协鑫能科换电业务调研交流

国内外风力发电状况及有关政策介绍

作者：施鹏飞 2006-5-27

第一部分 中国风电现状及鼓励政策

我国并网型风力发电技术在80年代中期开始进行试验、示范。经过十多年的努力，现逐步转向规模开发。到1996年底，在全国风能资源丰富的9个省(自治区)已经建设了16个风电场，共安装单机容量30～600千瓦风电机225台，总装机容量从1990年的4000千瓦增加到5．7万千瓦，1996年新增风电装机容量1．9万千瓦，年增长超过50％(详见表1—1)。1997年预计可完成风电装机11万千瓦，面临一个大的发展。

近年来，新能源发电工作得到国家的积极鼓励和支持。《电力法》明确规定。国家鼓励和支持利用可再生能源和清洁能源发电”。八届人大四次会议批准的我国经济和社会发展“九五”计划和2010年远景目标纲要中也提出“积极发展风能、海洋能、地热能等新能源发电”。为了支持风力发电，电力部制定了《风力发电场并网运行管理规定》，明确了风电上网及电价确定的原则。一些地方的政府部门也相继出台了一些风电的优惠政策，对风电的发展起到了较好的推动作用。现选择这几年制定的有关政策汇集介绍如下，供各单位在工作中执行和作为争取地方政策的参考。

一、电力部颁布的《风力发电场并网运行管理规定》1．风力发电按项目核算所得税，十年还贷期内的前三年全部返还企业，第四至五年返还70％，后五年返还50％。

2．风电企业按6％缴纳增值税，并按高新技术规定，前三年地方留成的25％增值税全部返还企业。

3．风力发电用地按每台风机实际占用面积征收耕地占用税，按规定办理用地审批手续，以划拨方式提供建设用地。

四、内蒙古自治区对风电项目也给予了一定的优惠。

1．内蒙古自治区以外引资的合资项目(引资比例大于、等于30％)免征五年企业所得税。

2．对已投产的风电项目。内蒙古物价局已批复了0．713元／千瓦时的上网电价(含税)。

3．按风力发电机基础所占面积计算土地征用费，并按能源项目给予一定的优惠。

除此之外，国内各风电场所在地区，上网电价的核算一般都采用还本付息政策，风电场所需征地按每台风机基础所占面积计算征收土地征用费。

第二部分 国外风力发电状况及其鼓励政策介绍

一、前言

风能在近期内是最有前景的可再生能源，许多国家都制定了开发利用风能的发展规划，促进新技术的研究和鼓励市场的开拓。本文根据国际能源局(IEA，InternationalEnergy Agency)1995年风能年度报告、英国和丹麦有关专业风能咨询公司的资料对国外风力发电的进展先进行总的概括的叙述，然后按国家分别介绍，重点放在鼓励风电发展的政策方面，以资借鉴。

二、综述

据IEA统计1995年全世界风电装机容量达到490万千瓦(见表2—1)，发电80亿千瓦时，比1994年的350万千瓦增加140万千瓦。其中德国当年装机最多．约50万千瓦，其次是印度，约43万千瓦，这反映了目前国际上对新的发电能力的需求可以分为截然不同的两类：一类是受到环境保护的压力，要求提供更清洁的发电方式，美国、德国和欧洲北部传统的风电市场属于这一类，另一类是经济增长需要新的发电能力．如印度和南美正在崛起的风电市场。

1．风电场并入电网运行，必须严格遵守和执行《电网调度管理条例'。

2．电力工业部负责风电场的规划、建设、管理和运行的归口管理、监督指导与协调服务。

3。各级电力部门要积极协助本地区做好风电场建设规划、可行性研究、风力资源详测等前期工作，并负责设计审查和协调风电场并网工作。

4．风电场建设单位在可行性研究阶段，要积极主动争取电网管理部门和调度机构支持，并签定并网协议。电网管理部门应允许风电场就近上网，并收购全部上网电量。

5．风电场容量与电网统一调度的比例，原则上由稳态运行下的电能质量、最小线路损失和状态稳定性等因素决定。当风电场容量占电网统一调度容量的5％以下时，一般无需装设控制设备；当超过5％时，应与电网调度机构协商解决。

6．风电场上网电价按发电成本加还本付息、合理利润的原则确定，并兼顾用户承受能力，增值税在价外计征。高于电网平均电价部分，其价差采取均摊方式，由全网共同负担，电力公司统一收购处理。

7．风电场运营单位应绘制出风速频率曲线和风向频率玫瑰图、编制月平均风速变化和年平均风速日(0～24小时)变化曲线，并根据每台机组的输出功率曲线，结合年度检修计划，编制出年、月(季)和日预报发电计划以及次日的风速和发电预报．报送电网管理部门和调度部门审批．

8．风电场必须建立完善的自动监控系统，保证电网安全经济运行，其功能包括数据采集与处理、监槐与记录和自动控制等。

1996年lEA的统计数字尚未收到，据丹麦出版的《风能月刊(Windpower Monthly)>1997年1月号的统计专栏，估计1996年底装机约584万千瓦(见表2—2)，当年装机约100万千瓦，德国和印度仍然领先，丹麦和荷兰由于土地利用规划的限制有所放松，取得较大进展，英国则因有关鼓励政策开始实施，装机量上升，西班牙后来居上，成为新的重要风电市场，美国虽然装机总量仍居首位，但是由于电力工业结构改组，加上80年代初期安装的机组大量拆除，容量有所下降。《风能月刊》对1995年装机的统计．与lEA略有差别，仅供参考。

许多国家的政府制定了风电的规划目标(见表2—3)。但这些指标没有一个是很确定的。所有发达国家中的市场都受到政治方面的限制以及环境组织的影响，其增长速度不是受技术或生产设施的制约。

lEA风能执行委员会有16个成员国，分别来自北美、欧洲、大洋洲和日本，每年向lEA提交国家风能年度报告，基本反映了发达国家风电进展情况，1995年的主要内容摘要如下。

已建成的风电场发电性能

由于在商业方面的敏感性，有关风电场发电性能的资料很少。多数商业性风电场报告机组运行的可利用率超过95％。 运行经验,一般来说已安装的风电机性能良好，没有什么运行方面的困难。只有两种问题反映过，一是雷击。二是冰冻。在并入电网方面也没有反映出什么重要问题。只有德国提出并入人口稀少地区的电网可能有潜在的限制。然而希腊和西班牙的报告都提到高比例风电并入弱电网的正面效应。特别是西班牙Ca—nary岛风电在电网中的比例高达30％。

经济性

风电机的出厂成本在过去15年中稳定下降，但1995年与1994年的变化不大。1995年的出厂价范围在780至1205美元／千瓦，平均1000美元左右。

1995年风电场项目的成本维持稳定或略有增加，每千瓦装机容量1126到1570美元，平均1350美元左右。成本变化的原因是通往风场的道路和并网送出工程费用增加。在装机容量超过10万千瓦的国家中风电的发电成本每千瓦时为0．04至011美元。成本的变化主要是受全部项目规模、成本及发电量等因素的影响，而后者取决于风场的风力资源。

1995年单机容量增大的趋势还在继续，以适应商业市场的需求，500千瓦和600千瓦机组已投放市场，大于1000千瓦的商品样机开始试验。较小的机组仍继续采用新技术不断改进，一般是通过价值工程使其重量更轻，成本更有竞争性。

随着风电机销售的增长．零部件制造商的市场更趋兴旺。在一些国家当地生产的部件走俏。尤其是在1995年又出现了一批叶片制造商。政府资助的研究开发和示范项目在所有的国家都有政府资助的项目，有的是中央政府通过有关部门拨款，有的是国有公司投资和管理的。1995年预算中直接投入研究开发和示范的资金，不含间接支持措施，如鼓励电价和减税等，其范围从小于100万美元(希腊、芬兰、加拿大、挪威)至100万～1500万美元(荷兰、西班牙、丹麦、日本、英国、意大利、瑞典)，德国为2800万美元，美国为4900万美元。在欧洲研究开发和示范的经费比上面提到的还要多，因为欧洲联盟根据各个成员国的要求再提供一部分资金。除了德国和美国外，其他国家资助的水平与1994

24年相比变化很小。成员国报告中提到的主要优先领域基本上可以分成两类，一类是有关全国性的项目，如可利用的风力资源和风电机选址。另一类是技术开发本身。全国性课题：

一风力资源评估(测风，模拟)

一规划许可(风电机选址)

一环境影响(噪音，景观干扰)

一电力系统(并网，电能质量)

一标准和鉴定

技术开发

一提高效率(空气动力性能，变转速运

行)

一降低成本(价值工程，部件开发)

一先进风电机开发(新概念)

一安全(结构负载)

