第一篇：光伏電價補貼的繳稅問題
光伏電價補貼的繳稅問題
2014/9/26
來源：solarbe
2013年初，我在做一個光伏項目財務評價時，糾結于光伏標桿電價高于當地脫硫標桿電價部分是否繳稅。按理說，這部分是國家補貼，是不用繳稅的，但我從不同省份的業主獲得不同的反饋：有的說補貼是省里直接發下來的，不用交;有的說電網要求他們開發票，開發票就一定要交的。
那這筆錢業主到底用不用交呢?為了解決這一問題，我查閱了一系列的國家政策文件，才把這個問題弄清楚。分享一下我學習的收獲吧。
文件1：《中華人民共和國可再生能源法》(主席令第三十三號，2005/2/28)
政策原文：
第二十條 電網企業依照本法第十九條規定確定的上網電價收購可再生能源電量所發生的費用，高于按照常規能源發電平均上網電價計算所發生費用之間的差額，附加在銷售電價中分攤。具體辦法由國務院價格主管部門制定。
第二十一條 電網企業為收購可再生能源電量而支付的合理的接網費用以及其他合理的相關費用，可以計入電網企業輸電成本，并從銷售電價中回收。
原文解讀：
電網企業要按可再生能源(如光伏)的標桿電價(而不是脫硫標桿電價)收購可再生能源電力，即高價收購可再生能源電力。因此，可以認為，電網付給電力企業的購電資金，都是電網企業的，而不是國家補貼資金。(這樣的后果必然是電網企業虧損，但國家會對電網企業的虧損進行補貼，見文件2)
文件2：《可再生能源發展基金征收使用管理暫行辦法》(財綜[2011]115號，2011/11/29)
政策原文：
第八條可再生能源電價附加由財政部駐各省、自治區、直轄市財政監察專員辦事處(以下簡稱專員辦)按月向電網企業征收，實行直接繳庫，收入全額上繳中央國庫。
電力用戶應繳納的可再生能源電價附加，按照下列方式由電網企業代征：
第十條省級電網企業和地方獨立電網企業，應于每月10日前向駐當地專員辦申報上月實際銷售電量(含自備電廠自發自用電量，下同)和應繳納的可再生能源電價附加。專員辦應于每月12日前完成對企業申報的審核，確定可再生能源電價附加征收額，并向申報企業開具《非稅收入一般繳款書》。省級電網企業和地方獨立電網企業，應于每月15日前，按照專員辦開具《非稅收入一般繳款書》所規定的繳款額，足額上繳可再生能源電價附加。
第十二條中央財政按照可再生能源附加實際代征額的2‰付給相關電網企業代征手續費，代征手續費從可再生能源發展基金支出預算中安排，具體支付方式按照財政部的有關規定執行。代征電網企業不得從代征收入中直接提留代征手續費。
第十三條對可再生能源電價附加征收增值稅而減少的收入，由財政預算安排相應資金予以彌補，并計入“可再生能源電價附加收入”科目核算。
第十四條(二)可再生能源電價附加收入用于以下補助：
1、電網企業按照國務院價格主管部門確定的上網電價，或者根據《中華人民共和國可再生能源法》有關規定通過招標等競爭性方式確定的上網電價，收購可再生能源電量所發生的費用，高于按照常規能源發電平均上網電價計算所發生費用之間的差額。
原文解讀：
1)可再生能源電價附加是不用交稅的;這部分錢交的增值稅，國家會安排財政資金彌補的。
2)電網幫國家征收可再生能源電價附加，國家需付2‰的手續費;
3)電網征收的錢，先上繳國家，再由國家按可再生能源項目的分布情況，撥付給電網企業，用于彌補電網企業高價收購可再生能源電力的虧損。因此，這部分國家補貼是補給電網公司的。
文件3：《可再生能源電價附加補助資金管理暫行辦法》(財建〔2012〕102號，2012/3/14)
第四條 符合本辦法第三條規定的項目，可再生能源發電企業、可再生能源發電接網工程項目單位、公共可再生能源獨立電力系統項目單位，按屬地原則向所在地省級財政、價格、能源主管部門提出補助申請(格式見附1)。省級財政、價格、能源主管部門初審后聯合上報財政部、國家發展改革委、國家能源局。
第五條 財政部、國家發展改革委、國家能源局對地方上報材料進行審核，并將符合條件的項目列入可再生能源電價附加資金補助目錄。
第十一條 可再生能源電價附加補助資金原則上實行按季預撥、年終清算。省級電網企業、地方獨立電網企業根據本級電網覆蓋范圍內的列入可再生能源電價附加資金補助目錄的并網發電項目和接網工程有關情況，于每季度第三個月10日前提出下季度可再生能源電價附加補助資金申請表(格式見附2)，經所在地省級財政、價格、能源主管部門審核后，報財政部、國家發展改革委、國家能源局。
公共可再生能源獨立電力系統項目于年度終了后隨清算報告一并提出資金申請。
第十二條 財政部根據可再生能源電價附加收入、省級電網企業和地方獨立電網企業資金申請等情況，將可再生能源電價附加補助資金撥付到省級財政部門。省級財政部門按照國庫管理制度有關規定及時撥付資金。
第十三條 省級電網企業、地方獨立電網企業應根據可再生能源上網電價和實際收購的可再生能源發電上網電量，按月與可再生能源發電企業結算電費。
第十八條 本辦法自發布之日起施行。2012年可再生能源電價附加補助資金的申報、審核、撥付等按本辦法執行。
原文解讀：
1)可再生能源發電企業只有提出補助申請，自己的項目才能列入可再生能源電價附加資金補助目錄。不列入此目錄的項目，電網企業可以只給結算脫硫標桿電價。
2)在2012年的時候，補助資金是先撥付到政府，有的政府直接撥付給發電企業，不需要交稅，有的政府撥付給電網公司，需要交稅。從而造成各地補助資金是否繳稅的情況不一樣。
3)這個辦法，當時說明只適用于2012年的補助資金撥付。
文件4：《國務院關于促進光伏產業健康發展的若干意見》(國發〔2013〕24號，2013年7月4日)
(三)改進補貼資金管理。嚴格可再生能源電價附加征收管理，保障附加資金應收盡收。完善補貼資金支付方式和程序，對光伏電站，由電網企業按照國家規定或招標確定的光伏發電上網電價與發電企業按月全額結算;對分布式光伏發電，建立由電網企業按月轉付補貼資金的制度。中央財政按季度向電網企業預撥補貼資金，確保補貼資金及時足額到位。鼓勵各級地方政府利用財政資金支持光伏發電應用。
原文解讀：
1)在此提出，對于光伏電站，電網企業根據光伏標桿電價跟發電企業按月足額結算，進一步印證，光伏標桿電價(包含高于脫硫標桿電價部分)全部是由電網企業支付的。
2)對分布式光伏，0.42元/kWh也是由國家先付給電網企業，電網企業再付給發電企業。
文件5：《關于分布式光伏發電實行按照電量補貼政策等有關問題的通知》(財建[2013]390號，2013/7/24)
(一)項目確認。國家對分布式光伏發電項目按電量給予補貼，補貼資金通過電網企業轉付給分布式光伏發電項目單位。
(四)資金撥付。中央財政根據可再生能源電價附加收入及分布式光伏發電項目預計發電量，按季向國家電網公司、南方電網公司及地方獨立電網企業所在省級財政部門預撥補貼資金。電網企業根據項目發電量和國家確定的補貼標準，按電費結算周期及時支付補貼資金。具體支付辦法由國家電網公司、南方電網公司、地方獨立電網企業制定。國家電網公司和南方電網公司具體支付辦法報財政部備案，地方獨立電網企業具體支付辦法報省級財政部門備案。
