第一篇：關于光伏上網電價、補貼、及其它政策

關于光伏上網電價、補貼、及其它

史珺

2010-03-08

一、中國政府對光伏補貼的進展

關于對于光伏產業的補貼，中國一大批仁人志士從十多年前就開始奔走呼吁。其中的代表人物，有中國可再生能源學會光伏專委會主任趙玉文先生，上海太陽能學會理事長崔榮強教授，還有石定寰為代表的一批政府官員、聞立時、陳立泉等為代表的一批院士，當然還有施正榮、瞿曉樺等為代表的企業代表。他們十余年來，像老僧傳道似的，一遍又一遍四處宣講，不厭其煩。

他們的奔走，直到2008年年底，似乎都還沒有任何結果，中國政府對于光伏，始終是“八風吹不動，端坐紫金蓮”的態度。

從2001年到2008年，中國的光伏產業的發展，很大程度上要感謝以趙玉文為首的一批可再生能源學會的專家們。他們從1995年開始，向聯合國和世界銀行申請對光伏發電的補貼，用了六年的時間，申請到了2500萬美元，然后，在聯合國相關機構和中國政府的監督下，又用了7年的時間，從2002年到2008年將這筆資金花出去，一共支持了數百個項目，包括在西藏、青海、新疆、云南等地建的光伏示范電站，包括一大批學校和研究所的研究支持。無錫尚德、常州天合、江蘇林洋、交大泰陽、天威英利等現在的光伏巨頭，還包括一大批中小光伏企業，當年都是從這批經費所支持的項目中開始起步的。

2008年6月，在上海召開的國際光伏會議上，趙玉文向兩千多名代表匯報了這筆經費的使用情況，當他宣布該筆經費全部發放完畢時，如釋重負，唏噓不已。全場兩千多名代表起立，對他老人家和他帶領的團隊報以了長時間的熱烈掌聲。趙老先生對于中國光伏的貢獻，是不可估量的。雖然這2500萬美元現在可能不算什么，但當時，不少公司都是依賴其中的幾十萬甚至幾萬美元，才生存下來的。可以說，沒有這筆錢，可能施正榮、高紀凡、苗連生都不可能起步。

但這筆錢雖然在國內申請和發放，畢竟還是世界銀行給的錢。中國的光伏產業界也對中國政府何時能夠開始對光伏產業進行補貼，提出了激烈的意見,尤其是施正榮等企業代表。由于市場始終依賴出口，而且中國2008年已然成為全球第一大光伏生產國，產量占全球近40%，而中國的光伏發電裝機容量才占全球裝機容量的2%，不得不令人汗顏。也引發了歐盟對中國光伏企業“傾銷”的猜疑。

到2008年底，堅冰似乎被打破了。11月份，傳出了上海崇明、內蒙鄂爾多斯兩個項目得到了每度四元的電價補貼。發改委文件上注明，對類似項目的補貼，仍將采取一事一議的方式。

2009年三月，財政部與住房建設部突然發文，決定對屋頂光伏系統，按裝機容量補貼每瓦15~20元，這個文件的出臺，連國家發改委副主任、國家能源局局長張國寶都不知道，時值他正在臺灣訪問，被臺灣媒體問及，只能說不知道，引起不少境外媒體對于中國政府部門間合作狀況的猜測。

也是在三月，舉世矚目的敦煌10MW光伏發電特許權招標，曾一度被認為將是中國政府對上網電價補貼的標桿電價，3月22日開標，結果最低價是0.69元/度，引起軒然大波，當時不能宣布中標結果，直到7月份才確定，將最低價廢除，次低價1.09元/度中標，為了產業健康發展，發改委不惜自己把自己確定的“最低價中標”的規則給廢了。

2009年7月，發改委又頒發了“金太陽”補貼，仍然按照裝機容量給與50%~70%的補貼。

以上步驟，拉開了中國政府對于光伏補貼的序幕。事實上，這些補貼政策也起到了一定的作用。2009年中國本土的光伏裝機容量，從2008年的40MW，猛升到600MW，年增長率達到1500%。

有人說是金融海嘯催生了中國政府的光伏補貼政策，這話有一定道理。但一個政策不是一時一日說出臺就出臺的，2009年的政策，也許已經醞釀了數年，是否與金融海嘯有關系，不得而知。不過，數萬億的刺激經濟的支出，至少給了相關政策以充裕的資金支持。

二、光伏產業為何需要補貼？

光伏產業之所以需要補貼，理由其實很簡單，只有兩個。

理由一：現在光伏發電的成本過高，如果沒有補貼，就沒有人安裝。

那么，既然煤炭發電那么便宜，為什么要政府要花錢求人來安裝光伏發電？

這個答案才是許多人從心底質疑光伏發電的問題。

許多人說什么氣候變化，其實那個問題可能存在，可能根本不存在。2009年末的哥本哈根會議就說明了這一點。現在連全球變暖這個問題，也已經有人質疑了。

問題是，就算煤炭沒有二氧化碳排放，就算二氧化碳不污染環境，就算污染環境也不會造成全球變暖，就算全球變暖和二氧化碳一點關系都沒有，人們也必須尋找新的替代能源。尤其是中國。

為什么？

目前，中國的煤炭儲量，只夠中國用二十多年了，中國的石油儲量，只夠中國使用十多年了，中國的鈾礦石儲量，只夠中國用四十年了。如果沒有了石油，沒有了煤炭，沒有了鈾礦，中國靠什么發電？要知道，現在的中國，70%的能源是煤炭，20%是石油。

中國的水電只夠滿足中國百分之幾的電量。不要指望水電能夠救中國。

風力發電，是一個有前景的企業，不過，現在全國好的風電場，幾乎全部都被圈了。不要以為自己的前瞻力強，不光是沿海，連新疆、內蒙、西藏那么偏遠的地方，好的風電場都被圈起來，開始規劃了。而所有的風能，同樣也是需要補貼的。而且，風力有風力的問題。

光伏是一個最佳的替代能源。論證的話可以寫一大本書，這里就不展開了。

那么，國家需要拿出多少錢來進行補貼呢？能否拿得出那么多錢呢？

這就是下面要說的第二個理由了。

理由二：只有補貼，形成大規模使用，才能將光伏發電的價格降下來，最終降到比煤發電還要便宜。

許多人質疑這個論點。其實，如果考慮的遠一點，即便光伏發電的成本絲毫不降，最后，光伏發電的成本也會比煤炭低。因為，當煤炭用完的時候，煤炭發電的價格會飆升上去。而且，這一天不會太久。石油，只需要等十年，煤炭，最多二十年。正在開的“兩會”已經預測，今年，2010年，煤炭就要漲價40%。40%，想想吧，兩年后，火電價格就超過光伏發電了（假使光伏一點都不降價的話）。

