区 市 ) 能源主管部门制定本地区更高的可再生能源利用目标 三 制定科学的可再生能源开发利用规划 各省 ( 区 市 ) 能源发展规划应将可再生能源的开发利用作为重要发展指标, 明确本地区能源消费总量中可再生能源比重目标 全社会用电量中非水电可再生能源电量比重指标, 并以此为依据编制本行政区域的可再生能源开发利用规划, 深入研究分析本行政区内可再生能源资源特点, 明确本行政区内可再生能源的开发布局 重点工程及保障可再生能源充分利用的有效措施, 与国家能 156

160 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 源局衔接后报请本级人民政府批准并严格执行 四 明确可再生能源开发利用的责任和义务 各省级能源主管部门会同本级政府有关部门制定落实本行政区域可再生能源开发利用规划的工作机制, 督促各地区加强可再生能源开发利用工作 根据国家能源局制定的本行政区域的全社会用电量中非水电可再生能源电量比重指标, 对本行政区域各级电网企业和其他供电主体 ( 含售电企业以及直供电发电企业 ) 的供电量 ( 售电量 ) 规定非水电可再生能源电量最低比重指标, 明确可再生能源电力接入 输送和消纳责任, 建立确保可再生能源电力消纳的激励机制 各主要发电投资企业应积极开展可再生能源电力建设和生产, 国家能源局对权益火电发电装机容量超过 500 万千瓦的发电投资企业的可再生能源电力投资和生产情况按年度进行监测评价 五 建立可再生能源开发利用监测和评价制度 各省级能源主管部门要建立健全本地区可再生能源开发利用监测体系, 会同统计部门对本行政区域可再生能源利用量 可再生能源占能源消费总量比重 非水电可再生能源电量比重等指标按年度监测, 定期上报国家能源局 各电力交易机构 各电网企业 各发电企业按月向全国可再生能源信息管理系统报送相关数据 国家能源局对报送数据进行核实后, 按年度公布监测和评价结果 计入监测和评价口径的可再生能源包括纳入国家能源统计体系的各类可再生能源电力 热力和燃料 未计入国家能源统计体系的可再生能源 ( 如太阳能热水 地热能 农村沼气等 ) 利用量暂作为补充参考, 在国家建立准确的统计体系后再纳入可再生能源利用量 六 研究完善促进可再生能源开发利用的体制机制 不断完善促进可再生能源开发利用的体制机制, 建立可再生能源电力绿色证书交易机制 可再生能源电力绿色证书是各供 ( 售 ) 电企业完成非水电可再生能源发电比重指标情况的核算凭证 国家能源局会同其他有关部门依托全国可再生能源信息管理系统组织建立可再生能源电力绿色证书登记及交易平台, 对可再生能源电力的经营者 ( 含个人 ) 按照非水电可再生能源发电量核发可再生能源电力证书, 作为对可再生能源发电量的确认以及所发电量来源于可再生能源的属性证明 可再生能源电力绿色证书可通过证书交易平台按照市场机制进行交易 根据全国 2020 年非化石能源占一次能源消费总量比重达到 15% 的要求,2020 年, 除专门的非化石能源生产企业外, 各发电企业非水电可再生能源发电量应达到全部发电量的 9% 以上 各发电企业可以通过证书交易完成非水可再生能源占比目标的要求 鼓励可再生能源电力绿色证书持有人按照相关规定参与碳减排交易和节能量交易 可再生能源电力绿色证书具体管理办法另行制定 七 分步开展可再生能源开发利用目标引导工作 请各省级能源主管部门做好 2015 年 157

161 二 光伏发电项目产业扶持与建设管理政策 可再生能源开发利用完成情况的统计工作, 并将统计结果于 2016 年 3 月底前报送国家能源局 国家能源局在研究制定 十三五 可再生能源规划过程中, 提出各省级行政区域能源消费总量中可再生能源比重目标 各省级行政区域全社会用电量中非水电可再生能源电力消纳量比重指标随文印发 请各省级能源主管部门依据上述指标编制本行政区域能源发展规划及可再生能源发展规划 附件 : 年各省 ( 自治区 直辖市 ) 行政区域全社会用电量中非水电可再生能源电力消纳量比重指标 2. 非水电可再生能源电力消纳量比重指标核算方法国家能源局 2016 年 2 月 29 日 158

162 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 附件 1: 2020 年各省 ( 自治区 直辖市 ) 行政区域全社会用电量中 省 ( 区 市 ) 非水电可再生能源电力消纳量比重指标 非水可再生能源电力消纳量比重目标 北京 10% 天津 10% 河北 10% 山西 10% 内蒙古 13% 辽宁 13% 吉林 13% 黑龙江 13% 上海 5% 江苏 7% 浙江 7% 安徽 7% 福建 7% 江西 5% 山东 10% 河南 7% 湖北 7% 湖南 7% 广东 7% 广西 5% 海南 10% 重庆 5% 四川 5% 贵州 5% 云南 10% 西藏 13% 陕西 10% 甘肃 13% 青海 10% 宁夏 13% 新疆 13% 合计 9% 159

163 二 光伏发电项目产业扶持与建设管理政策 附件 2: 非水电可再生能源电力消纳量比重指标核算方法国家能源局依据国家统计局 电力行业信息机构发布的年度各省 ( 自治区 直辖市 ) 总发电量 全社会用电量 非水电可再生能源发电量 跨区交易电量等统计数据和行业监测信息, 对各省 ( 自治区 直辖市 ) 及相关省级电网企业完成的非水电可再生能源电力消纳量比重指标情况进行核算 ( 一 ) 区域社会用电量各省 ( 自治区 直辖市 ) 及相关省级电网企业服务区域的全社会用电量, 采用国家统计局和国家认可的电力行业信息机构发布的统计数据 ( 二 ) 区域非水电可再生能源电力消纳量 1. 区域内生产消费的非水电可再生能源电量 (1) 接入公共电网且全部上网的非水电可再生能源电量, 采用并网计量点的电量数据 ; (2) 自发自用 ( 全部或部分 ) 非水电可再生能源电量, 采用电网企业作为发放国家补贴资金依据计量的总发电量数据 2. 区域外输入的非水电可再生能源电力消纳量可再生能源发电企业与省级电网企业签署明确的跨区跨省购售电协议的, 可再生能源发电企业所发电量根据协议实际执行情况计入对应的购电省份 ; 其他情况按以下原则处理 : (1) 独立 点对网 跨区输入非水电可再生能源电力项目直接并入区域外受端电网, 全部计入受端电网区域的非水电可再生能源电力消纳量, 采用并网计量点的电量数据 (2) 混合 点对网 跨区输入采取与火电或水电等打捆以一组电源向区外输电的, 受端电网接受到的非水电可再生能源电量等于总受电量乘以外送电量中非水电可再生能源比例 外送电量中非水电可再生能源的比例 = 送端并网点计量的全部非水电可再生能源上网电量 / 送端并网点计量的全部上网电量 (3) 网对网 跨区输入区域间或省间电网输送电量中的非水电可再生能源电力输送量, 根据电力交易机构的结算电量确定 ( 三 ) 特殊区域京津冀电网 ( 北京 天津 冀北 河北南网 ) 接入的集中式非水电可再生能源发电项目和区外输入的非水电可再生能源电量, 按统一均摊原则计入比重指标核算, 各自区域内接入的分布式非水电可再生能源发电量计入各自区域的比重指标核算 160

164 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 2.10 关于完善光伏发电规模管理和实行竞争方式配置项目的指导意见 ( 发改能源 号 ) 国家发改委国家能源局关于完善光伏发电规模管理和 实行竞争方式配置项目的指导意见发改能源 号 各省 自治区 直辖市 新疆生产建设兵团发展改革委 ( 能源局 ) 物价局, 国家能源 局各派出机构, 国家电网公司 南方电网公司, 内蒙古电力公司, 陕西地方电力公司, 水电规划总院 电力规划总院, 有关光伏发电投资开发企业 : 近年来, 在一系列政策支持下, 我国光伏发电规模迅速扩大, 既为光伏制造产业提 供了有效的市场支撑, 又为清洁低碳能源发展注入了新生力量 但与此同时, 随着行政 审批权限下放, 部分地区也出现了光伏发电项目资源配置不科学 管理秩序混乱等问题, 阻碍了光伏技术进步和成本下降, 影响了光伏产业的健康发展 为进一步完善光伏发电 建设规模管理, 优化项目配置方式, 规范市场开发秩序, 加快推进光伏产业升级, 按照 放管结合 的原则, 提出以下意见 : 一 光伏发电年度建设规模实行分类管理 按照光伏发电项目的类型及规模 接网条件及消纳范围和促进技术进步的作用等因 素, 对光伏发电建设规模实行分类管理 ( 一 ) 不限规模的光伏发电类型和地区 1 利用固定建筑物屋顶 墙面及附属场所建设的光伏发电项目以及全部自发自用的地 面光伏电站项目不受年度规模限制, 各地区可随时受理项目备案, 项目投产后即纳入国 家可再生能源发电补贴范围 2 鼓励各地区结合电力体制改革总体框架开展光伏发电市场交易等改革创新试点 相 关省 ( 自治区 直辖市 ) 发展改革委 ( 能源局 ) 研究制订试点地区光伏发电 ( 含新能源 微电网 ) 市场交易改革创新试点方案, 报国家发展改革委 国家能源局 国家发展改革 委 国家能源局在明确试点相关政策的同时, 对试点地区光伏电站建设规模专门作出安 排, 支持试点工作的顺利进行 3 光伏扶贫中的村级电站和集中式电站, 不占国家能源局下达的所在省 ( 自治区 直 辖市 ) 普通光伏电站建设规模 地方能源主管部门会同扶贫部门, 以县为单元按要求编 制实施方案, 明确扶贫人口数 扶贫收益及分配方式后, 经省 ( 自治区 直辖市 ) 发展 改革委 ( 能源局 ) 审核后报国家能源局, 国家能源局专项下达建设规模 ( 二 ) 普通光伏电站项目 各省 ( 自治区 直辖市 ) 发展改革委 ( 能源局 ) 要进一步完 161

165 二 光伏发电项目产业扶持与建设管理政策 善普通光伏电站项目管理方式, 鼓励采用竞争方式配置项目, 并将上网电价作为主要竞争条件 对采取公开招标 竞争性比选等竞争方式配置项目并推动电价或度电补贴额度明显下降的地区, 其当年普通光伏电站建设规模直接按一定比例扩大, 具体扩大比例在每年下达建设规模时一并确定 有关省 ( 自治区 直辖市 ) 发展改革委 能源局应将采取竞争方式确定的项目上网电价及时抄送所在省级价格主管部门 ( 三 ) 光伏发电领跑技术基地 国家每年安排专门的建设规模组织建设光伏发电领跑技术基地, 引导光伏技术进步和成本及电价下降 有关部门提出基地的技术指标 建设规范 运行管理及信息监测 评价等要求 各地区可结合采煤 ( 矿 ) 沉陷区生态治理 设施农业 渔业养殖 工业废气地 废弃油田等综合利用工程, 以具备一定规模 场址相对集中 电力消纳条件好且可统一实施建设为前提开展基地规划 基地原则上以市为单位, 规划容量不小于 50 万千瓦, 基地内的光伏电站项目通过竞争方式配置 二 光伏电站项目竞争配置方式及要求 ( 一 ) 普通光伏电站项目竞争配置方式 各省 ( 自治区 直辖市 ) 发展改革委 ( 能源局 ) 负责制定普通光伏电站项目的竞争性配置办法, 并向国家能源局报备, 抄送当地国家能源局派出机构, 同时向社会公布 原则上项目竞争配置由各省 ( 自治区 直辖市 ) 能源主管部门统一组织进行 采取竞争方式确定的项目上网电价要及时抄送各省级价格主管部门 各省级价格主管部门按照竞争确定的项目上网电价执行电价及补贴政策 普通光伏电站项目的竞争配置方式如下 : 1 对未确定投资主体的项目, 通过招标等竞争方式公开选择投资主体 竞争条件应包括企业经营光伏发电项目的业绩 投资能力 技术先进性等 应将上网电价 ( 或度电补贴额度 ) 作为主要竞争条件 2 对已开展前期工作且已确定投资主体的项目, 通过竞争性比选 优选等竞争方式配置年度建设规模指标 竞争条件应包含企业投资能力 项目前期工作深度 电网接入及消纳条件等 应将上网电价 ( 或度电补贴额度 ) 作为主要竞争条件 ( 二 ) 光伏发电领跑技术基地项目的竞争方式 各省 ( 自治区 直辖市 ) 发展改革委 ( 能源局 ) 统一组织本省 ( 自治区 直辖市 ) 内符合建设条件的地区编制领跑技术基地规划, 连同基地项目竞争配置办法及建设方案一并报送国家能源局 基地必须采取招标或竞争性比选等方式配置项目, 且电价 ( 或度电补贴额度 ) 应作为主要竞争条件 基地优选项目投资主体和建设等工作由省 ( 自治区 直辖市 ) 发展改革委 ( 能源局 ) 统一组织实施, 或者由其委托基地所在市 ( 县 ) 政府组织实施 各省级价格管理部门按照竞争确定的项目上网电价执行电价及补贴政策 基地内单个光伏电站项目的建设规模原则上应为 10 万千瓦以上, 项目采用的光伏组件等主要光伏产品须符合光伏 领跑者 先进技术产品指标 国家能源局对基地项目建设的组织和建设给予指导和监督 ( 三 ) 禁止地方保护和不正当收费行为 各地区在实施竞争配置项目过程中, 不得限制 162

166 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 外地企业参与竞争, 不得对本地 外地企业差别对待 ; 不得将企业购买本地光伏电池等设备 建设配套产能作为竞争配置项目的前提条件 ; 不得向企业收取法律法规规定以外的各种费用, 不得以各种有价方式出让项目, 不得以干股等非法方式侵害企业合法权益 ( 四 ) 竞争性配置项目的程序要求 各类项目的竞争办法均应及时向社会公开, 公平对待各类投资主体 采用公开招标或者优选办法的, 应当提前公开招标规则和评分办法 竞争过程中应当严格依法依规公平公开公正进行, 竞争结果应当向社会公示, 公示内容包括项目装机容量 建设地点 控股投资主体等基本信息 三 加强项目开发的监督管理 ( 一 ) 各省 ( 自治区 直辖市 ) 发展改革委 ( 能源局 ) 应按照国家能源局下达的年度建设规模安排项目, 对于超规模配置的项目, 须占用以后年度国家能源局下达的建设规模 各类项目均应严格按照 国家能源局关于实行可再生能源发电项目信息化管理的通知 ( 国能新能 号 ) 要求, 纳入国家能源局可再生能源发电项目信息管理平台管理 对于因信息填报错误 填报不及时导致不能及时接入电网 列入补贴目录和获得电价附加补贴的, 由项目单位自行承担相关责任 ( 二 ) 光伏电站项目纳入年度建设规模后, 其投资主体及股权比例 建设规模和建设场址等主要内容不得擅自变更 已纳入乃年度建设规模 未进入实质性工程建设阶段的项目不得向其他投资人转让, 投资主体无力建设, 应向所在省 ( 自治区 直辖市 ) 发展改革委 ( 能源局 ) 申请从乃年度规模中取消, 并向原备案机关申请撤销备案 在建设期因企业兼并重组 同一集团内部分工调整等原因需要变更投资主体或股权比例的, 或者调整建设规模和场址的, 项目投资主体应向所在省 ( 自治区 直辖市 ) 发展改革委 ( 能源局 ) 提出申请, 获得审核确认后方可实施变更, 并向国家能源局派出机构报备, 同时在国家可再生能源信息管理平台重新等级有关信息 在项目投产后变更投资主体, 应向原备案机关进行变更登记, 抄送国家能源局派出机构和当地电网企业, 并在国家可再生能源信息管理平台变更登记信息 ( 三 ) 各省 ( 自治区 直辖市 ) 发展改革委 ( 能源局 ) 和国家能源局派出机构应加强对光伏电站项目的监督管理 对于在一定期限内未开工的项目, 应在本年度建设规模中予以取消, 具体期限由各省 ( 自治区 直辖市 ) 发展改革委 ( 能源局 ) 规定 对于在投产前擅自变更投资主体等主要建设内容的, 有关部门应当将项目从年度建设规模中取消, 禁止该项目申请国家可再生能源补贴, 并禁止相关投资主体在一定期限内参与后续光伏电站项目的配置 国家能源局派出机构应按照闭环监管工作要求, 加强对项目工程建设 并网运行和电费结算等建设运行情况的监管, 及时向属地省级能源管理部门通报项目建设运行中出现的问题, 跟踪整改落实情况, 及时向国家能源局报告 国家发展改革委国家能源局 2016 年 5 月 30 日 163

167 二 光伏发电项目产业扶持与建设管理政策 2.11 关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知 ( 发改能源 号 ) 国家发展改革委财政部国家能源局关于试行可再生能源绿色电 力证书核发及自愿认购交易制度的通知 发改能源 号 各省 自治区 直辖市发展改革委 财政厅 ( 局 ) 能源局 物价局, 国家能源局各派出机构, 国家电网公司 南方电网公司 内蒙古电力公司, 华能 大唐 华电 国电 国电投 神华 三峡 华润 中核 中广核 中节能集团公司, 水电总院 电规总院 各有关协会 国家可再生能源中心 : 为引导全社会绿色消费, 促进清洁能源消纳利用, 进一步完善风电 光伏发电的补贴机制, 拟在全国范围内试行可再生能源绿色电力证书核发和自愿认购, 现将有关要求通知如下 : 一 建立可再生能源绿色电力证书自愿认购体系 可再生能源绿色电力证书交易制度是完善可再生能源支持政策和创新发展机制的重大举措, 有利于促进清洁能源高效利用和降低国家财政资金的直接补贴强度, 对凝聚社会共识 推动能源转型具有积极意义 鼓励各级政府机关 企事业单位 社会机构和个人在全国绿色电力证书核发和认购平台上自愿认购绿色电力证书, 作为消费绿色电力的证明 根据市场认购情况, 自 2018 年起适时启动可再生能源电力配额考核和绿色电力证书强制约束交易 二 试行可再生能源绿色电力证书的核发工作 绿色电力证书是国家对发电企业每兆瓦时非水可再生能源上网电量颁发的具有独特标识代码的电子证书, 是非水可再生能源发电量的确认和属性证明以及消费绿色电力的唯一凭证 从即日起, 将依托可再生能源发电项目信息管理系统, 试行为陆上风电 光伏发电企业 ( 不含分布式光伏发电, 以下同 ) 所生产的可再生能源发电量发放绿色电力证书 风电 光伏发电企业通过可再生能源发电项目信息管理系统, 依据项目核准 ( 备案 ) 文件 电费结算单 电费结算发票和电费结算银行转账证明等证明材料申请绿色电力证书, 国家可再生能源信息管理中心按月核定和核发绿色电力证书 三 完善绿色电力证书的自愿认购规则 绿色电力证书自 2017 年 7 月 1 日起正式开展认购工作, 认购价格按照不高于证书对应电量的可再生能源电价附加资金补贴金额由买卖双方自行协商或者通过竞价确定认购价格 164

168 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 风电 光伏发电企业出售可再生能源绿色电力证书后, 相应的电量不再享受国家可再生能源电价附加资金的补贴 绿色电力证书经认购后不得再次出售, 国家可再生能源信息管理中心负责对购买绿色电力证书的机构和个人核发凭证 四 做好绿色电力证书自愿认购责任分工 国家可再生能源信息管理中心依托可再生能源发电项目信息管理系统, 建设和管理全国绿色电力证书核发和认购平台, 做好风电 光伏发电企业的绿色电力证书核发工作, 并组织开展全国绿色电力证书认购工作 国家可再生能源信息管理中心定期统计并向全社会发布风电 光伏发电企业绿色电力证书的售卖信息 各风电 光伏发电企业负责按照相关要求及时在国家能源局可再生能源发电项目信息管理系统填报信息 ; 各电网企业负责做好补贴核减工作, 并协助做好发电项目结算电量的复核 各单位要高度重视本项工作, 认真贯彻落实相关要求, 按照职责分工加快推进相关工作, 促进可再生能源产业持续健康发展 附件 : 绿色电力证书核发及自愿认购规则 ( 试行 ) 国家发展改革委财政部国家能源局 2017 年 1 月 18 日 165

169 二 光伏发电项目产业扶持与建设管理政策 附件 : 绿色电力证书核发及自愿认购规则 ( 试行 ) 第一章总则第一条为规范绿色电力证书核发和自愿认购行为, 维护绿色电力证书认购市场秩序, 保护各方的合法权益, 根据国家相关法律 法规 规章 规范性文件, 制定本规则 第二条本规则所称 绿色电力证书 ( 以下简称 证书 ) 是指国家可再生能源信息管理中心 ( 以下简称 信息中心 ) 按照国家能源局相关管理规定, 依据可再生能源上网电量通过国家能源局可再生能源发电项目信息管理平台 ( 以下简称 信息平台 ) 向符合资格的可再生能源发电企业颁发的具有唯一代码标识的电子凭证 第三条本规则所称 绿色电力证书自愿认购, 是指证书认购参与人在绿色电力证书自愿认购平台 ( 以下简称 认购平台 ) 上的自愿认购和出售行为 第四条本规则是证书核发和自愿认购相关制度和实施细则的基本规则, 相关制度和实施细则由信息中心遵循本规则另行制定 第五条证书核发和自愿认购行为应当遵守国家相关法律 法规 规章 规范性文件, 本规则以及相关业务规则, 遵循公开 公平 公正与自愿 有偿 诚实信用原则 第二章核发规则第六条项目资格审核信息中心是证书的核发机构 证书核发与自愿认购试行期间, 国家可再生能源电价附加资金补助目录内的风电 ( 陆上风电, 以下同 ) 和光伏发电项目 ( 不含分布式光伏项目, 以下同 ), 应通过信息平台向信息中心申请证书权属资格 ( 一 ) 已在信息平台注册企业, 应在线补充提交证书权属资格审核所需文件, 主要包括企业营业执照 组织机构代码 税务登记证明 企业法定代表人等 ; ( 二 ) 未在信息平台注册企业, 应依照 国家能源局关于实行可再生能源发电项目信息化管理的通知 ( 国能新能 [2015]358 号 ) 文件要求, 在线注册并完整填报项目信息 第七条证书核发信息中心负责审核证书核发资格申报材料 通过资格审核的企业, 应依据 国家能源局关于实行可再生能源发电项目信息化管理的通知 ( 国能新能 [2015]358 号 ) 文件要求, 在信息平台按月填报项目结算电量信息, 并于每月 25 日前上传所属项目上月电费结算单 电费结算发票和电费结算银行转账证明扫描件等 对于共用升压站的项目, 需提供项目间的电量结算发票及其他证明材料 166

170 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 信息中心负责复核企业所属项目的合规性和月度结算电量, 按照 1 个证书对应 1MWh 结算电量标准, 向企业核发相应证书 不足 1MWh 结算电量部分, 结转到次月核发 企业应对提交的证书核发申报材料的真实性负责, 并遵守证书核发与自愿认购实施细则 每个证书具有唯一编码, 并体现项目的基本情况 信息中心负责验证证书编码的真实性, 提供证书在线验真服务 第八条自愿认购账户申请通过资格审核的企业, 可申请在认购平台上开户, 出售证书 申请开户时, 发电企业法定代表人或其授权代理人需携带第六条中规定的证明材料原件和复印件, 到信息中心现场办理开户手续, 登记认购平台资金账号等信息 第三章自愿认购市场第九条自愿认购平台信息中心负责建设和运行认购平台 认购平台主要由主机及相关的通信系统等组成 第十条认购参与人认购参与人指通过信息平台注册 参与自愿认购证书或出售持有证书的政府机关 企事业单位和自然人等 第十一条认购账户认购账户是指认购参与人向信息中心申请设立的 参与证书认购并接受信息中心监督及服务的账户 第十二条自愿认购形式证书自愿认购采用认购平台挂牌出售形式, 出售方可按相关规定挂牌出售持有证书, 认购方可自由购买挂牌出售的证书 第四章认购规则第十三条一般规定认购参与人通过认购平台提交指令, 并按本规则进行认购 认购参与人不允许以自身为对手方进行认购 认购参与人购买可再生能源绿色电力证书后, 不得再次出售 风电 光伏发电企业出售可再生能源绿色电力证书后, 相应的电量不再享受国家可再生能源电价附加资金的补贴 第十四条认购挂牌出售方在认购平台挂牌出售证书, 挂牌信息主要包括 : ( 一 ) 绿色电力品种 ; ( 二 ) 绿色电力生产地 ; 167

171 二 光伏发电项目产业扶持与建设管理政策 ( 三 ) 绿色电力项目名称 ; ( 四 ) 项目公司简介 ; ( 五 ) 出售数量 ; ( 六 ) 出售价格 ; ( 七 ) 其他 认购参与人在发送出售或认购指令前, 必须保证其认购账户中持有满足认购成交条件的证书或资金 证书在有效期内可以且仅可以出售一次, 不得再次转手出售 认购平台可以根据市场发展和管理需要, 调整认购方式和单笔认购数量范围 相关调整自认购平台发布的正式公告中明确的时间生效 第十五条成交挂牌出售认购形式下认购方提交的证书认购数量可以等于或低于出售方在认购中的未成交数量 挂牌证书允许部分成交, 也允许多个证书认购方进行认购 未成交证书在挂牌有效期内可继续认购 认购平台允许出售方撤销未成交证书挂牌 认购活动中, 认购平台按认购方支付时间先后的原则确认成交 未支付前认购平台允许双方取消认购活动 因不可抗力 意外事件 技术故障等原因影响认购结果的确认时, 信息中心应最大限度维护认购双方权益 认定认购有效或无效 认购参与人违反本规则, 严重扰乱或破坏证书市场正常认购秩序时, 认购平台有权认定当期认购无效或撤销当期认购 由此造成的损失由违规的认购参与人作为责任方进行承担 依照本规则达成的认购, 其成交结果以认购平台主机记录的成交数据为准 第十六条结算与交收证书自愿认购实行实时结算与交收 认购双方应按照认购结果履行结算交收义务, 并遵守证书核发与自愿认购实施细则 第五章认购监管第十七条监管事项国家能源局负责监管绿证核发与自愿认购活动, 监管事项包括绿证核发程序的公平性, 认购记录的真实性和完整性, 认购平台运行可靠性, 响应认购参与人咨询 投诉的及时性等 国家能源局委托信息中心负责对自愿认购活动以下事项予以重点监控 : ( 一 ) 在认购平台扰乱市场秩序的认购行为, 如 频繁撤销认购 恶意性大量小额挂牌 等 ; 168

172 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) ( 二 ) 虚假 欺骗认购 ; ( 三 ) 其他异常认购行为 出现以上情形时, 国家能源局及时组织派出机构和信息中心等相关机构进行调查 认购参与人发现其他认购参与人的证书认购出现以上所列重点监控事项时, 且可能严重影响证书认购秩序的, 应当及时向信息中心报告 第十八条监管措施国家能源局及派出机构组织国家可再生能源信息管理中心等相关机构在现场或非现场调查中, 可要求相关认购参与人及时 准确 完整地提供下列文件和资料 : ( 一 ) 认购参与人的开户资料 认购资金账户情况和相关认购情况等 ; ( 二 ) 异常证书认购账户的实际控制人和操作人情况 资金来源以及相关账户间是否存在关联的说明等 ; ( 三 ) 对异常认购事项的解释 ; ( 四 ) 其他相关资料 对以上所列重点监控事项中情节严重的行为, 国家能源局及派出机构可采取以下处理措施 : ( 一 ) 口头或书面警示 ; ( 二 ) 要求责任方提交书面承诺 ; ( 三 ) 暂停责任方相关账户证书认购 责任方如对处理措施持有异议, 可自接到处理通知之日起 15 个工作日内, 向认购平台申请复核, 复核期内暂停证书认购 第十九条认购异常情况处理信息中心发现以下影响认购平台正常认购的情形时, 可采取暂缓交收或暂停认购等措施 : ( 一 ) 不可抗力 ; ( 二 ) 意外事件 ; ( 三 ) 技术故障 ; ( 四 ) 其他异常情况 认购参与人发现无法执行认购指令或行情传输中断情况时, 应及时向信息中心报告 报告人数量超过全部认购参与人总数 10% 以上的, 属于认购异常情况, 信息中心可以暂停认购 信息中心应对暂缓交收或暂停认购予以公告, 待相关原因消除后, 可恢复认购, 并予以公告 169

173 二 光伏发电项目产业扶持与建设管理政策 因认购异常情况采取相应措施造成损失的, 信息中心不承担赔偿责任 第二十条认购纠纷认购参与人之间发生认购纠纷时, 应遵循双方自愿协商原则予以解决, 可向信息中心申请提供相关认购记录 情节严重的可提交司法部门进行裁决 第六章认购信息第二十一条信息发布认购信息归信息中心所有 未经许可, 任何机构和个人不得使用和传播 经信息中心许可使用认购信息的机构或个人, 未经许可, 不得将认购信息提供给第三方使用或传播 信息中心负责发布证书认购信息, 并通过信息平台 认购平台或其他媒体予以公布 发布信息包括 : ( 一 ) 认购季报和年报 ; ( 二 ) 异常认购公告 ; ( 三 ) 违规认购公告 ; ( 四 ) 其他公告 信息中心可根据需要, 调整信息发布的方式和内容 第二十二条信息报送信息中心负责对认购信息进行记录和备案, 按季度统计汇总并形成报告, 报送国家发展和改革委员会 财政部和国家能源局 第七章附则第二十三条本规则下列用语具有如下含义 : ( 一 ) 不可抗力 : 指认购平台现场或全国其他部分区域出现或据灾情预警可能出现严重自然灾害 重大公共卫生事件 国家法律法规政策调整 认购平台因非法入侵而中断 终止, 遭遇不明黑客攻击或社会安全事件等情形 ( 二 ) 意外事件 : 指认购平台现场发生电力供应故障等意外情形 ( 三 ) 技术故障 : 指认购平台的网络 硬件设备 应用软件等无法正常运行, 以及认购平台在主备系统切换 软硬件系统及相关程序升级上线失败等意外情形 第二十四条本规则由国家发展和改革委员会 财政部 国家能源局负责解释 第二十五条本规则自发布之日起试行 170

174 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 2.12 关于深化能源行业投融资体制改革的实施意见 ( 国能法改 号 ) 国家能源局关于深化能源行业投融资 体制改革的实施意见国能法改 号 各省 ( 自治区 直辖市 ) 发展改革委 ( 能源局 ): 现将 关于国家能源局关于深化能源行业投融资体制改革的实施意见 印发给你们, 各 有关单位要根据实施意见, 按照职能和职责分工要求, 结合实际认真贯彻落实, 部门之 间要将强协调配合, 形成工作合力 贯彻落实中的重大问题要及时报告我局 ( 主动公开 ) 国家能源局 2017 年 3 月 27 日 国家能源局关于深化能源行业投融资 体制改革的实施意见 为贯彻落实 中共中央 国务院关于深化投融资体制改革的意见 ( 中发 [2016]18 号 ), 进一步发挥能源投融资对稳增长 调结构 惠民生, 推进供给侧结构性改革的重要作用, 坚持企业为主 规划引导 放管结合 优化服务 创新机制 畅通渠道 统筹兼顾 协同推进的原则, 提出以下实施意见 一 充分激发社会资本参与能源投资的动力和活力 ( 一 ) 确立能源企业投资主体地位 在增量配电网 规划内风电 背压式热电联产 燃气分布式发电等项目先行试点企业投资项目承诺制, 推动以政策性条件引导 企业信 用承诺 监管有效约束为核心的管理模式 ( 二 ) 实行能源投资项目管理负面清单制度 进一步取消下放能源投资项目核准权 限 严格按照 政府核准的投资项目目录 规定核准能源项目, 目录范围外的项目, 一 律实行备案制, 不得进行任何形式的审批 ( 三 ) 建立能源投资项目管理权力清单制度 能源项目核准机关要根据 政府核准 的投资项目目录, 制定本级能源投资项目管理权力清单, 国家能源局要抓紧制定并试 171

175 二 光伏发电项目产业扶持与建设管理政策 行 国家能源局权力和责任清单 各省级能源项目核准机关要根据 政府核准的投资项目目录 规定的权限开展核准工作, 要坚持投资审批权限下放层级与承接能力匹配, 对涉及本地区重大规划布局 重要能源资源开发配置的项目, 原则上不下放到地市级政府 一律不得下放到县级及以下政府核准 ( 四 ) 建立能源投资项目管理责任清单制度 能源项目核准机关要厘清职权所对应的责任事项, 明确责任主体, 健全问责机制 按照简化程序 优化流程 透明高效的原则, 制作行政职权运行流程图, 规范每个环节的承办机构 办理程序 办理要求 办理时限等, 确保权力规范行使 ( 五 ) 规范能源投资项目备案管理制度 实行备案制的能源投资项目, 备案机关要 通过全国投资项目在线审批监管平台或政务服务大厅, 提供快捷备案服务, 备案不得设 置任何前置条件 ( 六 ) 优化能源投资项目核准流程 实行核准制的能源投资项目, 核准机关要依托全国投资项目在线审批监管平台或政务服务大厅实行并联核准, 项目核准的前置许可条件不得互为前置 按照并联办理 联合评审的要求, 配合推动相关部门协同下放审批权限, 探索建立多评合一 统一评审的新模式 ( 七 ) 精简能源投资项目核准前置许可 能源投资项目核准只保留选址意见和用地 ( 用海 ) 预审作为前置条件, 除法律法规明确规定的, 各级能源项目核准机关一律不得 设置任何项目核准的前置条件, 不得发放同意开展项目前期工作的 路条 性文件 ( 八 ) 创新能源投资项目业主确定方式 在光伏 生物质能 火电站 水电站 风电等项目开展以竞争性方式确定能源投资项目业主试点 根据资源调查和专项规划, 委托有资质的中介机构对纳入规划的项目进行咨询评估, 通过招标 竞争性磋商等方式, 公开 公平 公正确定业主 ( 九 ) 加强能源企业投资行为事中事后监管 企业投资能源项目要严格按照国家有关规定实施 未依法办理核准或备案手续开工建设, 或者未按照核准的建设地点 建设规模 建设内容等进行建设的, 核准机关应当根据法律法规规定, 按情节轻重依法给予警告 责令停止建设 责令停产等处罚 二 发挥好能源行业政府投资的引导和带动作用 172

176 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) ( 十 ) 正确把握政府投资方向, 明确投资范围 能源领域政府投资资金重点支持农 村电网改造 煤矿安全改造 国家石油储备基地等市场不能有效配置资源的基础设施和 公共服务类项目 ( 十一 ) 优化完善政府投资资金安排方式 对农村电网改造 煤矿安全改造 油气储备设施建设等政府投资的能源项目, 建立政府投资资金分配信息发布机制, 具备条件的项目采用招投标的方式取代行政指定性的资金分配方式, 不设置歧视性条件, 平等对待各类投资主体 对确需支持的经营性能源项目, 政府投资主要采取资本金注入方式, 也可适当采取投资补助 贷款贴息等方式进行引导 ( 十二 ) 编制能源领域三年滚动政府投资计划 依据国家宏观调控总体要求和能源 发展规划, 编制能源领域三年滚动政府投资计划, 明确规划期内政府投资的重大能源项 目 建立能源领域政府投资项目库, 未入库项目原则上不予安排政府投资 ( 十三 ) 加强能源领域政府投资事中事后监管 以更严格标准加强对能源领域政府投资的概算预算 建设标准 建设工期 竣工验收等事项的要求 严格按照项目建设进度下达政府投资计划 严格概算执行和造价控制, 健全概算审批 调整等管理制度 加强政府投资项目的竣工验收管理 探索与投资项目审计监督 重大项目稽察等部门实施联合监督的新机制, 强化政府投资监管 ( 十四 ) 建立政府投资资金使用情况后评估制度 对能源领域政府投资项目的质量 工期 资金使用和安全性评价等事项进行专项监管和动态跟踪 完善政府投资追责体系, 建立政府投资黑名单制度, 项目一经发现违法违规问题, 视情节轻重限制 禁止项目业主申请中央预算内投资资金, 并追究法律责任 ( 十五 ) 鼓励政府和社会资本合作 落实 国家能源局关于在能源领域积极推广政府和社会资本合作模式的通知 ( 国能法改 [2016]96 号 ), 重点在城镇配电网 农村电网 电动汽车充电桩 城市燃气管网 液化天然气 (LNG) 储运设施等领域推广运用政府和社会资本合作 (PPP) 模式 建立 PPP 项目联审机制, 进一步简化 PPP 项目审批流程, 提高行政服务效率 建立主要由市场决定能源价格的机制, 为社会资本投资能源领域创造有利条件 对确定采用 PPP 模式的能源项目, 通过竞争性机制公平择优选择社会资本作为合作伙伴 三 畅通能源投资项目融资渠道 173

177 二 光伏发电项目产业扶持与建设管理政策 ( 十六 ) 鼓励发展能源项目直接融资 依托多层次资本市场体系, 拓宽和优化能源领域投资项目的直接融资渠道, 鼓励符合条件的能源企业开展股票上市融资 总结能源领域资产证券化实践经验, 鼓励金融机构选择符合条件的能源信贷资产 企业应收款 信托受益权 基础设施收益权等为基础资产, 开展形式多样的资产证券化业务, 盘活存量能源设施资产 加大创新力度, 丰富债券品种, 鼓励有条件的能源企业发行企业债券 项目收益债 重点产业专项债, 通过债券市场筹措资金 ( 十七 ) 大力加强能源领域 双创 项目金融扶持力度 加大对电动汽车充电基础设施 氢燃料电池 储能 综合智慧能源等科技程度高 资本密度低, 并处于种子期 初创期项目的金融支持力度, 鼓励金融机构有针对性地为能源领域 双创 项目提供股权 债券以及信用贷款等融资综合服务 ( 十八 ) 建立能源领域政府 银行 企业 社会合作对接机制 搭建政银企社合作 平台, 通过联合开展项目推介会等方式, 加强与政策性 开发性金融机构以及广大社会 资本的对接, 为能源领域重大项目获取长期稳定 低成本的资金支持创造条件 ( 十九 ) 完善保险资金等机构资金对能源项目建设的投资机制 大力发展债权投资计划 产业投资基金 资产支持计划等融资工具, 引导社保资金 保险资金 企业年金等用于收益稳定 回收期长的能源项目 建立信贷 证券 保险和基金等机构资金支持重大能源项目建设的合作对接机制, 保障重大项目资金需求 ( 二十 ) 构建更加开放的投融资体制 加强与金融机构的协调配合, 促进金融机构对重大能源基础设施建设合作项目提供信贷 担保 保险 国际结算等全方位 全流程的金融服务 促进金融机构针对能源领域对外合作的需求和特点, 主动创新金融产品和服务方式, 加快拓展和优化境外服务网络, 为能源企业 走出去 和重点国际合作项目提供境内外一体化金融服务 积极搭建能源领域双多边政府间合作平台, 建立健全能源行业 走出去 协调服务机制, 更好地支持能源对外投资项目 加强与国际金融机构和各国政府 企业 金融机构在能源领域的多层次投融资合作 四 提升综合服务管理水平 ( 二十一 ) 落实能源投资项目审批负责制 探索建立并逐步推行能源投资项目审批 核准和备案首问负责制 能源项目核准 备案机关或审批协调机构实行 一站式 受理 全流程 服务, 一家负责到底 174

178 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) ( 二十二 ) 大力推进阳光审批 落实投资项目统一代码制度相关要求, 充分利用全国投资项目在线审批监管平台, 做好能源项目审批 监管等信息公开工作, 提高透明度 制定能源项目审批工作规则, 梳理整合办事环节, 编制 更新企业办事流程图 推进能源项目审批管理工作的信息公开制度, 及时公开项目受理情况 办理过程 审批结果 鼓励新闻媒体 公民 法人和其他组织依法对能源部门的服务管理行为进行监督 ( 二十三 ) 加强规划引领 完善能源规划体系, 强化地方规划与国家规划的衔接, 加强能源规划与城乡 土地 环保等领域规划的衔接 完善能源规划的约束引导机制, 发挥好规划对能源投资的龙头性 引领性作用, 促进能源产业科学有序发展 处理好规划和具体投资项目的关系, 既要依据规划布局项目, 也要防止规划制定过细 规划变相指定项目单位 规划套规划搞层层加码等有碍市场在能源投资中起决定性作用的问题出现 ( 二十四 ) 健全监管机制 按照谁审批谁监管 谁主管谁监管的原则, 依托能源投 资项目在线审批监管平台, 加强项目建设全过程监管 完善有关规章制度, 制定监管工 作指南和操作规程, 促进监管工作标准化 规范化 公开化 ( 二十五 ) 加强重点领域专项监管 煤矿 火电等产能过剩或存在潜在过剩风险的投资领域要严格按照国家专项规划和产业政策开展项目建设, 对违规 违建项目责令停止建设或责令停产 切实保护社会资本在能源投资中的正当权益, 加大监管力度, 保障投资者合法合理诉求得到解决 ( 二十六 ) 加强能源企业信用体系建设 按照国家统一规划和部署, 加强能源企业信用体系建设, 实现信用信息公开共享 开展信用评价, 曝光严重违法失信 发生重大以上安全事故 黑名单 企业 将企业信用记录纳入全国信用信息共享平台, 强化政府和投资者的契约意识和诚信意识, 形成守信激励 失信惩戒的约束机制, 促使相关主体切实承担责任, 履行法定义务, 确保投资建设市场安全高效运行 五 确保改革任务落实到位 ( 二十七 ) 加强分工协作 建立能源投融资体制改革工作会商制度和协调机制, 分 解任务, 明确责任, 加强协同配合 能源项目审核机关要充分认识深化投融资体制改革 的重要性和紧迫性, 及时制定具体工作方案, 明确任务分工 时间节点, 做好相关支持 175

179 二 光伏发电项目产业扶持与建设管理政策 配合工作 国家能源局派出能源监管机构要充分发挥监管职能, 按照统一部署开展能源 投融资体制改革工作落实情况专项监管 ( 二十八 ) 加快法制建设 完善与能源投融资相关的规章制度和行业标准, 制定能源领域贯彻落实投资领域立法的具体管理办法或实施方案 加快推进 电力法 煤炭法 修订, 积极推动 能源法 核电管理条例 国家石油储备条例 能源监管条例 海洋石油天然气管道保护条例 等法律法规制定出台 加快制定修订能耗 碳排放等领域技术标准, 实施能效 领跑者 制度, 研究建立煤电机组能效领跑者机制 ( 二十九 ) 推进配套改革 能源投融资体制改革与其他领域改革要协同推进, 形成叠加效应, 充分释放改革红利 加快能源体制改革, 落实电力体制改革措施, 深化石油天然气体制改革, 推进电力市场建设 售电侧改革 油气行业上游勘探开发领域改革等试点工作, 有序放开油气勘查 开采 市场准入, 完善油气进出口管理体制 完善油气加工环节准入和淘汰机制, 推动油气管网基础设施公平开放 推动能源价格改革, 完善油气产品定价机制, 有序放开上网电价和公益性以外的销售电价 积极鼓励国有能源企业开展混合所有制改革, 推动体制机制创新, 为社会资本在能源领域开展投融资活动创造有利条件 附件 任务分工和进度安排 序号 政策措施 局内分工 时间进度 1 确立能源企业投资主体地位 电力司 新能源司等 持续落实 2 实行能源投资项目管理负面清单制法改司牵头, 各业务司分工负 2017 年 6 月底度责前 3 建立能源投资项目管理权力清单制 2017 年 6 月底各业务司分工负责度前 4 建立能源投资项目责任清单制度 各业务司分工负责 2017 年 6 月底前 5 规范能源投资项目备案管理制度 各业务司分工负责 持续落实 6 优化能源投资项目核准流程 综合司牵头 持续落实 7 精简能源投资项目核准前置许可 各业务司分工负责 持续落实 8 创新能源投资项目核准方式 各业务司分工负责 持续落实 9 加强能源企业投资行为事中事后监管 各业务司分工负责 持续落实 176

180 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 10 正确把握政府投资方向, 明确投资范围 规划司牵头 持续落实 11 优化完善政府投资资金安排方式 新能源司 油气司 煤炭司等 持续落实 12 编制能源领域三年滚动政府投资 规划规划司牵头 按期完成 13 加强能源领域政府投资事中事后监管 各业务司分工负责 持续落实 14 建立政府投资资金使用情况后评估规划司牵头, 各业务司分工负 2017 年 6 月底制度责前 15 鼓励政府和社会资本合作 法改司牵头 持续落实 16 鼓励发展能源项目直接融资 规划司牵头 持续落实 17 大力加强能源领域 双创 项目金融扶持力度 18 建立能源领域政府 银行 企业 社会合作对接机制 19 完善保险资金等机构资金对能源项目建设的投资机制 20 推动构建更加开放的投融资体制 科技司牵头, 各业务司分工负责 持续落实 规划司牵头, 各业务司分工负责 持续落实 规划司牵头, 各业务司分工负责 持续落实 国际司牵头, 各业务司分工负责 持续落实 21 落实能源投资项目审批首问负责制 综合司牵头 2016 年 12 月底前 22 大力推进阳光审批 综合司 法改司牵头 持续落实 23 加强规划引领 规划司牵头 持续落实 24 健全监管机制 各业务司分工负责 持续落实 25 加强重点领域专项监管 各业务司分工负责 持续落实 26 加强能源企业信用体系建设 资质中心牵头 持续落实 27 加强分工协作 法改司牵头 持续落实 28 加快法制建设 法改司牵头, 各业务司分工负责 持续落实 29 推进配套改革 法改司牵头 持续落实 177

181 三 光伏发电项目财税优惠与资金支持政策 三 光伏发电项目财税优惠与资金支持政策 3.1 关于支持分布式光伏发电金融服务的意见 ( 国能新能 号 ) 国家能源局国家开发银行关于支持分布式光伏发电 金融服务的意见国能新能 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, 国家开 发银行各分行 : 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, 充分发挥金融杠杆 作用, 引导社会资金投入, 有效激发分布式光伏发电投资, 国家能源局 国家开发银行 决定联合支持分布式光伏发电金融服务创新, 现提出以下意见 : 一 中国分布式光伏发电处于发展初期, 需要调动各类投资主体的积极性, 建立合 适的投融资体系 国开行要发挥开发性金融机构的引导作用, 创新金融服务, 积极支持 分布式光伏发电应用 二 国开行支持各类以 自发自用 余量上网 电网调节 方式建设和运营的分布式 光伏发电项目, 重点配合国家组织建设的新能源示范城市 绿色能源县 分布式光伏发 电应用示范区等开展创新金融服务试点, 建立与地方合作的投融资机构, 专项为分布式 光伏发电项目提供金融服务 三 推动地方政府在试点地区成立以企业信用为基础, 以市场化方式运作, 具备借 款资格和承贷能力的融资平台 ( 即统借方 ) 国开行向融资平台提供授信, 融资平台以 委托贷款等有效的资金运作方式, 向符合条件的对象提供融资支持 国家开发银行根据 国家光伏发电发展规划和有关地区的分布式光伏发电年度实施方案, 制定年度融资计划, 合理安排信贷资金规模 四 国开行积极为各类分布式光伏发电项目投资主体提供信贷支持 符合国开行直 接申请贷款资格的投资主体可直接申请国开行信贷资金支持 ; 对不符合直接申请国开行 贷款条件的企业和自然人, 采用统借统还的模式给予支持 五 国开行为分布式光伏发电项目以提供中长期贷款为主 短期贷款和流动资金贷 款为辅的多元化信贷产品 贷款期限最长可达 15 年, 对于重点客户投资的项目和国家 规划建设示范项目, 可实行差异化定价 六 国开行建立和完善分布式光伏发电贷款风险管理体系, 根据项目具体情况设计 第三方担保 额外保险和机构担保等, 建立灵活有效的信用结构, 防范贷款风险 在归 178

182 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 还贷款本息前, 项目发电收入原则上应设立账户进行归集, 并接受国家开发银行监管 七 国家能源局根据全国光伏发电发展规划, 采取指导各地区制定年度实施方案和组织分布式光伏发电应用示范区建设等方式推进分布式光伏发电应用, 指导各级地方能源主管部门为各类分布式光伏发电项目提供政策和管理服务, 做好项目单位 ( 含个人投资者 ) 与国开行及地区融资平台的衔接 国家能源局国家开发银行 2013 年 8 月 22 日 179

183 三 光伏发电项目财税优惠与资金支持政策 3.2 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 号 ) 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 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 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 180

184 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 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附加补助结算的监管, 确保光伏发电价格政策执行到位 附件 : 全国光伏电站标杆上网电价表国家发展改革委 2013 年 8 月 26 日 附件 : 资源区 光伏电站标杆上网电价 全国光伏电站标杆上网电价表 各资源区所包括的地区 单位 : 元 / 千瓦时 ( 含税 ) Ⅰ 类资源区 0.90 Ⅱ 类资源区 0.95 宁夏 青海海西 甘肃嘉峪关 武威 张掖 酒泉 敦煌 金昌 新疆哈密 塔城 阿勒泰 克拉玛依, 内蒙古除赤峰 通辽 兴安盟 呼伦贝尔以外地区 北京 天津 黑龙江 吉林 辽宁 四川 云南 内蒙古赤峰 通辽 兴安盟 呼伦贝尔, 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, 甘肃 青海 新疆除一类外其他地区 Ⅲ 类资源区 1.00 除 Ⅰ 类 Ⅱ 类资源区以外的其他地区 注 : 西藏自治区光伏电站标杆电价另行制定 181

185 三 光伏发电项目财税优惠与资金支持政策 3.3 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 ( 财建 号 ) 财政部关于分布式光伏发电实行按照电量补贴政策等 有关问题的通知财建 号 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 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 : 按照程序完成备案 具体备案办法由国家能源局另行制定 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 182

186 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) ( 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 年度终了后 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年度补贴资金进行清算, 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年度补贴资金进行清算, 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 可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法 的通知 ( 财建 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 年度终了后 1 个月内, 各省 ( 区 市 ) 电力公司编制上年度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, 于年度终了后由省级财政 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 8 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 183

187 三 光伏发电项目财税优惠与资金支持政策 照本通知拨付和清算 三 本通知自印发之日起实施附件 : 电网企业名单抄送 : 国家发展改革委 国家能源局, 财政部驻各省 自治区 直辖市 计划单列市财政监察专员办事处 财政部 2013 年 7 月 24 日附件 : 电网企业名单国家电网公司, 下属公司包括 : 华北电网有限公司 北京市电力公司 天津市电力公司 河北省电力公司 山西省电力公司 山东电力集团公司 上海电力公司 江苏省电力公司 浙江省电力公司 安徽省电力公司 福建省电力有限公司 辽宁省电力有限公司 吉林省电力有限公司 黑龙江省电力有限公司 内蒙古东部电力有限公司 湖北省电力公司 湖南省电力公司 河南省电力公司 江西省电力公司 四川省电力公司 重庆市电力公司 陕西省电力公司 甘肃省电力公司 青海省电力公司 宁夏电力公司 新疆电力公司 西藏电力有限公司等 南方电网公司, 下属公司包括 : 广东电网公司 广西电网公司 云南电网公司 贵州电网公司 海南电网公司 地方独立电网企业, 包括 : 内蒙古电力集团有限责任公司 湖北丹江电力股份有限公司 广西桂东电力股份有限公司 广西壮族自治区百色电力有限责任公司 重庆三峡水利电力 ( 集团 ) 股份有限公司 重庆乌江电力有限公司 湖南金垣电力集团股份有限公司 山西国际电力集团有限公司 吉林省地方水电有限公司 广西水利电业集团有限公司 深圳招商供电有限公司 湖南郴电国际发展股份有限公司 云南保山电力公司 陕西地方电力公司 四川水电投资经营集团公司等 184

188 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 3.4 关于对分布式光伏发电自发自用电量免征政府性基金有关问题的通知 ( 财综 号 ) 财政部关于对分布式光伏发电自发自用电量免征 政府性基金有关问题的通知财综 号 各省 自治区 直辖市财政厅 ( 局 ), 财政部驻各省 自治区 直辖市 计划单列市财 政监察专员办事处 : 为了促进光伏产业健康发展, 根据 国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见 ( 国发 号 ) 的有关规定, 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 国家重大水利工程建设基金 大中型水库移民后期扶持基金 农网还贷资金 等 4 项针对电量征收的政府性基金 上述规定自本通知发文之日起施行 抄送 : 国家电网公司 中国南方电网有限责任公司 内蒙古电力集团有限责任公司 财政部 2013 年 11 月 19 日 185

189 三 光伏发电项目财税优惠与资金支持政策 3.5 关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知 ( 发改价格 号 ) 国家发展改革委关于完善陆上风电光伏发电上网 标杆电价政策的通知发改价格 号 各省 自治区 直辖市发展改革委 物价局 : 为落实国务院办公厅 能源发展战略行动计划 ( ) 目标要求, 合理引导 新能源投资, 促进陆上风电 光伏发电等新能源产业健康有序发展, 推动各地新能源平 衡发展, 提高可再生能源电价附加资金补贴效率, 依据 可再生能源法, 决定调整新 建陆上风电和光伏发电上网标杆电价政策 经商国家能源局同意, 现就有关事项通知如 下 : 一 实行陆上风电 光伏发电 ( 光伏电站, 下同 ) 上网标杆电价随发展规模逐步降 低的价格政策 为使投资预期明确, 陆上风电一并确定 2016 年和 2018 年标杆电价 ; 光 伏发电先确定 2016 年标杆电价,2017 年以后的价格另行制定 具体标杆电价见附件一 和附件二 二 利用建筑物屋顶及附属场所建设的分布式光伏发电项目, 在项目备案时可以选 择 自发自用 余电上网 或 全额上网 中的一种模式 ; 已按 自发自用 余电上网 模式 执行的项目, 在用电负荷显著减少 ( 含消失 ) 或供用电关系无法履行的情况下, 允许变 更为 全额上网 模式 全额上网 项目的发电量由电网企业按照当地光伏电站上网标杆 电价收购 选择 全额上网 模式, 项目单位要向当地能源主管部门申请变更备案, 并不 得再变更回 自发自用 余电上网 模式 三 陆上风电 光伏发电上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价 ( 含脱硫 脱硝 除尘 ) 以内的部分, 由当地省级电网结算 ; 高出部分通过国家可再生能源发展基金予以 补贴 四 鼓励各地通过招标等市场竞争方式确定陆上风电 光伏发电等新能源项目业主 和上网电价, 但通过市场竞争方式形成的上网电价不得高于国家规定的同类陆上风电 光伏发电项目当地上网标杆电价水平 五 各陆上风电 光伏发电企业和电网企业必须真实 完整地记载和保存相关发电 项目上网交易电量 价格和补贴金额等资料, 接受有关部门监督检查 各级价格主管部 门要加强对陆上风电和光伏发电上网电价执行和电价附加补贴结算的监管, 督促相关上 网电价政策执行到位 六 上述规定自 2016 年 1 月 1 日起执行 附件 :1. 全国陆上风力发电上网标杆电价表 2. 全国光伏发电上网标杆电价表 186 国家发展改革委 2015 年 12 月 22 日

