上市公司光伏备案了说明什么?
光伏备案证是允许光伏产品生产和销售。
光伏发电项目实行备案制管理。光伏电站项目由省发改委备案，分布式光伏发电项目由设区市级以下发展改革部门备案。
根据国家相关规定，分布式光伏发电项目主要指的是就地开发、就近利用、规模较小的光伏发电项目，光伏电站主要指规模较大、集中建设的光伏发电项目。 光伏发电项目实行备案制管理。光伏电站项目由省发改委备案，分布式光伏发电项目由设区市级以下发展改革部门备案。
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2019年下半年以来，随着国家队的进场，各地掀起一股光伏项目开发的热潮！随着2020年9月“碳达峰、碳中和”顶层设计的确定，这股热潮达到前所未有的高度。（详见：《地方政府与光伏企业签署的42GW开发协议！》）
根据各省投资项目在线审批平台上的数据，广东、湖北、江西、山东、河北、内蒙等地的光伏项目备案量，均超过10GW。以江西省为例，1月底，江西省发改委公布了本省1MW以上备案项目名单，申请备案总规模超过34GW，进入省规划项目库的就有27GW以上！（详见：《27GW光伏项目进入江西省规划论证项目库！》）因此，有从业人员坦言：这波地面电站开发的热度，相对于2017年的那波，有过之而无不及！只不过，那波是民企抢屋顶，这波是央企抢土地！然而，对于光伏项目，从完成备案到项目开工，还有一段很长的路要走！
一、光伏是唯一采用“备案制”管理的能源项目
无论是煤电项目，还是风电项目，能源项目投资管理，一般都采用核准制；而光伏项目，自从2014年开始，由“核准制”变为“备案制”。这两者之间的区别最大。
1、核准制
项目手续前置，需要办理好全部的项目手续，包括省土地批复、省电网的接入批复、环保批复等等，全部手续文件齐备之后，发改委才会给核准文件。
2、备案制
项目手续后置，只需要提供项目的基本信息、基本技术方案等基础信息即可完成备案，完成备案之后再去办理土地批复、接入批复、环保批复等支持性文件。
完成核准的项目，由于各种手续齐全，不出意外基本可以落地；而完成备案的项目，经常在办理后续手续的时候遇到困难，导致项目落地率低。
土地、接入，是平价上网项目面临的最大的两个问题。
二、稀缺的土地，是决定项目落地的第一要素！
1、一块土地被多次备案
多位前期开发人员坦言：当前项目开发过程中，最关键的是要拿到土地资源！
土地资源有多紧张呢？
某省的开发人员介绍，该省几乎每个县，都有好几个集团的人在开发。打个比方“一块土地，基本上是树上骑个猴、地上七个猴！”我要派人天天去政府守着，一天不去，估计地就没有了！
另一名开发人员介绍：一块地，我们已经完成了备案，但后期又有两家公司拿这块地做了备案。我们一看这种情况，就先把土地租金的定金支付给当地村民，签署了正式的合同，这就算把地拿到手了，其他两家完成备案也是白搭。
以广东省为例，作为全国第一用电大省，广东省有巨大的用电需求，肯定不存在限电的问题；而且，广东省煤电基准价高，资源也还可以，平价上网项目收益好，因此格外受到投资企业的青睐！2019年、2020年的两批平价上网项目中，广东省分别为2.38GW、10.89GW，总量居于全国首位。
然而，作为经济最发达的省份，土地是广东省的稀缺资源！按照广东发改委要求，前两批项目，都获得了省电网公司的接入批复。然而，在项目实施的过程中，很多项目出现土地不够用规模打折，甚至由于土地性质原因完全无地可用的局面。据介绍，广东前两批平价上网项目，目前可能只有不到三分之一的项目，落实了土地。