問題是，我們的政府能不能坐等那一天的到來和發生？我們能不能對光伏發電一分錢都不補，等那一天到來的時候，自然大家就都用光伏了。

那樣的話，政府的支出更大，而且大到中國政府付不起的程度。因為，煤炭價格不可能二十年不變，到二十年后，突然就漲它幾十倍一百倍的。

大多數時候，我們買東西，會因為太貴而買不起。買不起東西就不買，至少不會破產。

但有時候，我們會因為不買某樣東西，而付不起錢，甚至破產。

光伏就是這樣一個東西。

而一旦開始補貼，光伏發電的規模就會上升，光伏發電的價格就可以下降。國家近年來對風電的補貼已經證實了這一點。最開始，風電的價格高達1.5元人民幣/度，現在，絕大多數的風電補貼已經下降到了六毛多。2008年下半年以來，光伏發電的價格下降，也證實了這一點。

2008年，中國的光伏發電僅占了全國總發電量的萬分之幾，2009年也只占到千分之幾。光伏發電的目標是占到總裝機容量的百分之十。也就是說，如果現在開始對光伏進行補貼，就算光伏電價是火力發電的十倍，到那個時候，所補貼的總金額，與火力電價上升一倍的購電所增加的金額是相同的。

寧夏火力發電的上網電價是三毛八（不是有人說的兩毛錢），但國家購買火力發電的成本真的是那么便宜嗎？

國際原子能署、國家發改委、國家環保總局早已分別進行過測算，一個火電廠，每發出一度電，政府（無論是德國、法國還是中國）要拿出六毛錢到1.2元的額外成本來處理這個電廠所發出的電力所造成的環境問題，包括二氧化碳，二氧化硫，氮氧化物，煙塵污染，林木污染和冷卻水排放的污染。也就是說，就算上網電價只有三毛錢，國家為一個電廠所支付的電價最低達到九毛錢。而在沿海等離煤炭產區較遠的地方，這個價格達到1~1.6元人民幣/度。

因此，如果光伏發電降到每度電一元，實際上就已經低于火電了。這就是國家發改委目前為何愿意接受敦煌的1.09元/度，但對更高的補貼有些遲疑的原因。因為，如果光伏發電的價格是1.09元，其實，國家是不需要額外拿錢的，只要將另外一個口袋的錢，放到這個口袋里就行了。而那個口袋，因為有了光伏，已經不需要裝錢了。

既然是如果不補貼光伏，政府為此付出的錢會比補貼更多，那么，早補貼一天，政府拿出的錢越少。這個道理只要坐在那里想一想就會明白的。

但是，這樣做，需要的是一個“負責任的”政府。而做一個“負責任的”政府，是需要一定條件的。比如，1949年的國民黨政府，如果遇到現在的問題，是不可能來做這個“負責任的”角色的。他們會想，把這個爛攤子留給共產黨，讓他們折騰去吧。

做一個“負責任的”政府，還需要一個條件，就是要拿得出錢。

將今后電價上漲可能的支出的一部分，甚至是一小部分，用來補貼現在的新能源發電，有一個問題，今后的錢還沒有收上來，但現在的支出，確實要從財政收入里實實在在地往外拿的，從哪里出？

幸運的是，中國政府現在有能力解決這個問題。也就是說，這個問題，在中國不是一個問題了。

那么剩下來的問題是，什么時候開始補貼，是最佳時機？

2005年，德國開始對光伏發電補貼，每度電的電價是屋頂0.57歐元/度，地面電站0.48元/度。到2009年，地面電站下降到了每度電0.33歐元，下降了31%。而光伏電站的成本，2004年是每千瓦1萬歐元，到2009年，降到了3000歐元，下降了70%。

也就是說，如果2005年在德國建光伏電站按0.57歐元能夠賺錢的話，那么，現在，在德國建地面電站的電價，只要有0.15歐元，就夠了。也就是說，德國可以在目前的補貼電價的基礎上，再下降55%。所以，我說，前一段德國政府宣布將光伏補貼下降16%，對光伏產業不是壞消息，而是好消息，因為他們可以將補貼下降55%，結果才下調了16%，這不是好消息，是什么？

而這個成本的下降，有一些偶然因素。這個因素就是金融海嘯。在2008年6月份，所有人都還預測需要十年后，中國的光伏組件才能降到每瓦十元。但2009年，這個價格已經實現了。也就是說，金融海嘯，使本來需要補貼十年才能達到的降幅，一年就實現了。

所以，2009年是政府開始補助的最佳時機。這就是為什么中國政府在2009年將補貼政策陸續出臺的原因。誰說中國政府沒高人？有的是。

三、補貼到底以何種形式為好？

光伏補貼，有多種方式。

1991年，日本政府開始對光伏進行補貼。日本這個國家煤炭現在就已經枯竭了。所以，他們拚了老命從中國的山西、內蒙、陜西買煤，買了后，全部用來填海，一方面擴大了島國的土地面積，另一方面，等到二十年后，中國的煤挖完了，他們至少還有煤燒。

另一方面，他們也想發展新能源。他們制定了一個補貼方式，就是動員老百姓在屋頂安裝光伏電池，每裝一戶，按每千瓦多少錢來補貼(大約70000日元)。

這個政策就是所謂的百萬屋頂計劃，也就是光伏補貼的日本模式。實施了十年，不能說沒有作用，但日本的光伏產業并沒有大的飛躍。當然，這與日本剛好從九十年代初期步入長期衰退有關。

美國，從2000年開始，從加利福尼亞這個“陽光燦爛的地方”，開始了光伏補貼。他們吸收了日本的不成功的經驗，除了固定補貼之外，同時又開辟了一個新的選擇，規定安裝了光伏屋頂的，支出費用能夠從當年的收入中扣除，按扣除后的金額來繳納個人所得稅。要知道，能夠安裝屋頂的人，每年的收入至少在6萬美元以上，這時候的美國個人所得稅率基本在30%以上，也就是說，剩余部分，政府又補貼了30%。如果對于年收入在10萬美元以上的家庭，稅率基本在40%以上。所以，美國的動靜比日本要大些。似乎比日本要成功。

除了裝機補貼外，美國政府還對研究機構、光伏公司從科研、投資、裝備等各個方面給了名目繁多的補貼。

這就是光伏補貼的美國模式。

2004年，德國政府開始討論光伏補貼的問題。他們吸收了日本和美國的經驗和教訓，決定，除了裝機、抵稅、政府研發資助、投資優惠等方式外，還確立了一個具有劃時代意義的政策，那就是對于光伏發電給以上網電價補貼。并按地面電站和屋頂電站的不同，制定了不同的補貼額度，地面為0.48元/度，屋頂為0.57元/度。而當時，德國的火力發電上網電價才0.03歐元/度。

