第一篇：珍藏版中國分布式光伏發電100問答(下)

【珍藏版】中國分布式光伏發電100問答（下）第六篇 運行維護篇

56.戶用分布式光伏發電系統的常見故障有哪些？系統各部件可能出現哪些典型問題？

答:由于電壓未達到啟動設定值造成逆變器無法工作、無法啟動，由于組件或逆變器原因造成發電量低等；系統部件可能出現的典型問題有接線盒燒毀、組件局部燒毀。

57.如何處理戶用分布式光伏發電系統的常見故障？

答:系統在質保期內出現問題時，可先電話聯系安裝商或運營維護商將系統問題說明，安裝商或運營維護商會根據用戶敘述內容進行解答，如無法將故障排除會派出專人到現場進行檢修。

58.戶用分布式光伏發電系統的壽命有多長？

答：不帶蓄電池的光伏發電系統，設計壽命一般為25年。

59.如何降低光電系統的維護成本？

答：建議選擇的系統各部件和材料市面上口碑好、售后服務好的產品。

合格的產品能降低故障率的發生，用戶應嚴格遵守系統產品的使用手冊，定期對系統進行檢測和清潔維護。

60.系統后期維護怎么處理，多久維護一次？怎樣維護？

答：根據產品供應商的使用說明書對需要定期檢查的部件進行維護，系統主要的維護工作是擦拭組件，雨水較大的地區一般不需要人工擦拭，非雨季節大概1個月清潔一次。降塵量較大地區可以酌情增加擦拭次數，降雪量大的地區應將厚重積雪去除，避免影響發電量和雪融化后產生的不均勻遮擋，清理遮擋組件的樹木或雜物等。

61.清潔光伏組件時用清水沖洗和簡單的擦拭就行么？用水擦拭的時候會不會有觸電的危險？

答：為了避免在高溫和強烈光照下擦拭組件對人身的電擊傷害以及可能對組件的破壞，建議在早晨或者下午較晚的時候進行組件清潔工作。建議清潔光伏組件玻璃表面時用柔軟的刷子、干凈溫和的水，清潔時使用的力度要小以避免損壞玻璃表面。

62.如何正確利用停機維護時間？

答：優先選擇清晨或傍晚光線弱系統未運行的時間對系統進行維護，維護時做好防護措施佩戴絕緣手套使用絕緣工具。

63.如何發現光伏陣列中某一塊光伏組件是否出現故障？

答：當用戶發現在相同時節系統的發電量有所降低，或與鄰近安裝量相同的發電系統相比有所降低。則系統可能存在異常。用戶可以通過匯流箱中監測數據的異常波動，及時發現光伏陣列中某一串組件是否出現故障，然后聯系專業人員用鉗形表、熱像儀等專業設備對系統進行診斷，最終確定系統中出現問題的組件。

64.光電組件上的房屋陰影、樹葉甚至鳥糞的遮擋會對發電系統造成用影響嗎？

答：每個組件所用太陽能電池的電特性基本一致，否則將在電性能不好或被遮擋的電池（問題電池）上產生所謂熱斑效應。一串聯支路中被遮蔽的太陽電池組件，將被當作負載消耗其他有光照的太陽電池組件所產生的能量，被遮蔽的太陽電池組件此時會發熱，這就是熱斑現象，這種現象能嚴重的破壞太陽電池。有光照的太陽電池所產生的部分能量，都可能被遮蔽的電池所消耗。為了避免串聯支路的熱斑，需要在光伏組件上加裝旁路二極管，為了防止并聯回路的熱斑，則需要在每一路光伏組串上安裝直流保險。

65.為防止光電組件遭重物撞擊，能不能給光伏陣列加裝鐵絲防護網？

答：不建議安裝鐵絲防護網。因為給光伏陣列加裝鐵絲防護網可能會給組件局部造成陰影，形成熱斑效應，對整個光伏電站的發電效率造成影響。另外，由于合格的光伏組件均已通過冰球撞擊實驗，一般情況下不用安裝防護網。

66.烈日當空，易損器件壞了需立即更換嗎？

答：不能夠立即更換，如要更換建議在早晨或者下午較晚的時候進行。

應及時聯系電站運維人員，由專業人員前往更換。

67.雷雨天氣需要斷開光伏發電系統嗎？

答：分布式光伏發電系統都裝有防雷裝置，所以不用斷開。建議為了安全保險，可以選擇斷開匯流箱的斷路器開關，切斷與光伏組件的電路連接，避免防雷模塊無法去除的直擊雷產生危害。運維人員應及時檢測防雷模塊的性能，以避免防雷模塊失效所產生的危害。

68.雪后需要清理光伏發電系統嗎？光伏組件冬天積雪消融結冰后如何處理？可以踩在組件上面進行清理工作嗎？

答：雪后組件上如果堆積有厚重積雪是需要清潔的，可以利用柔軟物品將雪推下，注意不要劃傷玻璃。組件是有一定承重的，但是不能踩在組件上面清掃的，會造成組件隱裂，影響組件壽命。

69.分布式光伏發電系統能抵抗冰雹的危害嗎?

答：光伏并網系統中的合格組件必須通過正面最大靜載荷（風載荷、雪載荷）5400pa，背面最大靜載荷（風載荷）2400pa和直徑25mm的冰雹以23m/s的速度撞擊等嚴格的測試。

70.太陽電池的溫升和通風？

答：太陽能電池的輸出功率會隨著溫度的上升而降低。通風散熱可以提高發電效率，最常用的辦法為自然風進行通風。71.光伏發電系統對用戶有電磁輻射危害嗎？

答：光伏發電系統是根據光生伏打效應原理將太陽能轉換為電能，無污染，無輻射。逆變器、配電柜等電子器件都會通過EMC（電磁兼容性）測試，所以對人體沒有危害。

72.光伏發電系統有噪音危害嗎？

答：光伏發電系統是將太陽能轉換為電能不會產生噪音影響，逆變器的噪音指標不高于65分貝，所以不會有噪音危害。

73.戶用分布式光伏發電系統的防火和消防應注意什么問題？

答：分布式發電系統附近禁止堆放易燃易爆物品，一旦發生火災所造成的人員及財產的損失不可估量。除了基本的消防安檢措施外，還特別要求光伏系統具備自我檢測、識別電弧和火情功能，降低火災發生可能性。此外還需要每隔最長40米就必須預留防火和維修通道，而且必須有方便操作的緊急直流系統斷路開關。

74.光伏發電并網系統出現故障后，用戶應向誰報修，有沒有全國統一服務電話？

答：光伏系統出現故障要第一時間將問題反饋給安裝商，安裝商會在最短時間內做出故障處理，建議選擇大品牌、信譽好的安裝商。

第七篇 質量監控篇

75.為什么要重視分布式光伏系統的質量監控？

答：首先，分布式光伏系統多是與建筑相結合的屋頂電站，若是電站質量存在問題不但可能造成電站內部設備的損壞甚至會危害到電站及周邊人員的人身安全；其次，分布式光伏電站所發電量多為廠區自用，若是電站質量存在問題，可能會對用電設備造成損害；再次，分布式光伏電站是以發電量來獲得經濟效益的，若是電站質量存在問題，會影響整個電站的發電量，進而影響整個電站的收益。

76.各個部件合格就意味系統集成不需檢測了嗎？

答：光伏系統雖然是有各個部件組成，但各部件合格并不意味著系統集成就合格。系統的整體設計、配置、安全、運行性能等都需要進行檢測。

77.怎樣選擇合格的系統配件產品，質保時間大概多久？

答：建議選擇通過國家批準認證機構的認證的系統配件產品，關鍵部件和原材料型號、規格及生產廠家應與認證產品一致。另外所有的系統配件產品的規格型號和技術參數應與整個系統的設計方案相匹配。一般說來，組件要求質保至少5年，逆變器要求質保至少2年。

78.分布式光伏并網系統的發電量監控數據和電表的計量數據是一樣的嗎？誤差有多大？

答：分布式光伏并網系統的發電量監控數據和電表的計量數據不一定是一樣的。如果在同一個并網點采用相同的電量計量設備，精度也完全相同，那么得出的數據應該是一樣的。但光伏并網系統使用的監控設備往往是系統建設單位自己采用的設備，而電表計量設備往往是電力部門安裝的設備，因此設備不同，得到的數據可能會有一些差距。誤差有多少要根據具體情況而定。而電費和補貼費用的結算是依據電力部門安裝的計量設備。79.獲得國家補貼需要哪些產品認證?

答：在電網接入驗收環節要保證建成的光伏系統符合相應的質量、安全性標準和要求才能通過驗收。光伏系統中主要設備需要有相應的國內認證，包括：組件、逆變器、匯流箱等。

80.并網時如何監控上網電量？

答：目前光伏電站業主主要是通過在并網點安裝經過當地電力部門認可的電能計量表來進行監控，另外當地的電力調度中心通常可以通過遠程通訊對各個并網光伏電站上網電量進行監控。業主也可以自行建設簡化的信息系統，監控和優化上網電量。

81.系統的發電量能夠實現在線監測嗎？

答：各電網企業配合本級能源主管部門開展本級電網覆蓋范圍內分布式光伏發電的計量、信息監測與統計。若是光伏系統安裝有相應的監控系統，可以對發電量實現在線監測，另外監控系統還可對關鍵設備參數、電能質量、環境參數等實現在線監測。

82.怎樣判斷分布式光伏并網系統的質量好壞？

答：分布式光伏并網系統的質量好壞要經過部件和系統綜合檢測才能確定。檢測內容包括對各個部件的檢測、對系統安全性和性能進行檢測。

83.分布式光伏并網系統的出現質量問題后，供應商會走什么樣的維修程序，大概需要多長時間？

答：分布式光伏并網系統出現質量問題后，現場運維人員需要判斷問題點，反饋給供應商，供應商通常會先派工程師到現場確認質量問題并進行解決，若是由于關鍵設備引起的質量問題，供應商會聯系設備廠家，設備廠家工程師一般一周內會到達現場進行維修處理。

84.業主怎樣大致判斷自己的光伏系統的優劣？懷疑系統存在質量問題應該如何尋求得到解決？

答：業主可以從幾個方面進行初步判斷。首先對系統外觀進行檢查，如組件，陣列、匯流箱等，如發現問題，如組件損壞、遮擋、灰塵等，可以采取相應措施及時解決；檢查電站建設承包單位采用的系統部件是否具備質量認證證書。另外還要對系統的安全性進行現場測試，如接地連續性、絕緣性、是否具有防雷裝置等；還需要對系統電氣效率進行測試，如果發現問題，應該讓電站建設單位及時解決。

85.如何判斷分布式光伏并網系統工作是否穩定，電能質量是否達到要求，系統故障狀態下是否會對家用電器造成損壞？

答：可以使用電能質量分析儀在電站并網點對電能質量進行測試，看是否符合國家標準要求。如果符合要求，則光伏并網系統工作穩定。一般光伏系統故障情況下會有保護裝置切斷電源，因此不會對家用電器造成損壞。

86.我國目前獲得許可的光伏系統和產品檢測和質量認證機構有哪些？

答：認證機構主要有：北京鑒衡認證中心和中國質量認證中心等。

檢測機構主要有：中國科學院太陽光伏發電系統和風力發電系統質量檢測中心、國家太陽能光伏產品質量監督檢驗中心、中國電子科技集團公司第十八研究所、深圳電子產品質量檢測中心、揚州光電產品檢測中心等。第八篇 并網申請流程篇

87.如何向電網公司申請分布式光伏并網發電系統接入？

答：分布式光伏項目業主在準備好相關資料后，向電網公司地市或縣級客戶服務中心提出接入申請，客戶服務中心協助項目業主填寫接入申請表；接入申請受理后在電網公司承諾時限內，客戶服務中心將通知項目業主確認接入系統方案；項目建成后業主向客戶服務中心提出并網驗收和調試申請，電網企業將完成電能計量裝置安裝、購售電合同及調度協議簽訂、并網驗收及調試工作，之后項目即可并網發電。

88.發出的電用不完怎么辦？如何向電網賣出光伏余電？

答：與電網公司簽訂有上網電量的相關協議后，電網公司對用不完的上網電進行計量，根據國家規定的價格，按照電費結算周期及時支付給項目業主。

89.分布式系統申請接入是否需要費用?個人和企業申請分布式光伏并網系統各需要什么資料，流程分別是什么？

答：電網公司在并網申請受理、接入系統方案制訂、接入系統工程設計審查、計量裝置安裝、合同和協議簽署、并網驗收和并網調試、政府補助計量和結算服務中，不收取任何服務費用。

自然人和法人申請分布式光伏并網分別需要如下資料：

（1）自然人申請需提供資料：經辦人身份證原件及復印件、戶口本、房產證等項目合法性支持性文件。

（2）法人申請需提供資料：1.經辦人身份證原件及復印件和法人委托書原件（或法定代表人身份證原件及復印件）。2.企業法人營業執照、土地證等項目合法性支持性文件。3.政府投資主管部門同意項目開展前期工作的批復（需核準項目）。4.項目前期工作相關資料。

：業主可以從幾個方面進行初步判斷。首先對系統外觀進行檢查，如組件，陣列、匯流箱等，如發現問題，如組件損壞、遮擋、灰塵等，可以采取相應措施及時解決；檢查電站建設承包單位采用的系統部件是否具備質量認證證書。另外還要對系統的安全性進行現場測試，如接地連續性、絕緣性、是否具有防雷裝置等；還需要對系統電氣效率進行測試，如果發現問題，應該讓電站建設單位及時解決。