“现在，广东省电网要求拿到土地落地文件，才给接入系统批复”广东某项目开发人员介绍“土地落地文件，至少是已经预付土地租金的证明文件”。
按照光伏项目常规的开发流程，都是项目各种手续办齐全之后，确定项目要开工，再支付土地租金。然而，现在这种模式很容易被“翘单”。
比如，某企业跟某村集体签署了土地租赁意向书之后，就去办理各项手续文件；电网接入都办好了，准备开工时，发现另外一家投资企业已经将土地租金的预付款付了，并签署了正式的租赁合同！第一家投资企业前期所有的投入，都打了水漂！
在这种情况下，也不可避免的出现，一块地被多家企业拿去备案！备案规模的统计数据看似很大，而最终能落地的，只有一家。
2、不断被推高的土地租金和路条费
一块地好几家抢，所有者“待价而沽”心理浓厚。土地租金的行情也不断上涨，相对于一年前，几乎翻了一番。土地租金、青苗补偿两项加起来，要超过2000元/亩。
除了土地租金看涨之外，另一个大幅上涨的就是“路条费”！
受疫情影响，电力央企在国外开拓业务难度加大，加大了国内新能源项目的开发力度，开发任务都很重，甚至一些原来做火电项目的人都转行来做新能源开发。然而，新能源项目的投资风险点、财务测算和传统火电完全不同，这些人未经过专业、系统的培训，而且有传统电力的思维惯性，为了完成任务，出手都很大方。
“之前，广东的光伏项目开发市场一直非常理性。去年年初，项目开发前期费用才5~7分/W。但受一些央企开发人员抢项目的影响，很多路条方死灰复燃，漫天要价。现在一些条件特别好的项目，已经涨到两毛甚至更高。”某项目开发人员介绍，“您要呼吁一下理性开发，不要让路条方把市场搞乱了。一些央企开发人员高价开出去，最后总部算不过帐，收益率达不到，完成的任务越多，未来被人巡查审计的风险越大！如果项目最终完不成，也会引发信誉危机，破坏契约精神。”
3、虚报的项目规模
某项目开发人员介绍：平价上网项目都是100MW级别的，需要两三千亩地，涉及范围非常大。
而如此大范围的土地里面，往往有一部分土地由于各种原因，如土地性质、建设条件等不能被利用。如果前期开发过程中，如果不到项目现场大致跑一遍，不到各相关部门认真核实，可利用面积很容易高估。
另一方面，为了完成集团任务，让数据看起来好看，数据往往被人为放大。比如，能干100MW的项目，往往报成200MW、300MW，这会给后期的工作造成很多困难。然而，项目开发、项目实施往往是两批人，开发人员把任务完成了，哪管后期落地的困难！一些备案成200MW、300MW的项目，可能最后连100MW都干不成。
4、“集散式”光伏项目
“我们集团需要大项目，但现在大块的土地太难找，土地资源这么珍贵，一些小块土地也不得不利用起来。”有开发人员介绍，“我们在做一些“集散式”项目。就是在一些小块的零散土地上，建设一些6MW以内的项目。在一个县域内，做十几个这样的小项目凑成一个较大的规模。”
三、接入与送出，短期困境，但未来可期
对于平价上网项目，除了土地之外，另一大限制因素一定是接入。
1、可建设规模与物理接入条件不匹配
在一些地区，土地可建设规模和物理接入条件不匹配的矛盾，非常突出！
有开发人员介绍，“我们选中一块非常好的土地，面积大，施工条件好，就是周边30公里以内没有可接入的变电站！我们场地附近还有其他企业也遇到类似的问题。”
对于这一问题，解决方案一般有两个：
一是等电网的配套工程，但周期会比较差，估计要两年以上。
二是几家投资企业筹资建设，费用按接入规模分摊。这种方式落地时间最快，西部很多省份的光伏基地都采用了这种方式