這個政策出臺后，一下子使德國的光伏裝機容量迅速上升，很快就超過日本、美國，成為光伏第一大國。這個政策，也促使了中國的尚德、林洋、阿特斯、天威、賽維、昱輝、天合等公司的迅速崛起，一舉成為世界光伏前幾十強的地位，而且紛紛在海外上市。

這就是光伏補貼的德國模式。也稱為上網電價補貼模式（Feed-in-tariff）。

無疑，從日本ZF開始，到美國、德國ZF，關于對于光伏產業的補貼方式，采取的都是不一樣的。而從效果上看，德國模式是最好的。為什么，下面會說。

但是，中國ZF為何反而先選取了日本模式和美國模式，而對于德國模式，雖然先有崇明、鄂爾多斯，后有敦煌，但作為一個立法形式的文件，始終未出臺，這是由中國復雜的國情決定的。它主要涉及到光伏發電企業與電網企業的利益分攤問題。但這還不是最根本的原因，最難辦的，是現在的ZF掏錢，為將來的ZF買單。雖然“前人栽樹、后人乘涼”的道理大家都懂，但是，不當家不知柴米貴，當家的有當家的難處。讓你現在從工資中每月掏錢為你孫子的孫子蓋一棟樓，你是否愿意？所以，ZF的一切猶豫和遲鈍，都是可以理解的。作為產業界的人，要有耐心。要相信ZF，最終一定會做出正確的決策出來的。

四、為何各地的補貼電價不同？

雖然中央ZF的政策沒有出臺，但各地已經出臺了各自的政策。甘肅，既然敦煌項目已經被發改委定了價，就順勢按照1.09元/度定出了自己的標桿電價。寧夏，立志要發展新能源，改善環境，定出了1.3元/度，定出了自己的電價，江蘇，則定出了2.15元的最高電價，當然，2010年就降到了1.7元/度，2011年會降到1.4元。據說云南也定出了電價，但我現在還沒有得到數據。

為什么各地的電價差異這么大？這是因為，同樣對于一個裝機容量一定的電站來說，在各地的每天的發電量是不同的。這是由于各地的日照時間不一樣。我國西北、云南、華南，日照時間較長，而華北、東北華東次之。最差的是四川，古人云“蜀犬吠日”，太陽好不容易出來一下，連狗都嚇得亂叫，可見陽光是稀缺資源。不過，四川的西昌、二灘、攀枝花，由于地勢高，年日照時間也能達到2900小時以上，不比昆明少多少。

大家如果關心各地的年日照時間，在氣象資料和許多太陽能發電的書籍里都有，這里不羅嗦了。這里想和大家澄清一下年日照時間與年滿負荷發電時間的關系。由于我看過寧夏發電集團的330KVA的光伏電站的兩年的運行數據，因此，舉銀川的例子。

寧夏的日照時間為每年2900~3000小時，每天大約從早上6~8點到晚上7~9點（冬夏季不同）。但早上和中午的日照強度當然是不同的，晴天的中午日照強度大約每平方米0.9~1.2KW，日出日落時分則接近于零。所以，雖然每天日照時間有八九個小時，但日照的能量大約只有每平方米5~6KWH，如果折算到最大的日照強度對應的時間，則只相當于5個小時左右，這就是當天的所謂的“有效發電時間”，一年平均的每天的有效發電時間（要考慮四季的區別和陰雨晴天的平均）乘以365天，就是一年的有效發電時間。這個時間乘以光伏電池的功率，就是每年能夠發出的電度數（不能用日照時間乘以電池功率！）。也就是說，如果安裝1KW的電池，而每天的有效發電時間是5小時，則一天可發5度的電量。寧夏的每年的有效發電時間大約是1700小時，也就是說，1KW的光伏電池組件，每年大約可以發出1700度左右的電量。這不僅是理論計算，也是經過實踐檢驗的。

再說說上海。上海的日照時間為2300小時，年滿負荷發電時間大約為1200小時（南匯和外灘可能也不一樣），也就是說，一個1KW 的組件，每年可以發電1200度電。

這樣，如果同樣裝機10MW的電站，寧夏一年可以發出1700萬度電，上海則只能發出1200萬度電，所以，上海的電價肯定不能和銀川一樣。如果一樣，就不會有人到上海來發電，而是一窩蜂都跑到銀川去了。這可能就是寧夏、甘肅等陽光資源較好的省份愿意發展光伏的原因，這也是一種資源優勢吧。除了陽光資源外，西北的土地價格比較低，也是優勢之一。這就是為什么寧夏、甘肅對光伏如此積極的原因。

不過，上海家大業大，不一定看得上這區區幾百個億的小產業。否則，上海的光伏起步那么早，為何不僅不如臨近的江蘇，連江西、河北，甚至陽光稀缺的四川也比不上？非不能也，是不為也。

總之，江蘇和寧夏的電價補貼一定有差異，這個差異，不是寧夏貧窮江蘇富裕的原因，而是因為陽光，在寧夏更多一些。

五、補貼電價隨時間的變化

既然光伏產業補貼的目的，是為了今后的不補，那么，就存在一個隨時間遞減的過程。

德國初期的電價為0.57%歐元，2004年制定的期限為四年，當時約定每年遞減7%。2008年決定繼續延續，但由于金融海嘯，不少項目實際上停頓。2009年又重新啟動，但決定一次性將2010年補貼下調16%。

中國的上網電價補貼政策尚未出臺，因此，隨時間如何遞減當然是未知。但江蘇的電價前三年為：2.15，1.70，1.40。西北，有不少專家認為應該定在1.40元，然后每年減5分錢，8年降到1元，就是與火電齊平。這樣對光伏產業的發展最好。但也有人認為這樣慢了一些，覺得一年能降一毛。

無論快慢，下調是肯定的，因為補貼的目的是為了今后的不補。既然這樣，價格當然要逐年下降。至于下降的速度，取決于這樣三個因素，一個，是光伏發電隨著補貼引發的規模增加所導致的成本下降的速度；第二，是國家財政需要發放的補貼額；第三，是火力發電的成本上升速度，也就是石油和煤炭漲價的速度。

這三個因素雖然都可以預測，但誰都無法預測的十分準確，即便鬼谷子下山也不行。如果價格定高了，那么今后會有人說官員沒有水平，如果定低了，對產業反倒是副作用，同樣會被人罵沒有水平。