90.分布式光伏系統并網需要考慮什么問題？

答：分布式光伏系統并網主要需提前考慮安全、光伏配置、計量和結算方面的問題。

在安全方面：并網點開關是否符合安全要求，設備在電網異常或故障時的安全性，能否在電網停電時可靠斷開以保證人身安全等。在光伏配置方面：光伏容量的配置，主要設備選擇，接入點的選擇，系統監測控制功能的實現，反孤島裝置的配置安裝等。在計量和結算方面：計費和結算方式，上網電價情況，獲得電價補貼所需的材料、數據及流程等。

91.在自己屋頂安裝光伏發電系統，如何獲得小區物業的支持和鄰居們的同意？

答：目前，物權問題是需要解決的重要問題，要提供其他業主、物業、居委會的同意證明。包括所在單元所有鄰居的書面簽字證明（包括所有鄰居的簽名、電話、身份證號），以及所在小區物業、業主委員會同意的證明，并由其所在社區居委會蓋章。

92.如果電網停電或發生其他故障，戶用分布式光伏并網系統還能正常運行嗎？

答：電網停電后，戶用分布式光伏發電系統一般都會退出運行，不能正常發電。但在某些極端情況下，可能會出現孤島現象，即電網停電后，戶用分布式光伏發電系統仍然帶著部分負荷繼續運行，影響檢修人員人身安全，并存在損壞家用電器及電網設施的可能性。因此分布式光伏系統必須具備防孤島功能。

93.當地電力公司是否有專人受理分布式光伏系統并網申請業務？聯系熱線是什么？

答：國家電網公司為分布式電源并網提供客戶服務中心、95598服務熱線、網上營業廳等多種咨詢渠道，向項目業主提供并網辦理流程說明、相關政策規定解釋、并網工作進度查詢等服務。申請分布式光伏并網可向當地電力公司客戶服務中心咨詢并辦理，也可聯系國家電網公司服務熱線95598進行咨詢。94.什么是交鑰匙工程？

答：對工程進行“設計、采購、施工”的總承包，最后直接移交運行，稱為“交鑰匙工程”，與通常所說的工程總承包含義相似。對于分布式光伏發電項目的用戶報裝工程，按照“現場勘察與確定接入方案、工程設計與設備選擇、施工與竣工驗收、現場并網調試、并網發電”的流程，提供全程服務，用戶直接接收整個工程，立刻投入發電運營，稱為“交鑰匙工程”。

第九篇 成本效益與商業模式篇

95.分布式光伏發電系統的硬件成本？家庭戶用光伏發電系統投資成本如何計算？

答：光伏發電系統的硬件（包括光伏組件、并網逆變器、線纜、安裝支架、計量表、監控設備等）成本會隨著市場供求關系的波動、光伏行業的技術進步和效率提升而有所變化，并且是與系統容量大小是有關的，一般是按系統的單瓦價格來計算，例如，國內2013年的市場價格一般在11元/瓦，一般家庭用戶安裝的容量在5千瓦左右，總的硬件成本大概為45000元。系統的投資額，除了硬件購買之外，還要加上系統的基礎施工、系統安裝、調試與并網過程中產生的少量費用，總的投資大概為10000元左右。系統容量越大，系統構成中的一些基礎費用會被攤薄，使得單位投資成本有所降低。

96.分布式光伏發電系統的運行維護成本？

答：分布式光伏發電系統的運行維護主要是對系統的機械安裝、電氣連接的日常點檢、對光伏組件的清洗、對部分失效部件的更換等簡單操作，成本相對較低，對于10KW以下的電站維護成本幾乎可以忽略不計，但是MW（1MW=1000KW=1000000W）級的電站應當預提1%~3%的維護成本進入系統的總投資。每次每平米組件的清洗成本在0.5到0.8元不等，主要取決于當地人工成本和運維服務提供人員的多少。

97.一般家庭需要投資多少錢才可以安裝和使用該產品？要是安裝使用后一般要多長時間才可以收回成本？

答：投資安裝家庭分布式光伏系統取決于安裝容量和系統投資兩個主要條件，一般的家庭安裝量不會超過30塊組件，系統容量會在10KW左右，按單瓦成本8至9元來計算，家用并網分布式需要投資約在4萬~10萬元左右。根據光照條件、用戶側電價、補貼及系統成本的不同，6~10年既可以回收成本，余下的15~20年間所產生的電量收入會成為利潤。

98.影響投資收益的因素是哪些？

答：影響系統投資收益的主要因素有發電量設計（光照資源、系統轉換效率、系統的維護水平）、系統的初投資、財務成本、補貼政策、電站的質量可靠性與售后服務。具體來講，如何選擇電站的建設地址、如何選擇發電技術與供應商、如何提前做好投資收益分析、如何選擇有規模有品牌的光伏系統提供商和質保服務、如何做好發電量優化等。99.分布式光電的度電成本如何估算？

答：發電成本與安裝地點的人工成本、日照資源、安裝方式、系統投資、當地電價，系統有效壽命期等有著密切的關系，所以度電成本肯定不是一個確定的數據，綜合考慮這些因素，假定分布式發電的壽命期為20年，分布式光電的度電成本大致的范圍為0.7元/度電~1.4元/度電。

100.分布式光伏發電業主補貼收益如何核算？

答：補貼收益分為三個部分，一部分是國家補貼、一部分是自發自用抵消的用電費用、一部分是反送電量的脫硫燃煤收購電價。根據分布式光伏發電的并入方式，具體分為自發自用（所發電量全部供給自己的負載）、自發自用余電上網（優先供給自己負載，多余電量并入電網）、全部上網（所發電量全部并入電網）三種并入模式。根據不同模式補貼收益不同，其中自發自用的補貼收益為（本地電價+分布式光伏發電國家補貼）全部發電量；自發自用余電上網的補貼收益為×（自發自用的比例本地電價?+分布式光伏發電國家補貼+上網比例×脫硫燃煤收購電價）全部發電量；全部上網執行光伏分區上網電價×政策，補貼收益為光伏上網電價，計算公式為（電網企業支付的脫硫燃煤電價+光伏上網電價與脫硫燃煤電價的差額補貼）全部發電量。

101.分布式光伏發電系統有哪些建設和商業模式？

答：分布式光伏發電項目所依托的建筑物以及設施應具有合法性，如果業主具有項目單位與項目所依托的建筑物所有權可以采取自建式，業主出資建設，業主獲得收益；如果項目單位與項目所依托的建筑物及設施所有人非統一主體時，項目單位與建筑物及設施的所有人簽訂建筑物及設施的使用或租用協議，視經營方式與電力用戶簽訂合同能源管理服務協議。

102.什么叫做合同能源管理？

答：合同能源管理（EPC——Energy Performance Contracting）是一種新型的市場化節能機制。其實質就是以減少的能源費用來支付節能項目全部成本的節能業務方式。這種節能投資方式允許客戶用未來的節能收益為工廠和設備升級，以降低運行成本；或者企業以承諾節能項目的節能效益、或承包整體能源費用的方式為客戶提供節能服務。

103.工商業用戶安裝光伏發電系統有什么好處？

答：工商業用戶安裝光伏發電系統的好處有：工商業用電量大，電價高，自發自用比例大，回收期短，收益率高；另外光伏系統有節能減排的社會效益，能夠幫工業用戶完成節能減排指標，尤其在開展低碳交易的試點城市。

104.用戶資金不足能否安裝分布式光伏并網系統?可以分期付款嗎？可以貸款建分布式光伏并網系統嗎？

答：可以。分布式投資的穩定性高，風險性低，回收益高，近期部分銀行和其他金融機構已經開始向分布式用戶提供貸款和分期付款等融資服務。

105.是否有保險公司對戶用分布式光伏發電系統投保？

答：國內個別保險集團公司可以對戶用分布式光伏發電系統提供保險。該保險保證生產的組件在銷售后25年內的輸出功率不低于其質保承諾。若組件的輸出功率大規模出現問題，即實際輸出功率低于質保，保險公司將對其進行相應賠償。另外，銀行方面等其他金融機構也提供相關險種服務。

第二篇：關于分布式光伏發電常見問題解答

隨著人們對光伏發電的認識的加深，國內投資分布式光伏發電的人群也是越來越多，今天廣東太陽庫的小編就大家普遍關心的問題做一個解答。

1、家庭分布式光伏發電系統的投資，一般需要多長時間收回成本?

一般的家庭光伏發電系統安裝容量約3-10千瓦左右，按每瓦成本10-12元來計算，系統投資約3.6萬-12萬元左右。根據光照條件、用戶側電價、補貼及系統成本的不同，5年左右可以回收成本，光伏系統的壽命可以達到和超過25年，也就是說余下的將近20年間所產生的電量收入及省下的電費會成為直接的利潤。比如你家一個月用180度電，平均每天6度，安裝一套2KW的系統足夠(日照時間按4小時計算)。

根據國家政策，國家電網統一收購多余電量結算補貼，不用擔心電賣不掉領不到補貼的問題。

2、如果電網斷電，光伏還能用嗎?

白天有太陽，光伏系統就能發電，電網斷電也沒關系。

3、冬天冷時會不會電力不足?

直接影響發電量是輻照強度、日照時長以及太陽電池組件的工作溫度。冬天輻照強度會弱，日照時長會短，發電量較夏天會少。家庭分布式光伏系統一般都接入電網，只要電網有電，就不會出現電力不足和斷電的情況。

4、如何清潔光伏組件?

雨水可以清潔，不需要特別的維護，如果遇到附著性污物，進行簡單擦拭即可。為了避免在高溫和強烈光照下擦拭組件對人身的電擊傷害以及可能對組件的破壞，建議在早晨或者下午較晚的時候進行組件清潔工作。組件是有一定承重的，但是不能踩在組件上面清掃，會造成組件隱蔽損壞，影響組件壽命。

5、房屋陰影、樹葉、灰塵會對發電系統造成影響嗎?

會影響發電量。如果發現樹葉鳥糞，需要及時清理。

6、能抗臺風、抗冰雹嗎?

系統是根據當地情況來設計的，風壓、堆積、屋頂樣式都會考慮，能達到一定的抗風、抗冰雹等級。

7、烈日當空，部件壞了需立即更換嗎?

不能夠立即更換，如要更換建議在早晨或者下午較晚的時候進行，應及時聯系電站運維人員，由專業人員前往更換。

8、雷雨天氣需要斷開分布式光伏發電系統嗎?

家庭分布式光伏發電系統都裝有防雷裝置，所以不用斷開。為了安全保險建議可以選擇斷開匯流箱的斷路器開關，切斷與光伏組件的電路連接，避免防雷模塊無法去除的直擊雷產生危害，運維人員應及時檢測防雷模塊的性能，以避免防雷模塊失效產生的危害。

9、電池板有輻射嗎?

分布式光伏發電系統是將太陽能轉換為電能，無污染、無輻射，對人體沒有危害。

10、陰雨天氣發電效果怎么樣?

陰雨天也可以發電，只要有光就可以發電，只是效果沒有晴天顯著。

11、如果考慮各種費用，發一度電成本價是多少?

1度電成本0.6元-1元，根據地區日照情況不同差別較大，還有系統容量，越是大系統，成本越低。

12、如果加個太陽跟蹤器(自動調節電池板的角度跟方向)，會不會多發電呢?

可以多發電，但成本和多發電量不成正比，還要增加成本收回年限。另外，跟蹤器屬于機械設備，可靠性不高，會增加成本。

13、有沒有什么條件限制?自己安裝難度大嗎?

家庭安裝一般沒有條件限制，需要到電網營業廳填表申請。安裝需要有專業知識，建議找專業廠商安裝，電網有設備資質要求，個人可能拿不到。

14、家庭分布式光伏發電為什么還沒普及?