“现在，我们在相邻的投资企业商量，是否可以合资建设一个220kV的升压变电站，一起送出”上述开发人员说，“但这会存在一定的政策风险，我们需要等省级电网的意见，但项目今年应该是没办法落地了。”
当前，国家政策明确送出线路必须由电网建设，升压变电站是可以投资企业自建后由电网回购？虽然西部省份有投资企业筹资自建的案例，但大多数中东部省份还未出现这种情况，很多省电网公司对此事的态度也比较模糊。
2、接入问题预期未来会逐渐得到解决
2020年，一些新规划了GW级的大型光伏基地，同样面临附近接入资源不足的困境。据了解，国家电网积极参与到“十四五”可再生能源基地的相关规划工作中，一般当地政府规划了发电基地，电网公司都会配合做对应的送出规划。
2021年1月27日，国家电网辛保安在“达沃斯议程”对话会中表示： 未来5年，国家电网公司将年均投入超过700亿美元 ，推动电网向能源互联网升级，促进能源清洁低碳转型，助力实现“碳达峰、碳中和”目标。
2020年，国家电网新增固定资产投资4600亿元。其中，最大的一块就是特高压投资1811亿元，约占总投资的40%。2020年，蒙西—晋中、驻马店—南阳特高压工程有序推进，青海—河南 800千伏直流工程、张北—雄安1000千伏特高压交流工程相继贯通，解决了一大批新能源项目的接入、送出问题！山西垣曲抽水蓄能电站项目年初开工，安徽绩溪抽水蓄能电站6台机组年底全部并网。
“我们去市里做项目开发的时候，市领导直接让我们在基地范围内选地，这样不需要担心送出问题”某企业开发人员介绍到。“十三五”末期，新能源项目的接入、送出问题十分突出，成为限制规模发展的卡脖子问题，预期在“十四五”期间会逐步得到解决。然而，由于电网规划、招标、建设等流程，新建的常规电压等级的送出工程一般要两年以上，特高压则需要更长的时间。
解决接入与送出，未来可期，但需要时间。
四、困境中突围
当补贴不再是光伏项目限制因素时，土地和接入成为发展的主要矛盾，而接入之后还将面临消纳的问题。
对于光伏项目，完成备案仅仅是一个开始，从备案到并网，还有一段很长的路要走。然而，“碳达峰、碳中和”的顶层设计不会变，电力企业们能源转型、投资光伏等新能源的决心与目标不会变！“逢山开路，遇水搭桥”，光伏行业就是在不断解决各种问题中，突出重围的！
并网难、审批难、结算难，才是真正的障碍。
一、并网难
无论是光伏，还是风电，任何新能源项目最终的投资收益途径是依靠发电。发电使用有两种途径：1.自发自用2.出售给电网，就是并网上传。并网的受限极大地限制了光伏市场的发展：
1.对于分布式屋顶光伏电站，如果只能自发自用，电站的建设容量必须受业主本身最大耗电量的限制，否则过多的发电只能浪费。这会造成业主的屋顶资源无法充分利用。
2.如果想存储过多的光伏发电，一种方案是增加储能单元。可是目前蓄电池成本昂贵，维护成本高，一般的业主是承担不起的。多余的电上传电网是最经济的消纳渠道。
并网的难度遏制了民间资本对光伏电站投资的积极性。屋顶光伏电站实际上一个稳定的投资回报产品。它会给业主源源不断地发电创造价值，风险比证券产品低，维护起来很简单，比经营一家餐馆、公司等实业容易得多。本来应该有很大的市场潜力。
不能确保光伏电的并网，就无法保证光伏系统投资者的利益， 必然限制市场发展，最终导致中国国内市场大大落后于制造产能。
这个问题在欧美双反的倒逼下，我们终于看到了曙光。国家电网于2012年10月26日公布了《关于做好分布式光伏发电并网服务工作的意见》（简称《意见》）的新政，对分布式并网的态度180度大转身，从完全排斥改为“支持、欢迎、服务”。支持分布式并网，承诺全额收购富余电力。6MW以下免收接入费用。并网权限明确下放到地市公司。