二、改進光伏電站、大型風力發電等補貼資金管理
除分布式光伏發電補貼資金外，光伏電站、大型風力發電、地熱能、海洋能、生物質能等可再生能源發電的補貼資金繼續按《財政部國家發展改革委國家能源局關于印發<可再生能源電價附加補助資金管理暫行辦法>的通知》(財建〔2012〕102號，以下簡稱《辦法》)管理。為加快資金撥付，對有關程序進行簡化。
(一)國家電網公司和南方電網公司范圍內的并網發電項目和接網工程，補貼資金不再通過省級財政部門撥付，中央財政直接撥付給國家電網公司、南方電網公司。年度終了后1個月內，各省(區、市)電力公司編制上年度并網發電項目和接網工程補貼資金清算申請表，經省級財政、價格、能源主管部門審核后，報國家電網公司、南方電網公司匯總。國家電網公司、南方電網公司審核匯總后報財政部、國家發展改革委和國家能源局。地方獨立電網企業仍按《辦法》規定程序申請補貼資金。
(二)按照《可再生能源法》，光伏電站、大型風力發電、地熱能、海洋能、生物質能等可再生能源發電補貼資金的補貼對象是電網企業。電網企業要按月與可再生能源發電企業根據可再生能源上網電價和實際收購的可再生能源發電上網電量及時全額辦理結算。
原文解讀：
1)分布式資金的補貼資金，是由國家按季預撥給電網企業，電網企業按月支付給發電項目單位。
2)對于光伏電站，2012年的補貼辦法仍然有效，但補貼程序簡化。補貼資金不發給地方政府，直接給電網企業了。
4)明確提出，光伏電站的補貼對象是電網企業。并提出，電網企業要按可再生能源標桿電價與發電企業全額結算。進一步印證，光伏標桿電價(包含高于脫硫標桿電價部分)全部是由電網企業支付的。
小結：2013年7月前，由于國家補貼發給省級財政，而省級財政直接發給業主，業主就不交稅;發給電網公司，電網公司發給企業，業主就需要交稅，所以造成不同省份的不同情況。
2013年7月以后，光伏補貼將全部發給電網企業。并明確補貼對象是電網企業。因此，對于光伏項目發電企業，高于脫硫標桿電價的補助部分，是需要繳稅的。
這是我之前研究的結果。文件5提到，補貼資金的發放辦法，由電網公司自己制定。到2013年底，國網公司就出臺了管理辦法，對這個問題做了明確的規定。
文件6：《關于可再生能源電價附加補助資金管理有關意見的通知》(國家電網財[2013]2044號，2013/12/31)
(一)常規可再生能源發電項目上網電量的補助標準，根據價格主管部門批準的可再生能源上網電價(含特許權招標確定價格)與項目所在地燃煤機組標桿上網電價之差計算，經國家有關部門統一的，可按可再生能源上網電價(含特許權招標確定價格)與常規能源發電平均上網電價之差計算。國家確定的補助標準含17%的增值稅，申請補助資金的常規可再生能源發電項目必須向公司開具稅率為17%的增值稅專用發票。
(三)根據《國家發展改革委關于發揮價格杠桿作用促進光以產業健康發展的通知》(發改價格[2013]1638號)規定，分布式光伏發電項目補助標準為每千瓦時0.42元(含17%的增值稅)，分布式光伏發電項目應向公司開具稅率為17%的增值稅專用發票。對不具備開具增值稅發票條件的自然人分布式光伏發電項目，補助標準按不含稅每千瓦時0.359元標準執行。
另外需要注意的是：
根據文件5，補貼資金是根據預計的發電量提前撥付。因此，如果發電量估算偏低，低于實際發電量，則撥付補貼資金就會低于實際需要補貼的金額。這部分資金缺口，應該需要未來補發，但肯定會推遲。
根據文件6，當中央財政補助資金小于應撥付補助資金時，國網財務部將按照分布式光伏發電和生物質能發電項目優先原則撥付補助資金，其他項目等比例原則撥付。
第二篇：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。
第三篇：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。
第四篇：2017年全國各省市分布式光伏電價補貼詳表（本站推薦）
2017年全國各省市分布式光伏電價補貼詳表
光伏補貼最先是由國家提出來的，但不少地區為支持本地光伏產業的發展，出臺地方財政補貼政策。地方政策部分帶有地方保護性主義，明確需要使用當地光伏企業的產品才可享受地方性補貼或者可多享受補貼。大家在參考補貼的同時切不可忽略前提條件，以免不能及時獲取補貼。值得注意的是不少縣是享有國家，省，市，縣共四層補貼的，有些則是國家，省，市共三層補貼。大家在關注補貼的同時一定要搞清楚補貼都有幾層，以免遺漏。補貼的模式各地亦有差異，有實行發電量補貼的，有實行上網電價補貼的額，有實行一次性初裝補貼的。大家在查看自己所在地的補貼政策時，要仔細些，注意前提條件，補貼模式，這樣才能真正地了解補貼。國家補貼政策 分布式：
電價補貼標準為每千瓦時0.42元(含稅，下同)，光伏發電項目自投入運營起執行標桿上網電價或電價補貼標準，期限原則上為20年。光伏發電先確定2016年標桿電價，2017年以后的價格另行制定。集中式：
寧夏，青海海西，甘肅嘉峪關、武威、張掖、酒泉、敦煌、金昌，新疆哈密、塔城、阿勒泰、克拉瑪依，內蒙古赤峰、通遼、興安盟、呼倫貝爾以外地區0.8元/kwh 北京，天津，黑龍江，吉林，遼寧，四川，云南，內蒙古赤峰、通遼、興安盟、呼倫貝爾，河北承德、張家口、唐山、秦皇島，山西大同、朔州、忻州，陜西榆林、延安、青海，甘肅，新疆除新疆哈密、塔城、阿勒泰、克拉瑪依0.88元/kwh
全國地方各省市政策 上海市
對于光伏項目，根據實際發電量對項目投資主體給予獎勵，獎勵時間為5年。單個項目獎勵金額不超過5000萬元。具體標準如下： 光伏電站：0.3元/千瓦時，分布式光伏：工、商業用戶為0.25元/千瓦時，學校用戶為0.55元/千瓦時，個人、養老院等享受優惠電價用戶為0.4元/千瓦時。
北京市
分布式：2015年1月1日至2019年12月31日期間并網發電的分布式光伏發電項目，按照實際發電量給予每千瓦時0.3元(含稅)的獎勵，連續獎勵5年 集中式：0.88元/kwh
重慶市 在巫山、巫溪、奉節等3個縣開展試點。在20-25年內每年預計為每戶貧困戶提供2000-3000元的現金收入。對建卡貧困戶，市級財政扶貧資金補助8000元/戶。對項目農戶，采取發電量“全額上網”，凈電量結算方式，按現行的三類資源區光伏電站標桿上網電價1.00元/千瓦時執行。巫溪縣
單戶3KW分布式光伏發電系統需投資約2.4萬元。對建檔立卡貧困戶的建設資金，市級財政扶貧資金解決0.8萬元，縣扶貧辦解決0.8萬元，剩余資金由貧困戶自籌。貧困戶籌集資金有困難的，必須自籌資金0.2萬元，剩余部分可以自行向銀行申請小額信用貸款最高限額0.6萬元，按有關規定辦理借款手續，簽訂還款協議。還款資金分年從光伏發電收入中償還，最長期限不得超過5年。對項目農戶，采取發電量“全額上網”的結算方式，按現行的三類資源區光伏電站標桿上網電價執行1.00元/千瓦時。巫山縣