190 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 附件 1: 全国陆上风力发电上网标杆电价表 单位 : 元 / 千瓦时 ( 含税 ) 资源区 陆上风电标杆上网电价各资源区所包括的地区 2016 年 2018 年 Ⅰ 类资源区 内蒙古自治区除赤峰市 通辽市 兴安盟 呼伦贝尔市以外其他地区 ; 新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市 伊犁哈萨克族自治州 克拉玛依市 石河子市 Ⅱ 类资源区 河北省张家口市 承德市 ; 内蒙古自治区赤峰市 通辽市 兴安盟 呼伦贝尔市 ; 甘肃省嘉峪关市 酒泉市 Ⅲ 类资源区 吉林省白城市 松原市 ; 黑龙江省鸡西市 双鸭山市 七台河市 绥化市 伊春市, 大兴安岭地区 ; 甘肃省除嘉峪关市 酒泉市以外其他地区 ; 新疆维吾尔自治区除乌鲁木齐市 伊犁哈萨克族自治州 克拉玛依市 石河子市以外其他地区 ; 宁夏回族自治区 Ⅳ 类资源区 除 Ⅰ 类 Ⅱ 类资源区以外的其他地区 注 : 年 2018 年等年份 1 月 1 日以后核准的陆上风电项目分别执行 2016 年 2018 年的上网标杆电价 2 年核准期内未开工建设的项目不得执行该核准期对应的标杆电价 2016 年前核准的陆上风电项目但于 2017 年底前仍未开工建设的, 执行 2016 年上网标 杆电价 年前如投资运行成本发生较大变化, 国家可根据实际情况调整上述标杆电价 附件 2: 全国光伏发电上网标杆电价表 单位 : 元 / 千瓦时 ( 含税 ) 资源区 光伏电站标杆上网电价 各资源区所包括的地区 Ⅰ 类资源区 0.80 宁夏 青海海西 甘肃嘉峪关 武威 张掖 酒泉 敦煌 金昌 新疆哈密 塔城 阿勒泰 克拉玛依, 内蒙古除赤峰 通辽 兴安盟 呼伦贝尔以外地区 Ⅱ 类资源区 0.88 北京 天津 黑龙江 吉林 辽宁 四川 云南 内蒙古赤峰 通辽 兴安盟 呼伦贝尔, 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, 甘肃 青海 新疆除一类外其他地区 Ⅲ 类资源区 0.98 除 Ⅰ 类 Ⅱ 类资源区以外的其他地区 注 : 年 1 月 1 日以后备案并纳入年度规模管理的光伏发电项目, 执行 2016 年光 伏发电上网标杆电价 2016 年以前备案并纳入年度规模管理的光伏发电项目但于 2016 年 6 月 30 日以前仍未全部投运的, 执行 2016 年上网标杆电价 2. 西藏自治区光伏电站标杆电价另行制定 187

191 三 光伏发电项目财税优惠与资金支持政策 3.6 关于降低燃煤发电上网电价和一般工商业用电价格的通知 ( 发改价格 号 ) 国家发展改革委关于降低燃煤发电上网电价和一般工商业 用电价格的通知发改价格 号 各省 自治区 直辖市发展改革委 物价局 电力公司 : 经国务院批准, 根据煤电价格联动机制有关规定, 决定下调全国燃煤发电上网电价和一般工商业用电价格 经商国家能源局, 现就有关事项通知如下 : 一 全国燃煤发电上网电价平均每千瓦时下调约 3 分钱 ( 含税, 下同 ), 同幅度下调一般工商业销售电价, 支持燃煤电厂超低排放改造和可再生能源发展, 并设立工业企业结构调整专项资金 各省 ( 区 市 ) 燃煤发电上网电价平均调价标准和调整后的燃煤发电标杆上网电价见附件 二 全国一般工商业销售电价平均每千瓦时下调约 3 分钱, 大工业用电价格不作调整, 减轻中小微企业负担 各省 ( 区 市 ) 一般工商业用电平均调价标准见附件 各省 ( 区 市 ) 价格主管部门按照附件规定的平均调价标准, 制定和下发本省 ( 区 市 ) 上网电价和销售电价调整具体方案, 并报我委备案 三 推动燃煤电厂超低排放改造, 根据 国家发展改革委关于燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知 ( 发改价格 号 ) 规定, 对于验收合格并符合超低排放限值要求的燃煤发电机组实行电价支持 四 将居民生活和农业生产以外其他用电征收的可再生能源电价附加征收标准, 提高到每千瓦时 1.9 分钱 五 利用燃煤发电上网电价部分降价空间, 设立工业企业结构调整专项资金, 支持地方在淘汰煤炭 钢铁行业落后产能中安置下岗失业人员等 专项资金管理办法由有关部门另行下发 六 跨省 跨区域送电价格调整标准, 遵循市场定价原则, 参考送 受电地区电价调整情况, 由供需双方协商确定 点对网 送电的上网电价调价标准, 可参考受电省燃煤发电标杆电价调整标准协商确定 网对网 送电价格, 可参考送电省燃煤机组标杆电价调整幅度协商确定 七 以上电价调整自 2016 年 1 月 1 日起执行 八 推进电价市场化, 鼓励有条件的电力用户与发电企业直接交易, 自主协商确定 188

192 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 电价 九 电价调整后, 各级价格主管部门要继续对高耗能行业 产能严重过剩行业实施差别电价 惩罚性电价和阶梯电价政策, 加大上述电价政策的执行力度, 促进产业结构升级和淘汰落后产能 十 各地价格主管部门要精心组织, 周密安排, 确保本次电价调整措施及时落实到位 附件 : 各省 ( 区 市 ) 燃煤发电上网电价和一般工商业用电价格调整表国家发展改革委 2015 年 12 月 27 日 189

193 三 光伏发电项目财税优惠与资金支持政策 附件 : 各省 ( 区 市 ) 燃煤发电上网电价和一般工商业用电价格调整表 单位 : 元 / 千瓦时 ( 含税 ) 省级电网 统调燃煤发电上网一般工商业用电价调整后的燃煤发提高后的可再生能源电价平均降低标准格平均降低标准电标杆上网电价电价附加征收标准 北京 天津 冀北 冀南 山西 山东 蒙西 辽宁 吉林 黑龙江 蒙东 上海 江苏 浙江 安徽 福建 湖北 湖南 河南 四川 重庆 江西 陕西 甘肃 青海 宁夏 广东 广西 云南 贵州 海南 注 : 上述燃煤发电标杆上网电价含脱硫 脱硝和除尘电价 190

194 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 3.7 关于做好风电 光伏发电全额保障性收购管理工作的通知 ( 发改能源 号 ) 国家发展改革委国家能源局关于做好风电 光伏发电 全额保障性收购管理工作的通知发改能源 号 各省 ( 自治区 直辖市 ) 新疆生产建设兵团发展改革委 ( 能源局 ) 经信委 ( 工信委 工信厅 ), 国家能源局各派出机构, 国家电网公司 南方电网公司 内蒙古电力 ( 集团 ) 有限责任公司, 华能 大唐 华电 国电 国电投 神华 三峡 华润 中核 中广核 中国节能集团公司 : 为做好可再生能源发电全额保障性收购工作, 保障风电 光伏发电的持续健康发展, 现将有关事项通知如下 : 一 根据 可再生能源发电全额保障性收购管理办法 ( 发改能源 号 ), 综合考虑电力系统消纳能力, 按照各类标杆电价覆盖区域, 参考准许成本加合理收益, 现核定了部分存在弃风 弃光问题地区规划内的风电 光伏发电最低保障收购年利用小 时数 ( 详见附表 ) 最低保障收购年利用小时数将根据新能源并网运行 成本变化等情 况适时调整 二 各有关省 ( 区 市 ) 能源主管部门和经济运行主管部门要严格落实规划内的风 电 光伏发电保障性收购电量, 认真落实 国家能源局关于做好 三北 地区可再生能源 消纳工作的通知 以及优先发电 优先购电相关制度的有关要求, 按照附表核定最低保 障收购年利用小时数并安排发电计划, 确保最低保障收购年利用小时数以内的电量以最 高优先等级优先发电 已安排 2016 年度发电计划的省 ( 区 市 ) 须按照附表核定最低 保障收购年利用小时数对发电计划及时进行调整 各省 ( 区 市 ) 主管部门和电网调度机构应严格落实 关于有序放开发用电计划的 实施意见 中关于优先发电顺序的要求, 严禁对保障范围内的电量采取由可再生能源发 电项目向煤电等其他电源支付费用的方式来获取发电权, 妥善处理好可再生能源保障性 收购 调峰机组优先发电和辅助服务市场之间的关系, 并与电力交易方案做好衔接 三 保障性收购电量应由电网企业按标杆上网电价和最低保障收购年利用小时数全 额结算, 超出最低保障收购年利用小时数的部分应通过市场交易方式消纳, 由风电 光 伏发电企业与售电企业或电力用户通过市场化的方式进行交易, 并按新能源标杆上网电 价与当地煤电标杆上网电价 ( 含脱硫 脱硝 除尘 ) 的差额享受可再生能源补贴 地方政府能源主管部门或经济运行主管部门应积极组织风电 光伏发电企业与售电 191

195 三 光伏发电项目财税优惠与资金支持政策 企业或电力用户开展对接, 确保最低保障收购年利用小时数以外的电量能够以市场化的方式全额消纳 四 保障性收购电量为最低保障目标, 鼓励各相关省 ( 区 市 ) 提出并落实更高的保障目标 目前实际运行小时数低于最低保障收购年利用小时数的省 ( 区 市 ) 应根据实际情况, 制定具体工作方案, 采取有效措施尽快确保在运行的风电 光伏电站达到最低保障收购年利用小时数要求 具体工作方案应向全社会公布并抄送国家发展改革委和国家能源局 除资源条件影响外, 未达到最低保障收购年利用小时数要求的省 ( 区 市 ), 不得再新开工建设风电 光伏电站项目 ( 含已纳入规划或完成核准的项目 ) 未制定保障性收购要求的地区应根据资源条件按标杆上网电价全额收购风电 光伏发电项目发电量 未经国家发改委 国家能源局同意, 不得随意设定最低保障收购年利用小时数 五 各省 ( 区 市 ) 有关部门在制定发电计划和电量交易方案时, 要充分预留风电和光伏发电保障性收购电量空间, 不允许在月度保障性收购电量未完成的情况下结算市场交易部分电量, 已经制定的市场交易机制需落实保障月度保障性电量的要求 电网企业 ( 电力交易机构 ) 应将各风电 光伏发电项目的全年保障性收购电量根据历史和功率预测情况分解到各月, 并优先结算当月的可再生能源保障性收购电量, 月度保障性收购电量结算完成后再结算市场交易部分电量, 年终统一清算 六 风电 光伏发电企业要协助各省级电网企业或地方电网企业及电力交易机构按国家有关规定对限发电量按月进行统计 对于保障性收购电量范围内的限发电量要予以补偿, 电网企业协助电力交易机构根据 可再生能源发电全额保障性收购管理办法 ( 发改能源 号 ) 的要求, 按照风电 光伏发电项目所在地的标杆上网电价和限发电量明确补偿金额, 同时要确定补偿分摊的机组, 相关报表和报告按月报送国家能源局派出机构和省级经济运行主管部门备案并公示 电网企业应保留限电时段相关运行数据, 以备监管机构检查 各电网企业于 2016 年 6 月 30 日前与按照可再生能源开发利用规划建设 依法取得行政许可或者报送备案 符合并网技术标准的风电 光伏发电企业签订 2016 年度优先发电合同, 并于每年年底前签订下一年度的优先发电合同 七 国务院能源主管部门派出机构会同省级能源主管部门和经济运行主管部门要加强对可再生能源发电全额保障性收购执行情况的监管和考核工作, 定期对电网企业与风电 光伏发电项目企业签订优先发电合同和执行可再生能源发电全额保障性收购情况进行专项监管, 对违反 可再生能源发电全额保障性收购管理办法 ( 发改能源

196 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 625 号 ) 和本通知要求的要按规定采取监管措施, 相关情况及时报国家发展改革委和国家能源局 落实可再生能源发电全额保障性收购制度是电力体制改革工作的一项重要任务, 也是解决弃风 弃光限电问题和促进可再生能源持续健康发展的重要措施 各部门要按照上述要求认真做好可再生能源发电全额保障性收购工作, 确保弃风 弃光问题得到有效缓解 附件 :1. 风电重点地区最低保障收购年利用小时数核定表 2. 光伏发电重点地区最低保障收购年利用小时数核定表国家发展改革委国家能源局 2016 年 5 月 27 日 193

197 三 光伏发电项目财税优惠与资金支持政策 附件 1: 资源区 Ⅰ 类资源区 Ⅱ 类资源区 Ⅲ 类资源区 Ⅳ 类资源区附件 2: 资源区 Ⅰ 类资源区 Ⅱ 类资源区 风电重点地区最低保障收购年利用小时数核定表 地区 保障性收购利用小时数 内蒙古自治区除赤峰市 通辽市 兴安盟 呼伦贝尔市以外其他地区 2000 新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市 伊犁哈萨克族自治州 克拉玛依市 石河子市 1900 内蒙古自治区赤峰市 通辽市 兴安盟 呼伦贝尔市 1900 河北省张家口 2000 甘肃省嘉峪关市 酒泉市 1800 甘肃省除嘉峪关市 酒泉市以外其他地区 1800 新疆维吾尔自治区除乌鲁木齐市 伊犁哈萨克族自治州 克拉玛依市 石河子市以外其他地区 1800 吉林省白城市 松原市 1800 黑龙江省鸡西市 双鸭山市 七台河市 绥化市 伊春市, 大兴安岭地区 1900 宁夏回族自治区 1850 黑龙江省其他地区 1850 吉林省其他地区 1800 辽宁省 1850 山西省忻州市 朔州市 大同市 1900 光伏发电重点地区最低保障收购年利用小时数核定表 地区 保障性收购利用小时数 宁夏 1500 青海海西 1500 甘肃嘉峪关 武威 张掖 酒泉 敦煌 金昌 1500 新疆哈密 塔城 阿勒泰 克拉玛依 1500 内蒙除赤峰 通辽 兴安盟 呼伦贝尔以外地区 1500 青海除 Ⅰ 类外其他地区 1450 甘肃除 Ⅰ 类外其他地区 1400 新疆除 Ⅰ 类外其他地区 1350 内蒙除赤峰 通辽 兴安盟 呼伦贝尔 1400 黑龙江 1300 吉林 1300 辽宁 1300 河北承德 张家口 唐山 秦皇 1400 山西大同 朔州 忻州 1400 陕西榆林 延安

198 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 3.8 关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知 ( 发改价格 号 ) 国家发展改革委关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知发改价格 号 各省 自治区 直辖市发展改革委 物价局, 国家电网公司 南方电网公司 内蒙古电 力公司 : 为落实国务院办公厅 能源发展战略行动计划 ( ) 关于风电 光伏电价 2020 年实现平价上网的目标要求, 合理引导新能源投资, 促进光伏发电和风力发电产 业健康有序发展, 依据 可再生能源法, 决定调整新能源标杆上网电价政策 经研究, 现就有关事项通知如下 : 一 降低光伏发电和陆上风电标杆上网电价 根据当前新能源产业技术进步和成本降低情况, 降低 2017 年 1 月 1 日之后新建光 伏发电和 2018 年 1 月 1 日之后新核准建设的陆上风电标杆上网电价, 具体价格见附件 1 和附件 年前如果新建陆上风电项目工程造价发生重大变化, 国家可根据实际 情况调整上述标杆电价 之前发布的上述年份新建陆上风电标杆上网电价政策不再执行 光伏发电 陆上风电上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价 ( 含脱硫 脱硝 除尘电价 ) 以内的部分, 由当地省级电网结算 ; 高出部分通过国家可再生能源发展基金予以补贴 二 明确海上风电标杆上网电价 对非招标的海上风电项目, 区分近海风电和潮间带风电两种类型确定上网电价 近 海风电项目标杆上网电价为每千瓦时 0.85 元, 潮间带风电项目标杆上网电价为每千瓦 时 0.75 元 海上风电上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价 ( 含脱硫 脱硝 除尘电 价 ) 以内的部分, 由当地省级电网结算 ; 高出部分通过国家可再生能源发展基金予以补 贴 三 鼓励通过招标等市场化方式确定新能源电价 国家鼓励各地通过招标等市场竞争方式确定光伏发电 陆上风电 海上风电等新能 源项目业主和上网电价, 但通过市场竞争方式形成的价格不得高于国家规定的同类资源 区光伏发电 陆上风电 海上风电标杆上网电价 实行招标等市场竞争方式确定的价格, 在当地燃煤机组标杆上网电价 ( 含脱硫 脱硝 除尘电价 ) 以内的部分, 由当地省级电 网结算 ; 高出部分由国家可再生能源发展基金予以补贴 四 其他有关要求 195

199 三 光伏发电项目财税优惠与资金支持政策 各新能源发电企业和电网企业必须真实 完整地记载和保存相关发电项目上网交易电量 价格和补贴金额等资料, 接受有关部门监督检查 各级价格主管部门要加强对新能源上网电价执行和可再生能源发展基金补贴结算的监管, 督促相关上网电价政策执行到位 上述规定自 2017 年 1 月 1 日起执行 附件 :1 全国光伏发电标杆上网电价表 2 全国陆上风力发电标杆上网电价表国家发展改革委 2016 年 12 月 26 日 196

200 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 附件 1: 全国光伏发电标杆上网电价表 单位 : 元 / 千瓦时 ( 含税 ) 资源区 光伏电站标杆上网电价 各资源区所包括的地区 Ⅰ 类资源区 0.65 宁夏 青海海西 甘肃嘉峪关 武威 张掖 酒泉 敦煌 金昌 新疆哈密 塔城 阿勒泰 克拉玛依, 内蒙古除赤峰 通辽 兴安盟 呼伦贝尔以外地区 Ⅱ 类资源区 0.75 北京 天津 黑龙江 吉林 辽宁 四川 云南 内蒙古赤峰 通辽 兴安盟 呼伦贝尔, 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, 甘肃 青海 新疆除一类外其他地区 Ⅲ 类资源区 0.85 除 Ⅰ 类 Ⅱ 类资源区以外的其他地区 注 :1 西藏自治区光伏电站标杆电价为 1.05 元 / 千瓦时 年 1 月 1 日以后纳入 财政补贴年度规模管理的光伏发电项目, 执行 2017 年光伏发电标杆上网电价 年以前备案并纳入以前年份财政补贴规模管理的光伏发电项目, 但于 2017 年 6 月 30 日以前仍未投运的, 执行 2017 年标杆上网电价 4 今后, 光伏发电标杆上网电价暂定 每年调整一次 附件 2: 全国陆上风力发电上网标杆电价表 单位 : 元 / 千瓦时 ( 含税 ) 资源区 2018 年新建陆上风电标杆上网电价 各资源区所包括的地区 Ⅰ 类资源区 0.40 内蒙古自治区除赤峰市 通辽市 兴安盟 呼伦贝尔市以外其他地区 ; 新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市 伊犁哈萨克族自治州 克拉玛依市 石河子市 Ⅱ 类资源区 0.45 河北省张家口市 承德市 ; 内蒙古自治区赤峰市 通辽市 兴安盟 呼伦贝尔市 ; 甘肃省嘉峪关市 酒泉市 Ⅲ 类资源区 0.49 吉林省白城市 松原市 ; 黑龙江省鸡西市 双鸭山市 七台河市 绥化市 伊春市, 大兴安岭地区 ; 甘肃省除嘉峪关市 酒泉市以外其他地区 ; 新疆维吾尔自治区除乌鲁木齐市 伊犁哈萨克族自治州 克拉玛依市 石河子市以外其他地区 ; 宁夏回族自治区 Ⅳ 类资源区 0.57 除 Ⅰ 类 Ⅱ 类资源区以外的其他地区 注 :2018 年年 1 月 1 日以后核准并纳入财政补贴年度规模管理的陆上风电项目执行 2018 年的标杆上网电价 2 年核准期内未开工建设的项目不得执行该核准期对应的标杆电价 2018 年年以前核准并纳入以前年份财政补贴规模管理的陆上风电项目但于 2019 年底前 仍未开工建设的, 执行 2018 年标杆上网电价 2018 年以前核准但纳入 2018 年 1 月 1 日之后财政补贴年度规模管理的陆上风电项目, 执行 2018 年标杆上网电价 197

201 四 光伏行业用地政策 四 光伏行业用地政策 4.1 关于支持新产业新业态发展促进大众创业万众创新用地的意见 ( 国土资规 号 ) 国土资源部发展改革委科技部工业和信息化部住房城乡建设 部商务部关于支持新产业新业态发展促进大众创业万众创新 用地的意见国土资规 号 各省 自治区 直辖市和新疆生产建设兵团国土资源 发展改革 科技 工业和信息化 ( 通信管理 ) 住房和城乡建设 商务主管部门 : 为贯彻落实党中央 国务院关于加快实施创新驱动发展战略 大力推进大众创业万 众创新重大决策部署, 增强战略性新兴产业支撑作用, 推进 互联网 + 行动, 发展电子 商务, 构建众创空间等创业服务平台, 支持培育发展新产业 新业态, 依据国家相关法 律法规政策, 提出以下用地意见 : 一 加大新供用地保障力度 ( 一 ) 优先安排新产业发展用地 依据国家 战略性新兴产业重点产品和相关服务 指导目录 中国制造 2025 互联网 + 等国家鼓励发展的新产业 新业态政策要求, 各地可结合地方实际, 确定当地重点发展的新产业, 以 先存量 后增量 的原则, 优先 安排用地供应 对新产业发展快 用地集约且需求大的地区, 可适度增加年度新增建设 用地指标 ( 二 ) 明确新产业 新业态用地类型 国家支持发展的新产业 新业态建设项目, 属于产品加工制造 高端装备修理的项目, 可按工业用途落实用地 ; 属于研发设计 勘 察 检验检测 技术推广 环境评估与监测的项目, 可按科教用途落实用地 ; 属于水资 源循环利用与节水 新能源发电运营维护 环境保护及污染治理中的排水 供电及污水 废物收集 贮存 利用 处理以及通信设施的项目, 可按公用设施用途落实用地 ; 属于 下一代信息网络产业 ( 通信设施除外 ) 新型信息技术服务 电子商务服务等经营服务 项目, 可按商服用途落实用地 新业态项目土地用途不明确的, 可经县级以上城乡规划 部门会同国土资源等相关部门论证, 在现有国家城市用地分类的基础上制定地方标准予 以明确, 向社会公开后实施 ( 三 ) 运用多种方式供应新产业用地 新产业项目用地符合 划拨用地目录 的, 可以划拨供应 鼓励以租赁等多种方式向中小企业供应土地 积极推行先租后让 租让 198

202 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 结合供应方式 出让土地依法需以招标拍卖挂牌方式供应的, 在公平 公正 不排除多个市场主体竞争的前提下, 可将投资和产业主管部门提出的产业类型 生产技术 产业标准 产品品质要求作为土地供应前置条件 ; 以先租后让等方式供应土地涉及招标拍卖挂牌的, 招标拍卖挂牌程序也可在租赁供应时实施, 租赁期满符合条件的可转为出让土地 ( 四 ) 采取差别化用地政策支持新业态发展 光伏 风力发电等项目使用戈壁 荒漠 荒草地等未利用土地的, 对不占压土地 不改变地表形态的用地部分, 可按原地类认定, 不改变土地用途, 在年度土地变更调查时作出标注, 用地允许以租赁等方式取得, 双方签订好补偿协议, 用地报当地县级国土资源部门备案 ; 对项目永久性建筑用地部分, 应依法按建设用地办理手续 对建设占用农用地的, 所有用地部分均应按建设用地管理 新能源汽车充电设施 移动通信基站等用地面积小 需多点分布的新产业配套基础设施, 可采取配建方式供地 在供应其他相关建设项目用地时, 将配建要求纳入土地使用条件, 土地供应后, 由相关权利人依法明确配套设施用地产权关系 ; 鼓励新产业小型配套设施依法取得地役权进行建设 二 鼓励盘活利用现有用地 ( 五 ) 促进制造业迈向中高端 传统工业企业转为先进制造业企业, 以及利用存量房产进行制造业与文化创意 科技服务业融合发展的, 可实行继续按原用途和土地权利类型使用土地的过渡期政策 在符合控制性详细规划的前提下, 现有制造业企业通过提高工业用地容积率 调整用地结构增加服务型制造业务设施和经营场所, 其建筑面积比例不超过原总建筑面积 15% 的, 可继续按原用途使用土地, 但不得分割转让 ( 六 ) 支持生产性 科技及高技术服务业发展 原制造业企业和科研机构整体或部分转型 转制成立独立法人实体, 从事研发设计 勘察 科技成果转化转移 信息技术服务和软件研发及知识产权 综合科技 节能环保等经营服务的, 可实行继续按原用途和土地权利类型使用土地的过渡期政策 ( 七 ) 鼓励建设创业创新平台 依托国家实验室 重点实验室 工程实验室 工程 ( 技术 ) 研究中心构建的开放共享互动创新网络平台, 利用现有建设用地建设的产学研结合中试基地 共性技术研发平台 产业创新中心, 可继续保持土地原用途和权利类型不变 按照国家加快构建众创空间的要求, 对国家自主创新示范区 开发区 新型工业化产业示范基地 科技企业孵化器 国家大学科技园 小企业创业基地 高校 科技院所等机构, 利用存量房产兴办创客空间 创业咖啡 创新工场等众创空间的, 可实行继续按原用途和土地权利类型使用土地的过渡期政策 ( 八 ) 支持 互联网 + 行动计划实施 在不改变用地主体 规划条件的前提下, 开发互联网信息资源, 利用存量房产 土地资源发展新业态 创新商业模式 开展线上线 199

203 四 光伏行业用地政策 下融合业务的, 可实行继续按原用途和土地权利类型使用土地的过渡期政策 过渡期满, 可根据企业发展业态和控制性详细规划, 确定是否另行办理用地手续事宜 ( 九 ) 促进科研院所企业化转制改革 科研机构转制为产业技术研发企业, 其使用的原划拨科研用地 生产性建设用地, 可按国有企业改制政策进行土地资产处置, 对省级以上人民政府批准改制为国有独资公司 国有资本控股公司的, 可采取作价出资 ( 入股 ) 授权经营方式配置土地 三 引导新产业集聚发展 ( 十 ) 促进产业集聚集群发展 着力推进战略性新兴产业等新产业在现有开发区 产业集聚区集中布局, 高新区 经开区 新型工业化产业示范基地要发挥新产业集聚集群发展的引领作用 支持以产业链为纽带, 集中布局相关产业生产 研发 供应 上下游产品服务项目及公共服务项目 引导生产性服务业在中心城市 制造业集中区域集聚发展 国家在重大产业关键共性技术 装备和标准研发攻关及技术改造基建专项 工业转型升级等资金安排上, 对各类开发区 产业集聚区中的重点企业予以支持 ( 十一 ) 有效保障中小企业发展空间 鼓励开发区 产业集聚区规划建设多层工业厂房 国家大学科技园 科技企业孵化器, 供中小企业进行生产 研发 设计 经营多功能复合利用 标准厂房用地按工业用途管理, 国家大学科技园 科技企业孵化器实行只租不售 租金管制 租户审核 转让限制的, 其用地可按科教用途管理 创办三年内租用经营场所的小型微型企业, 投资项目属于新产业 新业态的, 可给予一定比例的租金补贴 鼓励地方出台支持政策, 在规划许可的前提下, 积极盘活商业用房 工业厂房 企业库房 物流设施和家庭住所 租赁房等资源, 为创业者提供低成本办公场所和居住条件 ( 十二 ) 引导土地用途兼容复合利用 城乡规划主管部门在符合控制性详细规划的前提下, 按照用途相近 功能兼容 互无干扰 基础设施共享的原则, 会同发展改革 国土资源主管部门, 根据当地实际, 研究制定有助于新产业 新业态发展的兼容性地类和相关控制指标 经市 县国土资源会同城乡规划等部门充分论证, 新产业工业项目用地, 生产服务 行政办公 生活服务设施建筑面积占项目总建筑面积比例不超过 15% 的, 可仍按工业用途管理 科教用地可兼容研发与中试 科技服务设施与项目及生活性服务设施, 兼容设施建筑面积比例不得超过项目总建筑面积的 15%, 兼容用途的土地 房产不得分割转让 出让兼容用途的土地, 按主用途确定供应方式, 在现有建设用地上增加兼容的, 可以协议方式办理用地手续 ( 十三 ) 推动功能混合和产城融合 单一生产功能的开发区 产业集聚区, 可按照统一配套 依法供应 统筹管理的原则, 在符合城乡规划的前提下, 适当安排建设用地用于商品零售 住宿餐饮 商务金融 城镇住宅等建设, 推动相关区域从单一生产功能 200

204 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 向城市综合功能转型 四 完善新产业用地监管制度 ( 十四 ) 建立政策实施部门联动机制 市 县国土资源主管部门编制国有建设用地供应计划前, 应征询相关部门意见 发展改革应会同工业和信息化 科技 商务等部门及开发区管理机构, 研究提出新产业和新业态项目的用地需求 ; 城乡规划主管部门会同国土部门提出用地布局 协调土地供应和建设时序意见 国有建设用地供应计划报市 县人民政府批准后组织实施 现有建设用地过渡期支持政策以 5 年为限,5 年期满及涉及转让需办理相关用地手续的, 可按新用途 新权利类型 市场价, 以协议方式办理 对需享受政策的市场主体, 投资或相关行业主管部门应向国土资源主管部门提供项目符合条件证明文件, 国土资源主管部门登记备案后执行 加强过渡期满政策执行监管, 防止以任何名目改变政策适用期 ( 十五 ) 建立共同监管机制 对于投资和产业主管等部门提出产业类型 生产技术 产业标准 产品品质要求作为土地供应条件的, 在土地供应成交后, 提出关联条件部门应当要求土地使用权取得人提交项目用地产业发展承诺书, 作为国土资源主管部门签订土地供应合同的前提条件 提出关联条件部门应对承诺书的履行进行监督, 并适时通报国土资源主管部门 项目竣工投产达不到约定要求的, 各相关部门应按职能分工依法依约进行处置 对利用现有建设用地兴办的新产业 新业态项目提出证明文件部门, 应对项目经营方向进行监管 在工业 科教用地上建设或兼容的研发场所, 允许转让 出租的, 受让方 承租方投资项目所属产业应符合研发场所允许布局产业要求, 不符合的, 应按商服用途办理补缴土地出让价款手续及相关变更手续 ( 十六 ) 建立定期核验评估制度 签订 接收项目用地产业发展承诺书 土地供应合同 划拨决定书及提供项目符合用地支持政策要求证明文件的政府相关责任部门, 应按法律文书约定 规定的事项, 定期进行核验评估 对不符合用地支持扶持政策的, 应及时终止政策执行 ; 对需承担违约责任的, 应依法依约追究责任 对符合相关规定 约定且需办理后续用地手续的, 应及时办理 本文件自下发之日起执行, 有效期八年 国土资源部发展改革委科技部工业和信息化部住房城乡建设部商务部 2015 年 9 月 10 号 201

205 四 光伏行业用地政策 4.2 关于发布 光伏发电站工程项目用地控制指标 的通知 ( 国土资规 号 ) 国土资源部关于发布 光伏发电站工程项目用地控制指标 的通知国土资规 号 各省 自治区 直辖市及计划单列市国土资源主管部门, 新疆生产建设兵团国土资源局 : 为落实建设项目用地标准控制制度, 大力推进土地节约集约利用, 根据 中华人民 共和国土地管理法 国务院关于促进节约集约用地的通知 ( 国发 号 ) 节 约集约利用土地规定 ( 国土资源部令第 61 号 ) 等法律法规, 部编制了 光伏发电站工 程项目用地控制指标, 现予发布, 自 2016 年 1 月 1 日起实施, 有效期 5 年 附件 : 光伏发电站工程项目用地控制指标 2015 年 12 月 2 日 202

206 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 附件 : 光伏发电站工程项目用地控制指标 2015 年 12 月 2 日发布 2016 年 1 月 1 日实施 中华人民共和国国土资源部 203

207 四 光伏行业用地政策 光伏发电站工程项目用地控制指标 为落实建设项目用地标准控制制度, 促进土地节约集约利用, 依据 中华人民共和国土地管理法 国务院关于促进节约集约用地的通知 ( 国发 号 ) 节约集约利用土地规定 ( 国土资源部令第 61 号 ) 光伏发电站设计规范 (GB ) 等法律 法规 技术规范, 编制 光伏发电站工程项目用地控制指标 ( 以下简称本用地指标 ) 1 基本规定 1.1 本用地指标适用于新建 改建和扩建地面光伏发电站工程项目 1.2 光伏发电站工程项目建设, 应遵循节约优先的原则, 在综合考虑光能资源 场址 环境等建设条件的同时, 应进行优化配置, 合理利用土地 尽量利用未利用地, 不占或少占农用地 1.3 光伏发电站工程项目建设, 应根据光伏发电行业发展的需要, 在满足安全性和可靠性的同时, 体现科学 合理和节约集约用地的原则 1.4 本用地指标是光伏发电站工程项目可行性研究 ( 初步设计 ) 用地审批 土地供应 供后监管 竣工验收等环节确定用地规模的依据和尺度 1.5 编制光伏发电站工程项目可行性研究报告, 应当按照本用地指标确定的总体规模和各功能分区规模进行规模核定 并在报告中对用地规模核定情况进行专篇说明 1.6 审批光伏发电站工程项目用地, 应当按照本用地指标确定的总用地规模和各功能分区用地规模进行核定 1.7 核发光伏发电站工程项目土地划拨决定书和签订出让合同, 应明确规定或约定建设项目用地总规模和各功能分区用地规模 1.8 本用地指标分为总体指标和分项指标 采用总体指标时, 光伏发电站工程项目总用地规模按照第二章节的规定计算 ; 采用分项指标时, 光伏发电站工程项目建设用地规模按照第三章节至第六章节的规定计算和调整 1.9 本用地指标所指的土地包括未利用地 建设用地和农用地 1.10 光伏发电站工程项目建设应当执行国家土地管理法律 法规规定, 严格执行本用地指标确定的用地总规模和功能分区用地规模 因安全生产 地形地貌 工艺技术等有特殊要求, 确需突破本用地指标的, 应开展节地评价论证 1.11 光伏发电站工程项目建设应优先采用技术先进 发电效率高的光伏组件, 提高土地使用效率 1.12 光伏发电站工程项目建设除执行本用地指标外, 尚应符合国家相关政策规定 2 光伏发电站工程项目用地总体指标 204

208 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 2.1 光伏发电站工程项目用地总体指标包括光伏方阵 变电站及运行管理中心 集电线路用地和场内道路的用地面积 2.2 光伏发电站工程项目用地总体指标按光伏组件的全面积效率 安装所在地纬度 所在地形区类别 光伏方阵安装排列方式及不同升压等级计算确定 2.3 光伏发电站工程项目用地总体指标按 Ⅰ 类地形区 Ⅱ 类地形区 Ⅲ 类地形区分别编制 Ⅰ 类地形区是指地形无明显起伏, 地面自然坡度小于或等于 3 的平原地区 ; Ⅱ 类地形区是指地形起伏不大, 地面自然坡度大于 3 但小于或等于 20, 相对高差在 200m 以内的微丘地区 ; Ⅲ 类地形区是指地形起伏较大, 地面自然坡度大于 20, 相对高差在 200m 以上的重丘或山岭地区 2.4 光伏发电站工程项目处于 2.3 条中两个或两个以上地形区时, 应根据不同地形区分别计算建设用地规模, 再累计得出总用地规模 2.5 光伏方阵排列安装的主要形式包括 : 固定式 平单轴跟踪式 斜单轴跟踪式 双轴跟踪式 光伏发电站工程项目用地总体指标不应超过表 2-1~2-12 的规定 2.6 表 2-1~2-12 是 10MW 光伏发电站用地面积 其他装机容量的发电站用地计算公式为 : 用地面积 =10MW 光伏方阵用地面积 ( 实际总装机容量 /10MW) 2.7 表 2-1~2-12 中未列出发电效率和纬度的光伏发电站工程项目, 总用地面积可以采用线性插值法进行计算 不同纬度用地面积计算公式为 : 用地面积 =A+(B-A) (c-a) /b A: 表中光伏发电站相同发电效率相邻区间低纬度用地面积 B: 表中光伏发电站相同发电效率相邻区间高纬度用地面积 a: 表中光伏发电站相同发电效率相邻区间低纬度的度数数值 b: 光伏发电站所在纬度区间的差值 c: 光伏发电站所在地纬度的度数数值 不同效率用地面积计算同样可以采用线性插值法进行计算 205

209 四 光伏行业用地政策 表 2-1 Ⅰ 类地形区固定式 10MW 光伏发电站用地总体指标 ( 单位 : 公顷 ) 纬度 ( ) 效率 (%) 10KV 35/66KV 110KV 220KV 330KV

210 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 纬度 ( ) 效率 (%) 10KV 35/66KV 110KV 220KV 330KV

211 四 光伏行业用地政策 纬度 ( ) 效率 (%) 10KV 35/66KV 110KV 220KV 330KV

212 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 表 2-2 Ⅰ 类地形区平单轴跟踪式 10MW 光伏发电站用地总体指标 ( 单位 : 公顷 ) 纬度 ( ) 效率 (%) 10KV 35/66KV 110KV 220KV 330KV

213 四 光伏行业用地政策 纬度 ( ) 效率 (%) 10KV 35/66KV 110KV 220KV 330KV

214 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 纬度 ( ) 效率 (%) 10KV 35/66KV 110KV 220KV 330KV

215 四 光伏行业用地政策 表 2-3 Ⅰ 类地形区斜单轴跟踪式 10MW 光伏发电站用地总体指标 ( 单位 : 公顷 ) 纬度 ( ) 效率 (%) 10KV 35/66KV 110KV 220KV 330KV

216 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 纬度 ( ) 效率 (%) 10KV 35/66KV 110KV 220KV 330KV

217 四 光伏行业用地政策 纬度 ( ) 效率 (%) 10KV 35/66KV 110KV 220KV 330KV

218 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 表 2-4 Ⅰ 类地形区双轴跟踪式 10MW 光伏发电站用地总体指标 ( 单位 : 公顷 ) 纬度 ( ) 效率 (%) 10KV 35/66KV 110KV 220KV 330KV

219 四 光伏行业用地政策 纬度 ( ) 效率 (%) 10KV 35/66KV 110KV 220KV 330KV

220 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 纬度 ( ) 效率 (%) 10KV 35/66KV 110KV 220KV 330KV

221 四 光伏行业用地政策 表 2-5 Ⅱ 类地形区固定式 10MW 光伏发电站用地总体指标 ( 单位 : 公顷 ) 纬度 ( ) 效率 (%) 10KV 35/66KV 110KV 220KV 330KV

222 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 纬度 ( ) 效率 (%) 10KV 35/66KV 110KV 220KV 330KV

223 四 光伏行业用地政策 纬度 ( ) 效率 (%) 10KV 35/66KV 110KV 220KV 330KV

224 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 表 2-6 Ⅱ 类地形区平单轴跟踪式 10MW 光伏发电站用地总体指标 ( 单位 : 公顷 ) 纬度 ( ) 效率 (%) 10KV 35/66KV 110KV 220KV 330KV

225 四 光伏行业用地政策 纬度 ( ) 效率 (%) 10KV 35/66KV 110KV 220KV 330KV

226 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 纬度 ( ) 效率 (%) 10KV 35/66KV 110KV 220KV 330KV

227 四 光伏行业用地政策 表 2-7 Ⅱ 类地形区斜单轴跟踪式 10MW 光伏发电站用地总体指标 ( 单位 : 公顷 ) 纬度 ( ) 效率 (%) 10KV 35/66KV 110KV 220KV 330KV

228 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 纬度 ( ) 效率 (%) 10KV 35/66KV 110KV 220KV 330KV

229 四 光伏行业用地政策 纬度 ( ) 效率 (%) 10KV 35/66KV 110KV 220KV 330KV

230 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 表 2-8 Ⅱ 类地形区双轴跟踪式 10MW 光伏发电站用地总体指标 ( 单位 : 公顷 ) 纬度 ( ) 效率 (%) 10KV 35/66KV 110KV 220KV 330KV

231 四 光伏行业用地政策 纬度 ( ) 效率 (%) 10KV 35/66KV 110KV 220KV 330KV

232 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 纬度 ( ) 效率 (%) 10KV 35/66KV 110KV 220KV 330KV

233 四 光伏行业用地政策 表 2-9 Ⅲ 类地形区固定式 10MW 光伏发电站用地总体指标 ( 单位 : 公顷 ) 纬度 ( ) 效率 (%) 10KV 35/66KV 110KV 220KV 330KV

234 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 纬度 ( ) 效率 (%) 10KV 35/66KV 110KV 220KV 330KV

235 四 光伏行业用地政策 纬度 ( ) 效率 (%) 10KV 35/66KV 110KV 220KV 330KV

236 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 表 2-10 Ⅲ 类地形区平单轴跟踪式 10MW 光伏发电站用地总体指标 ( 单位 : 公顷 ) 纬度 ( ) 效率 (%) 10KV 35/66KV 110KV 220KV 330KV

237 四 光伏行业用地政策 纬度 ( ) 效率 (%) 10KV 35/66KV 110KV 220KV 330KV

238 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 纬度 ( ) 效率 (%) 10KV 35/66KV 110KV 220KV 330KV

239 四 光伏行业用地政策 表 2-11 Ⅲ 类地形区斜单轴跟踪式 10MW 光伏发电站用地总体指标 ( 单位 : 公顷 ) 纬度 ( ) 效率 (%) 10KV 35/66KV 110KV 220KV 330KV

240 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 纬度 ( ) 效率 (%) 10KV 35/66KV 110KV 220KV 330KV

241 四 光伏行业用地政策 纬度 ( ) 效率 (%) 10KV 35/66KV 110KV 220KV 330KV

242 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 表 2-12 Ⅲ 类地形区双轴跟踪式 10MW 光伏发电站用地总体指标 ( 单位 : 公顷 ) 纬度 ( ) 效率 (%) 10KV 35/66KV 110KV 220KV 330KV

243 四 光伏行业用地政策 纬度 ( ) 效率 (%) 10KV 35/66KV 110KV 220KV 330KV

244 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 纬度 ( ) 效率 (%) 10KV 35/66KV 110KV 220KV 330KV

245 四 光伏行业用地政策 3 光伏方阵用地指标 3.1 光伏方阵用地包括组件用地 逆变器室及箱变用地 方阵场内道路用地等 固定式光伏方阵建设用地指标不应超过表 3-1 规定, 平单轴跟踪式光伏方阵建设用地指标不应超过表 3-2 规定, 斜单轴跟踪式光伏方阵建设用地指标不应超过表 3-3 规定, 双轴跟踪式光伏方阵建设用地指标不应超过表 3-4 的规定 3.2 表 3-1~ 表 3-4 中, 未列出效率和纬度的光伏方阵用地指标可采用线性插值法和公式法两种方式进行计算 3.3 光伏方阵用地指标线性插值法计算方法可参照 2.7 条 3.4 光伏方阵用地指标公式法计算公式如下 : 光伏方阵面积 :S=D K 其中 :D=(L cos Z)+(L sin Z) (0.707 tanφ )/( tanφ) S: 光伏方阵面积 D: 光伏方阵间距 K: 光伏方阵横向长度 L: 光伏方阵纵向宽度 Z: 光伏方阵倾角 φ: 光伏方阵所在当地纬度采用跟踪式安装排列的光伏方阵用地指标, 应按阴影最长时间点计算南北向和东西向光伏方阵的最大占地面积 表 3-1 固定式光伏方阵建设用地指标表 (hm 2 /10MW) 效率 % 纬度

246 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 表 3-2 平单轴跟踪式光伏方阵建设用地指标表 (hm 2 /10MW) 效率 % 纬度 表 3-3 斜单轴跟踪式光伏方阵建设用地指标表 (hm 2 /10MW) 效率 % 纬度 表 3-4 双轴跟踪式光伏方阵建设用地指标表 (hm 2 /10MW) 效率 % 纬度

247 四 光伏行业用地政策 3.4 光伏方阵用地受地形 地貌等因素影响较大的, 用地面积可按表 3-5 的调整系数进行调整 表 3-5 光伏方阵用地地形调整系数表 调整内容 Ⅰ 类地形区 Ⅱ 类地形区 Ⅲ 类地形区 调整系数 1.0~ ~ ~1.6 注 : 表中 XX( 下限值 )~XX( 上限值 ), 表示含上限, 不含下限 4 变电站及运行管理中心用地指标 4.1 变电站及运行管理中心用地为永久用地, 包括变电站用地和生活服务设施用地 用地面积按围墙外 1m 的外轮廓尺寸计算 4.2 变电站用地包括生产建筑用地和辅助生产建筑用地 生产建筑用地包括升压设备 变配电设备 变电站控制室 ( 升压设备控制 变配电设备控制 其他设备控制 ) 用地 ; 辅助生产建筑用地包括光伏发电站中控室 计算机室 站用配电室 电工实验室 通信室 库房 办公室 会议室 停车场等设施用地 4.3 生活服务设施用地包括职工宿舍 食堂 活动中心等设施用地 4.4 变电站及运行管理中心用地指标不应超过表 4-1 的规定 表 4-1 变电站及运行管理中心用地指标表 并网电压等级 (kv) 10 35/ 用地指标 (m 2 ) 变电站及运行管理中心位于 Ⅲ 类地形区的, 用地面积可根据站址的地形 地质条件, 按工程设计用地面积计算 4.6 变电站及运行管理中心为填方场地, 用地面积按工程设计用地面积计算 4.7 变电站及运行管理中心外围设置防洪及排水设施时, 用地面积应按相应构筑物外边线的轮廓尺寸计算 5 集电线路用地指标 5.1 光伏发电站集电线路用地指标是指光伏发电站项目区内集电线路用地 5.2 光伏发电站集电线路一般采用直埋电缆敷设方式, 其用地面积与光伏方阵用地已经合并, 244

248 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 用地指标不再另行计算 5.3 光伏发电站集电线路采用架空线路架设时, 只计算杆塔基础用地 杆塔基础用地为永久用地, 其面积按基础外轮廓尺寸计算 5.4 杆塔采用水泥杆时, 用地指标不应超过表 5-1 的规定 表 5-1 水泥杆用地指标表 (m 2 / 基 ) 水泥杆形式单 ( 双 ) 回路用地指标直线杆 4 带拉线门型杆 杆塔采用钢管杆时, 用地指标按 5.3 条计算 5.6 杆塔采用铁塔时, 用地指标不应超过表 5-2 的规定 表 5-2 铁塔杆用地指标表 (m 2 / 基 ) 转角 0 ~20 20 ~40 40 ~60 60 ~90 单回路 ( 平原 ) 单回路 ( 山区 沼泽 ) 双回路 ( 平原 ) 双回路 ( 山区 沼泽 ) 终端塔杆, 建设用地指标按表 5-2 中转角为 60 ~90 的数值计算 5.8 经常受台风和凝冻影响地区的架空线路, 用地指标应乘以系数 光伏发电站工程通信线路应随电缆线路或架空线路一同敷 ( 架 ) 设, 不再另行计算用地面积 6 场内道路用地指标 6.1 光伏发电站场内道路用地是指保证项目生产运营的场区内部运行道路 6.2 场内道路宽度应不超过 4 米 场内道路用地面积按道路宽度乘以道路长度进行计算 6.3 光伏发电站进场路 ( 场外部分 ) 和通往场外的道路用地 ( 场内部分 ), 应符合国家现行的有关公路建设的用地指标 6.4 场外供电线路 有线通信线路 排水 沟渠及其他设施, 按相关标准并结合实际情况计算用地面积 245

249 四 光伏行业用地政策 附录 A 直辖市 省会城市光伏阵列斜面日均辐射量参考值 序号城市纬度 φ( ) 斜面日均辐射量 (KJ/ m2 ) 日辐射量 (KJ/ m2 ) 1 哈尔滨 长春 乌鲁木齐 沈阳 呼和浩特 北京 天津 银川 石家庄 太原 西宁 济南 兰州 郑州 西安 南京 合肥 上海 成都 武汉 杭州 拉萨 重庆 南昌 长沙 贵阳 福州 昆明 广州 南宁 海口 注 :1. 按照城市所在纬度排序 2. 国标中暂无石家庄 重庆两城市相关资料 3 可参考最新发布及现 场实测数据 246

250 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 附录 B 计算实例按照 光伏发电站设计规范 (GB ), 光伏方阵在冬至日上午 9:00 到下午 3: 00 时段内前 后 左 右互不遮挡的规定条件 本附录给出光伏发电站四种光伏方阵布置形式, 即固定式光伏方阵 (Ⅰ 类 Ⅱ 类地形区 ) 平单轴型跟踪方阵 斜单轴型跟踪方阵 双轴型跟踪方阵 ( 赤道坐标系和地平坐标系 ) 的计算示例 ; 以及按照太阳能跟踪器 ( 光伏组件 ) 跟踪变量不同, 给出地平坐标系方位角跟踪系统 地平坐标系高度角跟踪系统的占地两种计算方法 光伏方阵的太阳跟踪器可以分为地平坐标跟踪系统和赤道坐标跟踪系统 地平坐标跟踪系统以地平面为参照系, 如果是 2 维的跟踪系统, 则跟踪 2 个变量, 即太阳的高度角和方位角, 跟踪是通过调整光伏方阵的倾角和方阵方位角来实现的 ; 赤道坐标跟踪系统以地球贯穿南极和北极的地轴和地球的赤道平面为参照系, 也跟踪 2 个变量, 即太阳的赤纬角和时角 跟踪是通过调节光伏方阵与主轴的夹角 ( 太阳赤纬角 ) 和主轴的旋转角 ( 时角 ) 来实现的 下面分别给出光伏方阵在不同安装和运行模式下的占地计算模型和计算实例 一 固定式光伏方阵占地计算 ( 一 ) 计算要点 : 1. 固定式方阵向南安装, 不用考虑东西向遮挡, 只需要考虑南北向间距 ; 2. 以冬至日上午 9:00 到下午 3:00 不遮挡为准 ( 不是北京时间, 是当地太阳时, 即正午 12:00 的太阳时角为零 ); 3. 方阵倾角等于当地纬度 4. 方阵间距图示 从上图可以看出 : 247

251 四 光伏行业用地政策 D2 = cosβ L,L = H/tan D1 = L cos Z H= L sin Z 方阵间距 D = D1+D2 =(L cos Z)+ (L sin Z) cosβ/ tan β: 太阳方位角 : 太阳高度角 L : 太阳射线在地面上的投影 H: 前后光伏方阵相对高度 L: 光伏方阵纵向宽度 Z: 光伏方阵倾角太阳高度角计算公式 :sin = sinφ sin +cosφ cos cos 太阳方位角计算公式 :sinβ = cos sin /cos cosβ= (sinφsinα- sinδ)/cosαcosφ 三角函数公式 tan = sin / cos sin 2 sin cos 1, tan cos 2 式中 : φ 为当地纬度 ; 为太阳赤纬, 计算公式 : =23.5sin[360(284+N)/365] 冬至日的太阳赤纬为 度 ; 为时角, 上午 9:00 的时角为 45 度 cosβ/tan = (sinφsinα- sinδ)/ cosαcosφtan = (sin 2 φ sin +sinφcosφ cos cos -sinδ)/ cosφsin = (sin 2 φ sin cosφ+ cos 2 φsinφcos cos -cosφsinδ)/ cos 2 φsin = sinφcos cos /sin + cosφsinδ (sin 2 φ-1)/ cos 2 φsin = (sinφcos cos - cosφsinδ)/ sin = (sinφcos cos - cosφsinδ)/( sinφ sin +cosφ cos cos ) 分子和分母同时除以 cosφsinδ, 得到 : cosβ/tan = (cos tanφ tanδ)/( cos + tanφtanδ) 当赤纬角 δ = 度, 时角 = 45 度时 : 248

252 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) cosβ/tan = (0.707 tanφ )/( tanφ) 得到 GB 中的固定方阵间距简单计算公式 : D = (L cos Z)+(L sin Z) (0.707 tanφ )/( tanφ) 说明 : 固定光伏方阵不一定朝向正南, 也可能朝东 朝西或东南 西南等 通用的 D2 公式为 : D2 = cos(β-r) L,L = H/tan,r 为光伏方阵的方位角, 而 β-r 则是阳光射线和方阵法线在地面上投影的夹角 通用公式适用于任意方位角, 也适用于赤道坐标东西向间距的计算 是任意方向的通用公式, 则间距不完全是南北向间距, 而是前后排间距 ( 二 ) 计算实例计算实例 1: 地点 : 三亚 纬度 :18.23 度 不遮挡时段 : 冬至日上午 9:00 到下午 3:00 冬至日实际日出日落时长 :10 小时 54 分, 日出 :6:33, 日落 5:27 上午 9:00 太阳高度角 =29.45 度天合 255 瓦组件 : 长 米, 宽 米, 组件效率 :15.18% 组件安装 : 纵向 4 块组件排列横向 22 块组件排列方阵总功率 :22.44kW 方阵倾角 : 等于纬度角 度计算方法 : 纵向 4 块组件排列, 长度 L= =3.988 米 ; 横向 22 块组件排列, 宽度 K= =37.07 米光伏方阵间距为 D = D1+D2 =(L cos Z)+(L sin Z) (0.707 tanφ )/( tanφ) D1 = L cos Z= cos(18.23)= 米, D2 =(L sin Z) (0.707 tanφ )/( tanφ)=1.474 米计算可得 : 方阵间距 D = D1+D2= =5.262 米 已知方阵宽度 K = 米, 得到方阵净占地 S=D K= = 平方米 方阵总功率 22.44kW 计算出单位 kw 净占地 :S 1 = /22.44=8.69 平方米 综合考虑到组件上下 左右间隔, 方阵间距和方阵间道路, 逆变器机房 升压变等占地, 光伏方阵 249

253 四 光伏行业用地政策 用地指标 : S 2= 8.69 (1+30%)= 平方米, 计算得到光伏方阵单位 kw 合理占地 : 平方米 即为 hm 2 /10MW 计算实例 2: 地点 : 三亚 纬度 :18.23 度 不遮挡时段 : 冬至日上午 7:44 到下午 4:16 冬至日实际日出日落时长 :10 小时 54 分, 日出 :6:33, 日落 5:27 上午 7:44 太阳高度角 =15.00 度天合 255 瓦组件 : 长 米, 宽 米, 组件效率 :15.18% 组件安装 : 纵向 4 块组件, 长度 L=3.988 米 ; 横向 22 块, 宽度 K:37.07 米方阵总功率 :22.44kW 方阵倾角 : 等于纬度角 度带入公式 :D = (L cos Z)+(L sin Z) (0.707 tanφ )/( tanφ) 得到 :D1 = 米, D2 = 米, 方阵间距 米, 已知方阵宽度 K = 米, 得到方阵净占地 平方米 方阵总功率 22.44kW, 单位 kw 净占地 :10.27 平方米, 考虑到组件上下 左右间隔, 方阵间距和方阵间道路, 逆变器机房 / 升压变占地, 区间内道路用地等, 需要有大约 30% 的余量, 得到光伏方阵单位 kw 合理占地 : 平方米, 高于上午 9:00 到下午 3:00 为不遮挡时段的占地 二 固定式光伏方阵占地计算 (Ⅱ 类地形区 ) ( 一 ) 计算要点 1. 固定式方阵坡地向南安装, 不用考虑东西向遮挡, 只需要考虑南北向间距 ; 2. 以冬至日上午 9:00 到下午 3:00 不遮挡为准 ( 不是北京时间, 是当地太阳时, 即正 午 12:00 的太阳时角为零 ); 3. 方阵倾角等于当地纬度 ; 4. 前排方阵高度 H 变为相对高度 h1, 其它计算公式不变 5. 坡地方阵间距图示 : 250

254 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 条件 : 已知前后排光伏方阵安装平面的高度差 h2. D1 = L cos Z ( 与平地一致无变化 ) D2 = cosβ L,L = h1/tan H= L sin Z = h1+h2 h1=h-h2 方阵间距 :D = D1+D2 =(L cos Z)+ (L sin Z-h2) cosβ/ tan β: 太阳方位角 : 太阳高度角 L : 太阳射线在地面上的投影 h1: 前后光伏方阵相对高度 h2: 前后排方阵高度差 H: 前排方阵垂直高度 L: 光伏方阵纵向宽度 Z: 光伏方阵倾角因计算方法相同, 不再给出计算实例 三 赤道坐标平单轴跟踪方阵占地计算 ( 一 ) 计算要点 1. 水平轴方阵东西向跟踪太阳时角, 不用考虑南北向遮挡, 只需要考虑东西向间距 ; 2. 方阵运行方式 : 主轴东西向跟踪太阳时角, 方阵最大向东倾角 60 度 当太阳时角大于方阵向东最大倾角时, 方阵采用 反向跟踪 ; 当太阳时角达到最大倾角 60 度时, 方阵开始随太 251