《意见》新政执行两年来，全国各大城市涌现了一批居民私人光伏系统成功并网的吃螃蟹者，起到一定积极示范作用。但是，总体来说，政策落实并不乐观。主要问题体现在：
1、各地执行不统一。由于国网《意见》是比较笼统的政策大纲，缺乏操作细则，各地电网在执行中对并网尺度掌握有偏差。希望国网尽快出台细则，统一解读，规范操作。有漏洞就会有人转空子，暗箱操作。
2、整个并网申请流程时间过长，手续复杂。《意见》里制定的是45个工作日并网，可是实际流程一般会超过60天。希望国网能够进一步简化并网流程，提高并网效率。
3、门槛设置过高。电网要求光伏系统施工单位需要承装（修、试）电力设施许可证、建筑施工许可证、安全生产许可证，这些门槛大大提高光伏的推广应用的资质要求和难度。比如：承装（修、试）电力设施许可证至少要求1000万注册资金，可是一个普通居民光伏项目工程也就3-5万元左右，这么高的门槛是没有必要性的。
4、特殊物业项目的并网问题仍未得到解决。比如，小产权房屋为何不能并网？原则上说，电网只要给小产权房通了电，安装了售电电表，就表示电网认可了该业主为合法购电业主，那这个业主就应该有并网卖电的权利。还有，高压直管小区（由物业代收电费的）业主，由于上传电量会涉及到电网、物业、业主的三方结算，比较麻烦。目前北京市电网要求，高压直管小区业主只能选择“全部自用”的并网方式，剥夺业主并网卖电的权利。
并网的执行问题还很多，让我们一起继续关注国网新政的执行力度和落实情况。
二、审批难
这个问题关键不在电网，而是发改委。2014年以前，光伏电站的项目审批执行的是核准制。按照国务院2004年发布《政府核准的投资项目目录》，能源类电站项目的投资建设项目需要取得政府相关部门的核准。核准的文件要求，“由具备甲级资质的工程咨询机构编制的项目申请报告一式5份”。据了解甲级资质的项目申请报告大约20万一套，还要城市规划、环境评价、土地等审批报告。这些报告全下来，估计需要50万。通常一个50KW分布式光伏电站的全部投资才50万，而一个3KW的分布式光伏电站就基本能满足一户普通居民家庭的日常用电需求。如此高的审批费用和繁琐的审批程序，这不是一个笑话吗？
显然，这个核准制度已经无法适应分布式新能源的发展要求。原来的项目核准程序是针对法人投资的大型能源类投资项目。作为普通居民在自己屋顶建立分布式光伏电站，1.不是法人2.不影响城市规划3.不影响土地使用，房屋是自己的私人产权4.不影响环境。所以，发改委的项目核准政策也必须与时俱进，和国网的并网新政相配套。
直到2013年12月，国家能源局发布了《关于分布式光伏发电项目管理暂行办法的通知》，明确分布式光伏发电项目审批改为备案制，并明确项目备案权力从国家下放到地方。文件提到，“省级以下能源主管部门依据国务院投资项目管理规定和国务院能源主管部门下达的本地区分布式光伏发电的年度指导规模指标，对分布式光伏发电项目实行备案管理，具体备案办法由省级人民政府制定。”此政策出台，原则上解决了分布式光伏电站审批的问题。但是由于政策刚刚出台，各地能源主管部门传达和消化政策尚需一定时间。据了解截止目前，只有山东、河北、河南少数几省发布了备案办法，多数省仍未发布。对于自然人项目，由电网并网完成后统一登记备案，但是对于法人项目（工厂企业项目），必须完成当地发改委备案才能领取度电补贴（0.42元）。由于各地备案办法迟迟未能出台，导致很多法人光伏项目无法领取补贴。
