光伏并网发电上网电价多少钱

第一章　总则第一条　为了促进可再生能源并网发电，规范电网企业全额收购可再生能源电量行为，根据《中华人民共和国可再生能源法》、《电力监管条例》和国家有关规定，制定本办法。第二条　本办法所称可再生能源发电是指水力发电、风力发电、生物质发电、太阳能发电、海洋能发电和地热能发电。

前款所称生物质发电包括农林废弃物直接燃烧发电、农林废弃物气化发电、垃圾焚烧发电、垃圾填埋气发电、沼气发电。第三条　国家电力监管委员会及其派出机构（以下简称电力监管机构）依照本办法对电网企业全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目上网电量的情况实施监管。第四条　电力企业应当依照法律、行政法规和规章的有关规定，从事可再生能源电力的建设、生产和交易，并依法接受电力监管机构的监管。

电网企业全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目上网电量，可再生能源发电企业应当协助、配合。第二章　监管职责第五条　电力监管机构对电网企业建设可再生能源发电项目接入工程的情况实施监管。

省级以上电网企业应当制订可再生能源发电配套电网设施建设规划，经省级人民政府和国务院有关部门批准后，报电力监管机构备案。

电网企业应当按照规划建设或者改造可再生能源发电配套电网设施，按期完成可再生能源发电项目接入工程的建设、调试、验收和投入使用，保证可再生能源并网发电机组电力送出的必要网络条件。第六条　电力监管机构对可再生能源发电机组与电网并网的情况实施监管。

可再生能源发电机组并网应当符合国家规定的可再生能源电力并网技术标准，并通过电力监管机构组织的并网安全性评价。

电网企业应当与可再生能源发电企业签订购售电合同和并网调度协议。国家电力监管委员会根据可再生能源发电的特点，制定并发布可再生能源发电的购售电合同和并网调度协议的示范文本。第七条　电力监管机构对电网企业为可再生能源发电及时提供上网服务的情况实施监管。第八条　电力监管机构对电力调度机构优先调度可再生能源发电的情况实施监管。

电力调度机构应当按照国家有关规定和保证可再生能源发电全额上网的要求，编制发电调度计划并组织实施。电力调度机构进行日计划方式安排和实时调度，除因不可抗力或者有危及电网安全稳定的情形外，不得限制可再生能源发电出力。本办法所称危及电网安全稳定的情形，由电力监管机构组织认定。

电力调度机构应当根据国家有关规定，制定符合可再生能源发电机组特性、保证可再生能源发电全额上网的具体操作规则，报电力监管机构备案。跨省跨区电力调度的具体操作规则，应当充分发挥跨流域调节和水火补偿错峰效益，跨省跨区实现可再生能源发电全额上网。第九条　电力监管机构对可再生能源并网发电安全运行的情况实施监管。

电网企业应当加强输电设备和技术支持系统的维护，加强电力可靠性管理，保障设备安全，避免或者减少因设备原因导致可再生能源发电不能全额上网。

电网企业和可再生能源发电企业设备维护和保障设备安全的责任分界点，按照国家有关规定执行；国家有关规定未明确的，由双方协商确定。第十条　电力监管机构对电网企业全额收购可再生能源发电上网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可再生能源并网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，可再生能源发电未能全额上网的，电网企业应当及时将未能全额上网的持续时间、估计电量、具体原因等书面通知可再生能源发电企业。电网企业应当将可再生能源发电未能全额上网的情况、原因、改进措施等报电力监管机构，电力监管机构应当监督电网企业落实改进措施。第十一条　电力监管机构对可再生能源发电电费结算的情况实施监管。

电网企业应当严格按照国家核定的可再生能源发电上网电价、补贴标准和购售电合同，及时、足额结算电费和补贴。可再生能源发电机组上网电价、电费结算按照国家有关规定执行。第十二条　电力监管机构对电力企业记载和保存可再生能源发电有关资料的情况实施监管。

电力企业应当真实、完整地记载和保存可再生能源发电的有关资料。第三章　监管措施

你好，光伏发电早就纳入新能源政策之中了哦！

国家能源局一般会在每年的三四月份出台当年的风光电具体的推动政策，具体可以详细关注。

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与此同时，中国光伏产业作为新能源领域的“旗手”，其发展已经步入一个“看上去很美”的时期。据悉，国家发改委、科技部、财政部、工信部四部委正在研究制定战略性新兴产业规划，该计划涉及包括新能源在内的七个领域，该计划预计将在一两年内出台。届时，作为继“十大产业振兴计划”之后的又一重大举措，“战略性新兴产业”必将得到中央新一轮财政支持。

太阳能发电作为“新能源”领域的领衔项目之一有其得天独厚的优势。欧洲JRC在2003年做出的世界能源发展趋势报告中预测，到2030年太阳能发电将占到世界发电总量的10%，本世纪末太阳能发电在世界发电总量中将占据半数以上。