255 四 光伏行业用地政策 阳时角旋转, 有 :A=ω, 冬至日上午 9:00 时, 所有纬度情况下均已经有 A=ω, 即 A= 45 度 ; 3. 方阵东西向间距以冬至日上午 9:00 到下午 3:00 不遮挡为准 ( 不是北京时间, 是当地太阳时, 即正午 12:00 的太阳时角为零 ); 4. 光伏组件水平安装在方阵主轴上, 倾角等于零 ; 5. 水平轴东西向跟踪仅适合于纬度在 35 度以下地区, 纬度在 35 度以上地区由于冬季太阳过于斜射, 余弦损失太大, 不适用 ; 6. 春分 / 秋分时节, 日出时间为早上 6:00, 如果仍然定义为上午 9:00 不遮挡显然不合适, 但如果定义为基本相同的太阳高度角不遮挡, 则时间要提前到上午 8:00 不遮挡, 方阵向东倾角也相应调整到 60 度, 此时东西向间距要比冬至日上午 9:00 要大 27%, 占地面积也相应增大 20% 因此, 对于赤道坐标跟踪系统, 由于东西向间距是占地的主要因素 ( 固定方阵不必考虑东西向间距 ), 而东西向间距不但受季节影响, 还受所设定的不遮挡时间影响, 不遮挡的时间越长, 则占地越大, 需要综合考虑占地和发电量的最优配比 7. 方阵间距图示 : 计算太阳电池方阵间距 D, 可以从下面 4 个公式求得 : D2 = L cosβ' β' =90-β L = H/tanα H= K sin A α = arcsin(sinφsinδ+cosφcosδcosω) β = arcsin(cosδ sinωcosα) 252

256 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 首先计算冬至上午 9:00 太阳高度角和太阳方位角, 冬至时的赤纬角 d 是 度, 上午 9:00 的时角 ω 是 45 度, 于是有 : α = arcsin (0.648 cos φ sinφ) β = arcsin( /cos α) 求出太阳高度角 α 后和太阳方位角后, 即可求出太阳光在方阵后面的投影长度 L, 再将 L 折算到前后两排方阵之间的垂直距离 D2: D2 = L cosβ' = H cosβ' / tanα D1 = K cos A ( 二 ) 计算实例 3: 青海格尔木纬度 φ = 度, 求太阳电池方阵东西向间距 : 不遮挡时段 : 冬至日上午 9:00 到下午 3:00 冬至日实际日出日落时长 :9 小时 31.6 分, 日出 :7:14, 日落 4:46 上午 9:00 太阳高度角 = 度取 δ = , ω = 45, 有 : 天合 255 瓦组件 : 长 米, 宽 米, 组件效率 :15.18% 组件安装 : 东西向并排安装 2 块组件, 东西向宽度 K=1.994 米, 南北向主轴上水平安装 2 排各 20 块组件, 方阵总长度 米 ; 方阵总功率 :10.20kW 方阵倾角 : 水平安装在主轴上, 倾角等于零 ; 方阵向东倾角等于时角 45 度 得到 :D1 = 米, D2 = 米, 方阵间距 米, 已知方阵长度 33.7 米, 得到方阵净占地 平方米 方阵总功率 10.20kW, 单位 kw 净占地 : 平方米, 考虑到组件上下 左右间隔, 方阵间道路 ( 已经有了方阵东西向间距, 不必另外增加 ), 逆变器机房 / 升压变占地等, 需要有大约 30% 的余量, 得到光伏方阵单位 kw 合理占地 :19.70 平方米 计算实例 4: 青海格尔木纬度 φ = 度, 求太阳电池方阵春分时东西向间距 : 春分日实际日出日落时长 :12 小时, 日出 :6:00, 日落 6:00 太阳高度角 =20.0 度时的时间是上午 7:40( 时角为 度, 大于 60 度 ) 天合 255 瓦组件 : 长 米, 宽 米, 组件效率 :15.18% 253

257 四 光伏行业用地政策 组件安装 : 东西向并排安装 2 块组件, 东西向宽度 K=1.994 米, 南北向主轴上水平安装 2 排各 20 块组件, 方阵总长度 米 ; 方阵总功率 :10.20kW 方阵倾角 : 水平安装在主轴上, 倾角等于零 ; 方阵 7:40 时向东倾角等于机械最大倾角 60 度 得到 :D1 = 米, D2 = 米, 方阵间距 米, 已知方阵长度 33.7 米, 得到方阵净占地 平方米 方阵总功率 10.20kW, 单位 kw 净占地 : 平方米, 考虑到组件上下 左右间隔, 方阵间道路 ( 已经有了方阵东西向间距, 不必另外增加 ), 逆变器机房 / 升压变占地等, 需要有大约 30% 的余量, 得到光伏方阵单位 kw 合理占地 : 平方米, 比冬至日占地还要大 四 赤道坐标斜单轴跟踪方阵占地计算 ( 一 ) 计算要点 1. 斜单轴太阳跟踪器的光伏方阵在主轴上向南倾斜纬度角, 方阵东西向跟踪太阳时角, 不但需要考虑东西向方阵间距, 还要考虑光伏方阵之间在主轴上的间距 ; 2. 方阵运行方式 : 主轴东西向跟踪太阳时角, 方阵最大向东倾角 60 度 当太阳时角大于方阵向东最大倾角时, 方阵采用 反向跟踪 ; 当太阳时角达到最大倾角 60 度时, 方阵开始随太阳时角旋转, 有 :A=ω, 冬至日上午 9:00 时, 所有纬度情况下均已经有 A=ω, 即 A= 45 度 ; 3. 方阵东西向间距以冬至日上午 9:00 到下午 3:00 不遮挡为准 ( 不是北京时间, 是当地太阳时, 既正午 12:00 的太阳时角为零 ); 4. 光伏组件倾斜纬度角安装在方阵主轴上, 需要计算合理间距 ; 5. 斜单轴太阳跟踪器适合于任何纬度地区, 不存在冬季余弦损失太大的问题 ; 6. 春分 / 秋分时节, 日出时间为早上 6:00, 如果提前到上午 8:00 以后不遮挡, 方阵向东倾角也相应调整到 60 度, 则占地面积要比冬至日上午 9:00 要大 27% 因此, 对于赤道坐标跟踪系统, 由于东西向间距是占地的主要因素 ( 固定方阵不必考虑东西向间距 ), 而东西向间距不但受季节影响, 还受所设定的不遮挡时间影响, 不遮挡的时间越长, 则占地越大, 需要综合考虑占地和发电量的最优配比 ( 二 ) 东西向间距计算 : 尽管光伏方阵在主轴上有倾角, 但东西向间距计算方法仍然与水平轴跟踪一致 方阵间距图示如下 : 254

258 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 计算实例 5: 计算太阳电池方阵东西向间距 D, 可以从下面几个公式求得 : D2 = L cosβ' β' =90-β L = H/tanα H= K sin A D2 = L cosβ' = H cosβ' / tanα D1 = K cos A D = D1+D2 = K cos A+ K sin A cosβ' / tanα 青海格尔木纬度 φ = 度, 求太阳电池方阵东西向间距 : 天合 255 瓦组件 : 长 米, 宽 米, 组件效率 :15.18% 组件安装 : 东西向并排安装 2 块组件, 东西向宽度 K=1.994 米, 向东倾角 45 度 ; 得到 :D1 = 米, D2 = 米, 方阵东西向间距 米 ( 三 ) 南北向间距计算 : 方阵南北向间距图示如下 : 255

259 四 光伏行业用地政策 计算太阳电池方阵主轴上间距 D, 可以从下面几个公式求得 : D = D1+D2 D1 = L cos Z D2 = H/tanx H= L sin Z 256

260 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) X = 90-φ D = D1+D2 = L cos Z+ L sin Z / tan(90-φ-23.45) 计算实例 6: 青海格尔木纬度 φ = 度, 求太阳电池方阵在主轴上的间距 : 天合 255 瓦组件 : 长 米, 宽 米, 组件效率 :15.18% 组件安装 : 东西向并排 2 块组件, 倾纬度角 (Z=φ=36.25 度 ) 安装在主轴上 L =1.685 米 ; X = 30.3 度得到 :D1 = 米, D2 = 米, 方阵南北向间距 米 计算实例 7: 斜单轴跟踪单位 kw 占地计算 : 东西向方阵间距 米, 主轴上方阵间距 ( 即南北向间距 )3.064 米, 得到方阵净占地 平方米 方阵一共 2 块组件, 总功率 510W(0.51kW), 单位 kw 净占地 :27.55 平方米, 考虑到组件间隔 方阵间道路 逆变器机房占地等, 需要有大约 30% 的余量, 得到光伏方阵单位 kw 合理占地 : 平方米 五 赤道坐标双轴跟踪方阵占地计算 ( 一 ) 计算要点 1. 双轴太阳跟踪器的光伏方阵在主轴上始终跟踪太阳赤纬角, 方阵东西向跟踪太阳时角, 不但需要考虑东西向方阵间距, 还要考虑光伏方阵之间在主轴上的间距 计算占地时, 则仅仅考虑方阵冬至日倾斜最大倾角 ( 即阴影最长 ) 时的情况 ; 2. 方阵运行方式 : 聚光光伏方阵一般采用双轴跟踪器, 聚光光伏需要随时准确跟踪太阳, 为了最大限度提高发电量, 要求提前 1 小时 ( 冬至日上午 8:00, 而不是 9:00) 对准太阳, 且东西向互相不遮挡 方阵主轴东西向跟踪太阳时角, 方阵最大向东倾角 60 度 当太阳时角大于方阵向东最大倾角时, 方阵采用 反向跟踪 ; 当太阳时角达到最大倾角 60 度时, 方阵开始随太阳时角旋转, 有 :A=ω, 冬至日上午 8:00 时, 所有纬度 ( 北纬 度 ) 情况下均已经有 A=ω, 即 A= 60 度 ; 3. 方阵东西向间距以冬至日上午 8:00 到下午 4:00 不遮挡为准 ( 不是北京时间, 是当地太阳时, 即正午 12:00 的太阳时角为零 ); 4. 当然, 太阳高度角和太阳方位角也相应采用冬至日 8:00 太阳时 ; 5. 光伏组件冬至日在主轴上的倾角为当地纬度 度, 此时方阵在主轴上的间距最大 6. 赤道座标双轴太阳跟踪器适合于任何纬度地区, 不存在冬季余弦损失太大的问题 ; 7. 对于赤道坐标跟踪系统, 由于东西向间距是占地的主要因素 ( 固定方阵不必考虑东西向间距 ), 而东西向间距不但受季节影响, 还受所设定的不遮挡时间影响, 不遮挡的时间越长, 257

261 四 光伏行业用地政策 则占地越大, 需要综合考虑占地和发电量的最优配比 ( 二 ) 东西向间距计算尽管光伏方阵在主轴上有倾角, 但东西向间距计算方法仍然与水平轴跟踪一致 方阵间距图示如下 : 计算实例 7: 计算太阳电池方阵东西向间距 D, 可以从下面几个公式求得 : D2 = L cosβ' β' =90-β L = H/tanα H= K sin A D2 = L cosβ' = H cosβ' / tanα D1 = K cos A D = D1+D2 = K cos A+ K sin A cosβ' / tanα 青海格尔木纬度 φ = 度, 求太阳电池方阵东西向间距 : 天合 255 瓦组件 : 长 米, 宽 米, 组件效率 :15.18% 组件安装 : 东西向并排安装 2 块组件, 东西向宽度 K=1.994 米 ; 向东倾角 A=60 度, 上午 8:00 太阳高度角仅 度 258

262 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 得到 :D1 = 米, D2 = 米, 方阵东西向间距 米 ( 三 ) 南北向间距计算 方阵南北向间距图示如下 : 计算太阳电池方阵主轴上间距 D, 可以从下面几个公式求得 : D = D1+D2 D1 = L cos Z 259

263 四 光伏行业用地政策 D2 = H/tanx H= L sin Z X = 90-φ D = D1+D2 = L cos Z+ L sin Z / tan(90-φ-23.45) 计算实例 8: 青海格尔木纬度 φ = 度, 求太阳电池方阵在主轴上的间距 : 天合 255 瓦组件 : 长 米, 宽 米, 组件效率 :15.18% 组件安装 : 东西向并排 2 块组件, 倾纬度角 (Z=φ+23.45=59.70 度 ) 安装在主轴上 L=1.685 米 ; 太阳在主轴上的入射角 X = 30.3 度得到 :D1 = 0.85 米, D2 = 2.49 米, 方阵南北向间距 D1+D2=3.34 米 斜单轴跟踪单位 kw 占地计算东西向方阵间距 米, 主轴上方阵间距 ( 即南北向间距 )3.34 米, 得到方阵净占地 平方米 方阵一共 2 块组件, 总功率 510W(0.51kW), 单位 kw 净占地 : 平方米, 考虑到组件间隔 方阵间道路 逆变器机房占地等, 需要有大约 30% 的余量, 得到光伏方阵单位 kw 合理占地 : 平方米 六 地平坐标双轴跟踪系统占地计算 ( 一 ) 计算要点 1. 地平坐标双轴跟踪系统是跟踪太阳高度角和太阳方位角 ; 2. 光伏方阵的方位角可以 360 度旋转, 因此可以从日出就开始跟踪, 始终有方阵方位角 = 太阳方位角 β; 为了使阳光射线垂直于方阵平面, 要求方阵倾角等于太阳高度角的余角, 即 : Z=90-α, 但是方阵倾角受机械加工限制, 不可能倾 70 度以上, 一般设计最大倾角为 60 度 ; 3. 冬至日上午 9:00 时, 在 度纬度范围内, 太阳高度角均小于 30 度, 即光伏方阵即使倾斜到最大倾角 60 度, 太阳射线仍无法达到垂直入射 因此, 即使对于聚光光伏, 也仍以冬至日上午 9:00 到下午 3:00 不遮挡为准 ( 不是北京时间, 是当地太阳时, 既正午 12: 00 的太阳时角为零 ); 4. 日出到太阳高度角达到 30 度之前, 方阵采用 反向跟踪, 一旦太阳高度角达到 30 度, 光伏方阵开始跟踪太阳高度角, 此时开始有 Z=90-α; 鉴于高纬度地区占地过大, 建议纬度 40 度以上地区, 方阵最大倾角调整为 45 度 5. 方阵间距图示 : 260

264 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 从上图可以看出 : 1. 地平坐标双轴跟踪占地与方阵长宽比相关 ; 2. 方阵最大轴间距 (C ZSN 和 C ZEW ) 的确定以当阴影间距等于方阵错开间距 C CSN 或 C CEW 时确定 南北向错开轴间距随时角向正午移动从初始错开轴间距逐渐趋向无穷大 ; 东西向错开轴间距随 时角向正午移动从初始错开轴间距逐渐趋向于零 ; 3. 要保证东西向 南北向和斜上方 3 个方向上的光伏方阵均不遮挡 ; 4. 纬度 35 度以下地区的计算结果方阵长宽比 1:1 占地最小 ; 纬度 35 度以上方阵长宽比 1:2 占 地最小 ; 无论何种纬度, 方阵长宽比 2:1 均占地最大 表 1 不同长宽比方阵在不同纬度地区占地计算(m 2 ) 方阵长 (m) 方阵宽 (m) 纬度 上表条件 :1) 光伏组件效率 14%; 2) 地平坐标双轴跟踪系统 ; 261

265 四 光伏行业用地政策 3) 冬至日上午 9 点不遮挡 前后排阴影长度 D = D1+D2 =(H cos Z)+ (H sin Z)/ tan 最长阴影长度时的南北间距 D YSN = D cos 最长阴影长度时的东西和南北间距 D YEW = D sin 最长阴影平移南北间距 D PSN = D/ cosβ 最长阴影平移东西间距 D PEW = D/ sinβ H 为前排方阵高度 方阵南北向错开间距 C CSN = K/tanβ 方阵东西向错开间距 C CEW = K tanβ 方阵南北向轴间距 C ZSN = C CSN /cosβ 方阵东西向轴间距 C ZEW = C CEW /sinβ K 为方阵宽度 β 为太阳方位角 为太阳赤纬, 冬至日的太阳赤纬为 度 ; 为时角, 上午 9:00 的时角为 45 度 262

266 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 从上图可以看出 : 1. 以上午 9:00 阴影长度做矩形, 得到最长阴影长度时的东西和南北间距 D YEW 和 D YSN ; 2. 图 2: 当方阵最大错开轴间距 D ZEW 和 D ZSN 均小于 D YEW 和 D YSN 时, 以 D YEW 和 D YSN 作为方阵轴间距 ; 3. 图 3: 当方阵 D ZEW 小于 D YEW, 而 D ZSN 大于 D YSN 时, 则南北向轴间距以 D ZSN 为准, 东西向轴间距以 D YEW 为准 ; 4. 图 4: 当方阵 D ZEW 大于 D YEW, 而 D ZSN 小于 D YSN 时, 则南北向轴间距以 D YSN 为准, 东西向轴间距以 D ZEW 为准 ; 5. 图 5-1: 当方阵错开间距 D ZEW 和 D ZSN 均大于 D YEW 和 D YSN 时, 以 D ZEW 和 D ZSN 作为方阵轴间距 ; 6. 图 5-2: 当方阵错开间距 D ZEW 和 D ZSN 均远大于 D YEW 和 D YSN 时, 将最长阴影平移找到相应方阵轴间距, 这种情况的方阵宽度要远大于长度, 因此最小东西间距和最小南北间距均不得小于方阵宽度, 否则左右方阵平行时会相互碰撞 ( 二 ) 计算实例 9: 地点 : 北京 纬度 :39.8 度 天合 255 瓦组件 : 长 米, 宽 米, 组件效率 :15.18% 组件安装 : 纵向 5 块组件横排, 长度 L=4.985 米 ; 横向 4 块, 宽度 K=6.74 米方阵总功率 :5.1kW 方阵倾角 : 早 9:00 时倾角 45 度得到 :D1 = 米, D2 = 米, 方阵上午 9:00 阴影长度 米 ; 方阵宽度最长阴影长度时的南北间距 D YSN = 米方阵宽度最长阴影长度时的东西间距 D YEW = 米南北向最大错开轴间距 ( 时角 度 ) D ZSN = 米 ( 大于 D YSN ) 东西向最大错开轴间距 ( 初始错开轴间距 ) D YEW = 米 ( 小于 D YEW ) 方阵占地 = D ZSN D YEW = 米 米 = 平方米得到方阵净占地 平方米 方阵总功率 5.1kW, 单位 kw 净占地 : 平方米, 考虑到组件间隔 方阵间道路 逆变器机房占地等, 需要有大约 30% 的余量, 得到光伏方阵单位 kw 合理占地 : 平方米 另 : 变电站及运行管理中心用地 集电线路用地 交通工程用地规模 ( 计算略 ) 北京实例间距计算结果图示 : 263

267 四 光伏行业用地政策 计算实例 10: 地点 : 格尔木 纬度 :36.25 度 天合 255 瓦组件 : 长 米, 宽 米, 组件效率 :15.18% 组件安装 : 纵向 5 块组件横排, 长度 L =4.985 米 ; 横向 4 块, 宽度 K=6.74 米方阵总功率 :5.1kW 方阵倾角 : 早 9:00 时倾角 60 度得到 :D1 = 米, D2 = 米, 方阵上午 9:00 阴影长度 米 ; 方阵宽度最长阴影长度时的南北间距 D YSN = 米方阵宽度最长阴影长度时的东西间距 D YEW = 米南北向最大错开轴间距 ( 时角 度 ) D ZSN = 米 ( 大于 D YSN ) 东西向最大错开轴间距 ( 初始错开轴间距 ) D YEW = 米 ( 小于 D YEW ) 方阵占地 = D ZSN D YEW = 米 米 = 平方米得到方阵净占地 平方米 方阵总功率 5.1kW, 单位 kw 净占地 : 平方米, 考虑到组件间隔 方阵间道路 逆变器机房占地等, 需要有大约 30% 的余量, 得到光伏方阵单位 kw 合理占地 : 平方米 格尔木实例间距计算结果图示 : 264

268 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 七 地平坐标方位角跟踪系统占地计算 ( 一 ) 计算要点 1. 地平坐标方位角跟踪系统只跟踪太阳方位角, 方阵倾角固定, 一般倾纬度角, 即 Z=φ; 2. 此种跟踪方式只适用于平板组件, 不适用于聚光光伏 光伏方阵的方位角可以 360 度旋转, 始终有方阵方位角 = 太阳方位角 β; 3. 以冬至日上午 9:00 到下午 3:00 不遮挡为准 ( 不是北京时间, 是当地太阳时, 既正午 12: 00 的太阳时角为零 ); 4. 除了方阵的倾角固定外, 计算方法与地平坐标双轴跟踪一致 5. 方阵间距图示 : 从上图可以看出 : 265

269 四 光伏行业用地政策 1. 以上午 9:00 阴影长度做矩形, 得到最长阴影长度时的东西和南北间距 D YEW 和 D YSN ; 2. 图 2: 当方阵最大错开轴间距 D ZEW 和 D ZSN 均小于 D YEW 和 D YSN 时, 以 D YEW 和 D YSN 作为方阵轴间距 ; 3. 图 3: 当方阵 D ZEW 小于 D YEW, 而 D ZSN 大于 D YSN 时, 则南北向轴间距以 D ZSN 为准, 东西向轴间距以 D YEW 为准 ; 4. 图 4: 当方阵 D ZEW 大于 D YEW, 而 D ZSN 小于 D YSN 时, 则南北向轴间距以 D YSN 为准, 东西向轴间距以 D ZEW 为准 ; 5. 图 5-1: 当方阵错开间距 D ZEW 和 D ZSN 均大于 D YEW 和 D YSN 时, 以 D ZEW 和 D ZSN 作为方阵轴间距 ; 6. 图 5-2: 当方阵错开间距 D ZEW 和 D ZSN 均远大于 D YEW 和 D YSN 时, 将最长阴影平移找到相应方阵轴间距, 这种情况的方阵宽度要远大于长度, 因此最小东西间距和最小南北间距均不得小于方阵宽度, 否则左右方阵平行时会相互碰撞 ( 二 ) 计算实例 11: 地点 : 北京 纬度 :39.8 度 天合 255 瓦组件 : 长 米, 宽 米, 组件效率 :15.18% 组件安装 : 纵向 5 块组件横排, 长度 L=4.985 米 ; 横向 4 块, 宽度 K=6.74 米方阵总功率 :5.1kW 方阵倾角 : 固定等于纬度 39.8 度得到 :D1 = 3.83 米, D2 = 米, 方阵上午 9:00 阴影长度 米 ; 方阵宽度最长阴影长度时的南北间距 D YSN = 米方阵宽度最长阴影长度时的东西间距 D YEW = 米南北向最大错开轴间距 ( 时角 度 ) D ZSN = 米 ( 大于 D YSN ) 东西向最大错开轴间距 ( 初始错开轴间距 ) D YEW = 米 ( 小于 D YEW ) 方阵占地 = D ZSN D YEW = 米 米 = 平方米得到方阵净占地 平方米 方阵总功率 5.1kW, 单位 kw 净占地 : 平方米, 考虑到组件间隔 方阵间道路 逆变器机房占地等, 需要有大约 30% 的余量, 得到光伏方阵单位 kw 合理占地 : 平方米 计算实例 12: 地点 : 格尔木 纬度 :36.25 度 天合 255 瓦组件 : 长 米, 宽 米, 组件效率 :15.18% 266

270 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 组件安装 : 纵向 5 块组件横排, 长度 L=4.985 米 ; 横向 4 块, 宽度 K=6.74 米方阵总功率 :5.1kW 方阵倾角 : 固定等于纬度 度得到 :D1 = 米, D2 = 米, 方阵上午 9:00 阴影长度 米 ; 方阵宽度最长阴影长度时的南北间距 D YSN = 米方阵宽度最长阴影长度时的东西间距 D YEW = 米南北向最大错开轴间距 ( 时角 度 ) D ZSN = 米 ( 大于 D YSN ) 东西向最大错开轴间距 ( 初始错开轴间距 ) D YEW = 米 ( 小于 D YEW ) 方阵占地 = D ZSN D YEW = 米 米 = 平方米得到方阵净占地 平方米 方阵总功率 5.1kW, 单位 kw 净占地 : 平方米, 考虑到组件间隔 方阵间道路 逆变器机房占地等, 需要有大约 30% 的余量, 得到光伏方阵单位 kw 合理占地 : 平方米 八 地平坐标高度角跟踪系统占地计算 ( 一 ) 计算要点 1. 地平坐标高度角跟踪系统只跟踪太阳高度角, 方阵方位角可以朝南 朝东 朝西 朝东南 朝西南等任意 ; 2. 此种跟踪方式一般用于光伏遮阳板, 很少用于大型地面电站, 也有一年调整倾角数次的安装运行方式 ; 3. 如果此种运行方式用于地面电站, 则占地计算方法与固定安装相同, 无论光伏方阵每天的倾角如何变化, 也无论光伏方阵一年当中的倾角如何变化, 只需要计算冬至日上午 9:00 时光伏方阵的占地即可 可以采用固定方阵占地的通用公式 : D=D1+D2, D1 = L cos Z D2 = cos(β-r) L L = H/tan,H= L sin Z 267

271 四 光伏行业用地政策 附加说明 编制单位和主要起草人员名单 主编部门 : 国土资源部主要编制单位 : 国土资源部土地整治中心河北省土地整理服务中心上海电力设计院有限公司北方设计研究院电力设计研究所主要起草人 : 郑凌志何凤山张辉范树印罗明雷爱先王斯成周霆黄清纪成旺陶晓龙杨红雷逢春陈洁丽赵维全赵利华张莹邹辉王彦茹周治王春宇 268

272 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 附件 : 光伏发电站工程项目用地控制指标 条文说明 1 基本规定 1.1 本条说明了本用地指标的适用范围 主要适用于新建 改建和扩建的地面光伏发电站工程项目 改建 扩建项目应充分利用既有场地和设施, 当需新增用地时, 其用地指标应控制在本指标中相同建设规模工程用地指标范围内 技术改造升级工程应在满足生产要求和安全环保的前提下, 宜在原有场地内进行, 尽量不新增用地 1.2 本条说明了光伏发电站工程建设应遵循的原则 土地是有限的自然资源, 是各类建设项目进行建设的重要物质基础和人类赖以生存的基本条件 节约集约用地是我国的基本国策 光伏发电站工程项目建设在综合考虑光能资源 场址 环境等建设条件的同时, 应尽量利用未利用地, 不占或少占农用地, 使土地资源科学利用和有效优化配置 1.3 本条说明了光伏发电站的建设应具有符合光伏发展的需要 光伏产业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 在建设过程中应符合市场的发展规律, 体现科学 合理和节约集约用地的原则 1.4 本条说明了本用地指标的作用 在可行性研究 ( 初步设计 ) 阶段, 本用地指标可作为确定建设项目用地初步规模和申请项目用地预审的依据, 作为核定和审批建设项目的尺度 本用地指标既是建设单位可行性研究报告 规划设计以及初步设计文件过程中确定项目用地规模的重要标准, 又是国土资源主管部门用地审批 土地供应 供后监管的依据 是核定和审批光伏发电工程项目用地规模的尺度 本用地指标不能作为确认土地使用权的依据 1.5 本条说明了本指标在可行性研究 ( 初步设计 ) 阶段的运用 可行性研究报告 ( 初步设计 ) 阶段是落实建设项目的外部条件, 并根据其相关条件提出项目建设的总平面布置的设想 在可行性研究 ( 初步设计 ) 阶段要参照本指标所确定的总体规模和各功能分区规模范围内进行核定布局 可行性研究报告中对于建设项目总规模和功能分区规模的确定与本指标的对应情况, 应在可行性研究报告中单独成章, 进行详细说明 1.6 本条说明了本指标在用地审核阶段的作用 用地指标作为建设项目土地供应规模确定的依据, 在项目用地审核阶段应严格按照本指标的内容核定光伏发电站的用地规模 1.7 本条说明了本用地指标在土地供应阶段的作用 国土资源主管部门在国有用地划拨决定书和出让合同中, 要明确土地使用标准的相关内容 在核发划拨决定书 签订出让合同时, 要明确规定或约定建设项目用地总面积 各功能分区面积及土地用途 容积率控制要求 违规违约责任等 国土资源主管部门要重点加强对土地使用标准适用情况的审核, 并对适用标准的真实性负责 1.8 本条说明本用地指标中总体指标和分项指标的适用条件以及光伏发电站工程项目总用地指标面积的计算方法 1.9 本条说明了本用地指标土地使用范围 用地指标所指的土地既包括农用地, 也包括建设用地和未利用地, 项目用地无论占用的是农用地还是建设用地, 或是未利用地, 均应该遵循本指标的 269

273 四 光伏行业用地政策 要求, 进行项目用地规模核定 1.10 本条对超标准建设项目用地提出要求 国土资源部关于严格执行土地使用标准大力促进节约集约用地的通知 ( 国土资发 号 ) 文件要求 : 对因安全生产 地形地貌 工艺技术等有特殊要求的建设项目确需突破土地使用标准的, 用地单位应报请当地国土资源主管部门同意 国土资源主管部门应组织有关专家论证评估, 集体决策, 合理确定项目用地规模, 出具审查意见, 报同级人民政府批准后, 方可办理相关用地审批 供应手续 对于光伏发电站建设项目来说, 因安全生产 地形地貌 工艺技术等有特殊要求, 确需突破本指标确定的用地规模和功能分区的建设项目, 需要开展节地评价, 评审论证 1.11 本条明确光伏组件发电效率的要求 光伏发电站的用地规模与光伏组件的发电效率有直接的关系, 一般同等条件下, 发电效率越高, 项目占地越少, 光伏发电站工程项目建设在经济技术合理的条件下, 应优先采用技术先进 发电效率高的光伏组件 此外, 光伏发电站工程的选址 光伏方阵的排列及布置 施工方案 运行管理模式等都决定着用地面积的大小 因此, 光伏发电站工程建设应从光伏组件选择 规划设计 建设施工 工程管理等方面, 采取综合措施, 尽可能地减少占地面积, 提高节约集约用地水平 1.12 本用地指标的确定是在遵循国家有关法律 法规, 贯彻合理和节约用地方针, 以光伏发电站工程技术标准 光伏发电站设计规范 (GB ) 国家电网公司输变电工程( 变电站 输电线路 ) 典型设计图为根本, 根据光伏发电站总规模 光伏组件单板容量 光伏组件方阵的布置方式, 结合施工组织设计 总结已建 在建工程的建设经验, 参考统计数据 建设单位对光伏发电站运行管理模式 光伏发电站建设所处的地域, 并考虑工艺技术水平提高对节约集约用地可能性的基础上编制的 本用地指标是在一定条件下确定的光伏发电站工程项目用地规模的上限控制指标 项目实际用地面积应根据工程设计方案经计算确定, 除特殊规定外, 项目用地不应超过本用地指标规定的控制指标 2 光伏发电站工程项目用地总体指标 2.1 本条说明光伏发电站工程项目用地总体指标包含的内容 2.2 本条明确总体指标确定所考虑的因素 光伏发电站工程项目用地的规模大小, 与光伏组件的发电效率 安装所在纬度 项目所在地形区类别 光伏方阵排列安装方式以及变电站的升压等级有直接关系, 所以, 本用地指标中的总体指标是按照光伏组件的发电效率 安装地所在纬度 项目所在地形区类别 光伏方阵排列安装方式 升压等级计算确定的 (1) 光伏组件的功率是光伏组件将太阳能转化为电能的能力, 也就是光伏组件的发电能力, 输出的电能 转换效率是一个衡量太阳能电池将太阳能转换为电能的能力, 转换效率越高, 同样大的模组其输出的电量就越多, 也就是说发电量越大 转换效率是衡量太阳能电池片或组件性能好坏的重要参数, 一般来说, 光伏组件的转换效率越高, 建设项目占地就越小 本用地指标中所说的光伏组件效率是指光伏组件的全面积效率 光伏组件全面积效率 = 光伏组件功率 / 光伏组件面积 本用地指标中, 光电效率的转化划分为 12 个区间, 从 8%~30%, 每升高 2% 作为计算的基本点, 并在表格中列出相应的控制数据 目前光伏组件发电效率较低的薄膜发电效率在 8%~12% 光伏发电站普遍采用晶硅光伏组件, 光电转换效率在 12%~22% 之间, 高的可达到 24% 其他的光伏发电组件如非晶硅 碲化镉等的的光电转换效率目前基本上在 20% 左右 但是随着科技的发展, 新材料 270

274 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 的运用, 光伏发电材料的光电转化效率提高发展迅猛, 日新月异, 光电转换效率会在将来提高到 30% 左右 考虑现在展望未来, 兼顾发展趋势, 在确定光伏组件全面效率时, 本指标的具体的转换效率区间定在了 8%~30% 对于光伏组件发电效率在表格以外的, 可以在表格内查到相对应的效率区间, 利用线性插值法进行计算 光伏组件的光电转换效率直接决定着建设项目的占地规模, 所以要求光伏发电站工程项目建设在经济技术合理的条件下, 应优先采用技术先进 发电效率高的光伏组件, 尽可能的节约集约使用土地 (2) 光伏发电站的用地规模计算中与项目所在地的地球纬度关系非常密切, 一般来说同等条件下, 项目所在地地球纬度越高则阴影越长, 光伏组件相互遮挡越多, 建设项目占地就越大 我国纬度跨度比较大, 从北纬 3 度 52 分最南端的南海南沙群岛上的曾母暗沙 ( 附近 ) 到北纬 53 度 33 分漠河以北黑龙江主航道 ( 漠河县 ) 经过专家的多次论证, 综合分析可以利用的陆地资源进行光伏集中布局发电的具体区域, 最终确定本用地指标的可用纬度范围定为北纬 18 ~50 之间 在具体计算过程中, 为避免纬度距离太远, 计算的数据不利于使用, 所以从纬度 20 以上, 每间隔 5 作为一个计算的基本点 在纬度的划分上共分了 8 个纬度进行计算, 在表格中列出相应的控制数据 对于项目所在地具体纬度在表格以外的, 在计算光伏发电站用地指标时, 可以在表格内找到相对应的纬度区间, 利用线性插值法进行计算 2.3 光伏发电站工程项目用地总体指标按 Ⅰ 类地形区 Ⅱ 类地形区 Ⅲ 类地形区分别编制 我国幅员辽阔, 地形复杂, 地面自然坡度千差万别, 可用于光伏发电站工程的地形主要以平原和丘陵为主 根据地面坡度和光伏发电特点, 将地形区分为三类, 即 Ⅰ 类地形区 Ⅱ 类地形区和 Ⅲ 类地形区 地形的分类, 在国际上尚未有统一的标准, 目前比较通用的主要分类有三类标准地形区 五类标准地形区 八类标准地形区 根据光伏发电站在实际建设中的用地情况, 本用地指标中光伏发电站工程项目用地总体指标按 Ⅰ 类地形区 Ⅱ 类地形区 Ⅲ 类地形区分别编制 Ⅰ 类地形区是指地形无明显起伏, 地面自然坡度小于或等于 3 的平原地区 ;Ⅱ 类地形区是指地形起伏不大, 地面自然坡度为大于 3 但小于或等于 20, 相对高差在 200m 以内的微丘地区 ;Ⅲ 类地形区是指地形起伏较大, 地面自然坡度为大于 20, 相对高差在 200m 以上的重丘或山岭地区 采用三类地形区, 按照地形坡度进行分类, 既对地形地貌的覆盖面比较宽, 基本涵盖了我国所有地形 地貌, 同时也提高了光伏发电站工程项目在各类不同用地条件下占地规模控制的科学性和准确性 2.4 本条给出了对于处在不同地形区的光伏发电站用地计算方法 当光伏发电站工程项目处于两个或两个以上地形区时, 应根据不同地形区分别计算用地面积, 再累计各用地面积得出总用地面积 2.5 本条说明光伏发电站光伏方阵的四种排列形式 在总体指标中, 在按照 Ⅰ 类地形区 Ⅱ 类地形区 Ⅲ 类地形区和四种形式固定式 平单轴跟踪式 斜单轴跟踪式 双轴跟踪式进行排列安装的光伏方阵, 分别编制了 12 个表格, 对处在不同纬度地区 不同发电效率 不同地形条件下 不同排列方式 不同升压等级的光伏发电站进行了分别计算, 表格中是以装机容量以 10MW 光伏发电站用地面积为单位面积 总体指标的编制有利于光伏企业 设计单位 国土管理部门方便快捷的进行查找和运用 271

275 四 光伏行业用地政策 2.6 本条给出了光伏发电站装机容量用地面积计算公式, 即是与 10MW 单位光伏发电站的单位面积的关系 光伏发电站工程项目用地总体指标包括光伏方阵 变电站及运行管理中心 集电线路和场内道路的用地面积 随着光伏发电站发电容量的成倍增加, 光伏方阵用地 集电线路用地 场内道路用地面积也会随之成倍增加, 而变电站及运行管理中心用地会集聚效应的原因, 用地面积会增加, 却不会是成倍的增加 但是, 通过计算和大量的实例证明, 变电站及运行管理中心在总用地面积中的占地比例较小 例如 :Ⅰ 类地形区中, 固定式光伏发电站 10MW 用地中, 低纬度地区变电站及运行管理中心的用地占总用地规模的比例为 0.68% 高纬度地区变电站及运行管理中心的用地占总用地规模的比例为 0.58%, 高纬度高效率的变电站及运行管理中心的用地占总用地规模为 4.54% Ⅲ 类地形区, 双轴跟踪式光伏发电站 10MW 用地中, 变电站及运行管理中心的用地占总用地规模的比例为 0.28%, 高纬度高效率的变电站及运行管理中心的用地占总用地规模为 2.80% 经过计算, 总用地指标中变电站及运行管理中心的用地占总用地规模一般不超过 5% 所以在核算光伏发电站用地总体指标用地规模时, 简化为简单的数学公式来表达 : 用地面积 =10MW 光伏方阵用地面积 ( 实际总装机容量 /10MW) 2.7 表 2-1~ 表 2-12 中, 并未涵盖所有的纬度和发电效率, 表中所列的纬度是间隔 5 度 对处在两个纬度之间的建设项目用地规模的计算方法, 采用线性插值法进行计算 例如 : 组件全面积效率 14%,Ⅰ 类地形区固定式 10MW 发电站, 升压等级为 10kv, 在纬度 30 的单位 MW 占地为 公顷, 纬度 35 时为 公顷, 求纬度 32 度时单位 MW 占地面积 公式如下 : 用地面积 =A+(B-A) (c-a) /b A: 表中光伏发电站相同发电效率相邻区间低纬度用地面积 B: 表中光伏发电站相同发电效率相邻区间高纬度用地面积 a: 表中光伏发电站相同发电效率相邻区间低纬度的度数数值 b: 光伏发电站所在纬度区间中高纬度和地纬度之间的差值 ( 一般情况下差值是 5, 只有项目所在地在 18 至 20 之间的, 差值是 2) c: 光伏发电站所在地纬度的度数数值 从表 2-1 中可查出 A= B= b=35-30=5 c=32 a=30 带入公式占地面积 = ( ) (32-30)/5 = 公顷同理, 在两个发电效率之间的光电转换效率也可采用此线性插值法计算 272

276 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 3 光伏方阵用地指标 3.1 光伏方阵用地作为一个完整的功能分区, 包括方阵中的组件用地 逆变器室及箱变用地 方阵场内道路 组件间隔, 支架单元间距等, 按照光伏方阵的不同排列方式, 计算出在 Ⅰ 类地形区的用地指标表, 在核定分项指标时, 可以按照表 3-1 到表 3-4 数据进行核算建设项目的光伏方阵建设用地指标 表中用地指标是按照倾纬度角计算, 如果实际倾角不是纬度角, 则按照实际倾角计算用地指标 在表 3-1 到表 3-4 中, 跟踪式光伏方阵的高纬度和低效率设置了用地上限为 100 公顷 从目前已建项目情况来看, 在高纬度地区采用低效率组件及跟踪运行方式从技术经济角度和用地规模方面并不合理, 因此, 基本没有在纬度 45 以上地区采用低效组件的跟踪运行方式进行光伏发电的建设项目, 截止到目前, 国内 国际也尚未发现实际建设项目 10MW 用地面积超过 100 公顷的案例 考虑目前建设项目的光伏组件量产高效组件效率水平不高, 以后, 随着科技的发展, 技术的进步, 采用新技术 新材料的高效组件未来效率会随之提高, 用地量也会相应减少 根据计算结果分析确定以 100 公顷作为 10MW 光伏电站用地面积的上限是符合当前实际且比较合理的 3.2 表 3-1~ 表 3-4 中, 未列出效率和纬度的建设项目光伏方阵用地指标可以采用线性插值法和公式法两种方式进行计算 3.3 光伏方阵用地指标线性插值法计算方法可参照 2.7 条 光伏方阵用地指标的计算利用线性插值法的计算方法和用地总指标的计算方法一致, 可参照计算 3.4 合理计算光伏方阵占地非常重要, 如果设计不合理, 占地过大, 会造成土地浪费 如果占地过小, 方阵前后遮挡, 损失了发电量 合理设计发光伏方阵占地可以在保证光伏系统发电量的条件下最大限度地利用土地, 从而使光伏项目得到最佳收益 四种形式的计算中, 采用了地平坐标跟踪方阵计算方法和赤道坐标跟踪方阵计算方法, 按照 光伏发电站设计规范 GB 中的规定设置计算光伏方阵的计算条件, 但是经过研究, 按照实际情况又做了相应的调整 (1) 不遮挡时段 根据要求冬至日上午 9:00 到下午 3:00 不相互遮挡, 虽然不同纬度日出时间不同, 但是现在只能按照国标的适用条件 如果计算更为合理的设计应当是以最大不遮挡时段或者合理的方阵面辐射量损失为约束条件 ; (2) 方阵倾角 纬度 35 及以下地区, 光伏方阵可以固定纬度倾角, 但纬度 35 以上地区冬夏日长和冬夏辐射量的差距很大, 为了保证全年发电量最大 ( 并网发电系统 ), 需要采用太阳跟踪器或者将倾角调低, 主要照顾夏季发电量, 对于极端的极昼地带, 固定方阵甚至只能够平放 (3) 倾角多次调整 对于需要即照顾冬季发电量, 也照顾夏季发电量, 则可以一年当中调整多次倾角, 此时占地计算以最大倾角为准 (4) 平单轴的适用范围 赤道坐标平单轴跟踪仅适合于纬度 35 及以下地区 但更高纬度可以忽略太阳在南半球时的辐射量时则另当别论 ; (5) 东西向间距 对于需要考虑东西向间距的系统, 如果在春夏季需要延长不遮挡时段, 常常并不是冬至日的占地最大, 而主要取决于不受遮挡的时段 (6) 南北向间距和东西向间距需要分别计算, 不同的日期 ( 赤纬角 ) 和不同的时间 ( 时角 ) 在计算的过程中发现发电量和占地有一定的矛盾, 在相同发电效率的条件下, 一般来说, 发电 273

277 四 光伏行业用地政策 量越大则占地越多, 因此, 要求光伏发电企业应优先采用技术先进 发电效率高的光伏组件, 根据项目的土地资源和成本, 兼顾占地 发电量和成本因素, 确定最佳方案, 核算出光伏方阵的建设用地指标 光伏方阵用地指标公式法计算公式如下 : 光伏方阵面积 :S=D K 其中 :D=(L cos Z)+(L sin Z) (0.707 tanφ )/( tanφ) S: 光伏方阵面积 D: 光伏方阵间距 K: 光伏方阵横向长度 L: 光伏方阵纵向宽度 Z: 光伏方阵倾角 φ: 光伏方阵所在当地纬度采用跟踪式安装排列的光伏方阵用地指标, 应按阴影最长时间点计算南北向和东西向光伏方阵的最大占地面积 如采用跟踪布置方式, 在同等土地面积条件下, 需要尽量优化每台跟踪器上的光伏组件排布, 选择合适的跟踪器形式, 有效地对跟踪器排列进行南北和东西间距设计, 使得光伏组件能够在同等条件下, 最有效的跟踪太阳运动轨迹, 最大化地提高光伏阵列的发电量, 提高光伏发电站总体经济效益 3.5 光伏方阵在受地形 地貌影响比较大的情况下, 可按照表 3-5 光伏方阵用地地形调整系数表进行调整 地形因素是影响光伏发电站工程项目建设用地指标的最重要因素之一 在定义的 I 类平原地区, 南高北低的地形比较常见, 例如青海省格尔木东出口地区, 该类地区仍然适宜布置光伏组件, 但用地指标不应按完全水平考虑 在 II 类丘陵地区, 南坡和东西坡一般均有布置光伏组件, 但是南坡和东西坡阴影遮挡时间较长 Ⅲ 类地形区布置光伏方阵时, 受地形地貌的影响更为严重, 在指标用地面积核算时可根据地形调整系数进行调整 表中 XX( 下限值 )~XX( 上限值 ), 表示含上限, 不含下限 4 变电站及运行管理中心用地指标 4.1 变电站及运行管理中心用地为永久性建设用地 作为光伏发电站一个完整的功能分区, 包括变电站用地和生活服务设施用地 光伏发电站工程项目建设变电站及运行管理中心, 从设计到施工, 变压站和运行管理中心两项一般是统一设置, 合并建设 用地指标作为一体进行计算, 用地规模的核算应当按照围墙外 1m 的外轮廓尺寸计算 4.2 变电站用地包括生产建筑用地和辅助生产建筑用地 生产建筑用地包括升压设备 变配电设备 变电站控制室用地 ( 升压设备控制 变配电设备控制 其他设备控制 ); 辅助生产建筑用地包括光伏发电站中控室 计算机室 站用配电室 电工实验室 通信室 库房 办公室 会议室 274

278 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 停车场等设施 4.3 生活服务设施用地是指职工生活附属生活设施 包括职工宿舍 食堂 活动中心等设施用地 如果运行管理中心设立活动中心, 人数在 5 人及其以下的活动中心面积不应超过 40m 2, 人数在 5 人以上的活动中心, 每增加一人, 则面积至多可增加为 5m 2 / 人 4.4 在调研的过程中, 考虑到不同的升压等级, 对应不同的升压站及运行管理中心, 对于超大装机容量的光伏发电站建设情况, 升压到 330kv, 发电容量在 600MW 的发电站, 本用地指标均可以覆盖 一般情况下, 超大装机的光伏发电站的变压站是分级升压, 升压站独立设置 以后随着科技的发展, 光伏组件效率的提高, 光伏发电站的容量的增加, 光伏发电站工程建设用地指标也可增补和调整 4.5 由于 Ⅲ 类地形区受地形地貌影响因素较大, 不能按照平原区变电站及运行管理中心的占地情况确定用地指标的, 可根据当地实际地形地貌计算占地面积来确定用地指标 4.6 受地形地貌的影响, 往往会需要采用填方地基建设升压站及运行管理中心, 但是工程地质条件较差, 因此填方地基不宜过高, 否则应采取其他设计方案及措施 用地规模可以按照实际的用地面积进行计算 4.7 本条文中的构筑物是指防洪设施 排水设施 挡墙等相关设施 5 集电线路用地指标 5.1 集电线路用地指标是指在项目区内的集电线路用地 在光伏组件方阵与升压站及运行管理中心之间的集电线路, 一般采取两种方式, 直埋电缆敷设和架空路线架设 5.2 采用直埋电缆敷设方式的, 因不影响光伏发电效率, 在工程完成后恢复原有地貌, 不另行占地, 故不再计算用地面积 5.3~5.5 架空线路用地指标只计算杆塔基础用地, 不含拉线用地, 拉线用地应根据工程所在地实际情况进行计算 5.6 表 5-2 中 XX( 下限值 )~XX( 上限值 ), 表示含上限, 不含下限 5.7 终端塔杆建设用地指标按照转角为 60 ~90 的数值计算 5.8 经常受台风和凝冻影响地区的架空线路, 线路设计标准宜适当提高, 所以用地指标乘系数 为节约用地和投资, 光伏发电站工程通信线路应随电缆线路和架空线路一同敷 ( 架 ) 设, 不再单独计算用地面积 6 场内道路用地指标 6.1 光伏发电站场内道路用地是指除光伏方阵场内道路外的其他连接道路 道路的宽度应能满足光伏发电站项目建设及生产期内通往场 站等设施的各类型的车辆安全通过 6.2 场内道路用地按照道路宽度乘以道路长度计算道路的占地面积 进场道路和对外交通道路不列入到项目用地的规模, 对直接利用或改建发电厂区已有的对外交通道路也不计算其用地面积, 不参与到项目区用地规模内核算 6.3 光伏发电站主要进站道路应与通向城镇的现有公路连接, 其连接宜短捷且方便行车, 应根据生产 生活和消防的需要, 在站区内各建筑物之间设置行车道路 消防车道和人行道 应符合国 275

279 四 光伏行业用地政策 家现行的有关公路建设的用地指标 站内道路可采用泥结碎石路面 混凝土路面或是沥青路面 施工期施工道路是指当工程建设完成后, 施工期的道路恢复到原有地貌, 所以施工期道路可以为临时用地 6.4 对湖 ( 海 ) 滨区需填方的道路, 按填方坡脚底线计算 如设置排水设施 挡墙等构筑物时, 用地面积应按构筑物外边线计算 如果遇到道路弯路过多时, 可视具体情况适当加宽考虑 276

280 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 4.3 关于光伏电站建设使用林地有关问题的通知 ( 林资发 号 ) 国家林业局关于光伏电站建设使用林地有关问题的通知林资发 号 各省 自治区 直辖市林业厅 ( 局 ), 内蒙古 吉林 龙江 大兴安岭森工 ( 林业 ) 集 团公司, 新疆生产建设兵团林业局 : 为支持光伏产业健康发展, 规范光伏电站建设使用林地, 现就有关问题通知如下 : 一 各类自然保护区 森林公园 ( 含同类型国家公园 ) 濒危物种栖息地 天然林 保护工程区以及东北内蒙古重点国有林区, 为禁止建设区域 其他生态区位重要 生态 脆弱 地形破碎区域, 为限制建设区域 二 光伏电站的电池组件阵列禁止使用有林地 疏林地 未成林造林地 采伐迹地 火烧迹地, 以及年降雨量 400 毫米以下区域覆盖度高于 30% 的灌木林地和年降雨量 400 毫米以上区域覆盖度高于 50% 的灌木林地 三 对于森林资源调查确定为宜林地而第二次全国土地调查确定为未利用地的土地, 应采用 林光互补 用地模式, 林光互补 模式光伏电站要确保使用的宜林地不改变林地 性质 四 光伏电站建设必须依法办理使用林地审核审批手续 采用 林光互补 用地模式 的, 电池组件阵列在施工期按临时占用林地办理使用林地手续, 运营期双方可以签订补 偿协议, 通过租赁等方式使用林地 各地林业主管部门要加强监管, 定期检查, 确保光伏电站建设依法依规使用林地 积极探索支持光伏电站建设与防沙治沙 宜林地造林等相结合 国家林业局 2015 年 11 月 27 日 277

281 四 光伏行业用地政策 4.4 关于光伏发电用地有关事项的函 ( 国土资厅函 号 ) 国土资源部办公厅关于光伏发电用地有关事项的函国土资厅函 号 天津市国土资源和房屋管理局 : 关于光伏发电用地有关问题的请示 ( 津国土房资报 号 ) 收悉 经研 究答复如下 : 由于我国未利用地资源总量及其在各省 ( 区 市 ) 的分布均较为充足, 在发展光伏 发电过程中, 地方各级国土资源主管部门应积极盘点资源家底, 协助相关部门和指导项 目投资方做好选点布局, 积极落实 关于支持新产业新业态发展促进大众创业万众创新 用地的意见 ( 国土资规 号 ) 有关政策, 支持使用未利用地和存量建设用地 发展光伏发电 对于之前已经使用农地建设的 农光结合 渔光一体 光伏发电项目, 地方各级国土资源部主管部门应会同相关部门加强跟踪监测, 发现新情况 新问题及时 报部 国土资规 (2015)5 号文件下发后, 对于使用农用地新建光伏发电项目的, 包括光 伏方阵在内的所有用地均应按建设用地管理, 依法履行规划 计划 转用 征收 供应 手续, 其中农用地的类型按照土地调查成果认定, 光伏方阵的面积按照 光伏发电站工 程项目用地控制指标 ( 国土资规 (2015)11 号 ) 核定 国土资源部办公厅 2016 年 10 月 13 日 278

282 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 4.5 关于印发 产业用地政策实施工作指引 的通知 ( 国土资厅发 号 ) 国土资源部办公厅关于印发 产业用地政策实施工作指引 的通知国土资厅发 号 各省 自治区 直辖市国土资源主管部门, 新疆生产建设兵团国土资源局 : 为进一步深入贯彻落实党中央 国务院关于保持经济中高速增长 推动产业迈向中 高端水平的决策部署, 促进地方各级特别是市 县国土资源主管部门更好落实产业用地 政策, 依据国家和部已经制定出台的各项支持新经济 新产业 新业态 新模式发展用 地政策, 部研究形成了 产业用地政策实施工作指引 ( 以下简称 指引 ), 现予印发, 并就有关事项通知如下 : 一 充分认识产业用地政策的重要意义 产业用地政策是国土资源主管部门认识新常态 适应新常态 引领新常态的主动作 为 ; 是优化土地资源配置, 推动大众创业 万众创新, 释放新需求 创造新供给, 推动 新产业 新业态蓬勃发展的重要动力 ; 是认真履行国土资源职责新定位, 以土地利用方 式转变促进经济发展方式转变和结构优化的重大举措 地方各级国土资源主管部门要进 一步将落实产业用地政策作为各项工作的重中之重, 更加主动地服务国家稳增长 促改 革 调结构 扩就业经济社会发展大局 二 进一步加大产业发展用地保障工作力度 地方各级国土资源主管部门要对照 指引, 进一步深入学习领会党中央 国务院 关于促进产业发展的政策文件精神, 主动对接产业用地新需求, 优化土地供应结构 调 整土地供应时序, 保障产业发展及时落地 准确把握鼓励盘活现有建设用地发展相关产 业的政策要义, 主动提供优质服务, 促进产业结构和土地利用结构双调整双优化 三 进一步营造公平竞争的土地市场环境 落实产业用地政策要坚持按用途管理 平等对待用地主体的原则, 依法依规保障各 种所有制经济主体依法平等使用土地 公平参与市场竞争的权利 要采取更加积极的措 施, 进一步做好大 中 小 微企业发展用地需求保障工作, 促进社会投资 民间投资 健康发展 四 进一步深化土地管理供给侧改革 279

283 四 光伏行业用地政策 地方各级国土资源主管部门要依据国家产业用地政策, 结合地方实际, 不断完善实施措施, 打通政策落实的 最后一公里 省级国土资源主管部门要切实加强对市 县的培训与指导, 市 县国土资源主管部门要在依法依规的前提下, 落实 去产能 去库存 去杠杆 降成本 补短板 工作要求 对新经济 新产业 新业态 新模式发展中遇到的新情况 新问题, 要及时研究报告 上下联动 及时解决, 促进政策落地 五 加强产业用地政策的宣传各地要采取多种方式, 向产业行业主管部门 用地主体宣传产业用地政策, 做到广而告之 要注意发现 总结落实产业用地政策的成功经验 典型做法, 并加强宣传 交流, 营造更加良好的舆论氛围和市场环境, 提升落实产业用地政策能力水平 国土资源部办公厅 2016 年 10 月 28 日 产业用地政策实施工作指引 为优化土地要素配置, 培育发展新动力, 支持稳增长 调结构 促就业, 依据国家和部关于新经济 新产业 新业态 新模式发展的用地政策, 制定本指引, 供地方各级特别是市 县国土资源主管部门在工作中使用 第一章总则第一条 ( 产业用地政策含义 ) 产业用地政策是指国务院 国土资源部针对特定行业制定的专项用地政策 相关政策清单见附录, 并可在中国政府网 ( 和国土资源部门户网站 ( 查询 上述 特定行业, 不包括房地产业 本指引适用于上述特定行业涉及的土地供应 开发利用和土地利用年度计划 土地供应计划编制及登记等工作 第二条 ( 基本原则 ) 地方各级国土资源主管部门执行产业用地政策时, 应当遵守国家有关法律法规, 符合国家产业政策, 符合土地利用总体规划和城乡规划, 符合用地分类国家标准和土地使用标准, 坚持规划确定用途 用途确定供应方式 市场确定供应价格 用地主体一视同仁原则 第三条 ( 本指引的细化与更新 ) 地方各级国土资源主管部门可按照本指引, 根据本地区实际情况, 细化实施措施, 推进产业用地政策落实 对本指引印发后国家和部新出台的产业用地政策, 地方各级国土资源主管部门可自 280