一般说来全国性的课题由政府部门领导，技术开发则是政府与产业界合作，由企业投入部分资金。

1995年风电机技术开发的趋势是重量更轻，结构更具柔性，直接驱动发电机(无齿轮箱)和变转速运行。荷兰研制了柔性风轮试验样机。更大单机容量的机组仍在继续研制。

开发岸外风电场对岸外风电场感兴趣的国家，一类是陆地上缺少合适的风场(意大利．瑞典)，另一类是由于人口密度高，在陆地上发展会干扰环境(丹麦、荷兰、英国)。丹麦已经有了两个岸外风电场，投入运行的容量达到5000千瓦，荷兰在近海安装了4台500千瓦机组，1996年又安装了19台600千瓦机组，瑞典有1台250千瓦的示范机组，1996年又安装了19台600千瓦机组，瑞典有1台250千瓦的示范机组，意大利有一个小的研究开发项目。英国虽然过去10年从事过研究工作，但还是决定维持观望状态。

国际合作

在欧洲通过许多JOULE和’FHERMIE项目加强多边合作进行研究开发活动，部分经费由欧洲联盟提供。美国与一些国家签订了双边协议，寻求建立海外贸易关系。大多数国家都在积极与具有巨大潜在市场的国家和地区进行合作，如印度、中国和南美洲。

市场开发的主要障碍影响市场开发的基本障碍是利用廉价燃料常规发电的低成本和多余的装机容量，使得风电进入开放的市场竞争在经济上没有吸引力。在实行鼓励收购价格的国家其市场开发率的主要障碍是难以取得土地利用规划方面的许可，特别是那些可能干扰环境景观的地方。只有德国提到并入电网可能受到容量的潜在限制。

激励市场的政策和措施

激励市场的措施主要有对投资的补贴、税收减免和鼓励电价。趋势是实行鼓励电价，取消直接的投资补贴。鼓励电价一般与国家的电价有关，但是英国除外。是采用招标方式，投标电价最低的获得合同。各个国家实施优惠政策的具体情况将在下面分别介绍．

美国

美国曾经是世界上的主要风电市场．但是近年来让位于欧洲，或者现在又让给发展中国家。1985年以前减税法时代产生的戏剧性增长被称为“风冲击”，现在已经消失而且看起来也不会重演。美国电力工业目前正处在弱化管制(de—regulation)和重新组织之中，任何迅速扩大风电市场的可能性都将推迟，直到这些主要的结构问题得到解决。

1985年以前由于政府减税政策的优惠，装机容量增长很快，达到100多万千瓦，以后增长缓慢，近年来因为大量拆除早期安装的低效风电机，能够运行的装机容量不易统计，出现多种不同统计数字，以1995年底为例，国际能源局为177万千瓦，美国风能协会为175万千瓦，而‘风能月刊》则为165．5万千瓦，差别较大。美国风能协会估计1996年新安装的机组只有1万千瓦．主要原因是在美国常规发电成本很低，发电装机容量饱和，政府的鼓励政策不力。

鼓励政策。

80年代初法律规定电力公司必须收购再生能源发出的电力，并以固定的优惠价格收购若干年。1985年底以前对风电场的投资者联邦政府减税25％，加州政府减税25％。目前联邦政府规定再生能源每发l千瓦时电减1．5美分的生产税。有些州规定电力结构中必须有一定比例的再生能源发电，可免除财产税和销售税。

德国

90年代初出台了对再生能源利用非常优惠的政策，风电装机迅速增长，80年代后期只有1．5万千瓦，1994年底增加到63．2万千瓦，1995年底为3655台机组，113．6万千瓦，1996年约150万千瓦，以后将进入平稳发展时期，预计到2000年可达200万千瓦．

德国建立较全面的再生能源支持政策体系。包括：

1．1991年供电法规定，电力公司要全部收购再生能源所发电量，并且其标准上网电价为90％的平均销售电价．即0．16德国马克／千瓦时(相当于10．2美分)，而常规电厂的上网电价为0．10德国马克／千瓦时，这一部分差价由用户均摊。

2．政府通过研技部的250MW计划，每千瓦时支付业主0。06马克的生产补贴，但是这一补贴已在1996年被取消。

3．开发商能够向地方政府申请总投资的20％一45％的投资补贴。

4．经济部下属的德国政策银行可以为销售额低于5亿马克的中小风电场提供高达总投资额的80％的融资。

5．建立了一个较好的个人入股投资风电的机制。

开发风电的主要政府职能已经由研技部过渡到经济部。德国支持风电的激励体系取得了较大的成功，政府的规划目标很快就达到了。但是现在出现了一些发展中的问题•电力公司对风机特性提出了一些严格要求。并在一些边远风能丰富区以电网容量小而阻碍项目的实施。尽管存在一些问题，但德国风电发展仍具有潜力。

丹麦

丹麦是世界上成功地支持风力发电发展的国家之一，主要特点是政府支持再生能源的长远目标明确和融资渠道多样．由于低的税率，投资风电非常普遍，投资者和银行对风电的投资回报很有信心。在80年代末和90年代初，大约每年装机7万千瓦，1986年为1250台机组，8万千瓦。1995年底为3893台机组，63万千瓦。其中私人拥有3245台，42．5万千瓦，电力公司拥有648台机组，20．5万千瓦。只有四分之一的机组是安装在至少有5台机组的风电场内。1995年当年增加199台，9．8万千瓦，其中电力公司安装133台，6．7万千瓦。1995年风电装机容量占全国发电总装机容量1000万千瓦的6．3％。1995年风电年发电量为11．8亿千瓦时，占全国年用电量的3．7％。预计2000年装机达90万千瓦。1979年政府曾给予风电30％的投资补贴，但随着其发展，从1989年开始这种补贴就已经不复存在了。1985年政府和丹麦电力联合会签定了一个购电协议，规定国有电力公司必须购买所有再生能源所发电量，并且保证电价为平均销售电价的85％。此外，非电力公司的业主能获得退还的二氧化碳税和能源税(包括能源税的增值税)，风电的电价构成见表2—4。而电力公司作为业主时，仅能得到二氧化碳税的退还。

衰2—4非电力公司风电的电价构成

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┃电价构成的因素 ┃价格(丹麦克郎／千瓦时) ┃

┣━━━━━━━━━━━━╋━━━━━━━━━━━━┫

┃铺售电价的85％ ┃O．38 ┃

┣━━━━━━━━━━━━╋━━━━━━━━━━━━┫

┃能源税 ┃O．17 ┃

┣━━━━━━━━━━━━╋━━━━━━━━━━━━┫

┃二氧化碳税 ┃0．10 ┃

┣━━━━━━━━━━━━╋━━━━━━━━━━━━┫

┃ 能源税的增值税(25％) ┃O．04 ┃

┣━━━━━━━━━━━━╋━━━━━━━━━━━━┫

┃总计┃0．69 ┃

┗━━━━━━━━━━━━┻━━━━━━━━━━━━┛

通过这种方式，风电的电价就由原来的0．38增至0．69丹麦克郎／千瓦时。

电力公司是发展风电的主力军。对于其他业主既可以与电力公司联合开发，又可以独立开发。对于非电力公司的业主．如果投资的风电场容量低于业主每年耗电等效量的1509，6，此风电场的投资收益可得到免税。独立业主可以在20年期限内折旧风电机。业主仅负责并入11kV电网的费用，电力公司负责并入更高电压等级的费用以及电网延伸的

费用。

荷兰

荷兰的风电开发较早，1987年装机1．6万千瓦，1990年达到4．9万千瓦．以后发展较快，1994年为15．3万千瓦．1995年底为25万千瓦，1996年约27．7万千瓦。到2000年时可能达到75万千瓦。1990年荷兰政府制定了国家环境战略来完善再生能源的支持机制．它包括如下三个方面的政策。

1．温室气体减排费

为了减少二氧化碳等温室气体的排放．电力公司必须购买所有的再生能源发电力，并且可以增收小用户电费最多达2％，用于补贴再生能源发电。

2．再生能源发电的优惠电价火电和核电的平均电价为8～8．5荷兰分／千瓦时，而风电平均电价为13～14荷兰分／千瓦时，最高达20．3荷兰分／千瓦时。风电与常规电能的电价差额主要由温室气体减排费来支付。

3．投资补贴

荷兰能源环境部可向风电投资者提供高达总投资额的35％的补贴。电力公司是风电的主要投资者和开发商。

1996年初，再生能源支持政策有所变化，支持重点由过去的政府拨款转移到税收鼓励。在风电开发商和荷兰电力联合会签定的协议中，2MW"以下的风电项目的标准上网电价为每千瓦时16．3荷兰分(大约10美分)，这一电价由环保奖励费5．4分、生态税3分和基本发电成本7．9分组成。另外，对于再生能源，增值税由17．5％减少到6％。同时还建立了一个新的税收和再生能源投资基金等支持机制。