所以，就招標吧。

招標，不是一個科學的辦法。敦煌招標已經證實了。但它是一個推卸所有人責任的好辦法。招標招出來的，那不是比天還大？高了，沒辦法；低了，誰讓你們報那么低的；你做啊，做吧，你不是愿意當刁民嘛，做不死你！我一直納悶，為什么他們在敦煌不讓報六毛九的人中標。但今年，再招一百次，也不會有人報這個價了。機會一去不復返，光陰流逝不再回。

這就是為什么發改委的官員們希望“再招幾次標”后，再來確定上網電價的原因。

其實，要定目前的上網電價，并不難。首先要估算出光伏發電的裝機成本。這個成本的確定十分重要，否則，3月份的財政部補貼15~20塊，就失去依據了。這個成本的估算，其實自己干一個項目就很清楚了，但不知道發改委為什么覺得那么深奧。

說深奧也確實深奧。“金太陽”的補貼，按裝機成本50%~70%，這個成本基數，已經發現有人實際成本做到23元/瓦，但報上來的材料卻是38元/瓦。這樣，如果補貼50%, 就是19元/瓦，那么，業主只要自己掏出4元/瓦就能夠建起一座電站了。如果補貼到手70%，那么，拿到手26.6元/瓦，建一個1MW的電站，不僅不用錢，還能夠得到政府倒貼3.6元/瓦，就是360萬元，而且，今后每年還坐收100多萬（拿了補貼的，都是用戶側并網）。

而且，這個情況不是個別的，幾乎99%的項目或多或少都有這種情況。這不奇怪，十年前，日本也有這么做的人了，美國也有這樣的人。只不過比例少些。

如果政府的錢這樣補貼了出去，那官員的責任該有多大？官員如果參與了，那是要抓起來打靶的，如果沒參與，那拿到補貼的人還要罵你豬頭的；而那些正經做事拿不到項目補貼的，就更加義憤填膺了。

所以，這個問題的深奧，是在這方面。

反過來，一個好的政策總是要有爭議的。需要決策人拍板，擔責任。好像周立波說的，有毛ZD那樣的氣魄，“把導彈統統打到美國去”，管他什么后果反應，反正我是為了中國，為了民族。至少，也要像鄧大人那樣，“先發他十三顆，在美國的周邊地區，試探一哈（下）。”

現在，中國最缺的，就是這樣的決策人。但是，也可能最不需要的，也是這種決策人。現在要法制，民主。

這就是德國的上網電價的制度為什么優于按日本、美國裝機容量補貼的制度了。其中的奧妙大不一樣，大家想想吧。

最新消息，聽說本次兩會可能要討論光伏發電的“上網電價法”。也許，以中國人的智慧，能夠想出一個全新的“中國模式”來。

第二篇：關于國家統一光伏上網電價（范文模版）

關于國家統一光伏上網電價的解讀

在經歷了2010年繁榮之后，光伏行業在2011年出現了成長減速的情況。隨著過去一年供給的大幅度增加，中國國內光伏業者的壓力陡增。

但是，自2011年5月開始，國內利好光伏的政策不斷。先是江蘇確定1.4元/千瓦時的上網補貼電價，山東也分別對2011年和2012年完成的項目給出了1.4元/千瓦時和1.2元/千萬時的上網電價，之后青海省對2011年9月30日前建成的電站給出了1.15元/千瓦時的電價。7月24日，發改委價格司便發出文件，推出了中國首個全國范圍內適用的光伏固定上網電價。

一、對發改價格[2011]1594號文件的快速解讀

1、制定全國統一的太陽能光伏發電標桿上網電價。按照社會平均投資和運營成本，參考太陽能光伏電站招標價格，以及我國太陽能資源狀況，對非招標太陽能光伏發電項目實行全國統一的標桿上網電價。

上網電價的推出，將之前拖延已久的“路條”項目的盈利途徑給出解決方法，一定程度上確保這些項目投資商的利益。

2011年7月1日及以后核準的太陽能光伏發電項目，以及2011年7月1日之前核準但截至2011年12月31日仍未建成投產的太陽能光伏發電項目，除西藏仍執行每千瓦時1.15元的上網電價外，其余省（區、市）上網電價均按每千瓦時1元執行。今后，我委將根據投資成本變化、技術進步情況等因素適時調整。

新審批的項目上網電價確立，并在原則上規定了今后上網電價將逐步調整，電價的在未來的下調打好政策基礎。

2、通過特許權招標確定業主的太陽能光伏發電項目，其上網電價按中標價格執行，中標價格不得高于太陽能光伏發電標桿電價。

解釋特許權項目的電價問題，特許權項目是發改委、能源局、財政部等相關決策機構試探對可再生能源補貼方式與補貼價格的示范性項目。從文件中，我們看到，特許權項目將不會因為此次光伏上網電價的推出而停止開展。從這個角度來講，相關部委對合理光伏上網電價的探索仍將繼續，而此次的光伏上網電價似乎更像是一個“臨時”價格。

批特許權項目的招標結果可為最終電價的確定提供指導，但是從特許權項目招標開始，一直都是央企電力公司獨攬天下，民企基本不具備與之抗爭的能力，避免行業內的惡性競爭是促進光伏發電在中國大規模發展的另一重點。

3、對享受中央財政資金補貼的太陽能光伏發電項目，其上網電量按當地脫硫燃煤機組標桿上網電價執行。

解釋已獲審批的金太陽項目的電價問題，各地區根據當地情況，可給予相關的補貼政策。與國家統一上網電價不相沖突。

4、太陽能光伏發電項目上網電價高于當地脫硫燃煤機組標桿上網電價的部分，仍按《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法》（發改價格[2006]7號）有關規定，通過全國征收的可再生能源電價附加解決。

再次明確了補貼的資金來源問題，依然來自國家的可再生能源電價附加，并沒有提及可再生能源專項資金。在2010年，全國征收的可再生能源附加費約為130億左右，但大部分資金用于補貼風力發電和生物質發電，用于光伏發電的比例非常低，不到5%，按每度電補貼8毛/千瓦時來算，假定可再生能源補貼的5%用于光伏，則最多可補貼800MW，而僅青海一省的規模就已接近800MW。因此，若擴大補貼規模，需加大可再生能源附加費。

從對政策的解讀我們看到了非常積極的信號，即發改委作為國家能源局的上級部門，在千呼萬喚之后主導推出了光伏的上網電價，解決了許多“路條”項目投資收益的歷史問題，并對新項目的光伏電價作出了初步設計，為將來推出更全面的上網電價作好鋪墊。

