2019年海上风电多样化发展5大趋势

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) ┃

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┃铺售电价的85％ ┃O．38 ┃

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┃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 ┃

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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”

不过，根据中电联最新发布的数据，2019年1月份-8月份，我国新增光伏装机为1495万千瓦，比上年同期同比大幅下降54.7%。在业界看来，导致这一局面主要因为2019年度光伏补贴政策的改变，以及由此导致的政策推出时间延迟，而其中根源问题之一，在于可再生能源发电补贴资金缺口较大；且随着可再生能源发电成本的大幅下降，陆上风电、光伏电站、工商业分布式光伏国家补贴的 历史 使命似乎也已完成。

事实上，此前财政部、国家发改委、国家能源局在《关于促进非水可再生能源发电 健康 发展的若干意见》以及《可再生能源电价附加补助资金管理办法》征求意见座谈会上就曾明确，到2021年，陆上风电、光伏电站、工商业分布式光伏将全面取消国家补贴(户用光伏是否包含其中尚未明确)。

以光伏为例，据相关媒体报道，目前，“2020年的光伏发电补贴政策”即将进入意见征求阶段，而鉴于此，业界推测，2020年大概率将成为我国光伏电站(户用待定)享受国家补贴的最后一年。

根据财政部公布的数据，按照相关办法，2012年以来，财政部累计安排可再生能源补贴资金超过4500亿元，其中2019年安排866亿元。

财政部介绍，一方面，对于新增项目，一是积极推进平价上网项目，目前已经公布了第一批共计2076万千瓦平价上网项目名单；二是调控优化发展速度，加大竞争配置力度，明确新建风电、光伏发电项目必须通过竞争配置，优先建设补贴强度低的项目，有效降低新建项目补贴强度。三是价格主管部门积极完善价格形成机制推动补贴强度降低的政策措施，新建陆上风电2019年和2020年的最低指导价已经分别下降到每千瓦时0.34元和每千瓦时0.29元，在局部地区已经低于煤电标杆电价；新建光伏发电项目2019年的指导价已经下降到每千瓦时0.4元，通过加大竞争配置力度可进一步降低补贴强度。通过上述措施，可以有效降低新增规模项目所需补贴资金，缓解补贴缺口扩大趋势。

另一方面，对于存量项目，一是拟放开目录管理，由电网企业确认符合补贴条件的项目，简化拨付流程；二是通过“绿证”交易和市场化交易等方式减少补贴需求；三是与税务部门保持沟通，进一步加强可再生能源电价附加征收力度，增加补贴资金收入。通过上述措施，可逐步缓解存量项目补贴压力。

(2)农村、牧区生活用能的可再生能源利用项目；

(3)偏远地区和海岛可再生能源独立电力系统建设；

(4)可再生能源的资源勘查、评价和相关信息系统建设；

(5)促进可再生能源开发利用设备的本地化生产。

可再生能源发电项目公司和电网企业，应通过国家能源局官方网站首页（www.nea.gov.cn）的“在线办事-可再生能源发电项目信息管理系统”（以下简称“信息管理系统”）进行注册，并按“信息管理系统”相关提示，按顺序完成“前期工作”、“核准备案”、“项目建设”和“补助目录申报”等页面的信息填报和附件上传工作；已通过“信息管理系统”注册和填报项目信息的项目公司和电网企业，需补充完善相关信息。

对于分布式光伏发电项目，非自然人分布式光伏发电项目的项目业主应通过“信息管理系统”进行注册和填报项目相关信息；自然人分布式发电光伏项目由电网企业代为申报电价补贴，无需个人通过“信息管理系统”填报。

需要说明的是，补贴目录申报，一定要取得项目并网验收意见单。

第一步：登录国家能源局网站（http://www.nea.gov.cn/）。

注意：务必使用IE8及以上浏览器，切记切记！

第二步：点击进入“可再生能源发电项目信息管理系统”。

第三步：账号注册。

记住网页下方的技术服务电话，后面会有用处。

注册信息提交以后，一定要拨打上面的技术服务电话，请求审核，审核通过后，对方会电话通知，就可以登录了。

第四步：信息填报。

需要先将项目前期信息填报，提交后，才可以继续填报项目信息

第五步：目录申请。

项目并网验收后，拿到电网公司的并网意见单，才可以填报补贴目录申请

2、信息中心形式校验

国家可再生能源信息管理中心（以下简称“信息中心”），通过“信息管理系统”对各省（区、市）申报项目资料的完整性进行形式上的校验，并对企业填报项目信息提供指导和服务。