大型集中式電站一直都在建設，因為需要大規模地面，多在地廣人稀的西部地區。像家庭光伏這樣的分布式電站，目前正在民用推廣，未來也會獲得更大的政策支持力度。近年來民眾接受度越來越高，未來發展空間巨大。

第三篇：分布式光伏發電補貼政策

《分布式光伏發電補貼政策》

最新的分布式光伏發電補貼政策在國內部分地區相繼出臺，其補貼力度超過業內預期。其中嘉興光伏產業園對建成的分布式項目給予每度電2.8元的補貼，在行業上下引起震動。在嘉興之后江西、安徽等地關于個人分布式光伏電站補貼政策也先后出爐。新能源行業分析師認為，分布式光伏發電政策力度超預期，將有利于分布式光伏電站市場加速發展。6月18日舉行的“2013長三角嘉興投資貿易洽談會暨嘉興太陽能光伏產業投資推介會”上傳出，嘉興光伏產業園內建成的個人分布式項目將得到每度電2.8元的補貼，補貼三年，逐年下降5分錢。“平均下來，三年半就可以收回成本。”業內人士戲稱，這下全國人民都要去嘉興建分布式電站了。

除了嘉興光伏產業園，桐鄉市出臺的《關于鼓勵光伏發電示范項目建設的政策意見(試行)》給予的補貼同樣豐厚。桐鄉市提出對裝機容量0.1兆瓦以上的示范工程項目實行“一獎雙補”。首先給予投資獎勵，即對實施項目按裝機容量給予每瓦1.5元的一次性獎勵;其次是發電補助，政府對光伏發電實行電價補貼，建成投產前兩年按0.3元/千瓦時標準給予補貼，第三至第五年給予0.2元/千瓦時標準補貼;此外桐鄉市還鼓勵屋頂資源出租，對出租方按實際使用面積給予一次性30元/平方米的補助。

江西省則以實施屋頂光伏發電示范工程的形式給予專項資金補助。補助標準考慮國家政策、光伏組件市場價格等因素逐年調整，一期工程將補貼4元/峰瓦，二期工程暫定3元/峰瓦。居民自建屋頂光伏發電示范工程將獲得4000元左右的補貼。

新能源行業資深分析師表示，各省市補貼標準普遍在國家補貼的基礎上給予0.25-0.3元/度的補貼。國家層面期限長達20年的補貼方案也將很快出爐，預計為0.45元/度。國務院常務會議關于加快光伏行業健康發展的六項措施中已經明確要求全額收購光伏發電量，再加上補貼力度較大，將帶動個人投資屋頂光伏發電項目的積極性。從而能消化掉部分過剩產能，曲線馳援國內光伏制造行業。

已知的出臺地方性分布式光伏發電補貼的地域有：

嘉興：光伏產業園內建成的個人分布式項目將得到每度電2.8元的補貼，補貼三年，逐年下降5分錢。

桐鄉：對裝機容量0.1兆瓦以上的示范工程施項目按裝機容量給予每瓦1.5元的一次性獎勵；其次是發電補助，政府對光伏發電實行電價補貼，建成投產前兩年按0.3元/千瓦時標準給予補貼，第三至第五年給予0.2元/千瓦時標準補貼。

合肥：居民自家建光伏發電項目或企事業單位建設光伏停車場，項目投入使用并經驗收合格后，按裝機容量一次性給予2元/瓦補貼，另外按照發電量給予每度電0.25元的補貼。江西：以實施屋頂光伏發電示范工程的形式給予專項資金補助，一期工程將補貼4元/峰瓦，二期工程暫定3元/峰瓦。

第四篇：解析分布式光伏發電增值稅

計鵬咨詢·行業報告

解析分布式光伏發電增值稅

在分布式光伏發電的推廣發展中，“增值稅發票”是個無可回避的問題。

2013年9月29日，財政部網站發出通知，為鼓勵利用太陽能發電，促進相關產業健康發展，根據國務院批示精神，自2013年10月1日至2015年12月31日，對納稅人銷售自產的利用太陽能生產的電力產品，實行增值稅即征即退50%的政策。

增值稅是以商品（含應稅勞務）在流轉過程中產生的增值額作為計稅依據而征收的一種流轉稅。從計稅原理上說，增值稅是對商品生產、流通、勞務服務中多個環節的新增價值或商品的附加值征收的一種流轉稅。光伏電站實行即征即退50%的增值稅優惠，相當于上網電價增加0.02-0.04元/度，電站收益率將上升1%-2%，將直接利好光伏電站運營企業。

雖是利好政策，但在實施環節卻存在一些爭議。

爭議一：個人無法開賣電發票。當前，自然人投資分布式光伏發電項目還不能進行工商登記注冊，也就不具備開具增值稅發票的資質。而拿不到增值稅發票，就很難拿到電費收入。

爭議二：是否需要扣除光伏補貼增值稅。有業者稱國網在轉付給其光伏發電系統的光伏補貼時，扣除了17%的增值稅，原每度電補貼0.42元，扣17%增值稅后，每度電補貼0.359元。

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針對個人無法開賣電發票問題，國網北京公司的統一解決方案是一律按照不含稅價（扣除增值稅17%）計算，即上網電費按0.3305元/度（北京市脫硫煤電價0.3867元/度《含稅》），光伏度電補貼0.359元/度（國家規定度電補貼是0.42元/度《含稅》）。這樣的處理減少了業主的麻煩，不必去國稅局代開售電發票。

但是，增值稅率應該扣多少，是否應按17%扣除？以下是頒發的政策當中有跡可循的條例：

1》依據國家稅務總局13年發布的《關于中央財政補貼增值稅有關問題的公告》［2013第3號文件］：納稅人取得的中央財政補貼，不屬于增值稅應稅收入，不征收增值稅。度電補貼屬于中央財政補貼，不應收取增值稅。所以0.42元的光伏補貼不應該扣稅。

2》依據財政部13年發布財稅［2013］66號文件，2013年10月1日起實施光伏發電增值稅即征即退50%政策，所以光伏上傳電費不應該按17%扣稅，而是只能扣8.5%（一半）。

3》依據國家稅務總局發布的《關于暫免征收部分小微企業增值稅和營業稅政策有關問題的公告》［2013第49號文件］，“月銷售額不超過2萬元”、“月營業額不超過2萬元”，指月銷售額或營業額在2萬元以下（含2萬元），暫免征收增值稅或營業稅。

按照《關于發揮價格杠桿作用促進光伏產業健康發展的通知》，“對分布式光伏發電實行按照全電量補貼的政策，電價補貼標準為每千瓦時0.42元（含稅），通過可再生能源發展基金予以支付，由電網

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企業轉付”，這里“每千瓦時0.42元（含稅）”意指0.42是含稅價，財政部在劃撥補貼給電網時，要求電網繳納了增值稅。

財政部13年發布的財稅［2013］66號文件中，光伏發電增值稅即征即退50%政策的實施時間為2013年10月1日至2015年12月31日，為何實施時間只有1年多？業內一些專家認為：目前，財政部等有關部門擬對新能源行業財稅政策進行整合梳理，新的財稅扶持政策正在醞釀中。

第五篇：分布式光伏發電政策文件匯總

分布式光伏發電政策文件匯總

及

光伏電站案例投資分析

安徽聯維新能源科技有限公司 目 錄

一、可再生能源電價附加補助資金管理暫行辦法

二、太陽能發電發展“十二五”規劃

三、能源局關于申報分布式光伏發電規模化應用示范區的通知

四、關于做好分布式光伏發電并網服務工作的意見（暫行）

五、發改委發布《關于完善光伏發電價格政策通知》征求意見稿

六、國家能源局分布式光伏發電示范區工作方案(草案)

七、國家電網公司關于做好分布式電源并網服務工作的意見

八、國務院關于促進光伏產業健康發展的若干意見

九、分布式發電管理暫行辦法

十、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

十一、發展改革委關于發揮價格杠桿作用促進光伏產業健康發展的通知

一、可再生能源電價附加補助資金管理暫行辦法

第一章 總則

第一條 根據《中華人民共和國可再生能源法》和《財政部 國家發展改革委國家能源局關 于印發<可再生能源發展基金征收使用管理暫行辦法>的通知》（財綜〔2011〕115 號），制定本辦法。

第二條 本辦法所稱可再生能源發電是指風力發電、生物質能發電（包括農林廢棄物直接燃燒和氣化發電、垃圾焚燒和垃圾填埋氣發電、沼氣發電）、太陽能發電、地熱能發電和海洋能發電等。

第二章 補助項目確認

第三條 申請補助的項目必須符合以下條件:

（一）屬于《財政部 國家發展改革委 國家能源局關于印發<可再生能源發展基金征收使用管理暫行辦法>的通知》規定的補助范圍。

（二）按照國家有關規定已完成審批、核準或備案，且已經過國家能源局審核確認。具體審核確認辦法由國家能源局另行制定。

（三）符合國家可再生能源價格政策，上網電價已經價格主管部門審核批復。

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。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。

第三章 補助標準

第六條 可再生能源發電項目上網電量的補助標準，根據可再生能源上網電價、脫硫燃煤機組標桿電價等因素確定。

第七條 專為可再生能源發電項目接入電網系統而發生的工程投資和運行維護費用，按上網電量給予適當補助，補助標準為：50 公里以內每千瓦時 1 分錢，50-100 公里每千瓦時 2 分錢，100 公里及以上每千瓦時 3 分錢。

第八條 國家投資或者補貼建設的公共可再生能源獨立電力系統的銷售電價，執行同一地區分類銷售電價，其合理的運行和管理費用超出銷售電價的部分，通過可再生能源電價附加給予適當補助，補助標準暫定為每千瓦每年 0.4 萬元。

第九條 可再生能源發電項目、接網工程及公共可再生能源獨立電力系統的價格政策，由國家發展改革委根據不同類型可再生能源發電的特點和不同地區的情況，按照有利于促進可再生能源開發利用和經濟合理的原則確定，并根據可再生能源開發利用技術的發展適時調整。

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，按照中標確定的價格執行，但不得高于同類可再生能源發電項目的政府定價水平。

第四章 預算管理和資金撥付 第十條 按照中央政府性基金預算管理要求和程序，財政部會同國家發展改革委、國家能源局編制可再生能源電價附加補助資金收支預算。

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。

第十四條 終了后 1 個月內，省級電網企業、地方獨立電網企業、公共可再生能源獨立電力系統項目單位，應編制上可再生能源電價附加補助資金清算申請表（格式見附 3），報省級財政、價格、能源主管部門，并提交全年電費結算單或電量結算單等相關證明材料。

第十五條 省級財政、價格、能源主管部門對企業上報材料進行初步審核，提出初審意見，上報財政部、國家發展改革委、國家能源局。

第十六條 財政部會同國家發展改革委、國家能源局組織審核地方上報材料，并對補助資金進行清算。

第五章 附則

第十七條 本辦法由財政部會同國家發展改革委、國家能源局負責解釋。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。

二、太陽能發電發展 “ 十二五 ” 規劃

國家能源局 前 言

太陽能資源豐富，分布廣泛，開發利用前景廣闊。太陽能發電作為太陽能利用的重要方式，已經得到世界各國的普遍關注。近幾年，太陽能發電技術進步很快，產業規模持續擴大，發電成本不斷下降，在全球已實現較大規模應用。在國際市場的帶動下，我國太陽能光伏產業快速發展，光伏技術和成本上均已形成一定的國際競爭力。從發展趨勢看，太陽能發電即將成為技術可行、經濟合理、具備規模化發展條件的可再生能源，對我國合理控制能源消費總量、實現非化石能源目標發揮重要作用。為貫徹《可再生能源法》，根據《國民經濟和社會發展第十二個五年規劃綱要》、《能源發展“十二五”規劃》和《可再生能源發展“十二五”規劃》，制定了《太陽能發電發展“十二五”規劃》（以下簡稱《規劃》）。《規劃》主要闡述了太陽能發電發展的指導思想和基本原則，明確了太陽能發電的發展目標、開發利用布局和建設重點，是“十二五”時期我國太陽能發電發展的基本依據。

一、規劃基礎和背景

（一）發展基礎

1、國際發展狀況（1）發展現狀

太陽能發電是新興的可再生能源技術，目前已實現產業化應用的主要是太陽能光伏發電和太陽能光熱發電。太陽能光伏發電具有電池組件模塊化、安裝維護方便、使用方式靈活等特點，是太陽能發電應用最多的技術。太陽能光熱發電通過聚光集熱系統加熱介質，再利用傳統蒸汽發電設備發電，近年來產業化示范項目開始增多。光伏發電。近10 年來，全球太陽能光伏電池年產量增長約 6 倍，年均增長 50%以上。2010 年，全球太陽能光伏電池年產量 1600 萬千瓦，其中我國年產量 1000 萬千瓦。并網光伏電站和與建筑結合的分布式并網光伏發電系統是光伏發電的主要利用方式。到 2010 年，全球光伏發電總裝機容量超過 4000 萬千瓦，主要應用市場在德國、西班牙、日本、意大利，其中德國 2010 年新增裝機容量 700 萬千瓦。隨著太陽能光伏發電規模、轉換效率和工藝水平的提高，全產業鏈的成本快速下降。太陽能光伏電池組件價格已經從 2000 年每瓦 4.5 美元下降到 2010 年的 1.5 美元以下，太陽能光伏發電的經濟性明顯提高。光熱發電。光熱發電也稱太陽能熱發電，尚未實現大規模發展，但經過較長時間的試驗運行，開始進入規模化商業應用。目前，美國、西班牙、德國、法國、阿聯酋、印度等國已經建成或在建多座光熱電站。到 2010年底，全球已實現并網運行的光熱電站總裝機容量為 110 萬千瓦，在建項目總裝機容量約 1200 萬千瓦。（2）發展趨勢

太陽能發電技術經濟性明顯改善。目前，太陽能發電還處于發展初期，未來 5~10 年，太陽能發電產業將進入快速成長期。隨著太陽能發電技術水平的提高，市場應用規模將逐步擴大，太陽能發電成本將不斷下降，市場競爭力將顯著提高，太陽能發電有望加速進入規模化發展階段。太陽能發電技術多元化發展。光伏發電和光熱發電具有不同的技術特點。晶體硅光伏電池、薄膜光伏電池技術，以及塔式、槽式、碟式等光熱發電技術，都各自具有不同的技術優勢，太陽能發電將呈現出多元化技術路線和發展趨勢。有效的市場競爭將會促進太陽能發電技術進步和成本下降，并形成各類太陽能發電技術互為補充、共同發展的格局。太陽能 發電逐步成為電力系統的重要組成部分。隨著太陽能發電技術經濟性的明顯改善，太陽能發電已開始進入規模化發展階段。在 2010 年歐盟新增發電裝機容量中，太陽能發電首次超過風電，成為歐盟新增發電裝機最多的可再生能源電力。隨著全球太陽能發電產業技術進步和規模擴大，太陽能發電即將成為繼水電、風電之后重要的可再生能源，成為電力系 統的重要組成部分。（3）發展經驗

