光伏发电国家最新政策

2021年是补贴最后一年

国家发改委近日就2021年新能源上网电价政策征求了相关部门意见，根据征求意见稿，户用光伏电站2021年仍有3分/度的补贴，并且按照全发电量进行补贴，2022年起不再进行补贴。

户用光伏也进入最后一年补贴的倒计时，早两年安装光伏电站的业主，已经赚大了，再不安装已经没有机会获取国家补贴了。

光伏上网电价三类地区分别从0.98元、0.88元、0.80元下调至0.75元、0.65元、0.55元，而屋顶分布式“自发自用余量上网”和“全部自发自用”的补贴由目前执行的0.42元，下调至一类地区0.2元，二类地区0.25元，三类地区0.3元。

国家发改委发布关于调整新能源标杆上网电价的通知(征求意见稿)各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局、国家电网公司、南方电网公司：为合理引导新能源投资，促进陆上风电、光伏发电等新能源产业健康有序发展，依据《可再生能源法》，决定调整新能源标杆上网电价政策。

当前时点，风电板块上涨的逻辑在于需求。根据国家能源局发布的1-8月份全国电力工业统计数据，2021年1-8月，国内风电新增装机为14.63GW，同比增长4.59GW，8月风电新增并网规模2.06GW，同比增39%。一方面，清洁能源基地与海上风电基地建设+风电下乡+“十四五”规划，三方面因素提振了对后补贴时代风电装机预期。另一方面，考虑碳中和的推进，“十四五”期间单年装机量维持50GW以上可能性较大。

基于电力设备新能源各板块估值比较，风电整机及零部件厂商估值较低，在光伏、储能、锂电等估值处于中高位水平下，在需求相关政策的催化下，风电整体估值正在修复，和光伏的估值剪刀差有望收窄。从业绩端来看，由于订单交付周期的因素，整机商今年的业绩更多的体现了去年高价订单情况，毛利率较好。零部件厂商业绩体现当期采购订单影响，受上游钢价成本压力影响，当期业绩承压。

光大证券认为，风电行业最大的股价弹性应来自于成本端下降，对经济数据及钢价的趋势判断则是核心。9月15日，国家能源局公布8月全社会用电量增速，整体为3.6%，第二产业用电量为0.6%。此前PPI也处于高位，“金九银十”后，虽然供给端因冬奥限产政策有一定支撑，但钢价继续上涨或存在压力。若钢价下跌，风电零部件厂商盈利将迎来反转，并在2022年的业绩中兑现，且弹性较大。整机商2021年订单相对饱满，但毛利率或因今年低价订单稍受影响，应优选增速快或毛利率高的龙头厂商。

具体到投资标的，光大证券建议从风电零部件、整机把握投资机会，风电零部件板块建议重点关注：大金重工、金雷股份、泰胜风能、振江股份、日月股份、天顺风能。风电整机板块建议重点关注：三一重能(将上市)、运达股份、金风科技(A+H)、明阳智能。

2020年3月10日，国家能源局发布文件《关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》，明确了2020年度新建光伏发电项目补贴预算总额度为15亿元。其中：5亿元用于户用光伏，补贴竞价项目（包括集中式光伏电站和工商业分布式光伏项目）按10亿元补贴总额组织项目建设。即是户用补贴总额为5亿元，工商业与地面竞价项目位10亿元。

2020年4月2日，国家发改委共同发布权威文件，明确说明里2020年光伏补贴政策。明确到：纳入2020年财政补贴规模的户用分布式光伏全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.08元。即是，户用电站每发一度电的补贴是0.08元。

由这两个政策可以得出，2020年的户用补贴规模为：

按照户用光伏总补贴额度5亿元、年利用小时数1000小时和国家有关价格政策测算，并按照50万千瓦区间向下取整确定。

当户用光伏度电补贴强度为每千瓦时0.08元时，5亿元÷1000小时÷0.08元/千瓦时=625万千瓦。向下取整为600万千瓦。即6GW。即是2020年可纳入补贴的容量为6GW。