英国

90年代初装机不到1万千瓦，政府推行非化石燃料义务法(NFFO)后才有较大发展，1994年达到17万千瓦，1995年底20万千瓦，1996年约26．9万千瓦。预计2000年约60万千瓦。1989年，国家电力法明确提出实施非化石燃料义务工程以减少二氧化碳的总排放量，要求所有地区电力公司必须购买所有非化石燃料的上网电量，并付给一个优惠上网电价，其与平均电价的差值由全网摊销。1992年共向用户非化石燃料义务税为全年电费总收入的11％，其中2％用于补贴再生能源，其余用于核电．

1990,1991和1994年，共公布了三批非化石燃料项目计划。在1994年的项目中，风电电价第一次实行真正竞标。超过1．6Mw的风电项目的平均电价为6．9美分／千瓦时，而其他小项目的电价为8．5美分／千瓦时。1992年的再生能源咨询专家组的报告中指出，再生能源具有经济可行性和环境可接受性的前景，政府应确定2000年再生能源总的发展目标为150万千瓦。

虽然英国是一个较晚地实施市场激励机制来鼓励风电发展的国家，但是由于非化石燃料义务计划的实施，其风电发展速度很快。竞争机制的引入增加了对风能丰富场址的需求，同时也引起了环境组织的反对(主要是生态和噪音问题)。这种情况和其他国家非常相似，快速增长，高风速和弱网地区的饱和以及环境组织的反对。但与其他欧洲国家不同的是，刚刚私有化的英国电力公司积极参与风电场建设，地区电力公司在多数风电场有股份。

通过补贴等方式，国家电力公司和国家风电公司在风电开发中起着举足轻重的作用。在1994年的第三期非化石燃料义务计划中，他们获得了70％购电合同。很可能非化石燃料计划再执行几年后就结束了．未来的英国风电发展将简单地依靠市场机制和公众对“绿色电力”的态度。今后的政府换届很可能改变激励机制，但是风电发展的趋势是不可阻挡的。

西班牙

从90年代起西班牙的风电发展很快，1990年不到l万千瓦，1994年达到7．2万千瓦，1995年底为12．6万千瓦，1996年约21．5万千瓦，预计2000年约70万千瓦。1991年西班牙政府通过了国家能源规划(PEN)，包括1991～2000年节能和高效利用能源规划(PAEE)。这个规划中制定了到2000年装机168MW的目标，在1995年就会超过。1995年3月又通过了新的PAEE，这个规划没有推荐任何具体的风能目标。西班牙在今后5年中将是风能利用最活跃的国家之一。它具有优越的风能资源，以及比北部欧洲国家更少受限制的空间。西班牙制造商与其他成立早的风电机制造商建立了合资企业。1995年取得极为迅速的增长，至少会继续发展5年。扩展规划中的一个重要因素是西班牙电力公司与贸易联盟达成了一项协议。基于从不同发电形式可能创造更多的就业机会，贸易联盟同意电力公司将2000年的目标定为75万千瓦。

国家补贴政策的依据是“节约与有效利用能源规划”，其中规定对再生能源进行补贴。1995年有13个风电场项目分别获得投资额14％～27％的补贴，总投资额ESP(比塞塔)210亿(1750万美元)，装机容量14万千瓦。

1994年国家法律规定非常规发电在电力结构中的比例要从1990年的4．5％增加到2000年的10％。其中对风电上网电价有特殊规定，而且购电合同期至少5年。

印度

最近几年在发展中国家里印度是风电装机增长最快的。80年代末约2万千瓦，1993年3万千瓦，1994年底20万千瓦，1995年和1996年分别装机43万千瓦和25万千瓦，累计分别达到55万千瓦和81万千瓦。主要原因是随着经济的发展，新的电力需求大，政府重视开发再生能源，制定了许多优惠政策，由非常规能源部统一规划和管理。印度的电力正在迅速发展，缺电依然严重，对电力的需求以每年800的比率增长，一部分是由于现有用户的需要。一部分是因为正在进行农村电气化工程。目前总的发电容量大约是7200万千瓦，估计高峰时缺电20％，而对整个系统平均为10％，新增装机容量每年约400万千瓦。

作为第八个五年计划(1993～1997)的一部分，印度政府提出了一个综合配套工程项目，促进250万千瓦再生能源的建设，其中60万千瓦是风电。这个项目包括资金筹措、选址、电能利用、进口关税及风力资源测量，由非常规能源部组织实施，印度再生能源发展局负责资金的筹措。目前项目的目标已经实现。

鼓励政策：

进口关税税率有利于引进技术和国产化．即国内不能制造的部件免税，已国产化的征高税．塔架进口税率为65％，整机为25％。

政府允许风电场在第一年100％折旧，头五年免所得税。由于印度缺电严重，对企业按指标供电。政府鼓励企业投资风电，其电量可“储蓄”在电力公司，拉闸限电时享有优先供电的权利，企业也可利用公用电网，只交2％的过网费。印度再生能源发展局为风电项目提供比商业贷款利率低的"软贷款”

1、电力市场化改革是大势所趋，对于集团公司而言，改革带来的既有机遇也有挑战。在当前电力市场供大于求的形势下，面临的困难和挑战可能还会更多一些。对此，我们必须早做准备，积极应对，研究制定对策措施，在改革中抢占先机，推动集团公司在改革大潮中稳步前行。

2、当前国家关于深化电力体制改革的方案还在修订完善中，未来可能还要出台更为详细的实施细则。我们要密切关注改革动向，紧密联合其他发电集团，积极向国家有关部委反映发电企业的改革诉求，努力争取有利于发电侧的相关政策。

建议国家加强对电能直接交易的监管。在发电企业与电力用户开展直接交易时，国家有关部门应加强监管，确保双方能够自主谈判协商确定电量和电价，减少地方政府的行政干预行为，特别是要杜绝地方政府搞优惠电量强制摊派行为。同时建议国家设定直接交易电量价格的浮动范围，避免产生恶性竞争。

3、建议国家加大对清洁能源的扶持力度。由于风电、太阳能发电、气电等清洁能源成本高、电价高，并不适宜参与电能直接交易，将在未来的电力市场竞争中处于弱势地位，建议国家提前考虑和安排可再生能源的电量消纳问题，一方面继续实施可再生能源全额收购保障政策，另一方面出台相关政策，鼓励电力用户使用一定比例的清洁能源电量。

建议国家在单独核定输配电价后再将售电侧放开。如前所述，在当前电力运行模式下放开售电侧毫无意义，建议国家在核定输配电价后再将售电侧放开，并且建议电网企业逐步退出售电业务，仅收取“过网费”，这样才能在售电侧形成真正的市场竞争。建议国家核定合理的输配电价。

4、建议国家不要采取平均销售电价扣除平均上网电价的简单方式核定输配电价，而应委托第三方对电网企业的投资和成本进行核算，按照覆盖成本、微利的原则，核定合理的输配电价，给予发电企业和电力用户直接交易时更大的议价空间。

建议电力调度和交易机构采用中央垂直管理模式。如果将来改革要求电力调度和交易机构独立于电网企业，建议在国家层面成立相应的管理机构，对各区域的调度和交易机构采取中央垂直管理模式，避免其成为地方政府利益调配的载体。

电力直供就是电厂和终端购电大用户之间通过直接交易的形式协定购电量和购电价格，然后委托电网企业将协议电量由发电企业输配终端购电大用户，并另支付电网企业所承担的输配服务。

按照相关规定，发电企业不具备供电的资格和权利，与用户签订“直接购销合同”违反《电力法》。直购电相关政策，就是赋予电力生产企业向最终用户直接供电的权利，同时最终用户也有自由选择电力供应商的权利，实现“电力直供”。

电监会日前公布《中国电力工业市场化改革的问题及展望》，该报告明确允许大用户和配电企业向发电企业直接购电是电力市场化建设的方向。不过，专家们对该建议能否真正落地仍抱有较大疑问。进一步普及以直购电为主的电力市场化改革措施，阻力仍然很大。”

直购电要建立多模式电力交易，电监会用较大篇幅提到，电力市场应为买卖双方提供更多的选择机会，让更多购售电主体参与电能买卖。

打破单一购买模式、允许大用户和配电企业向发电企业直接购电，是几乎所有实现竞争性电力市场国家采用的模式，我国电力市场化建设也应坚持这一发展方向。

扩展资料

随着“保增长”成为中国经济发展的主要方向，要求开展大用户直购电项目的呼声也日益高涨。因为对用电企业而言，直购电方式有利于打破电网公司垄断，有助于降低企业成本。

所谓大用户直购电模式，即指大用户与发电企业或独立供电企业直接签订购销合同，进行电力购销交易的一种特殊行为，关键是大用户和电网站在同一水平线上向发电企业要供应。

大用户直购电以公平开放电网为基础，以供需直接见面为主要特征，以确定合理的输配电价为核心，能够积极培育市场主体，促进形成科学合理的电价机制。

直供电方式下，受益的显然是用电企业和发电企业，但对电网公司而言，可能会受到一定的冲击，分析人士指出，以往电网公司在用电价格上具有较多主动权，较高的电价直接带来了较高的收益，内部经营运作效率不高。直供电方式则将促使电网公司降低成本，提高经营效率。