長期目標引導。歐盟、美國等發達國家或經濟體都將太陽能發電作為可再生能源重要領域，制定了 2020 年乃至更長遠的發展目標。根據歐盟及成員國頒布的可再生能源行動計劃，到 2020 年，歐盟太陽能發電總裝機容量將超過 9000 萬千瓦，其中德國光伏發電總裝機容量將達到5100 萬千瓦，西班牙光熱發電將達到 1000 萬千瓦。歐盟啟動了“歐洲沙漠行動”，計劃在撒哈拉沙漠建設大規模太陽能電站向歐洲電力負荷中心輸電。法律政策保障。德國、西班牙、美國等均制定專門法律支持可再生能源發展。歐盟各國普遍通過優惠上網電價政策支持太陽能發電等可再生能源電力的發展，美國通過稅收減免和初投資補貼等政策支持太陽能發電發展，各國對電網企業均明確提出了可再生能源發電設施優先接入電網的要求。

2、我國發展現狀

在國際太陽能光伏發電市場的帶動下，在《可再生能源法》及配套政策的支持下，我國太陽能發電產業快速成長，已經建立了較好的太陽能光伏電池制造產業基礎，在技術和成本上形成了國際競爭優勢。已經啟動了大型光伏電站、光熱電站、分布式光伏發電及離網光伏系統等多元化的太陽能發電市場。初步建立了有利于成本下降的市場競爭機制，太陽能發電成本實現了快速下降，具備了在國內較大規模應用的條件。

（1）資源潛力我國太陽能資源十分豐富，適宜太陽能發電的國土面積和建筑物受光面積也很大，青藏高原、黃土高原、冀北高原、內蒙古高原等太陽能資源豐富地區占到陸地國土面積的三分之二，具有大規模開發利用太陽能的資源潛力。東北地區、河南、湖北和江西等中部地區，以及河北、山東、江蘇等東部沿海地區太陽能資源比較豐富，可供太陽能利用的建筑物面積很大。在四川、重慶、貴州、安徽、湖南等太陽能資源總體一般的區 域，也有許多局部地區適宜開發利用太陽能。（2）發展現狀

近年來，我國太陽能光伏電池制造產業迅猛發展，產業體系快速形成，生產能力迅速擴大，技術經濟優勢明顯提高。光伏電池制造產業基本形成。2010 年，我國大陸地區光伏電池產量達 1000 萬千瓦，占全球市場份額 50%以上，其中 5 家企業光伏電池產量居全球前 10 位。我國光伏電池技術和質量位居世界前列，已掌握千噸級多晶硅規模化生產技術，硅材料生產副產品綜合利用水平明顯提高，先進企業能耗指標接近國際先進水平。國內可生產 50%的光伏電池生產設備，包括單晶爐、多晶硅鑄錠爐、開方機、多線切割機等。光伏電池組件價格已從 2005 年的每瓦 40 元下降到 2010 年的每瓦 7~8 元，太陽能發電的上網電價從 2009 年以前的每千瓦時 4 元下降到 2010 年的每千瓦時 1 元左右。太陽能光熱發電的重大裝備設計、制造和系統集成等技術取得重要突破。首座商業化光熱電站特許權項目已開工建設，有效帶動了光熱發電的關鍵設備及電站系統設計與集成等產業鏈的發展，為我國光熱發電發展初步奠定了技術和產業基礎。多元化國內市場快速啟動。近年來，為積極培育我國太陽能發電市場，結合太陽能發電的技術類型，啟動了多元化的國內應用市場。在西部地區組織了共計 30 萬千瓦光伏電站特許權項目招標，在內蒙古鄂爾多斯地區組織了 5 萬千瓦太陽能熱發電特許權項目招標。國家制定了太陽能發電上網電價政策，在西部太陽能資源優 勢地區建成了一批并網光伏電站。組織實施了金太陽示范工程，利用財政補貼資金支持用戶側光伏發電系統建設。同時，光伏發電系統在無電地區供電、太陽能交通信號、太陽能路燈，以及在通信、氣象、鐵路、石油等領域也得到普遍利用。到 2010 年底，全國累計光伏電池安裝量總計 86 萬千瓦，其中大型并網光伏電站共計 45 萬千瓦，與建筑結合安裝的光伏發電系統共計 26 萬千瓦。產業服務體系日漸完善。大型太陽能電站和分布式光伏發電系統的應用，推進了太陽能發電產業服務體系的建立和完善。初步建立了太陽能光伏電池組件產品的標準、檢測和認證體系，基本具備了光伏發電系統及平衡部件的測試能力，國家太陽能發電公共技術研發和測試平臺建設正在實施。初步建立了人才培養、信息統計和咨詢服務體系，一些大學設置了太陽能發電本科生和研究生教育的相關專業。建立了太陽能熱發電主要材料與裝備性能測試方法和測試平臺。

（二）發展形勢

與常規電力相比，太陽能發電無論在技術經濟性方面，還是在與電力系統適應性方面，還存在許多亟待解決的問題，突出表現在以下幾方面：一是經濟性仍是制約太陽能發電發展的主要因素。太陽能發電成本雖然已顯著降低，但與常規能源發電相比，光伏發電的經濟性仍然較差，目前光伏發電的成本是常規能源發電成本的 3 倍左右。光熱發電設備制造產業基礎還比較薄弱，電站開發建設還處于示范階段，發電成本比光伏發電略高。在目前政策體系和市場機制下，經濟性差是制約太陽能發電規模化發展的主要因素。二是并網運行管理是制約太陽能發電發展的關鍵因素。與建筑結合的分布式光伏發電是太陽能發電的重要應用方式，但我國尚未形成適應分布式發電發展的電力體制和價格機制。特別在電網接入和并網運行管理上，仍未建立與分布式發電相適應的電網接入和并網運行機制，無法充分發揮分布式光伏發電規模小、效率高、效益好的優勢，極大影響了分布式能源企業的積極性，制約了分布式光伏發電的大規模發展。三是促進太陽能發電的政策體系還不完善。目前，促進太陽能發電發展的土地、價格、財稅等方面的經濟政策和電網接入等方面的技術政策還不夠完善，適應分布式光伏發電的電力管理體制還不成熟，完善太陽能發電政策體系、促進電力體制改革的任務十分迫切。四是光伏制造業亟待轉型升級。我國光伏產品產能擴張過快，國內光伏 產品應用市場培育不足，嚴重依賴國外市場，在國際市場需求增速下降和部分國家實行貿易保護主義后，產能過剩矛盾突出，企業經營壓力普遍加大。光伏制造關鍵技術研發滯后，主要生產設備依賴進口，缺乏核心競爭力，許多企業生產規模小、技術水平不高，低劣產品擾亂市場和無序競爭現象時有發生，產業亟待整合和轉型升級，行業管理需要加強。

二、指導方針和目標

（一）指導思想

高舉中國特色社會主義偉大旗幟，以鄧小平理論和“三個代表”重要思想為指導，深入貫徹落實科學發展觀，按照加快培育和發展戰略性新興產業以及建立現代能源體系的要求，把加快發展太陽能發電作為優化能源結構、推進能源生產方式變革的重要舉措，以技術進步和發展方式創新為主線，促進太陽能發電產業規模化發展，提高太陽能發電的經濟性和市場競爭力，將太陽能發電產業培育成具有國際競爭力的優勢產業，為實現我國非化石能源發展目標和經濟社會可持續發展開辟新途徑。

（二）基本原則

規模發展與提高競爭力相結合。逐步擴大太陽能發電的應用規模，特別是分布式光伏發電系統應用，為太陽能發電的產業化發展提供市場空間。同時，繼續堅持市場競爭機制，加快推進技術進步，降低太陽能發電成本、提高其市場競爭力，為太陽能發電的大規模發展創造條件。集中開發與分散利用相結合。在太陽能資源和土地資源較為豐富的西部地區，以增加當地電力供應為目的，建設大型太陽能電站；在太陽能資源較為豐富、經濟條件較好的中東部地區，優先利用建筑屋頂建設分布式光伏發電系統，實現集中開發、分散開發和分布式利用共同發展。市場培育與發展方式創新相結合。通過建設一定規模的太陽能電站和大力推廣分布式光伏發電系統，積極培育持續穩定增長的國內太陽能發電市場。積極開展太陽能發電應用方式和投資、建設及運營模式創新，并能過電力體制機制改革創新，建立和完善太陽能多元化發展的政策體系，為太陽能發電提供廣闊的市場空間和良好的發展環境。國內發展與國際合作相結合。全面完善國內太陽能發電產業體系，形成從技術研發、設備制造到各類應用及產業服務的全產業鏈。通過吸納國際技術創新資源和加強國際合作，促進我國太陽能發電技術進步和產業升級，推進我國太陽能發電設備和產品融入國際產業體系。繼續提高我國太陽能發電設備和產品的國際競爭力，形成國內國外兩個市場均衡發展的格局。

（三）發展目標

太陽能發電發展的總目標是：通過市場競爭機制和規模化發展促進成本持續降低，提高經濟性上的競爭力，盡早實現太陽能發電用戶側“平價上網”。加快推進技術進步，形成我國太陽能發電產業的技術體系，提高國際市場持續競爭力。建立適應太陽能發電發展的管理體制和政策體系，為太陽能發電發展提供良好的體制和政策環境。具體發展指標是：

1、實現較大規模發展。到 2015 年底，太陽能發電裝機容量達到 2100萬千瓦以上，年發電量達到 250 億千瓦時。重點在中東部地區建設與建筑結合的分布式光伏發電系統，建成分布式光伏發電總裝機容量1000 萬千瓦。在青海、新疆、甘肅、內蒙古等太陽能資源和未利用土地資源豐富地區，以增加當地電力供應為目的，建成并網光伏電站總裝機容量 1000 萬千瓦。以經濟性與光伏發電基本相當為前提，建成光熱發電總裝機容量 100 萬千瓦。

2、產業競爭力明顯提高。光伏電池基礎研究與技術創新能力取得長足進步，建立比較完整的材料、生產裝備、系統集成和輔助服務產業體系，光伏電池轉化效率繼續提高，產業鏈全面優化，光伏電池技術和成本的全球競爭力進一步提高。太陽能光熱電站的整體設計與技術集成能力明顯提高，形成若干家技術先進的關鍵設備制造企業，具備光熱發電全產業鏈的設備及零部件供應能力。

3、政策體系和發展機制逐步完善。結合電力體制改革、電價機制改革，完善太陽能發電的政策體系和發展機制，建立有利于分布式可再生能源發電發展的市場競爭機制和電力運行管理機制，為太陽能發電產業發展提供良好的體制機制環境。通過新能源微網工程與新能源示范城市建設開展政策和發展模式創新，探索建立適合可再生能源發展的電力系統運 行和管理模式。在“十二五”發展的基礎上，繼續推進太陽能發電產業規模化發展，到 2020 年太陽能發電總裝機容量達到 5000 萬千瓦，使我國太陽能發電產業達到國際先進水平。專欄 1 太陽能發電建設布局（萬千瓦）

三、重點任務

（一）有序推進太陽能電站建設

利用青海太陽能資源豐富和黃河上游水電調節性好的優勢，以滿足當地用電需求為目的，重點推進柴達木盆地等地的太陽能電站建設，鼓勵開展各種太陽能發電技術的試驗示范。結合新疆太陽能資源與水能、風能等其它可再生能源的開發優勢，以及新疆加快能源資源轉化的總體發展布局，以解決當地供電問題為主，推動南疆和東疆地區大型并網太陽能電站建設，優先建設巴州、和田、吐魯番、哈密等地區的太陽能電站項目。結合甘肅豐富的太陽能資源和風電開發和布局，以增加當地電力供應為目的，重點推進河西走廊的太陽能電站建設，鼓勵開展風光互補、水光互補等項目建設。利用內蒙古風能資源和太陽能資源優勢，以滿足當地供電需要為主，重點在內蒙古阿拉善盟、巴彥淖爾、包頭、鄂爾多斯、呼和浩特等地區和蒙東電網條件較好的地區，結合風電開發建設一批太陽能電站。在寧夏的中衛、吳忠和石嘴山地區，陜西的榆林和延安地區，結合能源結構優化推進并網太陽能電站建設。在西藏的拉薩、日喀則和山南地區，結合當地用電需求建設一批太陽能電站。在云南的楚雄和大理地區，結合當地水電和風電開發建設一批太陽能電站。在河北北部、山西北部、四川高原地區、遼寧西北部、吉林西部、黑龍江西部和山東部分地區，穩步推進太陽能電站建設，在確保資源條件與建設條件可行的基礎上，統籌安排部分太陽能光伏電站項目。

（二）大力推廣分布式太陽能光伏發電

發揮用戶側光伏發電與當地用電價格較接近、電量可就地消納的優勢，加快推廣用戶側分布式并網光伏發電系統。鼓勵在有條件的城鎮公共設施、商業建筑及產業園區的建筑屋頂安裝光伏發電系統，支持在大型工業企業的內部電網中接入光伏發電系統，探索并建立適應用戶側光伏發電的電網運行技術體系和管理方式。“十二五”時期，全國分布式太陽能發電系統總裝機容量達到 1000 萬千瓦以上。中部地區和東部沿海地區太陽能發電一般采用與建筑物或其他設施結合的分布式方式建設。支持北京、天津、上海、重慶、河南、江蘇、浙江、安徽、湖南、湖北、江西、福建、廣東、廣西、貴州、海南等省（區、市）推廣分布式太陽 能發電系統。鼓勵在河北中南部、山西中南部、山東、四川與東北各主要城市工業園區、大型工業企業建設分布式太陽能發電系統。以新疆生產建設兵團為主要依托單位，在兵團電網開展多點高密度接入光伏發電的分布式供電系統。結合新能源示范城市建設，開展以智能電網技術為支撐的分布式光伏發電系統建設。