2016年，裝機總容量2780KW(貧困村1800KW，社會投資980KW)。在60個貧困村建成30KW集中式光伏電站60個。項目投資1800萬元(市級資金600萬元，縣級配套720萬元，農戶自籌480萬元)，實現3000人脫貧。引導社會資本投資980萬元，進入光伏發電產業和光伏設施農業，實現裝機容量980KW。2017年，裝機總容量2290KW(貧困村1290KW，社會投資1000KW)。在43個貧困村建成30KW集中式光伏電站43個，項目投資1290萬元(市級資金430萬元，縣級配套520萬元，農戶自籌340萬元)，實現1800人脫貧。引導社會資本投資1000萬元，進入光伏發電產業和光伏設施農業，實現裝機容量1000KW。
江蘇省 無錫市
分布式：鼓勵支持城鄉居民利用自有產權住宅屋頂安裝、使用光伏發電系統，對居民屋頂使用本地產品的分布式發電項目，可按照2元/瓦的標準給予補貼。分布式電站：一次性補貼20萬元/兆瓦;采用合同能源管理模式實施的項目，對實施合同能源管理用能項目的單位和項目投資機構，分別一次性給予每個項目不超過20萬元和100萬元的獎勵和項目扶持。
鎮江市
地方光伏補貼0.1元每瓦。鎮江市揚中市
分布式：除按政策享受國家0.42元/千瓦時補貼外，根據項目建成后的實際發電效果，在當年額度內再由市財政分別給予0.15元/千瓦時、0.1元/千瓦時補貼，補貼年限暫定為2015~2017年(享受國家、省專項補貼的項目不得重復補貼)。居民屋面項目補貼0.3元/千瓦時，補貼年限6年。對已建成的光伏屋頂發電項目，按新建項目標準的50%補貼。
鎮江市句容市
分布式：2015-2017年期間建成的分布式工商業項目補貼0.1元/千瓦時，居民屋頂項目補貼0.3元/千瓦時，均連補5年;同時對屋頂出租的企業按實際使用面積給予一次性20元/平方米的補助。備注：對屋頂出租亦有補貼。
蘇州市 分布式：2014～2016年期間建成并網投運的除享受國家和省有關補貼外，再給予項目應用單位或個人0.1元/千瓦時補貼。暫定補貼期限為三年。
鹽城市
分布式：每年認定20個工商業分布式項目，按其實際發電量給予0.1元/千瓦時的市級補貼，單個項目發電補貼最高不超過30萬元。
浙江省
分布式：光伏發電項目所發電量，實行按照電量補貼的政策，補貼標準在國家規定的基礎上，省再補貼0.1元/千瓦時。集中式：0.1元/kwh。杭州市
在國家、省有關補貼的基礎上，按其實際發電量由市級財政再給予0.1元/千瓦時的補貼(自并網發電之月起連續補貼5年)。資金補貼時限對2014至2015年內建設并完成并網的分布式光伏發電項目，自并網發電之月起連續補貼5年(滿60個月)。已享受國家“金太陽”、“光電建筑一體化”資助的項目不再重復補貼。
蕭山區 富陽市
一是發電電量補貼。在建成投產后，前兩年按0.3元/千瓦時標準對項目投資主體給予補貼，第三至五年按0.2元/千瓦時標準給予補貼。
二是居民初裝補助。對居民住宅的光伏發電項目按裝機容量給予1元/峰瓦的一次性補助，不再享受發電補貼。建德市
2016年底前建設的分布式光伏項目補貼標準如下：企業自用的給予0.2元/千瓦時，上大網的給予0.1元/千瓦時;對居民住宅的光伏發電項目按裝機容量給予1元/瓦的一次性補助，不再享受發電補貼。
溫州市
分布式：2016年底前建成的分布式項目：工商屋頂電站每度補貼0.1元，居民電站每度補貼0.3元，補貼期限均為5年。集中式：新建光伏發電項目，給予項目主營企業每度電0.1至0.2元的補貼。2014年底前建成并網發電的，0.15元/kWh;2015年底建成并網發電的，0.1元/kWh;泰順縣
給予每度電0.3元補貼，自發電之日起連續補貼5年。
永嘉縣
分布式：工商業分布式項目大于50KW的，給予每度電0.4元補貼，一補五年;居民家庭屋頂安裝光伏發電系統的，按裝機容量給予每瓦2元的一次性獎勵，建成投產后前五年給予每千瓦時0.3元的補貼(不享受溫州市市級補貼)。
洞頭縣
分布式：裝機容量達到50千瓦以上的光伏發電項目，除按政策享受國家、省有關補貼外，所發全部電量(包括自發自用和上網電量)，給予每度電0.4元補貼，一補五年;其中列入離島“光電旅一體化”示范的項目，另外給予每度0.1元獎勵。居民家庭屋頂安裝光伏發電系統的，按裝機容量給予每瓦2元的一次性獎勵;并按發電量給予每度電0.2元補貼，一補五年。鼓勵屋頂資源出租。對于民建建筑物屋頂出租用于安裝分布式光伏發電系統的，按發電量給予屋頂所有人每度0.05元的補貼，自發電之日起一補五年，企業(居民)自建模式不補。
瑞安市
工商業分布式項目大于50KW的，給予每度電0.3元補貼，一補五年;給予出租屋頂用于建設分布式電站的廠房所有者0.05元/度補貼，連補5年(不享受溫州市市級補貼)。樂清市
分布式光伏發電項目按其年發電量給予每度電0.3元(含稅)的補貼，連補5年(不享受溫州市市級補貼)。
泰順縣
2015-2018年底前安裝的分布式光伏發電系統，給予每度電0.3元補貼，自發電之日起連續補貼5年(不享受溫州市市級補貼)。
麗水市
自2014年起到2016底，補貼標準在國家、省規定的基礎上，再補貼0.15元/千瓦時，自發電之日起連續補貼5年。寧波市
地方0.10元光伏補貼政策延長至2017年5月。慈溪縣
對列入寧波市及以上分布式光伏發電上網項目給予主要設備購置額10%一次性補助，最高不超過80萬元。象山縣
自2014年起至2016年底前建成的，自項目并網發電之日起，在國家、省、市財政補助基礎上，對光伏發電實行電價地方補貼：一是企業在屋頂上自建光伏發電項目的按0.1元/千瓦時標準給予補貼，連續補助5年;二是企業在屋頂除外的其它地方自建光伏發電項目的按0.05元/千瓦時標準給予補貼，連續補助5年;三是由第三方投資建設光伏電站的，投資方享有0.05元/千瓦時補貼標準，屋頂資源提供方享受0.05元/千瓦時補貼標準，連續補助5年。
鄞州區
在我區投資建設的分布式光伏發電項目(單個項目裝機容量不低于0.25兆瓦(MWp))，并按實際裝機容量給予0.6元/瓦的補助，每個項目最高不超過100萬元。對全部使用我區企業生產的組件，按實際裝機容量給予0.9元/瓦的補助，每個項目最高不超過200萬元。支持有條件的單位按照市場機制成立面向家庭應用市場的光伏發電系統安裝公司，按實際裝機容量給予0.6元/瓦的補助(改造對象必須位于鄞州區范圍內)。光伏發電樣板示范項目，每個項目給予不超過100萬元的獎勵。本辦法自2015年1月1日起執行.湖州市
在湖州市區注冊的光伏發電企業，在市域內新建光伏發電項目，根據項目建成后的實際發電效果，除按政策享受國家、省有關補貼外，再按其實際發電量給予項目主營企業0.18元/千瓦時的補貼。本意見自公布之日實施，試行至2016年底。