根据国家能源局的解读，2020年纳入规模的户用项目为：2020年1月1日~并网截止日。需要重点强调是：国家不允许提前抢户用指标，先建先得的行为。

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2022年光伏补贴最新政策为市级财政按项目实际发电量给予补贴。每个项目的补贴有一定的年限，补贴对象为法人单位或个人。了鼓励新能源对光伏发电用户给予一定的补贴，国家出台了很多光伏发电补贴政策。光伏集中发电指导价将连续制定，纳入国家财政补贴范围的一至三类资源区新建光伏集中发电厂，新增集中光伏电站上网电价原则上由市场竞争决定，不得超过资源区指导价。对纳税人销售自产的利用太阳能生产的电力产品，实行增值税即征即退50%的政策。文到之日前，已征的按本通知规定应予退还的增值税，可抵减纳税人以后月份应缴纳的增值税或予以退还。国家能源局将加强可再生能源电力消纳责任权重落实情况监测评估，引导和促进风电、光伏发电开发建设。各派出机构要加强对辖区内风电、光伏发电规划落实、项目竞争性配置、电网送出工程建设、项目并网消纳等事项的监管，按要求组织开展清洁能源消纳情况综合监管，保障风电、光伏发电开发建设运行规范有序。坚持目标导向，完善发展机制，释放消纳空间，优化发展环境，发挥地方主导作用，调动投资主体积极性，推动风电、光伏发电高质量跃升发展。

2020年3月10日，国家能源局发布文件《关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》，明确了2020年度新建光伏发电项目补贴预算总额度为15亿元。其中：5亿元用于户用光伏，补贴竞价项目（包括集中式光伏电站和工商业分布式光伏项目）按10亿元补贴总额组织项目建设。即是户用补贴总额为5亿元，工商业与地面竞价项目位10亿元。

2020年4月2日，国家发改委共同发布权威文件，明确说明里2020年光伏补贴政策。明确到：纳入2020年财政补贴规模的户用分布式光伏全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.08元。即是，户用电站每发一度电的补贴是0.08元。

由这两个政策可以得出，2020年的户用补贴规模为：

按照户用光伏总补贴额度5亿元、年利用小时数1000小时和国家有关价格政策测算，并按照50万千瓦区间向下取整确定。

当户用光伏度电补贴强度为每千瓦时0.08元时，5亿元÷1000小时÷0.08元/千瓦时=625万千瓦。向下取整为600万千瓦。即6GW。即是2020年可纳入补贴的容量为6GW。

根据国家能源局的解读，2020年纳入规模的户用项目为：2020年1月1日~并网截止日。需要重点强调是：国家不允许提前抢户用指标，先建先得的行为。

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2015年12月下发《国家发展改革委关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》（发改价格[2015]3044号）

各省、自治区、直辖市发展改革委、物价局：

为落实国务院办公厅《能源发展战略行动计划（2014-2020）》目标要求，合理引导新能源投资，促进陆上风电、光伏发电等新能源产业健康有序发展，推动各地新能源平衡发展，提高可再生能源电价附加资金补贴效率，依据《可再生能源法》，决定调整新建陆上风电和光伏发电上网标杆电价政策。经商国家能源局同意，现就有关事项通知如下：

一、实行陆上风电、光伏发电（光伏电站，下同）上网标杆电价随发展规模逐步降低的价格政策。为使投资预期明确，陆上风电一并确定2016年和2018年标杆电价；光伏发电先确定2016年标杆电价，2017年以后的价格另行制定。具体标杆电价见附件一和附件二。

二、利用建筑物屋顶及附属场所建设的分布式光伏发电项目，在项目备案时可以选择“自发自用、余电上网”或“全额上网”中的一种模式；已按“自发自用、余电上网”模式执行的项目，在用电负荷显著减少（含消失）或供用电关系无法履行的情况下，允许变更为“全额上网”模式。“全额上网”项目的发电量由电网企业按照当地光伏电站上网标杆电价收购。选择“全额上网”模式，项目单位要向当地能源主管部门申请变更备案，并不得再变更回“自发自用、余电上网”模式。