（三）建設新能源微網示范工程

按照“因地制宜、多能互補、靈活配置、經濟高效”的思路，在可再生能源資源豐富和具備多元化利用條件的地區，結合智能電網技術，以解決當地供電問題為主，建設新能源微電網工程，建立充分利用新能源發電的新型供用電模式。“十二五”時期，建設 30 個新能源微電網示范工程。支持在西藏、青海、新疆等西部省（區）的偏遠鄉鎮、浙江、福建、廣東、廣西等省（區）人口聚居的離岸海島及其它特定區域，根據其對供電可靠性和穩定性的需求，開展新能源微電網示范工程建設。通過投資補貼方式支持邊遠地區分散用戶的供用電工程建設，鼓勵在西藏、青海、新疆、云南等省（區）的邊遠地區以及東部人口較少的離岸海島，推廣獨立光伏電站、戶用光伏發電系統，解決電網無法覆蓋地區的無電人口用電問題。

（四）創建新能源示范城市

選擇生態環保要求高、經濟條件相對較好、可再生能源資源豐富的城市，采取統一規劃、規范設計、有序建設的方式，支持在城區及各類產業園區推進太陽能等新能源技術的綜合示范應用，替代燃煤等傳統的能源利用方式，形成新能源利用的區域優勢。以公共機構、學校、醫院、賓館、集中住宅區為重點，推廣太陽能熱利用、分布式光伏發電等新能源技術的應用。支持各地在各類產業園區的新建和改造過程中，開展先進多樣的太陽能等新能源技術應用示范，滿足園區電力、供熱、制冷等能源需求。通過政策支持和市場手段促進新能源在大中型城市的應用。“十二五”期間，建設 100 個新能源示范城市和 1000 個新能源示范園區。

（五）完善太陽能發電技術創新體系

建立以市場為導向、企業為主體、產學研結合的多層次技術創新體系。整合太陽能發電相關科研院所、高等院校的技術力量，建立國家級太陽能發電實驗室，重點開展太陽能基礎理論、前沿技術、關鍵技術和共性技術研究。依托現有科研機構和技術創新能力基礎好的企業，支持建設國家太陽能光伏發電、國家太陽能光熱發電工程技術中心，重點開展太陽能光伏發電、光熱發電應用技術研發。加強太陽能光伏發電、光熱發電設備及產品檢測及認證能力建設，形成先進水平的新產品測試和試驗研究基地。鼓勵地方政府和企業共同開展太陽能發電技術研發創新平臺建設，形成具有區域產業優勢的太陽能發電技術創新聚集地。支持創新能力較強的國內科研機構與國際先進水平的科研機構合作，聯合設立太陽能發電技術研發中心，重點開展太陽能發電應用系統集成技術和并網運行等共性技術聯合研發，促進我國太陽能發電技術和應用的整體進步。

（六）提高太陽能發電產品持續競爭力

提高太陽能發電技術研發能力和關鍵裝備制造能力，鞏固光伏發電制造在全球的持續競爭優勢。全面提升光伏發電理論研究能力和系統利用水平。開發和制造高效率、高可靠性、低成本、清潔環保、適應不同運行環境的先進太陽能光伏電池組件，提高全產業鏈的設備和集成技術水平。突破太陽能熱發電定日鏡、真空管等關鍵部件設計和制造技術，依托我國集成控制與工程熱物理等相關前沿學科的優勢，形成配套齊全的光熱發電關鍵設備集成產業鏈。完善光伏電池組件設備測試和檢測方法，形成全面的質量控制體系，提高光伏電池組件性能和質量。

（七）建立完善太陽能發電產業體系 以太陽能發電產業的規模化發展為基礎，逐步將目前以主要部件銷售為重點的產業體系轉變為以工程建設和全生命周期管理為核心的產業體系。依托現有條件，建立以國家能源發展戰略為指導，以專業技術機構為主體，以市場需求為導向，支撐太陽能發電產業全面發展的產業服務體系。完善太陽能資源評價、太陽能電站規劃設計、施工安裝、運行維護等領域的標準體系。建立完善的太陽能發電建設運行服務體系，提高太陽能電站選址、規劃、設計、施工安裝、檢修維護的專業化服務能力。完善太陽能發電產業信息統計，形成太陽能發電信息監測體系。

（八）促進光伏制造業健康發展 積極擴大國內光伏產品應用市場，實現從過度依賴外需向內外需并重轉變。積極推進光伏產業結構優化，鼓勵企業按照市場規律兼并重組，淘汰落后產能，增強企業抗風險能力，提高產業集中度，加強光伏產業關鍵技術研發，建立光伏制造技術研發中心，支持企業提高技術 創新能力，開成自主技術為基礎的產業核心競爭力，使我國光伏產業這現從規模效益型發展向技術效益型發展的轉變。規范企業采購光伏電池招投標活動和市場秩序，創造有利于光伏制造業健康發展的市場環境。

（九）積極開展國際合作 開展全球化技術研發合作，鼓勵國內企業與國外企業合作開展太陽能發電相關前沿技術、共性技術研究，重點開展太陽能發電應用技術研究開發，以及與太陽能發電相關的電網運行控制技術研究開發。與歐美國家主要研究機構和企業聯合開展太陽能發電系統集成設計、太陽能資源測

評、太陽能發電預測技術研究。加強國際人才交流與合作，與太陽能發電技術和應用強國進行人才交流，支持有關科研院所和企業建立國際化人才培養和引進機制，重點培養太陽能發電領域的高端專業技術人才和綜合管理人才。鼓勵國內企業積極參與國外太陽能發電項目建設，形成具有國際先進技術和管理水平的太陽能發電企業集團。

四、規劃實施

（一）保障措施

1、完善促進太陽能發電發展的市場機制。繼續完善促進太陽能發電規模化發展的市場競爭機制，促進太陽能發電成本持續下降，建立并完善以市場競爭為基礎的太陽能發電國家補貼機制，逐漸減少單位電量的國家補貼額度。建立自發自用為主的分布式光伏發電非歧視無障礙并入電網的管理機制，促進分布式光伏發電進入公共設施和千家萬戶。

2、建立適應太陽能發電的電力運行機制。開展用戶側分布式光伏發電系統的運營模式創新，建立以智能電網為技術支撐的分布式發電運行體系，推進新能源微電網試點示范，調動地方政府、電網企業和電力用戶的積極性，形成全方位推進分布式能源發展的格局。積極推動新能源微電網和離網太陽能發電的運行和技術服務體系建設，通過市場手段實現資金與技術資源的優化配置。

3、加強太陽能發電的規劃和項目管理。根據全國太陽能發電規劃，統籌各地太陽能發電發展規劃和分階段開發建設方案。加強大型并網太陽能電站建設管理，嚴格項目前期、項目核準、竣工驗收、運行監督等環節的技術管理，統籌協調太陽能電站建設和并網運行管理，促進太陽能發電產業有序健康發展。

4、完善太陽能發電的標準體系。完善建立太陽能光伏電池組件、逆變器等關鍵產品的標準，形成與國際接軌的產品檢測認證體系。規范大型太陽能電站的設計、建設和運行等各環節的規程規范。建立太陽能發電的信息監測評價體系，加強太陽能發電的全過程技術監督工作。

5、加強光伏制造業行業管理。研究制定光伏制造業產業發展政策，嚴格準入標準，規范市場準入機制。進一步加強投資管理，控制產能擴張，優化產業布局。加大投入，支持重點企業掌握核心技術，提升核心競爭力。加強光伏產品質量評定和檢測認證管理，阻止低劣光伏產品進入市場。加強光伏產業市場監管，防止無序競爭等擾亂市場秩序的行為。

（二）實施機制

1、加強規劃協調管理。各省級政府能源主管部門根據全國規劃要求，做好本地區規劃的制定及實施工作，認真落實國家規劃確定的發展目標和重點任務。地方的太陽能發電發展規劃，在公布實施前應獲得國家能源主管部門確認，確保各級規劃有機銜接。

2、建立滾動調整機制。加強太陽能發電產業的信息統計工作，建立產業監測體系，及時掌握規劃執行情況，做好規劃中期評估工作。根據中期評估結果，按照有利于太陽能發電產業發展的原則對規劃進行滾動調整。

3、組織實施開發方案。建立健全太陽能發電規劃管理和實施機制，組織各地區依據全國太陽能發電發展“十二五”規劃，制訂開發方案，加強規劃及開發方案實施的統籌協調，銜接好太陽能發電并網接入和運行，并合理安排國家補貼資金預算。

4、加強運行監測考核。委托技術歸口管理單位開展太陽能電站項目后評估，重點對大規模集中建設的太陽能發電工程進行后評估。電網企業要加強對太陽能發電項目的并網運行監測，采取有效技術措施保障太陽能發電正常并網運行。

五、投資估算和環境社會影響分析

（一）投資估算

“十二五”時期新增太陽能光伏電站裝機容量約 1000 萬千瓦，太陽能光熱發電裝機容量 100 萬千瓦，分布式光伏發電系統約 1000 萬千瓦，光伏電站投資按平均每千瓦 1 萬元測算，分布式光伏系統按每千瓦1.5 萬元測算，總投資需求約 2500 億元。

（二）環境社會影響分析

隨著環境保護要求的提高和太陽能發電技術進步的加快，早期投資少、高能耗和高污染的西門子法生產多晶硅技術逐步退出，已經通過改良西門子法或硅烷法等技術手段實現四氯化硅和氯化氫等廢液廢氣的回收和無害化處理，晶體硅光伏電池可通過增加附加值的方式實現環境友好的規模化生產。光伏電站工程建設對自然與生態環境的影響，主要來自對地表的破壞、揚塵和噪音，施工期造成的環境影響將隨著工程的結束而消失。太陽能電站運行期無任何污染物排放，基本不消耗工 20 業用水，生活污水和垃圾生產數量也很少，對環境影響甚微。光熱電站工程要消耗水，通過采用空冷技術可將用水量降至最低。太陽能電站建設集中在西部未利用土地上，通過合理選址可以避開各類環境保護區，不僅對自然環境和生產生活無不利影響，而且在某種程度上可以減少地表水蒸發，有利于防沙治沙，有利于促進生態環境保護。太陽能發電產業涉及領域廣、產業鏈長，帶動相關產業發展能力強。預計到 2015 年，太陽能發電產業從業人數可達到 50 萬人。通過發展太陽能發電產業，可在若干地區形成優勢產業聚集區和規模開發利用集中地區，將有力推動這些地區的經濟發展轉型，促進地區經濟社會可持續發展。

三、國家能源局關于申報分布式光伏發電規模化應用示范區的通知國能新能〔2012〕298 號

各省（自治區、直轄市）發展改革委（能源局）、新疆生產建設兵團發展改革委：

近年來，太陽能光伏發電技術迅速進步，相關制造產業和開發利用規模逐漸擴大，已經成為可再生能源發展的重要領域。光伏發電適合結合電力用戶用電需要，在廣大城鎮和農村的各種建筑物和公共設施上推廣分布式光伏系統。特別在用電價格較高的中東部地區，分布式光伏發電已經具有較好的經濟性，具備了較大規模應用的條件。為落實可再生能源發展“十二五”規劃，促進太陽能發電產業可持續發展，我局將組織分布式光伏發電應用示范區建設。現就有關事項通知如下：

一、根據全國可再生能源發展“十二五”規劃和太陽能發電發展“十二五”規劃，請各省（區、市）選擇具有太陽能資源優勢、用電需求大和建設條件好的城鎮區域，提出分布式光伏發電規模化應用示范區的建設方案。

二、示范區的分布式光伏發電項目應具備長期穩定的用電負荷需求和安裝條件，所發電量主要滿足自發自用。優先選擇電力用戶用電價格高、自用電量大的區域及工商企業集中開展應用示范。同時，選擇具備規模化利用條件的城鎮居民小區或鄉鎮（村）開展集中應用試點。

三、鼓勵采用先進技術并創新管理模式，特別是采用智能微電網技術高比例接入和運行光伏發電，不斷創新微電網建設和運營管理模式。

四、國家對示范區的光伏發電項目實行單位電量定額補貼政策，國家對自發自用電量和多余上網電量實行統一補貼標準。項目的總發電量、上網電量由電網企業計量和代發補貼。分布式光伏發電系統有關技術和管理要求，國家能源局將另行制定。

五、電網企業要配合落實示范區分布式光伏發電項目接入方案并提供相關服務，本著簡化程序、便捷服務的原則，規范并簡化分布式光伏發電接入電網標準和管理程序，積極推進分布式光伏發電的規模化應用。

六、各省（區、市）可結合新能源示范城市、綠色能源縣和新能源微電網項目建設，抓緊研究編制示范區實施方案。首批示范區在若干城市相對集中安排。每個省（區、市）申報支持的數量不超過 3 個，申報總裝機容量原則上不超過 50 萬千瓦。

七、鼓勵各省（區、市）利用自有財政資金，在國家補貼政策基礎上，以適當方式支持分布式光伏發電示范區建設。

八、請各省（區、市）能源主管部門于 10 月 15 日前上報分布式光伏發電示范區實施方案。國家能源局將根據專家評審結果確定并批復示范區名單及實施方案。電網企業按批復的示范區實施方案落實相應電網接入和并網服務。