284 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 行纳入本指引适用范围 第二章产业用地政策实施第四条 ( 可按原地类管理的情形 ) 根据 国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见 ( 国发 号 ) 和 关于支持新产业新业态发展促进大众创业万众创新用地的意见 ( 国土资规 号 ), 光伏发电站项目使用未利用地布设光伏方阵的, 可按原地类认定和管理 其中的未利用地按照土地调查成果认定, 光伏方阵用地面积按照 光伏发电站工程项目用地控制指标 ( 国土资规 号 ) 核定 根据现行土地管理法律法规和 关于支持旅游业发展用地政策的意见 ( 国土资规 号 ), 土地利用总体规划确定的城镇建设用地规模边界外的旅游项目中的自然景观用地及农牧渔业种植 养殖用地, 可按原地类认定和管理 第五条 ( 优先安排计划指标的原则和层级 ) 对产业发展较快的地区 集聚区及使用未利用地发展产业的, 要优先安排用地计划指标 地方各级国土资源主管部门在编制下达土地利用计划时, 要根据国家产业政策和当地产业发展情况, 统筹安排用地计划指标, 确保符合产业政策的项目用地, 促进产业健康协调发展 第六条 ( 优先安排供应计划的行业类型 ) 市 县国土资源主管部门编制国有建设用地供应计划时, 应根据产业用地政策相关要求, 按照 国有建设用地供应计划编制规范 ( 试行 ) ( 国土资发 号 ), 优先安排下列产业用地供应 : ( 一 ) 国务院及其职能部门发布的产业发展规划中明确的重点产业 ( 二 ) 国务院及其职能部门发布的产业促进政策中明确的重点产业 ( 三 ) 县级以上地方人民政府依据前述规划 政策明确的本地区重点产业 各地制定供应计划, 要按照 国务院关于进一步支持小型微型企业健康发展的意见 ( 国发 号 ) 要求, 积极保障小企业创业基地 科技孵化器 商贸企业集聚区用地 中西部地区要按照 国务院关于促进外贸回稳向好的若干意见 ( 国发 号 ) 要求, 加大加工企业用地供应 第七条 ( 土地用途的确定 ) 市 县国土资源主管部门在组织新供产业用地时, 应当依据规划部门给出的规划条件, 确定土地供应用途 对于现行国标分类中没有明确定义的新产业 新业态类型, 市 县国土资源主管部门可按照国土资规 号文件规定, 结合现有土地供应政策要求和当地产业发展实际需要, 主动商同级城乡规划 产业主管部门提出规划用途的建议意见, 促进项目落地 市 县国土资源主管部门在签订 国有建设用地使用权出让合同 时, 合同中的宗 281

285 四 光伏行业用地政策 地用途按 土地利用现状分类 ( 中华人民共和国国家标准 GB/T ) 规定的土地二级类填写 ; 规划部门给出的规划条件在 土地利用现状分类 中无直接对应类型的, 市 县国土资源主管部门经内部会商后, 按 土地利用现状分类 规定的土地二级类填写, 必要时可征求规划 投资部门意见 根据国土资规 号文件规定, 新产业新业态发展中工业用地 科教用地兼容相关用途设施建筑面积不超过 15% 的, 仍按工业 科教用途管理 其他情形下, 同一宗土地上兼容两种以上用途的, 应确定主用途并依据主用途确定供应方式 ; 主用途可以依据建筑面积占比确定, 也可以依据功能的重要性确定, 确定主用途的结论和理由应当写入供地方案, 经批准后实施 第八条 ( 土地使用方式的确定 ) 各类产业用地均可采取长期租赁 先租后让 租让结合方式使用土地 以长期租赁方式使用土地的, 应按照 规范国有土地租赁若干意见 ( 国土资发 号 ) 执行, 租赁期限按照 合同法 规定, 不得超过二十年 根据 国务院办公厅关于加强鲜活农产品流通体系建设的意见 ( 国办发 号 ) 和 关于加快发展公共租赁住房的指导意见 ( 建保 号, 经国务院同意 ), 现阶段仅政府投资建设不以营利为目的 具有公益性质的农产品批发市场和公共租赁住房两类项目用地可以作价出资 ( 入股 ) 方式使用新供建设用地 作价出资 ( 入股 ) 土地应当以市 县人民政府作为出资人, 制定作价出资或者入股方案, 经市 县人民政府批准后实施 第九条 ( 土地供应方式的确定 ) 以先租后让 租让结合方式供应产业用地的, 市 县国土资源主管部门会同城乡规划 建设 房产部门拟定方案时, 应提请同级政府同意, 邀请投资 产业等主管部门参加供应方案拟定工作, 明确租赁土地转为出让土地的条件, 报有批准权的人民政府批准后实施 按用途依法需采取招标拍卖挂牌方式出让的土地, 招标拍卖挂牌工作可在租赁环节实施 ; 在承租方使用租赁土地达到合同约定条件后需办理出让手续时, 可采取协议方式 根据 国务院关于深化流通体制改革加快流通产业发展的意见 ( 国发 号 ) 国务院办公厅关于促进内贸流通健康发展的若干意见 ( 国办发 号 ) 国务院办公厅关于推进城区老工业区搬迁改造的指导意见 ( 国办发 号 ) 国土资源部关于进一步落实工业用地出让制度的通知 ( 国土资发 号 ), 对旧城区改建需异地搬迁改造的城区商品批发市场等流通业用地 工业用地, 在收回原国有建设用地使用权后, 经批准可以协议出让方式为原土地使用权人安排用地, 有土地使用标准要求的, 应按标准安排同类用途用地 根据 国务院办公厅转发财政部发展改革委人民银行关于在公共服务领域推广政府 282

286 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 和社会资本合作模式指导意见的通知 ( 国办发 号 ) 国务院办公厅关于支持铁路建设实施土地综合开发的意见 ( 国办发 号 ) 国土资规 号文件, 下列情形可将通过竞争方式确定项目投资主体和用地者的环节合并实施 : ( 一 ) 采用政府和社会资本合作方式实施项目建设时, 相关用地需要有偿使用的 ; ( 二 ) 通过招标方式确定新建铁路项目投资主体和土地综合开发权中标人的 ; ( 三 ) 政府将收回和征收的历史遗留损毁土地复垦并用于旅游项目建设的 以合并竞争方式确定项目投资主体和用地者的, 市 县国土资源主管部门应依法独立履行编制供地方案 签订供应合同和实施用地供后监管等法定职责 第十条 ( 关于配套建设 ) 根据 国务院办公厅关于加快新能源汽车推广应用的指导意见 ( 国办发 号 ) 养老服务设施用地指导意见 ( 国土资厅发 号 ) 国土资规 号 国土资规 号 关于支持电影发展若干经济政策的通知 ( 财教 号 ) 等文件规定, 对新能源汽车充电设施 无线通讯基站 分布式光伏发电设施 社区养老 ( 医疗 体育 文化 ) 服务设施 电影院 ( 影厅 ) 旅游厕所等布点分散 单体规模小 对其他建筑物构筑物有密切依附关系的产业配套设施, 允许在新供其他建设项目用地时, 将其建设要求纳入供地条件 市 县国土资源主管部门应主动告知相关部门上述配建政策, 相关部门提出配套建设要求的, 市 县国土资源主管部门应注意与提出要求的部门共同商城乡规划主管部门, 依法先将配建要求纳入规划条件后, 再行纳入供地条件, 并明确建成后资产移交和运营管理要求 第十一条 ( 关于地役权 ) 根据 物权法 和国办发 号 国土资规 号等法律和文件规定, 地役权适用于在已有使用权人的土地 建筑物 构筑物上布设新能源汽车充电设施 无线通讯基站 分布式光伏发电设施等小型设施的情形 设立地役权, 应执行 物权法 第十四章规定 第十二条 ( 关于过渡期政策 ) 对于产业用地政策中明确, 利用存量房产 土地资源发展国家支持产业 行业的, 可享受在一定年期内不改变用地主体和规划条件的过渡期支持政策的情形, 过渡期满需办理改变用地主体和规划条件的手续时, 除符合 划拨用地目录 的可保留划拨外, 其余可以协议方式办理 第十三条 ( 土地供应价格的确定 ) 各省 ( 区 市 ) 确定的优先发展产业且用地集约的工业项目, 以农 林 牧 渔业产品初加工为主的工业项目, 在确定土地出让底价时可按不低于所在地土地等别相对应 全国工业用地出让最低价标准 的 70% 执行 按比例计算后低于该项目实际土地取得成本 土地前期开发成本和按规定应收取的相关费用之和的, 应按不低于实际各项成本费用之和的原则确定出让底价 中西部地区省级国土资源主管部门应向相关部门建议, 按照国发 号文件要求, 将加工贸易相 283

287 四 光伏行业用地政策 关的工业项目纳入本省 ( 区 市 ) 优先发展的工业项目 根据国土资规 号文件, 旅游相关建设项目中的人造景观用地应根据具体行业市场经营情况, 客观评估确定供应底价 根据 国务院办公厅关于促进物流业健康发展政策措施的意见 ( 国办发 号 ), 农产品批发市场用地作为经营性商业用地, 应以招标拍卖挂牌方式供应, 所在区域有工业用地交易地价的, 可以参照市场地价水平 所在区域基准地价和工业用地最低价标准等确定出让底价 第十四条 ( 依法使用集体建设用地 ) 产业用地政策允许依法使用集体建设用地的, 除农村集体经营性建设用地入市改革试点地区外, 其他地区应按 土地管理法 相关规定执行, 应以农村集体经济组织自行使用, 或农村集体经济组织以土地使用权入股 联营等方式与其他单位 个人共同举办企业的方式使用土地 在此前提下, 各地可依法探索完善集体建设用地使用权入股 联营的管理方式 依据 旅游法 规定和各省 ( 区 市 ) 制定的管理办法, 乡村居民可以利用自有住宅或者其他条件依法从事旅游经营 第三章改进完善管理方式第十五条 ( 安排供应计划 ) 按照国土资发 号文件规定, 市 县国土资源主管部门测算计划期国有建设用地需求量时, 应当主动征求本地区重点发展产业主管部门意见, 确定需优先保障的重要产业国有建设用地需求量 第十六条 ( 项目认定 ) 下列情形中, 市 县国土资源主管部门应会商产业主管部门, 对项目性质予以认定 : ( 一 ) 落实产业用地政策时, 对相关项目是否属于国家支持发展产业难以确认的 ; ( 二 ) 建设单位认为自身拟建项目符合 划拨用地目录, 对项目是否属于非营利性项目性质难以确认的 产业主管部门能够就上述事项提供证明文件的, 市 县国土资源主管部门应依据证明文件 按相关产业用地政策执行 产业主管部门不能就上述事项提供证明文件的, 市 县国土资源主管部门可在与产业主管部门商议达成共识的基础上, 共同提出对项目用地适用政策的建议, 报请有批准权的政府批准后实施 第十七条 ( 关于供应前置条件 ) 对政策允许将产业类型 生产技术 产业标准 产品品质 节地技术等要求作为土地供应前置条件的, 设置供应前置条件时, 市 县国土资源主管部门应当商请提出供应前置条件的部门, 书面明确设置土地供应前置条件的理由或必要性 具体内容表述及条件履约监管主体 监管措施 违约处理方式 在制定供地方案和签署供地文件时, 除将相关内容写入外, 还应当将提出前置条件部门出具的上 284

288 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 述书面文件作为附件一并收入, 并在向土地供应集体决策机构汇报时专门作出说明 市 县国土资源主管部门应积极向本地区相关部门和产业发展 土地供应集体决策机构宣传国土资源部会同发展改革委 科技部 工业信息化部 住房城乡建设部 商务部共同下发的国土资规 号文件, 落实其中将项目用地产业发展承诺书作为签订土地供应合同前提条件的规定, 提醒提出关联条件部门监督承诺书履行情况 第十八条 ( 限制改变用途与分割转让 ) 对于落实产业用地政策供应的宗地, 相关规范性文件有限制改变用途 限制转让或分割转让等规定的, 原则上应当将限制要求写入划拨决定书或有偿使用合同, 并记载到不动产登记簿和不动产权利证书, 在分割转让审批 不动产统一登记管理等环节予以落实 第十九条 ( 卷宗与台账管理 ) 市 县国土资源主管部门要加强产业用地政策实施的精准性 时效性管理, 加强事前 事中 事后的全程跟踪服务和监管 适用的产业用地政策文件应当纳入土地使用权供应档案卷宗长期妥善保存 市 县国土资源主管部门可根据需要建立产业用地政策适用项目台账, 记录项目基本情况 适用产业用地政策 供后投资建设情况 过渡期起始时间及期满处理情况等 第二十条 ( 监管责任 ) 市 县国土资源主管部门要加强与产业主管部门的协调配合, 依据土地供应合同 划拨决定书 产业主管部门出具的证明文件 前置条件文件 项目用地产业发展承诺书等约定的用地条件 用地责任 监管责任, 强化用地供后联合监管 重大事项要及时向市 县人民政府或相关机构报告 285

289 四 光伏行业用地政策 4.6 关于改进和优化建设项目用地预审和用地审查的通知 ( 国土资规 号 ) 国土资源部关于改进和优化建设项目用地预审和用地审查的通知国土资规 号 各省 自治区 直辖市及计划单列市国土资源主管部门, 新疆生产建设兵团国土资源局, 解放军土地管理局, 各派驻地方的国家土地督察局, 部机关各司局 : 为贯彻落实 简政放权 放管结合 优化服务 改革要求, 进一步改进和优化建设项目用地预审和用地审查报批工作, 现就有关事项通知如下 : 一 认真贯彻党中央 国务院决策部署, 高度重视改进和优化建设用地审批工作 ( 一 ) 切实增强改进和优化建设用地审批工作的责任感和紧迫感 以用途管制为核心, 以用地预审和用地审查为主要内容的现行建设用地审批制度, 在严守耕地红线 保障发展需求 维护群众权益等方面发挥了长期重要的作用, 但也存在着审查内容重复 时序结构不尽合理 报件准备周期长 标准化程度不够等问题 改进和优化建设用地审批制度, 是贯彻落实党中央 国务院决策部署, 适应把握引领经济发展新常态, 积极推进供给侧结构性改革的内在要求 ; 是深入落实 简政放权 放管结合 优化服务 的具体体现 ; 是优化发展环境, 激发市场活力, 降低制度性交易成本, 增强发展动能的务实举措 ; 是回应社会关切, 进一步提升国土资源服务效能的迫切需要 各级国土资源主管部门要充分认识改进和优化建设用地审批制度的重要意义, 以思想的统一促行动上的自觉, 以敬民之心, 行简政之道, 扎实抓好改进优化工作 ( 二 ) 准确把握改进和优化建设用地审批制度的总体要求 按照 明确定位 突出重点, 系统梳理 减少重复, 统筹衔接 强化协同, 放管结合 优化服务 的原则, 以依法依规 方便行政相对人为导向, 部修正了 建设项目用地预审管理办法 和 建设用地审查报批管理办法, 通过去枝强干 调整时序 简化内容 优化流程等, 实现建设用地审批 材料简化 时间缩短 难度降低 的目标 各级国土资源主管部门要准确把握改进和优化建设用地审批制度的方向目标和总体要求, 全面理解掌握修正后部门规章的各项规定, 尽快调整适应和改进用地报批审查工作, 切实提高用地保障的服务能力水平 二 简化改进审查内容, 切实提高建设用地审批效率 ( 三 ) 简化对符合土地利用总体规划和土地使用标准的审查 严格土地利用总体规划管理, 强化建设项目用地规划审查, 建设项目必须依据规划布局确定选址, 不得随意修改规划 属于 土地管理法 第二十六条规定情形 ( 包括占用基本农田情形 ), 确需修改土地利用总体规划的, 必须对修改规划的必要性和可行性进行论证说明, 在用地预审阶段编制规划修改方案 ( 包括基本农田补划内容 ), 并在建设项目用地报批前完成规 286

290 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 划修改听证 规划实施影响评估和专家论证等工作 已通过用地预审的建设项目, 在用地报批阶段原则上不再重复审查是否符合土地利用总体规划 是否符合土地使用标准等情况, 但项目用地位置 规模 功能分区发生变化的, 应依据土地利用总体规划和土地使用标准进行复核 在用地预审通过后 可行性研究报告批准或核准前, 建设项目选址发生局部调整, 不符合土地利用总体规划或者用地总规模超过土地使用标准的, 应重新申请用地预审 ( 四 ) 简化对补充耕地和征地补偿等的审查 用地预审阶段, 不再对补充耕地和征地补偿费用 矿山项目土地复垦资金安排情况进行审查, 相应审查在用地报批阶段进行 但地方人民政府应切实履行保护耕地的法定职责 维护权利人的合法权益, 建设单位必须承诺将补充耕地 征地补偿 土地复垦等相关费用纳入工程概算, 省级国土资源主管部门承诺督促落实 对于地方有关部门批准立项 地方人民政府审批农用地转用, 但土地征收需报国务院批准的建设项目, 部在用地审查时不再审核农用地转用方案与补充耕地方案, 只审查土地征收方案与土地供应方案 ( 五 ) 改进地质灾害危险性评估的审查 用地预审阶段, 不再对单独选址的审批类建设项目是否开展地质灾害危险性评估进行审查 在用地报批阶段, 部对地质灾害危险性评估情况进行形式性审查, 地方国土资源主管部门应核实建设项目是否位于地质灾害易发区, 位于地质灾害易发区的, 应进一步核实建设单位是否按规定进行了地质灾害危险性评估 ; 省级国土资源主管部门在提交建设项目用地审查报告时, 应对是否进行地质灾害危险性评估进行说明 未按规定开展地质灾害危险性评估的, 不得批准建设用地 ( 六 ) 改进压覆重要矿产资源的审查 用地预审阶段, 不再对单独选址的审批类建设项目是否压覆重要矿产资源进行审查 在用地报批阶段, 建设项目涉及压覆重要矿产资源的, 在建设单位说明已与矿业权人就压矿补偿问题进行协商 有关市县人民政府承诺做好压矿补偿协调工作的前提下, 可办理用地审批手续 ; 同时, 省级国土资源主管部门应督促建设单位与矿业权人签订补偿协议, 按规定办理压覆矿产资源审批和登记手续 对未签订补偿协议 未办理压覆矿产资源审批登记手续的, 省级人民政府不得转发用地批复 市 ( 县 ) 人民政府不得供地 ( 七 ) 组织开展项目用地踏勘论证和节地评价 国家重点项目 线性工程等应避让基本农田, 尽量不占或少占 确需占用基本农田或占用其他耕地规模较大 ( 线性工程占用耕地 100 公顷以上 块状工程 70 公顷以上或占用耕地达到用地总面积 50% 以上, 不包括水库类项目 ) 的建设项目, 省级国土资源主管部门应组织踏勘论证 对国家和地方尚未颁布土地使用标准和建设标准的建设项目, 以及确需突破土地使用标准确定的规模和功能分区的建设项目, 应按要求组织开展建设项目节地评价 同时需要开展踏勘论证和建设项目节地评价的建设项目, 可将两项工作合并开展, 出具踏勘论证和节地评价报告 ( 八 ) 改进城市建设用地的审查报批 报国务院批准用地的 106 个城市, 按照 国 287

291 四 光伏行业用地政策 家批规模 控结构, 地方管项目 落用地 的原则, 组织用地申报 报国务院审批农用地转用和土地征收时, 不再报送标注用地位置的土地利用总体规划图, 具体用地是否符合土地利用总体规划由省级审核农用地转用和土地征收实施方案时把关, 不符合土地利用总体规划的实施方案, 不得审核同意 ( 九 ) 适当缩小用地预审范围 不涉及新增建设用地, 在土地利用总体规划确定的城镇建设用地范围内使用已批准建设用地进行建设的项目, 可不进行建设项目用地预审 三 加强事中事后监管, 进一步提升服务保障水平 ( 十 ) 强化实质性审查责任 地方国土资源主管部门对部只进行形式性审查的事项, 要积极履行职责, 加强实质性审查, 做到权责一致, 保证审查意见的真实 准确 ( 十一 ) 提高规范化水平 项目建设单位和省级国土资源主管部门应按照部统一规范的建设项目用地预审和用地报批申报材料格式 ( 见附件 ), 做好组卷工作, 提高报件质量 部将更新后的用地预审和用地报批电子报盘软件下发后 ( 国土资源部门户网站下载 ), 省级以下国土资源主管部门要按照新要求组卷报批 ; 不符合新要求的, 部政务大厅不予接收报件 部适时开展用地预审和用地审查集中培训, 省级国土资源主管部门要加强业务指导, 及时开展培训, 确保各地全面掌握政策要求, 提高业务能力水平 ( 十二 ) 加强实施监管 实行报件质量统计制度, 对报部用地预审和用地审查项目报件质量差 补正多 不据实上报等情况, 建立统计台账, 并采取提醒 通报 约谈等方式, 督促省级国土资源主管部门严格把关, 确保报件质量 按照 谁审批 谁监管 的原则, 严格落实监管责任, 创新监管方式, 提升监管能力, 采取批后抽查 实地督察 部门联动等多种方式, 对各地审查把关是否到位 是否存在未批先用 承诺事项是否落实等情况进行监督, 发现问题及时提出整改意见, 切实加强监督管理 加快完善用地审批业务系统与规划 供地 利用 卫片执法检查等系统的互联互通, 完善综合监管体系, 运用 大数据 分析技术, 加强建设用地审批事中事后监管 ( 十三 ) 提升服务能力 大力推进用地预审和用地报批网上申报 受理 查询 批复等信息化建设, 加快实现建设用地远程报批 积极做好政策解读宣传, 回应社会关切, 帮助行政相对人及时了解掌握相关政策和办事流程, 方便行政相对人 做好政策过渡期间的有效衔接, 实现制度 流程 系统的顺利过渡 与相关部门加强沟通联动, 提前介入了解情况, 积极履职, 主动服务, 及时协调解决重点建设项目用地中存在的问题 本通知自 2017 年 1 月 1 日起执行, 有效期 5 年 各地可依据 建设项目用地预审管理办法 建设项目用地审查报批管理办法 和本通知要求, 结合当地实际, 制订相应的实施细则 国土资源部 2016 年 11 月 30 日 288

292 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 五 光伏扶贫相关政策 5.1 关于印发实施光伏扶贫工程工作方案的通知 ( 国能新能 号 ) 国家能源局 国务院扶贫办关于关于印发实施光伏扶贫工程 工作方案的通知国能新能 号 各省 ( 自治区 直辖市 ) 发展改革委 ( 能源局 ) 扶贫办, 国家能源局各派出机构, 水 电水利规划设计总院, 中国扶贫发展中心 : 为贯彻落实 国家能源局国务院扶贫办关于 光伏扶贫 工作的会议纪要 ( 国能新能 号 ) 精神, 加快组织实施光伏扶贫工程, 国家能源局与国务院扶贫办联合 制定了实施光伏扶贫工程工作方案, 现印发你们, 请认真贯彻落实 附件 : 关于实施光伏扶贫工程工作方案 国家能源局国务院扶贫办 2014 年 10 月 11 日 289

293 五 光伏扶贫相关政策 附件 : 关于实施光伏扶贫工程工作方案光伏扶贫既是扶贫工作的新途径, 也是扩大光伏市场的新领域, 有利于人民群众增收就业, 有利于人民群众生活方式的变革, 具有明显的产业带动和社会效益 根据国家扶贫工作部署和支持光伏产业的政策, 决定组织实施光伏扶贫工程 现制定光伏扶贫工程工作方案如下 : 一 工作目标利用 6 年时间, 到 2020 年, 开展光伏发电产业扶贫工程 一是实施分布式光伏扶贫, 支持片区县和国家扶贫开发工作重点县 ( 以下简称贫困县 ) 内已建档立卡贫困户安装分布式光伏发电系统, 增加贫困人口基本生活收入 二是片区县和贫困县因地制宜开展光伏农业扶贫, 利用贫困地区荒山荒坡 农业大棚或设施农业等建设光伏电站, 使贫困人口能直接增加收入 二 工作原则 ( 一 ) 统筹规划, 分步实施 统筹考虑全国精准扶贫特困户增收需求 电力负荷及电网建设现状, 统一规划实施光伏扶贫项目, 率先开展户用光伏扶贫, 在具备条件地区开展光伏农业扶贫和光伏电站扶贫 ( 二 ) 政策扶持 依托市场 统筹扶贫政策 分布式光伏政策及相关税收 价格 金融及电网服务政策, 国家和地方共同支持, 通过市场机制开展光伏扶贫工程建设 ( 三 ) 社会动员 合力推进 鼓励企业履行社会责任, 通过捐资或捐赠设备等方式, 积极参与光伏扶贫行动, 协力解决分布式光伏发电设备及资金问题 ( 四 ) 完善标准 保障质量 根据各类贫困地区地域特点 经济发展和适宜扶贫模式, 完善光伏扶贫工程质量管理体系, 保障光伏扶贫项目投资效益 加强光伏扶贫工程质量监管 三 工作内容 ( 一 ) 开展调查摸底 组织有关省 ( 区 市 ) 以县为单位摸清贫困县以及需要扶贫贫困户的具体情况, 包括贫困县区产业经济 人口 能源 电力发展现状, 特困户屋顶 荒山荒坡及土地资源利用条件, 初步确定具备条件的户用光伏发电系统或村级光伏电站场址 初步考虑优先支持用电量较大 电网接入和消纳条件较好的地区作为优先扶贫对象 每个贫困县选择 2~3 个具备建设条件的光伏设施农业 光伏农业大棚或利用荒山荒坡的光伏电站场址, 作为光伏农业扶贫的重点项目 户用光伏系统及光伏电站信息均需建册立户, 建立信息化系统 290

294 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) ( 二 ) 出台政策措施 制定实施光伏扶贫工程指导意见, 明确光伏扶贫总体要求 目标和主要任务 组织实施方式以及相关配套政策, 实施光伏扶贫工程 整合国家和地方扶贫政策和分布式光伏政策, 通过政府补贴 农户出资 银行优贷 可再生能源基金 电网服务等多种形式支持光伏扶贫 ( 三 ) 开展首批光伏扶贫项目 重点在地方积极性高 配套政策具备 已有一定工作基础的宁夏 安徽 山西 河北 甘肃 青海 6 省 30 个县开展首批光伏试点, 选择有积极性的企业参加试点项目 组织各省提出光伏扶贫工作方案和实施方案, 争取年底前批复实施 ( 四 ) 编制全国光伏扶贫规划 ( ) 根据光伏扶贫指导意见, 组织地方编制本地光伏扶贫规划, 统筹编制全国光伏扶贫工作规划, 明确全国光伏扶贫目标 任务和布局, 协调光伏并网接入和服务, 统一开展光伏扶贫工程技术培训, 综合利用国家扶贫 可再生能源 财政 税收政策, 提出光伏扶贫的保障措施 ( 五 ) 制订光伏扶贫年度方案并组织实施 根据全国光伏扶贫规划, 组织各省编制本省光伏扶贫年度开发方案, 明确年度光伏扶贫安装光伏的规模 安装户数以及重点光伏设施农业项目和扶贫功能的光伏电站项目, 统筹全国光伏发电年度规模和财政资金情况并组织实施 ( 六 ) 加强技术指导 国家层面做好总体制度设计 政策协调 技术规范和培训体系建设, 地方层面要明确光伏扶贫工作的管理体制和责任主体, 通过市场竞争机制选择实施主体, 保证工程质量, 控制工程投资, 加强技术培训, 建立长期运行维护体系, 确保光伏扶贫项目的质量效益 ( 七 ) 加强实施监管 能源局派出机构会同地方能源主管部门 扶贫开发部门加强光伏扶贫开发实施情况监管, 重点监管年度计划执行 并网服务 补贴资金结算以及市场秩序情况, 保证光伏扶贫政策落实到位, 维护公平公正市场秩序 四 组织和政策保障 ( 一 ) 建立工作协调机制 国家能源局由刘琦副局长牵头, 新能源司具体负责, 规划司参与, 水规总院作为牵头技术支撑单位 国务院扶贫办由欧青平副主任牵头, 发展指导司具体负责, 中国扶贫发展中心参与 双方加强联系和协调配合 根据工作需要, 请国家电网公司 南方电网公司等参与 ( 二 ) 建立技术服务体系 在国家能源局领导下, 水规总院会同扶贫发展中心 电网 检测认证机构及主要光伏相关设备制造企业建立技术支撑体系, 负责光伏扶贫全过程的技术服务, 主要包括开展规划研究 制定工程技术规范 开展工程质量控制 建立项目信息系统等, 在整个工程实施及政策协调中, 提供相关技术服务和指导 291

295 五 光伏扶贫相关政策 ( 三 ) 落实相关配套政策 建立国家统筹 地方配套 银行支持 用户出资多种资金筹措机制, 统筹电站建设和分布式光伏建设 光伏扶贫优先列入光伏发电年度开发计划, 单独下达 电网企业配合做好电网改造等技术支持工作, 并按分布式光伏发电政策优先保障并网条件, 与用户按月结算电费 ; 协调中央财政安排必要的财政补助资金和贷款贴息资金, 各省级政府结合本地财政及贫困地区情况落实配套资金, 银行实行低息贷款 ; 鼓励企业提供包括直接投资和技术服务在内的多种支持 五 工作进度安排 ( 一 )2014 年 10 月, 开展首批光伏扶贫项目摸底调查, 编制首批光伏扶贫项目实施方案 以省为单位 以县为单元 以村为单体 以户为单位完成户用光伏扶贫和光伏电站场址调查, 利用两个月时间形成实施方案,12 月底下达首批光伏扶贫项目, 同时协调落实相关配套政策 ( 二 )2014 年 10~11 月, 结合试点工作方案出台政策措施 国务院扶贫办会同国家能源局制定关于开展光伏扶贫的指导意见, 明确光伏扶贫工程的工作目标 重点任务及政策措施 ( 三 )2014 年 11~12 月, 组织编制全国光伏扶贫规划 组织各省按照相关技术规范要求编制光伏扶贫规划, 并在各省规划基础上形成全国光伏扶贫发展规划纲要, 印发实施 ( 四 )2015 年 1~2 月, 制订年度扶贫方案 以全国光伏扶贫规划纲要为依据, 组织地方编制并上报 2015 年光伏扶贫年度实施方案, 统筹光伏发电规模和国家扶贫资金后组织下达并实施 ( 五 ) 技术支撑单位尽快开展相关技术规范工作, 年底前完成发布光伏扶贫重要对象统计技术规范 光伏扶贫规划编制大纲 2015 年完成光伏扶贫工程建设 竣工验收 运行维护相关技术规范及光伏扶贫技术培训方案 292

296 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 5.2 关于印发加快贫困地区能源开发建设推进脱贫攻坚实施意见的通知 ( 国能规划 号 ) 国家能源局关于印发加快贫困地区能源开发建设 推进脱贫攻坚实施意见的通知国能规划 号 各司, 各派出机构, 各直属事业单位, 中电联, 中电传媒 : 为贯彻落实中央扶贫开发工作会议精神及 中共中央国务院关于打赢脱贫攻坚战的 决定 要求, 进一步做好能源扶贫工作, 现将 国家能源局关于加快贫困地区能源开发 建设推进脱贫攻坚的实施意见 印发你们, 请结合自身职能认真组织实施, 切实加强扶 贫工作, 为打赢脱贫攻坚战做出应有贡献 附件 :1. 国家能源局关于加快贫困地区能源开发建设推进脱贫攻坚的实施意见 分工 2. 国家能源局关于加快贫困地区能源开发建设推进脱贫攻坚的实施意见 任务 国家能源局 2015 年 12 月 24 日 293

297 五 光伏扶贫相关政策 附件 1: 国家能源局关于加快贫困地区能源开发建设推进脱贫攻坚的实施意见为贯彻落实中央扶贫开发工作会议精神, 充分发挥能源开发建设在脱贫攻坚战中的基础性作用, 促进贫困地区经济发展和民生改善, 同步迈向小康社会, 根据 中共中央国务院关于打赢脱贫攻坚战的决定, 制定本实施意见 一 充分认识加快能源开发建设对打赢脱贫攻坚战的重要作用能源是现代社会生活生产不可或缺的基础条件, 没有充足可靠的能源保障, 就不可能真正建成小康社会 提高贫困地区能源普遍服务水平, 是全面建成小康社会的本质要求, 合理开发利用贫困地区的能源资源, 是带动贫困地区经济发展和民生改善的重要途径 当前, 全面建成小康社会进入决胜阶段, 扶贫开发进入啃硬骨头 攻坚拔寨的冲刺期, 加快贫困地区能源资源开发利用和基础设施建设, 促进资源优势尽快转化为经济发展优势, 为贫困地区人民群众创造必要的生产生活用能条件, 是能源行业义不容辞的责任和使命 二 总体要求 ( 一 ) 指导思想深入贯彻党的十八大和十八届三中 四中 五中全会精神, 落实中央扶贫开发工作会议和 中共中央国务院关于打赢脱贫攻坚战的决定 部署, 坚持精准扶贫 精准脱贫, 围绕全面建成小康社会的总目标, 创新思路 机制和方法, 采取非常规举措, 着力加快贫困地区能源开发建设, 着力提高能源普遍服务水平, 切实解决贫困地区生产生活用能问题, 促进经济发展和民生改善, 为打赢脱贫攻坚战 使贫困地区与全国同步建成小康社会提供可靠的能源保障 ( 二 ) 基本原则坚持目标导向的原则 强化大局观念, 把能源开发建设的目标 任务和布局, 与脱贫攻坚 全面建成小康社会的总体目标要求有机地结合起来, 自觉服从和服务于打赢脱贫攻坚战的需要 坚持精准扶贫的原则 聚焦扶贫重点地区和重点对象, 把能源扶贫着力点放到建档立卡贫困人口上, 特别是丧失劳动能力和脱贫能力的贫困人口上, 注重提高扶贫精准度 坚持改革创新的原则 采取超常规的办法, 在资源开发 资金扶持 项目布局 补偿政策 共享机制等方面, 切实向革命老区 民族地区 边疆地区和连片特困地区倾斜 坚持因地制宜的原则 从贫困地区的能源资源 环境承载力等基本条件出发, 遵从发展规律, 深入研究论证, 采用适宜当地的能源扶贫方式, 讲求实效 294

298 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) ( 三 ) 主要目标到 2020 年, 全国农村地区能源普遍服务水平显著提高, 贫困地区电力普遍服务水平基本达到目前本省 ( 区 市 ) 平均水平 ; 基本实现农村动力电全覆盖 ; 完成 200 万建档立卡贫困户光伏扶贫项目建设 甘肃省通渭县 清水县摘掉贫困县帽子 三 重点任务 ( 四 ) 继续实施农村电网改造升级工程尽快完善和发布 关于实施第二轮农村电网改造升级工程的意见, 加大中央投资力度, 加快农村电网建设和城乡电力普遍服务均等化进程 实施西藏 四省藏区和新疆农村电网建设攻坚战 加快孤网县城的联网进程, 加快延伸电网到乡 到村 西藏及青海藏区县城全部联网或建成可再生能源局域电网, 农牧区电网基本全覆盖, 建成到乡到村的完整区域农村电网, 显著提高供电能力和质量 加快西部地区贫困县农村电网改造升级 加快西部地区国家级扶贫开发重点县, 滇桂黔 大别山等集中连片特困片区农网改造升级, 重点解决低电压 网架不合理 动力电不足等问题 结合贫困地区新能源扶贫工程和微电网建设, 提高农村电网消纳分布式新能源发电的能力 加强东中部贫困地区农网改造升级 在东部和中部贫困地区, 稳步实施农网改造升级, 逐步提高农村电网智能化水平, 为现代农业 农村新兴产业发展提供电力保障 稳步推进农村电力投资多元化 对非国有电网公司提供服务且条件较差的贫困地区, 国有电网公司可参股并提高当地电网保障标准 在西部大电网覆盖不到的偏远地区, 鼓励非电网能源企业利用当地水能 太阳能 风能等可再生能源, 建设以可再生能源发电为主要电源的县域配电网, 构建发配售一体化和以可再生能源为主的城镇清洁能源体系 ( 五 ) 加快实施农村动力电全覆盖工程制定和实施 贫困地区农村电网改造升级规划 加大政策和资金扶持力度, 按照更高的建设标准, 新建和改造贫困地区线路和配电台区, 提升贫困地区供电水平, 实现贫困地区动力电全覆盖 强化异地搬迁区域电力建设 结合 配电网行动计划 和农村电网改造升级工程, 及时为异地搬迁安置区提供高标准的电力服务, 实现搬迁到哪里 动力电跟进到哪里 ( 六 ) 精准实施光伏扶贫工程扩大光伏扶贫实施范围 在现有试点工作的基础上, 继续扩大光伏扶贫的范围 在光照条件良好 ( 年均利用小时数大于 1100 小时 ) 的 15 个省 ( 区 )451 个贫困县的 3.57 万个建档立卡贫困村范围内开展光伏扶贫工作 到 2020 年, 实现 200 万建档立卡贫困户户 295

299 五 光伏扶贫相关政策 均增收 3000 元以上的目标 加大支持力度 继续细化光伏扶贫项目清单和需求测算, 多渠道争取支持, 扩大光伏扶贫项目资金来源 组织各省 ( 区 ) 以县为单位编制光伏扶贫实施方案, 按程序报批后实施 ( 七 ) 优先安排能源开发建设项目规划布局倾斜 能源发展 十三五 规划 中设置脱贫攻坚章节, 能源专项规划中要把脱贫攻坚作为重要内容, 明确未来五年能源行业扶贫的目标 任务, 充分发挥规划引领作用, 引导社会资源向贫困地区聚焦, 集中发挥效用 在省级能源规划的衔接审批中, 要推动各地把贫困地区能源建设摆上更重要的位置 资金安排倾斜 农网改造中央预算内投资安排向革命老区 民族地区 边疆地区 连片特困地区倾斜 电网企业要继续增加农村电网升级改造自筹资金规模 工程项目倾斜 煤炭 煤电 油气 水电等资源开发利用类重大项目, 跨区域重大能源输送通道项目, 以及风电 光伏等新能源项目, 同等条件下要优先在贫困地区规划布局建设 清洁能源扶持 鼓励光伏发电与种植 养殖业结合, 充分利用荒山 荒坡 鱼塘 大棚等农业设施, 增加贫困人口收入 加大农林废弃物综合利用力度, 鼓励农村能源供应方式多元化发展 ( 八 ) 统筹出台扶贫优惠政策制定电力普遍服务补偿机制 会同有关部门研究建立偏远少数民族地区电力普遍服务财政补偿机制, 出台优惠财政政策, 解决人口较少 电量较小的偏远地区农村电网运行维护费用不足问题, 支持电网企业做好电力普遍服务工作 调整完善能源资源开发收益分配政策 在加大贫困地区煤炭 油气 水电 风能 太阳能等能源资源开发力度的同时, 研究建立针对贫困地区能源资源开发利益分配的特殊政策, 让当地和群众从能源资源开发中更多地受益 探索资产收益扶持, 在不改变用途的情况下, 财政专项扶贫资金和其他涉农资金投入光伏 水电项目形成的资产, 具备条件的可折股量化给贫困村和贫困户, 尤其是丧失劳动能力的贫困户 探索建立水电利益共享机制 提高贫困地区水电工程留存电量比例, 将从发电中提取的资金优先用于水库移民和库区后续发展 贫困地区水电开发占用集体土地的, 试行给原住居民集体股权方式进行补偿, 让贫困人口分享水电资源开发收益 ( 九 ) 继续加强定点扶贫工作制定帮扶规划计划 配合甘肃省发展改革委和通渭县 清水县政府, 制定两县脱贫攻坚规划, 每年制定年度帮扶工作要点, 从能源项目帮扶 能源基础设施建设 社会事 296

300 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 业发展等方面, 提出增强两县脱贫内生动力的工作事项 加快能源项目建设 推进通渭县 清水县风电资源开发, 支持清水绿色能源示范县建设, 加大对定点扶贫县光伏扶贫工作的支持力度 继续加大两县农网改造力度, 不断提高当地供电条件和质量, 实现动力电全覆盖 强化人才智力和社会事业扶贫 加强人才支援和智力帮扶, 继续选派优秀干部到两县挂职, 以及在扶贫村任第一书记 有针对性地组织开展支教 培训 讲座等活动 继续跟踪两县交通 医疗 教育等民生工程建设, 协调解决问题, 加快建设进度 四 组织实施 ( 十 ) 加强组织领导局各部门 各单位要充分认识脱贫攻坚工作的极端重要性和艰巨性, 在局党组的统一领导下, 进一步发挥扶贫领导小组的作用, 健全协调机制, 形成合力, 共同推进脱贫攻坚工作 ( 十一 ) 充实工作力量落实 中共中央国务院关于打赢脱贫攻坚战的决定 的要求, 完善 扶贫开发机构的设置和职能, 充实配强各级扶贫开发力量, 增加扶贫领导小组办公室人员配备 局各部门 各单位要选配政治素质好 业务能力强的人员, 专门负责扶贫联系衔接工作 ( 十二 ) 明确任务分工责任局各部门 各单位主要负责同志为本单位扶贫工作第一责任人, 根据本指导意见任务分工, 责任单位要将任务分解落实到人, 建立扶贫任务考核表 扶贫项目储备库, 确保完成各项任务 ( 十三 ) 加强监督考核将扶贫工作作为全局年度工作要点的重要组成部分, 纳入干部绩效考核范围, 加强监督考核 未完成分工任务的责任人和单位, 要视情况给予相应的责任追究 ( 十四 ) 严明纪律规矩加强对农村电网改造升级工程造价监管, 严控电网企业关联交易, 在保证工程质量的同时, 降低造价 强化扶贫政策 资金 项目 物资的分配 投向和使用的精准度, 严格程序和约束机制, 坚决防止和杜绝将脱贫成为某些企业和个人谋取私利的机会和手段, 一经发现要一查到底, 坚决惩处 各部门对扶贫政策 资金 项目等要强化监管, 严明纪律和政策, 要监管到省 市 县 乡 村和个人, 实现阳光扶贫 297

301 五 光伏扶贫相关政策 附件 2: 国家能源局关于加快贫困地区能源开发建设推进脱贫攻坚的实施意见 任务分工 序号任务事项负责单位 实施西藏 四省藏区和新疆农村电网建设攻坚战 加快孤网县城的联网进程, 加快延伸电网到乡 到村 西藏及青海藏区县城全部联网或建成可再生能源局域电网, 农牧区电网基本全覆盖, 建成到乡到村的完整区域农村电网, 显著提高供电能力和质量 加快西部地区贫困县农村电网改造升级 加快西部地区国家级扶贫开发重点县, 滇桂黔 大别山等集中连片特困片区农网改造升级, 重点解决低电压 网架不合理 动力电不足等问题 结合贫困地区新能源扶贫工程和微电网建设, 提高农村电网消纳分布式新能源发电的能力 加强东中部贫困地区农网改造升级 在东部和中部贫困地区, 稳步实施农网改造升级, 逐步提高农村电网智能化水平, 为现代农业 农村新兴产业发展提供电力保障 稳步推进农村电力投资多元化 对非国有电网公司提供服务且条件较差的贫困地区, 国有电网公司可参股并提高当地电网保障标准 在西部大电网覆盖不到的偏远地区, 鼓励非电网能源企业利用当地水能 太阳能 风能等可再生能源, 建设以可再生能源发电为主要电源的县域配电网, 构建发配售一体化和以可再生能源为主的城镇清洁能源体系 制定和实施 贫困地区农村电网改造升级规划 加大政策和资金扶持力度, 按照更高的建设标准, 加大资金投入和改造力度, 新建和改造贫困地区线路和配电台区, 提升贫困地区供电水平, 实现贫困地区动力电全覆盖 强化异地搬迁区域电力建设 结合 配电网行动计划 和农村电网改造升级工程, 及时为异地搬迁安置区提供高标准的电力服务, 实现搬迁到哪里 动力电跟进到哪里 扩大光伏扶贫实施范围 在现有试点工作的基础上, 继续扩大光伏扶贫的范围 在光照条件良好 ( 年均利用小时数大于 1100 小时 ) 的 15 个省 ( 区 )451 个贫困县的 3.57 万个建档立卡贫困村范围内开展光伏扶贫工作 到 2020 年, 实现 200 万建档立卡贫困户户均增收 3000 元以上的目标 加大光伏扶贫支持力度 继续细化光伏扶贫项目清单和需求测算, 多渠道争取支持, 扩大光伏扶贫项目资金来源 组织各省 ( 区 ) 以县为单位编制光伏扶贫实施方案, 国家能源局根据地方上报的实施方案下达光伏扶贫建设规模 规划布局倾斜 能源发展 十三五 规划 中设置脱贫攻坚章节, 能源专项规划中包含扶贫内容, 明确未来五年能源行业扶贫的目标 任务, 充分发挥规划引领作用, 引导社会资源向贫困地区聚焦, 集中发挥效用 在省级能源规划的衔接审批中, 要推动各地把贫困地区能源 电力司 新能源司 新能源司 电力司 新能源司 新能源司 电力司 新能源司 电力司 新能源司 新能源司 新能源司 规划司 科技司 电力司 核电司 298

302 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 建设摆上更重要的位置 资金安排倾斜 农网改造中央预算内投资安排向革命老区 民族地区 边疆地区 连片特困地区倾斜 电网企业要继续增加农村电网升级改造自筹资金规模 工程项目倾斜 煤炭 煤电 油气 水电等资源开发利用类重大项目, 跨区域重大能源输送通道项目, 以及风电 光伏等新能源项目, 同等条件下要优先在贫困地区规划布局建设 清洁能源扶持 鼓励光伏发电与种植 养殖业结合, 充分利用荒山 荒坡 鱼塘 大棚等农业设施, 增加贫困人口收入 加大农林废弃物综合利用力度, 鼓励农村能源供应方式多元化发展 制定电力普遍服务补偿机制 会同有关部门研究建立偏远少数民族地区电力普遍服务财政补偿机制, 出台优惠财政政策, 解决人口较少 电量较小的偏远地区农村电网运行维护费用不足问题, 支持电网企业做好电力普遍服务工作 调整完善能源资源开发收益分配政策 在加大贫困地区煤炭 油气 水电 风能 太阳能等能源资源开发力度的同时, 研究建立针对贫困地区能源资源开发利益分配的特殊政策, 让当地和群众从能源资源开发中更多地受益 探索资产收益扶持, 在不改变用途的情况下, 财政专项扶贫资金和其他涉农资金投入光伏 水电项目形成的资产, 具备条件的可折股量化给贫困村和贫困户, 尤其是丧失劳动能力的贫困户 探索建立水电利益共享机制 提高贫困地区水电工程留存电量比例, 将从发电中提取的资金优先用于水库移民和库区后续发展 贫困地区水电开发占用集体土地的, 试行给原住居民集体股权方式进行补偿, 让贫困人口分享水电资源开发收益 制定定点扶贫帮扶规划计划 配合甘肃省发展改革委和通渭县 清水县政府, 制定两县脱贫攻坚规划, 每年制定年度帮扶工作要点, 从能源项目帮扶 能源基础设施建设 社会事业发展等方面, 提出增强两县脱贫内生动力的工作事项 煤炭司 油气司 新能源司 新能源司 煤炭司 电力司 油气司 新能源司 新能源司 电力司 新能源司 监管司 电力司 煤炭司 油气司 新能源司 新能源司 电力司 监管司 规划司 电力司 新能源司 加快定点扶贫县能源项目建设 推进通渭县 清水县风电资源开发, 支持清水绿色能源示范县建设, 加大对定点扶贫县光伏扶贫工作的支新能源司 持力度 继续加大两县农网改造力度, 不断提高当地供电条件和质量, 电力司实现动力电全覆盖 强化对定点扶贫县人才智力和社会事业扶贫 加强人才支援和智力帮人事司 扶, 继续选派优秀干部到两县挂职, 以及在扶贫村任第一书记 有针规划司分别对性地组织开展支教 培训 讲座等活动 继续跟踪两县交通 医疗 牵头, 教育等民生工程建设, 协调解决问题, 加快建设进度 各单位参与加强组织领导 局各部门 各单位要充分认识脱贫攻坚工作的极端重要性和艰巨性, 在局党组的统一领导下, 进一步发挥扶贫领导小组的各单位作用, 健全协调机制, 形成合力, 共同推进脱贫攻坚工作 299

303 五 光伏扶贫相关政策 充实工作力量 落实 中共中央国务院关于打赢脱贫攻坚战的决定 的要求, 完善 扶贫开发机构的设置和职能, 充实配强各级扶贫开发力量, 增加扶贫领导小组办公室人员配备 局各部门 各单位要选配政治素质好 业务能力强的人员, 专门负责扶贫联系衔接工作 明确任务分工责任 局各部门 各单位主要负责同志为本单位扶贫工作第一责任人, 根据本指导意见任务分工, 责任单位要将任务分解落实到人, 建立扶贫任务考核表 扶贫项目储备库, 确保完成各项任务 加强监督考核 将扶贫工作作为全局年度工作要点的重要组成部分, 纳入干部绩效考核范围, 加强监督考核 未完成分工任务的责任人和单位, 要视情况给予相应的责任追究 严明纪律规矩 加强对农村电网改造升级工程造价监管, 严控电网企业关联交易, 在保证工程质量的同时, 降低造价 强化扶贫政策 资金 项目 物资的分配 投向和使用的精准度, 严格程序和约束机制, 坚决防止和杜绝将脱贫成为某些企业和个人谋取私利的机会和手段, 一经发现要一查到底, 坚决惩处 各部门对扶贫政策 资金 项目等要强化监管, 严明纪律和政策, 要监管到省 市 县 乡 村和个人, 实现阳光扶贫 各单位 各单位 综合司 人事司 机关党委 新能源司, 监管司, 相关单位 300

304 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 5.3 关于实施光伏发电扶贫工作的意见 ( 发改能源 号 ) 国家发展改革委国务院扶贫办国家能源局国家开发银行 中国农业发展银行关于实施光伏发电扶贫工作的意见发改能源 号 各省 ( 区 市 ) 新疆生产建设兵团发展改革委 ( 能源局 ) 扶贫办, 国家开发银行各分 行 中国农业发展银行各分行, 国家电网公司 南方电网公司, 水电水利规划设计总院 : 为切实贯彻中央扶贫开发工作会议精神, 扎实落实 中共中央国务院关于打赢脱 贫攻坚战的决定 的要求, 决定在全国具备光伏建设条件的贫困地区实施光伏扶贫工程 一 充分认识实施光伏扶贫的重要意义 光伏发电清洁环保, 技术可靠, 收益稳定, 既适合建设户用和村级小电站, 也适合 建设较大规模的集中式电站, 还可以结合农业 林业开展多种 光伏 + 应用 在光照资源 条件较好的地区因地制宜开展光伏扶贫, 既符合精准扶贫 精准脱贫战略, 又符合国家 清洁低碳能源发展战略 ; 既有利于扩大光伏发电市场, 又有利于促进贫困人口稳收增收 各地区应将光伏扶贫作为资产收益扶贫的重要方式, 进一步加大工作力度, 为打赢脱贫 攻坚战增添新的力量 二 工作目标和原则 ( 一 ) 工作目标 在 2020 年之前, 重点在前期开展试点的 光照条件较好的 16 个省的 471 个县的约 3.5 万个建档立卡贫困村, 以整村推进的方式, 保障 200 万建档立卡无劳动能力贫困户 ( 包括残疾人 ) 每年每户增加收入 3000 元以上 其他光照条件好的贫困地区可按照精 准扶贫的要求, 因地制宜推进实施 ( 二 ) 基本原则 精准扶贫 有效脱贫 光伏扶贫项目要与贫困人口精准对应, 根据贫困人口数量和 布局确定项目建设规模和布局, 保障贫困户获得长期稳定收益 因地制宜 整体推进 光伏扶贫作为脱贫攻坚手段之一, 各地根据贫困人口分布及 光伏建设条件, 选择适宜的光伏扶贫模式, 以县为单元统筹规划, 分阶段以整村推进方 式实施 政府主导 社会支持 国家和地方通过整合扶贫资金 预算内投资 政府贴息等政 策性资金给予支持 鼓励有社会责任的企业通过捐赠或投资投劳等方式支持光伏扶贫工 301

305 五 光伏扶贫相关政策 程建设 公平公正 群众参与 以县为单元确定统一规范的纳入光伏扶贫范围的资格条件和遴选程序, 建立光伏扶贫收益分配和监督管理机制, 确保收益分配公开透明和公平公正 技术可靠 长期有效 光伏扶贫工程关键设备应达到先进技术指标且质量可靠, 建设和运行维护单位应具备规定的资质条件和丰富的工程实践经验, 应确保长期可靠稳定运行 三 重点任务 ( 一 ) 准确识别确定扶贫对象各级地方扶贫管理部门根据国务院扶贫办确定的光伏扶贫范围, 以县为单元调查摸清扶贫对象及贫困人口具体情况, 包括贫困人口数量 分布 贫困程度等, 确定纳入光伏扶贫范围的贫困村 贫困户的数量并建立名册 省级扶贫管理部门以县为单元建立光伏扶贫人口信息管理系统, 以此作为实施光伏扶贫工程 明确光伏扶贫对象 分配扶贫收益的重要依据 ( 二 ) 因地制宜确定光伏扶贫模式根据扶贫对象数量 分布及光伏发电建设条件, 在保障扶贫对象每年获得稳定收益的前提下, 因地制宜选择光伏扶贫建设模式和建设场址, 采用资产收益扶贫的制度安排, 保障贫困户获得稳定收益 中东部土地资源缺乏地区, 可以村级光伏电站为主 ( 含户用 ); 西部和中部土地资源丰富的地区, 可建设适度规模集中式光伏电站 采取村级光伏电站 ( 含户用 ) 方式, 每位扶贫对象的对应项目规模标准为 5 千瓦左右 ; 采取集中式光伏电站方式, 每位扶贫对象的对应项目规模标准为 25 千瓦左右 ( 三 ) 统筹落实项目建设资金地方政府可整合产业扶贫和其他相关涉农资金, 统筹解决光伏扶贫工程建设资金问题, 政府筹措资金可折股量化给贫困村和贫困户 对村级光伏电站, 贷款部分可由到省扶贫资金给予贴息, 贴息年限和额度按扶贫贷款有关规定由各地统筹安排 集中式电站由地方政府指定的投融资主体与商业化投资企业共同筹措资本金, 其余资金由国家开发银行 中国农业发展银行为主提供优惠贷款 鼓励国有企业 民营企业积极参与光伏扶贫工程投资 建设和管理 ( 四 ) 建立长期可靠的项目运营管理体系地方政府应依法确定光伏扶贫电站的运维及技术服务企业 ( 简称 运维企业 ) 鼓励通过特许经营等政府和社会资本合作方式, 依法依规 竞争择优选择具有较强资金实力以及技术和管理能力的企业, 承担光伏电站的运营管理或技术服务 对村级光伏电站 302

306 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) ( 含户用 ), 可由县级政府统一选择承担运营管理或技术服务的企业, 鼓励通过招标或其他竞争性比选方式公开选择 县级政府可委托运维企业对全县范围内村级光伏电站 ( 含户用 ) 的工程设计 施工进行统一管理 运维企业对村级光伏电站 ( 含户用 ) 的管理和技术服务费用, 应依据法律 行政法规规定和特许经营协议约定, 从所管理或提供技术服务的村级光伏电站项目收益中提取 集中式光伏扶贫电站的运行管理由与地方政府指定的投融资主体合作的商业化投资企业承担, 鼓励商业化投资企业承担所在县级区域内村级光伏电站 ( 含户用 ) 的技术服务工作 ( 五 ) 加强配套电网建设和运行服务电网企业要加大贫困地区农村电网改造工作力度, 为光伏扶贫项目接网和并网运行提供技术保障, 将村级光伏扶贫项目的接网工程优先纳入农村电网改造升级计划 对集中式光伏电站扶贫项目, 电网企业应将其接网工程纳入绿色通道办理, 确保配套电网工程与项目同时投入运行 电网企业要积极配合光伏扶贫工程的规划和设计工作, 按照工程需要提供基础资料, 负责设计光伏扶贫的接网方案 不论是村级光伏电站 ( 含户用 ), 还是集中式光伏扶贫电站, 均由电网企业承担接网及配套电网的投资和建设工作 电网企业要制定合理的光伏扶贫项目并网运行和电量消纳方案, 确保项目优先上网和全额收购 ( 六 ) 建立扶贫收益分配管理制度各贫困县所在的市 ( 县 ) 政府应建立光伏扶贫收入分配管理办法, 对扶贫对象精准识别, 并进行动态管理, 原则上应保障每位扶贫对象获得年收入 3000 元以上 各级政府资金支持建设的村级光伏电站的资产归村集体所有, 由村集体确定项目收益分配方式, 大部分收益应直接分配给符合条件的扶贫对象, 少部分可作为村集体公益性扶贫资金使用 ; 在贫困户屋顶及院落安装的户用光伏系统的产权归贫困户所有, 收益全部归贫困户 地方政府指定的投融资主体与商业化投资企业合资建设的光伏扶贫电站, 项目资产归投融资主体和投资企业共有, 收益按股比分成, 投融资主体要将所占股份折股量化给扶贫对象, 代表扶贫对象参与项目投资经营, 按月 ( 或季度 ) 向扶贫对象分配资产收益 参与扶贫的商业化投资企业应积极配合, 为扶贫对象能获得稳定收益创造条件 ( 七 ) 加强技术和质量监督管理建立光伏扶贫工程技术规范和关键设备技术规范 光伏扶贫项目应采购技术先进 经过国家检测认证机构认证的产品, 鼓励采购达到领跑者技术指标的产品 系统集成商应具有足够的技术能力和工程经验, 设计和施工单位及人员应具备相应资质和经验 光伏扶贫工程发电技术指标及安全防护措施应满足接入电网有关技术要求, 并接受电网运行远程监测和调度 县级政府负责建立包括资质管理 质量监督 竣工验收 运行维护 信息管理等内容的投资管理体系, 建立光伏扶贫工程建设和运行信息管理 国家可再生 303