三、陆上风电、光伏发电上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘）以内的部分，由当地省级电网结算；高出部分通过国家可再生能源发展基金予以补贴。

四、鼓励各地通过招标等市场竞争方式确定陆上风电、光伏发电等新能源项目业主和上网电价，但通过市场竞争方式形成的上网电价不得高于国家规定的同类陆上风电、光伏发电项目当地上网标杆电价水平。

五、各陆上风电、光伏发电企业和电网企业必须真实、完整地记载和保存相关发电项目上网交易电量、价格和补贴金额等资料，接受有关部门监督检查。各级价格主管部门要加强对陆上风电和光伏发电上网电价执行和电价附加补贴结算的监管，督促相关上网电价政策执行到位。

六、上述规定自2016年1月1日起执行。

电网新政为光伏行业注入活力

国家电网公司规定，从2012年11月1日起，对适用范围内的分布式光伏发电项目提供系统接入方案制订、并网检测、调试等全过程服务，不收取费用。同时，对分布式光伏发电项目所发的富余电量，国家电网公司将按照有关政策全额收购。

全国工商联新能源商会秘书长曾少军表示，国家电网在此时出台促进分布式光伏发电并网的政策，表明了政府支持光伏产业发展的态度，给困境中的我国光伏企业带来了信心。各地电网公司已正式受理分布式光伏发电并网申请。

业界忧虑光伏并网政策执行力

国家电网公司承诺全部并网流程办理周期约为45个工作日。“在这一政策出台后，相关企业就会采取行动找电网企业申请并网，在这一过程中，政策是不是贯彻下来了，并网是否依然碰壁，这些都还需要继续盯下去。”南昌大学太阳能光伏学院院长周浪说。

同时，国家电网公司还规定，电网企业在关口电能计量装置安装完成后，10个工作日内组织并网验收及并网调试，验收标准按国家有关规定执行。

对此，业内人士表示：“目前，国家针对光伏发电项目已出台了设计标准和施工标准，但对并网验收却没有明确的标准。国家电网公司声称根据国家相关标准验收，但是到底什么标准，现在还说不清楚。”

国家电网在政策中提出要变以往的装机补贴为度电补贴。曾少军表示，这一调整有利于分布式光伏发电发展，但在具体结算方法上还不尽合理。“按照政策，我们上、下网电量将分开结算，光伏发电业主给电网卖电的电价和从电网买电的电价不同，这显然是不合理的。”

应尽快出台配套政策完善运作模式

针对上述问题，业内人士认为，国家应该尽快出台相关配套政策，确保国家电网公司关于促进分布式光伏发电并网的政策能够执行到位，并建立起完善的商业化运作模式。

国家能源局于2013年11月26日发布有效期为3年的《光伏发电运营监管暂行办法》，规定电网企业应当全额收购其电网覆盖范围内并网光伏电站项目和分布式光伏发电项目的上网电量，明确了能源主管部门及其派出机构对于光伏发电并网运营的各项监管责任，光伏发电项目运营主体和电网企业应当承担的责任，从而推进光伏发电并网有序进行。正文如下：

《光伏发电运营监管暂行办法》

第一章 总则

第一条 为加强监管，切实保障光伏发电系统有效运行，优化能源供应方式，促进节能减排，根据《中华人民共和国可再生能源法》、《电力监管条例》等法律法规和国家有关规定，制定本办法。

第二条 本办法适用于并网光伏电站项目和分布式光伏发电项目。

第三条 国务院能源主管部门及其派出机构依照本办法对光伏发电项目的并网、运行、交易、信息披露等进行监管。

任何单位和个人发现违反本办法和国家有关规定的行为,可以向国务院能源主管部门及其派出机构投诉和举报，国务院能源主管部门及其派出机构应依法处理。

第四条 光伏发电项目运营主体和电网企业应当遵守电力业务许可制度，依法开展光伏发电相关业务，并接受国务院能源主管部门及其派出机构的监管。

第二章 监管内容

第五条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电项目运营主体和电网企业电力许可制度执行情况实施监管。