德清縣
按政策享受國家、省有關補貼外，按其年發電量給予0.1元/千瓦時的補貼，自發電之日起，連續補貼三年。其中，對在工業廠房屋頂建設分布式光伏發電項目，第一年補貼實施光伏發電項目的屋頂企業，后兩年補貼光伏發電投資企業。對享受項目投資補助的光伏發電項目不再享受獎勵。家庭、居民等投資建設光伏發電項目的，經驗收合格后，按裝機容量給予一次性2元/瓦補貼，最高不超過1萬元，不享受縣級發電量獎勵。
安吉市
對光伏發電項目所發電量，實行按照電量補貼的政策，補貼標準在國家、省政策優惠基礎上，縣級再補貼0.1元/千瓦時，自發電之日起，連續補貼兩年。已享受國家項目投資補助的光伏發電項目不再補貼。對企業等單位安裝光伏發電等新能源產品的，按15元/平方米標準給予補助。
嘉興市
在2016年1月1日至2017年12月31日期間對房屋業主自投自建的家庭屋頂光伏電站按發電量每千瓦時補貼0.15元，其它投資者建設每千瓦時補貼0.1元，以上政策自并網之日起連續補貼3年。(每戶不大于3千瓦)
秀洲區
對列入國家分布式光伏發電應用示范區的光伏發電項目，按期建成并網發電后，按裝機容量給予一次性1元/瓦的補助(鼓勵優先采購本區光伏產品，對本區產品占設備投入30%及以上的項目給予100%補助，低于30%給予80%的補助)。
平湖市
分布式：對150千瓦以下分布式光伏屋頂項目，從建成并網起前兩年按0.25元/千瓦時，第三至五年按0.2元/千瓦時標準給予補助;對在居民屋頂成片建設0.1兆瓦及以上光伏發電項目，按裝機容量給予每瓦2元的一次性補助。集中式：“農光互補”光伏發電項目，從并網起前兩年按0.3元/千瓦時，第三至五年按0.2元/千瓦時標準給予補助。
海鹽縣
按實際發電量連續補助五年，前三年每年0.35元/千瓦時，后兩年每年0.20元/千瓦時，單個項目年補助限額500萬元。對屋頂資源提供方按裝機容量給予0.3元/瓦一次性補助。工商業屋頂分布式光伏發電項目按實際發電量連續補助五年，標準為前三年0.35元/千瓦時，后兩年0.20元/千瓦時，單個項目年補助限額500萬元。同時對屋頂提供方按裝機容量給予0.3元/瓦一次性補助;居民住宅光伏發電項目按每瓦3元給予投資補助，單戶最高不超過6000元，不同時享受電量補貼。2016年12月31日前建成并網發電的執行上述政策。紹興市
光伏發電每度可享補貼0.72元。紹興市濱海委
對企業投資的分布式光伏發電示范工程項目，竣工驗收后經認定成效顯著并具有推廣價值的，給予項目實際固定資產投資額5%的補助，補助資金不超過200萬元，補助資金列入新城當戰略性新興產業項目專項資金計劃。鼓勵節能服務公司以合同能源管理模式開展分布式光伏發電項目建設。配套電量補貼：新城區域內的居民家庭、企業利用屋頂、空地、荒坡等投資新建分布式光伏發電項目，并于2018年底前建成并網發電，符合浙政發〔2013〕49號文件規定，并與取得省、紹興市發改委光伏發電計劃指標的相關企業(單位)簽訂光伏發電項目的，項目建成后，自發電之日起按其實際發電量除享受國家0.42元/千瓦時、省0.1元/千瓦時補貼政策外，參照紹興市相關政策由新城財政再給予0.2元/千瓦時的補貼，補貼期限為五年。
新昌縣
光伏發電項目發電量可在用能指標中予以抵扣，并在2014、2015年省對各市的單位生產總值能耗考核中，新增并網的光伏發電量可抵扣計算中的用能總量。各設區市可按匯總本地區并網運行的分布式光伏發電項目及光伏發電量，報省經信委審核確認后予以抵扣。對企業自投自用光伏項目裝機容量達到企業用電報裝容量20%及以上的，可以在執行有序用電時降低有序用電等級一檔。
諸暨市
符合上級規定，與取得省、紹興市發改委光伏發電計劃指標的相關企業簽訂光伏發電項目的，項目建成后，自發電之間起按其實際發電量除享受國家0.42元/千瓦時、省0.1元/千瓦時補貼政策外，市財政再給予0.2元/千瓦時的補貼，補貼期限為五年。累計相加，一個項目可享受0.72元/千瓦時的政府補貼。
店口鎮 居民家庭、企業利用屋頂、空地、荒坡等投資新建分布式光伏發電項目，并于2016年底前建成并網發電，符合浙江省人民政府《關于進一步加快光伏應用促進產業健康發展的實施意見》(浙政發〔2013〕49號)規定，并與取得省、紹興市發改委光伏發電計劃指標的相關企業(單位)簽訂光伏發電項目的，項目建成并通過驗收后，自發電之日起可享受0.82元/千瓦時補貼，其中國家0.42元/千瓦時(有效期20年)、省0.1元/千瓦時(有效期20年)、諸暨市0.2元/千瓦時補貼(有效期5年)政策外，再給與0.1元/千瓦時(截止2016年12月31日)補貼，此項0.1元為投資方與被投資方共同平攤分享。
衢州市
對衢州綠色產業集聚區內的分布式光伏電站項目，按項目工程造價的3%給予補助(金太陽項目除外)。
在衢州綠色產業集聚區開展屋頂光伏發電集中連片開發試點，暫定5年內，對綠色產業集聚區內采購本地光伏產品建設分布式光伏發電的項目，在省定上網電價1.0元/千瓦時的基礎上，給予0.3元/千瓦時的上網電價補貼，對于已享受國家、省級各類補貼政策的項目，按上述標準折算評估后核定電價補貼，具體辦法由市經信委會同相關部門制定實施。
開化縣
對采購本地光伏產品建設1兆瓦及以上的縣內分布式光伏發電項目，建成投產后，在省級電價補貼的基礎上，縣財政再給予0.1元/千瓦時的上網電價補貼(暫無正式文件，僅供參考)
衢江區
在衢江區注冊的光伏發電企業，除按政策享受國家、省、市有關補貼外，按其實際發電量給予企業每度電0.1元的補貼，暫定3年。自實施意見發布之日起，3年內建成并網發電的企業享受該政策.龍游縣
對縣域范圍內實施的裝機容量達到1兆瓦以上的工程項目實行“一獎一補”政策。一是投資獎勵。對實施項目按裝機容量給予每瓦0.3元的一次性獎勵。二是發電補助。對光伏發電實行電價補貼，暫定5年內，對縣域內建設的光伏發電項目，在省定上網電價1.0元/千瓦時的基礎上，給予0.3元/千瓦時上網電價補貼。對申報取得國家、省級專項資金的項目(如“金太陽”項目)，不再享受“一獎一補”政策。
江山市
光伏電站項目：項目建設按裝機容量給予每瓦0.3元的一次性補助;上網電價在國家標桿電價和省級補貼的基礎上，再給予0.2元/千瓦時的補助。分布式光伏發電項目。項目建設按裝機容量給予每瓦0.3元的一次性補助;對自發自用電量，在國家和省級補貼的基礎上，再給予0.15元/千瓦時的補助。有效利用“屋頂資源”：鼓勵年綜合能耗1000噸標煤以上的企業建設屋頂光伏發電項目，對自身屋頂面積不夠，租用周邊企業屋頂建設的，按實際使用面積給予一次性10元/平方米的補助。對年綜合能耗超過5000噸標煤或萬元工業增加值能耗高于1.76噸標煤以上且具備建設屋頂光伏發電條件的新上項目，原則上要利用屋頂配套建設光伏發電項目。
金華市
光伏補貼0.2元每度，連補助3年2015年-2018年