可以預期的是，憑借著我國從不缺少的“大兵團作戰”以及“集中突擊”完成項目的經驗，各能源集團，光伏企業必將在目前的炎炎夏日，借著這股政策清風抓緊申報，突擊建設光伏項目。單以青海格爾木市為例，“930”消息一出，幾十個項目同時開工，近500兆瓦項目一起建設（還有不少項目在審批中）。

全國范圍內適用的光伏上網電價政策一出，必將掀起一陣光伏投資“瘋”！

二、發改價格[2011]1594號文所帶來的疑問

單憑發改價格[2011]1594號文件，仍然讓我們對很多問題抱有疑惑： 補貼年限

文件沒有對上網電價的補貼年限給出任何說明，但我們都知道，補10年和補20年給投資商帶來的投資回報率的差異。沒有考慮各地資源差異

沒有對不同資源條件給出不同的補貼電價，而是以“一刀切”的方式，給出了一個統一價格。從盈利角度來講，對于新項目，1元/度電的補貼更適合建立在西部日照資源條件較好的地區的光伏電站。沒有考慮安裝方式的差異

電價政策同樣沒有考慮不同的安裝方式帶來的系統成本差異。而無論是屋頂項目還是光電建筑一體化項目，其單位建設成本往往比大型地面項目要高不少，因此，1元/度電的補貼似乎更傾向于鼓勵地面光伏電站的發展。資金來源問題

資金來源問題，文件雖有提及，但不可忽視的一個問題是“可再生能源電價附加”資金賬戶，由于風電裝機容量前幾年的突飛猛進，已經在2010年出現虧空。而且在短期內，賬戶仍將處于虧損狀態。在IHS Isuppli今年早些時候做的估算，即使發改委在2012年初將“可再生能源電價附加”從目前的4厘/度提高到8厘/度，由于風電裝機容量的增長以及并網條件的改善，該部分資金在2012年~2014年補貼仍將大量被風電占用，處于勉強收支平衡的狀態，這還不考慮用這些年的盈余彌補歷史遺留的該賬戶的虧損部分。如果考慮彌補歷史遺留的虧損，則“可再生能源電價附加”將一直虧損到2015年底。

另外，補貼光伏裝機的另一部分資金來自財政部的“可再生能源專項資金”，“光電建筑”與“金太陽”的補貼就是來于此。文件中沒有說明，固定上網電價的缺口資金可以占用國家的“可再生能源專項資金”，當然也沒有明確表示不可以占用。問題是，“可再生能源電價附加”已然存在虧損，可如果新建項目的電價補貼通過占用“可再生能源專項資金”的方式彌補，那今年的“金太陽”項目補貼怎么辦。當然，也許發改委已經和財政部協調，在2011年給光伏更多的專項資金，解決這個問題。并網問題

并網問題一直是制約我國可再生能源發展的一個重要因素。風電在2010年底已經實現裝機44.7GW，但能夠實現并網的僅有31.1GW，而且這31.1GW也是出于可控狀態，即需要時電網公司可以要求部分風機停運，以保證電網的穩定運行。

當前格爾木的“光伏熱”，使電網公司不得不臨時決定在格爾木地區架設330千伏的電網以匹配光伏電廠的建設，預計工程趕在9月30日左右突擊完工。

“723”動車事故告訴我們，不是所有的工程在趕進度的情況下都能保質保量完成的，工程建設進度有一定的內在規律可循，電網建設同樣是這樣。格爾木將只會是全國的一個縮影，若全國范圍內適用的光伏固定上網電價推行，在下半年的4個月之內全國會出現多少個“格爾木”？新政策導致光伏投資涌向西部地區，又將會給并網造成何等的壓力？電網公司又將能“趕工”出多少個保質保量的電網確保電力傳輸？西部地區太陽能資源豐富、投資收益較高，但是，西部地區卻不是我國的主要能源消耗地區，對能源的需求較少，大量的光伏發電需要遠距離運輸，如果項目并不了網，固定上網電價政策又有什么意義呢？

2011年5月國家電網發布兩項企業標準：《光伏電站接入電網技術規定》和《光伏電站接入電網測試規程》，但是亟需解決的是光伏發電的入網標準。從上面的分析，我們可以得到以下的結論：

1．電價出臺提前一年，國家表姿態

本次固定上網電價的推出，是一個非常積極的信號，顯示國家對國內光伏終端市場發展的支持；

2．配套政策有待完善

固定上網電價的細則有待出臺，否則1594號文件將難以有所作為； 3．政策利好，光伏應用大規模擴大 單憑1594號文件提及的解決歷史遺留的“路條”項目盈利這一點，國內光伏業者信心將得到很大程度上的提振，國內的“光伏熱”將進一步升溫，中國2011年的光伏裝機容量可能會突破1.5GW（注：不等同于并網容量）；

4．最終電價仍需幾經風雨

特許權項目在未來仍將開展，相對較高的固定上網電價（與風電，生物質能相比），處于虧損狀態的“可再生能源電價附加”賬戶以及光伏電站建設成本的不斷下降，使得1元/度電的固定上網電價在短期內被調整成為必然。

5．具體情況應具體分析

政策更多的利好西部地區的大型地面光伏電站，而東部，中部地區因受日照輻射資源的限制，在1元/度電的情況下，盈利條件仍然不甚理想。屋頂項目，光電建筑一體化項目因建設成本原因，也將難以充分收益于補貼政策。當然具體項目的盈利狀況需要具體分析，相信有許多潛在屋頂項目在1元/度電的情況下，是有能力實現一定利潤的。但是，各省可出臺相應的補貼政策，與統一標準不相沖突。

6．避免惡性競爭促進良性發展

從過去的經驗來看，大型地面電站的投資始終為國有電力集團所主導。從5中可以看到，本次上網電價將更多利好西部地區的大型地面光伏電站，進一步而言，將更多利好身為開發商的電力集團。而民營企業當然也可以收益，不過相信更多的收益將是在于與電力集團的合作上。自行開發電站的民營企業，如果有一定的資金實力并拿到項目，當然也會受益。對于志在自行開發光伏項目的光伏企業，至少電價的推出是企業可以消耗一部分產能，從這個角度來講電站項目即使無利可圖，對光伏企業也是有意義的。

7．道路坎坷，前途光明

1594號文件的成功執行需要跨部門的協作，不單單是發改委，能源局，財政部與電網公司也是政策能否被落實，使得光伏電站相關企業收益的關鍵。相信發改委價格司在推出1594號文件前，已經會同發改委其他司局，能源局廣泛征求過相關部委與企業，如：財政部，電網公司的意見并得到了各相關方的支持。