除按规定实施电力业务许可豁免的光伏发电项目外，其他并网光伏发电项目运营主体应当申领电力业务许可证。持证经营主体应当保持许可条件，许可事项或登记事项发生变化的，应当按规定办理变更手续。

第六条 国务院能源主管部门及其派出机构按照有关规定对光伏发电电能质量情况实施监管。

光伏发电并网点的电能质量应符合国家标准，确保电网可靠运行。

第七条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电配套电网建设情况实施监管。

接入公共电网的光伏发电项目，接入系统工程以及接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。接入用户侧的光伏发电项目，接入系统工程由项目运营主体投资建设，接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。

第八条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电并网服务情况实施监管。

电网企业应当按照积极服务、简洁高效的原则，建立和完善光伏电站项目接网服务流程，并提供并网办理流程说明、相关政策解释、并网工作进度查询以及配合并网调试和验收等服务。

电网企业应当为分布式光伏发电接入提供便利条件，在并网申请受理、接入系统方案制订、合同和协议签署、并网验收和并网调试全过程服务中，按照“一口对外”的原则，简化办理程序。

电网企业对分布式光伏发电项目免收系统备用容量费和相关服务费用。

第九条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电并网环节的时限情况实施监管。

光伏电站项目并网环节时限按照国家能源局有关规定执行。

分布式光伏发电项目，电网企业自受理并网申请之日起25个工作日内向项目业主提供接入系统方案；自项目业主确认接入系统方案起5个工作日内，提供接入电网意见函，项目业主据此开展项目备案和工程设计等后续工作；自受理并网验收及并网调试申请起10个工作日内完成关口电能计量装置安装服务，并与项目业主按照要求签署购售电合同和并网协议；自关口电能计量装置安装完成后10个工作日内组织并网验收及并网调试，向项目业主提供验收意见，调试通过后直接转入并网运行，验收标准按国家有关规定执行。若验收不合格，电网企业应向项目业主提出解决方案。

第十条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电项目购售电合同和并网协议签订、执行和备案情况实施监管。

电网企业应与光伏电站项目运营主体签订购售电合同和并网调度协议，合同和协议签订应当符合国家有关规定，并在合同和协议签订10个工作日内向国务院能源主管部门派出机构备案。光伏电站购售电合同和并网调度协议范本，国务院能源主管部门将会同国家工商行政管理部门另行制定。

电网企业应按照有关规定及时与分布式光伏发电项目运营主体签订并网协议和购售电合同。

第十一条 国务院能源主管部门及其派出机构对电力调度机构优先调度光伏发电的情况实施监管。

电力调度机构应当按照国家有关可再生能源发电上网规定，编制发电调度计划并组织实施。电力调度机构除因不可抗力或者有危及电网安全稳定的情形外，不得限制光伏发电出力。

本办法所称危及电网安全稳定的情形，应由国务院能源主管部门及其派出机构组织认定。

光伏发电项目运营主体应当遵守发电厂并网运行管理有关规定，服从调度指挥、执行调度命令。

第十二条 国务院能源主管部门及其派出机构对电网企业收购光伏发电电量的情况实施监管。

电网企业应当全额收购其电网覆盖范围内光伏发电项目的上网电量。因不可抗力或者有危及电网安全稳定的情形，未能全额收购的，电网企业应当及时将未能全额上网的时间、原因等信息书面告知光伏发电项目运营主体，并报国务院能源主管部门派出机构备案。

第十三条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电并网运行维护情况实施监管。

并网光伏电站项目运营主体负责光伏电站场址内集电线路和升压站的运行、维护和管理，电网企业负责光伏电站配套电力送出工程和公共电网的运行、维护和管理。电网企业安排电网设备检修应尽量不影响并网光伏电站送出能力，并提前三个月书面通知并网光伏电站项目运营主体。