磐安縣 分布式：居民光伏發電項目2018年前建成，給予0.2元/度補貼，連續補貼3年。集中式：2018年12月31日前，對列入縣光伏發電項目計劃的分布式光伏發電、農光互補、地面電站自并網發電之日起，給予0.2元/度補貼，連續補貼3年。
永康市
文件指出永康市2020年分布式光伏電站建設目標為200兆瓦以上，關于補貼除了國家每度補貼0.42元(有限期20年)，浙江省補每度0.1元(有限期限20年)還能享受永康市工商業屋頂等每度補貼0.1元-0.2元(2016年底建設并網的0.2元，2018年底建設并網0.15元，2020年底建設并網的0.1元)，居民家庭屋頂光伏發電項目每度補貼0.3元(有效期5年，截止2020年底)。
海寧市
1.對市域內實施的光伏發電項目，經申報批準，裝機達到0.1MW以上，在國家、省財政補助基礎上，實行電價地方補貼。對在2014年底前建成的按0.35元/kWh標準給予補貼，連續補助5年;對屋頂資源提供方按裝機量給予0.3元/W一次性補助。
2.(1)對2015新建分布式光伏發電項目繼續實施電量補貼，補貼標準調整為每千瓦時0.2元，補貼時間截止到2018年底。堅持“先建成、先補助”的原則，對申請補貼的項目按60兆瓦規模實行額度管理。對額度內項目的屋頂資源提供方按每瓦0.2元給予一次性獎勵。
(2)對2014投資的續建項目于2015年并網的，按每千瓦時0.2元給予電量補貼，補貼時間截止到2018年底。屋頂資源提供方仍按每瓦0.3元給予獎勵。(3)對利用公共建筑屋頂建設的分布式光伏發電項目，按建安費的5%給予一次性獎勵。
(4)對光伏小鎮內的成片居民住宅光伏發電項目按每瓦3元給予投資補助，單戶最高不超過6000元，不同時享受我市電量補貼。對利用村級辦公用房建設的分布式光伏發電項目，參照本條執行。
(5)適度支持光伏小鎮內與設施農業相結合的“農光互補”電站項目，按每千瓦時0.2元給予電量補貼，補貼時間截止到2018年底，2015年補助額度控制在10兆瓦內。
義烏市
實行光伏發電項目財政補貼政策：
對于居民用戶實施光伏發電項目，按照裝機容量給予一次性補貼2元/瓦
對于提供場地用于光伏發電項目的企業，按照裝機容量給予提供屋頂的企業一次性補貼0.3元/瓦。
對于光伏發電項目的投資企業，按照發電量給予0.1元/度，連續補貼3年。光伏發電項目不再享受其他市級財政補助。已享受國家“金太陽”、“光電建筑一體化”等補助的光伏發電項目不再享受補貼。
東陽市
補貼措施：對在東陽市注冊的光伏企業并且在東陽新建的光伏發電項目，按照項目建成后的實際發電量，在享受國家和省財政補助的基礎上，再按0.2元/千瓦時的標準給予補助，連續補助三年。
臺州市
對2016年底前，建成并網發電的分布式光伏發電項目，在享受國家0.42元/千瓦時、省0.1元/千瓦時補貼的基礎上，自并網發電之日起實際所發電量由當地政府再補貼0.1元/千瓦時，連續補貼5年。凡是在市區實施的光伏發電應用項目，同等條件下鼓勵采用本市光伏企業生產的光伏產品。已取得中央財政相關補助的項目(如“金太陽”項目)不再享受該政策。
廣東省
對于備受關注的光伏價格政策，省發改委能源局禤文湛昨天在“2014年廣東省第一屆光伏論壇”上透露，廣東省光伏電站標桿上網電價為1元/千瓦時;分布式光伏發電方面，實行全電量補貼政策，補貼標準為0.42元/千瓦時(含稅)。
廣州市
對于項目建設居民個人或單位，按照0.1元/千瓦時的標準，以項目上一所發電量為基礎計算補助金額，補助時間為項目建成投產后連續10年。
對于建筑物權屬人，以建成的項目總裝機量為基礎，按0.2元/瓦的標準確定補助金額，一次性發放給建筑物權屬人。單個項目最高補助金額為200萬元。
東莞市
對使用分布式光伏發電項目的各類型建筑和構筑物業主，按裝機容量25萬元/兆瓦進行一次性補助，單個項目最高補助不超過200萬元。
對機關事業單位、工業、商業、學校、醫院、居民社區等非自有住宅建設分布式光伏發電項目的各類投資者，按實際發電量補助0.1元/千瓦時，補助時間自項目實現并網發電的次月起，連續5年進行補助。
對利用自有住宅及在自有住宅區域內建設的分布式光伏發電項目的自然人投資者，按實際發電量補助0.3元/千瓦時，補助時間自項目實現并網發電的次月起，連續5年進行補助。
陽江市
家庭光伏發電補貼及并網申請材料補助標準家庭光伏發電產生的電量，政府給予用戶0.42元/度(含稅)的補貼，補貼年限則暫時沒有規定。用不完的電量以0.5元/度(含稅)的價格賣給供電部門。
佛山市
個人家庭提供自有建筑和構筑物面積達到安裝單個分布式光伏發電項目規模達1000瓦及以上的，按1元/瓦獎勵，單個項目獎勵最多不超過1萬元。對分布式光伏發電項目的各類投資者，連續3年按實際發電量給予補助。對2014—2015年建成、符合補助范圍的項目，按實際發電量補助0.15元/千瓦時，自分布式光伏發電項目實現并網發電的次月起連續3年給予補助。
廣西省
家庭戶裝補貼4元/瓦，公共設施補貼3元/瓦，對示范工程項目不限制建設規模，但對補助支持規模設置上限“家庭戶裝規模3千瓦，公共設施總規模600千瓦。
桂林市
目前對納入計劃的分布式光伏發電按全電量給予財政補貼，電價補貼標準為0.42元/千瓦時;對自用有余上網的電量，由電網企業按照本地燃煤機組標桿上網電價(0.4552元/千瓦時)收購。
安徽省 合肥市
近期合肥新出的補貼政策：
對2016年1月1日至2018年12月31日期間并網的屋頂分布式發電項目，自項目并網次月起，給予投資人0.25元/千瓦時補貼，補貼執行期限15年。對2016年1月1日至2016年12月31日期間并網的地面電站項目，自項目并網次月起，給予投資人0.25元/千瓦時補貼，補貼執行期限10年;對2017年1月1日至2018年12月31日期間并網的地面電站項目，自項目并網次月起，給予投資人0.20元/千瓦時補貼，補貼執行期限6年。
對裝機規模超過0.1MW且建成并網的屋頂光伏電站項目，按裝機容量給予屋頂產權人10萬元/兆瓦一次性獎勵，單個項目、同一屋頂產權人獎勵不超過100萬元。
對使用《合肥市光伏地產品推廣目錄》中光伏構件產品替代建筑裝飾材料、建成光伏建筑一體化項目的，在項目建成并網后，除享受市級度電補貼外，按裝機容量一次性給予1元/瓦的工程補貼，單個項目補貼不超過100萬元。
毫州市 分布式：分布式光伏項目按年發電量給予0.25元/千瓦時財政補貼;補貼時限為10年。
集中式：已經完工且并網發電，規模在1兆瓦以上的，給予不超過20萬元的補助;規模在5兆瓦以上的，給予不超過30萬元的補助;規模在10兆瓦以上的，給予不超過40萬元的補助。
巢湖市
總體目標是到2020年，在巢湖市適宜鄉鎮規劃建設地面電站規模1000MW，其中地面480MW，農光互補460MW，漁光互補60MW。年平均上網電量約10億千瓦時，按當前光伏發電標桿電價1元/千瓦時，發電年均產值10億元，年繳納稅收1.7億元。每年可為國家節約標準煤30萬噸，可節水310萬噸，可大大減少煙塵、SO2、CO2、灰渣等排放量，進一步推進巢湖市生態宜居城市建設。