307 五 光伏扶贫相关政策 能源信息管理中心建立全国光伏扶贫信息管理平台, 对全部光伏扶贫项目的建设和运行进行监测管理 ( 八 ) 编制光伏扶贫实施方案省级及以下地方能源主管部门会同扶贫部门, 以县为单元编制光伏扶贫实施方案 实施方案应包括光伏扶贫项目的目标任务 扶持的贫困人口数 项目类型 建设规模 建设条件 接网方案 资金筹措方案 运营管理主体 投资效益分析 管理体制 收益分配办法 地方配套政策 组织保障措施 实施方案要做到项目与扶贫对象精准对接, 运营管理主体明确, 土地等项目建设条件落实, 接网和并网运行条件经当地电网公司认可 各有关省 ( 区 市 ) 能源主管部门汇总有关地区的光伏扶贫实施方案, 初审后报送国家能源局 国家能源局会同国务院扶贫办对各省 ( 区 ) 上报的光伏扶贫实施方案进行审核并予以批复 各地区按批复的实施方案组织项目建设, 国家能源局会同国务院扶贫办按批复的方案进行监督检查 四 配套政策措施 ( 一 ) 优先安排光伏扶贫电站建设规模国家能源局会同国务院扶贫办对各地区上报的以县为单元的光伏扶贫实施方案进行审核 对以扶贫为目的的村级光伏电站和集中式光伏电站, 以及地方政府统筹其他建设资金建设的光伏扶贫项目, 以县为单元分年度专项下达光伏发电建设规模 ( 二 ) 加强金融政策支持力度国家开发银行 中国农业发展银行为光伏扶贫工程提供优惠贷款, 根据资金来源成本情况在央行同期贷款基准利率基础上适度下浮 鼓励其他银行以及社保 保险 基金等资金在获得合理回报的前提下为光伏扶贫项目提供低成本融资 鼓励众筹等创新金融融资方式支持光伏扶贫项目建设, 鼓励企业提供包括直接投资和技术服务在内的多种支持 ( 三 ) 切实保障光伏扶贫项目的补贴资金发放电网企业应按国家有关部门关于可再生能源发电补贴资金发放管理制度, 优先将光伏扶贫项目的补贴需求列入年度计划, 电网企业优先确保光伏扶贫项目按月足额结算电费和领取国家补贴资金 ( 四 ) 鼓励企业履行社会责任鼓励电力能源央企和有实力的民企参与光伏扶贫工程投资和建设 鼓励各类所有制企业履行社会责任, 通过各种方式支持光伏扶贫工程实施, 鼓励企业组建光伏扶贫联盟 通过表彰积极参与企业, 树立企业社会形象, 出台适当优惠政策, 优先支持参与光伏扶 304

308 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 贫的企业开展规模化光伏电站建设, 保障参与企业的经济利益 五 加强组织协调 ( 一 ) 建立光伏扶贫协调工作机制建立省 ( 区 市 ) 负总责, 市 ( 地 ) 县抓落实的工作机制, 做到分工明确 责任清晰 任务到人 责任到位, 合力推动光伏扶贫工作 各级政府要成立光伏扶贫协调领导小组, 地方政府主要领导任组长, 成员包括发改 能源 扶贫 国土 林业等部门, 以及电网企业和金融机构等, 主要职责是协调光伏扶贫工程实施过程中的重大政策和问题 ( 二 ) 明确各部门职责分工国家能源局负责组织协调光伏扶贫工程实施中重大问题, 负责组织编制光伏扶贫规划和年度实施计划, 完善光伏扶贫工程技术标准规范, 建立光伏扶贫工程信息系统, 加强光伏扶贫工程质量监督及并网运行监督等 国务院扶贫办牵头负责确定光伏扶贫对象范围, 建立光伏扶贫人口信息管理系统, 建立光伏扶贫工程收入分配管理制度 请地方国土部门和林业部门负责光伏扶贫工程土地使用的政策协调和土地补偿收费方面的优惠政策落实 请各有关部门和地方政府高度重视光伏扶贫工作, 加强光伏扶贫工程组织协调力度, 为实施光伏扶贫试点工程提供组织保障 加大光伏扶贫宣传和培训力度, 提高全社会支持参与光伏扶贫程度 加强对光伏扶贫工程的管理和监督, 确实把这件惠民生 办实事的阳光工程抓紧抓实抓好 请省级能源主管部门认真做好光伏扶贫工程项目储备, 及时按要求上报光伏扶贫工程项目清单 附件 : 光伏扶贫工程重点实施范围 国家发展改革委国务院扶贫办国家能源局 国家开发银行 国农业发展银行 2016 年 3 月 23 日 305

309 五 光伏扶贫相关政策 附件 : 光伏扶贫工程重点实施范围 省 ( 区 ) 个数 县 甘肃省 41 榆中县 会宁县 武山县 古浪县 静宁县 环县 华池县 合水县 宁县 镇原县 安定区 通渭县 陇西县 渭源县 临洮县 漳县 岷县 临夏县 康乐县 永靖县 广河县 和政县 东乡族自治县 合作市 临潭县 卓尼县 夏河县 迭部县 皋兰县 景泰县 靖远县 临夏市 灵台县 碌曲县 玛曲县 庆城县 永登县 正宁县 天祝藏族自治县 积石山保安族东乡族撒拉族自治县 崆峒区 海南省 2 五指山市 白沙黎族自治县 河北省 45 行唐县 灵寿县 赞皇县 平山县 大名县 魏县 临城县 巨鹿县 新河县 广宗县 平乡县 威县 阜平县 唐县 涞源县 顺平县 张北县 康保县 沽源县 尚义县 蔚县 阳原县 怀安县 万全县 赤城县 崇礼县 平泉县 滦平县 隆化县 海兴县 盐山县 南皮县 武邑县 武强县 饶阳县 阜城县 承德县 涞水县 曲阳县 望都县 宣化县 易县 围场满族蒙古族自治县 丰宁满族自治县 青龙满族自治县 河南省 1 台前县 黑龙江省 20 延寿县 泰来县 甘南县 拜泉县 绥滨县 饶河县 林甸县 桦南县 桦川县 汤原县 抚远县 同江市 兰西县 海伦市 富裕县 克东县 龙江县 明水县 青冈县 望奎县 吉林省 8 靖宇县 镇赉县 通榆县 大安市 龙井市 和龙市 汪清县 安图县 武川县 阿鲁科尔沁旗 巴林左旗 巴林右旗 林西县 翁牛特旗 喀喇沁旗 宁城县 敖汉旗 科尔沁左翼中旗 科尔沁左翼后旗 库伦旗 内蒙古奈曼旗 莫力达瓦达斡尔族自治旗 鄂伦春自治旗 卓资县 化德县 31 自治区商都县 兴和县 察哈尔右翼前旗 察哈尔右翼中旗 察哈尔右翼后旗 四子王旗 阿尔山市 科尔沁右翼前旗 科尔沁右翼中旗 扎赉特旗 突泉县 苏尼特右旗 太仆寺旗 正镶白旗 宁夏回族自治区 8 盐池县 同心县 原州区 西吉县 隆德县 泾源县 彭阳县 海原县 青海省 42 大柴旦行委 冷湖行委 茫崖行委 湟中县 平安县 乐都县 泽库县 甘德县 达日县 玛多县 杂多县 治多县 囊谦县 曲麻莱县 班玛县 称多县 德令哈市 都兰县 刚察县 格尔木市 共和县 贵德县 贵南县 海晏县 河南蒙古族自治县 互助土族自治县 湟源县 尖扎县 久治县 玛沁县 祁连县 天峻县 同德县 同仁县 乌兰县 兴海县 玉树县 化隆回族自治县 门源县 民和回族土族自治县 循化撒拉族自治县 大通回族土族自治县 山西省 35 娄烦县 阳高县 天镇县 广灵县 灵丘县 浑源县 平顺县 壶关县 武乡县 右玉县 左权县 和顺县 五台县 代县 繁峙县 宁武县 静乐县 神池县 五寨县 岢岚县 河曲县 保德县 偏关县 吉县 大宁县 隰县 永和县 汾西县 兴县 临县 石楼县 岚县 方山县 中阳县 大同县 306

310 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 陕西省 18 四川省 31 西藏自治区 新疆维吾尔自治区 云南省 63 安徽 20 印台区 宜君县 永寿县 旬邑县 合阳县 澄城县 白水县 延长县 延川县 宜川县 横山县 定边县 绥德县 米脂县 佳县 吴堡县 清涧县 子洲县乡城县 木里藏族自治县 小金县 黑水县 壤塘县 甘孜县 德格县 石渠县 色达县 理塘县 盐源县 普格县 布拖县 昭觉县 喜德县 阿坝县 巴塘县 白玉县 丹巴县 道孚县 稻城县 得荣县 红原县 金川县 九龙县 康定县 炉霍县 马尔康县 若尔盖县 新龙县 雅江县曲松县 仁布县 日喀则市 日土县 萨嘎县 萨迦县 桑日县 申扎县 索县 谢通门县 亚东县 扎囊县 札达县 仲巴县 左贡县 双湖县 安多县 昂仁县 八宿县 巴青县 白朗县 班戈县 比如县 边坝县 波密县 察雅县 察隅县 昌都县 城关区 措美县 措勤县 错那县 达孜县 当雄县 丁青县 定结县 定日县 堆龙德庆县 噶尔县 改则县 岗巴县 革吉县 工布江达县 贡嘎县 贡觉县 吉隆县 加查县 嘉黎县 江达县 江孜县 康马县 拉孜县 朗县 浪卡子县 类乌齐县 林芝县 林周县 隆子县 洛隆县 洛扎县 芒康县 米林县 墨脱县 墨竹工卡县 那曲县 乃东县 南木林县 尼玛县 尼木县 聂拉木县 聂荣县 普兰县 琼结县 曲水县巴里坤哈萨克自治县 乌什县 柯坪县 阿图什市 阿克陶县 阿合奇县 乌恰县 疏附县 疏勒县 英吉沙县 莎车县 叶城县 岳普湖县 伽师县 塔什库尔干塔吉克自治县 和田县 墨玉县 皮山县 洛浦县 策勒县 于田县 民丰县 察布查尔锡伯自治县 尼勒克县 托里县 青河县 吉木乃县 巴楚县 和田市 麦盖提县 泽普县 喀什市潞西市 ( 芒市 ) 祥云县 东川区 会泽县 施甸县 龙陵县 昌宁县 巧家县 永胜县 临翔区 凤庆县 云县 永德县 镇康县 双柏县 南华县 姚安县 大姚县 永仁县 武定县 泸西县 红河县 绿春县 文山市 丘北县 勐腊县 弥渡县 永平县 云龙县 洱源县 剑川县 鹤庆县 梁河县 香格里拉县 德钦县 陇川县 景谷傣族彝族自治县 隆阳区 勐海县 牟定县 石屏县 盈江县 玉龙纳西族自治县 宾川县 耿马傣族佤族自治县 墨江哈尼族自治县 寻甸回族彝族自治县 南涧彝族自治县 孟连傣族拉祜族佤族自治县 澜沧拉祜族自治县 沧源佤族自治县 宁蒗彝族自治县 兰坪白族普米族自治县 巍山彝族回族自治县 西盟佤族自治县 景东彝族自治县 江城哈尼族彝族自治县 维西傈僳族自治县 宁洱哈尼族彝族自治县 双江拉祜族佤族布朗族傣族自治县 禄劝彝族苗族自治县 镇沅彝族哈尼族拉祜族自治县 漾濞彝族自治县阜南县 利辛县 霍邱县 寿县 临泉县 颍上县 岳西县 金寨县 潜山县 太湖县 望江县 宿松县 萧县 泗县 灵璧县 砀山县 裕安区 颍东区 舒城县 石台县 307

311 五 光伏扶贫相关政策 5.4 关于印发光伏扶贫实施方案编制大纲的通知 ( 国能综新能 号 ) 国家能源局综合司 国务院扶贫办行政人事司关于印发光伏扶贫 实施方案编制大纲的通知国能综新能 号 各省 ( 区 市 ) 新疆生产建设兵团发改委 ( 能源局 ) 扶贫办 国家能源局各派出机构 国家开发银行 中国农业发展银行 国家电网公司 南方电网公司 水电水利规划设计 总院 : 为落实 国家发展和改革委员会国务院扶贫开发领导小组办公室国家能源局国家开 发银行中国农业发展银行关于实施光伏发电扶贫工作的意见 ( 发改能源 [2016]621 号 ) 的要求, 进一步指导地方编制光伏扶贫实施方案, 推进光伏扶贫工程建设, 保障光伏扶 贫项目有效措施, 我们起草了 光伏扶贫实施方案编制大纲, 现印发你们, 供参照执 行 请各省 ( 区 市 ) 发改委 ( 能源局 ) 牵头会同省 ( 区 市 ) 扶贫办, 以县为单位编 制光伏扶贫实施方案,2016 年 5 月 15 日之前将第一批项目汇总上报我局 我局将会同 国务院扶贫办分批下达实施方案 联系人 : 新能源司孔涛 水电规划总院秦潇 附件 :1 XX 县光伏扶贫试点实施方案编制大纲 2 XX 省 ( 区 市 ) 第一批光伏扶贫任务汇总表 国家能源局综合司 国务院扶贫办行政人事司 2016 年 5 月 5 日 308

312 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 附件 XX 县光伏扶贫实施方案编制大纲 本文件由省级发改委 ( 能源局 ) 会同省 ( 区, 市 ) 扶贫办组织市 ( 县 ) 级政府有关部门和单位编制 一 基本情况与工作目标 ( 一 ) 基本情况 1 贫困地区概况 简述本县贫困地区分布概况, 贫困人口基本情况 重点描述自然地理概况 产业经济现状 土地利用现状 电力发展现状, 特别是建档立卡无劳动能力贫困人口基本情况, 以及解决贫困主要面临的问题 ( 其中, 产业经济现状信息由发改部门提供, 土地利用现状信息由国土部门提供, 电力发展现状信息由电网部门提供, 贫困人口信息由扶贫部门提供 ) 经统计, 本县共有建档立卡贫困村 XX 个, 建档立卡贫困 XX 户 XX 人 ( 其中, 建档立卡贫困村内贫困户 XX 户 XX 人 ; 建档立卡贫困村外贫困户 XX 户 XX 人 ) 2 光伏精准扶贫对象的确定 县扶贫部门负责提出光伏扶贫对象的确定原则, 统计光伏扶贫对象所在的贫困村名 贫困户数和人数 贫困程度, 收集光伏扶贫对象的建档立卡信息 ( 最终各贫困户的信息均应在国家能源局依托水电水利规划设计总院建立的全国可再生能源信息管理系统中的光伏扶贫管理子系统中登记 ) 经统计, 本县拟通过光伏扶贫解决的建档立卡贫困户共涉及贫困村 XX 个, 建档立卡贫困户 XX 户 XX 人 ( 其中, 建档立卡贫困村内贫困户 XX 户 XX 人 ; 建档立卡贫困村 XX 户 XX 人 ) 3 电力发展现状 本县电力供需现状, 主要包括电力负荷 电源建设现状 ; 提供电网建设现状, 主要包括网架结构和变电台区建设现状 农网改造现状及进度 ; 提供本县电源的主要消纳市场及空间 ( 县级供电公司负责提供 ) 经整理, 本县 2015 年最大负荷 XXMW 最小负荷 XXMW, 已建成以 XXKV 为主的网架结构, 具有 XXKV 变电站 XX 座 ( 逐电压等级填写, 填写的最低电压等级为 35KV) 本县农网改造进展已完成 XX%, 已完成工作主要包括 :;2016 年度拟完成工作包括 : ( 二 ) 工作目标以解决建档立卡无劳动能力贫困户为工作目标, 由县扶贫部门结合其他扶贫方式, 提出本县采用光伏扶贫脱贫人员的选择原则和流程, 组织统计本县适合通过光伏扶贫形式脱贫的总人数 经统计, 本县适宜通过光伏扶贫脱贫总人口 XX 人 XX 户, 分布在 XX 村 由县光伏扶贫临到小组组织各部门和单位明确第一批光伏扶贫项目及实施方式 : 本批通过光伏扶贫实现脱贫人口 XX 人 XX 户, 其中, 共涉及 XX 个国家级贫困县 XX 309

313 五 光伏扶贫相关政策 个建档立卡贫困村 建档立卡贫困户 XX 户 XX 人 ; 涉及非国家级贫困县 XX 个 非建档立卡贫困村 XX 个 贫困户 XX 户 XX 人 共拟建设户用系统 XX 个 容量 XXMWp, 村级电站 XX 个 总容量 XXMWp, 大型地面电站 XX 个 总容量 XXMWp 有关汇总信息填写表 1. 二 项目信息及建设条件由县光伏扶贫领导小组组织各部门和单位收集和整理相关数据和文件, 统筹考虑贫困户地域分布 贫困户所在地土地使用和电网接入条件等, 因地制宜采用一种或多种建设形式, 分阶段明确光伏扶贫项目及实施方式 相关材料汇总至县发改局后, 由县发改局汇总编制一下文档信息, 并填写表 2( 对应信息同步在信息系统内填报 ); 由县扶贫部门汇总个项目涉及贫困人员建档立卡信息, 在信息系统内填报 ( 数据格式见表 3) ( 一 ) 屋顶光伏扶贫项目 1 项目基本信息由县发改局汇总整理有关信息 经汇总, 本县共拟建设户用系统 XX 套 总规模 XXMWp, 涉及 XX 个村, 帮扶贫困户 XX 户 XX 人 2 项目建设条件县扶贫部门根据本县适宜采用光伏扶贫进行脱贫的贫困户分布, 组织相关村级基层组织和住村工作队核实贫困户屋顶安装条件 ( 重点包括屋顶称重条件和受遮挡条件 ); 县电力局配合落实建设条件具备屋顶的接入条件 县扶贫部门确认采用户用光伏扶贫的贫困户清单 3 投资主体及资本金来源由县政府根据本县实际填写, 如拟对本县屋顶系统提供初始投资补助及提供商业贷款部门 XX% 贴息 ( 在前述基础上 ) 等 4 运行维护主体由县政府提出对户用光伏扶贫系统进行运行维护的主体及方式 : 由 XX( 如县政府或 XX 光伏企业 ) 提供技术服务, 发生的人工等成本费用由 XX 承担 ( 如负责维护的光伏企业 ) 材料等硬件费用由 XX 承担 ( 如由县政府统一承担或由经县政府向贫困户收取后交予企业 ) 5 商业模式及扶贫效益 (1) 项目资金构成由县政府明确户用光伏扶贫系统资金来源 ( 包括资本金出资资金及贷款部分资金来源 ), 出具资本金出资证明文件 贴息资金出资证明文件 ( 如有 ); 如有提供低息贷款资金的金融机构的, 由金融机构出具拟出资承诺函 县发改局汇总证明文件中的关键信息 : 由 XX( 如县财政 ) 提供项目总投资额的 XX% 作为资本金, 其余 XX% 由政府担保向银行贷款, 贷款年利率 XX% 还款周期 XX 年 ( 如有宽限期等其他优惠政策, 一并填写 ) 310

314 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) (2) 光伏扶贫系统投资水平根据国家 行业现行的有关文件规定 费用定额 费率标准等, 由县扶贫办提出本县屋顶光伏扶贫系统造价为 XX 元 / 千瓦 (3) 扶贫效益分配方式由县政府和县扶贫部门明确户用光伏扶贫系统年售电收入的分配方案, 如 : 扣除还贷和相应税金后 XX% 由政府作为运行维护费用使用 其余全部作为贫困户收益 ( 需与 4 中的运行维护主体相匹配 ) (4) 贫困户扶贫效果由县政府和扶贫部门按照资金构成和效益分配方式, 测算贫困户年度可支配收入金额为 XX 元 / 年 ( 不低于 3000 元 / 户, 持续获益 20 年 ), 户用系统统一为每套 XXkW( 建议按单体系统规模 5kW 左右进行计算 ) ( 二 ) 村级光伏扶贫项目 1 项目基本信息由县发改局汇总整理有关信息 经汇总, 本县共拟建设村级光伏电站 XX 个 总规模 XXMWp, 涉及 XX 个村, 解决贫困户 XX 户 XX 人 2 项目建设条件县扶贫部门根据本县适宜采用光伏扶贫进行脱贫的贫困户分布, 明确拟采用村级光伏扶贫电站脱贫的贫困户名单 ; 县光伏扶贫小组组织县国土局 相关村级基层组织, 在村住村工作队协助下落实村级光伏扶贫电站拟建厂址土地性质和使用手续 ; 县电力局配合落实电站的接入条件 3 投资主体及资本金来源由县政府根据本县实际填写, 如拟对本县村级光伏电站提供初始投资补助和商业贷款部分 XX% 贴息 ( 在前述基础上 ) 等 4 运行维护主体由县政府提出对村级光伏扶贫电站进行运行维护的主体及方式 : 由 XX( 如县政府或 XX 光伏企业 ) 提供定期巡检等技术服务, 发生的人工 材料等硬件费用由 XX 承担 ( 如由县政府统一由项目售电收入中扣除 ) 5 商业模式及扶贫效益 (1) 项目资金构成由县政府明确户用光伏扶贫系统资金来源 ( 包括资本金出资资金及贷款部分资金来源 ), 出具资本金 ( 或补助资金 ) 出资证明文件 贴息资金出资证明文件 ( 如有 ); 如有提供低息贷款资金的金融机构的, 由金融机构出具拟出资承诺函 县发改局汇总证明文件中的关键信息 : 由 XX( 如县财政委 ) 提供项目总投资额的 XX% 作为资本金, 其余 XX% 由政府担保向银行贷款, 贷款年利率 XX% 还款周期 XX 年 ( 如有宽限期等其他优惠政策, 一并填写 ) 311

315 五 光伏扶贫相关政策 (2) 投资水平根据国家 行业现行的有关文件规定 费用定额 费率标准等, 由县扶贫办提出本县村级光伏扶贫电站造价为 XX 元 / 千瓦 (3) 扶贫效益分配方式由县政府和县扶贫部门明确村级光伏扶贫电站年售电收入的分配方案, 如 : 扣除还贷和相应税金后 XX% 由政府作为运行维护费用使用,XX% 由村集体作为公共资金使用 其余全部作为贫困户收益 ( 需与 4 中的运行维护主体相匹配 ) (4) 贫困户扶贫效果由县政府和扶贫部门按照资金构成和效益分配方式, 测算贫困户年度可支配收入金额为 XX 元 / 年 ( 不低于 3000 元 / 户, 持续获益 20 年 ), 户用系统统一为每套 XXkW( 建议按单体系统规模 5kW 左右进行计算 ) ( 三 ) 集中式光伏扶贫电站 1 项目基本信息由县发改局汇总整理有关信息 经汇总, 本县共拟建设集中式光伏扶贫电站 XX 个 总规模 XXMWp, 涉及 XX 个村, 解决贫困户 XX 户 XX 人 要落实到帮扶贫困村分别帮扶多少户, 各贫困户的姓名 2 项目建设条件县扶贫部门根据本县适宜采用光伏扶贫进行脱贫的贫困户分布, 明确拟采用村级光伏扶贫电站脱贫的贫困户名单 ; 县光伏扶贫小组组织县国土局等部门协助光伏企业落实集中式光伏扶贫电站拟建厂址土地性质和使用手续 ; 县电力局配合落实电站的接入条件 3 投资主体及资本金来源由县政府根据本县实际填写, 如拟对本县光伏扶贫电站提供部分资本金股权投入和商业贷款部分 XX% 贴息 ( 在前述基础上 ) 等 4 运行维护主体由 XX 光伏企业承担运行维护技术工作, 费用在光伏项目的经营成本中支出 5 商业模式及扶贫效益县发改局汇总各项目提交的材料中的关键信息, 若各项目本部分各不相同, 可填写范围, 逐个项目信息在表 2 中详细填写 (1) 资金构成按照资产收益型项目操作方式, 由县政府平台公司和光伏企业按照 XX% 比 XX% 的出资比例共同构成项目公司作为投资主体, 为项目提供总投资额的 XX% 作为项目资本金 项目资本金中政府平台公司对应部分的资金来自于 XX( 如县政府 ), 光伏企业对应部分的资金来自于企业自有资金 政府出资可以来源于整合扶贫专项等涉农资金以及国家其他政策性资金 地方政府专门安排的光伏扶贫财政资金以及通过其他市场化手段筹措的资金 312

316 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 项目总投资额中其余的 XX% 来自于银行贷款, 贷款年利率 XX% 还款周期 XX 年 宽限期 XX 年 ( 如有 ) ( 银行出具拟出资承诺函, 需要国家整体协调的, 应说明初步衔接情况 ) 县政府与光伏企业共同明确光伏企业主体相应权利 责任和义务 (2) 投资水平根据国家 行业现行的有关文件规定 费用定额 费率标准等, 以及价格水平年, 由光伏企业测算出集中式光伏扶贫电站投资水平为 XX 元 / 千瓦 (3) 扶贫效益分配方式由县光伏扶贫领导小组和光伏企业共同明确集中式光伏扶贫电站年售电收入的分配方案, 如 : 集中式光伏扶贫电站的年售电收入中, 扣除还贷和相应税金后 XX% 由政府作为运行维护费用使用,XX% 由村集体作为公共资金使用 其余全部作为贫困户收益 ( 需与 4 中的运行维护主体相匹配 ) 相应税金后, 税后利润中政府平台公司比例对应部分全部作为对应贫困户收益 光伏企业应附带完整的扶贫收益测算过程, 包括扶贫效益累计额和逐年发放 / 年际调剂额 (4) 贫困户扶贫效果由光伏企业按照项目资金构成和效益分配方式, 测算贫困户年度可支配收入金额为 XX 元 / 年 ( 不低于 3000 元 / 户 年 持续获益 20 年 ), 对应 XkW/ 户 ( 建议按每户 25kW 左右进行计算, 年利用小时数 1300 小时以下, 可适度扩大每户规模, 但不应超过 30kW) 三 组织实施和保障措施 ( 一 ) 成立光伏扶贫领导小组县政府组织本县发改 扶贫 国土 林业 财政及电网 金融机构等有关部门和单位, 成立光伏扶贫领导小组, 由县政府主要领导任组长 领导小组统筹本县光伏扶贫工作中的各项事宜, 主要包括协调明确相关单位和部门的任务分工 明确拟采取的配套支持政策 组织编制实施方案, 统一落实本县光伏扶贫项目用地 资金筹措与电网接入等, 分批次上报条件成熟的光伏扶贫项目, 确保光伏扶贫工作有效推进 ( 二 ) 有关政策要求地方政府要按资产收益扶贫方式落实社会资金政策, 村级电站和集中式电站场址由政府统一落实, 均应明确项目用地不属于征收城镇土地使用税范围, 如使用一般耕地 ( 或其他农用地 ), 属于必须征收耕地占用税范围, 应明确征收办法和标准 市县政府均应明确不以其他任何形式征收与土地相关各类费用或资源有偿使用费用 不得以任何形式向光伏扶贫工程项目业主征收国家规定之外的各类基金或费用 项目业主经选定后, 不能转让项目资产及其权益 ( 三 ) 建立长效监督管理机制在光伏扶贫领导小组的组织下, 按照 关于实施光伏发电扶贫工作的意见 ( 发改能源 [2016]21 号 ) 文件有关要求, 建立投资管理体系, 配合全国光伏扶贫信息管理平台 313

317 五 光伏扶贫相关政策 健全本县光伏扶贫工程信息登记制度, 并设置专人负责组织本县信息登记 校核等工作 在项目申报阶段, 需在信息系统内进行填报的内容主要包括本实施方案及其所含的表格和支持性文件等各项附件 ( 四 ) 形成协同工作机制各有关部门根据光伏扶贫领导小组的任务分工, 按照本编制大纲要求, 落实对应数据的收集整理和有关文件出具工作 ; 电网公司配合确认各光伏扶贫工作接入和消纳条件, 分批次出具电网接入能力确认函, 并提起安排配套投资预算 ; 相关银行等金融机构分批次出具贷款意向函 相关数据和文件统一汇总至县发改局形成实施方案, 经光伏扶贫领导小组确认后报至省级能源主管部门 四 附件需要各相关单位提供的附件包括 : 1 县政府: 光伏扶贫支持政策文件 ; 户用系统和村级光伏扶贫项目资本金出资证明 ; 县级投融资平台公司提供相应股权投资的资金 ( 可采用政策性低成本资金 ) 证明等文件 2 县扶贫部门: 光伏扶贫项目收益分配监督管理办法 3 县国土部门: 统一出具本县各村级光伏扶贫项目和集中式光伏扶贫电站用地意见 ( 含土地使用税费 ) 4 县电力局: 统一出具本县各村级光伏扶贫项目和集中式光伏扶贫电站接入意见 5 银行或金融机构: 提供各项目的贷款意向函 6 其他可以为光伏扶贫项目提供的政策 资金等证明文件 表 1 XX 县第一批光伏扶贫任务汇总表 光伏扶贫目标 第一批项目建设任务 户用光伏扶贫系统村级光伏扶贫电站集中式光伏扶贫电站 脱贫数 / 人口 数量 涉及村 数量 数量 容量 规模 脱贫数 / 人口数 量 数量 容量 规模 脱贫数 / 人口数 量 数量 容量 规模 脱贫数 / 人口数量 备注 : 1 本表由县级政府填写 2 各类形式的光伏扶贫项目, 容量规模均指该类形式总规模, 单位为 MWp 314

318 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 表 2 XX 省 ( 区 )XX 县光伏扶贫工程 2016 年任务统计表 类型名称建设 建设 扶贫 土 使 接 投资总 资本金 贷款银 投资 建设 运维 投资总效 扶贫 贫困户 每户配 其 规模 厂址 户数 / 地 用 入 额 ( 万 来源及 行 贷款 主体 主体 主体 益 ( 万元 ) 收益 年收入 置规模 他 ( M 人数 性 税 方 元 ) 构成 比率及年 及费 分配 ( 元 ) ( kw/ W) 质 费 式 限 年利 用来 途径 户 ) 率 源 户用 1 XX 村 / / 2 XX 村 / / / / 小计 / / 村 级 1 XX 村 扶 贫 2 XX 村 电站 小计 / 集 中 1 XX 电站 式 扶 2 XX 电站 贫 电 站 小计 / 总计 / / / 备注 : 1 本表由县级政府填写 ; 2 对户用系统, 填写各涉及村的总信息 ; 3 对村级电站, 如有一个村大于一个电站的, 需逐个项目逐行填写信息 ; 4 建设场址 : 填写建设场址安装条件 ( 如村内平坦荒地 缓坡等 ); 5 土地性质 : 按照国土和林业部门对应的信息填写 ( 如建设用地 未利用宜林地等 ); 315

319 五 光伏扶贫相关政策 6 接入方式: 户用系统填写拟接入方式, 如就近接入 380V 系统 ; 村级电站和集中电站填写拟接入变电站名称和电压等级, 如 XXX35kV 变电站 ; 7 投资总额: 根据投资造价估算成果, 填写投资总额 ; 8 资本金来源及构成: 填写该项目资本金占项目总投资额的比例及构成方式, 如 100%, 由政府提供 ( 其中省级财政提供 XX% 市级提供 XX% 初始投资, 县级提供 XX% 初始投资 ), 或 20%, 由政府和企业构成的平台公司提供 ( 其中政府提供比例 XX%, 企业提供比例 XX%) 等 ; 9 贷款银行 贷款比例及年限 年利率等: 如 XX 银行 XX% 15 年 年利率 X.X%, 如有宽限期 还款方式等特殊因素, 填至 " 其他 " 列 ; 10 光伏企业投资主体填报主体名称, 此项仅集中式扶贫电站为必填项, 户用及村级如设计此内容则按实际情况填写 ; 11 运维主体及费用来源: 如均有企业承担, 或政府由年售电收入中统一扣除考虑等 ; 12 扶贫总效益: 按本县实际测算成功, 该项目年均扶贫效益总额, 如 30 万元 ; 13 扶贫收益分配: 填写项目税后收益 ( 已扣还贷 运维 纳税 ) 分配方式和分配渠道, 如 XX% 村集体使用其余给与贫困户, 或按政府与企业资金构成比例将政府对应部分给与贫困户等, 如通过村集体或县政府分配等 ; 14 贫困户收入: 填写贫困户由本光伏扶贫项目获得的年均收入 ; 15 每户配置规模: 填写根据贫困户年收入折算出的每户配置规模例如对某集中式扶贫电站, 填写 "25"(KW/ 户 ); 16 其他: 填写其他需要说明的内容, 如政府给予的特殊优惠政策等 表 3 通过光伏扶贫形式脱贫人员信息登记表 ( 格式 ) 类型 村名 姓名 身份证号 联系方式 户用 1 XX 村 / 2 XX 村 / / 小计 / 村级扶贫电站 1 XX 村 2 XX 村 小计 / 集中式扶贫电站 1 XX 电站 2 XX 电站 小计 / 总计 / 备注 : 本表仅在信息系统内申报, 由县政府组织填报 316

320 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 附件 2: 项目 县名称 光伏扶贫目标 脱贫贫 涉及 困户 / 人 村数 口数量 量 XX 省 ( 区 市 ) 第一批光伏扶贫任务汇总表第一批项目建设任务户用光伏扶贫系统村级光伏扶贫电站集中式光伏扶贫电站 数量 容量 脱贫 数量 容量 脱贫 数量 容量 规模 人口 规模 人口 规模 数 数 脱贫人口数 备注 : 1 本表由省 市级能源主管部门填写 ; 2 各类形式的光伏扶贫项目, 容量规模均指该类形式总规模, 单位为 MWp 3 每县一行, 总计为本省第一批光伏扶贫效果 317

321 五 光伏扶贫相关政策 5.5 关于下达第一批光伏扶贫项目的通知 ( 国能新能 号 ) 国家能源局国务院扶贫办关于下达第一批光伏扶贫项目的通知 国能新能 号 河北 河南 安徽 山西 山东 湖北 陕西 云南 甘肃 吉林 江西 江苏 湖南 辽宁省发展改革委 ( 能源局 ) 扶贫办 各相关派出能源监管机构, 国家开发银行 中国农业发展银行, 国家电网公司 南方电网公司, 水电规划总院 电力规划总院 : 为贯彻落实中共中央国务院关于打赢脱贫攻坚战的决定和中央扶贫工作会议精神, 加快推进光伏扶贫工程建设, 我们组织各地区编制了光伏扶贫实施方案 经对各地区报送实施方案中各项目的基本条件进行审核, 现将近期具备建设条件的第一批项目予以下达, 并将有关要求通知如下 : 一 本批光伏扶贫项目总规模 516 万千瓦, 其中, 村级光伏电站 ( 含户用 ) 共计 218 万千瓦, 集中式地面电站共计 298 万千瓦 有关项目信息见附件 二 各贫困县所在地市 ( 县 ) 政府应建立光伏扶贫收入分配管理办法, 并按照办法进行收入分配管理 集中式光伏扶贫电站应结合设施农业 林业 渔业 生态保护等建设, 除了政府投入部分折股量化给贫困户的相应扶贫收益, 优先使用贫困户劳动力, 发挥项目综合扶贫效益 三 各有关省发展改革委 ( 能源局 ) 和扶贫部门健全光伏扶贫项目管理机制, 做好扶贫项目的建设管理工作, 督促地方政府和投资主体尽快落实建设条件, 及时办理项目备案等手续, 争取早日建成发挥扶贫效益 四 各有关市县级政府要按照中央扶贫工作精神, 按实施方案落实建设资金, 协调国土 林业 环保等有关部门配合项目落实有关建设条件, 协同落实好国家支持光伏发电和扶贫相关政策 五 相关银行等金融机构要尽快与项目对接, 进行项目贷款条件审核, 按照支持光伏扶贫的有关政策和工作机制落实贷款优惠条件, 根据项目建设需要和有关贷款条件做好融资保障 六 项目投资主体要按照实施方案抓紧开展工程建设, 组织好工程设计 设备采购和工程建设等工作, 严格工程建设质量, 提前做好竣工验收准备工作, 确保光伏扶贫项目建成后可靠运行 项目投资经营主体在经营过程中要做好资金统筹使用, 优先保障光 318

322 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 伏扶贫收益分配 各有关市县级政府要统筹做好项目后续运维工作, 特别是给户用系统提供必要的运行维护保障, 确保其正常发电 七 各有关省发展改革委 ( 能源局 ) 要尽快组织电网公司落实村级 ( 含户用 ) 扶贫电站接网方案, 优先将有关电网建设和改造纳入最新批次的农村电网改造升级投资计划 电网公司对集中式光伏扶贫电站要尽快制定接入系统设计, 落实有关工程建设投资, 按照绿色通道高效办理接网手续, 确保接网工程与光伏扶贫项目同期投入运行 八 各有关省发展改革委 ( 能源局 ) 和扶贫部门组织光伏扶贫项目投资经营主体及时在国家可再生能源发电项目信息管理平台上填报工程建设进度 运行和扶贫收益分配 扶贫对象等相关信息, 并在情况变化后及时更新 国家能源局国务院扶贫开发领导小组办公室 2016 年 10 月 17 日 附件 1: 第一批光伏扶贫项目汇总表 序号 省 村级电站 ( 含户用村级电站 ( 含户用系集中式电站帮集中式电站规模系统 ) 规模统 ) 帮扶贫困户数扶贫困户数 ( 万 kw) ( 万 kw) ( 万户 ) ( 万户 ) 1 河北 河南 安徽 山西 山东 湖北 陕西 云南 甘肃 吉林 江西 江苏 湖南 辽宁 合计

323 五 光伏扶贫相关政策 附件 2: 河北省 第一批光伏扶贫项目名单 类型 名称 建设规模 (MW) 场址 帮扶户数 经营主体 ( 或运营管理主体 ) 资金来源 石家庄 承 德 张家口 村级电站 河北省村级电站 300 秦皇岛 保定 沧州 衡 地方政府地方政府组织筹措 水 邢台 邯 郸市 灵寿县昌盛日电太阳能科技有限公司灵寿县 30MW 光伏扶贫电站 30 石家庄市灵寿县 1000 灵寿县昌盛日电太阳能科技有限公司 灵寿县昌盛日电太阳能科技有限公司投资经营, 河北省政府统一以地方额外电价补贴作为政府资金投入 华电国际电力股份有限公司河北分公司赞皇县 20MW 光伏扶贫电站 20 石家庄市赞皇县 666 华电国际电力股份有限公司河北分公司 华电国际电力股份有限公司河北分公司投资经营, 河北省政府统一以地方额外电价补贴作为政府资金投入 阜平中民十一新能源有限公司阜平县 30MW 光伏扶贫电站 30 保定市阜平县 1000 阜平中民十一新能源有限公司 阜平中民十一新能源有限公司投资经营, 河北省政府统一以地方额外电价补贴作为政府资金投入 集中式电站 河北英源新能源科技有限公司望都县 20MW 光伏扶贫电站首奥新能源发电有限公司涞源县 30MW 光伏发电扶贫电站 保定市望都县保定市涞源县 河北英源新能源科技有限公司首奥新能源发电有限公司 河北英源新能源科技有限公司投资经营, 河北省政府统一以地方额外电价补贴作为政府资金投入首奥新能源发电有限公司投资经营, 河北省政府统一以地方额外电价补贴作为政府资金投入 英利光伏电力有限开发公司涞源县 40MW 光伏扶贫电站 30 保定市涞源县 1000 英利光伏电力有限开发公司 英利光伏电力有限开发公司投资经营, 河北省政府统一以地方额外电价补贴作为政府资金投入 三峡新能源曲阳发电有限公司曲阳县 30MW 光伏扶贫电站 30 保定市曲阳县 1000 三峡新能源曲阳发电有限公司 三峡新能源曲阳发电有限公司投资经营, 河北省政府统一以地方额外电价补贴作为政府资金投入 南皮水木华清农业发展有限公司南皮县 50MW 光伏扶贫电站 50 沧州市南皮县 1666 南皮水木华清农业发展有限公司 南皮水木华清农业发展有限公司投资经营, 河北省政府统一以地方额外电价补贴作为政府资金投入 海兴县雄晖能源有限公司海兴县 50MW 光伏扶贫电站 50 沧州市海兴县 1600 海兴县雄晖能源有限公司 海兴县雄晖能源有限公司投资经营, 河北省政府统一以地方额外电价补贴作为政府资金投入 集中式 电站 协合新能源集团有限公 司海兴县 20MW 光伏扶 20 沧州市海兴 县 666 协合新能源集 团有限公司 协合新能源集团有限公司投资经 营, 河北省政府统一以地方额外电 320

324 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 类型 名称 建设 规模 (MW) 场址 帮扶 户数 经营主体 ( 或运 营管理主体 ) 资金来源 贫电站 价补贴作为政府资金投入 中国水电顾问集团怀安新能源有限公司怀安县 8MW 光伏扶贫电站 8 张家口市怀安县 320 中国水电顾问集团怀安新能源有限公司 中国水电顾问集团怀安新能源有限公司投资经营, 河北省政府统一以地方额外电价补贴作为政府资金投入 怀安县昊明新能源有限公司怀安县 22MW 光伏扶贫电站 22 张家口市怀安县 880 怀安县昊明新能源有限公司 怀安县昊明新能源有限公司投资经营, 河北省政府统一以地方额外电价补贴作为政府资金投入 国开新能源科技有限公司赤城县 20MW 光伏扶贫电站 20 张家口市赤城县 800 国开新能源科技有限公司 国开新能源科技有限公司投资经营, 河北省政府统一以地方额外电价补贴作为政府资金投入 张北弘吉新能源科技有 限公司张北县 30MW 光 伏扶贫电站 30 张家口市张 北县 1200 张北弘吉新能 源科技有限公 司 张北弘吉新能源科技有限公司投 资经营, 河北省政府统一以地方额 外电价补贴作为政府资金投入 亿利集团张北县 50MW 张家口市张 亿利集团光伏扶贫电站北县河北润阳太阳能发电有河北润阳太阳张家口市张限公司张北县 30MW 光 能发电有限公北县伏扶贫电站司滦平慧通光伏发电有限承德市滦平滦平慧通光伏公司滦平县 20MW 光伏 县发电有限公司扶贫电站滦平科士达新能源发电滦平科士达新承德市滦平有限公司滦平县 20MW 能源发电有限县光伏扶贫电站公司恒润光伏发电有限公司承德市围场恒润光伏发电围场县 10MW 光伏扶贫 县有限公司电站武邑新阳新能源有限公衡水市武邑武邑新阳新能司武邑县 30MW 光伏扶 县源有限公司贫电站武邑润丰新能源有限公集中式衡水市武邑武邑润丰新能司武邑县 20MW 光伏扶 电站县源有限公司贫电站集中式电站合计 亿利集团投资经营, 河北省政府统一以地方额外电价补贴作为政府资金投入河北润阳太阳能发电有限公司投资经营, 河北省政府统一以地方额外电价补贴作为政府资金投入滦平慧通光伏发电有限公司投资经营, 河北省政府统一以地方额外电价补贴作为政府资金投入滦平科士达新能源发电有限公司投资经营, 河北省政府统一以地方额外电价补贴作为政府资金投入恒润光伏发电有限公司投资经营, 河北省政府统一以地方额外电价补贴作为政府资金投入武邑新阳新能源有限公司投资经营, 河北省政府统一以地方额外电价补贴作为政府资金投入武邑润丰新能源有限公司投资经营, 河北省政府统一以地方额外电价补贴作为政府资金投入 321

325 五 光伏扶贫相关政策 河南省 类型 名称 建设规模 (MW) 场址 帮扶户 数 经营主体 ( 或运 营管理主体 ) 资金来源 村级电 站 ( 含户 用系统 ) 河南省村级电站 ( 含户 用系统 ) 5.2 台前县 1500 地方政府地方政府组织筹措 集中式 电站 华电集团河南分公司 台前县 100MW 光伏扶 贫项目 100 台前县 3334 华电集团河南 分公司 资本金占总投资的 20%, 县政府 出资 10%; 华电集团出资 10% 安徽省 类型 名称 建设规模 (MW) 场址 帮扶户 数 经营主体 ( 或运 营管理主体 ) 资金来源 村级电站 ( 含户用系统 ) 集中式电站集中式电站合计 安徽省村级电站 ( 含户用系统 ) 金寨汇金投资有限公司金寨县 100MW 光伏扶贫电站六安市裕安区城乡建设投资有限公司裕安区 100MW 光伏扶贫电站苏州协鑫新能源投资有限公司太湖县 20MW 光伏扶贫电站宿松金凯光伏发电有限公司宿松县 50MW 光伏扶贫电站阳光电源股份有限公司萧县 20MW 光伏扶贫电站苏州协鑫新能源投资有限公司砀山县 20MW 光伏扶贫电站临泉永明太阳能发电有限公司临泉县 20MW 光伏扶贫电站 宿州 六安 淮南 阜阳 池州 亳州 地方政府 地方政府组织筹措 安庆等市 100 总投资中资本金占 20%, 贷款占六安市金寨金寨汇金投资 %; 资本金由政府代表贫困户出县有限公司资 70 六安市裕安区总投资中资本金占 20%, 贷款占六安市裕安 2800 城乡建设投资 80%; 资本金中, 政府代表贫困户区有限公司出资 50% 企业出资 50% 20 苏州协鑫新能总投资中资本金占 20%, 贷款占安庆市太湖 667 源投资有限公 80%; 资本金中, 政府代表贫困户县司出资 50% 企业出资 50% 50 总投资中资本金占 20%, 贷款占安庆市宿松宿松金凯光伏 %; 资本金中, 政府代表贫困户县发电有限公司出资 50% 企业出资 50% 20 宿州市萧县 800 总投资中资本金占 20%, 贷款占阳光电源股份 80%; 资本金中, 政府代表贫困户有限公司出资 50% 企业出资 50% 20 苏州协鑫新能总投资中资本金占 30%, 贷款占宿州市砀山 800 源投资有限公 70%; 资本金中, 政府代表贫困户县司出资 33% 企业出资 67% 20 临泉永明太阳总投资中资本金占 20%, 贷款占阜阳市临泉 800 能发电有限公 80%; 资本金中, 政府代表贫困户县司出资 50% 企业出资 50%

326 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 山西省 类型 名称 建设规模帮扶户经营主体 ( 或运场址 (MW) 数营管理主体 ) 资金来源 太原 大同 村级电站 ( 含户用系统 ) 集中式电站集中式电站集中式电站集中式电站集中式电站集中式电站集中式电站集中式电站集中式电站集中式电站 朔州 忻州 山西省村级电站 ( 含户 晋中 长治 用系统 ) 吕梁 临汾 运城 晋城市华润电力 ( 风能 ) 开发 有限公司岚县 30MW 30 吕梁市岚县 1200 光伏扶贫电站 晋能集团清洁能源光伏公司方山县 35MW 35 光伏扶贫电站苏州协鑫新能源有限公司汾西县 100MW 光 100 伏扶贫电站北京京仪集团有限责 任公司浑源县 20MW 20 光伏扶贫电站山西英利新能源有限公司和顺县 35MWp 光 35 伏扶贫电站山西英利新能源有限 公司五台县 50MWp 光 50 伏扶贫电站代县宝通光能新能源 吕梁市方山县 1270 临汾市汾西县 3600 大同市浑源县 800 晋中市和顺县 1390 忻州市五台县 2000 科技有限公司代县 40 忻州市代县 MW 光伏扶贫电站 山西潞安太阳能科技有限责任公司壶关县 35 35MW 光伏扶贫电站静乐县北控绿产新能源有限公司静乐县 35 35MW 光伏扶贫电站岢岚县上元新能源有 限公司岢岚县 20MW 20 光伏扶贫电站 长治市壶关县 1000 忻州市静乐县 1400 忻州市岢岚县 800 集中式电站合计 地方政府 地方政府组织筹措 岚县扶贫开发 投资有限公司总投资中资本金占 20%, 贷款占及华润电力 ( 风 80%; 资本金中, 政府代表贫困户能 ) 开发有限公出资 10% 企业出资 10% 司总投资中资本金占 20%, 贷款占晋能集团清洁 80%; 资本金中, 政府代表贫困户能源光伏公司出资 10% 企业出资 10% 总投资中资本金占 20%, 贷款占苏州协鑫新能 80%; 资本金中, 政府代表贫困户源有限公司出资 49% 企业出资 51% 总投资中资本金占 20%, 贷款占北京京仪集团 80%; 资本金中, 政府代表贫困户有限责任公司出资 6%; 企业出资 14% 总投资中资本金占 20%, 贷款占山西英利新能 80%; 资本金中, 政府代表贫困户源有限公司出资 10% 企业出资 10% 总投资中资本金占 20%, 贷款占山西英利新能 80%; 资本金中, 政府代表贫困户源有限公司出资 10% 企业出资 10% 代县宝通光能总投资中资本金占 20%, 贷款占新能源科技有 80%; 资本金中, 政府代表贫困户限公司出资 10% 企业出资 10% 山西潞安太阳总投资中资本金占 20%, 贷款占能科技有限责 80%; 资本金中, 政府代表贫困户任公司出资 49% 企业出资 51% 静乐县北控绿政府代表贫困户出资 8%, 资本金产新能源有限其余部分由企业出资公司岢岚县上元新政府代表贫困户出资 8%, 资本金能源有限公司其余部分由企业出资 323

327 五 光伏扶贫相关政策 山东省 类型村级电站 ( 含户用系统 ) 集中式电站集中式电站 名称山东省村级电站 ( 含户用系统 ) 山东大田庄旅游开发有限公司费县 13MW 光伏扶贫电站山东诚尚能源有限公司山亭区 20MW 光伏扶贫电站枣庄市乾山光伏能源有限公司山亭区 20MW 光伏扶贫电站山东丰源生物质发电股份有限公司峄城区 30MW 光伏扶贫电站山东普照能源有限公司峄城区 30MW 光伏扶贫电站冠县华博农业科技有限公司冠县 70MW 光伏扶贫电站聊城市恒阳光伏新能源有限公司莘县 20MW 光伏扶贫电站茌平县鑫佳源光伏农业有限公司茌平县 30MW 光伏扶贫电站巨野县鼎浩新能源有限公司巨野县 30MW 光伏扶贫电站巨野县明盛日电太阳能科技有限公司巨野县 30MW 光伏扶贫电站郓城县鑫华能源开发有限公司郓城县 40MW 光伏扶贫电站 建设规模帮扶户经营主体 ( 或运场址 (MW) 数营管理主体 ) 资金来源 济南 临沂 枣庄 聊城 菏泽 滨州 地方政府 地方政府组织筹措 潍坊 德州 泰安等市 山东大田庄旅 总投资中资本金占 100%, 政府代 13 临沂市费县 520 游开发有限公 表贫困户出资 30% 企业出资 司 70% 20 总投资中资本金占 20%, 贷款占枣庄市山亭山东诚尚能源 %; 资本金中, 政府代表贫困户区有限公司出资 49% 企业出资 51% 20 枣庄市乾山光总投资中资本金占 20%, 贷款占枣庄市山亭 800 伏能源有限公 80%; 资本金中, 政府代表贫困户区司出资 49% 企业出资 51% 30 山东丰源生物总投资中资本金占 20%, 贷款占枣庄市峄城 1416 质发电股份有 80%; 资本金中, 政府代表贫困户区限公司出资 49% 企业出资 51% 30 总投资中资本金占 20%, 贷款占枣庄市峄城山东普照能源 %; 资本金中, 政府代表贫困户区有限公司出资 49% 企业出资 51% 70 聊城市冠县 2333 总投资中资本金占 20%, 贷款占冠县华博农业 80%; 资本金中, 政府代表贫困户科技有限公司出资 聊城市恒阳光 总投资中资本金占 30%, 贷款占 20 聊城市莘县 1251 伏新能源有限 70%; 资本金中, 政府代表贫困户 公司 出资 40% 企业出资 60% 30 茌平县鑫佳源总投资中资本金占 20%, 贷款占聊城市茌平 1200 光伏农业有限 80%; 资本金中, 政府代表贫困户县公司出资 45% 企业出资 55% 30 总投资中资本金占 20%, 贷款占菏泽市巨野巨野县鼎浩新 %; 资本金中, 政府代表贫困户县能源有限公司出资 40.4% 企业出资 59.6% 30 巨野县明盛日总投资中资本金占 20%, 贷款占菏泽市巨野 1162 电太阳能科技 80%; 资本金中, 政府代表贫困户县有限公司出资 40% 企业出资 60% 40 郓城县鑫华能总投资中资本金占 20%, 贷款占菏泽市郓城 1600 源开发有限公 80%; 资本金中, 政府代表贫困户县司出资 49% 企业出资 51% 324

328 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 类型 名称 建设规模 (MW) 场址 帮扶户数 经营主体 ( 或运营管理主体 ) 资金来源 山东锐鸣能源科技有限公司郓城县 30MW 光伏扶贫电站 30 菏泽市郓城县 1200 山东锐鸣能源科技有限公司 总投资中资本金占 20%, 贷款占 80%; 资本金中, 政府代表贫困户出资 49% 企业出资 51% 无棣爱康电力开发有限公司无棣县 40MW 光伏扶贫电站 40 滨州市无棣县 1601 无棣爱康电力开发有限公司 总投资中资本金占 20%, 贷款占 80%; 资本金中, 政府代表贫困户出资 45% 企业出资 55% 无棣中电建新能源有 限公司 ( 北京科诺伟业股份有限公司 ) 无棣县友发渔光互补 60MW 60 滨州市无棣县 2401 无棣中电建新能源有限公司 总投资中资本金占 20%, 贷款占 80%; 资本金中, 政府代表贫困户出资 45% 企业出资 55% 光伏扶贫电站 华能沾化新能源有限公司沾化区 100MW 光伏扶贫电站 100 滨州市沾化区 4000 华能沾化新能源有限公司 总投资中资本金占 20%, 贷款占 80%; 资本金中, 政府代表贫困户出资 42% 企业出资 58% 青岛昌盛日电太阳能科技股份有限公司武城县 100MW 光伏扶贫电站 100 德州市武城县 3500 青岛昌盛日电太阳能科技股份有限公司 资本金占总投资 30%, 县政府筹措 49%, 青岛昌盛日电太阳能科技股份有限公司 51% 安丘市惠永光伏科技有限公司安丘市 60MW 光伏扶贫电站 60 潍坊市安丘市 2400 安丘市惠永光伏科技有限公司 总投资中资本金占 20%, 贷款占 80%; 资本金中, 政府代表贫困户出资 50% 企业出资 50% 安丘市惠利光伏科技有限公司安丘市 80MW 光伏扶贫电站 80 潍坊市安丘市 2750 安丘市惠利光伏科技有限公司 总投资中资本金占 20%, 贷款占 80%; 资本金中, 政府代表贫困户出资 50% 企业出资 50% 集中式电站合计 湖北省 类型村级电站 ( 含户用系统 ) 集中式电站 名称湖北省村级电站 ( 含户用系统 ) 随州市扶贫产业有限公司随县 20MW 光伏扶贫电站随州市扶贫产业有限公司广水市 20MW 光伏扶贫电站 建设规模帮扶户经营主体 ( 或运场址 (MW) 数营管理主体 ) 资金来源 随县 广水 57.8 曾都 红安等 地方政府 地方政府组织筹措 市 20 随州市随县 4000 总投资中资本金占 20%, 资本金随州市扶贫产由政府代表贫困户出资, 贷款占业有限公司 80% 20 总投资中资本金占 20%, 资本金随州市广水随州市扶贫产 4000 由政府代表贫困户出资, 贷款占市业有限公司 80% 随州市扶贫产业有限 公司曾都区 20MW 光 20 随州市曾都 区 4000 随州市扶贫产 业有限公司 总投资中资本金占 20%, 资本金 由政府代表贫困户出资, 贷款占 325