分布式光伏项目由核准改为备案，是国家为了简化光伏项目的审批环节，减少业主审批成本的重要措施。文件特别要求，备案工作应尽可能简化程序，免除发电业务许可、规划选址、土地预审、水土保持、环境影响评价、节能评估及社会风险评估等支持性文件。反观已出台项目备案办法的省区，对项目备案所需文件要求繁简不一。有的省仍然要求设计院出具的可研报告，报告费用昂贵，实际是换汤不换药，打备案之名，走核准之时。有的省完全简化备案程序，参照自然人项目，统一由电网并网后登记备案，比如河北省。为促进光伏终端市场的发展，必须简化行政审批手续，清除项目审批上的障碍，彻底解除电站投资者的疑虑。
三、结算难
分布式电站不是为了并网而并网，而是要把多余发电量卖给电网。所以后续财政部的分布式光伏发电的电价补贴政策就将是国内光伏市场是否能够真正打开的一个关键。
2013年以前，国家对于分布式光伏系统的补贴主要是“金太阳”政策。由于是事前补贴，执行几年中，陆续发现骗补、项目检查和审核管理等问题。为提高国家投入的经济性，2013年后，国家停止金太阳政策，改为以实际所发电量作为激励政策的计量标准，实行度电补贴政策。将事前装机补贴变为事后度电补贴，以核定电量为依据发放补贴资金。这也是与国际接轨的讲求发电实际效果的事后补贴方式。补贴更为透明、客观。
但是在实际操作中，光伏发电业主碰到主要问题是如何取得售电和补贴增值税发票。没有发票，电网无法支付上网电费和发电补贴。国税局2014年6月针对性地出台了并网卖电发票由电网代开的政策，给居民业主简化了结算环节，算是及时雨。但是，光伏补贴和上网电费被扣税问题仍然没有得到解决。
1、国网代开光伏卖电发票，直接扣除17%增值税。可是依据财政部13年发布财税[2013]66号文件，2013年10月1日起实施光伏发电增值税即征即退50%政策，所以光伏上传电费不应该按17%扣税， 而是只能扣8.5%（一半）
2、国网在转付分布式光伏的补贴时，也扣除了17%的增值税。原每度电补贴0.42元，扣17%增值税后，每度电补贴0.359元。可是按照国税总局去年2月发布的《关于中央财政补贴有关问题的公告》（ 国税[2013]3号）文件，“纳税人取得中央财政补贴不属于增值税应税收入，不征收增值税”。但是国网解释，由于补贴属于国网转付给光伏业主，财政部在划拨补贴时，就已经扣税了。所以问题不是出在国网，而是财政部。
光伏上网电费和度电补贴扣除17%的增值税率将极大地削弱项目的投资回报率，减少项目投资吸引力。显然，这和国家主张大力推动分布式光伏国内市场发展的大方向是背道而驰的。这个问题需要电网、国税、财政等部门共同洽谈协商解决，贯彻落实国家对于新能源的支持政策。否则必然会打击投资人的积极性，对推动光伏市场发展非常不利。
一、配套工程（送出线路工程，核准制）
编制《项目核准申请报告》向省能源局申请核准，支持性文件可由县级有关部门出具。须提交以下文件：
（一）送出线路工程初步设计（代可研）审查意见；
（二）国土资源部门出具用地预审意见；
（三）环保部门出具环境影响评价意见；
（四）建设项目选址意见书。
二、光伏发电项目（备案制）
（一）光伏电站
1．前期工作
向省能源局申请开展前期工作，须提交以下材料：
（1）项目业主与县级地方政府签订的开发协议；
（2）光资源评估报告；
（3）县级主管部门（设区的由市级主管部门）出具上报文件。
2．项目备案
由省能源局进行备案，备案前须争取到国家指标配额。备案须提交以下材料：
（1）县级主管部门（设区的由市级主管部门）出具上报文件；
（2）光资源评估报告（一般由省气象局出具）；
（3）国土资源管理部门出具土地使用说明；
（4）电网公司出具电网接入方案；
（5）项目可行性研究报告审查意见。
（二）分布式光伏发电