由于大用电企业直接架设电网向发电厂购电，因此，直购电具有电力成本相对低廉，电力供应较为稳定的特点，在电力供应日益紧张的珠三角地区，这无疑是个最具有吸引力的亮点。台山试点的启动，对于降低大企业大项目运营成本，优化本地投资环境，提升招商引资竞争力，具有十分重要的意义。

参考资料来源：百度百科-直购电

关于落实支持“滨城”建设若干

政策措施的工作方案

为全面贯彻天津市第十二次党代会精神，落实市委关于构建“津城”“滨城”双城发展格局的重大决策、市人大常委会《关于促进和保障构建“津城”“滨城”双城发展格局的决定》和市人民政府《关于支持“滨城”建设的若干政策措施》（津政发〔2022〕11号），发挥滨海新区战略引领作用，结合实际，制定本方案。

一、增强滨海新区人口导入能力

（一）鼓励高校毕业生和在校生在“滨城”落户。符合条件的本市范围内全日制高职及以上院校的毕业生、在校生，由本人提出申请，可在滨海新区落户。支持其配偶、未成年子女、直系亲属通过投靠方式落户。（责任单位：区公安局、区教体局）

（二）鼓励新区产业工人在“滨城”落户。在新区正常经营的企业工作，且在该企业连续正常缴纳社保满1年的居民（同期外省市1年无社保记录），由个人和企业共同提出申请，可在新区落户，其中，年龄在35周岁及以下的直接落户（不得注册高中、职高及以下学籍），超过35周岁的须在新区有合法稳定住所。（责任单位：区公安局、区人社局、区教体局、区市场监管局、市规划资源局滨海新区分局）

（三）鼓励京津冀协同重点企事业单位员工落户。经区政府或各开发区管委会集体研究认定并签订框架协议的北京等外省市整体迁移企事业单位，支持其随企业迁来的职工（在企业工作满一年）在新区落户，支持其配偶、未成年子女通过投靠方式在新区落户。（责任单位：区公安局、区人社局、区商务和投促局、各开发区）

（四）鼓励在“滨城”生活的准市民落户。持新区有效居住证满3年（近1年在津正常连续缴纳社保费且同期外省市1年无社保记录）、且在新区有合法稳定住所的居民（不得注册高中、职高及以下学籍），支持其落户合法稳定住所。在新区创业，且该企业聘用5名以上就业人员（企业为其连续缴纳1年社保且同期无异地社保），企业原始法人代表（不得注册高中、职高及以下学籍）正常连续缴纳个人所得税5万元以上且外省市且同期1年无社保记录，支持其落户稳定住所。（责任单位：区公安局、市规划资源局滨海新区分局、区教体局、区人社局、区税务局、区市场监管局）

（五）鼓励为“滨城”贡献者落户。对符合条件的新区区级及以上荣誉获得者，可申请落户。（责任单位：区公安局、市规划资源局滨海新区分局、区人社局、区总工会、区妇联、团区委）

二、完善基本服务保障

（六）在我市居住的非本市户籍居民可凭有效居住证申请滨海新区购房资格，享受本市市民同等购房待遇。所购房屋转让时，需取得不动产权登记证满一年后方可交易。（责任单位：区住房建设委）

（七）积极支持新区购房人员按本市有关规定为其子女办理入学手续；未按所购住房买卖合同约定的交付时间交付的，各区域根据实际情况由区公安部门在居住地社区办理集体落户，区教体局统筹安置入学。（责任单位：区住房建设委、区公安局、区教体局）

（八）加快完善以公租房、保障性租赁住房和共有产权房为主体的住房保障体系，积极推进保障性住房建设，为来新区创业的新市民、青年人提供住房保障。（责任单位：区住房建设委、区人社局）

（九）争取符合条件的蓝白领公寓纳入中央财政支持保障性租赁住房资金奖补范围。（责任单位：区住房建设委、区人社局）

（十）积极争取购房金融支持，鼓励新区金融机构加大个人住房按揭贷款投放，对合理购房贷款给予贷款利率优惠。（责任单位：区住房建设委、区金融局）

（十一）为来新区投资重大项目的企事业单位及科研院所，量身制定相应支持政策。支持采取订单式限价商品房的模式实施开发建设，定向对单位职工进行销售，同时鼓励企业或单位采取团购的方式购置新区存量商品住房。（责任单位：区住房建设委、区财政局）

（十二）对新区引进认定的领军人才、重点人才、青年人才、高技能人才等各种人才，在租房、购房时给予相应的支持。拓展升级滨城人才服务证事项，提供精准高效的购房租房等住房保障服务，协调新区优质商品住宅和租赁房源给予特别优惠，购置新区特定房源可享受团购价格。（责任单位：区住房建设委、区教体局、区财政局、区委人才办）

三、给予重大项目政策支持

（十三）争取对于纳入天津市重点建设、重点储备项目范围，项目总投资超50亿元的市级重点产业项目，属于市级大企业范围的，报请市政府同意，由属地税务部门进行税收征管，在激励机制以外按照3:7比例由市与区分成，分成范围扩大到地方全量税收，分成税收不计入现有高质量发展专项资金额度，或由市财政按照新区前期投入的更高比例给予专项资金补助。（责任单位：区财政局）

（十四）争取将海域使用金地方留成部分（70%）返还新区。其中，海域使用金50%部分，研究调整海域使用金入库级次，将该部分收入直接缴入新区国库；在调整级次前，市财政通过转移支付将海域使用金50%部分拨付新区；海域使用金20%部分，纳入市规划和自然资源局部门预算，由新区向市规划和自然资源局提出项目资金申请，用于新区海洋海域方面支出。2020年以来，应拨未拨新区的海域使用金50%部分，力争纳入以后年度预算统筹考虑，由市财政通过结算方式补助新区。（责任单位：区财政局、区海洋局）

四、开展液化天然气直供政策试点

（十五）争取由新区独立出台天然气（包含LNG，下同）配气价格，开展定价成本监审，加强市场价格监管，规范收费行为。以临港、南港地区为试点，建立企业白名单制度，推动符合条件的石化、化工等大工业企业与天然气供应企业签署直购长期协议，并逐步向大港等地区推广复制；鼓励新区、开发区国有企业、园区运营企业牵头组建直购共同体，采取保本运营或微利运营的方式，集合中小工业企业与天然气供应企业签署直购长期协议。（责任单位：区发展改革委、区城市管理委、相关开发区等）

五、推动能源结构优化

（十六）推动新区新能源发展，实现碳达峰、碳中和目标迈出关键步伐。争取出台在相对封闭的产业区域内对重点产业隔墙售电的政策，支持天保临港、经开区西区、南港等燃气分布式项目如期供电。争取对新区新能源装机总量上给予倾斜，确保2025年达到7GW。规范氢气制取、冷能应用、CCUS等项目审批，出台燃料电池车补贴政策，支持加氢站建设和运营管理。引导放开全市氢能应用场景，鼓励氢能应用。充分利用新区地热资源，依法依规放宽地热采矿权限制，拓展新区地热资源利用发展空间。推动出台绿电交易实施细则，核定发布绿电交易过网费价格，降低绿电市场化交易成本。以中新生态城、经开区为试点，建设绿电交易展示服务中心，逐步将试点经验推广至全区，扩大绿电市场化交易规模。鼓励新区大工业用户、园区售电企业与新能源发电企业开展“双边协商交易”，实现新区绿电直供重点项目和重点园区。（责任单位：区发展改革委、区工业和信息化局、市规划资源局滨海新区分局、相关开发区、各街镇等）

（十七）探索建设绿电、氢、地热等可再生能源与天然气等清洁能源、海水淡化综合利用试点，打造源网荷储一体化、水电热气冷联产、成本最优低碳示范园区；规划建设保税区氢能产业园、高新区新能源产业园和南北“两翼”共享储能站。（责任单位：区发展改革委、区工业和信息化局、市规划资源局滨海新区分局、相关开发区、各街镇等）

（十八）出台新能源发展空间布局专项规划，重点支持利用油田、盐田等土地资源，建设新能源项目。拓展海域立体利用空间，鼓励利用近海滩涂区、围而未填海域等区域建设海上光伏项目；鼓励利用已建成码头、防波堤及调整后的闲置锚地、划而未用锚地等建设分散式清洁能源项目。争取建立海上风电、海上光伏、海上地热项目（南港）涉海审批市级“绿色通道”。（责任单位：区发展改革委、市规划资源局滨海新区分局、区交通运输局、区海洋局）