但是在這里，仍然有一些隱憂，不知實際情況會發展成怎樣。希望發改價格[2011]1594號文能真正成為國內光伏終端市場的一針強心劑，讓我們國家的光伏市場得到快速啟動。也稍稍改變我們國內光伏企業長期以來面臨的市場受制于人的局面，實現兩條腿走路，而不是單單依靠產品出口這一條路解決的企業生存問題。

第三篇：分布式光伏、光伏電站上網電價最新政策概要

實行階梯電價的用電大戶收益高 2012年7月日起北京家庭階梯電價舉例 電費標準（元/kWh 1 0.8 0.6 0.4 0.2 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 年用電量（kWh 按較低電價繳納電費 0.48元/度 2880度 0.53元/度 4800度 0.78元/度 第一檔 第二檔 第三檔 光伏發電沖抵 1300×0.53+1700×0.78 政策： 不計入 階梯電 價；計 入節能 量 北京市部分居民階梯3檔電價：240度/月以下0.48元/度；241-400度/月0.53元/度； 401度/月以上0.78元/度。若該用戶年總用電量6500度（月均542度），安裝3KW（投資3萬元）光伏系統按年發電量3000kWh自用計，年節省電費2015元，年得到 補貼1260元，即每年收益共3275元。9-10年收回投資。

分布式光伏發電項目管理暫行辦法要點 ? 總則 – 分布式光伏發電是指在用戶所在場地或附近建設運行，以用戶側自發自用為主、多余電量上網 且在配電網系統平衡調節為特征的光伏發電設施； – 鼓勵各類電力用戶、投資企業、專業化合同能源服務公司、個人等作為項目單位，投資建設和 經營分布式光伏發電項目； – 分布式光伏發電實行“自發自用、余電上網、就近消納、電網調節”的運營模式； 規模管理 – 對需要國家資金補貼的項目實行總量平衡和指導規模管理，不需要國

家資金補貼的項目部 納入指導規模管理范圍； – 下達各地區指導規模； 項目備案 – 能源主管部門依據本地區分布式光伏發電的指導規模指標，對實行備案管理； 建設條件 – 項目所依托的建筑物及設施應具有合法性，當非同一主體時，項目單位應與所有人簽訂建筑物、場地及設施的使用或租用協議，簽訂合同能源服務協議； – 設計和安裝應符合有關管理規定、設備標準、建筑工程規范和安全規范等要求，承擔項目設計、查咨詢、安裝和監理的單位，應具有國家規定的相應資質。采用主要設備應通過符合檢測認 證，符合相關接入電網的技術要求。電網接入與運行 計量與結算 – 享受電量補貼政策的項目，由電網企業按月轉付國家補貼資金，按月結算余電上網電量電費。– 在經濟開發區燈相對獨立的供電區同一組織建設的分布式光伏發電項目，余電上網部分可向該 供電區內其他電力用戶直接售電； 產業信息監測 違規責任 ? ? ? ? ? ? ?

總 結 ? 國家布局為集中開發與分布式應用并舉，更關注分布式發電市場 ? 發揮“市場機制和政策扶持雙重作用”應該是今后幾年內光伏應用市場 的基調；目標可能浮動，但安裝總量會加以控制； ? “有序推進光伏電站建設”——希望穩定發展 – 真正實現“保障性收購”，著力解決“接入”和“限發”、補貼資 金到位慢三大問題可使大型電站效益改善； – 西部仍是重點、東部有望突破、路條依然難拿、投資相對旺盛； – 2013年估計實現裝機4-5GW，2014年控制規模4-5GW。? “大力開拓分布式光伏發電”——希望重點突破、快速發展 – 政策密集出臺，細節尚需補充完善； – 分布式光伏發電示范園區項目啟動，但受“屋頂落實”和“融資方 式”兩大難題影響，（也包括年底搶裝因素對市場供應的影響）實 施進度必將后移； – 2013年估計實現裝機2-3GW，2014年指導性規模預方案7-8GW。? 綜上：2013年估計可實現光伏發電總裝機7-8GW； 2014年期望可實現年 總裝機10-12GW。（如果分布式發電的幾個難點問題不能很好解決，該 分布式光伏裝機目標實現難度還是比較大的）

謝 謝!wu.dacheng@163.com

第四篇：光伏補貼政策20111017

1.金太陽工程啟動 光伏發電項目最高可獲7成補貼

2009年07月22日 02:49第一財經日報

被傳已久的國家性重大光伏發電支持政策——“金太陽”工程昨日終于露面。財政部網站公告稱，為培育戰略性新興產業，中央財政將從可再生能源專項資金中安排一定資金，支持光伏技術和企業發展。

政策規定，對并網光伏發電項目，國家將原則上按光伏發電系統及其配套輸配電工程總投資的50%給予補助；其中偏遠無電地區的獨立光伏發電系統按總投資的70%給予補助；對于光伏發電關鍵技術產業化和基礎能力建設項目，主要通過貼息和補助的方式給予支持。

單個光伏發電項目裝機容量不低于300kWp、建設周期原則上不超過1年、運行期不少于20年的，屬于國家財政補助的項目范圍內。

另外政策也規定，并網光伏發電項目的業主單位總資產應不少于1億元，項目資本金不低于總投資的30%。獨立光伏發電項目的業主單位，具有保障項目長期運行的能力。

除對具體的發電工程實行補助之外，光伏發電關鍵技術產業化示范項目以及標準制定，也被列入補貼的范疇之內。其中就包括了硅材料提純、控制逆變器、并網運行等關鍵技術產業化項目，以及太陽能資源評價、光伏發電產品及并網技術標準、規范制定和檢測認證體系建設等。

2009年8月31日前，有關項目將報財政部、科技部、國家能源局，原則上每省(含計劃單列市)示范工程總規模不超過20兆瓦。

“金太陽”工程是繼我國政府在3月出臺對光電建筑每瓦補貼20元政策之后的又一重大財政政策，將適時地推動我國光伏發電項目的發展。

附：《金太陽示范工程正式啟動》通知 2009年7月21日財政部新聞辦公室

為促進新能源和節能環保等戰略性新興產業發展，培育新的經濟增長點，近日財政部、科技部、國家能源局聯合印發了《關于實施金太陽示范工程的通知》(以下簡稱《通知》)，決定綜合采取財政補助、科技支持和市場拉動方式，加快國內光伏發電的產業化和規模化發展，并計劃在2-3年內，采取財政補助方式支持不低于500兆瓦的光伏發電示范項目。