329 五 光伏扶贫相关政策 类型 建设规模帮扶户经营主体 ( 或运名称场址 (MW) 数营管理主体 ) 伏扶贫电站 80% 资金来源 湖北省高新技术产业投资有限公司大悟县 90MW 光伏扶贫电站 90 孝感市大悟县 3600 湖北省高新技术产业投资有限公司 ( 省政府平台公司 ) 总投资中资本金占 20%, 贷款占 80%; 资本金中, 政府代表贫困户出资 75% 企业出资 25% 湖北省高新技术产业投资有限公司麻城县 70MW 光伏扶贫电站 70 黄冈市麻城县 2800 湖北省高新技术产业投资有限公司 ( 省政府平台公司 ) 总投资中资本金占 20%, 贷款占 80%; 资本金中, 政府代表贫困户出资 75% 企业出资 25% 兴山县城乡建设投资有限公司兴山县 20MW 光伏扶贫电站 20 宜昌市兴山县 805 兴山县城乡建设投资有限公司 总投资中资本金占 20%, 贷款占 80%; 资本金中, 政府代表贫困户出资 40% 企业出资 60% 国网湖北省电力公司巴东县 3MW 光伏扶贫电站 3 恩施市巴东县 120 国网湖北省电力公司巴东光伏发电分公司 总投资中资本金占 20%, 企业代表贫困户出资, 贷款占 80% 国网湖北省电力公司长阳县 6MW 光伏扶贫电站 6 宜昌市长阳县 240 国网湖北省电力公司长阳光伏发电分公司 总投资中资本金占 20%, 企业代表贫困户出资, 贷款占 80% 国网湖北省电力公司秭归县 1MW 光伏扶贫电站 1 宜昌市秭归县 40 国网湖北省电力公司秭归光伏发电分公司 总投资中资本金占 20%, 企业代表贫困户出资, 贷款占 80% 集中式电站合计 陕西省 类型村级电站 ( 含户用系统 ) 集中式电站 名称 建设规模帮扶户经营主体 ( 或运场址 (MW) 数营管理主体 ) 资金来源 陕西省村级电站 ( 含户用系统 ) 延安市 9500 地方政府 地方政府组织筹措 中凯实业有限公司富 铜川市中凯实 资本金占总投资 20%, 贷款占 县 1.08MW 光伏扶贫 1.08 延安市富县 36 业有限公司富 80%; 县政府出资 10% 企业出资 电站 县分公司 10% 陕西秦电新能源有限资本金占总投资 20%, 贷款占延安市甘泉陕西秦电新能公司甘泉县 20MWp 光 %; 县政府出资 10% 企业出资县源有限公司伏扶贫电站 10% 资本金占总投资 20%, 贷款占西安隆基黄龙县延安市黄龙西安隆基清洁 %; 县政府出资 10% 企业出资 30MW 光伏扶贫电站县能源有限公司 10% 黄陵中船新能源科技 20 延安市黄陵 660 黄陵中船新能 资本金占总投资 20%, 贷款占 326

330 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 类型 名称 建设规模 (MW) 场址 帮扶户数 经营主体 ( 或运营管理主体 ) 资金来源 有限公司黄陵县 县 源科技有限公 80%; 县政府出资 10% 企业出资 20MW 光伏扶贫电站 司 10% 延安中新嘉特新能源发电有限责任公司洛川县 20MW 光伏扶贫电站 20 延安市洛川县 668 延安中新嘉特新能源发电有限责任公司 资本金占总投资 20%, 贷款占 80%; 县政府出资 10% 企业出资 10% 陕西嘉鼎实业有限公吴起县 13MW 光伏扶贫电站 13 延安市吴起县 470 陕西嘉鼎实业有限公司 资本金占总投资 20%, 贷款占 80%; 县政府出资 10% 企业出资 10% 敏皓光伏电站投资管理公司延川县 15MW 光伏扶贫电站 15 延安市延川县 600 敏皓光伏电站投资管理公司 资本金占总投资 20%, 贷款占 80%; 县政府出资 10% 企业出资 10% 中广核新能源公司延长县 67MW 光伏扶贫电站 67 延安市延长县 2224 中广核新能源公司 资本金占总投资 20%, 贷款占 80%; 县政府出资 10% 企业出资 10% 中电投伊犁能源化工有限责任公司宜川县延安市宜川 茹坪 2.22MW 光伏扶县贫电站中电投伊犁能源化工有限责任公司宜川县延安市宜川 阿道 2.22MW 光伏扶县贫电站久久光电有限公司志延安市志丹丹县 10MW 光伏扶贫 县电站合计 云南省 中电投伊犁能源化工有限责任公司中电投伊犁能源化工有限责任公司延安久久光电有限公司 资本金占总投资 20%, 贷款占 80%; 县政府出资 10% 企业出资 10% 资本金占总投资 20%, 贷款占 80%; 县政府出资 10% 企业出资 10% 资本金占总投资 20%, 贷款占 80%; 县政府出资 10% 企业出资 10% 类型 名称 建设规模 (MW) 场址 帮扶户数 经营主体 ( 或运营管理主体 ) 资金来源 村级电站 ( 含户用系统 ) 云南省村级电站 ( 含户用系统 ) 兰坪县 宾川县 祥云县 会泽县 巍山县 云县 9000 地方政府地方政府组织筹措 集中式 昌盛日电兰坪县 10MW 光伏扶贫电站 10 怒江州兰坪县 348 青岛昌盛日电太阳能科技股份有限公司 资本金占总投资 20%, 贷款占 80%; 县政府出资 10% 企业出资 10% 电站 东投能源投资有限公司兰坪县 28.7MW 光伏扶贫电站 28.7 怒江州兰坪县 1163 东投能源投资有限公司 资本金占总投资 20%, 贷款占 80%; 县政府出资 10% 企业出资 10% 327

331 五 光伏扶贫相关政策 类型 名称 建设规模 (MW) 场址 帮扶户数 经营主体 ( 或运营管理主体 ) 资金来源 力诺兰坪县 20MW 光伏扶贫电站 20 怒江州兰坪县 815 力诺太阳能电力集团华南公司 资本金占总投资 20%, 贷款占 80%; 县政府出资 10% 企业出资 10% 会泽华信绿色能源科技有限公司会泽县 30MW 光伏扶贫项目 30 曲靖市会泽县 1000 会泽华信绿色能源科技有限公司 资本金占总投资 20%, 贷款占 80%; 县政府出资 10% 企业出资 10% 中电国际玉龙县 11.3MW 光伏扶贫电站 11.3 丽江市玉龙县 424 中国电力国际发展有限公司 资本金占总投资 20%, 贷款占 80%; 县政府出资 10% 企业出资 10% 合计 甘肃省 类型 名称 建设规模 (MW) 场址 帮扶户数 经营主体 ( 或运营管理主体 ) 资金来源 兰州市 白银 市 天水市 村级电站 ( 含户用系统 ) 甘肃省村级电站 ( 含户 用系统 ) 84 定西市 平凉市 庆阳市 张掖市 酒泉 地方政府地方政府组织筹措 市 临夏州 甘南州 武威 吉林省 类型 名称 建设规模 (MW) 场址 帮扶户数 经营主体 ( 或运营管理主体 ) 资金来源 村级电站 ( 含户用系统 ) 吉林省村级电站 ( 含户用系统 ) 165 白山市 白城市 延边州 吉林市 地方政府地方政府组织筹措 中电投吉林核电有限公司靖宇县 10MW 光伏扶贫项目 10 白山市靖宇县 400 中电投吉林核电有限公司 总投资中资本金占 20%, 贷款占 80%; 资本金中, 政府代表贫困户出资 9% 企业出资 11% 集中式 大安市昌盛太阳能科技有限公司大安市 50MW 光伏扶贫项目 50 白城市大安市 2000 大安市昌盛太阳能科技有限公司 总投资中资本金占 20%, 贷款占 80%; 资本金中, 政府代表贫困户出资 6% 企业出资 14% 电站 大安绿能新能源开发有限公司大安市 10MW 光伏扶贫项目 10 白城市大安市 400 大安绿能新能源开发有限公司 总投资中资本金占 20%, 贷款占 80%; 资本金中, 政府代表贫困户出资 6% 企业出资 14% 大安天润新能源有限公司有限公司大安市 10MW 光伏扶贫项目 10 白城市大安市 400 大安天润新能源有限公司有限公司 总投资中资本金占 20%, 贷款占 80%; 资本金中, 政府代表贫困户出资 6% 企业出资 14% 328

332 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 和龙市正业新能源投资开发有限公司和龙市 30MW 光伏扶贫项目 10 延边州和龙市 1200 和龙市正业新能源投资开发有限公司 总投资中资本金占 20%, 贷款占 80%; 资本金中, 政府代表贫困户出资 10% 企业出资 10% 通榆协鑫光伏电力有限公司通榆县 10MW 光伏扶贫项目 10 白城市通榆县 800 通榆协鑫光伏电力有限公司 总投资中资本金占 20%, 贷款占 80%; 资本金中, 政府代表贫困户出资 6% 企业出资 14% 汪清县振发投资有限公司汪清县 310MW 光伏扶贫项目 100 延边州汪清县 4000 汪清县振发投资有限公司 总投资中资本金占 20%, 贷款占 80%; 资本金中, 政府代表贫困户出资 20% 集中式电站合计 江西省 类型 名称 建设规模 (MW) 场址 帮扶户数 经营主体 ( 或运营管理主体 ) 资金来源 村级电站 ( 含户用系统 ) 江西省村级电站 ( 含户用系统 ) 540 赣州市 抚州市 萍乡市 吉安市 上饶市 鹰潭市 地方政府地方政府组织筹措 集中式 苏州协鑫新能源投资有限公司石城县 60MW 光伏扶贫项目 60 石城县琴江镇汉坑村 2238 苏州协鑫新能源投资有限公司 总投资中资本金占 20%, 贷款占 80%; 资本金中, 政府代表贫困户出资 49% 企业出资 51% 电站 瑞信新能源有限公司信丰县 20MW 光伏扶贫项目 20 赣州市信丰县 800 瑞信新能源有限公司 总投资中资本金占 20%, 贷款占 80%; 资本金中, 政府代表贫困户出资 10% 企业出资 10% 集中式电站合计 江苏省 类型 名称 建设规模 (MW) 场址 帮扶户数 经营主体 ( 或运营管理主体 ) 资金来源 村级电站 ( 含户用系统 ) 江苏省村级电站 ( 含户 用系统 ) 35 徐州 连云港 盐城 宿迁等市 地方政府地方政府组织筹措 湖南省 类型 名称 建设规模 (MW) 场址 帮扶户数 经营主体 ( 或运营管理主体 ) 资金来源 株洲 衡阳 邵阳 村级电站 ( 含户用系统 ) 湖南省村级电站 ( 含户用系统 ) 38.4 岳阳 常德 张家界 益阳 永州 怀化 娄底 郴州 5000 地方政府地方政府组织筹措 湘西州等市 329

333 五 光伏扶贫相关政策 辽宁省类型名称村级电辽宁省村级电站 ( 含户站 ( 含户用系统 ) 用系统 ) 建设规模帮扶户经营主体 ( 或运场址资金来源 (MW) 数营管理主体 ) 46 建昌县 地方政府地方政府组织筹措 330

334 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 六 互联网 + 智慧能源相关政策 6.1 关于积极推进 互联网 + 行动的指导意见 ( 国发 号 ) 国务院关于积极推进 互联网 + 行动的指导意见国发 号 各省 自治区 直辖市人民政府, 国务院各部委 各直属机构 : 互联网 + 是把互联网的创新成果与经济社会各领域深度融合, 推动技术进步 效 率提升和组织变革, 提升实体经济创新力和生产力, 形成更广泛的以互联网为基础设施 和创新要素的经济社会发展新形态 在全球新一轮科技革命和产业变革中, 互联网与各 领域的融合发展具有广阔前景和无限潜力, 已成为不可阻挡的时代潮流, 正对各国经济 社会发展产生着战略性和全局性的影响 积极发挥我国互联网已经形成的比较优势, 把 握机遇, 增强信心, 加快推进 互联网 + 发展, 有利于重塑创新体系 激发创新活力 培育新兴业态和创新公共服务模式, 对打造大众创业 万众创新和增加公共产品 公共 服务 双引擎, 主动适应和引领经济发展新常态, 形成经济发展新动能, 实现中国经济 提质增效升级具有重要意义 近年来, 我国在互联网技术 产业 应用以及跨界融合等方面取得了积极进展, 已 具备加快推进 互联网 + 发展的坚实基础, 但也存在传统企业运用互联网的意识和能力 不足 互联网企业对传统产业理解不够深入 新业态发展面临体制机制障碍 跨界融合 型人才严重匮乏等问题, 亟待加以解决 为加快推动互联网与各领域深入融合和创新发 展, 充分发挥 互联网 + 对稳增长 促改革 调结构 惠民生 防风险的重要作用, 现 就积极推进 互联网 + 行动提出以下意见 一 行动要求 ( 一 ) 总体思路 顺应世界 互联网 + 发展趋势, 充分发挥我国互联网的规模优势和应用优势, 推动 互联网由消费领域向生产领域拓展, 加速提升产业发展水平, 增强各行业创新能力, 构 筑经济社会发展新优势和新动能 坚持改革创新和市场需求导向, 突出企业的主体作用, 大力拓展互联网与经济社会各领域融合的广度和深度 着力深化体制机制改革, 释放发 展潜力和活力 ; 着力做优存量, 推动经济提质增效和转型升级 ; 着力做大增量, 培育新 兴业态, 打造新的增长点 ; 着力创新政府服务模式, 夯实网络发展基础, 营造安全网络 环境, 提升公共服务水平 ( 二 ) 基本原则 331

335 六 互联网 + 智慧能源相关政策 坚持开放共享 营造开放包容的发展环境, 将互联网作为生产生活要素共享的重要平台, 最大限度优化资源配置, 加快形成以开放 共享为特征的经济社会运行新模式 坚持融合创新 鼓励传统产业树立互联网思维, 积极与 互联网 + 相结合 推动互联网向经济社会各领域加速渗透, 以融合促创新, 最大程度汇聚各类市场要素的创新力量, 推动融合性新兴产业成为经济发展新动力和新支柱 坚持变革转型 充分发挥互联网在促进产业升级以及信息化和工业化深度融合中的平台作用, 引导要素资源向实体经济集聚, 推动生产方式和发展模式变革 创新网络化公共服务模式, 大幅提升公共服务能力 坚持引领跨越 巩固提升我国互联网发展优势, 加强重点领域前瞻性布局, 以互联网融合创新为突破口, 培育壮大新兴产业, 引领新一轮科技革命和产业变革, 实现跨越式发展 坚持安全有序 完善互联网融合标准规范和法律法规, 增强安全意识, 强化安全管理和防护, 保障网络安全 建立科学有效的市场监管方式, 促进市场有序发展, 保护公平竞争, 防止形成行业垄断和市场壁垒 ( 三 ) 发展目标 到 2018 年, 互联网与经济社会各领域的融合发展进一步深化, 基于互联网的新业态成为新的经济增长动力, 互联网支撑大众创业 万众创新的作用进一步增强, 互联网成为提供公共服务的重要手段, 网络经济与实体经济协同互动的发展格局基本形成 经济发展进一步提质增效 互联网在促进制造业 农业 能源 环保等产业转型升级方面取得积极成效, 劳动生产率进一步提高 基于互联网的新兴业态不断涌现, 电子商务 互联网金融快速发展, 对经济提质增效的促进作用更加凸显 社会服务进一步便捷普惠 健康医疗 教育 交通等民生领域互联网应用更加丰富, 公共服务更加多元, 线上线下结合更加紧密 社会服务资源配置不断优化, 公众享受到更加公平 高效 优质 便捷的服务 基础支撑进一步夯实提升 网络设施和产业基础得到有效巩固加强, 应用支撑和安全保障能力明显增强 固定宽带网络 新一代移动通信网和下一代互联网加快发展, 物联网 云计算等新型基础设施更加完备 人工智能等技术及其产业化能力显著增强 发展环境进一步开放包容 全社会对互联网融合创新的认识不断深入, 互联网融合发展面临的体制机制障碍有效破除, 公共数据资源开放取得实质性进展, 相关标准规范 信用体系和法律法规逐步完善 到 2025 年, 网络化 智能化 服务化 协同化的 互联网 + 产业生态体系基本完善, 332

336 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 互联网 + 新经济形态初步形成, 互联网 + 成为经济社会创新发展的重要驱动力量 二 重点行动 ( 一 ) 互联网 + 创业创新 充分发挥互联网的创新驱动作用, 以促进创业创新为重点, 推动各类要素资源聚集 开放和共享, 大力发展众创空间 开放式创新等, 引导和推动全社会形成大众创业 万众创新的浓厚氛围, 打造经济发展新引擎 ( 发展改革委 科技部 工业和信息化部 人力资源社会保障部 商务部等负责, 列第一位者为牵头部门, 下同 ) 1. 强化创业创新支撑 鼓励大型互联网企业和基础电信企业利用技术优势和产业整合能力, 向小微企业和创业团队开放平台入口 数据信息 计算能力等资源, 提供研发工具 经营管理和市场营销等方面的支持和服务, 提高小微企业信息化应用水平, 培育和孵化具有良好商业模式的创业企业 充分利用互联网基础条件, 完善小微企业公共服务平台网络, 集聚创业创新资源, 为小微企业提供找得着 用得起 有保障的服务 2. 积极发展众创空间 充分发挥互联网开放创新优势, 调动全社会力量, 支持创新工场 创客空间 社会实验室 智慧小企业创业基地等新型众创空间发展 充分利用国家自主创新示范区 科技企业孵化器 大学科技园 商贸企业集聚区 小微企业创业示范基地等现有条件, 通过市场化方式构建一批创新与创业相结合 线上与线下相结合 孵化与投资相结合的众创空间, 为创业者提供低成本 便利化 全要素的工作空间 网络空间 社交空间和资源共享空间 实施新兴产业 双创 行动, 建立一批新兴产业 双创 示范基地, 加快发展 互联网 + 创业网络体系 3. 发展开放式创新 鼓励各类创新主体充分利用互联网, 把握市场需求导向, 加强创新资源共享与合作, 促进前沿技术和创新成果及时转化, 构建开放式创新体系 推动各类创业创新扶持政策与互联网开放平台联动协作, 为创业团队和个人开发者提供绿色通道服务 加快发展创业服务业, 积极推广众包 用户参与设计 云设计等新型研发组织模式, 引导建立社会各界交流合作的平台, 推动跨区域 跨领域的技术成果转移和协同创新 ( 二 ) 互联网 + 协同制造 推动互联网与制造业融合, 提升制造业数字化 网络化 智能化水平, 加强产业链协作, 发展基于互联网的协同制造新模式 在重点领域推进智能制造 大规模个性化定制 网络化协同制造和服务型制造, 打造一批网络化协同制造公共服务平台, 加快形成制造业网络化产业生态体系 ( 工业和信息化部 发展改革委 科技部共同牵头 ) 1. 大力发展智能制造 以智能工厂为发展方向, 开展智能制造试点示范, 加快推动云计算 物联网 智能工业机器人 增材制造等技术在生产过程中的应用, 推进生产装 333

337 六 互联网 + 智慧能源相关政策 备智能化升级 工艺流程改造和基础数据共享 着力在工控系统 智能感知元器件 工业云平台 操作系统和工业软件等核心环节取得突破, 加强工业大数据的开发与利用, 有效支撑制造业智能化转型, 构建开放 共享 协作的智能制造产业生态 2. 发展大规模个性化定制 支持企业利用互联网采集并对接用户个性化需求, 推进设计研发 生产制造和供应链管理等关键环节的柔性化改造, 开展基于个性化产品的服务模式和商业模式创新 鼓励互联网企业整合市场信息, 挖掘细分市场需求与发展趋势, 为制造企业开展个性化定制提供决策支撑 3. 提升网络化协同制造水平 鼓励制造业骨干企业通过互联网与产业链各环节紧密协同, 促进生产 质量控制和运营管理系统全面互联, 推行众包设计研发和网络化制造等新模式 鼓励有实力的互联网企业构建网络化协同制造公共服务平台, 面向细分行业提供云制造服务, 促进创新资源 生产能力 市场需求的集聚与对接, 提升服务中小微企业能力, 加快全社会多元化制造资源的有效协同, 提高产业链资源整合能力 4. 加速制造业服务化转型 鼓励制造企业利用物联网 云计算 大数据等技术, 整合产品全生命周期数据, 形成面向生产组织全过程的决策服务信息, 为产品优化升级提供数据支撑 鼓励企业基于互联网开展故障预警 远程维护 质量诊断 远程过程优化等在线增值服务, 拓展产品价值空间, 实现从制造向 制造 + 服务 的转型升级 ( 三 ) 互联网 + 现代农业 利用互联网提升农业生产 经营 管理和服务水平, 培育一批网络化 智能化 精细化的现代 种养加 生态农业新模式, 形成示范带动效应, 加快完善新型农业生产经营体系, 培育多样化农业互联网管理服务模式, 逐步建立农副产品 农资质量安全追溯体系, 促进农业现代化水平明显提升 ( 农业部 发展改革委 科技部 商务部 质检总局 食品药品监管总局 林业局等负责 ) 1. 构建新型农业生产经营体系 鼓励互联网企业建立农业服务平台, 支撑专业大户 家庭农场 农民合作社 农业产业化龙头企业等新型农业生产经营主体, 加强产销衔接, 实现农业生产由生产导向向消费导向转变 提高农业生产经营的科技化 组织化和精细化水平, 推进农业生产流通销售方式变革和农业发展方式转变, 提升农业生产效率和增值空间 规范用好农村土地流转公共服务平台, 提升土地流转透明度, 保障农民权益 2. 发展精准化生产方式 推广成熟可复制的农业物联网应用模式 在基础较好的领域和地区, 普及基于环境感知 实时监测 自动控制的网络化农业环境监测系统 在大宗农产品规模生产区域, 构建天地一体的农业物联网测控体系, 实施智能节水灌溉 测土配方施肥 农机定位耕种等精准化作业 在畜禽标准化规模养殖基地和水产健康养殖示范基地, 推动饲料精准投放 疾病自动诊断 废弃物自动回收等智能设备的应用普及和互联互通 334

338 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 3. 提升网络化服务水平 深入推进信息进村入户试点, 鼓励通过移动互联网为农民提供政策 市场 科技 保险等生产生活信息服务 支持互联网企业与农业生产经营主体合作, 综合利用大数据 云计算等技术, 建立农业信息监测体系, 为灾害预警 耕地质量监测 重大动植物疫情防控 市场波动预测 经营科学决策等提供服务 4. 完善农副产品质量安全追溯体系 充分利用现有互联网资源, 构建农副产品质量安全追溯公共服务平台, 推进制度标准建设, 建立产地准出与市场准入衔接机制 支持新型农业生产经营主体利用互联网技术, 对生产经营过程进行精细化信息化管理, 加快推动移动互联网 物联网 二维码 无线射频识别等信息技术在生产加工和流通销售各环节的推广应用, 强化上下游追溯体系对接和信息互通共享, 不断扩大追溯体系覆盖面, 实现农副产品 从农田到餐桌 全过程可追溯, 保障 舌尖上的安全 ( 四 ) 互联网 + 智慧能源 通过互联网促进能源系统扁平化, 推进能源生产与消费模式革命, 提高能源利用效率, 推动节能减排 加强分布式能源网络建设, 提高可再生能源占比, 促进能源利用结构优化 加快发电设施 用电设施和电网智能化改造, 提高电力系统的安全性 稳定性和可靠性 ( 能源局 发展改革委 工业和信息化部等负责 ) 1. 推进能源生产智能化 建立能源生产运行的监测 管理和调度信息公共服务网络, 加强能源产业链上下游企业的信息对接和生产消费智能化, 支撑电厂和电网协调运行, 促进非化石能源与化石能源协同发电 鼓励能源企业运用大数据技术对设备状态 电能负载等数据进行分析挖掘与预测, 开展精准调度 故障判断和预测性维护, 提高能源利用效率和安全稳定运行水平 2. 建设分布式能源网络 建设以太阳能 风能等可再生能源为主体的多能源协调互补的能源互联网 突破分布式发电 储能 智能微网 主动配电网等关键技术, 构建智能化电力运行监测 管理技术平台, 使电力设备和用电终端基于互联网进行双向通信和智能调控, 实现分布式电源的及时有效接入, 逐步建成开放共享的能源网络 3. 探索能源消费新模式 开展绿色电力交易服务区域试点, 推进以智能电网为配送平台, 以电子商务为交易平台, 融合储能设施 物联网 智能用电设施等硬件以及碳交易 互联网金融等衍生服务于一体的绿色能源网络发展, 实现绿色电力的点到点交易及实时配送和补贴结算 进一步加强能源生产和消费协调匹配, 推进电动汽车 港口岸电等电能替代技术的应用, 推广电力需求侧管理, 提高能源利用效率 基于分布式能源网络, 发展用户端智能化用能 能源共享经济和能源自由交易, 促进能源消费生态体系建设 4. 发展基于电网的通信设施和新型业务 推进电力光纤到户工程, 完善能源互联网信息通信系统 统筹部署电网和通信网深度融合的网络基础设施, 实现同缆传输 共建 335

339 六 互联网 + 智慧能源相关政策 共享, 避免重复建设 鼓励依托智能电网发展家庭能效管理等新型业务 ( 五 ) 互联网 + 普惠金融 促进互联网金融健康发展, 全面提升互联网金融服务能力和普惠水平, 鼓励互联网与银行 证券 保险 基金的融合创新, 为大众提供丰富 安全 便捷的金融产品和服务, 更好满足不同层次实体经济的投融资需求, 培育一批具有行业影响力的互联网金融创新型企业 ( 人民银行 银监会 证监会 保监会 发展改革委 工业和信息化部 网信办等负责 ) 1. 探索推进互联网金融云服务平台建设 探索互联网企业构建互联网金融云服务平台 在保证技术成熟和业务安全的基础上, 支持金融企业与云计算技术提供商合作开展金融公共云服务, 提供多样化 个性化 精准化的金融产品 支持银行 证券 保险企业稳妥实施系统架构转型, 鼓励探索利用云服务平台开展金融核心业务, 提供基于金融云服务平台的信用 认证 接口等公共服务 2. 鼓励金融机构利用互联网拓宽服务覆盖面 鼓励各金融机构利用云计算 移动互联网 大数据等技术手段, 加快金融产品和服务创新, 在更广泛地区提供便利的存贷款 支付结算 信用中介平台等金融服务, 拓宽普惠金融服务范围, 为实体经济发展提供有效支撑 支持金融机构和互联网企业依法合规开展网络借贷 网络证券 网络保险 互联网基金销售等业务 扩大专业互联网保险公司试点, 充分发挥保险业在防范互联网金融风险中的作用 推动金融集成电路卡 (IC 卡 ) 全面应用, 提升电子现金的使用率和便捷性 发挥移动金融安全可信公共服务平台 (MTPS) 的作用, 积极推动商业银行开展移动金融创新应用, 促进移动金融在电子商务 公共服务等领域的规模应用 支持银行业金融机构借助互联网技术发展消费信贷业务, 支持金融租赁公司利用互联网技术开展金融租赁业务 3. 积极拓展互联网金融服务创新的深度和广度 鼓励互联网企业依法合规提供创新金融产品和服务, 更好满足中小微企业 创新型企业和个人的投融资需求 规范发展网络借贷和互联网消费信贷业务, 探索互联网金融服务创新 积极引导风险投资基金 私募股权投资基金和产业投资基金投资于互联网金融企业 利用大数据发展市场化个人征信业务, 加快网络征信和信用评价体系建设 加强互联网金融消费权益保护和投资者保护, 建立多元化金融消费纠纷解决机制 改进和完善互联网金融监管, 提高金融服务安全性, 有效防范互联网金融风险及其外溢效应 ( 六 ) 互联网 + 益民服务 充分发挥互联网的高效 便捷优势, 提高资源利用效率, 降低服务消费成本 大力发展以互联网为载体 线上线下互动的新兴消费, 加快发展基于互联网的医疗 健康 养老 教育 旅游 社会保障等新兴服务, 创新政府服务模式, 提升政府科学决策能力 336

340 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 和管理水平 ( 发展改革委 教育部 工业和信息化部 民政部 人力资源社会保障部 商务部 卫生计生委 质检总局 食品药品监管总局 林业局 旅游局 网信办 信访局等负责 ) 1. 创新政府网络化管理和服务 加快互联网与政府公共服务体系的深度融合, 推动公共数据资源开放, 促进公共服务创新供给和服务资源整合, 构建面向公众的一体化在线公共服务体系 积极探索公众参与的网络化社会管理服务新模式, 充分利用互联网 移动互联网应用平台等, 加快推进政务新媒体发展建设, 加强政府与公众的沟通交流, 提高政府公共管理 公共服务和公共政策制定的响应速度, 提升政府科学决策能力和社会治理水平, 促进政府职能转变和简政放权 深入推进网上信访, 提高信访工作质量 效率和公信力 鼓励政府和互联网企业合作建立信用信息共享平台, 探索开展一批社会治理互联网应用试点, 打通政府部门 企事业单位之间的数据壁垒, 利用大数据分析手段, 提升各级政府的社会治理能力 加强对 互联网 + 行动的宣传, 提高公众参与度 2. 发展便民服务新业态 发展体验经济, 支持实体零售商综合利用网上商店 移动支付 智能试衣等新技术, 打造体验式购物模式 发展社区经济, 在餐饮 娱乐 家政等领域培育线上线下结合的社区服务新模式 发展共享经济, 规范发展网络约租车, 积极推广在线租房等新业态, 着力破除准入门槛高 服务规范难 个人征信缺失等瓶颈制约 发展基于互联网的文化 媒体和旅游等服务, 培育形式多样的新型业态 积极推广基于移动互联网入口的城市服务, 开展网上社保办理 个人社保权益查询 跨地区医保结算等互联网应用, 让老百姓足不出户享受便捷高效的服务 3. 推广在线医疗卫生新模式 发展基于互联网的医疗卫生服务, 支持第三方机构构建医学影像 健康档案 检验报告 电子病历等医疗信息共享服务平台, 逐步建立跨医院的医疗数据共享交换标准体系 积极利用移动互联网提供在线预约诊疗 候诊提醒 划价缴费 诊疗报告查询 药品配送等便捷服务 引导医疗机构面向中小城市和农村地区开展基层检查 上级诊断等远程医疗服务 鼓励互联网企业与医疗机构合作建立医疗网络信息平台, 加强区域医疗卫生服务资源整合, 充分利用互联网 大数据等手段, 提高重大疾病和突发公共卫生事件防控能力 积极探索互联网延伸医嘱 电子处方等网络医疗健康服务应用 鼓励有资质的医学检验机构 医疗服务机构联合互联网企业, 发展基因检测 疾病预防等健康服务模式 4. 促进智慧健康养老产业发展 支持智能健康产品创新和应用, 推广全面量化健康生活新方式 鼓励健康服务机构利用云计算 大数据等技术搭建公共信息平台, 提供长期跟踪 预测预警的个性化健康管理服务 发展第三方在线健康市场调查 咨询评价 预防管理等应用服务, 提升规范化和专业化运营水平 依托现有互联网资源和社会力量, 以社区为基础, 搭建养老信息服务网络平台, 提供护理看护 健康管理 康复照料等居 337

341 六 互联网 + 智慧能源相关政策 家养老服务 鼓励养老服务机构应用基于移动互联网的便携式体检 紧急呼叫监控等设备, 提高养老服务水平 5. 探索新型教育服务供给方式 鼓励互联网企业与社会教育机构根据市场需求开发数字教育资源, 提供网络化教育服务 鼓励学校利用数字教育资源及教育服务平台, 逐步探索网络化教育新模式, 扩大优质教育资源覆盖面, 促进教育公平 鼓励学校通过与互联网企业合作等方式, 对接线上线下教育资源, 探索基础教育 职业教育等教育公共服务提供新方式 推动开展学历教育在线课程资源共享, 推广大规模在线开放课程等网络学习模式, 探索建立网络学习学分认定与学分转换等制度, 加快推动高等教育服务模式变革 ( 七 ) 互联网 + 高效物流 加快建设跨行业 跨区域的物流信息服务平台, 提高物流供需信息对接和使用效率 鼓励大数据 云计算在物流领域的应用, 建设智能仓储体系, 优化物流运作流程, 提升物流仓储的自动化 智能化水平和运转效率, 降低物流成本 ( 发展改革委 商务部 交通运输部 网信办等负责 ) 1. 构建物流信息共享互通体系 发挥互联网信息集聚优势, 聚合各类物流信息资源, 鼓励骨干物流企业和第三方机构搭建面向社会的物流信息服务平台, 整合仓储 运输和配送信息, 开展物流全程监测 预警, 提高物流安全 环保和诚信水平, 统筹优化社会物流资源配置 构建互通省际 下达市县 兼顾乡村的物流信息互联网络, 建立各类可开放数据的对接机制, 加快完善物流信息交换开放标准体系, 在更广范围促进物流信息充分共享与互联互通 2. 建设深度感知智能仓储系统 在各级仓储单元积极推广应用二维码 无线射频识别等物联网感知技术和大数据技术, 实现仓储设施与货物的实时跟踪 网络化管理以及库存信息的高度共享, 提高货物调度效率 鼓励应用智能化物流装备提升仓储 运输 分拣 包装等作业效率, 提高各类复杂订单的出货处理能力, 缓解货物囤积停滞瓶颈制约, 提升仓储运管水平和效率 3. 完善智能物流配送调配体系 加快推进货运车联网与物流园区 仓储设施 配送网点等信息互联, 促进人员 货源 车源等信息高效匹配, 有效降低货车空驶率, 提高配送效率 鼓励发展社区自提柜 冷链储藏柜 代收服务点等新型社区化配送模式, 结合构建物流信息互联网络, 加快推进县到村的物流配送网络和村级配送网点建设, 解决物流配送 最后一公里 问题 ( 八 ) 互联网 + 电子商务 338

342 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 巩固和增强我国电子商务发展领先优势, 大力发展农村电商 行业电商和跨境电商, 进一步扩大电子商务发展空间 电子商务与其他产业的融合不断深化, 网络化生产 流通 消费更加普及, 标准规范 公共服务等支撑环境基本完善 ( 发展改革委 商务部 工业和信息化部 交通运输部 农业部 海关总署 税务总局 质检总局 网信办等负责 ) 1. 积极发展农村电子商务 开展电子商务进农村综合示范, 支持新型农业经营主体和农产品 农资批发市场对接电商平台, 积极发展以销定产模式 完善农村电子商务配送及综合服务网络, 着力解决农副产品标准化 物流标准化 冷链仓储建设等关键问题, 发展农产品个性化定制服务 开展生鲜农产品和农业生产资料电子商务试点, 促进农业大宗商品电子商务发展 2. 大力发展行业电子商务 鼓励能源 化工 钢铁 电子 轻纺 医药等行业企业, 积极利用电子商务平台优化采购 分销体系, 提升企业经营效率 推动各类专业市场线上转型, 引导传统商贸流通企业与电子商务企业整合资源, 积极向供应链协同平台转型 鼓励生产制造企业面向个性化 定制化消费需求深化电子商务应用, 支持设备制造企业利用电子商务平台开展融资租赁服务, 鼓励中小微企业扩大电子商务应用 按照市场化 专业化方向, 大力推广电子招标投标 3. 推动电子商务应用创新 鼓励企业利用电子商务平台的大数据资源, 提升企业精准营销能力, 激发市场消费需求 建立电子商务产品质量追溯机制, 建设电子商务售后服务质量检测云平台, 完善互联网质量信息公共服务体系, 解决消费者维权难 退货难 产品责任追溯难等问题 加强互联网食品药品市场监测监管体系建设, 积极探索处方药电子商务销售和监管模式创新 鼓励企业利用移动社交 新媒体等新渠道, 发展社交电商 粉丝 经济等网络营销新模式 4. 加强电子商务国际合作 鼓励各类跨境电子商务服务商发展, 完善跨境物流体系, 拓展全球经贸合作 推进跨境电子商务通关 检验检疫 结汇等关键环节单一窗口综合服务体系建设 创新跨境权益保障机制, 利用合格评定手段, 推进国际互认 创新跨境电子商务管理, 促进信息网络畅通 跨境物流便捷 支付及结汇无障碍 税收规范便利 市场及贸易规则互认互通 ( 九 ) 互联网 + 便捷交通 加快互联网与交通运输领域的深度融合, 通过基础设施 运输工具 运行信息等互联网化, 推进基于互联网平台的便捷化交通运输服务发展, 显著提高交通运输资源利用效率和管理精细化水平, 全面提升交通运输行业服务品质和科学治理能力 ( 发展改革委 交通运输部共同牵头 ) 339

343 六 互联网 + 智慧能源相关政策 1. 提升交通运输服务品质 推动交通运输主管部门和企业将服务性数据资源向社会开放, 鼓励互联网平台为社会公众提供实时交通运行状态查询 出行路线规划 网上购票 智能停车等服务, 推进基于互联网平台的多种出行方式信息服务对接和一站式服务 加快完善汽车健康档案 维修诊断和服务质量信息服务平台建设 2. 推进交通运输资源在线集成 利用物联网 移动互联网等技术, 进一步加强对公路 铁路 民航 港口等交通运输网络关键设施运行状态与通行信息的采集 推动跨地域 跨类型交通运输信息互联互通, 推广船联网 车联网等智能化技术应用, 形成更加完善的交通运输感知体系, 提高基础设施 运输工具 运行信息等要素资源的在线化水平, 全面支撑故障预警 运行维护以及调度智能化 3. 增强交通运输科学治理能力 强化交通运输信息共享, 利用大数据平台挖掘分析人口迁徙规律 公众出行需求 枢纽客流规模 车辆船舶行驶特征等, 为优化交通运输设施规划与建设 安全运行控制 交通运输管理决策提供支撑 利用互联网加强对交通运输违章违规行为的智能化监管, 不断提高交通运输治理能力 ( 十 ) 互联网 + 绿色生态 推动互联网与生态文明建设深度融合, 完善污染物监测及信息发布系统, 形成覆盖主要生态要素的资源环境承载能力动态监测网络, 实现生态环境数据互联互通和开放共享 充分发挥互联网在逆向物流回收体系中的平台作用, 促进再生资源交易利用便捷化 互动化 透明化, 促进生产生活方式绿色化 ( 发展改革委 环境保护部 商务部 林业局等负责 ) 1. 加强资源环境动态监测 针对能源 矿产资源 水 大气 森林 草原 湿地 海洋等各类生态要素, 充分利用多维地理信息系统 智慧地图等技术, 结合互联网大数据分析, 优化监测站点布局, 扩大动态监控范围, 构建资源环境承载能力立体监控系统 依托现有互联网 云计算平台, 逐步实现各级政府资源环境动态监测信息互联共享 加强重点用能单位能耗在线监测和大数据分析 2. 大力发展智慧环保 利用智能监测设备和移动互联网, 完善污染物排放在线监测系统, 增加监测污染物种类, 扩大监测范围, 形成全天候 多层次的智能多源感知体系 建立环境信息数据共享机制, 统一数据交换标准, 推进区域污染物排放 空气环境质量 水环境质量等信息公开, 通过互联网实现面向公众的在线查询和定制推送 加强对企业环保信用数据的采集整理, 将企业环保信用记录纳入全国统一的信用信息共享交换平台 完善环境预警和风险监测信息网络, 提升重金属 危险废物 危险化学品等重点风险防范水平和应急处理能力 3. 完善废旧资源回收利用体系 利用物联网 大数据开展信息采集 数据分析 流向监测, 优化逆向物流网点布局 支持利用电子标签 二维码等物联网技术跟踪电子废 340

344 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 物流向, 鼓励互联网企业参与搭建城市废弃物回收平台, 创新再生资源回收模式 加快推进汽车保险信息系统 以旧换再 管理系统和报废车管理系统的标准化 规范化和互联互通, 加强废旧汽车及零部件的回收利用信息管理, 为互联网企业开展业务创新和便民服务提供数据支撑 4. 建立废弃物在线交易系统 鼓励互联网企业积极参与各类产业园区废弃物信息平台建设, 推动现有骨干再生资源交易市场向线上线下结合转型升级, 逐步形成行业性 区域性 全国性的产业废弃物和再生资源在线交易系统, 完善线上信用评价和供应链融资体系, 开展在线竞价, 发布价格交易指数, 提高稳定供给能力, 增强主要再生资源品种的定价权 ( 十一 ) 互联网 + 人工智能 依托互联网平台提供人工智能公共创新服务, 加快人工智能核心技术突破, 促进人工智能在智能家居 智能终端 智能汽车 机器人等领域的推广应用, 培育若干引领全球人工智能发展的骨干企业和创新团队, 形成创新活跃 开放合作 协同发展的产业生态 ( 发展改革委 科技部 工业和信息化部 网信办等负责 ) 1. 培育发展人工智能新兴产业 建设支撑超大规模深度学习的新型计算集群, 构建包括语音 图像 视频 地图等数据的海量训练资源库, 加强人工智能基础资源和公共服务等创新平台建设 进一步推进计算机视觉 智能语音处理 生物特征识别 自然语言理解 智能决策控制以及新型人机交互等关键技术的研发和产业化, 推动人工智能在智能产品 工业制造等领域规模商用, 为产业智能化升级夯实基础 2. 推进重点领域智能产品创新 鼓励传统家居企业与互联网企业开展集成创新, 不断提升家居产品的智能化水平和服务能力, 创造新的消费市场空间 推动汽车企业与互联网企业设立跨界交叉的创新平台, 加快智能辅助驾驶 复杂环境感知 车载智能设备等技术产品的研发与应用 支持安防企业与互联网企业开展合作, 发展和推广图像精准识别等大数据分析技术, 提升安防产品的智能化服务水平 3. 提升终端产品智能化水平 着力做大高端移动智能终端产品和服务的市场规模, 提高移动智能终端核心技术研发及产业化能力 鼓励企业积极开展差异化细分市场需求分析, 大力丰富可穿戴设备的应用服务, 提升用户体验 推动互联网技术以及智能感知 模式识别 智能分析 智能控制等智能技术在机器人领域的深入应用, 大力提升机器人产品在传感 交互 控制等方面的性能和智能化水平, 提高核心竞争力 三 保障支撑 ( 一 ) 夯实发展基础 341

345 六 互联网 + 智慧能源相关政策 1. 巩固网络基础 加快实施 宽带中国 战略, 组织实施国家新一代信息基础设施建设工程, 推进宽带网络光纤化改造, 加快提升移动通信网络服务能力, 促进网间互联互通, 大幅提高网络访问速率, 有效降低网络资费, 完善电信普遍服务补偿机制, 支持农村及偏远地区宽带建设和运行维护, 使互联网下沉为各行业 各领域 各区域都能使用, 人 机 物泛在互联的基础设施 增强北斗卫星全球服务能力, 构建天地一体化互联网络 加快下一代互联网商用部署, 加强互联网协议第 6 版 (IPv6) 地址管理 标识管理与解析, 构建未来网络创新试验平台 研究工业互联网网络架构体系, 构建开放式国家创新试验验证平台 ( 发展改革委 工业和信息化部 财政部 国资委 网信办等负责 ) 2. 强化应用基础 适应重点行业融合创新发展需求, 完善无线传感网 行业云及大数据平台等新型应用基础设施 实施云计算工程, 大力提升公共云服务能力, 引导行业信息化应用向云计算平台迁移, 加快内容分发网络建设, 优化数据中心布局 加强物联网网络架构研究, 组织开展国家物联网重大应用示范, 鼓励具备条件的企业建设跨行业物联网运营和支撑平台 ( 发展改革委 工业和信息化部等负责 ) 3. 做实产业基础 着力突破核心芯片 高端服务器 高端存储设备 数据库和中间件等产业薄弱环节的技术瓶颈, 加快推进云操作系统 工业控制实时操作系统 智能终端操作系统的研发和应用 大力发展云计算 大数据等解决方案以及高端传感器 工控系统 人机交互等软硬件基础产品 运用互联网理念, 构建以骨干企业为核心 产学研用高效整合的技术产业集群, 打造国际先进 自主可控的产业体系 ( 工业和信息化部 发展改革委 科技部 网信办等负责 ) 4. 保障安全基础 制定国家信息领域核心技术设备发展时间表和路线图, 提升互联网安全管理 态势感知和风险防范能力, 加强信息网络基础设施安全防护和用户个人信息保护 实施国家信息安全专项, 开展网络安全应用示范, 提高 互联网 + 安全核心技术和产品水平 按照信息安全等级保护等制度和网络安全国家标准的要求, 加强 互联网 + 关键领域重要信息系统的安全保障 建设完善网络安全监测评估 监督管理 标准认证和创新能力体系 重视融合带来的安全风险, 完善网络数据共享 利用等的安全管理和技术措施, 探索建立以行政评议和第三方评估为基础的数据安全流动认证体系, 完善数据跨境流动管理制度, 确保数据安全 ( 网信办 发展改革委 科技部 工业和信息化部 公安部 安全部 质检总局等负责 ) ( 二 ) 强化创新驱动 1. 加强创新能力建设 鼓励构建以企业为主导, 产学研用合作的 互联网 + 产业创新网络或产业技术创新联盟 支持以龙头企业为主体, 建设跨界交叉领域的创新平台, 并逐步形成创新网络 鼓励国家创新平台向企业特别是中小企业在线开放, 加大国家重 342

346 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 大科研基础设施和大型科研仪器等网络化开放力度 ( 发展改革委 科技部 工业和信息化部 网信办等负责 ) 2. 加快制定融合标准 按照共性先立 急用先行的原则, 引导工业互联网 智能电网 智慧城市等领域基础共性标准 关键技术标准的研制及推广 加快与互联网融合应用的工控系统 智能专用装备 智能仪表 智能家居 车联网等细分领域的标准化工作 不断完善 互联网 + 融合标准体系, 同步推进国际国内标准化工作, 增强在国际标准化组织 (ISO) 国际电工委员会(IEC) 和国际电信联盟 (ITU) 等国际组织中的话语权 ( 质检总局 工业和信息化部 网信办 能源局等负责 ) 3. 强化知识产权战略 加强融合领域关键环节专利导航, 引导企业加强知识产权战略储备与布局 加快推进专利基础信息资源开放共享, 支持在线知识产权服务平台建设, 鼓励服务模式创新, 提升知识产权服务附加值, 支持中小微企业知识产权创造和运用 加强网络知识产权和专利执法维权工作, 严厉打击各种网络侵权假冒行为 增强全社会对网络知识产权的保护意识, 推动建立 互联网 + 知识产权保护联盟, 加大对新业态 新模式等创新成果的保护力度 ( 知识产权局牵头 ) 4. 大力发展开源社区 鼓励企业自主研发和国家科技计划 ( 专项 基金等 ) 支持形成的软件成果通过互联网向社会开源 引导教育机构 社会团体 企业或个人发起开源项目, 积极参加国际开源项目, 支持组建开源社区和开源基金会 鼓励企业依托互联网开源模式构建新型生态, 促进互联网开源社区与标准规范 知识产权等机构的对接与合作 ( 科技部 工业和信息化部 质检总局 知识产权局等负责 ) ( 三 ) 营造宽松环境 1. 构建开放包容环境 贯彻落实 中共中央国务院关于深化体制机制改革加快实施创新驱动发展战略的若干意见, 放宽融合性产品和服务的市场准入限制, 制定实施各行业互联网准入负面清单, 允许各类主体依法平等进入未纳入负面清单管理的领域 破除行业壁垒, 推动各行业 各领域在技术 标准 监管等方面充分对接, 最大限度减少事前准入限制, 加强事中事后监管 继续深化电信体制改革, 有序开放电信市场, 加快民营资本进入基础电信业务 加快深化商事制度改革, 推进投资贸易便利化 ( 发展改革委 网信办 教育部 科技部 工业和信息化部 民政部 商务部 卫生计生委 工商总局 质检总局等负责 ) 2. 完善信用支撑体系 加快社会征信体系建设, 推进各类信用信息平台无缝对接, 打破信息孤岛 加强信用记录 风险预警 违法失信行为等信息资源在线披露和共享, 为经营者提供信用信息查询 企业网上身份认证等服务 充分利用互联网积累的信用数据, 对现有征信体系和评测体系进行补充和完善, 为经济调节 市场监管 社会管理和 343

347 六 互联网 + 智慧能源相关政策 公共服务提供有力支撑 ( 发展改革委 人民银行 工商总局 质检总局 网信办等负责 ) 3. 推动数据资源开放 研究出台国家大数据战略, 显著提升国家大数据掌控能力 建立国家政府信息开放统一平台和基础数据资源库, 开展公共数据开放利用改革试点, 出台政府机构数据开放管理规定 按照重要性和敏感程度分级分类, 推进政府和公共信息资源开放共享, 支持公众和小微企业充分挖掘信息资源的商业价值, 促进互联网应用创新 ( 发展改革委 工业和信息化部 国务院办公厅 网信办等负责 ) 4. 加强法律法规建设 针对互联网与各行业融合发展的新特点, 加快 互联网 + 相关立法工作, 研究调整完善不适应 互联网 + 发展和管理的现行法规及政策规定 落实加强网络信息保护和信息公开有关规定, 加快推动制定网络安全 电子商务 个人信息保护 互联网信息服务管理等法律法规 完善反垄断法配套规则, 进一步加大反垄断法执行力度, 严格查处信息领域企业垄断行为, 营造互联网公平竞争环境 ( 法制办 网信办 发展改革委 工业和信息化部 公安部 安全部 商务部 工商总局等负责 ) ( 四 ) 拓展海外合作 1. 鼓励企业抱团出海 结合 一带一路 等国家重大战略, 支持和鼓励具有竞争优势的互联网企业联合制造 金融 信息通信等领域企业率先走出去, 通过海外并购 联合经营 设立分支机构等方式, 相互借力, 共同开拓国际市场, 推进国际产能合作, 构建跨境产业链体系, 增强全球竞争力 ( 发展改革委 外交部 工业和信息化部 商务部 网信办等负责 ) 2. 发展全球市场应用 鼓励 互联网 + 企业整合国内外资源, 面向全球提供工业云 供应链管理 大数据分析等网络服务, 培育具有全球影响力的 互联网 + 应用平台 鼓励互联网企业积极拓展海外用户, 推出适合不同市场文化的产品和服务 ( 商务部 发展改革委 工业和信息化部 网信办等负责 ) 3. 增强走出去服务能力 充分发挥政府 产业联盟 行业协会及相关中介机构作用, 形成支持 互联网 + 企业走出去的合力 鼓励中介机构为企业拓展海外市场提供信息咨询 法律援助 税务中介等服务 支持行业协会 产业联盟与企业共同推广中国技术和中国标准, 以技术标准走出去带动产品和服务在海外推广应用 ( 商务部 外交部 发展改革委 工业和信息化部 税务总局 质检总局 网信办等负责 ) ( 五 ) 加强智力建设 1. 加强应用能力培训 鼓励地方各级政府采用购买服务的方式, 向社会提供互联网知识技能培训, 支持相关研究机构和专家开展 互联网 + 基础知识和应用培训 鼓励传统企业与互联网企业建立信息咨询 人才交流等合作机制, 促进双方深入交流合作 加强制造业 农业等领域人才特别是企业高层管理人员的互联网技能培训, 鼓励互联网人 344

348 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 才与传统行业人才双向流动 ( 科技部 工业和信息化部 人力资源社会保障部 网信办等负责 ) 2. 加快复合型人才培养 面向 互联网 + 融合发展需求, 鼓励高校根据发展需要和学校办学能力设置相关专业, 注重将国内外前沿研究成果尽快引入相关专业教学中 鼓励各类学校聘请互联网领域高级人才作为兼职教师, 加强 互联网 + 领域实验教学 ( 教育部 发展改革委 科技部 工业和信息化部 人力资源社会保障部 网信办等负责 ) 3. 鼓励联合培养培训 实施产学合作专业综合改革项目, 鼓励校企 院企合作办学, 推进 互联网 + 专业技术人才培训 深化互联网领域产教融合, 依托高校 科研机构 企业的智力资源和研究平台, 建立一批联合实训基地 建立企业技术中心和院校对接机制, 鼓励企业在院校建立 互联网 + 研发机构和实验中心 ( 教育部 发展改革委 科技部 工业和信息化部 人力资源社会保障部 网信办等负责 ) 4. 利用全球智力资源 充分利用现有人才引进计划和鼓励企业设立海外研发中心等多种方式, 引进和培养一批 互联网 + 领域高端人才 完善移民 签证等制度, 形成有利于吸引人才的分配 激励和保障机制, 为引进海外人才提供有利条件 支持通过任务外包 产业合作 学术交流等方式, 充分利用全球互联网人才资源 吸引互联网领域领军人才 特殊人才 紧缺人才在我国创业创新和从事教学科研等活动 ( 人力资源社会保障部 发展改革委 教育部 科技部 网信办等负责 ) ( 六 ) 加强引导支持 1. 实施重大工程包 选择重点领域, 加大中央预算内资金投入力度, 引导更多社会资本进入, 分步骤组织实施 互联网 + 重大工程, 重点促进以移动互联网 云计算 大数据 物联网为代表的新一代信息技术与制造 能源 服务 农业等领域的融合创新, 发展壮大新兴业态, 打造新的产业增长点 ( 发展改革委牵头 ) 2. 加大财税支持 充分发挥国家科技计划作用, 积极投向符合条件的 互联网 + 融合创新关键技术研发及应用示范 统筹利用现有财政专项资金, 支持 互联网 + 相关平台建设和应用示范等 加大政府部门采购云计算服务的力度, 探索基于云计算的政务信息化建设运营新机制 鼓励地方政府创新风险补偿机制, 探索 互联网 + 发展的新模式 ( 财政部 税务总局 发展改革委 科技部 网信办等负责 ) 3. 完善融资服务 积极发挥天使投资 风险投资基金等对 互联网 + 的投资引领作用 开展股权众筹等互联网金融创新试点, 支持小微企业发展 支持国家出资设立的有关基金投向 互联网 +, 鼓励社会资本加大对相关创新型企业的投资 积极发展知识产权质押融资 信用保险保单融资增信等服务, 鼓励通过债券融资方式支持 互联网 + 发展, 支持符合条件的 互联网 + 企业发行公司债券 开展产融结合创新试点, 探索股权和债权相结合的融资服务 降低创新型 成长型互联网企业的上市准入门槛, 结合证券 345

349 六 互联网 + 智慧能源相关政策 法修订和股票发行注册制改革, 支持处于特定成长阶段 发展前景好但尚未盈利的互联网企业在创业板上市 推动银行业金融机构创新信贷产品与金融服务, 加大贷款投放力度 鼓励开发性金融机构为 互联网 + 重点项目建设提供有效融资支持 ( 人民银行 发展改革委 银监会 证监会 保监会 网信办 开发银行等负责 ) ( 七 ) 做好组织实施 1. 加强组织领导 建立 互联网 + 行动实施部际联席会议制度, 统筹协调解决重大问题, 切实推动行动的贯彻落实 联席会议设办公室, 负责具体工作的组织推进 建立跨领域 跨行业的 互联网 + 行动专家咨询委员会, 为政府决策提供重要支撑 ( 发展改革委牵头 ) 2. 开展试点示范 鼓励开展 互联网 + 试点示范, 推进 互联网 + 区域化 链条化发展 支持全面创新改革试验区 中关村等国家自主创新示范区 国家现代农业示范区先行先试, 积极开展 互联网 + 创新政策试点, 破除新兴产业行业准入 数据开放 市场监管等方面政策障碍, 研究适应新兴业态特点的税收 保险政策, 打造 互联网 + 生态体系 ( 各部门 各地方政府负责 ) 3. 有序推进实施 各地区 各部门要主动作为, 完善服务, 加强引导, 以动态发展的眼光看待 互联网 +, 在实践中大胆探索拓展, 相互借鉴 互联网 + 融合应用成功经验, 促进 互联网 + 新业态 新经济发展 有关部门要加强统筹规划, 提高服务和管理能力 各地区要结合实际, 研究制定适合本地的 互联网 + 行动落实方案, 因地制宜, 合理定位, 科学组织实施, 杜绝盲目建设和重复投资, 务实有序推进 互联网 + 行动 ( 各部门 各地方政府负责 ) 国务院 2015 年 7 月 1 日 ( 此件公开发布 ) 346