（十九）争取市级支持，满足新区重点项目用能需求，平稳实现碳达峰目标，对纳入全市重点项目库的项目和关系全市保供安全的项目，由市级统筹解决能耗双控指标。新增可再生能源和原料用能消费不纳入能耗总量控制。对能效达到行业标杆水平、能耗优于平均水平、符合产能置换政策的项目，优先保障用能指标。（责任单位：区发展改革委）

（二十）发展海水淡化产业，核定海水淡化用能优惠价格，出台海水淡化用能补贴政策，降低海水淡化企业用电、用煤成本；支持海水淡化项目与周边电厂加强用能方面的整体合作，实现电力自发自用，降低海水淡化成本。鼓励新区大力发展海水淡化产业，加快建设临港、南港海水淡化项目。推动浓盐水综合利用，支持深海排放口试点项目建设及浓盐水处置后入海，建立长时间序列动态监测体系。（责任单位：区发展改革委、区水务局、区生态环境局、区财政局）

（二十一）争取将海水淡化水纳入全市水资源配置体系，推动制定全市特别是工业区、高耗水行业海水淡化水利用计划。争取市水务局组织市水务集团等骨干供水企业参与配送利用海水淡化水，出台使用海水淡化水用户免予缴纳污水处理费的政策。（责任单位：区水务局、区发展改革委、区财政局、区工业和信息化局）

六、支持数字产业发展

（二十二）加快天津（滨海新区）国家人工智能创新应用先导区建设，充分发挥市区两级支持智能制造专项资金的引导作用，建成立足新区、辐射全市及京津冀地区的，以公共算力服务为核心的人工智能产业化服务平台，争创工信部产业技术基础公共服务平台。支持超算天津中心等联合行业领先的服务机构构建区域工业互联网平台，推动新一代信息技术与工业的深度融合，持续推进全市工业互联网应用标杆、示范项目建设。（责任单位：区工业和信息化局）

（二十三）争取将新区教育云平台纳入市教育系统“一网五平台”（天津教育科研网和天津教育管理服务平台、资源服务平台、安全平台、终身教育平台、治理信息化平台）建设总体范围内，实现资源共享，丰富新区教育云平台功能，实现网络学习空间全覆盖。（责任单位：区教体局）

（二十四）支持第五中心医院与市总医院、肿瘤医院、胸科医院、环湖医院等建立检查检验共享机制，开展远程会诊、病案讨论、医疗教学等活动。完善公共卫生服务数据共享机制，实现新区三甲医院与市级有关医院的数据互联互通。支持新区有条件的区域卫生信息平台率先与市级平台对接。争取新区需求的防疫等领域数据与市级平台数据互联互通。（责任单位：区卫生健康委、各有关开发区）

（二十五）依托天津市信息资源统一共享交换平台，推进新区政务服务平台与国务院部门垂直管理业务信息系统业务对接和数据共享。推动新区与市级政务“一网通”平台全面对接，加快实现政务服务一网通办、全区通办、就近可办。开展津滨双城政务服务协同场景试点，加快推动低保、特困、就业、社保、信用等领域的市级数据向新区共享开放，进一步优化“滨海通办”业务场景，实现“数据多跑路，群众少跑腿”。（责任单位：区委网信办）

（二十六）鼓励开展数字经济领域“一企一证”改革试点。将“互联网药品信息服务备案”和“互联网医疗器械信息服务备案”事项纳入互联网医院“一企一证”改革。持续推动将数字经济新业态新模式涉及的相关审批权限下放或延伸至新区办理，并优化审批流程。（责任单位：区政务服务办）

七、支持基础设施、公共服务建设

（二十七）加快城市老旧空间复兴和品质提升。构建完善城市更新全生命周期管理的政策体系，成本核算、土地规划等方面的差异化政策。结合新区城市更新特点，在城市更新模式、房屋征拆政策、拆建比指标等方面给予支持，并纳入全国城市更新试点。（责任单位：市规划资源局滨海新区分局）

（二十八）加快重点项目建设。着力构建现代化基础设施体系，提升城市路网建设水平，大力发展市域（郊）铁路和城市轨道交通，重点支持沿海大道整改提升、集疏港通道、跨海河大桥以及重大港口交通设施等项目发行专项债券。继续支持滨海新区B1、Z4、Z2线纳入落实京津冀协同发展共同考虑，继续支持新区轨道交通发行专项债。（责任单位：区交通运输局、区住房建设委）

（二十九）争取给予新区更大一般债券支持额度，保障区域交通、卫生、教育等重大公益性基础设施建设项目，新区一般债券分配额度，在全市占比按照不低于上一年度新区一般预算支出占全市或区级比重安排。（责任单位：区财政局）

（三十）争取给予新区更多政府专项债券限额倾斜，在符合投向领域的前提下，支持交通基础设施、产业园区等重大项目，纳入天津市重点建设项目的，支持政府专项债券续发。（责任单位：区财政局）

（三十一）争取进一步在再融资债券额度方面给予新区支持，“十四五”期间，除专项债券对应项目如期实现收益偿还到期债券情况外，支持新区全额发行再融资债券，推动新区到期债券有序衔接。（责任单位：区财政局）

（三十二）承接网络货运平台线上服务能力认定及专家评审权限下放，制定审管办法，并支持经开区、保税区、高新区、东疆综合保税区等开发区行使网络货运项目独立审批权限，强化对网络货运经营者的事中事后监管。支持新区各监管单位进入天津市网约车监管平台查询相关数据。（责任单位：区交通运输局）

（三十三）推进医疗体制机制改革，推动优质资源布局新区，争取将天津市妇产医院优质资源迁入新区，支持肿瘤医院建设国际级质子中心。推进新区中医医院与中医一附院、二附院深度合作，推动泰达医院与医科大学眼科医院、中医一附院等市内高水平医院开展合作，支持塘沽妇产医院与市儿童医院建立合作关系。支持第五中心医院建设市级医学中心，在标准、投资、专科建设、医生引进等方面加大支持力度，尤其在大学附属医院、科研平台建设方面给予政策倾斜，建成区域龙头医院。（责任单位：区卫生健康委）

（三十四）争取市名校核心优质教育资源引进新区。以塘沽一中以及市教委直属校滨海学校等优质名校为主体，组建一批教育集团，放大辐射效应。在学校级格、领导职数、管理人员和教师编制及专项资金方面予以倾斜，积极争取1—2所市教委直属学校布局“滨城”，支持和平保育院在新区建设分园。支持天津铁道职业技术学院等一批职业院校迁入新区或新建校区，建设全市职业教育高地。（责任单位：区教体局、区卫生健康委、各有关开发区）

（三十五）争取承接市级公办示范幼儿园评定职能下放，对现有示范园分园独立办园后，直接评定为市公办示范幼儿园。争取市级公办幼儿园等级评定政策向新区倾斜并适当增加市级公办示范幼儿园指标。（责任单位：区教体局）

（三十六）建立名中医、名院长等退休后在新区返聘补贴机制，搭建市、区两级退休返聘信息畅通机制，对在学术领域具有高超造诣和取得突出成果的名家大师，支持其在新区设立专家科室，吸引其学生或合作团队来新区工作。（责任单位：区卫生健康委）

（三十七）制定引进退休名校长、名教师和知名教育专家方案，明确退休名校长、名教师引进后的工作内容和管理考核办法及相关待遇，规范引进人员条件和程序，每年引进2—4名退休名校长、名教师和知名教育专家。（责任单位：区教体局）

八、在自然资源管理和审批方面给予支持

（三十八）高水平实施国土空间规划，集约高效利用土地资源。在新区范围内全面实行工业用地弹性年期出让，由新区政府批准工业项目用地弹性出让年期期限和工业用地弹性年期出让起始价。编制新区工业用地弹性年期出让工作细则，完善工业用地弹性年期出让全周期操作流程。（责任单位：市规划资源局滨海新区分局）

（三十九）争取由市政府出具委托文件，授权新区政府审批新区范围内土地征收成片开发方案。新区范围内土地征收成片开发项目，经专家论证后的开发方案由新区政府审批，同时向市规划自然部门备案。（责任单位：市规划资源局滨海新区分局）

（四十）将城市更新项目发生的“取得土地使用权所支付的金额、土地征用及拆迁补偿费及前期工程费等”成本费用，计算土地增值税时，按照相关规定予以扣除。（责任单位：新区各税务局）

（四十一）鼓励引进产业、人才和高科技企业，提升配套服务水平，对经开区中心商务片区范围内的酒店型公寓，出台政策，对符合条件的执行水、电、气、热居民用户价格。对经开区中心商务片区，由商业、办公楼宇改建的保障性租赁住房，取得保障性租赁住房项目认定后，可按规定申请补贴支持。（责任单位：区住房建设委、区人社局、有关开发区）