馬鞍山市
分布式：新建光伏發電項目，且全部使用馬鞍山市企業生產的組件，按其年發電量給予項目運營企業0.25元/千瓦時補貼。
集中式：新建光伏發電項目，且全部使用馬鞍山市企業生產的組件，按其年發電量給予項目運營企業0.25元/千瓦時補貼。
淮北市
集中式：在該市投資建設光伏項目5000萬以上，或70%以上使用由淮北市企業生產的光伏產品的項目，給予0.25元/千瓦時補貼
霍邱縣
2015-2018年間，在全縣建設光伏電站3.546萬千瓦(在90個貧困村和1個民族村，每村建設1座60千瓦的村級光伏電站;在村內選擇貧困戶1萬戶，每戶建設1座3千瓦的用戶光伏電站)，實現受益貧困戶家庭年均增收3000元左右，受益貧困村集體年均增收6萬元左右。具體任務如下：
(一)貧困村發展計劃。2015年21個村，2016年20個村，2017年20個村，2018年30個村，共計91個村。(二)貧困戶發展計劃。2015年1000戶，2016-2018年每年3000戶，共計1萬戶。(三)2015年實施計劃。2015年，全縣建設光伏電站21個村、1000戶貧困戶戶用光伏電站每戶投入2.4萬元，省、市、縣補貼建設資金的2/3，貧困戶自籌1/3，即0.8萬元。貧困村集體經濟光伏電站每村投入48萬元，其中縣財政補貼30萬元，貧困村自籌18萬元。
阜陽市
一座戶用光伏電站項目建設資金約2.4萬元，省市區和農戶各承擔1/3原則上，貧困衣自籌資金應當現金繳付;對少數特別困難的貧困戶，可由幫扶單位和鄉鎮(街道)干部職工扶貧捐款中酌情解決，也可在提供擔保的前提下，申請貼息貨款。
一座村級光伏電站建設資金約48萬元。原則上，村級自籌資金不低于20萬元，不足部分由村創業經濟服務公司申請貸款，區政府協調有關金融機構支持。對爭取幫扶單位、社會各界捐贈10萬元以上的貧困村，區財政專項扶貧資金比10萬元，并對其銀行貸款給與貼息。
界首市 計劃2015年全市建設光伏電站1860千瓦，實現受益貧困戶家庭年均增收3000元左右，受益貧困村集體年均增收6萬元左右。具體任務：選擇6個貧困村，每個村建設一座60千瓦村級光伏電站，共計360千瓦;選擇500個貧困戶，每戶建設1個3千瓦戶用光伏電站，共計1500千瓦。
資金籌集：經測算，每個村級光伏發電項目建設投入資金約48萬元，市本級財政投入20萬元，剩余28萬元采用幫扶單位扶持和貧困村自籌資金等方式解決;每個戶用光伏發電項目建設資金約為2.4萬元，省級財政補助0.8萬元，阜陽市財政補助0.2萬元，我市本級財政投入0.6萬元，貧困戶自籌0.8萬元。貧困村和貧困戶無力承擔自籌資金的，可采取社會幫扶、中標企業先期墊付以及小額扶貧貼息貸款等辦法解決。
政策補貼和收益結算：市供電公司根據國家、省、市光伏發電補貼政策，按結算周期(一個季度)向實施項目的貧困村和貧困戶支付自發自用和余電上網電量政策補貼資金。貧困村收益全部打入村集體賬戶，由村民監督小組監督使用;貧困戶在當地金融部門辦理結算卡，一戶一卡，收益全部打入卡中;需要還貸的，按照協議，還款金額由金融部門直接從收益中扣除，剩余的打入村集體賬戶或貧困戶卡中。
岳西縣
利用6年時間，到2020年，采取以下三種方式相結合，開展光伏發電產業扶貧工程。
一是每年建設4MW貧困戶分布式光伏發電系統，按照精準扶貧的工作要求，在貧困村當中篩選符合光伏發電建設條件的貧困戶1000多戶(2015年建設2000戶)，每戶建設3KW的分布式光伏發電系統。
二是本著群眾自愿的原則，鼓勵一般戶建設分布式光伏發電系統。
三是在188個行政村(社區)建設60KW小型分布式光伏電站，2015年65個建檔立卡的貧困村、12個省首批美好鄉村重點示范村和22個省級美好鄉村建設村可以申請建設村集體光伏電站，幫助村(社區)20至25年內實現集體經濟年均收入6萬元左右。
四是利用全縣的企事業單位屋頂(含經濟開發區)建設分布式光伏發電系統。五是利用我縣荒山荒坡、農業大棚或設施農業等建設2-3個地面集中式光伏發電站，充分發揮光伏發電投資企業和社會各界在本地區光伏扶貧工作中的積極作用，以全面實現精準式扶貧的目標。
池州市
從2015年起，用6年時間在全市建設光伏電站11340千瓦，實現在20-25年內受益貧困戶家庭年均增收3000元左右，受益貧困村集體年均增收6萬元左右。具體任務如下：
(一)每個貧困村建設1座60千瓦的村級光伏電站。全市共建89座，到2020年，實現全市所有貧困村建設全覆蓋的目標。(二)每個貧困戶建設1個3千瓦的戶用光伏電站。到2020年，在石臺縣共建設2000戶。非扶貧重點縣的貴池區、東至縣、青陽縣應根據貧困戶意愿，積極創造條件，支持貧困戶建設。
按照先行試點、全面推開的原則，2015年在石臺縣抓好10個貧困村、200戶貧困戶(每村20-30戶)試點建設，實施光伏扶貧發電1200千瓦。
江西省
建成投產并通過驗收的光伏發電項目按發電量每度電給予0.2元補貼，補貼期20年。地面電站的上網電價在國家確定的光伏電站標桿上網電價基礎上，2015年底前建成投產的補貼0.2元;2017年底前建成投產的補貼0.1元;自投產之日起執行3年。補貼資金由省承擔，省電力公司按月代發。具體補貼發放辦法由省財政廳、省發改委和省電力公司另行制定。
在國家補貼的基礎上，提供了兩種模式的補貼：
一是初始投資補貼，以“萬家屋頂光伏示范工程”為依托，居民屋頂光伏發電示范享受一期工程4元/瓦、二期工程3元/瓦的初裝費補貼;二是度電補貼，補貼標準確定為0.2元/度電，補貼期20年。
南昌市
在國家、省級補貼基礎上，每度電給予0.15元補貼，補貼期暫定5年;地面電站的上網電價在國家確定的光伏電站標桿上網電價基礎上，2015年底前建成投產的補貼0.2元;2017年底前建成投產的補貼0.1元;自投產之日起執行3年。
南昌市高新區
1.積極幫助企業(居民)申報國家、省、市政策。
對企業分布式光伏發電項目實行按照全電價補貼的政策，電價補貼標準為每度電0.42元，補貼期限為20年;
對企業分布式光伏發電項目建成投產并通過驗收的按發電量每度電給予0.2元補貼，補貼期20年;
對企業分布式光伏發電項目建成并通過驗收的按發電量每度電給予0.15元補貼，補貼期5年;
對居民安裝光伏發電系統，補助標準暫定為3元/瓦，每戶不超過5千瓦。
2.實行項目建設投資補助。在高新區建設分布式光伏發電項目，在項目投入使用并經驗收合格后，給予投資建設單位固定資產投資補貼，補貼標準為0.8元/瓦(全區補貼總額不超過30兆瓦，以竣工驗收先后時間為準)。
3.鼓勵屋頂資源出租。對提供屋頂資源的企業且租期在20年以上的企業，在項目建成投入使用后，按裝機容量2萬元/兆瓦進行獎勵(不足1兆瓦的按1兆瓦計算，低于300千瓦的不予獎勵)。