350 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 6.2 关于推进 互联网 + 智慧能源发展的指导意见 ( 发改能源 号 ) 关于推进 互联网 + 智慧能源发展的指导意见 发改能源 号 各省 自治区 直辖市及计划单列市 新疆生产建设兵团发展改革委 能源局 工业和信息化主管部门, 各有关中央企业 : 互联网 + 智慧能源 ( 以下简称能源互联网 ) 是一种互联网与能源生产 传输 存储 消费以及能源市场深度融合的能源产业发展新形态, 具有设备智能 多能协同 信息对称 供需分散 系统扁平 交易开放等主要特征 在全球新一轮科技革命和产业变革中, 互联网理念 先进信息技术与能源产业深度融合, 正在推动能源互联网新技术 新模式和新业态的兴起 能源互联网是推动我国能源革命的重要战略支撑, 对提高可再生能源比重, 促进化石能源清洁高效利用, 提升能源综合效率, 推动能源市场开放和产业升级, 形成新的经济增长点, 提升能源国际合作水平具有重要意义 为推进能源互联网发展, 根据 国务院关于积极推进 互联网 + 行动的指导意见 ( 国发 [2015]40 号 ) 的要求, 提出如下意见 一 总体要求 ( 一 ) 指导思想全面贯彻党的十八大和十八届三中 四中 五中全会精神, 深入贯彻习近平总书记系列重要讲话精神, 按照中央财经领导小组第六次会议和国家能源委员会第一次会议重大决策部署要求, 适应和引领经济社会发展新常态, 着眼能源产业全局和长远发展需求, 以改革创新为核心, 以 互联网 + 为手段, 以智能化为基础, 紧紧围绕构建绿色低碳 安全高效的现代能源体系, 促进能源和信息深度融合, 推动能源互联网新技术 新模式和新业态发展, 推动能源领域供给侧结构性改革, 支撑和推进能源革命, 为实现我国从能源大国向能源强国转变和经济提质增效升级奠定坚实基础 ( 二 ) 基本原则基础开放, 大众参与 发挥互联网在变革能源产业中的基础作用, 推动能源基础设施合理开放, 促进能源生产与消费融合, 提升大众参与程度, 加快形成以开放 共享为主要特征的能源产业发展新形态 探索创新, 示范先行 遵循 互联网 + 应用发展规律, 营造开放包容的创新环境, 鼓励多元化的技术 机制及模式创新, 因地制宜推进能源互联网新技术与新模式先行先试, 形成万众创新良好氛围 347

351 六 互联网 + 智慧能源相关政策 市场驱动, 科学监管 发挥市场在资源配置中的决定性作用, 驱动形成能源互联网发展新业态 适应新业态及大数据应用发展要求, 完善能源与信息深度融合下的安全监管和市场监管机制, 保障信息安全和市场参与者的合法权益 深化改革, 推动革命 适应能源互联网 三分技术 七分改革 的发展要求, 深化能源体制机制改革, 还原能源商品属性, 构建有效竞争的市场结构和市场体系, 推动能源消费 供给和技术革命 ( 三 ) 发展目标能源互联网是一种能源产业发展新形态, 相关技术 模式及业态均处于探索发展阶段 为促进能源互联网健康有序发展, 近中期将分为两个阶段推进, 先期开展试点示范, 后续进行推广应用, 确保取得实效 年, 着力推进能源互联网试点示范工作 : 建成一批不同类型 不同规模的试点示范项目 攻克一批重大关键技术与核心装备, 能源互联网技术达到国际先进水平 初步建立能源互联网市场机制和市场体系 初步建成能源互联网技术标准体系, 形成一批重点技术规范和标准 催生一批能源金融 第三方综合能源服务等新兴业态 培育一批有竞争力的新兴市场主体 探索一批可持续 可推广的发展模式 积累一批重要的改革试点经验 年, 着力推进能源互联网多元化 规模化发展 : 初步建成能源互联网产业体系, 成为经济增长重要驱动力 建成较为完善的能源互联网市场机制和市场体系 形成较为完备的技术及标准体系并推动实现国际化, 引领世界能源互联网发展 形成开放共享的能源互联网生态环境, 能源综合效率明显改善, 可再生能源比重显著提高, 化石能源清洁高效利用取得积极进展, 大众参与程度大幅提升, 有力支撑能源生产和消费革命 二 重点任务加强能源互联网基础设施建设, 建设能源生产消费的智能化体系 多能协同综合能源网络 与能源系统协同的信息通信基础设施 营造开放共享的能源互联网生态体系, 建立新型能源市场交易体系和商业运营平台, 发展分布式能源 储能和电动汽车应用 智慧用能和增值服务 绿色能源灵活交易 能源大数据服务应用等新模式和新业态 推动能源互联网关键技术攻关 核心设备研发和标准体系建设, 促进能源互联网技术 标准和模式的国际应用与合作 ( 一 ) 推动建设智能化能源生产消费基础设施 1. 推动可再生能源生产智能化 鼓励建设智能风电场 智能光伏电站等设施及基于互联网的智慧运行云平台, 实现可再生能源的智能化生产 鼓励用户侧建设冷热电三联供 热泵 工业余热余压利用等综合能源利用基础设施, 推动分布式可再生能源与天然气分布式能源协同发展, 提高分 348

352 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 布式可再生能源综合利用水平 促进可再生能源与化石能源协同生产, 推动对散烧煤等低效化石能源的清洁替代 建设可再生能源参与市场的计量 交易 结算等接入设施与支持系统 2. 推进化石能源生产清洁高效智能化 鼓励煤 油 气开采 加工及利用全链条智能化改造, 实现化石能源绿色 清洁和高效生产 鼓励建设与化石能源配套的电采暖 储热等调节设施, 鼓励发展天然气分布式能源, 增强供能灵活性 柔性化, 实现化石能源高效梯级利用与深度调峰 加快化石能源生产监测 管理和调度体系的网络化改造, 建设市场导向的生产计划决策平台与智能化信息管理系统, 完善化石能源的污染物排放监测体系, 以互联网手段促进化石能源供需高效匹配 运营集约高效 3. 推动集中式与分布式储能协同发展 开发储电 储热 储冷 清洁燃料存储等多类型 大容量 低成本 高效率 长寿命储能产品及系统 推动在集中式新能源发电基地配置适当规模的储能电站, 实现储能系统与新能源 电网的协调优化运行 推动建设小区 楼宇 家庭应用场景下的分布式储能设备, 实现储能设备的混合配置 高效管理 友好并网 4. 加快推进能源消费智能化 鼓励建设以智能终端和能源灵活交易为主要特征的智能家居 智能楼宇 智能小区和智能工厂, 支撑智慧城市建设 加强电力需求侧管理, 普及智能化用能监测和诊断技术, 加快工业企业能源管理中心建设, 建设基于互联网的信息化服务平台 构建以多能融合 开放共享 双向通信和智能调控为特征, 各类用能终端灵活融入的微平衡系统 建设家庭 园区 区域不同层次的用能主体参与能源市场的接入设施和信息服务平台 ( 二 ) 加强多能协同综合能源网络建设 1. 推进综合能源网络基础设施建设 建设以智能电网为基础, 与热力管网 天然气管网 交通网络等多种类型网络互联互通, 多种能源形态协同转化 集中式与分布式能源协调运行的综合能源网络 加强统筹规划, 在新城区 新园区以及大气污染严重的重点区域率先布局, 确保综合能源网络结构合理 运行高效 建设高灵活性的柔性能源网络, 保证能源传输的灵活可控和安全稳定 建设接纳高比例可再生能源 促进灵活互动用能行为和支持分布式能源交易的综合能源微网 2. 促进能源接入转化与协同调控设施建设 推动不同能源网络接口设施的标准化 模块化建设, 支持各种能源生产 消费设施的 即插即用 与 双向传输, 大幅提升可再生能源 分布式能源及多元化负荷的接纳能力 推动支撑电 冷 热 气 氢等多种能源形态灵活转化 高效存储 智能协同的基础设施建设 建设覆盖电网 气网 热网等智能网络的协同控制基础设施 349

353 六 互联网 + 智慧能源相关政策 ( 三 ) 推动能源与信息通信基础设施深度融合 1. 促进智能终端及接入设施的普及应用 发展能源互联网的智能终端高级量测系统及其配套设备, 实现电能 热力 制冷等能源消费的实时计量 信息交互与主动控制 丰富智能终端高级量测系统的实施功能, 促进水 气 热 电的远程自动集采集抄, 实现多表合一 规范智能终端高级量测系统的组网结构与信息接口, 实现和用户之间安全 可靠 快速的双向通信 2. 加强支撑能源互联网的信息通信设施建设 优化能源网络中传感 信息 通信 控制等元件的布局, 与能源网络各种设施实现高效配置 推进能源网络与物联网之间信息设施的连接与深度融合 对电网 气网 热网等能源网络及其信息架构 存储单元等基础设施进行协同建设, 实现基础设施的共享复用, 避免重复建设 推进电力光纤到户工程, 完善能源互联网信息通信系统 在充分利用现有信息通信设施基础上, 推进电力通信网等能源互联网信息通信设施建设 3. 推进信息系统与物理系统的高效集成与智能化调控 推进信息系统与物理系统在量测 计算 控制等多功能环节上的高效集成, 实现能源互联网的实时感知和信息反馈 建设信息系统与物理系统相融合的智能化调控体系, 以 集中调控 分布自治 远程协作 为特征, 实现能源互联网的快速响应与精确控制 4. 加强信息通信安全保障能力建设 加强能源信息通信系统的安全基础设施建设, 根据信息重要程度 通信方式和服务对象的不同, 科学配置安全策略 依托先进密码 身份认证 加密通信等技术, 建设能源互联网下的用户 数据 设备与网络之间信息传递 保存 分发的信息通信安全保障体系, 确保能源互联网安全可靠运行 提升能源互联网网络和信息安全事件监测 预警和应急处置能力 ( 四 ) 营造开放共享的能源互联网生态体系 1. 构建能源互联网的开放共享体系 充分利用互联网领域的快速迭代创新能力, 建立面向多种应用和服务场景下能源系统互联互通的开放接口 网络协议和应用支撑平台, 支持海量和多种形式的供能与用能设备的快速 便捷接入 从局部区域着手, 推动能源网络分层分区互联和能源资源的全局管理, 支持终端用户实现基于互联网平台的平等参与和能量共享 2. 建设能源互联网的市场交易体系 建立多方参与 平等开放 充分竞争的能源市场交易体系, 还原能源商品属性 培育售电商 综合能源运营商和第三方增值服务供应商等新型市场主体 逐步建设以能量 辅助服务 新能源配额 虚拟能源货币等为标的物的多元交易体系 分层构建能量的批发交易市场与零售交易市场, 基于互联网构建能量交易电子商务平台, 鼓励交易平台间 350

354 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 的竞争, 实现随时随地 灵活对等的能源共享与交易 建立基于互联网的微平衡市场交易体系, 鼓励个人 家庭 分布式能源等小微用户灵活自主地参与能源市场 3. 促进能源互联网的商业模式创新 搭建能源及能源衍生品的价值流转体系, 支持能源资源 设备 服务 应用的资本化 证券化, 为基于 互联网 + 的 B2B B2C C2B C2C O2O 等多种形态的商业模式创新提供平台 促进能源领域跨行业的信息共享与业务交融, 培育能源云服务 虚拟能源货币等新型商业模式 鼓励面向分布式能源的众筹 PPP 等灵活的投融资手段, 促进能源的就地采集与高效利用 开展能源互联网基础设施的金融租赁业务, 建立租赁物与二手设备的流通市场, 发展售后回租 利润共享等新型商业模式 提供差异化的能源商品, 并为灵活用能 辅助服务 能效管理 节能服务等新业务提供增值服务 4. 建立能源互联网国际合作机制 配合国家 一带一路 建设, 建立健全开放共享的能源互联网国际合作机制, 加强与周边国家能源基础设施的互联互通, 推动国内能源互联网先进技术 装备 标准和模式 走出去 ( 五 ) 发展储能和电动汽车应用新模式 1. 发展储能网络化管理运营模式 鼓励整合小区 楼宇 家庭应用场景下的储电 储热 储冷 清洁燃料存储等多类型的分布式储能设备及社会上其他分散 冗余 性能受限的储能电池 不间断电源 电动汽车充放电桩等储能设施, 建设储能设施数据库, 将存量的分布式储能设备通过互联网进行管控和运营 推动电动汽车废旧动力电池在储能电站等储能系统实现梯次利用 构建储能云平台, 实现对储能设备的模块化设计 标准化接入 梯次化利用与网络化管理, 支持能量的自由灵活交易 推动储能提供能源租赁 紧急备用 调峰调频等增值服务 2. 发展车网协同的智能充放电模式 鼓励充换电设施运营商 电动汽车企业等, 集成电网 车企 交通 气象 安全等各种数据, 建设基于电网 储能 分布式用电等元素的新能源汽车运营云平台 促进电动汽车与智能电网间能量和信息的双向互动, 应用电池能量信息化和互联网化技术, 探索无线充电 移动充电 充放电智能导引等新运营模式 积极开展电动汽车智能充放电业务, 探索电动汽车利用互联网平台参与能源直接交易 电力需求响应等新模式 3. 发展新能源 + 电动汽车运行新模式 充分利用风能 太阳能等可再生能源资源, 在城市 景区 高速公路等区域因地制宜建设新能源充放电站等基础设施, 提供电动汽车充放电 换电等业务, 实现电动汽车与新能源的协同优化运行 ( 六 ) 发展智慧用能新模式 351

355 六 互联网 + 智慧能源相关政策 1. 培育用户侧智慧用能新模式 完善基于互联网的智慧用能交易平台建设 建设面向智能家居 智能楼宇 智能小区 智能工厂的能源综合服务中心, 实现多种能源的智能定制 主动推送和资源优化组合 鼓励企业 居民用户与分布式资源 电力负荷资源 储能资源之间通过微平衡市场进行局部自主交易, 通过实时交易引导能源的生产消费行为, 实现分布式能源生产 消费一体化 2. 构建用户自主的能源服务新模式 逐步培育虚拟电厂 负荷集成商等新型市场主体, 增加灵活性资源供应 鼓励用户自主提供能量响应 调频 调峰等灵活的能源服务, 以互联网平台为依托进行动态 实时的交易 进一步完善相关市场机制, 兼容用户以直接 间接等多种方式自主参与灵活性资源市场交易的渠道 建立合理的灵活性资源补偿定价机制, 保障灵活性资源投资拥有合理的收益回报 3. 拓展智慧用能增值服务新模式 鼓励提供更多差异化的能源商品和服务方案 搭建用户能效监测平台并实现数据的互联共享, 提供个性化的能效管理与节能服务 基于互联网平台, 提供面向用户终端设施的能量托管 交易委托等增值服务 拓展第三方信用评价, 鼓励能源企业或专业数据服务企业拓展独立的能源大数据信息服务 ( 七 ) 培育绿色能源灵活交易市场模式 1. 建设基于互联网的绿色能源灵活交易平台 建设基于互联网的绿色能源灵活交易平台, 支持风电 光伏 水电等绿色低碳能源与电力用户之间实现直接交易 挖掘绿色能源的环保效益, 打造相应的能源衍生品, 面向不同用户群体提供差异化的绿色能源套餐 培育第三方运维 点对点能源服务等绿色能源生产 消费和交易新业态 2. 构建可再生能源实时补贴机制 建立基于互联网平台的分布式可再生能源实时补贴结算机制, 实现补贴的计量 认证和结算与可再生能源生产交易实时挂钩 进一步探索将大规模的风电场 光伏电站等纳入基于互联网平台的实时补贴范围 3. 发展绿色能源的证书交易体系 探索建立与绿色能源生产和交易实时挂钩的绿色证书生成和认证机制, 推进绿色证书交易体系与现行排污权交易体系相融合, 并通过合理的机制, 将绿色证书交易作为碳排放权交易的有益补充 推动建立绿色能源生产强制配额制度, 实现基于互联网平台的绿色证书交易与结算 推动绿色证书的证券化 金融化交易 ( 八 ) 发展能源大数据服务应用 1. 实现能源大数据的集成和安全共享 352

356 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 实施能源领域的国家大数据战略, 积极拓展能源大数据的采集范围, 逐步覆盖电 煤 油 气等能源领域及气象 经济 交通等其他领域 实现多领域能源大数据的集成融合 建设国家能源大数据中心, 逐渐实现与相关市场主体的数据集成和共享 在安全 公平的基础上, 以有效监管为前提, 打通政府部门 企事业单位之间的数据壁垒, 促进各类数据资源整合, 提升能源统计 分析 预测等业务的时效性和准确度 2. 创新能源大数据的业务服务体系 促进基于能源大数据的创新创业, 开展面向能源生产 流通 消费等环节的新业务应用与增值服务 鼓励能源生产 服务企业和第三方企业投资建设面向风电 光伏等能源大数据运营平台, 为能源资源评估 选址优化等业务提供专业化服务 鼓励发展基于能源大数据的信息挖掘与智能预测业务, 对能源设备的运行管理进行精准调度 故障诊断和状态检修 鼓励发展基于能源大数据的温室气体排放相关专业化服务 鼓励开展面向能源终端用户的用能大数据信息服务, 对用能行为进行实时感知与动态分析, 实现远程 友好 互动的智能用能控制 3. 建立基于能源大数据的行业管理与监管体系 探索建立基于能源大数据技术, 精确需求导向的能源规划新模式, 推动多能协同的综合规划模式, 提升政府对能源重大基础设施规划的科学决策水平, 推进简政放权和能源体制机制持续创新 推动基于能源互联网的能源监管模式创新, 发挥能源大数据技术在能源监管中的基础性作用, 建立覆盖能源生产 流通 消费全链条, 透明高效的现代能源监督管理网络体系, 提升能源监管的效率和效益 建设基于互联网 分级分层的能源统计 分析与预测预警平台, 指导监督能源消费总量控制 ( 九 ) 推动能源互联网的关键技术攻关 1. 支持能源互联网的核心设备研发 研制提供能量汇聚 灵活分配 精准控制 无差别化接入等功能的新型设备, 为能源互联网设施自下而上的自治组网 分散式网络化协同控制提供硬件支撑 支持直流电网 先进储能 能源转换 需求侧管理等关键技术 产品及设备的研发和应用 推广港口气化 港口岸电等清洁替代技术 加强能源互联网技术装备研发的国际化合作 2. 支持信息物理系统关键技术研发 研究低成本 高性能的集成通信技术 研究信息物理系统中面向量测 电价 控制 服务等多种信息类型 安全可靠的信息编码 加密 检验和通信技术 研究信息物理系统中能源流和信息流高效融合的调度管理与协同控制等关键技术 研究信息 - 能量耦合的统一建模与安全分析关键技术 3. 支持系统运营交易关键技术研发 研究多能融合能源系统的建模 分析与优化技术 研究集中式与分布式协同计算 控制 调度与自愈技术 研发支持多元交易主体 多元能源商品和复杂交易类型的能源 353

357 六 互联网 + 智慧能源相关政策 电商平台 研究支持分布式 并发式交互响应的实时交易, 互联网虚拟能源货币认证, 互联网虚拟能源货币的定价 流通 交易与结算等关键技术 探索软件定义能源网络技术 ( 十 ) 建设国际领先的能源互联网标准体系 1. 制定能源互联网通用技术标准 研究建立能源互联网标准体系 优先制定能源互联网的通用标准 与智慧城市和中国制造 2025 等相协调的跨行业公用标准和重要技术标准, 包括能源互联网的能源转换类标准 设备类标准 信息交换类标准 安全防护类标准 能源交易类标准 计量采集类标准 监管类标准等 推动建立能源互联网相关国际标准化技术委员会, 努力争取核心标准成为国际标准 2. 建设能源互联网质量认证体系 建立全面 先进 涵盖相关产业的产品检测与质量认证平台 建立国家能源互联网质量认证平台检测数据共享机制 建立国家能源互联网产品检测与质量认证平台及网络 鼓励建设能源互联网企业与产品数据库, 定期发布测试数据 建立健全检测方法和评价体系, 引导产业健康发展 三 组织实施 ( 一 ) 加强组织领导在 互联网 + 行动实施部际联席会议机制下, 国家能源局会同国家发展改革委 工业和信息化部等有关部门设立 互联网 + 智慧能源专项协调机制, 统筹协调解决重大问题, 及时总结推广成功经验和有效做法, 切实推动行动的贯彻落实 加强能源互联网技术创新平台建设, 依托企业 科研机构 高校, 组建国家能源互联网技术创新中心和重点实验室 建立跨领域 跨行业的能源互联网专业咨询委员会, 为政府决策提供重要支撑 各地发展改革 ( 能源 ) 工业和信息化主管部门应结合实际, 牵头研究制定适合本地的能源互联网行动落实方案, 因地制宜, 统筹谋划, 科学组织实施, 杜绝盲目建设和重复投资, 务实有序推进能源互联网行动 ( 二 ) 完善政策法规建立健全相关法律法规, 保障能源互联网健康有序发展 正在制修订过程中的能源法 电力法等法律法规应适应能源互联网新模式 新业态发展需求 加强电力与油气体制改革 其他资源环境价格改革 以及碳交易 用能权交易等市场机制与能源互联网发展的协同对接 积极开展能源互联网创新政策试点, 破除地区配额 地方保护 互联互通 数据共享 交易机制等方面的政策壁垒, 研究制定适应能源互联网新模式 新业态发展特点的价格 税收 保险等相关政策法规 加强能源互联网技术 产品和模式等的知识产权管理与保护 加强能源互联网信息安全政策法规及标准体系建设 ( 三 ) 推动市场改革 354

358 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 发挥市场在资源配置中的决定性作用, 推动建立公平竞争 开放有序的能源市场交易体系 建立健全能源市场的准入制度, 鼓励第三方资本 小微型企业等新兴市场主体参与市场, 促进各类所有制企业的平等 协同发展 加快电力 油气行业市场体系建设, 建立市场化交易机制和价格形成机制, 使价格信号能从时间 空间上反映实际成本和供需状况, 有效引导供需 允许市场主体自主协商或通过交易平台集中竞价等多种方式开展能源商品及灵活性资源等能源衍生品服务交易, 最大限度地激发市场活力 ( 四 ) 开展试点示范围绕现代互联网技术与能源系统的全面深度融合, 鼓励具备条件的地区 部门和企业, 因地 因业制宜地开展各类能源互联网应用试点示范, 在技术创新 运营模式 发展业态和体制机制等方面深入探索, 先行先试, 总结积累可推广的成功经验, 为能源互联网的健康有序发展奠定坚实基础 ( 五 ) 创新产业扶持将能源互联网纳入重大工程包, 加大中央 地方预算内资金投入力度, 引导更多社会资本进入, 分步骤组织实施能源互联网重大示范工程 充分发挥国家科技计划和相关专项作用, 支持开展能源互联网基础 共性和关键技术研发 依靠金融创新探索企业和项目融资 收益分配和风险补偿机制, 降低能源互联网发展准入门槛和风险 支持符合条件的能源互联网项目实施主体通过发行债券 股权交易 众筹 PPP 等方式进行融资 积极发挥基金 融资租赁 担保等金融机构优势, 引导更多的社会资本投向能源互联网产业 ( 六 ) 共享数据资源开展能源公共数据分级利用改革试点, 研究制定能源数据使用管理和交易共享规范 从国家安全 系统安全和用户信息安全需求出发, 推进能源信息的分级分类 加强能源大数据采集 传输 存储 处理和共享全过程的安全监管 加强能源互联网信息基础设施共建共享, 建立贯穿能源全产业链的信息公共服务网络和数据库, 加强上下游企业能源信息对接 共享共用和交易服务 鼓励互联网企业与能源企业合作挖掘能源大数据商业价值, 促进能源互联网的应用创新 ( 七 ) 强化创新基础推动成立能源互联网创新产业联盟, 配合有关政府部门严格能源互联网产品准入管理, 开展标准 检测和认证相关工作 引进和培育一批领军型 复合型 专业型人才, 形成支持能源互联网建设的智力保障体系 吸引能源互联网领域国际人才在我国创业创新和从事教学科研等活动 创新人才培养模式, 建立健全多层次 跨学科的能源互联网人才培养体系 在高校探索设立能源互联网相关专业或培养项目, 大力培养跨界复合型人才 ( 八 ) 加强宣传引导 355

359 六 互联网 + 智慧能源相关政策 各有关部门 企业和新闻媒体要通过多种形式加强对能源互联网政策机制 发展动态 先进技术 示范项目 新兴业态等的宣传, 让社会各界全面了解能源互联网, 扩大示范带动效应, 吸引更多社会资本参与能源互联网的研究建设与创新发展, 形成广泛 活跃 持续的能源互联网发展氛围, 为能源互联网新技术 新商业模式和新业态孕育兴起提供良好的舆论环境 国家发展改革委国家能源局工业和信息化部 2016 年 2 月 24 日 356

360 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 6.3 首批 互联网 + 智慧能源 ( 能源互联网 ) 示范项目评选结果公示 首批 互联网 + 智慧能源 ( 能源互联网 ) 示范项目评选结果公示 按照 关于推进 互联网 + 智慧能源发展的指导意见 ( 发改能源 [2016]392 号 ) 国家能源局关于组织实施 互联网 + 智慧能源 ( 能源互联网 ) 示范项目的通知 ( 国能科技 [2016]200 号 ) 等文件相关要求, 国家能源局组织开展了 互联网 + 智慧能源 ( 能源互联网 ) 示范项目申报 审核认定工作 按照国务院 两随机 一公开 要求, 我局本着 公正 公平 公开 原则, 组织开展了示范项目评选工作 根据国家能源互联网产业和技术发展的战略布局及专家评审意见, 确定了首批 互联网 + 智慧能源 ( 能源互联网 ) 示范项目名单 ( 见附件 ), 现对拟入选首批 互联网 + 智慧能源 ( 能源互联网 ) 示范项目进行公示, 公示期为 2017 年 3 月 6 日至 3 月 13 日 公示期间, 任何单位或个人可对公示内容提出书面异议 异议材料应注明真实姓名和联系方式, 提出异议的单位或个人应对异议材料的真实性和可靠性负责 对匿名或无具体事实依据的异议, 以及涉及自身利益的不正当要求, 不予受理 联系方式 : 国家能源局能源节约和科技装备司 附件 : 首批 互联网 + 智慧能源 ( 能源互联网 ) 示范项目入选名单 2017 年 3 月 6 日 357

361 六 互联网 + 智慧能源相关政策 首批 互联网 + 智慧能源 ( 能源互联网 ) 示范项目入选名单 序号项目名称申请单位中关村科技园区延庆园管 1 北京延庆能源互联网综合示范区理委员会 2 能源互联网试点示范园区苏州工业园区管理委员会厦门火炬开发区 一区多园 互联网 + 智慧能厦门国家火炬高技术产业 3 源 + 智能制造产业融合试点示范开发区管委会京能首都能源互联网项目 4 京能海淀北部新区能源互联网示范工程管理办公室 ( 北京能源集团有限责任公司 ) 5 崇明能源互联网综合示范项目崇明发改委等 6 浙江嘉兴城市能源互联网综合试点示范项目国网浙江省电力公司等 7 天府新区能源互联网示范项目四川省电力公司等 8 合肥新站高新区综合能源管理 互联网 + 智慧常州天合光能有限公司能源示范项目 9 面向特大城市电网能源互联网示范项目广州供电局有限公司 10 城市综合智慧能源供应服务体系上海电力股份有限公司上海电气集团中央研究院 11 临港区域能源互联网综合示范项目等山西科创城能源互联网综合试点示范项目 ( 一国网山西省电力公司太原 12 期 ) 供电公司北京经济技术开发区 ( 路南区 ) 能源互联网综北京中民智中能源科技有 13 合试点示范限公司 14 呈贡信息产业园能源互联网综合示范项目昆明售电有限公司华润电力泰兴虹桥工业园区 互联网 + 智慧华润电力投资有限公司江 15 能源示范项目苏分公司中宁县基于灵活性资源的能源互联网试点示宁夏中宁工业园区能源管 16 范理服务有限公司 17 园区能源互联网示范项目上海申源电力有限公司等 产业园区互联网 + 智慧电源系统应用示范江苏天工工具有限公司 吕梁市军民融合协同创新 23 绿色云计算中心智慧能源示范项目研究院 24 北京经济技术开发区北京经开产业园 互联网蒙西高新技术工业园区 互联网 + 能源管理无为高沟电缆基地智能微电网 互联网 + 智慧井冈山经济技术开发区园区能源互联网示范上海国际旅游度假区 互联网 + 智慧能源 ( 能北京经开投资开发股份有蒙西高新技术工业园区高新疆金风科技股份有限公井冈山经济技术开发区管国网上海市电力公司浦东 + 智慧能源项目服务平台能源示范项目项目源互联网 ) 工程限公司新发展有限责任公司司委会供电公司 358

362 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 25 基于 互联网 + 智慧新能源的多种能源互补型智能电站项目支持能源消费革命的城市 - 园区双级 互联网 26 + 智慧能源示范项目 27 靖边县 1GW 光气氢牧能源互联产业示范园项目 河南省鑫贞德有机农业股份有限公司 广东电网有限责任公司 陕西光伏产业有限公司 ( 陕西延长石油 ( 集团 ) 有限责任公司 ) 湖州长兴新能源小镇 源网荷储售 一体化能 28 浙能长兴发电有限公司等源互联网示范项目珠海 ( 国家 ) 高新技术产业开发区 互联网 + 珠海派诺科技股份有限公 29 小镇 智慧能源示范项目司等海南省三沙市永兴岛 互联网 + 智慧能源示范 30 海南天能电力有限公司项目北京东润环能投资有限公 31 承德市公共交通枢纽能源互联网示范项目司 ( 北京东润环能科技股份有限公司 ) 基于智能云调度的电动汽车能源互联网示范成都雅骏新能源汽车科技 32 项目股份有限公司等青海省新能源汽车充电设施与分时租赁创新青海百能汇通新能源科技 33 示范工程有限公司等电动汽车能源互联网及运营模式创新 ( 常州地 34 万帮充电设备有限公司区 ) 项目安徽易开汽车运营股份有 35 芜湖 淮南 池州电动汽车全自助分时租赁 互限公司 ( 芜湖恒天易开软件联网 + 智能能源示范项目科技股份有限公司 ) 西咸新区基于低碳智慧公共交通体系的能源陕西西咸新区发展集团有 36 互联网建设项目限公司 37 江苏大规模源网荷友好互动系统示范工程国网江苏省电力公司 38 风光氢储互补型智能微电网示范项目西安交通大学等基于绿色能源灵活交易的智慧分布式微电网厦门科华恒盛股份有限公 39 云平台试点示范项目司基于绿色数据中心能源灵活交易的能源互联互联慧智张家口能源发展 40 网试点示范有限公司 41 基于多种能源的电力实时交易平台试点项目国网甘肃电力公司等 42 张北县 互联网 + 智慧能源 示范项目张北禾润能源有限公司等 互联网 + 在智能供热系统中的应用研究及工 43 中国华电集团公司等程示范广西钦州渔光风储 互联网 + 智慧能源示范项钦州通威惠金新能源有限 44 目公司合肥高新区分布式能源灵活交易 互联网 + 智 45 阳光电源股份有限公司慧能源示范项目基于电力大数据的能源公共服务建设与应用 46 全球能源互联网研究院等工程 359

363 六 互联网 + 智慧能源相关政策 47 长沙市天然气全产业链电商服务平台好买气电子商务有限公司 48 中国石油电子商务平台中国石油规划总院等 49 广州市能源管理与辅助决策平台示范项目广州市发展改革委深圳市科陆电子科技股份 50 智慧用能及增值服务项目有限公司 51 贵州省能源大数据管理云平台贵州黔信数据有限公司基于云南能源大数据的智慧能源行业融合应云南能源投资集团有限公 52 用平台司基于省级电网企业全业务数据中心的能源互 53 国网辽宁省电力有限公司联网智慧用能示范特大型能源化工基地 互联网 + 智慧能源示中国平煤神马能源化工集 54 范项目团有限责任公司基于智慧能源的绿色数据中心关键技术及应宁波世纪互联信息技术有 55 用限公司 56 连云港经济技术开发区能源互联网试点示范项目 连云港林洋新能源有限公司 ( 连云港经济技术开发区 ) 360

364 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 七 多能互补相关政策 7.1 关于推进多能互补集成优化示范工程建设的实施意见 ( 发改能源 号 ) 国家发展改革委国家能源局关于推进多能 互补集成优化示范工程建设的实施意见发改能源 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, 有关能源企业 : 根据国务院关于贯彻落实稳增长政策措施有关要求, 为加快推进多能互补集成优化示范工程建设, 提高能源系统效率, 增加有效供给, 满足合理需求, 带动有效投资, 促进经济稳定增长, 现提出如下实施意见 : 一 建设意义多能互补集成优化示范工程主要有两种模式 : 一是面向终端用户电 热 冷 气等多种用能需求, 因地制宜 统筹开发 互补利用传统能源和新能源, 优化布局建设一体化集成供能基础设施, 通过天然气热电冷三联供 分布式可再生能源和能源智能微网等方式, 实现多能协同供应和能源综合梯级利用 ; 二是利用大型综合能源基地风能 太阳能 水能 煤炭 天然气等资源组合优势, 推进风光水火储多能互补系统建设运行 建设多能互补集成优化示范工程是构建 互联网 + 智慧能源系统的重要任务之一, 有利于提高能源供需协调能力, 推动能源清洁生产和就近消纳, 减少弃风 弃光 弃水限电, 促进可再生能源消纳, 是提高能源系统综合效率的重要抓手, 对于建设清洁低碳 安全高效现代能源体系具有重要的现实意义和深远的战略意义 二 主要任务 ( 一 ) 终端一体化集成供能系统在新城镇 新产业园区 新建大型公用设施 ( 机场 车站 医院 学校等 ) 商务区和海岛地区等新增用能区域, 加强终端供能系统统筹规划和一体化建设, 因地制宜实施传统能源与风能 太阳能 地热能 生物质能等能源的协同开发利用, 优化布局电力 燃气 热力 供冷 供水管廊等基础设施, 通过天然气热电冷三联供 分布式可再生能源和能源智能微网等方式实现多能互补和协同供应, 为用户提供高效智能的能源供应和相关增值服务, 同时实施能源需求侧管理, 推动能源就地清洁生产和就近消纳, 提高能 361

365 七 多能互补相关政策 源综合利用效率 在既有产业园区 大型公共建筑 居民小区等集中用能区域, 实施供能系统能源综合梯级利用改造, 推广应用上述供能模式, 同时加强余热 余压以及工业副产品 生活垃圾等能源资源回收和综合利用 ( 二 ) 风光水火储多能互补系统在青海 甘肃 宁夏 内蒙 四川 云南 贵州等省区, 利用大型综合能源基地风能 太阳能 水能 煤炭 天然气等资源组合优势, 充分发挥流域梯级水电站 具有灵活调节性能火电机组的调峰能力, 建立配套电力调度 市场交易和价格机制, 开展风光水火储多能互补系统一体化运行, 提高电力输出功率的稳定性, 提升电力系统消纳风电 光伏发电等间歇性可再生能源的能力和综合效益 三 建设目标 2016 年, 在已有相关项目基础上, 推动项目升级改造和系统整合, 启动第一批示范工程建设 十三五 期间, 建成国家级终端一体化集成供能示范工程 20 项以上, 国家级风光水火储多能互补示范工程 3 项以上 到 2020 年, 各省 ( 区 市 ) 新建产业园区采用终端一体化集成供能系统的比例达到 50% 左右, 既有产业园区实施能源综合梯级利用改造的比例达到 30% 左右 国家级风光水火储多能互补示范工程弃风率控制在 5% 以内, 弃光率控制在 3% 以内 四 建设原则及方式 ( 一 ) 统筹优化, 提高效率终端一体化集成供能系统以综合能源效率最大化, 热 电 冷等负荷就地平衡调节, 供能经济合理具有市场竞争力为主要目标, 统筹优化系统配置, 年平均化石能源转换效率应高于 70% 风光水火储多能互补系统以优化存量为主, 着重解决区域弃风 弃光 弃水问题 ; 对具备风光水火储多能互补系统建设条件的地区, 新建项目优先采用该模式 ( 二 ) 机制创新, 科技支撑创新多能互补集成优化示范工程政策环境 体制机制和商业模式, 符合条件的示范项目优先执行国家有关灵活价格政策 激励政策和改革举措 推动产学研结合, 加强系统集成 优化运行等相关技术研发, 推动技术进步和装备制造能力升级 示范项目应优先采用自主技术装备, 对于自主化水平高的项目优先审批和安排 ( 三 ) 试点先行, 逐步推广积极推进终端一体化集成供能示范工程 能源基地风光水火储多能互补示范工程建 362

366 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 设, 将产业示范与管理体制 市场建设 价格机制等改革试点工作相结合, 探索有利于推动多能互补集成优化示范工程大规模发展的有效模式, 在试点基础上积极推广应用 五 政策措施 ( 一 ) 实施新的价格机制落实 中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见, 按照 管住中间 放开两头 的总体思路, 推进电力 天然气等能源价格改革, 促进市场主体多元化竞争, 建立主要由市场决定能源价格的机制 针对终端一体化集成供能示范工程, 在能源价格市场化机制形成前, 按照市场化改革方向, 推行有利于提高系统效率的电价 热价 气价等新的价格形成机制 实施峰谷价格 季节价格 可中断价格 高可靠性价格 两部制价格等科学价格制度, 推广落实气 电价格联动等价格机制, 引导电力 天然气用户主动参与需求侧管理 具体价格政策及水平由国家及地方价格主管部门按权限确定 针对风光水火储多能互补示范工程, 统筹市场形成价格与政府模拟市场定价两种手段, 加快推进电力和天然气现货市场 电力辅助服务市场建设, 完善调峰 调频 备用等辅助服务价格市场化机制 在市场化价格形成前, 实施有利于发挥各类型电源调节性能的电价 气价及辅助服务价格机制 ( 二 ) 加大政策扶持力度经国家认定的多能互补集成优化示范项目优先使用国家能源规划确定的各省 ( 区 市 ) 火电装机容量 可再生能源发展规模及补贴等总量指标额度 风光水火储多能互补示范项目就地消纳后的富余电量, 可优先参与跨省区电力输送消纳 符合条件的多能互补集成优化工程项目将作为能源领域投资的重点对象 符合条件的项目可按程序申请可再生电价附加补贴, 各省 ( 区 市 ) 可结合当地实际情况, 通过初投资补贴或贴息 开设专项债券等方式给予相关项目具体支持政策 ( 三 ) 创新管理体制和商业模式积极支持采取政府和社会资本合作模式 (PPP) 建设多能互补集成优化示范工程 结合电力 油气体制改革工作, 创新终端一体化集成供能系统管理和运行模式, 开展售电业务放开改革 国家能源局会同有关部门完善电 ( 气 热 ) 网接入 并网运行等技术标准和规范, 统筹协调用能 供能 电 ( 气 热 ) 网等各方利益, 解决终端一体化集成供能系统并网和余电 余热上网问题 相关电网 气网 热力等管网企业负责提供便捷 及时 无障碍接入上网和应急备用服务, 实施公平调度 创新终端一体化集成供能系统商业模式, 鼓励采取电网 燃气 热力公司控股或参股等方式组建综合能源服务公司从事市场化供能 售电等业务, 积极推行合同能源管理 综合节能服务等市场化机制 加 363

367 七 多能互补相关政策 快构建基于互联网的智慧用能信息化服务平台, 为用户提供开放共享 灵活智能的综合能源供应及增值服务 六 实施机制 ( 一 ) 统筹规划布局国家发展改革委 国家能源局在国家能源规划中明确多能互补集成优化示范工程建设任务, 并将相关国家级示范项目纳入规划 各省 ( 区 市 ) 能源主管部门应在省级能源规划中明确本地区建设目标和任务, 针对本省 ( 区 市 ) 新城镇 新建产业园区等新增用能区域, 组织相关地方能源 城建等有关部门研究制定区域供用能系统综合规划, 加强与城市 土地等相关规划衔接, 通过市场化招标等方式优选投资主体, 统筹安排供用能基础设施建设 具有全国示范意义的重点项目, 可由省级能源主管部门报国家发展改革委 国家能源局备案, 国家发展改革委 国家能源局组织有资质的第三方机构进行审核认定, 向社会统一公告 ( 二 ) 加强组织协调国家发展改革委 国家能源局会同有关部门推进和指导多能互补集成优化示范工程的实施, 组织制定相关政策和示范工程评价标准, 协调政策落实中的重大问题 各省 ( 区 市 ) 能源主管部门应研究制定多能互补集成优化示范工程实施方案, 负责省 ( 区 市 ) 示范项目的组织协调和监督管理, 优化和简化项目核准程序, 协调解决项目实施过程中的问题, 及时向有关部门报告执行中出现的问题及政策建议, 确保示范项目建设进度 质量和示范效果 ( 三 ) 强化事中事后监管国家能源局派出机构应加强对多能互补集成优化示范工程事中事后监管, 针对规划编制和实施 项目核准 价格财税扶持政策 并网和调度运行等情况出具监管意见, 推动多能互补集成优化示范工程有效实施 国家发展改革委国家能源局 2016 年 7 月 4 日 364

368 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 7.2 关于申报多能互补集成优化示范工程有关事项的通知 ( 国能综规划 号 ) 国家能源局综合司关于申报多能互补集成优化 示范工程有关事项的通知 国能综规划 [2016]480 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, 有关能源企业 能源行业协会 : 根据国务院关于贯彻落实稳增长政策措施有关要求, 按照 国家发展改革委国家能源局关于推进多能互补集成优化示范工程建设的实施意见 ( 发改能源 [2016]1430 号 ) 提出的建设目标和任务, 国家能源局拟于近期组织开展国家级多能互补集成优化示范工程审核认定工作, 现就有关事项通知如下 : 1 按照属地管理原则, 各省 ( 市 区 ) 能源主管部门负责本地区示范工程的征集 初审和统一申报工作 中央能源企业 能源行业协会也可参照相关要求申报 2 申报工程应符合国家产业政策, 纳入本地区相关发展规划, 符合土地使用 环境和水资源保护等有关要求 3 拟申报示范工程的投资主体应填写示范工程申请表( 附件 1) 并附工程说明书, 工程说明书应包括工程技术方案 相关量化指标等主要内容 ( 参考大纲详见附件 2) 各省 ( 市 区 ) 能源主管部门 中央能源企业 能源行业协会负责汇总相关材料并填写汇总表 ( 附件 3) 4 国家能源局将委托第三方机构或组织专家组对申报工程进行审核认定 入选的国家级多能互补集成优化示范工程由国家能源局发文确认, 并向社会统一公告 5 请各省( 市 区 ) 能源主管部门 中央能源企业 能源行业协会于 8 月 20 日前将申报材料 ( 附电子版 ) 报送国家能源局 联系电话 : 传真 : 邮箱 :gh@nea.gov.cn 附件 1: 多能互补集成优化示范工程申请书附件 2: 工程说明书参考大纲附件 3: 多能互补集成优化示范工程申请情况汇总表国家能源局综合司 2016 年 7 月 31 日 365

369 七 多能互补相关政策 附件 1: 多能互补集成优化示范工程申请表 工程名称建设地点建设业主投资规模 示范类型工程规模建设起止时间拉动投资 建设内容 (300 字以内 ): 示范意义 (200 字以内 ): 现有工作基础 ( 土地 环评 ) 及进展等基本情况 (200 字以内 ): 申请单位承诺 : 本表填报的内容及提交的所有材料的原件或复印件及其内容是真实的 如有任何虚假, 受理机 关可终止审核认定 ; 如因虚假材料引致法律责任, 概由申请单位承担, 与受理机关无关 申请单位 ( 盖章 ): 法定代表人 ( 签字 ): 年月日联系人 : 联系电话 : 注 :(1) 示范类型一栏填写终端一体化集成供能系统或风光水火储多能互补系统 (2) 投资规模一栏填报工程静态总投资, 拉动投资一栏填写本工程带动相关产业投资估算值 366

370 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 附件 2: 工程说明书参考大纲 一 工程概况 1 工程背景地理位置 名称 背景及已开展的前期工作 2 工程单位说明工程单位各投资方 成立年限 主营业务 工程资质 相关业绩等 3 工程描述包括工程主要组成部分 工程规模 采用的技术方案 投资估算和效益情况 工程建设计划及进度安排 二 能源供需分析 ( 一 ) 终端一体化集成供能系统 1 供能概况供能区域一次能源 ( 煤炭 石油 天然气 非化石能源 ) 和二次能源 ( 电 热 冷 汽 ) 供应现状, 对区域内能源供应品种和潜力 供应方式, 以及存在的主要问题进行说明 供能区域经济社会发展概况和负荷 ( 电 热 冷 汽 ) 现状, 对各类负荷进行不同时间维度的负荷特性说明 ( 至少包括典型季节和典型日 ) 2 用能需求预测根据目标市场所在区域社会经济发展趋势 城市和产业发展规划, 预测供能区域内 5-10 年的终端能源消费需求品种和规模, 在此基础上, 分析 5-10 年工程所需的一次能源品种和规模 ( 二 ) 风光水火储多能互补系统 1 发展概况工程所在区域的能源生产现状, 各类能源近年来生产能力与产量 分析各类能源资源赋存条件和开发潜力 工程所在区域能源生产存在的突出问题 2 能源需求预测分析目标市场能源需求现状, 分析未来 5-10 年目标市场能源需求品种和规模 三 工程初步方案 ( 一 ) 终端一体化集成供能系统 367

371 七 多能互补相关政策 1 多能互补提出拟建工程涉及的能源品种, 包括化石能源和非化石能源, 储能可作为一种特殊的能源品种 提出工程投产后在正常运行年份各品种一次能源需求规模 明确正常运行年份一次能源构成中, 非化石能源所占比例 2 集成优化提出能源系统多联产和能源梯级利用方案, 测算整个能源系统的综合能源利用效率, 主要针对各类化石能源的综合利用 明确终端能源消费和生产如何有机结合, 分析通过系统优化提高能源综合利用效率 新能源消纳比重的情况 3 系统运行介绍工程运行特点, 进行供需平衡分析, 明确工程运行的独立程度, 是否需要依赖外部能源系统保证其正常运行, 分析与系统单向交换年电量等指标 系统运行的可靠性和应对突发事件的能力 明确能源生产和消费的智能化技术应用情况, 明确整体系统的智能化水平 明确能源系统信息化应用情况, 包括网络基础设施 能源大数据 能源系统应用软件等 4 自主创新新技术 新装备和新模式的应用情况, 明确所采用的技术装备是国产还是进口 5 工程配套可围绕分布式能源站 太阳能利用 风能利用 储能 电动汽车充电设施 楼宇终端智能负荷 综合能源调配 微电网等内容描述工程情况 在已选定项目建设规模 技术方案和设备方案的基础上, 提出主要建筑物 构筑物的建造方案 ( 二 ) 风光水火储多能互补系统 1 多能互补提出拟建工程所涉及的能源品种, 包括化石能源和非化石能源, 储能可作为一种特殊的能源品种, 可以采用多种储能方式 提出工程投产后在正常运行年份各品种一次能源需求规模 明确在正常运行年份内一次能源构成中, 非化石能源所占比例 2 集成优化明确系统运行方式, 提出如何通过优化能源系统减少弃风 弃水 弃光问题, 明确弃风率 弃光率等指标 3 工程配套在已选定项目建设规模 技术方案和设备方案的基础上, 提出主要建筑物 构筑物的建造方案 提出拟采用的接网和送出方案, 分析目标市场能源消纳能力 368

372 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 四 投资估算及财务评价 1 投资估算估算项目的投资总额及其构成, 重点分析项目的建设投资, 包括工程费用 工程建设其它费用和预备费用 2 财务评价估算项目投产后正常年份的年产值 利润总额和主要财务指标, 例如投资回收期 内部收益率和盈亏平衡点等 3 政策支持分析工程正常运行年份所需的政策支持情况, 例如电价政策 财政补贴 税收优惠等 五 综合效益评价 1 环境效益分析工程建成投产后对环境的影响, 分析可替代或节约化石能源总量 减少温室气体和其他污染物排放量等指标 2 社会效益分析评价工程建设对拉动地方投资 推进城镇建设 扩大劳动就业等促进地方经济方面现实和长远影响 六 示范作用分析示范工程的创新性成果 ( 包括技术产品创新 系统集成创新 商业模式创新等 ), 评述创新成果推广应用前景 ( 区域内推广 全国范围内推广 ) 七 附录已获得的规划 国土 环保等部门审批情况的说明材料, 建筑物的平面布置图, 及有必要提交的其他说明材料 369

373 七 多能互补相关政策 附件 3: 多能互补集成优化示范工程申请情况汇总表 填报单位 : 联系人及电话 : 序号工程名称示范类型建设地点工程规模建设业主 建设起 止时间 投资规模 拉动投资 370

374 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 7.3 首批多能互补集成优化示范工程评选结果公示 首批多能互补集成优化示范工程评选结果公示 按照 国家发展改革委国家能源局关于推进多能互补集成优化示范工程建设的实施意见 ( 发改能源 号 ) 关于申报多能互补集成优化示范工程有关事项的通知 ( 国能综规划 号 ) 等有关要求, 国家能源局组织开展了多能互补集成优化示范工程审核认定工作 此次申报工作共收到地方政府 能源企业 行业协会等有关单位报来项目 261 个 我局本着科学 公平 公正的原则, 组织开展了专家评选工作, 并根据专家评审意见, 委托有关省 ( 区 市 ) 能源主管部门会同项目所在地能源监管机构, 进一步核实了进入初选名单的项目 根据专家评审和项目核实情况, 现对拟入选首批多能互补集成优化示范工程的项目进行公示 ( 见附件 ) 公示时间为 2016 年 12 月 日 联系方式 : 国家能源局发展规划司 , 附件 : 首批多能互补集成优化示范工程入选项目名单 371

375 七 多能互补相关政策 372 首批多能互补集成优化示范工程入选项目名单类别序号工程名称申报单位项目建设地终端一体化供能系统 1 靖边光气氢牧多能互补集成优化示范工程陕西光伏产业有限公司陕西省榆林市靖边县延长中煤榆林能源化工园区 2 武汉未来科技城多能互补集成优化示范工程智慧能源投资控股集团有限公司 武汉未来科技城投资建设有限公司 武汉新能源研究院有限公司等湖北省武汉市东湖高新区未来科技城 3 大同市经济开发区多能互补集成优化示范工程北京智慧能源工程技术有限公司 华能新能源股份有限公司山西分公司 华润电力控股有限公司山西省大同市经济技术开发区 4 协鑫苏州工业园区多能互补集成优化示范工程协鑫智慧能源 ( 苏州 ) 有限公司江苏省苏州市工业园区 5 张家口沽源 奥运风光城 多能互补集成优化示范工程秦皇岛森源投资集团有限公司 金风科技股份有限公司 智慧能源投资控股集团有限公司等河北省张家口市沽源县 6 廊坊泛能微网生态城多能互补集成优化示范工程廊坊市新奥能源有限公司河北省廊坊市经济开发区 7 中电合肥空港经济示范区多能互补集成优化示范工程中电合肥能源有限公司安徽省合肥市空港经济示范区 8 延安市新城北区多能互补集成优化示范项目大唐陕西发电有限公司国家电力投资集团公司陕西省延安市新区 9 高邮市城南经济新区惠民型多能互补集成优化示范工程扬州市邮都园农业开发有限公司江苏省高邮市城南经济新区 10 北京丽泽金融商务区多能互补集成优化示范工程北京京能恒星能源科技有限公司北京市丽泽金融商务区 11 安塞区多能互补集成优化示范工程陕西延长石油矿业有限责任公司 深圳能源售电有限公司陕西省延安市安塞区 12 国家电投蒙东能源扎哈淖尔多能互补集成优化示范工程国家电投蒙东能源公司内蒙古自治区通辽市扎鲁特旗扎哈淖尔工业园区 13 青岛中德生态园多能互补集成优化示范工程青岛新奥智能能源有限公司山东省青岛市经济开发区 14 深圳国际低碳城多能互补集成优化示范工程北京能源集团有限责任公司 深圳市燃气集团股份有限公司 南方电网综合能源有限责任公司广东省深圳市国际低碳城 15 新疆生产建设兵团第十二师一〇四团多能互补集成优化示范工程新疆兵电能源研究院股份有限公司新疆生产建设兵团第十二师 16 中信国安第一城多能互补集成优化示范工程国家电力投资集团公司华北分公司河北省廊坊市香河县 17 神华富平多能互补集成优化示范工程神华富平综合能源有限公司陕西省渭南市富平县

376 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 风光水火 1 2 张北风光热储输多能互补集成优化示范工程韩城龙门开发区多能互补集成优化示范工程 绿巨人能源有限公司 华源电力有限公司 张北县瑞凯新能源有限公司陕西陕煤韩城矿业有限公司 河北省张家口市张北县陕西省韩城市龙门经济开发区 储多能互补 青海省海西州多能互补集成优化示范项目神华神东电力风光火热储多能互补集成优化示范项目青海海南州水光风多能互补集成优化示范工程 鲁能集团有限公司神华国神集团青海黄河上游水电开发有限责任公司 青海省海西州蒙古族藏族自治州格尔木市内蒙古自治区包头市土默特右旗青海省海南州 系统 6 木里县鸭嘴河流域光水牧多能互补集成优化示范工程 华润新能源光伏发电 ( 木里 ) 有限公司 四川省凉山彝族自治州木里藏族自治县卡拉乡 373

377 八 新能源微电网相关政策 八 新能源微电网相关政策 8.1 关于推进新能源微电网示范项目建设的指导意见 ( 国能新能 号 ) 国家能源局关于推进新能源微电网 示范项目建设的指导意见国能新能 号 各省 ( 区 市 ) 发展改革委 ( 能源局 ) 新疆生产建设兵团发展改革委, 国家电网公司 南方电网公司, 各主要发电投资企业, 中国电建集团 中国能建集团 水电水利规划设计总院, 中科院 : 可再生能源发展 十二五 规划把新能源微电网作为可再生能源和分布式能源发展机制创新的重要方向 近年来, 有关研究机构和企业开展新能源微电网技术研究和应用探索, 具备了建设新能源微电网示范工程的工作基础 为加快推进新能源微电网示范工程建设, 探索适应新能源发展的微电网技术及运营管理体制, 现提出以下指导意见 : 一 充分认识新能源微电网建设的重要意义新能源微电网代表了未来能源发展趋势, 是贯彻落实习近平总书记关于能源生产和消费革命的重要措施, 是推进能源发展及经营管理方式变革的重要载体, 是 互联网 + 在能源领域的创新性应用, 对推进节能减排和实现能源可持续发展具有重要意义 同时, 新能源微电网是电网配售侧向社会主体放开的一种具体方式, 符合电力体制改革的方向, 可为新能源创造巨大发展空间 各方面应充分认识推进新能源微电网建设的重要意义, 积极组织推进新能源微电网示范项目建设, 为新能源微电网的发展创造良好环境并在积累经验基础上积极推广 二 示范项目建设目的和原则新能源微电网示范项目建设的目的是探索建立容纳高比例波动性可再生能源电力的发输 ( 配 ) 储用一体化的局域电力系统, 探索电力能源服务的新型商业运营模式和新业态, 推动更加具有活力的电力市场化创新发展, 形成完善的新能源微电网技术体系和管理体制 新能源微电网示范项目的建设要坚持以下原则 : ( 一 ) 因地制宜, 创新机制 结合当地实际和新能源发展情况选择合理区域建设联网型微电网, 在投资经营管理方面进行创新 ; 在电网未覆盖的偏远地区 海岛等, 优先选择新能源微电网方式, 探索独立供电技术和经营管理新模式 ( 二 ) 多能互补, 自成一体 将各类分布式能源 储电蓄热 ( 冷 ) 及高效用能技术 374