分布式光伏发电项目运营主体可以在电网企业的指导下，负责光伏发电设备的运行、维护和项目管理。

第十四条 国务院能源主管部门及其派出机构按照有关规定对光伏发电电量和上网电量计量情况实施监管。

光伏电站项目上网电量计量点原则上设置在产权分界点处，对项目上网电量进行计量。电网企业负责定期进行检测校表，装置配置和检测应满足国家和行业有关电量计量技术标准和规定。

电网企业对分布式光伏发电项目应安装两套计量装置，对全部发电量、上网电量分别计量。

第十五条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电电费结算情况实施监管。

光伏发电项目电费结算按照有关规定执行。以自然人为运营主体的，电网企业应尽量简化程序，提供便捷的结算服务。

第十六条 国务院能源主管部门及其派出机构对光伏发电补贴发放情况实施监管。

电网企业应按照国家核定的补贴标准，及时、足额转付补贴资金。

第三章 监管措施

第十七条 国务院能源主管部门派出机构与省级能源主管部门应当加强光伏发电项目管理和监管信息共享，形成有机协作、分工负责的工作机制。

第十八条 电网企业应向所在地区的国务院能源主管部门派出机构按季度报送以下信息：

1．光伏发电项目并网接入情况，包括接入电压等级、接入容量、并网接入时间等。

2．光伏发电项目并网交易情况，包括发电量、自用电量、上网电量、网购电量等。

3．光伏电站项目并网运行过程中遇到的重要问题等。

并网光伏电站运营主体应根据产业监测和质量监督等相关规定，定期将运行信息上报，并对发生的事故及重要问题及时向所在省（市）的国务院能源主管部门派出机构报告。

国务院能源主管部门及其派出机构根据履行监管职责的需要，可以要求光伏发电运营主体和电网企业报送与监管事项相关的其他文件、资料。

第十九条 国务院能源主管部门及其派出机构可采取下列措施进行现场检查：

1．进入并网光伏电站和电网企业进行检查；

2．询问光伏发电项目和调度机构工作人员，要求其对有关检查事项作出说明；

3．查阅、复制与检查事项有关的文件、资料，对可能被转移、隐匿、损毁的文件、资料予以封存；

4．对检查中发现的违法行为，有权当场予以纠正或者要求限期改正。

第二十条 光伏发电项目运营主体与电网企业就并网无法达成协议，影响电力交易正常进行的，国务院能源主管部门及其派出机构应当进行协调；经协调仍不能达成协议的，由国务院能源主管部门及其派出机构按照有关规定予以裁决。

电网企业和光伏发电项目运营主体因履行合同等发生争议，可以向国务院能源主管部门及其派出机构申请调解。

第二十一条 国务院能源主管部门及其派出机构可以向社会公开全国光伏发电运营情况、电力企业对国家有关可再生能源政策、规定的执行情况等。

第二十二条 电网企业和光伏发电项目运营主体违反本办法规定，国务院能源主管部门及其派出机构可依照《中华人民共和国可再生能源法》和《电力监管条例》等追究其相关责任。

电网企业未按照规定完成收购可再生能源电量，造成光伏发电项目运营主体经济损失的，应当按照《中华人民共和国可再生能源法》的规定承担赔偿责任。

第四章 附则

第二十三条 本办法由国家能源局负责解释，各派出机构可根据本地实际情况拟定监管实施细则。

第二十四条 本办法自发布之日起施行，有效期为3年。

2018年，中国光伏行业基本面将再获改善：

1、光伏发电成本进一步下降，到2020年，发电成本将下降33%至0.35元/千瓦时，“平价上网”时代已不遥远2018年至2020年，全球光伏年需求将达112GW至136GW，其中，中国年新增光伏装机容量至少为50GW