4.各相關部門要及時積極為光伏發電項目接入電網提供便利條件，簡化光伏發電項目審批程序，除申報國家、省、市級光伏發電應用扶持項目按規定程序審批外，為光伏發電工程建設開辟綠色通道。
上饒市
上饒人民政府頒發新政，鼓勵促進光伏發電應用，并對屋頂光伏發電項目補貼0.15元/度電，補貼暫定5年。
進賢縣
發展目標：實施居民屋頂光伏發電300戶，其中：2015年50戶、2016年100戶、2017年150戶;單位企業分布式光伏發電30家;其中：2015年5家、2016年10家、2017年15家;大型地面光伏電站項目每年1-2個40-60兆瓦;力爭2017年全縣完成光伏發電裝機容量達到200兆瓦。
大型光伏發電項目前期選址重點選擇地面朝向好、日照時間長、場地開闊且集中連片面積達300畝(一座裝機10兆瓦的地面太陽能光伏電站一般占地約300畝)以上適宜開發地面太陽能光伏電站項目的荒山、荒地、一般農用地、水塘、精養魚塘等(基本農田、集中連片的優質耕地、林地、水庫、保護濕地以及沿防洪堤岸30米之內除外)，項目所屬鄉鎮或單位要做好所在區域內項目用地前期矛盾糾紛協調工作。
上猶縣
戶用型分布式光伏發電項目并網方式分全部上網與部分上網兩種方式。
全部上網電價可達每度1.075元(國家補貼0.42元/度，省補貼0.2元/度，電網企業收購價0.455元/度);
部分上網電價可達每度1.22元。
萍鄉市
在國家和省級度電補貼外，我市給予建成的光伏發電應用項目以下優惠政策(實施辦法另行制定)：
一是將實際利用分布式光伏電量超過總用電量50%、生產過程中不產生碳排放的工業企業，認定為低碳企業，準許其享受低碳企業有關優惠政策;
二是用電企業利用分布式光伏發電的電量不計入企業節能目標責任考核指標。
備注：實行的是優惠政策。
新余市
在2017年12月31日之前建成并網的分布式光伏發電項目，在國家、省補貼的基礎上，按每千瓦時0.1元的標準給予度電補貼，連續補貼6年。
同時對2014年1月1日以后實施的“萬家屋頂”項目，另外再給予1元/瓦的一次性建設補貼;
在2016年12月31日之前建成并網的農光互補、林光互補、漁光互補等地面光伏發電項目，自并網發電開始按每千瓦時0.1元的標準給予度電補貼，連續補貼6年。
鷹潭市
光伏發電項目占用耕地的，依法辦理用地報批手續后，可以劃撥方式供地;光伏發電項目中的控制室、機房等永久性建筑占用土地的，依法辦理用地報批手續后，可以劃撥方式供地。光伏發電項目中的太陽能電池組件占用未利用地的，光伏發電企業可向集體經濟組織依法租賃使用;占用非耕地的其他農用地，也可由公司向集體經濟組織依法租賃使用，以降低工程的前期投入成本。依法租賃使用集體經濟組織土地的，租賃協議須向當地縣級以上國土資源部門備案。
湖北省
2015年底前全部建成并網發電的項目，根據其上網電量，分布式光伏發電項目每千瓦時補貼0.25元，光伏電站項目每千瓦時補貼0.1元。以上補貼標準均含17%增值稅，電價補貼來源納入銷售電價疏導。2016年至2020年并網發電的項目，電價補貼標準根據補貼資金籌措和項目開發成本等情況另行確定。電價補貼時間暫定5年，5年后視情況再行確定補貼政策。
黃石市
建設分布式光伏發電電價，我市在國家每度電補貼0.42元的基礎上，再補貼0.1元;建設光伏發電站發電電價，按照國家有關規定，在物價主管部門批復的上網電價的基礎上，再補貼0.1元，補貼時間為10年。
宜昌市
分布式光伏發電系統所發電量國家補貼標準為0.42元/千瓦時，我市地方財政補貼標準為0.25元/千瓦時。
光伏電站上網電價標準為1元/千瓦時，我市地方財政補貼標準為0.25元/千瓦時，地方財政補貼時間為10年。
到2020年，新增地面光伏電站裝機50萬千瓦，分布式光伏發電裝機10萬千瓦。
隨州市
支持全市分布式光伏發電項目并網接入。分布式光伏發電項目免收系統備用容量費;在并網申請受理、接入系統方案制訂、合同和協議簽署、并網驗收和并網調試全過程服務中，不收取任何費用。
加強財政補貼。市財政從2013年起對“五個一百工程”予以專項補貼，每年補貼500萬元，補貼項目根據齊星公司太陽能光伏發電產業發展需要安排。
實行用地優惠政策。支持“五個一百工程”地面電站建設，對一次性固定資產投資達到5000萬元且投資強度達到150萬元/畝的工業項目用地，按照國家規定的工業用地出讓最低標準核定地價并按規定辦理出讓手續;一次性固定資產投資達到和超過1億元的，實行“一事一議”。項目在行政審批中的市級行政性收費免交，占用耕地的耕地開墾費按低標準收取，中介服務性收費按標準下限的20%收取。
荊門市 荊門出臺光伏政策：補貼標準為0.25元/KWh，補貼期限五年。
山西省
太原市
對來并投資或擴大生產規模的光伏企業，優先安排土地指標和必備配套服務設施用地。對實際完成投資額5000萬元以下、5000萬元～1億元和1億元以上的，給予一定固定資產投資補助或獎勵。
晉城市
發電電價補貼除享受國家0.42元/千瓦時的發電政策補貼外，市級財政還補貼0.2元/千瓦時;建設安裝補貼按建設裝機容量予以3元/瓦的一次性建設安裝補貼(執行年限暫定為2015—2020年);2013年—2015年建成的項目，按新建項目標準的50%補貼。國家、省單獨立項予以專項補貼的項目，不再享受上述政策補助。
陜西省
在落實好國家現有電價補助政策的基礎上，省級財政資金按照1元/瓦標準，給予一次性投資補助。鼓勵市、縣政府安排資金對光伏發電項目給予補助。各地不得以征收資源使用費等名義向光伏發電企業收取法律法規規定之外的費用。
陜西省未給予地面電站任何優惠政策，給予分布式1元/W的初始投資補貼(折合度電補貼大約0.07~0.1元/kWh)。規劃從2014年起連續3年。
商洛市
對在商洛市注冊并全部使用市內企業生產的電池板、組件的發電企業，除享受中省有關補貼外，市縣財政再按發電量給地面光伏電站和分布式光伏電站補貼0.01元和0.05元每度;
對在我市注冊、繳納稅金且累計在市內安裝光伏發電裝機達到50兆瓦以上、管理維護光伏發電裝機超過100兆瓦的公司，按其勞務報酬計征的個人所得稅的5%給予一次性獎勵;
對在我市注冊、繳納稅金的逆變器、光伏電纜、變壓器及光伏玻璃等配套產品生產企業，按其繳納地方本級次稅金的5%予以返還。
商南縣