（四十二）做好升压站、储能站、上网电力廊道等新能源配套设施用地保障。推行新能源项目用地、电力行业用地以协议出让方式供地。推动市级审批权下放，争取分批次逐步授权给新区政府；争取将城乡建设用地增减挂钩拆旧复垦项目的立项、规划设计审批和验收，下放至新区审批。推动市海域使用管理条例修订，承接海洋相关审批权，制定海域使用审批程序。（责任单位：市规划资源局滨海新区分局、区海洋局）

九、支持完善人才政策

（四十三）产业（人才）联盟成员单位申办就业见习基地可不受经营年限、职工人数、经营场地等条件限制。简化博士后科研工作分站的设立审批，实施人社部备案制。在新区设立博士后科研工作站的，给予10万元经费支持。允许具备条件的联盟内龙头、骨干企业，自主制定评价标准，自主组建评价机构，自主开展职称评审。（责任单位：区人社局）

（四十四）支持东软团队在新区创办学校。鼓励天津滨海职业学院与企业加强对接，对应智慧商贸物流、智能制造等专业群，建设产业学院。（责任单位：区教体局）

（四十五）制定深化产教城融合、打造新时代职业教育创新发展标杆的实施方案，对接“1 3 4”产业体系，重点建设一批优质专业群，启动“创优赋能”、“1 X”证书制度试点等项目建设。鼓励天津大学等高等院校及各职业院校与企业开展校企合作，实行现代学徒制，推动订单式培养，提升技能型人才培养能力，推行终身职业技能培训。（责任单位：区教体局）

（四十六）积极筹建“滨海新区职业教育产教城融合发展基地”。吸引世界知名大学在新区开展职业教育联合办学。支持滨海职业学院与国内外应用技术大学等学院开展合作交流。发展民办职业教育，鼓励有办学经验的高水平民营企业在新区举办职业教育院校。（责任单位：区教体局）

（四十七）世界技能大赛、市级及以上技能竞赛获奖选手，争取直接申报国务院特殊津贴专家、全国技术能手、天津市海河工匠、天津市技术能手等荣誉；争取参与市级及以上重大人才工程项目；争取直接申报天津市劳动模范、五一劳动奖章等评选表彰；争取直接认定为相应水平的技能等级；争取根据个人和企业的需求，破格认定为相应层级职称。（责任单位：区人社局、区总工会）

十、支持创新发展

（四十八）支持海河实验室面向国家重大需求，积极争取承接国家级重大专项，聚焦信创、合成生物等领域，实施一批具有前瞻性、战略性的重大科技专项，攻克一批关键核心技术，解决相关行业关键“卡脖子”问题。推动海河实验室纳入“国家实验室 全国重点实验室”建设体系或后备队。支持海河实验室以重大产业需求为引导，建立以应用需求为导向的科研项目合作机制。“十四五”期间，在脑机交互等领域筹建海河实验室。（责任单位：区科技局、区工业和信息化局、区卫生健康委、各开发区）

（四十九）加快培育以国家重点实验室、海河实验室、科研机构、研究型大学、科技领军企业为骨干的战略科技力量。瞄准国家战略需求和天津产业发展需要，结合新区动物疫病防控、动物育种、海水资源利用等重点发展领域，谋划建设更多高水平创新平台，争取在新区推荐申报1-2家国家级创新中心或重大创新平台。支持新区产业链领军企业牵头，联合行业领域企业、高校、科研院所等共同建设申报各类市级创新中心，到2025年，新区市级技术创新中心达到12家以上，市级制造业创新中心达到10家以上，推动建设一批市级工程研究中心和产业创新中心。支持国家工程研究中心、国家工程实验室重组并纳入新序列，支持国家重点实验室完成重组。支持新区申报一批市级企业重点实验室。（责任单位：区科技局、区发展改革委、区工业和信息化局、区农业农村委、各开发区）

（五十）争取新区具有研究生培养资质的天津科技大学、天津大学滨海工业研究院、南开大学泰达学院等高校，联合科研院所申请硕士生、博士生培养指标，确保“十四五”时期实现指标增加。（责任单位：区教体局）

（五十一）建立科研项目信息常态化对接机制，支持新型研发机构申报国家重大专项和重大平台。争取将职称评审自主权下放给符合条件的新型研发机构。争取市级天使母基金支持，支持新型研发机构吸引更多企业落地。鼓励新型研发机构培养技术经纪人，培训费用可列入单位员工培训经费。支持新型研发机构建设行业概念验证中心、中试平台、技术转移机构，并给予一定补贴支持。支持新型研发机构建立市场化合作机制，可在成果转化收入中给予促成交易的第三方服务机构奖励，可将不低于转化净收入的70%奖励给成果完成人（团队），将不低于转化净收入的5%奖励给技术转移机构人员和管理人员。支持新区新型研发机构申报建设“天津市产业技术研究院”，到2025年，支持新区“天津市产业技术研究院”达到15家以上。（责任单位：区科技局、区人社局、各开发区）

（五十二）推动大学科技园建设，培育或参建1—2家大学科技园。争取天津大学、南开大学、河北工业大学、天津科技大学等高校在新区建设高水平技术转移机构，与海河实验室、科研院所和主导产业重点科技企业共建研究生、博士生联合培养机制或联合培养基地。健全科技成果转化服务体系，着力打通转移转化通道。（责任单位：区科技局、区教体局、区工业和信息化局、各开发区）

十一、保障措施

（五十三）加强组织领导。在区委、区政府统一领导下，成立落实支持“滨城”建设若干政策措施的领导小组及工作专班，协调统筹各单位工作，压茬推进政策落地；各牵头单位明确一名班子成员负责，并成立本单位专班组织推动，将名单报区工作专班备案；各涉及单位明确1名班子成员负责，并明确一名工作人员参加区工作专班。

（五十四）加强协调调度。各牵头单位细化落实工作方案，2个月内完成实施细则的制定，并持续推动细则落实。区级专班建立每季度调度机制，持续推动方案落实；各单位工作专班建立每月调度机制，及时推动细则落实进度；各责任单位要以改革创新精神，积极探索推动政策措施落地，在服务构建双城发展格局中展现滨海新作为。

（五十五）建立激励机制。探索建立符合支持“滨城”建设若干政策措施工作实际的评价体系，将落实方案中各项政策情况纳入“三考合一”。

2017年最新光伏政策补贴总汇（逆变器厂家：易事特），请参考！

上海市

对于光伏项目，根据实际发电量对项目投资主体给予奖励，奖励时间为5年。单个项目年度奖励金额不超过5000万元。具体标准如下：

集中式：0.3元/千瓦时。

分布式光伏：工、商业用户为0.25元/千瓦时，

学校用户为0.55元/千瓦时，

个人、养老院等享受优惠电价用户为0.4元/千瓦时。

（《上海市可再生能源和新能源发展专项资金扶持办法》）

北京市

全市分布式：2015 年1 月1 日至2019年12 月31 日期间并网发电的分布式光伏发电项目，市级财政按项目实际发电量给予奖励，奖励标准为每千瓦时0.3

元(含税)，每个项目的奖励期限为5 年，奖励对象为分布式发电企业或自然人。《北京市分布式光伏发电奖励资金管理办法》

河北省

全省分布式：屋顶分布式光伏发电项目(不包括金太阳示范工程)补贴标准为每千瓦时0.2元，对2015年10月1日至2017年底以前建成投产的项目，自并网之日起补贴3年。（《河北省物价局关于光伏发电项目有关电价补贴政策的通知》）

全省集中式：2017年底前建成投产的光伏电站按发电量给予0.1元/千瓦时补贴，自投产之日起执行3年。（冀政[2013]83号）

全省扶贫工程：2017年底以前建成投产的，自2016年1月1日起补贴标准为每千瓦时0.2元，自并网之日起补贴3年。

山西省

晋城市

分布式：发电电价补贴除享受国家0.42元/千瓦时的发电政策补贴外，晋城市级财政还补贴0.2元/千瓦时建设安装补贴按建设装机容量予以3元/瓦的一次性建设安装补贴(执行年限暂定为2015—2020年)。（《关于促进农村地区分布式光伏发电示范应用财政扶持意见》）

江苏省

1、扬州市

分布式：市政府设立1000万元光伏应用产业投资基金，对在扬中注册的光伏发电建设企业在本市新建光伏发电项目，且使用本地光伏产品价值量占设备投资总额的80%（含）以上、50%（含）以上，除按政策享受国家0.42元/千瓦时补贴外，根据项目建成后的实际发电效果，在当年额度内再由市财政分别给予0.15元/千瓦时、0.1元/千瓦时补贴，补贴年限暂定为2015~2017年（享受国家、省专项补贴的项目不得重复补贴）。居民屋面项目补贴0.3元/千瓦时，补贴年限6年。对已建成的光伏屋顶发电项目，按新建项目标准的50%补贴。（《关于加快分布式光伏发电示范应用的实施意见》）