國家能源局2012 年 9 月 14 日

四、關于做好分布式光伏發電并網服務工作的意見（暫行）

一、總則

1.分布式光伏發電對優化能源結構、推動節能減排、實現經濟可持續發展具有重要意義。國家電網公司認真貫徹落實國家能源發展戰略，積極支持分布式光伏發電加快發展，依據《中華人民共和國電力法》、《中華人民共和國可再生能源法》等法律法規以及有關規程規定，按照優化并網流程、簡化并網手續、提高服務效率原則，制訂本意見。

二、適用范圍

2.分布式光伏發電是指位于用戶附近，所發電能就地利用，以 10千伏及以下電壓等級接入電網，且單個并網點總裝機容量不超過 6 兆瓦的光伏發電項目。

3.以 10 千伏以上電壓等級接入、或以 10 千伏電壓等級接入但需升壓送出的光伏發電項目，執行國家電網公司常規電源相關管理規定。三、一般原則

4.電網企業積極為分布式光伏發電項目接入電網提供便利條件，為接入系統工程建設開辟綠色通道。接入公共電網的分布式光伏發電項目，接入系統工程以及接入引起的公共電網改造部分由電網企業投資建設。接入用戶側的分布式光伏發電項目，接入系統工程由項目業主投資建設，接入引起的公共電網改造部分由電網企業投資建設（西部地區接入系統工程仍執行國家現行投資政策）。

5.分布式光伏發電項目并網點的電能質量應符合國家標準，工程設計和施工應滿足《光伏發電站設計規范》和《光伏發電站施工規范》等國家標準。

6.建于用戶內部場所的分布式光伏發電項目，發電量可以全部上網、全部自用或自發自用余電上網，由用戶自行選擇，用戶不足電量由電網企業提供。上、下網電量分開結算，電價執行國家相關政策。

7.分布式光伏發電項目免收系統備用容量費。

四、并網服務程序

8.地市或縣級電網企業客戶服務中心為分布式光伏發電項目業主提供并網申請受理服務，協助項目業主填寫并網申請表，接受相關支持性文件。

9.電網企業為分布式光伏發電項目業主提供接入系統方案制訂和咨詢服務，并在受理并網申請后 20 個工作日內，由客戶服務中心將接入系統方案送達項目業主，項目業主確認后實施。

10.10 千伏接入項目，客戶服務中心在項目業主確認接入系統方案后 5 個工作日內，向項目業主提供接入電網意見函，項目業主根據接入電網意見函開展項目核準和工程建設等后續工作。380 伏接入項目，雙方確認的接入系統方案等同于接入電網意見函。

11.分布式光伏發電項目主體工程和接入系統工程竣工后，客戶服務中心受理項目業主并網驗收及并網調試申請，接受相關材料。12.電網企業在受理并網驗收及并網調試申請后，10 個工作日內完成關口電能計量裝置安裝服務，并與項目業主（或電力用戶）簽署購售電合同和并網調度協議。合同和協議內容執行國家電力監管委員會和國家工商行政管理總局相關規定。

13.電網企業在關口電能計量裝置安裝完成后，10 個工作日內組織并網驗收及并網調試，向項目業主提供驗收意見，調試通過后直接轉入并網運行。驗收標準按國家有關規定執行。若驗收不合格，電網企業向項目業主提出解決方案。

14.電網企業在并網申請受理、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。

五、咨詢服務

15.國家電網公司為分布式光伏發電并網提供客戶服務中心、95598服務熱線、網上營業廳等多種咨詢渠道，向項目業主提供并網辦理流程說明、相關政策規定解釋、并網工作進度查詢等服務，接受項目業主投訴。

五、發改委發布 《 關于完善光伏發電價格政策通知 》 征求意見稿近日，國家發改委向部分政府機構、相關光伏發電企業下發《關于完善光伏發電價格政策通知》的意見稿（以下簡稱《意見稿》），對下一步光伏發電上網電價提出了新的實施方案。與以往全國除西藏地區外統一上網電價的政策不同，新的《意見稿》根據各地太陽能資源狀況和工程建設條件，將全國分為四類太陽能資源區，制定了相應的標桿上網電價。光伏電站標桿上網電價高出當地燃煤機組標桿上網電價（含脫硫、脫硝電價，以下相同）的部分，仍然通過可再生能源發展基金進行補貼。新的《意見稿》對分布式發電和大型地面電站發電進行了區分。分布式發電電價補貼為 0.35 元/千瓦時，補貼資金同樣來自可再生能源發展基金，并由電網企業向分布式光伏發電項目轉付。分布式光伏發電系統并入電網的電量，由電網企業按照當地燃煤發電標桿上網電價進行收購。分布式光伏電價將免收隨電價征收的各類基金、附加以及系統備用容量和其他相關并網服務費。《意見稿》還對電網企業提出了要求，電網企業“要積極為光伏發電項目提供必要的并網接入、計量等電網服務，及時與光伏發電企業按規定結算電價。同時，要及時計量和審核光伏發電項目的發電量和上網電量，并根據其計量和審計結果申請電價補貼。針對大型光伏發電標桿上網電價，《意見稿》針對四類地區給出了四個不同的上網電價，如下：

Ⅰ類資源區：0.75 元/千瓦時，包含地區：青海海西、海北、果洛、玉樹；

Ⅱ類資源區：0.85 元/千瓦時，包含地區：新疆、寧夏、內蒙古、青海西寧、海東、海南、黃南、甘肅嘉峪關、武威、張掖、酒泉、敦煌、金昌、四川阿壩、甘孜、云南麗江、迪慶；

Ⅲ類資源區：0.95 元/千瓦時，包含地區：北京、天津、黑龍江、吉林、遼寧、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、云南省除二類地區外的其他地區，甘肅省除二類 地區外的其他地區；

Ⅳ類資源區：1 元/千瓦時，包含地區：除前面的Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類地區 外的其他地區。

六、國家能源局分布式光伏發電示范區工作方案(草案)

一、政策支持機制

按分布式光伏發電項目的發電量給予補貼。自發自用電量和多余上網電量均按照統一標準補貼(暫按補貼期限 20 年測算，以國家價格主管的文件為準)，中央財政不再給予項目投資補貼;在國家補貼標準之外，地方政府可給予項目投資補貼或增加度電補貼。用戶從電網購電執行正常的用電價格政策，多余光伏發電量上網，由電網企業按照當地脫硫燃煤火電標桿電價收購。對光伏發電的發電量、多余光伏發電量上網電量，由電網企業負責計量、統計，并據此按照國家規定的度電補貼標準按月轉撥國家補貼資金。光伏發電項目可由電力用戶自建，也可采用合同能源管理方式。合同能源管理企業應與電力用戶應依據國家關于合同能源管理等規定，簽訂能源服務協議。

二、示范區選擇原則

在具備規模化應用、經濟性好的地區率先開展示范, 鼓勵園區的分布式光伏發電項目由一個業主統一投資建設經營，由其統一協調建筑屋頂使用、光伏發電量消費以及與電網的關系。

三、落實項目安裝條件

省(區、市)級能源主管部門指導擬開展示范的工業園區管委會、承擔分布式光伏發電投資經營的企業，落實光伏安裝和運行條件。

四、項目可行性分析

在落實安裝條件的基礎上，調查分析各項目的運行條件：例如，安裝光伏的單位的光伏發電出力與用電負荷的匹配情況;項目光伏發電量和自發自用比例;項目的發電成本及合理收益，與用戶側替代網購電的價格對比，并考慮消費光伏發電量的用戶的收益分成，提出最低度電補貼標準建議;

五、組織實施方式

國家能源局負責指導各地區分布式光伏示范區建設，協調并督促電網企業做好配套并網服務，及時解決示范區實施中遇到的政策方面的問題。

六、工作進度安排

能源局要求各省級能源主管部門(含計劃單列市)按要求，組織編制示范區實施方案并初步論證后，于 2013 年 7 月 10 日前將實施方案上報國家能源局。國家能源局對各地區上報的示范區實施方案進行審核，按照示范區的先進性、經濟性、可推廣性進行篩選，并將實施方案送電網企業研提配套電網落實的意見。在 7 月 20 日前明確示范區名單，于 2013年 7 月底前啟動建設;七、國家電網公司關于做好分布式電源并網服務工作的意見

總則

分布式電源對優化能源結構、推動節能減排、實現經濟可持續發展具有重要意義。國家電網公司（以下簡稱公司）認真貫徹落實國家能源發展戰略，積極支持分布式電源加快發展，依據《中華人民共和國電力法》、《中華人民共和國可再生能源法》等法律法規以及有關規程規定，按照優化并網流程、簡化并網手續、提高服務效率原則，制訂本意見。適用范圍本意見所稱分布式電源，是指位于用戶附近，所發電能就地利用，以 10 千伏及以下電壓等級接入電網，且單個并網點總裝機容量不超過 6兆瓦的發電項目。包括太陽能、天然氣、生物質能、風能、地熱能、海洋能、資源綜合利用發電等類型。以 10 千伏以上電壓等級接入、或以 10 千伏電壓等級接入但需升壓送出的發電項目，執行國家電網公司常規電源相關管理規定。小水電項目按國家有關規定執行。一般原則

公司積極為分布式電源項目接入電網提供便利條件，為接入系統工程建設開辟綠色通道。接入公共電網的分布式電源項目，其接入系統工程（含通訊專網）以及接入引起的公共電網改造部分由公司投資建設。接入用戶側的分布式電源項目，其接入系統工程由項目業主投資建設，接入引起的公共電網改造部分由公司投資建設（西部地區接入系統工程仍執行國家現行規定）。分布式電源項目工程設計和施工建設應符合國家相關規定，并網點的電能質量應滿足國家和行業相關標準。建于用戶內部場所的分布式電源項目，發電量可以全部上網、全部 自用或自發自用余電上網，由用戶自行選擇，用戶不足電量由電網提供。上、下網電量分開結算，電價執行國家相關政策。公司免費提供關口計量裝置和發電量計量用電能表。分布式光伏發電、風電項目不收取系統備用容量費，其他分布式電源項目執行國家有關政策。公司為享受國家電價補助的分布式電源項目提供補助計量和結算服務，公司收到財政部門撥付補助資金后，及時支付項目業主。并網服務程序公司地市或縣級客戶服務中心為分布式電源項目業主提供接入申請受理服務，協助項目業主填寫接入申請表，接收相關支持性文件。公司為分布式電源項目業主提供接入系統方案制訂和咨詢服務。接入申請受理后 40 個工作日內（光伏發電項目 25 個工作日內），公司負責將 10 千伏接入項目的接入系統方案確認單、接入電網意見函，或 380伏接入項目的接入系統方案確認單告知項目業主。項目業主確認后，根據接入電網意見函開展項目核準和工程設計等工作。380 伏接入項目，雙方確認的接入系統方案等同于接入電網意見函。建于用戶內部場所且以 10 千伏接入的分布式電源，項目業主在項目核準后、在接入系統工程施工前，將接入系統工程設計相關材料提交客戶服務中心，客戶服務中心收到材料后出具答復意見并告知項目業主，項目業主根據答復意見開展工程建設等后續工作。分布式電源項目主體工程和接入系統工程竣工后，客戶服務中心受理項目業主并網驗收及并網調試申請，接收相關材料。公司在受理并網驗收及并網調試申請后，10 個工作日內完成關口電能計量裝置安裝服務，并與項目業主（或電力用戶）簽署購售電合同和并網調度協議。合同和協議內容執行國家電力監管委員會和國家工商行政管理總局相關規定。公司在關口電能計量裝置安裝完成、合同和協議簽署完畢后，10 個工作日內組織并網驗收及并網調試，向項目業主提供驗收意見，調試通過后直接轉入并網運行。驗收標準按國家有關規定執行。若驗收不合格，公司向項目業主提出解決方案。公司在并網申請受理、接入系統方案制訂、接入系統工程設計審查、計量裝置安裝、合同和協議簽署、并網驗收和并網調試、政府補助計量和結算服務中，不收取任何服務費用；由用戶出資建設的分布式電源及其接入系統工程，其設計單位、施工單位及設備材料供應單位由用戶自主選擇。咨詢服務

國家電網公司為分布式電源并網提供客戶服務中心、95598 服務熱線、網上營業廳等多種咨詢渠道，向項目業主提供并網辦理流程說明、相關政策規定解釋、并網工作進度查詢等服務，接受項目業主投訴。

八、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

各省、自治區、直轄市人民政府，國務院各部委、各直屬機構： 發展光伏產業對調整能源結構、推進能源生產和消費革命、促進生態文明建設具有重要意義。為規范和促進光伏產業健康發展，現提出以下意見：

一、充分認識促進光伏產業健康發展的重要性近年來，我國光伏產業快速發展，光伏電池制造產業規模迅速擴大，市場占有率位居世界前列，光伏電池制造達到世界先進水平，多晶硅冶煉技術日趨成熟，形成了包括硅材料及硅片、光伏電池及組件、逆變器及控制設備的完整制造產業體系。光伏發電國內應用市場逐步擴大，發電成本顯著降低，市場競爭力明顯提高。當前，在全球光伏市場需求增速減緩、產品出口阻力增大、光伏產業發展不協調等多重因素作用下，我國光伏企業普遍經營困難。同時，我國光伏產業存在產能嚴重過剩、市場無序競爭，產品市場過度依賴外需、國內應用市場開發不足，技術創新能力不強、關鍵技術裝備和材料發展緩慢，財政資金支持需要加強、補貼機制有待完善，行業管理比較薄弱、應用市場環境亟待改善等突出問題，光伏產業發展面臨嚴峻形勢。光伏產業是全球能源科技和產業的重要發展方向，是具有巨大發展潛力的朝陽產業，也是我國具有國際競爭優勢的戰略性新興產業。我國光伏產業當前遇到的問題和困難，既是對產業發展的挑戰，也是促進產業調整升級的契機，特別是光伏發電成本大幅下降，為擴大國內市場提供了有利條件。要堅定信心，抓住機遇，開拓創新，毫不動搖地推進光伏產業持續健康發展。