價格政策(一)是縣供電分公司按照每千瓦時1元的上網標桿電價全額收購分布式光伏發電量;(二)是縣供電分公司對分布式發電系統自用有余上網的電量，按照我省燃煤機組標桿上網電價收購(目前每千瓦時0.3894元)，國家進行全電量補貼每千瓦時0.42元。補貼資金按財政部財建〔2013〕390號、國家發改委發改價格〔2014〕1908號文件規定結算。對在我縣注冊、繳納稅金的光伏發電企業，除可選擇以上兩種結算模式，享受市上按發電量給地面光伏電站和分布式光伏電站每度補貼0.004元和0.02元之外，縣級財政每度補貼0.006元和0.03元。補貼時間從電站建成投產算起，時限暫定15年，補貼資金來源于光伏發電企業繳納稅金的縣級留成部分。財政政策對分布式光伏發電自發自用電量免收可再生能源電價附加等針對電量征收的政府性基金;光伏企業研發費用符合有關條件的，按稅法規定在計算應納稅所得額時加計扣除。分布式光伏發電項目除按政策享受省級財政每瓦1元的一次性建設補助外，對在我縣注冊、繳納稅金且累計在縣內安裝光伏發電裝機達到10MW以上、管理維護光伏發電裝機超過20MW以上的企業，按其勞務報酬計征的個人所得稅本級收入的5%給予一次性獎勵;對在我縣注冊、繳納稅金的逆變器、光伏電纜、變壓器及光伏玻璃、彩鋼、構件等配套產品生產企業，按其繳納地方本級次稅金的5%給予一次性獎勵;以上一次性獎勵從企業發展專項資金中列支。縣上在已設立的企業發展專項資金中，優先支持在我縣注冊納稅的光伏發電運營企業、重點光伏發電示范項目，對重點示范企業給予貸款貼息、以獎代補等支持。配套政策自發自用發電量不計入階梯電價范圍，計入地方政府和用戶節能量。縣經貿局對縣內應用企業和個人優先采購本地光伏產品的，按采購全額給予一定獎勵。氣象部門免費提供6MW及以下分布式光伏發電項目防雷接地咨詢，免收檢測服務等費用。
西安市
支持合同能源管理模式，支持社會資金參與投資;鼓勵企業、個人出租屋頂;禁止哄抬屋頂租金。
補貼政策：市級補貼1元/瓦，并網后一次性初裝補貼。鼓勵縣區出臺配套補貼政策。
西安市臨潼區
在落實好國家現有電價補助政策的基礎上，省級財政資金按照1元/瓦標準給予一次性投資補助。另外，市財政對我市行政區(縣)范圍內分布式光伏發電項目按照1元/瓦的標準，在項目并網驗收運行后，給予一次性投資補助。
河北省
分布式光伏發電實行國家0.42元/度的補貼政策;光伏電站對2014年底建成投產的按照每千瓦補貼0.3元執行，2015年底前建成投產的補貼0.2元，2017年底前投產的補貼0.1元，自投產之日起執行3年。
Ⅱ類、Ⅲ類電價區的電價：2015年，分別為1.1元/kWh和1.15元/kWh;2016年、2017年，分別為1.0元/kWh和1.05元/kWh;補貼年限3年。我省光伏發電項目每千瓦時補貼電價0.2元.對屋頂分布式光伏發電項目(不包括金太陽示范工程)，按照全電量進行電價補貼，補貼標準為每千瓦時0.2元，由省電網企業在轉付國家補貼時一并結算。2015年10月1日之前投產的項目，補貼時間自2015年10月1日到2018年9月30日;對2015年10月1日至2017年底以前建成投產的項目，自并網之日起補貼3年。對余量上網電量由省電網企業按照當地燃煤機組標桿上網電價結算，并隨標桿上網電價的調整相應調整。對我省光伏扶貧電站項目，2017年底以前建成投產的，自2016年1月1日起補貼標準為每千瓦時0.2元，自并網之日起補貼3年。其他地面光伏電站項目(包括分布式光伏電站項目)，仍按照《河北省人民政府關于進一步促進光伏產業健康發展的指導意見》文件規定，執行現行光伏電站電價補貼政策。
廊坊市
對于在黨政機關辦公樓、學校、醫院、圖書館、博物館、體育場館等公益性建筑上安裝光伏發電系統，以及采用光伏電源的公益性景觀照明、路燈、信號燈等，所需資金優先納入本級財政預算。對分布式光伏發電建筑一體化項目免征城市配套費。積極落實國家和省對光伏發電企業的稅收優惠政策。分布式光伏發電實行國家全電量補貼政策，補貼標準為每千瓦時0.42元。
湖南省
集中式：2014年投產的光伏電站(含自發自用和上網電站)省級補貼0.2元/度，補貼10年。2015-2017年投產的項目根據成本變化適時調整。
長沙市
分布式：在長注冊企業投資新建并于2014年至2020年期間建成并網發電的，長沙市給予0.1元/千瓦時補貼，補貼期為5年。
黑龍江省
對分布式光伏發電項目，實行按照發電量進行電價補貼的政策，電價補貼標準為每千瓦時0.42元。
大慶市
堅持示范引領合力發展。在黨政機關、學校、油田等建筑物推廣分布式發電系統;利用鹽堿地、廢棄地等未利用地建設大型地面光伏電站;結合農業生產、新型城鎮化建設、棚戶區改造、住宅小區開發等，推廣光伏建筑一體化、光伏農業、風光互補等多種形式應用示范工程。
吉林省
光伏發電項目所發電量，實行按照電量補貼的政策，補貼標準在國家規定的基礎上，省再補貼0.15元/千瓦時。
甘肅省
2015年50萬千瓦(其中25萬千瓦專門用于光伏扶貧試點縣的配套光伏電站項目)。
海南省
三亞市
分布式：項目投產滿1年后開始補助，在國家補助標準(0.42元/千瓦時)基礎上補貼0.25元/千瓦時，以項目上一所發電量為基礎計算補助金額。
福建省
龍巖市
龍巖市出臺光伏扶貧項目補貼政策貧困戶每戶補貼1萬元
連城縣
連城縣出臺光伏扶貧項目補貼政策貧困戶每戶補貼1萬元
連城縣出臺光伏扶貧項目建設補貼政策，對建設分布式光伏電站的貧困戶，縣財政給予每戶1萬元補貼。同時，按“先建后補”和“以獎代補”的辦法，對集體投資光伏發電項目的村，獎補村集體投入部分的10%。據悉，這是福建省首個出臺光伏扶貧項目補貼政策的縣。
遼寧省
1.“自發自用、余電上網”模式的分布式光伏發電項目。項目所發全部電量電價補貼標準為每千瓦時0.42元(含稅，下同)，其中，自用有余上網的電量，由你公司按照我省燃煤機組標桿上網電價(含脫硫、脫硝、除塵，下同)收購。
2.“全額上網”模式的分布式光伏發電項目。發電量由你公司按照我省光伏電站上網標桿電價收購，即2016年以前備案并于2016年6月30日前全部投運的，上網電價按每千瓦時0.95元執行;2016年1月1日以后備案的和2016年以前備案但于2016年6月30日前仍未全部投運的，上網電價按每千瓦時0.88元執行。
新疆兵團
至2015年年底，兵團規劃地面并網光伏電站為1770MW(含第十三師外送300MW)，分布式光伏發電項目295MW，光伏微電網項目65MW和2.8MWh儲能。至2020年年底，兵團規劃地面并網光伏電站為3450MW，分布式光伏發電項目1200MW，光伏微電網項目150MW和5.9MWh儲能。
內蒙古
包頭市
《關于規范風電太陽能發電產業健康發展的八條政策措施》
一、堅持規劃先行。
二、規范項目用地。
三、合理配置指標。
四、確保指標落實。
五、嚴禁倒賣指標。
六、強化生態保護。
七、保護草場林地。
八、完善電網接入。
呼和浩特
《內蒙古自治區發展和改革委員會轉發國家發展改革委關于完善陸上風電光伏發電上網標桿電價的通知》
陸上風電、光伏發電上網標桿電價隨發展規模逐步降低的價格政策。呼和浩特市陸上風電標桿上網電價2016年到2017年為每千瓦時0.47元(含稅)，2018年為每千瓦時0.44元(含稅);
光伏發電標桿上網電價2016年為每千瓦時0.80元(含稅)，2017年以后的價格另行制定。
第五篇：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。
點擊咨詢 