2、 句容市

分布式：除按政策享受国家0.42元/千瓦时补贴外，在句容注册的光伏发电建设企业在本市新建光伏发电项目，且使用本地光伏产品价值量占设备投资总额的40％（含）以上，再由市财政给予0.1元/千瓦时补贴，补贴年限为2015年－2017年（享受国家、省专项补贴的项目不得重复补贴）。居民屋面项目补贴0.3元/千瓦时，补贴年限暂定为5年。积极鼓励企业厂房屋顶出租，对屋顶出租的企业按实际使用面积给予一次性20元/平方米的补助，补贴年限为2015年－2017年。（句政发〔2015〕66号）

3、 镇江市

分布式：具有独立法人资格，注册资金1000万元以上在镇江境内注册的企业，利用我市工业厂房屋顶新建的分布式光伏发电项目，报批手续完备，单个项目装机容量不低于0.5兆瓦（MWp），已列入市重点跟踪推进分布式光伏发电项目计划，且使用由我市企业生产的光伏产品价值量占投资总额比例超过60%的，除按政策享受国家0.42元/千瓦时补贴外，自发电之日起按其实际发电量，按财政体制由地方政府再给予0.1元/千瓦时的补贴，补贴年限暂定为3年。（镇政办发〔2014〕179号）

湖南省

全省分布式：对使用省内生产的太阳能电池板、逆变器等光伏组件、未享受中央财政补助且通过验收的分布式光伏发电项目，实行电价补贴，2014年建成投产项目补贴为0.2元/kWh，2015-2017年补贴标准根据成本变化适时调整。（湘政办发【2014】118号）

长沙市

分布式：在长注册企业投资新建并于2014年至2020年期间建成并网发电的分布式光伏发电项目，根据项目建成后的实际发电量，除按政策享受国家和省度电补贴外，自并网发电之日起按其实际发电量由市财政再给予0.1元/千瓦时的补贴，补贴期为5年。（及长政办发〔2015〕24号）

广东省

1、  广州市

分布式：对于项目建设居民个人或单位，按照0.1元/千瓦时的标准，以项目上一年度所发电量为基础计算补助金额。

补助时间为项目建成投产后连续10年。对于建筑物权属人，以建成的项目总装机容量为基础，按0.2元/瓦的标准确定补助金额，一次性发放给建筑物权属人。单个项目最高补助金额为200万元。（《广州市分布式光伏发电项目管理办法》）

2、  东莞市

分布式：补助总容量120MW，项目建成并网后按补助申请时间先到先得，超过部分不予补助。

（一）对建设分布式光伏发电项目的各类型建筑和构筑物业主，按装机容量18万元/兆瓦进行装机补助，单个项目补助最高不超过144万元，补助平均分四个财政年度拨付。

（二）对机关事业单位、工业、农业、交通站场、商业、学校、医院、社区等非自有住宅建设分布式光伏发电项目的各类投资者，按实际发电量补助0.1元/千瓦时，补助时间自补助申请批准后的次月起，连续5年进行补助。

（三）对利用自有住宅及在自有住宅区域内建设的分布式光伏发电项目的自然人投资者，按实际发电量补助0.3元/千瓦时，补助时间自补助申请批准后的次月起，连续5年进行补助。（《关于印发<关于进一步加快我市分布式光伏发展的意见>的通知》（东发改〔2016〕662号））

3、佛山市

对于佛山市分布式及地面光伏电站的光伏发电项目所发电量，实行按照电量补贴的政策，补贴标准在国家规定的基础上，佛山市再补贴0.15元/千瓦时，补贴三年。对于工商业分布式，除了0.15元/千瓦时以外，建筑产权人可以申请0.02元／瓦的初装补贴，单个项目不超过40万元。对于1kW以上的家庭分布式光伏项目，在0.15元/千瓦时以外，可以申请1元／瓦的初装补贴，单个项目不超过2万元。

海南省

三亚市

分布式：在分布式光伏发电项目验收合格并投产满1年后开始补助。对于项目建设居民个人、单位或建筑物权属人，在国家补助标准（0.42元/千瓦时）基础上按照该市0.25元/千瓦时的标准，以项目上一年度所发电量为基础计算补助金额。（《三亚市太阳能分布式光伏发电项目管理暂行办法》）

陕西省

西安市

分布式：通过市财政补贴资金和开发区专项补贴资金，给予分布式光伏装机1瓦1元的补助(共3年)。（市政办发[2015]57号）2017年的总补助规模约70MW。

浙江省

全省集中式、分布式：光伏发电项目所发电量，实行按照电量补贴的政策，补贴标准在国家规定的基础上，省再补贴0.1元/千瓦时。（省级补贴于2017年5月已过期）（《浙政发【2013】49号》）

1、  宁波市（市级补贴2017年6月已过期）

集中式、分布式：2017年5月底之前建成投产且单个项目规模大于0.5MW的，按0.1元/千瓦时标准给予补贴；补贴年限为5年。（甬政发〔2014〕29号）

1）宁波鄞州区

分布式：在我区投资建设的分布式光伏发电项目(单个项目装机容量不低于0.25兆瓦(MWp))，并按实际装机容量给予0.6元/瓦的补助，每个项目最高不超过100万元。对全部使用我区企业生产的组件，按实际装机容量给予0.9元/瓦的补助，每个项目最高不超过200万元。支持有条件的单位按照市场机制成立面向家庭应用市场的光伏发电系统安装公司，按实际装机容量给予0.6元/瓦的补助(改造对象必须位于鄞州区范围内)。光伏发电样板示范项目，每个项目给予不超过100万元的奖励。（《宁波市鄞州区光伏产业发展资金使用管理办法》）

2、温州市

1）  温州永嘉县

分布式：对县域范围内除民居外实施的装机容量达到50千瓦以上的光伏发电项目，根据项目建成后的实际发电效果，除按政策享受国家、省、市有关补贴外，按其发电量给予在永注册的项目业主补助，自发电之日起连续补贴五年，补助标准为每千瓦时补贴0.40元。居民家庭屋顶安装光伏发电系统的，按装机容量给予每瓦2元的一次性奖励，建成投产后前五年给予每千瓦时0.3元的补贴。（永政发〔2013〕282号）

2） 温州洞头县

分布式：对县域范围内除民居外实施的装机容量达到50千瓦以上的光伏发电项目，除按政策享受国家、省有关补贴外，所发全部电量(包括自发自用和上网电量)，给予每度电0.4元补贴，一补五年其中列入离岛“光电旅一体化”示范的项目，另外给予每度0.1元奖励。居民家庭屋顶安装光伏发电系统的，按装机容量给予每瓦2元的一次性奖励并按发电量给予每度电0.2元补贴，一补五年。鼓励屋顶资源出租。对于民建建筑物屋顶出租用于安装分布式光伏发电系统的，按发电量给予屋顶所有人每度0.05元的补贴，自发电之日起一补五年，企业(居民)自建模式不补。（洞政办发【2014】74号）

3、 嘉兴市

分布式：在2016年1月1日至2017年12月31日期间并网的家庭屋顶光伏电站，对开展光伏建设单户装机容量2千瓦以上的农户（鼓励要求连片集中开发），按实际发电量（以年度发电总量结算）补贴：每千瓦时补0.25元，谁投资谁享受，自并网之日起连续补贴三年。分布式光伏发电项目（户用项目除外），除国家、省、市补贴外，对提供屋顶资源且在2016年建设2017年并网的工业企业，给予每瓦0.3元一次性奖励（即每兆瓦30万元），单项奖励不超过100万元。（嘉光伏领〔2016〕2号）

1）秀洲区

分布式：对列入国家分布式光伏发电应用示范区的光伏发电项目，按期建成并网发电后，按装机容量给予一次性1元/瓦的补助(鼓励优先采购本区光伏产品，对本区产品占设备投入30%及以上的项目给予100%补助，低于30%给予80%的补助)。（秀洲政发【2013】31号）

4、  衢州市

分布式：在衢州绿色产业集聚区开展屋顶光伏发电集中连片开发试点，暂定5年内，对绿色产业集聚区内采购本地光伏产品建设分布式光伏发电的项目，在省定上网电价1.0元/千瓦时的基础上，给予0.3元/千瓦时的上网电价补贴。（衢政发【2013】53号）

5、 杭州市萧山区

分布式：屋顶业主使用部分光伏发电量，按国电价格给予15%的优惠根据我区鼓励新兴产业发展的政策，对已列入区级以上太阳能应用(示范)计划的项目，按上级要求配套资助。未列入计划资助且装机容量不小于30KW的太阳能应用项目，按照实际发电量每千瓦时给予0.2元补助。（萧政办发〔2013〕209号）

6、 富阳市

分布式：对市域内实施的分布式光伏发电应用项目，列入国家光伏发电年度规模计划的前提下，根据项目建成后的实际发电效果和年度扶持资金预算额度，经确认，在国家、省有关补贴的基础上，在建成投产后，前两年按0.3元/千瓦时标准对项目投资主体给予补贴，第三至五年按0.2元/千瓦时标准给予补贴。对居民住宅的光伏发电项目按装机容量给予1元/峰瓦的一次性补助，不再享受发电补贴。（富政函[2014]58号）