《通知》明確，重點支持用戶側并網光伏發電、獨立光伏發電、大型并網光伏發電等示范項目建設，以及硅材料提純、并網運行等光伏發電關鍵技術產業化和相關基礎能力建設，并根據技術先進程度、市場發展狀況等確定各類示范項目的單位投資補助上限。對并網光伏發電項目，原則上按光伏發電系統及其配套輸配電工程總投資的50%給予補助；其中偏遠無電地區的獨立光伏發電系統按總投資的70%給予補助；對于光伏發電關鍵技術產業化和基礎能力建設項目，主要通過貼息和補助的方式給予支持。

為保證示范工程取得成效，《通知》提出，各地電網企業應積極支持并網光伏發電項目建設，提供并網條件。用戶側并網的光伏發電項目所發電量原則上自發自用，富余電量及并入公共電網的大型光伏發電項目所發電量，均按國家核定的當地脫硫燃煤機組標桿上網電價全額收購。

《通知》要求，各省財政、科技、能源部門要加強領導，組織電網等有關單位，抓緊制定金太陽示范工程實施方案，原則上每省(含計劃單列市)示范工程總規模不超過20兆瓦，有條件的地方也應安排一定資金給予支持，以切實保證金太陽示范工程順利實施。

2.三部委要求加快實施“金太陽”示范工程

2009-11-17 10:37:07 作者：未知 來源：東方早報

中國太陽能光伏網訊：近日，財政部、科技部、國家能源局下發了《關于做好“金太陽”示范工程實施工作的通知》，要求加快實施“金太陽”示范工程。此次共安排294個示范項目，發電裝機總規模為642兆瓦，較之原定500兆瓦的規模增加了30%，年發電量約10億千瓦時，初步測算工程總投資近200億元，計劃用2-3年時間完成。這體現了國家對大力發展光伏發電的積極態度。

其中，大型工商企業用戶側并網光伏發電（即“太陽能屋頂”）項目232個，裝機規模290兆瓦，所發電量由用戶自用；大型并網發電項目35個，裝機規模306兆瓦，所發電量接入電網輸送；偏遠無電地區獨立光伏發電項目27個，裝機規模46兆瓦，可解決30多萬戶無電居民生活用電。

我們預期，近期國家還將出臺一系列利好光伏市場的政策，包括《新能源產業發展振興規劃》、《節能減排產業發展振興規劃》（利好光電建筑）、“光伏上網

電價辦法”等。國家在“金太陽”項目的審批中，體現了對光伏市場的積極支持態度，這一態度將繼續體現在后續政策中，不排除上調規劃目標的可能性。國內光伏市場的發展方向即將明朗。

在全球市場方面，日本、法國均已出臺積極的光伏電價政策，預計美國“清潔能源法案”應可獲批，光伏激勵政策超預期的可能性較大。2010年將是全球光伏市場又一個景氣周期的開端。我們認為，未來3年全球光伏市場的復合增速在50%左右。

3.財政部明確2011年金太陽示范工作 確定光伏業扶持補助標準

2011-06-29 09:20:20 作者：陽光光伏 來源：財政部

各省、自治區、直轄市、計劃單列市財政廳(局)、科技廳(委、局)、發展改革委(能源局)，新疆生產建設兵團財務局、科技局、發展改革委：

為進一步擴大國內光伏發電應用規模，促進戰略性新興產業發展，中央財政將繼續安排資金支持實施金太陽示范工程。根據市場形勢和產業發展狀況，現將2011年金太陽示范工作有關事項通知如下：

一、支持范圍

(一)在可利用建筑面積充裕、電網接入條件較好、電力負荷較大的經濟技術開發區、高新技術開發區、工業園區、產業園區集中連片建設的用戶側光伏發電項目，裝機容量原則上不低于10MW。

(二)利用工礦、商業企業以及公益性事業單位既有建筑等條件建設的用戶側光伏發電項目，裝機容量不低于300kW。

(三)利用智能電網和微電網技術建設的用戶側光伏發電項目。

(四)在偏遠無電地區建設的獨立光伏發電項目。

二、支持條件

(一)項目實施單位必須是自建自用的電力用戶、專業化的能源服務公司、配電網(微電網)投資經營主體之一，且項目資本金不低于總投資的30%。其中，項目實施單位與項目所在建筑業主為不同主體的，必須以合同能源管理方式簽訂長

期協議。獨立光伏發電項目業主單位，必須具有保障項目長期運行的能力。

(二)申請集中連片示范項目的經濟技術開發區、高新技術開發區、工業園區、產業園區，必須由園區管委會結合區域內各項基礎條件進行統籌規劃，成立專門的管理機構，指定專人協調項目建設、電網接入、運行管理等方面的工作，并制定相應配套支持政策。

(三)示范項目必須經濟效益較好，設計方案合理，項目規模、安裝方式與建筑、電網條件基本匹配，并且建筑屋頂易于改造，改造投資較低，對與新建廠房整體規劃建設的項目優先支持。

(四)項目并網設計符合規范，發電量原則上自發自用。

(五)項目采用的關鍵設備(包括光伏組件、逆變器、蓄電池)由實施單位自主采購，性能要求見附件1。

(六)獨立光伏發電項目要以縣(及以上)為單位整體實施。

(七)已獲得相關政策支持的項目不得重復申報。

4.2011年中國太陽能光伏屋頂項目一覽

眾所周知，對于太陽能屋頂項目而言，薄膜電池更能發揮其技術優勢。首先，薄膜電池弱光響應效應更好，單位成本相對低，更適合對轉換效率要求較低的城市太陽能屋頂項目，其次，薄膜光伏組件更容易與建筑物實現構件一體化，在節省建筑構件等材料費用的同時，還可以提升建筑物的美感。薄膜電池發電的成本最低在0.6元/度，晶硅電池發電成本極限在0.9元/度左右。但光伏屋頂計劃規模啟動后，度電成本也將由此快速下降，進而形成超過晶硅電池的電價競爭力。

因此，國家鼓勵太陽能屋頂項目，在一定程度上有利于未來薄膜電池行業的發展。目前，國內很多廠商已看準市場趨勢，各自調整產業戰略，更有些廠商從生產晶硅轉向薄膜。

①晶龍“金太陽”示范工程獲千萬中央補助資金

今年9月份，從財政部獲悉，邢臺晶龍公司的“金太陽”示范項目--“2兆瓦高效單晶硅光伏發電示范項目”的1800萬元中央補助資金已獲批。項目利用公司

屋頂和地面建設光伏并網電站及生態餐廳，整個光伏發電系統面積為19700平方米，裝機總容量2兆瓦，項目建成后，光伏發電上網電量每年可達到284.28萬千瓦時。

②孚日光伏屋頂電站被納入國家金太陽工程

近日，經國家財政部考查批準，孚日集團投資建立的3MW屋頂光伏電站項目被納入2011年金太陽示范工程(第一批)。入選后，國家將按照8元/瓦的標準進行補貼。

③京運通硅晶材料產業園(一期)屋頂光伏電站實現并網發電

2011年10月，北京首個兆瓦級屋頂光伏電站--北京京運通科技股份有限公司硅晶材料產業園(一期)屋頂光伏電站實現并網發電，這標志著作為北京首個國家太陽能光伏發電集中應用示范區的北京經濟技術開發區，正式從能源合同管理示范階段進入全面應用階段。