中国一线光伏制造商仍被低估，这些光伏制造龙头凭借在技术方面不断创新，将新增产能转化为新的市场份额，巩固行业地位。

2、“平价上网”，是国内光伏行业发展方向。

2017年12月22日，国家发改委正式发布了《关于2018年光伏发电项目价格政策的通知》，进一步下调了今年光伏项目上网电价以及补贴金额，中国光伏行业在“政策驱动”转向“成本驱动”的路上又迈出坚实一步。

3、光伏电价、补贴的下调倒逼企业不断降低光伏发电成本。近十年来，中国光伏发电成本已由2007年的2元/千瓦时降至2017年0.5元至0.6元/千瓦时。

瑞银证券预计，到2020年，中国光伏发电成本有望进一步下降33%，从而步入“平价上网”时代。

4、光伏产业链上游多晶硅、硅片以及中游电池、组件制造成本的下降是主要原因。多晶硅的主要生产成本为电费和折旧，这两项分别约占生产成本的35%、20%。

目前，中国多晶硅制造商正在通过两种方式来降低生产成本：降低每千克多晶硅产量平均用电以及通过扩大产能以摊薄每千克多晶硅的折旧成本。

目前，中国一线多晶硅厂商多晶硅总成本为9美元/千克，未来两年，这一数据有望降至7美元/千克。

降低硅片生产成本的主要方式则为：加大铸锭尺寸提升每生产轮次产量以摊薄单位成本以及用金刚线切割取代传统砂浆线切割。

未来两年内，中国一线硅片制造商目标将非硅制造成本进一步削减30%以上。提升转换效率，是中游电池、组件端企业继续研发的思路。

5、在PERC、HIT、IBC等新技术驱动下，中国制造商转换效率将继续引领全球。

对于光伏发电成本的下降趋势，业内基本保持积极态度。

但由于2017年国内光伏行业超预期发展，在今年光伏需求能否再现去年高增长的质疑下，业内对于今年国内光伏新增装机量的预测出现分歧。

持谨慎态度的人士预测认为，今年中国新增装机量或达到40GW，低于2017年。

而有人则持乐观态度，预计2018年至2020年中国年新增光伏装机容量至少为50GW。

扩展资料：

光伏产业的发展前景：

1、首先，政府对光伏产业大力支持，接连出台相关政策。

日本从20世纪70年代便把太阳能发展作为未来能源战略的一部分，从那时起便不断出台支持政策。

纵观日本政府政策出台的思路：实行高额补贴，推动光伏企业研发和投产的积极性，表明了国家对新能源的鼓励态度。

同时解决并网发电系统的运用问题，免除企业的后顾之忧。之后向民用系统倾斜，扩大装机量。

根据中国目前的情况，一开始就高额补贴可能会起到相反的效果，但日本政府光伏政策的思路还是值得借鉴的。

2、其次，企业坚持不懈，把光伏发电的经济效益和社会效益相结合。

在日本刚发展光伏产业时，很多企业的光伏业务收入占总收入的比例不到10%，但由于企业都认识到了光伏产业的前景，依旧高投入进行光伏研发。

如今，日本的光伏企业成就斐然。根据中投顾问发布的《2010-2015年中国太阳能光伏发电产业投资分析及前景预测报告》显示，日本夏普公司2000-2006年连续七年占据全球太阳能电池产量榜首位置，此外，夏普、京都陶瓷等日本企业的科技研发水平也处于世界前列。 　

最后，日本民众节约环保意识强。日本国民从小就接受了节能环保的教育，对国家的环保政策强烈支持，积极响应国家号召，在很大程度上促进了太阳能光伏系统普及率的提升。

3、另外，中投顾问研究总监张砚霖也指出，日本发展光伏产业的经验，还有一点值得借鉴，那就是注重人才的培养。

一个产业的发展，离不开高素质的人才队伍，日本政府对太阳能专业人才培养的高投入取得了良好的效果，不仅促进了光伏产业的发展，更减轻了就业压力。

尽管这些政策是否符合中国光伏产业发展的“胃口”还有待进一步讨论，但中国不妨从日本光伏产业发展经验中汲取一些养分，让国内的光伏产业少走一些弯路。

参考资料：百度百科-光伏产业