二、總體要求

（一）指導思想。

深入貫徹黨的十八大精神，以鄧小平理論、“三個代表”重要思想、科學發展觀為指導，創新體制機制，完善支持政策，通過市場機制激發國內市場有效需求，努力鞏固國際市場；健全標準體系，規范產業發展秩序，著力推進產業重組和轉型升級；完善市場機制，加快技術進步，著力提高光伏產業發展質量和效益，為提升經濟發展活力和競爭力作出貢獻。

（二）基本原則。

遠近結合，標本兼治。在擴大光伏發電應用的同時，控制光伏制造總產能，加快淘汰落后產能，著力推進產業結構調整和技術進步。統籌兼顧，綜合施策。統籌考慮國內外市場需求、產業供需平衡、上下游協調等因素，采取綜合措施解決產業發展面臨的突出問題。市場為主，重點扶持。發揮市場機制在推動光伏產業結構調整、優勝劣汰、優化布局以及開發利用方面的基礎性作用。對不同光伏企業實行區別對待，重點支持技術水平高、市場競爭力強的骨干優勢企業發展，淘汰劣質企業。協調配合，形成合力。加強政策的協調配合和行業自律，支持地方創新發展方式，調動地方、企業和消費者的積極性，共同推動光伏產業發展。

（三）發展目標。把擴大國內市場、提高技術水平、加快產業轉型升級作為促進光伏產業持續健康發展的根本出路和基本立足點，建立適應國內市場的光伏產品生產、銷售和服務體系，形成有利于產業持續健康發展的法規、政策、標準體系和市場環境。2013—2015 年，年均新增光伏發電裝機容量1000 萬千瓦左右（10GW），到 2015 年總裝機容量達到 3500 萬千瓦以上。加快企業兼并重組，淘汰產品質量差、技術落后的生產企業，培育一批具有較強技術研發能力和市場競爭力的龍頭企業。加快技術創新和產業升級，提高多晶硅等原材料自給能力和光伏電池制造技術水平，顯著降低光伏發電成本，提高光伏產業競爭力。保持光伏產品在國際市場的合理份額，對外貿易和投融資合作取得新進展。

三、積極開拓光伏應用市場

（一）大力開拓分布式光伏發電市場。鼓勵各類電力用戶按照“自發自用，余量上網，電網調節”的方式建設分布式光伏發電系統。優先支持在用電價格較高的工商業企業、工業園區建設規模化的分布式光伏發電系統。支持在學校、醫院、黨政機關、事業單位、居民社區建筑和構筑物等推廣小型分布式光伏發電系統。在城鎮化發展過程中充分利用太陽能，結合建筑節能加強光伏發電應用，推進光伏建筑一體化建設，在新農村建設中支持光伏發電應用。依托新能源示范城市、綠色能源示范縣、可再生能源建筑應用示范市（縣），擴大分布式光伏發電應用，建設 100 個分布式光伏發電規模化應用示范區、1000 個光伏發電應用示范小鎮及示范村。開展適合分布式光伏發電運行特點和規模化應用的新能源智能微電網試點、示范項目建設，探索相應的電力管理體制和運行機制，形成適應分布式光伏發電發展的建設、運行和消費新體系。支持偏遠地區及海島利用光伏發電解決無電和缺電問題。鼓勵在城市路燈照明、城市景觀以及通訊基站、交通信號燈等領域推廣分布式光伏電源。

（二）有序推進光伏電站建設。按照“合理布局、就近接入、當地消納、有序推進”的總體思路，根據當地電力市場發展和能源結構調整需要，在落實市場消納條件的前提下，有序推進各種類型的光伏電站建設。鼓勵利用既有電網設施按多能互補方式建設光伏電站。協調光伏電站與配套電網規劃和建設，保證光伏電站發電及時并網和高效利用。

（三）鞏固和拓展國際市場。積極妥善應對國際貿易摩擦，推動建立公平合理的國際貿易秩序。加強對話協商，推動全球產業合作，規范光伏產品進出口秩序。鼓勵光伏企業創新國際貿易方式，優化制造產地分布，在境外開展投資生產合作。鼓勵企業實施“引進來”和“走出去”戰略，集聚全球創新資源，促進光伏企業國際化發展。

四、加快產業結構調整和技術進步

（一）抑制光伏產能盲目擴張。嚴格控制新上單純擴大產能的多晶硅、光伏電池及組件項目。光伏制造企業應擁有先進技術和較強的自主研發能力，新上光伏制造項目應滿足單晶硅光電池轉換效率不低于20%、多晶硅光伏電池轉換效率不低于 18%、薄膜光伏電池轉換效率不低于 12%，多晶硅生產綜合電耗不高于 100 千瓦時/千克。加快淘汰能耗高、物料循環利用不完善、環保不達標的多晶硅產能，在電力凈輸入地區嚴格控制建設多晶硅項目。

（二）加快推進企業兼并重組。利用“市場倒逼”機制，鼓勵企業兼并重組。加強政策引導和推動，建立健全淘汰落后產能長效機制，加快關停淘汰落后光伏產能。重點支持技術水平高、市場競爭力強的多晶硅和光伏電池制造企業發展，培育形成一批綜合能耗低、物料消耗少、具有國際競爭力的多晶硅制造企業和技術研發能力強、具有自主知識產權和品牌優勢的光伏電池制造企業。引導多晶硅產能向中西部能源資源優勢地區聚集，鼓勵多晶硅制造企業與先進化工企業合作或重組，降低綜合電耗、提高副產品綜合利用率。

（三）加快提高技術和裝備水平。通過實施新能源集成應用工程，支持高效率晶硅電池及新型薄膜電池、電子級多晶硅、四氯化硅閉環循環裝置、高端切割機、全自動絲網印刷機、平板式鍍膜工藝、高純度關鍵材料等的研發和產業化。提高光伏逆變器、跟蹤系統、功率預測、集中監控以及智能電網等技術和裝備水平，提高光伏發電的系統集成技術能力。支持企業開發硅材料生產新工藝和光伏新產品、新技術，支持骨干企業建設光伏發電工程技術研發和試驗平臺。支持高等院校和企業培養光伏產業相關專業人才。

（四）積極開展國際合作。鼓勵企業加強國際研發合作，開展光伏產業前沿、共性技術聯合研發。鼓勵有條件的國內光伏企業和基地與國外研究機構、產業集群建立戰略合作關系。支持有關科研院所和企業建立國際化人才引進和培養機制，重點培養創新能力強的高端專業技術人才和綜合管理人才。積極參與光伏行業國際標準制定，加大自主知識產權標準體系海外推廣，推動檢測認證國際互認。

五、規范產業發展秩序

（一）加強規劃和產業政策指導。根據光伏產業發展需要，編制實施光伏產業發展規劃。各地區可根據國家光伏產業發展規劃和本地區發展需要，編制實施本地區相關規劃及實施方案。加強全國規劃與地方規劃、制造產業與發電應用、光伏發電與配套電網建設的銜接和協調。加強光伏發電規劃和實施指導。完善光伏電站和分布式光伏發電項目建設管理制度，促進光伏發電有序發展。

（二）推進標準化體系和檢測認證體系建設。建立健全光伏材料、電池及組件、系統及部件等標準體系，完善光伏發電系統及相關電網技術標準體系。制定完善適合不同氣候區及建筑類型的建筑光伏應用標準體系，在城市規劃、建筑設計和舊建筑改造中統籌考慮光伏發電應用。加強硅材料及硅片、光伏電池及組件、逆變器及控制設備等產品的檢測和認證平臺建設，健全光伏產品檢測和認證體系，及時發布符合標準的光伏產品目錄。開展太陽能資源觀測與評價，建立太陽能信息數據庫。

（三）加強市場監管和行業管理。制定完善并嚴格實施光伏制造行業規范條件，規范光伏市場秩序，促進落后產能退出市場，提高產業發展水平。實行光伏電池組件、逆變器、控制設備等關鍵產品檢測認證制度，未通過檢測認證的產品不準進入市場。嚴格執行光伏電站設備采購、設計監理和工程建設招投標制度，反對不正當競爭，禁止地方保護。完善光伏發電工程建設、運行技術崗位資質管理。加強光伏發電電網接入和運行監管。建立光伏產業發展監測體系，及時發布產業發展信息。加強對《中華人民共和國可再生能源法》及配套政策的執法監察。地方各級政府不得以征收資源使用費等名義向太陽能發電企業收取法律法規 規定之外的費用。

六、完善并網管理和服務

（一）加強配套電網建設。電網企業要加強與光伏發電相適應的電網建設和改造，保障配套電網與光伏發電項目同步建成投產。積極發展融合先進儲能技術、信息技術的微電網和智能電網技術，提高電網系統接納光伏發電的能力。接入公共電網的光伏發電項目，其接網工程以及接入引起的公共電網改造部分由電網企業投資建設。接入用戶側的分布 式光伏發電，接入引起的公共電網改造部分由電網企業投資建設。

（二）完善光伏發電并網運行服務。各電網企業要為光伏發電提供并網服務，優化系統調度運行，優先保障光伏發電運行，確保光伏發電項目及時并網，全額收購所發電量。簡化分布式光伏發電的電網接入方式和管理程序，公布分布式光伏發電并網服務流程，建立簡捷高效的并網服務體系。對分布式光伏發電項目免收系統備用容量費和相關服務費用。加強光伏發電電網接入和并網運行監管。

七、完善支持政策

（一）大力支持用戶側光伏應用。開放用戶側分布式電源建設，支持和鼓勵企業、機構、社區和家庭安裝、使用光伏發電系統。鼓勵專業化能源服務公司與用戶合作，投資建設和經營管理為用戶供電的光伏發電及相關設施。對分布式光伏發電項目實行備案管理，豁免分布式光伏發電應用發電業務許可。對不需要國家資金補貼的分布式光伏發電項目，如具備接入電網運行條件，可放開規模建設。分布式光伏發電全部電量納入全社會發電量和用電量統計，并作為地方政府和電網企業業績考核指標。自發自用發電量不計入階梯電價適用范圍，計入地方政府和用戶節能量。

（二）完善電價和補貼政策。對分布式光伏發電實行按照電量補貼的政策。根據資源條件和建設成本，制定光伏電站分區域上網標桿電價，通過招標等競爭方式發現價格和補貼標準。根據光伏發電成本變化等因素，合理調減光伏電站上網電價和分布式光伏發電補貼標準。上網電價及補貼的執行期限原則上為 20 年。根據光伏發電發展需要，調整可再生能源電價附加征收標準，擴大可再生能源發展基金規模。光伏發電規模與國家可再生能源發展基金規模相協調。

（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。

（四）加大財稅政策支持力度。完善中央財政資金支持光伏產業發展的機制，加大對太陽能資源測量、評價及信息系統建設、關鍵技術裝備材料研發及產業化、標準制定及檢測認證體系建設、新技術應用示范、農村和牧區光伏發電應用以及無電地區光伏發電項目建設的支持。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。企業研發費用符合有關條件的，可按照稅法規定在計算應納稅所得額時加計扣除。企業符合條件的兼并重組，可以按照現行稅收政策規定，享受稅收優惠政策。

（五）完善金融支持政策。金融機構要繼續實施“有保有壓”的信貸政策，支持具有自主知識產權、技術先進、發展潛力大的企業做優做強，對有市場、有訂單、有效益、有信譽的光伏制造企業提供信貸支持。根據光伏產業特點和企業資金運轉周期，按照風險可控、商業可持續、信貸準入可達標的原則，采取靈活的信貸政策，支持優質企業正常生產經營，支持技術創新、兼并重組和境外投資等具有競爭優勢的項目。創新金融產品和服務，支持中小企業和家庭自建自用分布式光伏發電系統。嚴禁資金流向盲目擴張產能項目和落后產能項目建設，對國家禁止建設的、不符合產業政策的光伏制造項目不予信貸支持。

（六）完善土地支持政策和建設管理。對利用戈壁荒灘等未利用土地建設光伏發電項目的，在土地規劃、計劃安排時予以適度傾斜，不涉及轉用的，可不占用土地計劃指標。探索采用租賃國有未利用土地的供地方式，降低工程的前期投入成本。光伏發電項目使用未利用土地的，依法辦理用地審批手續后，可采取劃撥方式供地。完善光伏發電項目建設管理并簡化程序。

八、加強組織領導

各有關部門要根據本意見要求，按照職責分工抓緊制定相關配套文件，完善光伏發電價格、稅收、金融信貸和建設用地等配套政策，確保各項任務措施的貫徹實施。各省級人民政府要加強對本地區光伏產業發展的管理，結合實際制定具體實施方案，落實政策，引導本地區光伏產業有序協調發展。健全行業組織機構，充分發揮行業組織在加強行業自律、推廣先進技術和管理經驗、開展統計監測和研究制定標準等方面的作用。加強產業服務，建立光伏產業監測體系，及時發布行業信息，搭建銀企溝通平臺，引導產業健康發展。

國務院

2013 年 7 月 4 日

九、分布式發電管理暫行辦法

第一章 總 則

第一條 為推進分布式發電發展，加快可再生能源開發利用，提高能源效率，保護生態環境，根據《中華人民共和國可再生能源法》、《中華人民共和國節約能源法》等規定，制定本辦法。