京運通一期屋頂光伏電站裝機容量為1兆瓦，相當于1150個家庭一年的用電量。并網之后，項目日均發電量3600度，相當于每天為用戶“節省”電費2800元，每年可達102.2萬元。

④三安光電控股子公司簽署《屋頂太陽能聚光光伏開發協議》

2011年9月30日，日芯光伏與美國EMCORECorporation(以下簡稱“美國EMCORE”)簽定了《屋頂太陽能聚光光伏開發協議》，該協議主要內容為：美國EMCORE于近期取得加利福尼亞州蒙羅維亞市索萊恩有限責任公司(以下簡稱為“索萊恩”)的知識產權及有形資產，美國EMCORE愿將索萊恩知識產權作為與日芯光伏共有知識產權，就當前500倍和1，000倍屋頂聚光光伏系統共同開發與應用進行合作，日芯光伏承擔一半所有改進暨索萊恩屋頂聚光光伏系統及共有知識產權開發相關的、所有經濟合理的開發、購買、維持其他成本和費用，雙方皆可在對方唯一權利以外的任何地域銷售屋頂聚光光伏系統。

5.國家發展改革委關于完善光伏發電上網電價政策的通知

2011-08-16 09:14:39 作者：陽光光伏 來源：國家發展改革委

國家發展改革委關于完善太陽能光伏發電上網電價政策的通知

發改價格〔2011〕1594號

各省、自治區、直轄市發展改革委、物價局：

為規范太陽能光伏發電價格管理，促進太陽能光伏發電產業健康持續發展，決定完善太陽能光伏發電價格政策。現將有關事項通知如下：

一、制定全國統一的太陽能光伏發電標桿上網電價。按照社會平均投資和運營成本，參考太陽能光伏電站招標價格，以及我國太陽能資源狀況，對非招標太陽能光伏發電項目實行全國統一的標桿上網電價。

（一）2011年7月1日以前核準建設、2011年12月31日建成投產、我委尚未核定價格的太陽能光伏發電項目，上網電價統一核定為每千瓦時1.15元（含稅，下同）。

（二）2011年7月1日及以后核準的太陽能光伏發電項目，以及2011年7月1日之前核準但截至2011年12月31日仍未建成投產的太陽能光伏發電項目，除西藏仍執行每千瓦時1.15元的上網電價外，其余省（區、市）上網電價均按每千瓦時1元執行。今后，我委將根據投資成本變化、技術進步情況等因素適時調整。

二、通過特許權招標確定業主的太陽能光伏發電項目，其上網電價按中標價格執行，中標價格不得高于太陽能光伏發電標桿電價。

三、對享受中央財政資金補貼的太陽能光伏發電項目，其上網電量按當地脫硫燃煤機組標桿上網電價執行。

四、太陽能光伏發電項目上網電價高于當地脫硫燃煤機組標桿上網電價的部分，仍按《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法》（發改價格〔2006〕7號）有關規定，通過全國征收的可再生能源電價附加解決。

6.我省3個項目入選2011年第一批國家金太陽示范項目目錄

（我省3個項目入選2011年第一批國家金太陽示范項目目錄）

近日，國家能源局、財政部和科技部公布了2011年第一批金太陽示范工程項目，我省3個項目入選，總裝機容量22.3MW。其中連片用戶側發電項目2個，分別為合肥高新區二期，裝機容量10.1MW，蚌埠龍子湖工業園區，裝機容量12.2MW；分布用戶側發電項目1個，為安徽應天屋頂光伏發電項目，裝機容量0.5MW。按照晶硅組件項目9元/瓦、薄膜組件項目8元/瓦的補助標準，預計此次3個金太陽示范工程項目可以爭取中央財政補助資金近2億元。省能源局將按照《金太陽示范項目管理暫行辦法》要求，對連片項目進行審核備案，督促業主單位盡快提交項目資金申請文件，落實環評批復、電網接入以及關鍵設備購銷協議等材料并報國家核定，此批項目要求于2012年6月30日完成竣工驗收，省能源局每年7月底和1月底前分兩次向國家報送項目運行情況。

此前，我省已爭取合肥高新區一期連片用戶側發電項目和10個分布用戶側發電項目，總裝機容量26.2MW, 爭取中央財政補助資金2.2億元。

第五篇：發改委上網電價補貼政策

國家發展改革委關于完善 太陽能光伏發電上網電價政策的通知

各省、自治區、直轄市發展改革委、物價局：

為規范太陽能光伏發電價格管理，促進太陽能光伏發電產業健康持續發展，決定完善太陽能光伏發電價格政策。現將有關事項通知如下：

一、制定全國統一的太陽能光伏發電標桿上網電價。按照社會平均投資和運營成本，參考太陽能光伏電站招標價格，以及我國太陽能資源狀況，對非招標太陽能光伏發電項目實行全國統一的標桿上網電價。

（一）2011年7月1日以前核準建設、2011年12月31日建成投產、我委尚未核定價格的太陽能光伏發電項目，上網電價統一核定為每千瓦時1.15元（含稅，下同）。

（二）2011年7月1日及以后核準的太陽能光伏發電項目，以及2011年7月1日之前核準但截至2011年12月31日仍未建成投產的太陽能光伏發電項目，除西藏仍執行每千瓦時1.15元的上網電價外，其余省（區、市）上網電價均按每千瓦時1元執行。今后，我委將根據投資成本變化、技術進步情況等因素適時調整。

二、通過特許權招標確定業主的太陽能光伏發電項目，其上網電價按中標價格執行，中標價格不得高于太陽能光伏發電標桿電價。

三、對享受中央財政資金補貼的太陽能光伏發電項目，其上網電量按當地脫硫燃煤機組標桿上網電價執行。

四、太陽能光伏發電項目上網電價高于當地脫硫燃煤機組標桿上網電價的部分，仍按《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法》（發改價格[2006]7號）有關規定，通過全國征收的可再生能源電價附加解決。

國家發展改革委 二○一一年七月二十四日