3、省级主管部门初审

各省（区、市）能源主管部门对通过形式校验的电价附加资金补助申报项目信息进行在线初审，对初审通过的项目，通过“信息管理系统”导出打印可再生能源电价附加资金补助目录申报表（申报表格式参见《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》(财建〔2012〕102 号)附 1）。

对完成在线初审的项目，项目业主按照省级财政、价格、能源主管部门要求，将申报工作所需的项目纸质申报材料分别报送至本省（区、市）财政、价格、能源主管部门。最终由省级财政、价格、能源主管部门联合上报财政部、发展改革委、国家能源局并提交项目纸质申报材料。

在国家电网公司、南方电网公司经营范围内的分布式项目，由其下属省（区、市）电力公司汇总，并经省级财政、价格、能源主管部门审核同意后报国家电网公司和南方电网公司。国家电网公司和南方电网公司审核汇总后报财政部、发展改革委、国家能源局。

4、补助目录申报审核要点

对于已实行年度开发计划管理的风电项目和光伏电站项目，需经能源主管部门确认进入风电核准计划、年度开发方案或光伏发电年度实施方案的具体项目名单后，由信息中心录入“信息管理系统”后企业方可进行在线信息填报。

各级主管部门和信息中心重点对审批、核准或备案项目是否符合规划和年度开发计划、程序是否合法、手续是否完备、并网时间是否符合本次目录申报条件进行审查核实。

可再生能源发电项目业主按照《国家能源局关于实行可再生能源发电项目信息化管理的通知》（国能新能〔2015〕358 号）要求，完整填报建成后的月度运营信息，并上传电费结算单、结算发票等，便于确认并网建成时间，加快补助目录审核工作。

可再生能源补贴款意思是指可再生能源发展基金，是国家为支持可再生能源发电、促进可再生能源发电行业稳定发展而设立的政府性基金。

过去十年间，补贴是点亮中国风电、光伏行业的星星之火，而补贴支付延迟、预算出现缺口意味着未来30年可再生能源项目的收支平衡将受影响。彭博新能源财经估计，到2034年，电价补偿累计缺口将超过2810亿美元。作为全球规模最大的可再生能源市场，中国在补贴预算规划和部门协作方面既有可资参考的经验，也有引为镜鉴的教训。

法律依据：

《关于加快推进可再生能源发电补贴项目清单审核有关工作的通知》第一条抓紧审核存量项目信息，分批纳入补贴清单。纳入补贴清单的可再生能源发电项目需满足以下条件：

（一）符合我国可再生能源发展相关规划的陆上风电、海上风电、集中式光伏电站、非自然人分布式光伏发电、光热发电、地热发电、生物质发电等项目。所有项目应于2006年及以后年度按规定完成核准（备案）手续，并已全部容量完成并网。

（二）符合国家能源主管部门要求，按照规模管理的需纳入年度建设规模管理范围内，生物质发电项目需纳入国家或省级规划，农林生物质发电项目应符合《农林生物质发电项目防治掺煤监督管理指导意见》（国能综新能〔2016〕623号）要求。其中，2019年光伏新增项目，2020年光伏、风电和生物质发电新增项目需满足国家能源主管部门出台的新增项目管理办法。

（三）符合国家可再生能源价格政策，上网电价已获得价格主管部门批复。

2021年是光伏享有补贴的最后一年，分布式光伏领域呈现跨越式增长，2021年新增并网容量共计5488万千瓦，其中分布式光伏新增2927.9万千瓦。2022年光伏不再享有国家补贴，但还有地方补贴。

具体各地政策列举如下，仅供参考。

一、广州黄埔区、开发区：

3月14日，广州市黄埔区人民政府发布2022年度第一批分布式光伏发电项目投资方发电量补贴资金申报工作，本次申请时间为2022年3月14日至 2022年3月31日。各申报单位需于申请期内向“政策兑现”窗口提交申报资料。

二、陕西西安：

通知明确，自项目并网起，给予投资人0.25元/度补贴。各区县范围内符合要求的分布式光伏发电项目发电补贴，由市财政局将补贴资金下达区县财政局，区县负责补贴资金兑付；各开发区（切块管理区）范围内分布式光伏发电项目的发电补贴，由开发区（切块管理区）按照不低于0.25元/度补贴标准给予发电补贴。