第二條 本辦法所指分布式發電，是指在用戶所在場地或附近建設安裝、運行方式以用戶端自發自用為主、多余電量上網，且在配電網系統平衡調節為特征的發電設施或有電力輸出的能量綜合梯級利用多聯供設施。

第三條 本辦法適用于以下分布式發電方式：(一)總裝機容量 5 萬千瓦及以下的小水電站；

(二)以各個電壓等級接入配電網的風能、太陽能、生物質能、海洋能、地熱能等新能源發電；

(三)除煤炭直接燃燒以外的各種廢棄物發電，多種能源互補發電，余熱余壓余氣發電、煤礦瓦斯發電等資源綜合利用發電；

(四)總裝機容量 5 萬千瓦及以下的煤層氣發電

(五)綜合能源利用效率高于 70% 且電力就地消納的天然氣熱電冷聯供等。

第四條 分布式發電應遵循因地制宜、清潔高效、分散布局、就近利用的原則，充分利用當地可再生能源和綜合利用資源，替代和減少化石能源消費。

第五條 分布式發電在投資、設計、建設、運營等各個環節均依法實行開放、公平的市場競爭機制。分布式發電項目應符合有關管理要求，保證工程質量和生產安全。

第六條 國務院能源主管部門會同有關部門制定全國分布式發電產業政策，發布技術標準和工程規范，指導和監督各地區分布式發電的發展規劃、建設和運行的管理工作。第二章 資源評價和綜合規劃

第七條 發展分布式發電的領域包括：

(一)各類企業、工業園區、經濟開發區等；(二)政府機關和事業單位的建筑物或設施；

(三)文化、體育、醫療、教育、交通樞紐等公共建筑物或設施；(四)商場、賓館、寫字樓等商業建筑物或設施；(五)城市居民小區、住宅樓及獨立的住宅建筑物；(六)農村地區村莊和鄉鎮；(七)偏遠農牧區和海島；

(八)適合分布式發電的其他領域。

第八條 目前適用于分布式發電的技術包括：(一)小水電發供用一體化技術；

(二)與建筑物結合的用戶側光伏發電技術；

(三)分散布局建設的并網型風電、太陽能發電技術；(四)小型風光儲等多能互補發電技術；(五)工業余熱余壓余氣發電及多聯供技術；

(六)以農林剩余物、畜禽養殖廢棄物、有機廢水和生活垃圾等為原料的氣化、直燃和沼氣發電及多聯供技術；

(七)地熱能、海洋能發電及多聯供技術；

(八)天然氣多聯供技術、煤層氣(煤礦瓦斯)發電技術；(九)其他分布式發電技術。

第九條 省級能源主管部門會同有關部門，對可用于分布式發電的資源進行調查評價，為分布式發電規劃編制和項目建設提供科學依據。

第十條 省級能源主管部門會同有關部門，根據各種可用于分布式發電的資源情況和當地用能需求，編制本省、自治區、直轄市分布式發電綜合規劃，明確分布式發電各重點領域的發展目標、建設規模和總體布局等，報國務院能源主管部門備案。第十一條 分布式發電綜合規劃應與經濟社會發展總體規劃、城市規劃、天然氣管網規劃、配電網建設規劃和無電地區電力建設規劃等相銜接。第三章 項目建設和管理

第十二條 鼓勵企業、專業化能源服務公司和包括個人在內的各類電力用戶投資建設并經營分布式發電項目，豁免分布式發電項目發電業務許可。

第十三條 各省級投資主管部門和能源主管部門組織實施本地區分布式發電建設。依據簡化程序、提高效率的原則，實行分級管理。

第十四條 國務院能源主管部門組織分布式發電示范項目建設，推動分布式發電發展和管理方式創新，促進技術進步和產業化。第四章 電網接入

第十五條 國務院能源主管部門會同有關方面制定分布式發電接入配電網的技術標準、工程規范和相關管理辦法。

第十六條 電網企業負責分布式發電外部接網設施以及由接入引起公共電網改造部分的投資建設，并為分布式發電提供便捷、及時、高效的接入電網服務，與投資經營分布式發電設施的項目單位(或個體經營者、家庭用戶)簽訂并網協議和購售電合同。

第十七條 電網企業應制定分布式發電并網工作流程，以城市或縣為單位設立并公布接受分布式發電投資人申報的地點及聯系方式，提高服務效率，保證無障礙接入。對于以 35 千伏及以下電壓等級接入配電網的分布式發電，電網企業應按專門設置的簡化流程辦理并網申請，并提供咨詢、調試和并網驗收等服務。對于小水電站和以 35 千伏以上電壓等級接入配電網的分布式發電，電網企業應根據其接入方式、電量使用范圍，本著簡便和及時高效的原則做好并網管理，提供相關服務。

第十八條 鼓勵結合分布式發電應用建設智能電網和微電網，提高分布式能源的利用效率和安全穩定運行水平。

第十九條 國務院能源主管部門派出機構負責建立分布式發電監管和并網爭議解決機制，切實保障各方權益。第五章 運行管理

第二十條 分布式發電有關并網協議、購售電合同的執行及多余上網電量的收購、調劑等事項，由國務院能源主管部門派出機構會同省級能源主管部門協調，或委托下級部門協調。分布式發電如涉及供電營業范圍調整，由國務院能源主管部門派出機構會同省級能源主管部門根據相關法律法規予以明確。

第二十一條 分布式發電以自發自用為主，多余電量上網，電網調劑余缺。采用雙向計量電量結算或凈電量結算的方式，并可考慮峰谷電價因素。結算周期在合同中商定，原則上按月結算。電網企業應保證分布式發電多余電量的優先上網和全額收購。

第二十二條 國務院能源主管部門派出機構會同省級能源主管部門組織建立分布式發電的監測、統計、信息交換和信息公開等體系，可委托電網企業承擔有關信息統計工作，分布式發電項目單位(或個體經營者、家庭用戶)應配合提供有關信息。

第二十三條 分布式發電投資方要建立健全運行管理規章制度。包括個人和家庭用戶在內的所有投資方，均有義務在電網企業的指導下配合或參與運行維護，保障項目安全可靠運行。第二十四條 分布式發電設施并網接入點應安裝電能計量裝置，滿足上網電量的結算需要。電網企業負責對電能計量進行管理。分布式發電在運行過程中應保存完整的能量輸出和燃料消耗計量數據。

第二十五條 擁有分布式發電設施的項目單位、個人及家庭用戶應接受能源主管部門及相關部門的監督檢查，如實提供包括原始數據在內的運行記錄。

第二十六條 分布式發電應滿足有關發電、供電質量要求，運行管理應滿足有關技術、管理規定和規程規范要求。電網及電力運行管理機構應優先保障分布式發電正常運行。具 備條件的分布式發電在緊急情況下應接受并服從電力運行管理機構的應急調度。第六章 政策保障及措施

第二十七條 根據有關法律法規及政策規定，對符合條件的分布式發電給予建設資金補貼或單位發電量補貼。建設資金補貼方式僅限于電力普遍服務范圍。享受建設資金補貼的，不再給予單位發電量補貼。享受補貼的分布式發電包括：風力發電、太陽能發電、生物質發電、地熱發電、海洋能發電等新能源發電。其他分布式發電的補貼政策按相關規定執行。

第二十八條 對農村、牧區、偏遠地區和海島的分布式發電，以及分布式發電的科學技術研究、標準制定和示范工程，國家給予資金支持。

第二十九條 加強科學技術普及和輿論宣傳工作，營造有利 于加快發展分布式發電的社會氛圍。第七章 附 則

第三十條 各省級能源主管部門會同國務院能源主管部門派出機構及價格、財政等主管部門，根據本辦法制定分布式發電管理實施細則。第三十一條 本辦法自發布之日起施行。

國家發展改革委 月 18 日

十、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

各省、自治區、直轄市、計劃單列市財政廳（局），國家電網公司、中 國南方電網有限責任公司：

為貫徹落實《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），現將分布式光伏發電項目按電量補貼等政策實施辦法 通知如下：

一、分布式光伏發電項目按電量補貼實施辦法

（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。申請補貼的分布式光伏發電項目必須符合以下條件： 1.按照程序完成備案。具體備案辦法由國家能源局另行制定。2.項目建成投產，符合并網相關條件，并完成并網驗收等電網接入工作。符合上述條件的項目可向所在地電網企業提出申請，經同級財政、價格、能源主管部門審核后逐級上報。國家電網公司、中國南方電網有限責任公司（以下簡稱南方電網公司）經營范圍內的項目，由其下屬省（區、市）電力公司匯總，并經省級財政、價格、能源主管部門審核同意后報國家電網公司和南方電網公司。國家電網公司和南方電網公司審核匯總后報財政部、國家發展改革委、國家能源局。地方獨立電網企業經營范圍內的項目，由其審核匯總，報項目所在地省級財政、價格、能源主管部門，省級財政、價格、能源管理部門審核后報財政部、國家發展改革委、國家能源局。財政部、國家發展改革委、國家能源局對報送項目組織審核，并將符合條件的項目列入補助目錄予以公告。國家電網公司、南方電網公司、地方獨立電網企業經營范圍內電網企業名單詳見附件。享受金太陽示范工程補助資金、太陽能光電建筑應用財政補助資金的項目不屬于分布式光伏發電補貼范圍。光伏電站執行價格主管部門確定的光伏發電上網電價，不屬于分布式光伏發電補貼范圍。

（二）補貼標準。補貼標準綜合考慮分布式光伏上網電價、發電成本和銷售電價等情況確定，并適時調整。具體補貼標準待國家發展改革委出臺分布式光伏上網電價后再另行發文明確。

（三）補貼電量。電網企業按用戶抄表周期對列入分布式光伏發電項目補貼目錄內的項目發電量、上網電量和自發自用電量等進行抄表計量，作為計算補貼的依據。

（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。終了后 1 個月內，國家電網公司、南方電網公司對經營范圍內的項目上補貼資金進行清算，經省級財政、價格、能源主管部門審核同意后報財政部、國家發展改革委、國家能源局。地方獨立電網企業對經營范圍內的項目上補貼資金進行清算，由省級財政部門會同價格、能源主管部門核報財政部、國家發展改革委、國家能源局。財政部會同國家發展改革委、國家能源局審核清算。

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。終了后 1 個月內，各省（區、市）電力公司編制上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。

（三）公共可再生能源獨立電力系統項目補貼資金，于終了后由省級財政、價格、能源主管部門隨清算報告一并提出資金申請。

（四）中央財政已撥付的可再生能源電價附加資金，各地財政部門應于 月底全額撥付給電網企業。2012 年補貼資金按照《辦法》進行清算。2013 年以后的補貼資金按照本通知撥付和清算。

三、本通知自印發之日起實施。

財政部

2013 年 7 月 24 日

十一、國家發展改革委關于發揮價格杠桿作用促進光伏產業健康發展的通知

發改價格[2013]1638 號

各省、自治區、直轄市發展改革委、物價局：

為充分發揮價格杠桿引導資源優化配置的積極作用，促進光伏發電產業健康發展，根據《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）有關要求，決定進一步完善光伏發電項目價格政策。現就有關事項通知如下： 一、光伏電站價格

（一）根據各地太陽能資源條件和建設成本，將全國分為三類太陽能資源區，相應制定光伏電站標桿上網電價。各資源區光伏電站標桿上網電價標準見附件。

（二）光伏電站標桿上網電價高出當地燃煤機組標桿上網電價（含脫硫等環保電價，下同）的部分，通過可再生能源發展基金予以補貼。二、分布式光伏發電價格

（一）對分布式光伏發電實行按照全電量補貼的政策，電價補貼標準為每千瓦時 0.42 元（含稅，下同），通過可再生能源發展基金予以支付，由電網企業轉付；其中，分布式光伏發電系統自用有余上網的電量，由電網企業按照當地燃煤機組標桿上網電價收購。

（二）對分布式光伏發電系統自用電量免收隨電價征收的各類基金 和附加，以及系統備用容量費和其他相關并網服務費。

三、執行時間

分區標桿上網電價政策適用于 2013 年 9 月 1 日后備案（核準），以及 2013 年 9 月 1 日前備案（核準）但于 2014 年 1 月 1 日及以后投運的光伏電站項目；電價補貼標準適用于除享受中央財政投資補貼之外的分布式光伏發電項目。四、其他規定

（一）享受國家電價補貼的光伏發電項目，應符合可再生能源發展規劃，符合固定資產投資審批程序和有關管理規定。

（二）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。國家根據光伏發電發展規模、發電成本變化情況等因素，逐步調減光伏電站標桿上網電價和分布式光伏發電電價補貼標準，以促進科技進步，降低成本，提高光伏發電市場競爭力。

（三）鼓勵通過招標等競爭方式確定光伏電站上網電價或分布式光伏發電電價補貼標準，但通過競爭方式形成的上網電價和電價補貼標準，不得高于國家規定的標桿上網電價和電價補貼標準。

（四）電網企業要積極為光伏發電項目提供必要的并網接入、計量等電網服務，及時與光伏發電企業按規定結算電價。同時，要及時計量和審核光伏發電項目的發電量與上網電量，并據此申請電價補貼。

（五）光伏發電企業和電網企業必須真實、完整地記載和保存光伏發電項目上網電量、自發自用電量、電價結算和補助金額等資料，接受有關部門監督檢查。弄虛作假的視同價格違法行為予以查處。

（六）各級價格主管部門要加強對光伏發電上網電價執行和電價加補助結算的監管，確保光伏發電價格政策執行到位。

國家發展改革委

2013 年 8 月 26 日