7、  建德市

分布式：对市域内实施的分布式光伏发电应用项目，列入国家光伏发电年度规模计划的前提下，根据项目建成后的实际发电效果和年度扶持资金预算额度，经确认，除按政策享受国家、省有关补贴外，自其发电之日起按其实际发电量三年内由市政府给予补贴。其中企业自用的给予0.2元/千瓦时，上大网的给予0.1元/千瓦时。对居民住宅的光伏发电项目按装机容量给予1元/峰瓦的一次性补助，不再享受发电补贴。（《关于加快分布式光伏发电应用促进的若干意见》）

8、瑞安市

分布式：对市域范围内工业企业实施的装机容量达到 50 千瓦以上的光伏发电项目，以及学校、医院等公共建筑屋顶安装光伏发电系统的，根据项目建成后的实际发电效果，除按政策享受国家、省、温州市有关补贴外，所发全部电量(包括自发自用和上网电量)，给予每度电0.3 元补贴，一补五年。对安装分布式光伏发电的厂房屋顶租赁补贴，按其发电量给予每度 0.05元的补贴，自发电之日起一补五年，企业(居民)自建模式不补政府、国有企业等公建项目安装分布式光伏发电系统的，原则上无偿提供屋顶租赁，租期在 25年以上。（瑞政发[2013]258号）

9、乐清市

分布式：在乐清注册的光伏企业，在乐清市域内新建的分布式光伏发电项目，根据项目建成后的实际发电效果，除按政策享受国家、省有关补贴外，按其年发电量给予项目建设运营企业每度电0.3元(含税)的补贴，自发电之日起连续补贴五年。企业(居民)自建模式项目，建成后由项目业主享受该项补贴。已享受国家“金太阳”、“光电建筑一体化”项目投资补助的项目，不再补贴。凡通过屋顶租赁安装分布式光伏发电设施的，按其发电量给予屋顶所有者每度电0.05元(含税)的补贴，自发电之日起连续补贴五年，企业(居民)自建模式项目不享受该项补贴。（乐政发〔2014〕29号）

乐清泰顺县

分布式：鼓励支持低收入农户安装分布式光伏发电系统。从2015年起至2018年底前，低收入农户家庭屋顶安装分布式光伏发电系统并建成投入使用的，按装机容量给予每瓦2元的一次性奖励，每个低收入农户家庭分布式光伏发电项目最高补贴不超过1万元。资金管理使用按照省、市、县财政专项扶贫资金管理办法相关规定执行。实行按照光伏发电电量补贴政策。从2015年起至2018年底前，在县域范围内，安装的分布式光伏发电系统并建成投入使用的，除按政策享受国家、省有关补贴外，给予每度电0.3元补贴，自发电之日起连续补贴5年。（泰政发〔2015〕100号）

10、湖州市

集中式：　支持光伏发电项目，对80%采用市内生产光伏组件的项目，在市内建成后按装机容量50万元/兆瓦奖励，最高限额300万元。（《中共湖州市委湖州市人民政府湖州工业强市建设十八条》）

分布式：对市区居民屋顶实行光伏度电补贴，每度电补贴0.18元（市区各半），补贴时限为发电之日起5年（之前并网发电的自政策执行之日起5年）；对80%以上采用市区生产光伏组件等关键设备的项目，实行每瓦0.3元的装机补贴，每个项目最高2000元；对低收入农户和市级结对帮扶扶贫重点村安装家庭屋顶光伏装置的，政府应给予一定的装机补贴；2021年及以后新并网发电的项目不享受上述政策。（《湖州市加快家庭屋顶光伏工程建设的实施意见（征求意见稿）》）

湖州德清县

分布式：在我县实施的分布式光伏发电项目，根据项目建成后的实际发电效果，除按政策享受国家、省有关补贴外，按其年发电量给予0.1元/千瓦时的补贴，自发电之日起，连续补贴三年。其中，对在工业厂房屋顶建设分布式光伏发电项目，第一年补贴实施光伏发电项目的屋顶企业，后两年补贴光伏发电投资企业。对享受项目投资补助的光伏发电项目不再享受奖励。家庭、居民等投资建设光伏发电项目的，经验收合格后，按装机容量给予一次性2元/瓦补贴，最高不超过1万元，不享受县级发电量奖励。（德政办发[2014]141号）

11、安吉市

集中式、分布式：对光伏发电项目所发电量，实行按照电量补贴的政策，补贴标准在国家、省政策优惠基础上，县级再补贴0.1元/千瓦时，自发电之日起，连续补贴两年。已享受国家项目投资补助的光伏发电项目不再补贴。对企业等单位安装光伏发电等新能源产品的，按15元/平方米标准给予补助。（安政发【2014】18号）

12、平湖市

集中式、分布式：对光伏发电项目实施发电量补助，按前两年0.15元/千瓦时，第三至五年0.1元/千瓦时标准给予补助。（《关于鼓励光伏发电项目建设的实施意见》）

平湖海盐县

集中式、分布式：补助标准为在国家、省财政补助基础上，自并网发电之日起按实际发电量补助五年，前三年每年0.35元/千瓦时，后两年每年0.20元/千瓦时，年限额500万元。只提供屋顶、由另一方投资建设的分布式光伏发电项目，对屋顶资源提供方按装机容量给予0.3元/瓦一次性补助。

13、绍兴市诸暨市

分布式：符合上级规定，与取得省、绍兴市发改委光伏发电计划指标的相关企业签订光伏发电项目的，项目建成后，自发电之间起按其实际发电量除享受国家0.42元/千瓦时、省0.1元/千瓦时补贴政策外，市财政再给予0.2元/千瓦时的补贴，补贴期限为五年。累计相加，一个项目可享受0.72元/千瓦时的政府补贴。（诸暨市人民政府《关于加快分布式光伏发电应用的实施意见》）

14、江山市

集中式：项目建设按装机容量给予每瓦0.3元的一次性补助上网电价在国家标杆电价和省级补贴的基础上，再给予0.2元/千瓦时的补助。

分布式：项目建设按装机容量给予每瓦0.3元的一次性补助对自发自用电量，在国家和省级补贴的基础上，再给予0.15元/千瓦时的补助。（江政发〔2014〕2号）

15、永康市

分布式：文件指出永康市2020年分布式光伏电站建设目标为200兆瓦以上，关于补贴除了国家每度补贴0.42元(有限期20年)，浙江省补每度0.1元(有限期限20年)还能享受永康市工商业屋顶等每度补贴0.1元-0.2元(2016年底建设并网的0.2元，2018年底建设并网0.15元，2020年底建设并网的0.1元)，居民家庭屋顶光伏发电项目每度补贴0.3元(有效期5年，截止2020年底)。（《关于加快分布式光伏电站应用促进光伏产业健康发展的意见》）

16、金华市

浙江省金华市政府第147次常务会议审议通过《金华市加快光伏应用实施方案》，明确2018年12月31日前，在市区注册的光伏应用企业，在市区范围内建设的企业分布式光伏发电项目和居民家庭屋顶光伏发电项目，自并网发电之日起，在国家、省补政策基础上按所发电量再分别补0.2元/千瓦时、0.3元/千瓦时，连续补贴3年。该实施方案的出台将进一步加快金华分布式光伏井喷式发展。

安徽省

1、 合肥市

分布式：对2016年1月1日至2018年12月31日期间并网的屋顶分布式发电项目，自项目并网次月起，给予投资人0.25元/千瓦时补贴，补贴执行期限15年。

集中式：对2017年1月1日至2018年12月31日期间并网的地面电站项目，自项目并网次月起，给予投资人0.20元/千瓦时补贴，补贴执行期限6年。（合政〔2016〕93号）

2、 亳州市

分布式：从事分布式太阳能光伏发电项目，并在本市并入当地国家电网的企业或居民补贴标准按项目年发电量，给予0.25元/千瓦时财政补贴补贴时限为10年。（《亳州市太阳能光伏发电专项资金管理办法》）

集中式：支持太阳能光伏发电，已经完工且并网发电，规模在1兆瓦以上的，给予不超过20万元的补助；规模在5兆瓦以上的，给予不超过30万元的补助；规模在10兆瓦以上的，给予不超过40万元的补助。（《亳州市财政事后奖补资金管理办法（试行）》）

3、 淮北市

集中式、分布式：在我市投资5000万元以上光伏产业项目，或70%以上使用由我市企业生产的光伏产品的光伏发电项目，由受益财政按其年发电量给予项目运营企业0.25元/千瓦时补贴，补贴标准按照项目达到盈亏平衡的原则进行调整。（《淮政办〔2016〕10号》）