由县级主管部门进行备案管理，备案前需请示省能源局，申请到指标后方可予以备案。项目备案工作应尽可能简化程序，免除发电业务许可、规划选址、土地预审、水土保持、环境影响评价、节能评估及社会风险评估等支持性文件。
向省能源局申请指标配额，需提交以下资料；
1．项目业主与县级地方政府签订的开发协议；
2．光资源评估报告；
3．电网企业出具并网接入意见；
4．项目可行性研究报告审查意见。
（三）自然人分布式光伏发电
由县级主管部门或供电部门进行备案，指标配额、补贴等由县级供电部门统一申报。
1、投资企业需要的资质
企业要投资光伏电站，必须要具备的光伏发电资质有《电力业务许可证》，其中，“项目装机容量6MW（不含）以下的太阳能、风能、生物质能、海洋能、地热能等新能源发电项目；可以“豁免发电业务的电力业务许可”。
发证机关：原“国家电力监督委员会”，现并入国家能源局
等级划分：不分等级。
光伏项目（尤其是地面光伏电站）的声明周期大致可以分为4个阶段：前期阶段、准备阶段、实施阶段、投产运营阶段。其中，投产运营阶段主要由业主主导，前三个阶段需要聘请“专业第三方机构”。
2、前期阶段
前期阶段的工作包括：项目规划、项目建议书（预可行性研究）、可行性研究、项目评估。同时，还要做一些环评、水保等支持性工作。
1）工程咨询资格证书
随着”核准制“改”备案制“，地方政府对完成前期工作的第三方机构的资质要求不严格了，但我觉得，作为一个负责任的企业，还是要找一个具有“工程咨询资格证书“的第三方机构开展。
发证机关：国家发展改革委员会
等级划分：甲级、乙级、丙级。
2）工程勘查证书
发证机关：住房和城乡建设部
等级划分：甲级、乙级、丙级。
3）建设项目环境影响评价资质证书
发证机关：环境保护部
等级划分：甲级、乙级、丙级。
4）安全评价机构资质证书
发证机关：国家安全生产监督管理总局
等级划分：甲级、乙级、丙级。
5）水土保持方案编制资格证书
发证机关：中国水土保持协会
等级划分：甲级、乙级、丙级。
6）节能评估机构备案证书
发证机关：各省相关管理部门
等级划分：甲级、乙级、丙级。
3、准备阶段、实施阶段
准备阶段的工作包括：施工图设计、工程招标。
实施阶段的工作包括：设备购买、工程施工、设备安装。
1）工程招标代理机构资格证书
按照国家规定，一般光伏项目都需要进行招标。
如果以EPC的形式开展，就招总包方，然后由总包方负责具体的设备、施工招标；如果业主自己做，就需要分别对设备、施工等进行招标。但无论哪种，都需要找一个招标代理机构。
2）建筑业企业资格证书
发证机关：住房和城乡建设部
等级划分：一级、二级、三级。
3）工程设计资格证书
施工图设计关系着项目方案的合理性、可靠性，直接决定了项目的投资。一个经验丰富、负责人的设计单位，选择一个优化的设计方案，将会为业主节省大量的投资。
4）承装（修、试）电力设施许可证
发证机关：国家能源局地方监管局
等级划分：一级、二级、三级、四级、五级。
综上，每个证书都有专业，一般为电力、新能源、太阳能，或者综合专业，资质不能跨专业使用，且证书都有等级，不同等级从事的项目规模大小不同。证书资质有有效期，应在有效期内使用。
扩展资料太阳能光伏效应，简称光伏（PV），又称为光生伏特效应（Photovoltaic），是指光照时不均匀半导体或半导体与金属组合的部位间产生电位差的现象。
光伏被定义为射线能量的直接转换。在实际应用中通常指太阳能向电能的转换，即太阳能光伏。它的实现方式主要是通过利用硅等半导体材料所制成的太阳能电板，利用光照产生直流电，比如我们日常生活中随处可见的太阳能电池。
参考资料来源：百度百科-光伏认证