378 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 相结合, 通过智能电网及综合能量管理系统, 形成以可再生能源为主的高效一体化分布式能源系统 ( 三 ) 技术先进 经济合理 集成分布式能源及智能一体化电力能源控制技术, 形成先进高效的能源技术体系 ; 与公共电网建立双向互动关系, 灵活参与电力市场交易, 使新能源微电网在一定的政策支持下具有经济合理性 ( 四 ) 典型示范 易于推广 首先抓好典型示范项目建设, 因地制宜探索各类分布式能源和智能电网技术应用, 创新管理体制和商业模式 ; 整合各类政策, 形成具有本地特点且易于复制的典型模式, 在示范的基础上逐步推广 三 建设内容及有关要求新能源微电网是基于局部配电网建设的, 风 光 天然气等各类分布式能源多能互补, 具备较高新能源电力接入比例, 可通过能量存储和优化配置实现本地能源生产与用能负荷基本平衡, 可根据需要与公共电网灵活互动且相对独立运行的智慧型能源综合利用局域网 新能源微电网项目可依托已有配电网建设, 也可结合新建配电网建设 ; 可以是单个新能源微电网, 也可以是某一区域内多个新能源微电网构成的微电网群 鼓励在新能源微电网建设中, 按照能源互联网的理念, 采用先进的互联网及信息技术, 实现能源生产和使用的智能化匹配及协同运行, 以新业态方式参与电力市场, 形成高效清洁的能源利用新载体 ( 一 ) 联网型新能源微电网联网型新能源微电网应重点建设 : 利用风 光 天然气 地热等可再生能源及其他清洁能源的分布式能源站 ; 基于智能配电网的综合能量管理系统, 实现冷热电负荷的动态平衡及与大电网的灵活互动 ; 在用户侧应用能量管理系统, 指导用户避开用电高峰, 优先使用本地可再生能源或大电网低谷电力, 并鼓励新能源微电网接入本地区电力需求侧管理平台 ; 具备足够容量和反应速度的储能系统, 包括储电 蓄热 ( 冷 ) 等 联网型新能源微电网优先选择在分布式可再生能源渗透率较高或具备多能互补条件的地区建设 联网型新能源微电网示范项目技术要求 :1 最高电压等级不超过 110 千伏, 与公共电网友好互动, 有利于削减电网峰谷差, 减轻电网调峰负担 ;2 并网点的交换功率和时段要具备可控性, 微电网内的供电可靠性和电能质量要能满足用户需求 微电网内可再生能源装机功率与峰值负荷功率的比值原则上要达到 50% 以上, 按照需要配置一定容量的储能装置 ; 在具备天然气资源的条件下, 可应用天然气分布式能源系统作为微电网快速调节电源 3 具备孤岛运行能力, 保障本地全部负荷或重要负荷在一段时间内连续供电, 并在电网故障时作为应急电源使用 ( 二 ) 独立型新能源微电网独立型 ( 或弱联型 ) 新能源微电网应重点建设 : 利用风 光 天然气 地热等可再生能源及其他清洁能源的分布式能源站 ; 应急用柴油或天然气发电装置 ; 基于智能配电 375

379 八 新能源微电网相关政策 网的综合能量管理系统, 实现冷热电负荷的动态平衡 ; 技术经济性合理的储能系统, 包括储电 蓄热 ( 冷 ) 等 独立型 ( 或弱联型 ) 新能源微电网主要用于电网未覆盖的偏远地区 海岛等以及仅靠小水电供电的地区, 也可以是对送电到乡或无电地区电力建设已经建成但供电能力不足的村级独立光伏电站的改造 独立型新能源微电网示范项目技术要求 :1 通过交流总线供电, 适合多种可再生能源发电系统的接入, 易于扩容, 容易实现与公共电网或相邻其它交流总线微电网联网 ; 2 可再生能源装机功率与峰值负荷功率的比值原则上要达到 50% 以上, 柴油机应作为冷备用, 其发电量占总电量需求的 20% 以下 ( 对于冬夏季负荷差异大的海岛, 该指标可以放宽到 40%); 在有条件并技术经济合理的情况下, 可采用 (LNG 或 CNG 为燃料的 ) 天然气分布式能源 3 供电可靠性要不低于同类地区配电网供电可靠性水平 四 组织实施 ( 一 ) 示范项目申报 各省 ( 区 市 ) 能源主管部门负责组织项目单位编制示范项目可行性研究报告 ( 编制大纲见附件 2), 并联合相关部门开展项目初审和申报工作 示范项目要落实建设用地 天然气用量等条件, 与县级及以上电网企业就电网接入和并网运行达成初步意见 ( 二 ) 示范项目确认 国家能源局组织专家对各地区上报的示范项目申请报告进行审核 对通过审核的项目, 国家能源局联合相关部门发文确认 2015 年启动的新能源微电网示范项目, 原则上每个省 ( 区 市 ) 申报 1~2 个 ( 三 ) 示范项目建设 各省 ( 区 市 ) 能源主管部门牵头组织示范项目建设 项目建成后, 项目单位应及时向省级能源主管部门提出竣工验收申请, 省级能源主管部门会同国家能源局派出机构验收通过后, 组织编制项目验收报告, 并上报国家能源局 ( 四 ) 国家能源局派出机构负责对示范项目建设和建成后的运行情况进行监管 省级能源主管部门会同国家能源局派出机构对示范项目进行后评估, 将评估报告上报国家能源局, 对后期运行不符合示范项目技术要求的, 应责令项目单位限期整改 ( 五 ) 关于新能源微电网的相关配套政策, 国家能源局将结合项目具体技术经济性会同国务院有关部门研究制定具体支持政策, 鼓励各地区结合本地实际制定支持新能源微电网建设和运营的政策措施 附件 :1 新能源微电网技术条件 2 示范项目实施方案编制参考大纲国家能源局 2015 年 7 月 13 日 376

380 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 附件 1: 新能源微电网技术条件一 联网微电网联网微电网是解决波动性可再生电力高比例接入配电网的有效方案 相对于不带储能的简单可再生能源分布式并网发电系统具有如下功能和优势 : 1 通过微电网形式可以有效提高波动性可再生能源接入配电网的比例, 功率渗透率 ( 微电网额定装机功率与峰值负荷功率的比值 ) 可以做到 100% 以上, 此次申报项目原则上要求做到 50% 以上 ; 2 微电网具备很强的调节能力, 能够与公共电网友好互动, 平抑可再生能源波动性, 消减电网峰谷差, 替代或部分替代调峰电源, 能接受和执行电网调度指令 ; 3 与公共电网联网运行时, 并网点的交换功率和交换时段可控, 且有利于微电网内电压和频率的控制 ; 4 在微电网自发自用电量效益高于从电网购电时, 或在公共电网不允许 逆功率 情况下, 可以有效提高自发自用电量的比例, 避免损失可再生能源发电量, 提高效益 ; 当公共电网发生故障时, 可以全部或部分孤岛运行, 保障本地全部负荷或重要负荷的连续供电 ; 5 延缓公共电网改造, 不增加甚至减少电网备用容量 ; 6 在电网末端可以提高供电可靠性率, 改善供电电能质量, 延缓电网 ( 如海缆 ) 改造扩容, 节约电网改造投资 ; 7 与其它清洁能源( 如 CHP) 和可再生能源不同利用形式结合, 可以同时解决当地热水 供热 供冷和炊事用能问题 主要技术条件 1 与公共配电网具有单一并网点, 应能实现联网和孤岛 2 种运行模式, 根据所在地区资源特点 负荷特性以及电网需求和架构, 可以具备上节联网微电网的一种或多种功能 2 微电网接入 110kV 公共配电网, 并网点的交换功率应 40MW, 微电网接入 35kV 公共配电网, 并网点的交换功率应 20MW, 微电网接入 10kV 公共配电网, 并网点的交换功率应 6MW, 微电网接入 400V 公共配电网, 并网点的交换功率应 500kW; 3 储能装置的有效容量由所希望实现的功能 负荷的日分布特性 孤岛运行时间以及电网调峰需求决定, 应根据实际情况设计 ; 377

381 八 新能源微电网相关政策 4 在具备天然气资源的条件下, 可应用天然气分布式能源系统, 作为微电网快速调节电源, 为消纳高比例 大规模可再生能源发电提供快速调节能力 ; 5 具有从发电到用电的智能能量管理系统, 具有用户用能信息采集功能和远程通信接口 ; 6 微电网与公共配电网并网, 应符合分布式发电接入电力系统的相关技术规定 ; 微电网供电范围内的供电安全和电能质量亦应符合相关电力标准 二 独立微电网独立微电网适用于电网未覆盖的农村 海岛等边远无电地区, 仅有小水电但供电不可靠的地区, 以及对于在国家 送电到乡 工程中已经建成, 但供电能力已严重下降的光伏或风光互补村落电站的改造 独立微电网建设的主要目的是有效解决我国边远无电地区和无电海岛的用电问题, 替代柴油发电机组, 降低供电成本 示范要求采用交流总线技术, 与传统的直流总线技术相比, 交流总线微电网更高效 更灵活, 更适合于多种可再生能源发电系统的接入, 供电半径宽, 易于扩容, 通过从发电到用电的能量管理系统可以做到实时的供需平衡, 大大提高供电保证率, 在将来还可以很容易地同公共电力系统或相邻其它交流总线微电网并网 主要技术条件 1 微电网采用交流总线技术, 在解决电力供应的同时, 尽可能利用可再生能源解决热水 采暖 供冷 炊事用能问题 ; 2 微电网电压等级 110kV, 可再生能源总装机应 200MW( 不含水电和柴油发电装机 ); 微电网电压等级 35kV, 可再生能源总装机应 100MW( 不含水电和柴油发电装机 ); 微电网电压等级 10kV, 可再生能源总装机应 20MW( 不含水电和柴油发电装机 ); 微电网电压等级 400V, 可再生能源总装机应 2MW; 3 供电保证率不低于同类地区配电网供电可靠性水平; 柴油机组作为备用, 对于季节性负荷差异较小的地区和海岛, 柴油发电替代率要求不低于 80%, 柴油机组发电量占总电量需求的 20% 以下 ; 对于季节性负荷差异较大的地区和海岛, 柴油发电替代率允许放宽到 40%; 在有条件并技术经济合理的情况下, 可采用 (LNG 或 CNG 为燃料的 ) 天然气分布式能源 4 独立微电网应具有从发电到用电的能量管理系统; 5 微电网的供电安全和电能质量应符合相关电力标准 378

382 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 附件 2 示范项目实施方案编制参考大纲新能源微电网示范项目可行性研究报告应满足国家有关法律法规和管理办法要求, 以因地制宜 清洁高效 稳定可靠 求是创新为原则, 充分收集资源 负荷 建设条件等各项基础资料, 按照可再生能源可行性研究阶段设计深度要求开展示范项目实施方案编制工作 实施方案按照如下章节进行编制, 明确提出相应技术方案和运行管理机制, 明确提出设计成果等量化指标 1 概述 1.1 项目背景 项目地理位置 社会经济基本情况, 已与有关部门 企业或个人开展的前期工作进展 1.2 项目单位概况 说明项目单位各投资方资产性质及股东构成 经营年限 主营业务 可再生能源行业及电力行业主要业绩 资产负债等 1.3 主要编制原则及依据 1.4 项目工程特性表 包括但不限于供电可靠性指标 各主要项目投资 经济性评价基本边界条件与结论 可再生能源在微网系统的容量 / 电量比 微电网容量 / 电量自给自足比率等 2 负荷现状与供需分析 2.1 工程拟供能区域负荷 ( 冷 热 电 ) 现状 说明区域经济发展和能源需求概况, 说明用电负荷类型, 对各类负荷进行不同时间断面负荷特性分析 ( 至少包括典型季节和典型日 ) 说明各类负荷的用能价格体系与年度使用成本 2.2 负荷水平预测 结合当地过去 5 年电力电量发展 经济和电力发展现状及规划, 分析本工程设计水平年及远景水平年各时间断面负荷特性 2.3 根据拟供电区域内负荷类型提出其供电电能质量和供电可靠性需求 2.4 分析新能源微电网供电和公共电网弱连接供电间的关系以及技术需求 3 新能源资源对示范项目拟建地区新能源资源可利用条件进行分析, 作为示范项目建设方案的基础 新能源类型主要包括风能资源 太阳能资源 水能资源 生物质能资源和天然气资源等, 对所采用的能源资源分别按照类型进行分析与评价 379

383 八 新能源微电网相关政策 各类新能源资源特性应包括其不同规模和布局下地典型出力特性 保证率与不确定性指标, 并对生物质能 天然气等需要成本的初级燃料成本进行分析 4 项目目标 任务和规模 4.1 建设目标 必要性与基本原则提出项目整体建设运行的目标, 包括新能源利用目标 微电网能源自给自足目标 微电网经济性目标与微电网运行机制目标, 并论述各目标之间的辩证统一关系 简述项目所在地各类可再生能源资源及开发条件, 供电范围内负荷现状及规划, 从能源资源合理利用角度论证项目开发必要性 分析对当地经济和居民生产生活的促进作用 论述本工程建设条件和环境经济效益, 论证本工程建设的必要性 明确微电网示范的基本原则, 论述因地制宜 创新机制 多能互补 技术先进 经济合理和示范推广的具体要求, 以及在项目中的体现方式 4.2 工程任务 简述工程所在地国民经济和社会发展状况 能源资源概况 电力系统现状 说明本工程场址概况 分析与用地 环保 电网等规划的符合性和协调性 统筹考虑负荷特性 电力系统特性及各方对本工程要求, 提出工程开发任务 4.3 工程规模 根据项目的电力需求, 结合新能源资源评价结论, 简述各类电源的容量 年均发电量 / 耗电量, 工程总体布置方案以及占地面积 简述变电站 输配电线路等电网工程建设方案 提出本工程各项主要电源 储能装置的建设时序 提出本工程可再生能源年均和全生命周期发电量分别占系统年均和全生命周期总发电量的比例 如本工程为联网型新能源微电网, 提出本工程为用户供电量占供电区域内用户总用电量的比例 5 新能源微电网方案总体设计 5.1 微电网系统总体方案 电源与电网建设分析 根据项目所在地各种能源特性与负荷特性, 按照微电网项目目标与原则统筹分析相应各种电源的容量及其配比, 分析各类电源各时间断面的出力特性, 进行综合技术经济比较, 提出微电网电源构成与电网建设需求 储能系统 ( 如有 ) 根据项目目标与原则, 提出本工程储能系统配置原则 配置容量 系统出力特性和电力电量平衡 根据系统配置方案和负荷特性及规划期内装 380

384 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 机安排, 充分考虑 互联网 + 技术方案的可行性和优势, 统筹进行工程电力 电量平衡计算 明确微电网系统出力特性, 微电网与公共电网 ( 如为联网型微电网 ) 之间的电力流向及互相交换的电力电量 系统接入方案 提出本项目变电设备 ( 包括交流变压器与电力电子变电设施 ) 的布点和规模, 确定各类电源接入系统的方案, 提出微电网电源接入系统方案 与外部主电网的连接方案 5.2 微电网工程总体布置 说明构成新能源微电网的各电源工程 电网工程的总体布置 说明新能源微电网工程的永久用地和施工临时用地的范围和面积 5.3 微电网工程建设方案结合新能源微网工程项目的技术特点, 提出新能源微网各组成单元的建设时序安排及总体建设方案 5.4 微电网工程运行方案 结合新能源微网能源流和信息流的技术特点, 提出新能源微电网组网与各阶段调试 试运行方案 结合微电网区域负荷要求 工程技术特点 电力系统特性和信息互联网技术特性, 分析系统电能质量 运行稳定性等因素, 提出微电网工程运行期内各电源及储能系统在典型状态 极端状态下的运行方案 负荷响应特性及其经济性需求, 与电网调度协调运行方案, 智能通信和控制系统方案等 6 工程建设方案 6.1 工程建设条件 微电网电源 电网工程所在区域自然条件 说明各电源 电网工程 ( 含进站道路 ) 所在区域的地形地貌 用地类型及面积 工程地质 地下矿藏资源 水文气象 拆迁工程及工程量 站区自然地面标高等 各电源 电网工程周围环境 说明工程与周围各类建筑物 保护区 河流湖泊 机场 道路 军事设施等的关系及可能存在的相互影响 6.2 各电源 电网工程站址比较与推荐意见应根据微电网工程建设基本条件和要求, 对多个站址方案进行综合技术经济比较, 说明推荐站址的意见 6.3 电源建设方案 381

385 八 新能源微电网相关政策 应根据新能源微电网的系统构成, 分别说明各种电源涉及的设备 电气系统 热力系统 燃气系统 土建 消防 施工等的方案 6.4 配电网与储能系统建设方案根据电力电量平衡和必要的潮流计算成果, 结合电网建设现状及规划, 明确配电网系统接线方案 ( 含过渡方案 ) 变电站配置及建设方案 线路方案和储能设施具体布置方案 7 微电网实施机制 7.1 能源与信息深度融合机制根据能源流和信息流在微电网中的技术特性, 结合 互联网 + 工程的有关要求, 提出两者间深度融合的企业合作机制和运行实施机制 7.2 微电网市场化运行机制根据能源生产与消费革命和电力体制改革的原则要求, 结合微电网的基本技术特征, 提出微电网市场化运行机制及其初步经济性结论 7.3 微电网示范及其推广根据微电网建设运行实际, 提出示范的重点内容 对产业及地方经济的带动作用, 提出微电网示范推广的后续工作 8 环境保护与水土保持详细说明新能源微电网工程环境保护和水土保持设计方案和所需投资概算 9 劳动安全与工业卫生详细说明新能源微电网劳动安全与工业卫生设计方案的主要内容及专项投资 10 节能降耗 10.1 详细说明本新能源微电网工程主要能耗种类 数量和能源利用效率 10.2 结合拟采取的主要节能降耗措施, 分析提出微网系统相对于燃煤火电机组可节约化石能源总量 温室气体和其他污染物减排量 11 设计概算 11.1 测算条件 编制原则及依据 1) 说明工程设计概算价格水平年 382

386 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 2) 说明定额 费用标准及有关文件规定 基础单价 取费标准包括人工 机械 材料 建筑与安装等各项费用标准与依据 主要设备价格 1) 说明各电源 储能系统主要设备 变电站主要设备 配电线路导线 (/ 电缆 ) 价格 2) 设备运杂费计算标准 建设项目资金来源和资本金比例 基本预备费率 年物价上涨指数 贷款利率 汇率等计算标准 11.2 主要技术经济指标 新能源微电网工程静态投资, 单位静态投资 ; 工程动态投资, 单位动态投资 ; 各电源与储能系统静态投资, 单位静态投资 ; 工程动态投资, 单位动态投资 ; 变电站工程静态投资, 单位静态投资 ; 工程动态投资, 单位动态投资 ; 配电线路本体工程投资, 单位投资 ; 工程静态投资, 单位静态投资 ; 工程动态投资, 单位动态投资 设计概算表 主要包括新能源微电网工程总概算表 ; 各电源与储能工程 变电站工程 配电线路工程的总概算表 设备及安装工程概算表 建筑工程概算表和其他费用概算表 12 财务评价和社会效果分析 12.1 财务评价边界条件 项目可明确享受的有关政策 包括工程拟建地区已明确的价格政策 优惠及补贴政策 ( 如财税优惠 补贴等 ), 并附有关文件扫描件 项目建设情况 说明各电源 配电网 变电站 储能等各主要配置的建设工期及其财务评价计算期 ( 包括建设期和运营期 ) 资金来源与融资方案 说明项目资金来源 筹措方式 说明投资各方的出资比例 币种和分利方式 ; 项目债务资金应说明债务资金条件, 包括支付方式 贷款期限 贷款利率 还本付息方式及其他附加条件等 12.2 财务评价 总成本费用计算 1) 固定资产价值和其他资产价值计算 2) 总成本计算 电源与储能项目的发电成本, 主要包括燃料费 外购电力费 水费 其他材料费 工资及福利 折旧费 摊销费 修理费 保险费 财务费用 其他费用等 383

387 八 新能源微电网相关政策 配电网络项目的供电成本 发 / 供电 售电效益计算根据微电网运行机制 合理的负荷需求预测与发电出力预测 储能特性和各类运行边界条件下的电力电量成本及网络成本, 测算微电网整体运行成本最低方式下的发电 储能应用组合 测算采用替代供能方式下的建设运行成本进行比较, 提出新能源微电网的整体效益 对于明确各类能源价格的微电网, 说明发 / 供电效益 售电效益的计算方法和参数 包括发 / 供 售电收入 税金 利润及分配 清偿能力分析 进行借款还本付息计算和资产负债计算, 分析项目的偿债能力, 提出利息备付率 偿债备付率和资产负债率 盈利能力分析 通过项目财务现金流量计算, 分析项目技术方案的经济可行性和项目的盈利能力水平, 计算项目总投资收益率 资本金净利润率等财务评价指标 财务生存能力分析 在分析项目总投资计划与资金筹措 发 / 供 售电收入与税金 总成本费用和利润与利润分配的基础上编制财务计划现金流量表, 分析项目是否有足够的净现金流量维持正常运营, 以实现财务可持续性 不确定性分析 进行盈亏平衡分析和敏感性分析 财务评价结论 编制财务评价指标汇总表及各项财务评价表, 提出工程项目财务可行性评价结论 12.3 社会效果评价 分析评价项目建设对所在地经济发展 城镇建设 劳动就业 生态环境等方面现实和长远影响 分析本项目在提高项目所在地的用电水平的同时, 对进一步促进可再生能源的发展的影响 13 结论及建议 13.1 综述本新能源微电网在技术 经济 社会与环境等方面的可行性研究主要结论 13.2 分析实施项目的创新性成果及其归类 ( 技术产品创新 系统集成创新 商业模式创新 ), 评述成果推广应用前景 13.3 提出今后工作的意见或建议 14 附录 : 基础资料收集清单进行可行性研究工作时, 应对新能源微电网工程的建设条件进行深入调查, 取得真实 客观 可靠的基础资料 主要包括 ( 不限于 ) 如下内容 14.1 项目所在地区 ( 市 县或区 ) 社会经济现状及发展规划, 主要能源资源储量与分 384

388 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 布, 能源资源的开发与利用现状及发展规划 14.2 项目所在地区 ( 市 县或区 ) 电力系统现状及发展规划, 主要电源形式 规模容量及其分布, 主要用电负荷特性 容量及其分布, 电网地理接线图 14.3 项目所在地区 ( 市 县或区 ) 行政区划图 构成新能源微电网系统各电源站 (/ 场 ) 址 变电站址 输配电线路路径 1/10000 地形图, 工程地质资料, 水文气象资料, 土地利用规划 自然保护区等资料 14.4 项目站 (/ 场 ) 址附近长期测站气象资料 灾害情况, 长期测站基本情况 ( 位置, 高程, 周围地形地貌及建筑物现状和变迁, 资料记录, 仪器, 测风仪位置变化的时间和位置 ), 收集长期测站近 30 年历年各月平均风速 历年年最大风速和极大风速以及与风电场现场测站测风同期完整年逐时风速 风向资料 风电场场址处至少连续一年的现场实测数据和已有的风能资源评估资料, 有效数据完整率应大于 90% 14.5 工程所在区域有代表性的长期观测辐射资料 日照资料 降水和气温等气象资料, 项目现场太阳辐射观测站至少连续一年的逐分钟太阳能的总辐射 直射辐射 散射辐射 气温等的实测时间序列数据 14.6 生物质燃料的品种 储量 (/ 产量 ) 供应半径以及可供数量, 生物质燃料品质 价格 运输距离及运输方式等资料 14.7 天然气燃料供应量 供应点及可供数量, 燃料品质 价格 运输距离及运输方式等资料 385

389 八 新能源微电网相关政策 8.2 关于印发新能源微电网示范项目名单的通知 ( 发改能源 号 ) 国家发展改革委国家能源局关于 印发新能源微电网示范项目名单的通知 发改能源 号 各省 自治区 直辖市发改委 ( 能源局 ) 物价局, 国家能源局派出能源监管机构, 国家电网公司 南方电网公司 电力规划设计总院 水电水利规划设计总院 : 按照 关于推进新能源微电网示范项目建设的指导意见 ( 国能新能 号 ), 经组织专家对各地区报送的新能源微电网示范项目方案进行审核, 确定了一批示范项目 现将示范项目名单予以公布并就相关事项通知如下 一 新能源微电网示范项目重点在于技术集成应用和运营管理模式 市场化交易机制创新 本批示范项目的主要审核条件为 : 新能源微电网的可再生能源电力渗透率 ( 可再生能源发电装机容量 / 微电网内峰值负荷 ) 应不低于 50%; 清洁能源电量自给率 ( 清洁能源发电 / 园区总用电量 ) 应不低于 50%; 微电网与主网单一并网点交换功率不得超过与大电网连接变电站的单台变压器容量等 经对有关省 ( 区 市 ) 申报的项目进行审核, 符合条件的共 28 个项目, 具体项目名单见附件 二 请有关省 ( 区 市 ) 发展改革委 ( 能源局 ) 按项目建设内容一次性整体备案, 微电网内部的新能源发电项目建成后按程序纳入国家可再生能源发展基金补贴范围, 执行分布式可再生能源发电补贴政策 三 新能源微电网示范项目由单一的投资经营主体负责投资 建设和运营管理 鼓励当地政府与微电网项目投资经营主体采用 PPP 模式, 共同承担新能源微电网示范项目的建设和运营 新能源微电网示范项目投资经营主体负责新能源微电网范围内用户的供电 供冷 供热等能源服务, 在政府的监督指导下, 根据项目的实际情况与区域特性在其服务范围内用能价格由买卖双方协商确定, 但不得高于政府规定的同类用户的用能价格 四 新能源微电网和公用主电网要有明确的分界点, 原则上分界点是微电网内最高电压等级变电站的高压母线侧 微电网内部的电源可以直接给微电网内的所有用户供电 ; 新能源微电网可以作为独立的购售电主体, 与配电网内部的电力用户或微电网外新能源发电项目直接进行电力交易 微电网内部的交易电量配网费由双方协商确定, 对微电网与用户和发电企业的直接电力交易, 若使用电网企业实施, 则由微电网投资经营主体向电网企业缴纳过网费, 费率为微电网接入主电网电压等级对应的输配电价 ; 若当地输配 386

390 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 电价尚未核定, 可暂按电网企业购销价差模式执行 当新能源微电网与外部用户和发电企业的电力交易无法满足电量平衡需要时, 其与当地电网公司开展电力购销业务, 购电价格按当地燃煤机组标杆上网电价加微电网接入主电网电压等级对应的输配电价, 售电价格按当地燃煤机组标杆上网电价 微电网交易电量都要公平承担社会责任, 按政府规定标准缴纳政府性基金及附加和政策性交叉补贴 五 国家能源局派出能源监管机构依申请按规定向项目投资经营主体颁发电力业务许可证 ( 供电类 ) 或赋予相应业务资质, 不附加其他前置条件 国家能源局派出能源监管机构负责新能源微电网示范项目运营主体和交易机构市场行为的监管, 对新能源微电网运营主体准入 电网公平开放 市场秩序 交易行为 能源普遍服务等实施监管 六 新能源微电网投资运营主体承担微电网内部用户的保底供电服务责任和安全主体责任 同时, 新能源微电网作为公共主电网的用户, 由当地电网企业承担保底供电服务的责任 当地电网企业要做好示范项目与主电网并网工作衔接 当地电网企业负责为新能源微电网与大电网的分界点以及新能源微电网内部发电项目安装功率检测和电量计量装置, 以满足各类交易和补贴需求测算的需要, 并代国家向微电网企业转付相应度电补贴资金 新能源微电网涉及的补贴事宜统一纳入国家可再生能源信息系统监测管理 七 新能源微电网示范项目投资经营主体, 如满足第二类售电公司的准入条件, 在履行售电公司准入程序后, 可作为第二类售电公司参与电力市场, 拥有配电网运营权, 开展售电业务 八 新能源微电网应建设能量管理系统, 并根据需要及时将项目运行关键数据报送省级能源管理部门 价格主管部门 国家能源局派出能源监管机构和省级电网公司 项目建成后, 省级能源管理部门 价格主管部门会同国家能源局派出能源监管机构及时组织开展项目后评估, 并将评估结果及时上报国家发展改革委和国家能源局 评估内容主要包括 : 示范项目供电范围内的供电安全和电能质量 ; 新能源微电网的可再生能源功率渗透率和清洁能源电量自给率 ; 示范区域内可再生能源和清洁能源供热 ( 冷 ) 比例 ; 价格评估的内容 九 新能源微电网示范项目应注重提高技术装备先进水平, 应切实推动控制系统等关键设备相关技术进步 各项目实施中应继续优化技术方案, 提高可再生能源占比, 使用柴油发电为应急备用电源的项目, 在具备条件时应改造为天然气发电 鼓励地方政府给予新能源微电网项目投资补贴, 或在项目贷款利息上给予一定比例的贴息支持, 鼓励各类产业基金等新能源微电网予以支持 十 有关省 ( 区 市 ) 能源主管部门应负责做好相关政策落实的协调工作, 做好与本地区电力体制改革有关的工作衔接, 会同国家能源局派出能源监管机构解决好项目实施中出现的有关问题 各省 ( 区 市 ) 能源主管部门要加强新能源微电网建设的指导, 387

391 八 新能源微电网相关政策 防止无序发展 附件 : 新能源微电网示范项目名单 国家发展和改革委 国家能源局 2017 年 5 月 5 日 388

392 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 附件 : 新能源微电网示范项目名单 序号项目名称项目单位建设内容技术指标供能范围 1 北京延庆新能源微电网示范项目 2 太原西山生态产业区新能源示范区 北京北变微电网技术有限公司 太原国投产业发展有限公司 并网型 1. 微电网组织架构 : 在北京八达岭经济开发区及其周边地区新建八达岭经济开发区微电网 人文大学微电网, 八达岭经济开发区供暖中心微电网等 6 个微电网构成微电网群 2. 电源 : 新建光伏发电 25MW( 其中屋顶光伏 20MW, 农业光伏 5MW) 电 接入已有光伏 6.9MW, 光热发电 2.5MW, 风力发电 3MW 分布式天然气热电联供 12.8MW 电储能 12.4MW, 热储能 24.4MW 1. 微电网组织架构 : 在山西省太原市西山生态产业区构建玉泉山公园子微电网 爱晚公园子微电网, 长风公园子微电网等 19 个微电网组成微电网群 2. 电源 配网, 负荷情况 : 微电网群内共建设光伏 500MW, 风电 60MW, 天然气热电联产机组 125MW, 抽水蓄能 400MW, 电池储能 60MW, 热储能 126MW; 微电网内均通过 10kV 单环网供电 ; 微电网总负荷为 474MW 1. 可再生能源渗透率 :>100% 2. 电量自给率 :113% 3. 供电可靠性 :99.995% 4. 孤网运行情况 : 具备无缝切换和孤网运行能力 5. 项目投资 :7.5 亿元 1. 可再生能源渗透率 :>100% 2. 电量自给率 :113% 3. 供电可靠性 :54.95% 4. 孤网运行情况 : 具备无缝切换和孤网运行能力 5. 项目投资 :111.9 亿元 1. 八达岭经济开发区南区 ; 2. 北京人文大学及其周边区域 ; 3. 八达岭经济开发区供暖中心及其周边区域 ; 4. 康庄镇工业开发区 ; 5. 八达岭景区 ; 6. 中科院光热实验电站 在山西省太原市西山生态产业区内的 20 个公园 3 张北云计算基地绿色数据中心新能源微电网示范项目 4 合肥市高新区微电网示范项目 5 吉林省白城工业园区新能源微电网示范项目 北京北变微电绿巨人新能源有限公司 阳光电源股价有限公司 白城市能投新能源交易服务微电网科技有限公司 1. 微电网组织架构 : 在张北云计算产业基地构建由 2 个微电网组成的微电网群 2. 两个微电网的总供电面积为 12.6 平方公里, 其具体电源 配网, 负荷情况如下 : 1 号微电网 : 电源 : 光伏 40MW, 风电 60MW, 电储能 10MW; 配网 ;35kV 辐射型配电网 ; 负荷 : 电力负荷 35MW, 热力负荷 32.5MW, 冷负荷 21MW, 供热面积 50 万平方米 2 号微电网 : 电源 : 光伏 40MW, 风电 60MW, 电储能 10MW; 配网 ;35kV 辐射型配电网 ; 负荷 : 电力负荷 35MW, 热力负荷 32.5MW, 冷负荷 21MW, 供热面积 50 万平方米 1. 微电网组织架构 : 在阳光电源产业园内构建由习友路园区微电网 铭传路园区微电网 2 个微电网组成的微电网群 2. 电源 : 习友路园区微电网包括光伏发电 3.9MW, 储能系统 2MW/4MWh 充电桩 250kW 共 11 台 ; 铭传路园区微电网包括光伏发电 4.1MWh, 储能系统 2MW/4MWh, 充电桩 250kW 共 11 台 3. 配网 : 阳光电源产业园共有两个园区, 每个园区以 10kV 电压等级组网并接入大电网, 总占面积 425 亩 4. 负荷 : 总供电面积为 425 亩,2016 年总用电量 万 MWh, 典型日峰负荷 3.805MW, 预计 2017 年微电网峰值负荷约 7.6MW 1. 微电网组织架构 : 在白城工业园区构建 1 个新能源微电网, 与大电网并网运行 2. 电源 : 接入风电 10MW, 地面光伏 10MW, 分布式光伏 4MW, 生物质热电联产 10MW, 储能电池 2MW, 蓄热电锅炉 12MW 3. 配网 : 园区内通过 10kV 母线供电 4. 负荷 : 供能面积为 22 平方公里, 园区内均为工业负荷, 目前负荷为 20MW, 远期负荷为 40MW 1. 可再生能源渗透率 :>100% 2. 电量自给率 :91% 3. 供电可靠性 : % 4. 孤网运行情况 : 具备无缝切换和孤网运行能力 5. 项目投资 :23.7 亿元 1. 可再生能源渗透率 :>100% 2. 电量自给率 : 接近 100% 3. 供电可靠性 :>99.99 % 4. 孤网运行情况 : 可离网运行 ; 5. 项目投资 :7960 万元 1. 可再生能源渗透率 :170%; 2. 电量自给率 :52%; 3. 供电可靠性 :> %; 4. 孤网运行情况 : 可离网运行 5. 项目投资 :17657 万元 张北云计算基地区域 合肥市国家高新技术开发区, 其中包括 8100 多家企业,300 多个科研机构, 及其相关的配套服务机构 22 平方公里的白城工业园区, 其中包括多个工业设备制造厂及一个商住服务区 389

393 八 新能源微电网相关政策 6 风光氢储互补型智能微电网 7 澳能工业园智能微电网示范项目 8 北京市海淀北部新区新能源微电网示范项目 9 国网嘉兴新能源微电网关键技术研究与示范应用项目 10 中德生态园启动区泛能微电网 11 山东济南积成工业园新能源微电网 12 上海电力学院临港新校区智能微电网示范项目 陕西宝光集团有限公司 澳能 ( 毕节 ) 工业园发展有限公司 北京能源集团有限责任公司 国网嘉兴供电公司 青岛新奥智能能源有限公司 积成电子股份有限公司 上海电力大学 1. 微电网组织架构 : 在陕西宝光集团有限公司老厂区构建 1 个微电网, 与大电网并网运行 2. 电源 : 微电网内的电源包括 20MW 的光伏发电,1MW 的风力发电,2MW/4MWh 的储能系统 500kW 的氢发电 3. 配网 : 配电线路的电压等级为 10kV, 采用原有的辐射结构, 建设方式主要为对原有的配电线路进行接入网点的小规模改造 4. 负荷 : 供电面积为 100 亩, 负荷情况为 200 万立方米的氢气年制取量和厂区的日常用电, 总电负荷为 25.2MW 5. 投资 : 投资与产权属于陕西宝光集团有限公司 1. 微电网组织架构 : 在贵州省毕节市经济开发区澳能 ( 毕节 ) 工业园构建 1 个微电网 2. 电源 : 光伏 500kW, 压缩空气储能 1.5MW*2h; 配置 3 台 10kV 380V 变压器, 共 2000kVA 3. 配网 : 微电网内采用 10kV 交流母线并网, 线路方式为辐射方式 4. 负荷 : 供电区域为澳能工业园区一期, 面积为 26.4 万平方米, 平均负荷 1000kW 1. 微电网组织架构 : 在北京市海淀区北部新区翠湖片区内构建 1 个微电网, 与大电网并网运行 2. 电源 : 区域内新建 50MW 屋顶光伏 :5MWx2h=10MWh 电池储能 ; 本区域绿地建设 47MW 并配套冷热储能 3. 配网 : 微电网采用辐射型供电储能, 配套建设 10kV 配电网及开闭站,8 回线路,10kV 线路长度约 25km, 开闭所 16 座, 配变 83 台 4. 负荷 : 供电面积为 87.9 万平米, 电力 40MW, 热负荷 22.14MW, 冷负荷 MW 1. 微电网组织架构 : 在 220kV 勤丰变电站内构建 1 个微电网, 微电网内都以 AC3380/220 供电, 与大电网并网运行 2. 电源 : 光伏 0.119MW, 风力 0.012MW, 储能 500Ah 3. 配网 : 采用低压 380V 配电 4. 负荷 : 供电面积 2230 万平米, 最大负荷为 280kW 1. 微电网组织架构 : 在中德生态园构建 1 个微电网, 与大电网并网运行 2. 电源 : 光伏 5.7MW, 天然气三联供机组 3.2MW, 电储能 0.86MW 3. 配网 : 园区内采用 10kV 双环网供电 4. 负荷 : 供电面积 平米, 园区内的负荷为 3.98MW 1. 微电网架构 ; 在山东济南积成工业园构建 1 个微电网, 与大电网并网运行 2. 电源 : 光伏 3MW, 风力 0.05MW, 天然气三联供机组 2.4MW, 磷酸铁锂电池储能 1MWh 2*4000RTH 空调水蓄冷系统 3. 配网 : 配网采用单进线方式, 通过一条进线接至 35kV 春晖变电站 10kV 母线侧,10kV 终期接线为单母线三分段, 已建成单母线分段, 共 7 面 10kV 配电柜 4. 负荷 : 供电面积为 308 亩, 水平年电负荷为 5.2MW, 负荷包括工业和居民用地 1. 微电网组织架构 : 在上海电力学院临港校区建设一个微电网, 与大电网并网运行 2. 电源 : 光伏 2MW, 风力 150kW, 储能装置 2MWh 并采用 100W*10s 超级电容 3. 配网 : 本工程拟在基地北面设置一座 10kV 校区电业开关站, 申请 10kV 市政高压电源进线, 两路常用, 同时供电, 引出六回 10kV 线路, 设置三组 10kV 中压配电室 ( 每个地块一座 10kV 中压配电室 ) 4. 负荷 : 总供电面积为 57.5 万平方米, 用电负荷 3.659MW, 全年的用电量 MWh 1. 可再生能源渗透率 :84% 2. 电量自给率 :52% 3. 供电可靠性 : 大于 99.5% 4. 孤网运行情况 : 系统具备短时独立运行能力, 系统内可再生能源发电和氢能源发电以及储能设备可保证微电网系统独立运行 5. 项目投资 : 万元 1. 可再生能源渗透率 :50% 2. 电量自给率 :50.5% 3. 供电可靠性 : 大于 99.99% 4. 孤网运行情况 : 主要运行方式为并网运行, 具备孤网运行能力 5. 项目投资 :1895 万元 1. 可再生能源渗透率 :125%; 2. 电量自给率 :53% 3. 供电可靠性 :99.95% 4. 孤网运行情况 : 区域负荷在电网发生故障情况下, 可实现重要负荷的孤网运行 5. 项目投资 : 亿元 1. 可再生能源渗透率 :60% 2. 电量自给率 :100% 3. 供电可靠性 : 不低于本地区供电可靠性 4. 孤网运行情况 : 可孤网运行 5. 项目投资 :1939 万元 1. 可再生能源渗透率 :91.8% 2. 电量自给率 :71.95% 3. 供电可靠性 :99.971% 4. 孤网运行情况 : 具备并网和孤网两种运行模式 5. 项目投资 :2.4 亿元 1. 可再生能源渗透率 :58.65% 2. 电量自给率 :51.11% 3. 供电可靠性 : 满足国家相关标准 4. 孤网运行情况 : 可以实现并 / 离网的无缝切换 5. 项目投资 :6726 万元 1. 可再生能源渗透率 :58.7% 2. 电量的自给率 :52.8% 3. 供电的可靠性 :99.9% 4. 孤网运行情况 : 微电网可以从并网模式切换到离网运行模式, 以及从离网运行模式切换到并网模式 5. 项目投资 :2872 万元 宝光集团老城区改造而成的工业园区, 占地面积为 100 亩 贵州毕节试验区金海湖新区, 占地 500 亩 海淀北部翠湖和永丰地区, 供电面积为 87.9 万平米 嘉兴勤丰变电站 中德生态园区, 面积为 平方米 积成工业园, 面积 308 亩 上海电力学院临港新校区, 占地约 960 亩, 建筑面积为 57.5 万平方米 390

394 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 13 青岛董家口港新能源微电网示范工程项目 青岛昌盛日电太阳能科技股份有限公司 1. 微电网组织架构 ; 在青岛董家口港建设 1 个并网型微电网 2. 电源 : 光伏发电 60MW, 天然气冷热电三联供 6MW, 电储能 30WMh, 3. 配网 :10kV 单环网 4. 负荷 : 供电面积为 70 平方米, 电负荷 45MW 1. 可再生能源渗透率 :>100% 2. 电量自给率 :60% 3. 供电可靠性 :>99.99% 4. 孤网运行情况 : 无缝切换和孤网运行能力 5. 项目投资 :8 亿元 临港工业园区供电, 园区内主要为化石 冶金 装备制造等工业用户 14 泰安市泰开南区工业园新能源微电网项目 15 天长市美多好乡村智能微电网 16 宁夏嘉泽红寺堡新能源智能微电网项目 17 科陆智能微电网试验示范项目 山东泰开能源工程技术有限公司 安徽天能清洁能源科技有限公司 宁夏嘉泽新能源股份有限公司 深圳市科陆电子科技股份有限公司 1. 微电网组织架构 ; 在泰安市泰开南区工业园构建 1 个新能源微电网, 与大电网并网运行 2. 光伏 0.25MW, 天然气冷热电三联产 0.05MW/0.2WMh 3. 配网 : 拟建设 380V 交流母线, 为园区供电 4. 负荷 : 为园区内的办公楼厂房等, 总负荷为 150kW, 供电范围为园区内办公楼 门卫室 厂区监控系统及 9 号生产车间 1. 微电网运行架构 ; 在天长市永丰镇二墩村及附近构建 2 个微电网 2. 两个微电网总供电面积约 13 平方公里, 其详细情况如下 : 1 号微电网 : 电源 : 光伏 400kW; 配网 : 配网电压等级为 380V, 采用辐射型配电线路 ; 负荷 :320kw 2 号微电网 : 电源 : 光伏 4600kW; 配网 : 配网电压等级为 10kV, 采用辐射型配电线路 ; 负荷 :9680kW 1. 微电网组织架构 ; 在红寺堡区弘德工业园区构建 1 个新能源微电网, 与大电网并网运行 2. 电源 : 屋顶光伏 315kW 地面光伏 60kW 风力 2MW 微燃机发电 65kW, 储能 100 kw 4h 超级电容 100kW 20s 3. 配网 : 配电网共采用 6 台环网美式箱变, 并通过 10kV 和 0.04kV 进行配电 4. 负荷 : 主要为嘉泽仓储仓库供热和为宁夏吴忠市红寺堡区弘德工业园区辅助供电, 年负荷需求大约为 40 万度 1. 微电网组织架构 : 在河西走廊西段的玉门市经济技术开发区构建 1 个微电网, 与大电网并网运行 2. 电源 : 接入已建成风力发电 50MW, 储能 10MW/40MWh 3. 配网 : 配电网以 10kV 架空线路输电, 并 10kV 开闭所向企业供电 4. 负荷 : 项目范围 600 亩, 园区内的峰值负荷为 40MW 1. 可再生能源渗透率 :>100% 2. 电量的自给率 :80% 3. 供电的可靠性 :99.99% 4. 孤网运行情况 : 可以实现并网, 并网转离网, 离网转并网三种方式运行 5. 项目投资 :750 万元 1. 可再生能源渗透率 :50% 2. 电量自给率 :60% 3. 供电可靠性 :99.99% 以上 4. 孤网运行情况 : 孤网运行时, 储能和备用电源等系统投入运行, 保障微电网安全稳定运行 5. 项目投资规模 :4250 万元 1. 可再生能源渗透率 : 大于 100% 2. 电量的自给率 :85% 3. 供电的可靠性 : 高于本地供电可靠性 4. 孤网运行情况 : 可以实现孤网与并网运行 5. 项目投资 : 万元 1. 可再生能源渗透率 : 大于 100% 2. 电量自给率 :57.5% 3. 供电可靠性 :99.9% 4. 孤网运行情况 : 在外部电网发生故障时, 微电网可以快速脱网进入独立运行模式 5. 项目投资 :12000 万元 主要为泰开南区工业园内泰开箱变有限公司办公楼 门卫室 厂区监控系统及 9 号生产车间供电 天长市永丰镇二墩村, 占地 50 亩 宁夏吴忠市红寺堡区弘德工业园 玉门经济开发区 18 崇礼奥运专区新能源微电网 19 面向低碳城市的崇礼群微电网示范项目 国泰绿色能源有限公司 国泰绿色能源有限公司 1. 微电网组织架构 : 在崇礼奥运专区内构件 1 个微电网 2. 电源 : 专区北部红花梁风电场 + 西桥梁风电场 (244.5MW), 根据电量需求情况考虑将清三营风电场接入专区电网 (98.6MW); 分布式光伏 (4.27MW) 热源 : 电供暖 (18.75MW), 根据地热资源情况适当考虑采用地源热泵 (43.75MW) 3. 配网 :5 个 10kV 双环网结构配电网 4. 负荷 : 供电面积约为 2.4 平方公里, 负荷电负荷 55.3MW, 热负荷 62.5MW 1. 微电网组织架构 : 在崇礼地区构建 1 个微电网 2. 电源 : 分布式光伏 8MW, 风电 100MW, 分布式燃气三联供 20MW, 储热电锅炉 75MW 3. 负荷 : 总电负荷 40MW 年用电量 2.4 亿 kwh; 总热负荷 100MW, 年用能量 3 亿 kwh 1. 可再生能源渗透率 :330% 2. 电量自给率 :173% 3. 供电可靠性 :99.99% 4. 孤网运行情况 : 具备孤网运行能力 5. 项目投资 :9.7 亿元 1. 可再生能源渗透率 :94% 2. 可再生能源自给率 :62.6% 3. 供电可靠性 : 不低于本地区水平 4. 孤网运行情况 : 可部分离网运行 5. 项目投资 :13 亿元 云顶滑雪公园 + 张家口山地媒体中心 张家口奥运村 北欧中心和冬季两项中心以及太舞四季旅游度假村, 面积为 万平方米 崇礼市中心城区 奥运专区, 及崇礼周边乡镇 391

395 八 新能源微电网相关政策 20 温州经济技术开发区微电网示范项目 21 苏州协鑫工业应用研究院新能源微电网项目 22 济南市经济开发区南园新能源微电网示范项目 23 甘肃酒泉肃州区新能源微电网示范项目 温州新奥燃气有限公司 苏州协鑫工业应用研究院有限公司 山东泰能能源有限公司 肃州区东泂滩光电示范园区管委会 1. 微电网组织架构 : 微电网系统由多个 10kV 子微电网系统构成, 经 10kV 配电线路连接成 1 个微电网, 与大电网并网运行 2. 电源 : 微电网内共建设 80MW 光伏发电 60MW 冷热电燃气发电以及 25MW 的水源 / 地源热泵系统 3MWh 电池储能 3. 配网 : 配电线路电压为 10kV, 为双环网结构 环中有多个开闭所 光伏发电 + 储能或三联供燃气发电 + 储能组合接入开闭所中 4. 负荷 : 覆盖温州经济技术开发区金海园区和滨海园区共 34.4 平方公里 1. 微电网组织架构 : 在苏州协鑫工业研究院实验室楼构建 1 个微电网 2. 电源 : 光伏发电 500kW, 风电 60kW, 风光互补 2kW, 微风系统 60kW, 天然气冷热电三联供 400kW, 储能容量 200kWh 3. 配网 : 工研院园区变电所采用两路 20kW 进线, 设置 1 段 10kV 高压母线, 两路进线互为备用, 配置两台 2000kVA 干式变压器 能源站设置 1 台 400kW 的燃气内燃发电组, 发电机出口电压 0.4kV, 接入变配电间 2000kVA 变压器 0.4kV 低压母线侧, 向园区建筑内用电设备供电 4. 负荷 : 供电面积为 平方米, 负荷为 3.2MW 1. 微电网能源架构 : 在园区内构建一个微电网, 与大电网并网运行 2. 电源 : 光伏 5MW, 沼气 :25MW, 蓄电池 :8MWh 3. 配网 : 在供电区域内新增一套 10KV 开闭所 开闭所主要含高低配电设备 无功补偿设备 储能设备 二次控制设备等 10kV 线路搭设 5 圈,10kV 配电装置终期采用单母先接线方式 4. 负荷 : 主要为山东海伦环保科技有限公司, 山东豪诺医药有限公司, 山东博霖环保科技发展有限公司厂区生产设备供电区域内的年用电量为 640 万 kwh 1. 微电网能源构架 : 建设 1 个微电网, 与大电网并网运行 2. 电源 : 光伏 60MW, 电储能 10MW*2h 3. 配网 : 开发区内 10kV 配电线路拟采用单环网方式建设, 建设微电网能量管理控制系统 4. 负荷 : 供电面积约 5.5 平方公里, 常规电力负荷 20MW, 热负荷 3.2MW 1. 可再生能源渗透率 :52% 2. 电量自给率 :55% 3. 供电可靠性 :99.998% 4. 孤网运行情况 : 微电网内配置有 3000kW 储能系统和冷热电三联供发电系统, 可以实现孤网运行 对部分重要负荷可以实现不间断供电 5. 项目投资 :15.4 亿元 1. 可再生能源渗透率 :60.7% 2. 电量自给率 :81.9% 3. 供电可靠性 : 高于本地区的供电可靠性 4. 孤网运行情况 : 根据外部条件, 可以有并网运行, 孤岛运行以及模式转换三种运行状态 5. 项目投资 :1385 万元 1. 可再生能源渗透率 : 大于 60% 2. 电量自给率 :80% 3. 供电可靠性 : 高于本地区供电可靠性 4. 孤网运行情况 : 可以实现并网与孤网两种运行模式 5. 项目投资 :7152 万元 1. 可再生能源渗透率 :300% 2. 电量自给率 :51% 3. 供电可靠性 :99.9% 4. 孤网运行情况 : 可离网运行 5. 项目投资 : 万元 温州市经济技术开发区的滨海新区和金海园区, 占地规模 4 平方公里 苏州协鑫工业园 本项目主要为以下几家企业供电 : 山东海伦环保科技有限公司, 山东豪诺医药有限公司, 山东博霖环保科技发展有限公司 供电区域为肃州区综合利用开发区一区, 占地面积为 5.5 平方公里 24 广州供电局南沙高可靠性智能低碳微电网示范项目 南方电网广州供电局有限公司 1. 微电网组织架构 : 在南沙培训基地内构建一个新能源微电网, 与大电网并网运行 2. 电源 : 太阳能光伏发电系统共 260kWp, 柴油发电机系统 1 合 350kW( 应急备用电源 ), 蓄电池储能系统 1.2MWh(600kW*2h), 二期根据负荷增长情况拓展微型燃机 3*200KW, 光伏 400kWp 3. 配网 : 采用辐射状配电形式, 由引出自环岛变电站的一根 10kV 配电线路供电, 电源变压至 230/400V 电压等级后, 输送至现有的几座大楼, 包括车用和船用充电桩系统共包含电动车充电桩 4 个 ; 船用充电桩 2 个 4. 负荷 : 供电区域为南网南沙培训基地, 总占地面积 3000 平米, 最大负荷为 480kW 1. 可再生能源渗透率 :100% 2. 能源自给率 :60% 3. 供电可靠性指标 :99.9% 4. 孤网运行情况 : 可以实现并网与孤岛两种运行方式 并能保证核心负荷可保障孤网运行一周以上 5. 项目投资 :5000 万元 为南沙培训基地供电, 总占地面积为 3000 平米 392

396 中国光伏行业国家政策汇编 ( 年 ) 独立型 序号 项目名称 项目单位 建设内容 技术指标 供能范围 1 舟山摘箬山岛新能源微电网项目 浙江众合新能源开发有限公司 为岛内居民及公共设施 2 瑞安市北龙岛光储柴互补微电网示范项目 3 福鼎台山岛风光柴储一体化项目 4 珠海万山岛智能微电网示范项目 浙江朗呈新能源有限公司 福建闽投电力有限责任公司 珠海兴业绿色建筑科技有限公司 1 微电网组织架构 : 在舟山摘箬山岛构建 1 个离网微电网 2 电源 : 风力 2*0.85MW, 光伏 0.3MW, 海流能发电 0.3MW, 锂电池 500kWh, 超幔电容 200kW±10s, 柴油发电 20kW( 应急备用电源 ) 3 配网 : 所有电源接入 10KV 配电室 10KV 母线后, 经过两回线分别接入农网开闭所 Ⅰ 段和农网 Ⅱ 实现并网, 农网开闭所 Ⅰ 段和农网开闭所 Ⅱ 段设置母联, 提高供电可靠性 4 负荷 : 岛上主要为科研与教学负荷, 其中办公生活负荷为 2287KW, 海水淡化及制冰可控负荷为 1125kW 5 投资 : 本项目由浙江众合新能源开发有限公司, 浙江大学共投资 1. 微电网组织架构 : 在瑞安市北龙岛构建新能源微电网 2. 电源 : 光伏 1.35MWp 能量型蓄能系统 3MWh 功率型储能系统 1MWh 柴油发电 600kW( 应急备用电源 ) 3. 配网 : 配网通过 0.4kV 电网架构 建设地的架空 --- 路是 0.4kV, 所以系统接入的方式采用就近原则 并网接入方式主要分为全部上网方式和自发自用余量上网方式, 采用 T 型接入电网 4. 负荷 : 为岛屿的居民提供生活用电 1. 微电网组织架构 : 在台山岛构建一个离网型微电网 2. 电源 : 风力 1.5MW 光伏 200kW 波浪发电 10kW 柴油发电 200kW( 应急备电用电源 ), 储能设备 3.2MWh 3. 配网 : 岛内 10kV 电网线路送出工程, 岛内 400V 电网改造系统 4. 负荷 : 供电面积为 0.8 平方公里 岛内负荷为 3.2MW, 年用电量为 160 万 kw 1. 微电网组织架构 : 在万山岛对原有微电网进行扩容, 并构件 3 个小型微电网 2. 电源 : 新建光伏 5MW, 柴油发电 ( 应急备电用电源 )3*1.2MW, 储能电池组 2.5MW 3. 配网 : 利用岛上现有部分输电设备, 多种分布式电源通过升压变压器升压到 10kV 电网, 传输到负荷段再降压为 3 相 220V 供用户使用 4. 负荷 : 供电面积为 8.1 平方公里, 岛上常住人口为 400 人, 月用电量为 18 万度电 1 供电可靠性 :99.5% 2 新能源渗透率 : 大于 100% 3 电量自给自足比率 :95% 4 供电可靠性 : 可以有效提高岛内供电可靠性 5 项目投资 : 万元 1. 储能装机配比 :42.5% 2. 电量自给率 :90% 3. 供电可靠性 : 可以有效提高岛内供电可靠性 4. 项目投资 : 万元 1. 储能装机配比 :23.4% 2. 电量自给率 : 可满足岛内居民用电 3. 供电可靠性 : 可以有效提高岛内供电可靠性 4. 项目投资 :5042 万元 1. 电量自给率 :70% 2. 供电可靠性 : 可以有效提高岛内供电可靠性 3. 能量管理系统 : 能量管理系统对电源及负荷进行协调控制 4. 项目投资 : 万元 为岛内居民及公共设施供电 为岛内居民及公共设施供电 为岛内居民及公共设施供电 393

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