中国太阳能资源非常丰富，理论储量达每年1.7万亿吨标准煤。近年来，政府高度重视可再生资源产业发展，2005年通过的《可再生能源法》，2009年推出的“阳光屋顶”计划和金太阳示范工程规定了一系列对光伏产业的财政补贴，包括类似并网光伏发电项目按总投资的50%补助，偏远无电地区的独立光伏系统按总投资的70%补助。

这一系列政策大大鼓励了国内光伏企业的投资和研发热情，近年来，我国光伏产业取得了骄人成绩，涌现了无锡尚德、中国英利等一大批优秀光伏企业。2005—2007年，陆续共有10家中国光伏企业成功在海外上市。其中8家在美国上市公司的市值已达到200亿美元。目前，我国已有500多家光伏企业和研发单位。2009年，我国光伏电池产量世界第一，产量占全球总产量的比例超过40％。在全球太阳能电池产量企业排名中，中国有四家企业进入前10强，其中无锡尚德以704MWp排名全球第二。

随着经济危机情况好转，今年上半年国际光伏行业有回暖趋势。中国光伏企业踌躇满志，大有乘“低碳经济”之东风席卷世界之势，有人甚至提出了“光伏产业将启动第四次产业革命”的说法。

客观来讲，中国光伏产业的确发展迅猛，且无需置疑其光明的未来。但乐观背后，中国光伏行业所面对的各种问题不容忽视，技术不足和政策支持缺失等因素正制约着光伏产业的进一步发展。

同时，针对中国光伏产业的质疑和争议也从未曾停止，争议主要体现在两个方面：作为光伏产业链中最上游的一环，中国的多晶硅产能究竟是“大量过剩”还是“严重不足”；以及光伏发电的上网电价究竟何时出台。

从2008年起，关于上述问题的讨论就一直在进行中，各种版本的“内幕消息”也不断在坊间流传。然而时至今日，各方也未能就一些核心问题达成共识。

技术掣肘，低碳环保还是“两高一剩”

多晶硅是目前生产光伏电池的主要材料，2009年中国多晶硅产量呈现井喷式增长，达到1.4万吨。该数字约为2008年的3倍，2007年的5倍。理论上国产多晶硅已经可以满足国内50%以上的太阳能电池制造需求，结束了硅料全部靠进口的时代。然而，中国也为此付出了巨大的环境代价。

国内已投入量产的硅原料生产方法基本上都是西门子法或改良西门子法，使用改良西门子法提纯多晶硅，每千克产品就要耗电多至300度，并产生多至15千克四氯化硅等有毒副产物。如何更清洁、廉价生产硅原料的核心技术被Hemlock、Wacker、MEMC、Tokuyama、SGS、ASimi和Mitsubishi等七家国外公司垄断，对中国公司进行技术封锁。目前即便是我国的一些大型企业，多晶硅生产成本仍然居高不下，达到Hemlock和Wacker的两倍以上。作为低碳经济代表的光伏产业链中最重要的一环，多晶硅生产却甩不掉“高能耗，高排放”的帽子，实在是有些尴尬。

抛开环境因素，国产硅料的纯度和品质也只是差强人意。用作太阳能电池的多晶硅纯度必须达到99.9999%至99.999999%。在中国，大企业和小厂之间产品质量参差不齐，难以有效供给下游产业。所谓国产硅料满足50%以上太阳能电池制造需求也仅仅是个理论数字，国内企业仍需大量进口高纯度硅料来满足生产需求，而过剩的相对低纯度的硅料则难以消化。

实际上，2009年官方即认为光伏多晶硅将面临产能过剩的问题而部分收紧了银行贷款（年产能不足3000吨或生产过程不符合环境规范者将被限制银行贷款）。步入2010年，关于多晶硅是否是“高能耗，高排放”产业的争议从未停止。前一阵风传中国政府已低调冻结了光伏多晶硅厂的公开发行（IPO），以期提高准入门槛，引起市场一片喧嚣。虽然证监会出面澄清该报道不实，但与此同时从政策层面限制多晶硅产能的传言仍然此起彼伏。7月下旬，国家能源局证实《新兴能源产业振兴规划》已上报国务院审批，据悉该规划将“加快推进水电和核电的开发建设”作为下一阶段的工作重点，而关于光伏产业的表述为“积极做好风能、太阳能、生物质能等可再生能源的转化利用”。由此不难看出政府对大力发展光伏、风能等产能存在争议的产业仍持谨慎态度。

就目前而言，原本带给人类“清洁、免费、永恒”能源的光伏行业却因技术之殇而多少蒙上阴影。技术不足所引起的结构性过剩与空白，在很长一段时间内都将是制约新兴产业发展的瓶颈，同时也是眼下关于多晶硅生产 “发展迅速还是刚刚起步；产能过剩还是一片空白”巨大分歧的根源。

上网电价， 近期仍然难以出台

以往我国生产的光伏产品绝大部分用来出口，而不是为本国的新能源建设服务。市场结构的单一意味着抗风险能力较差，2008年世界经济危机，中国光伏企业集体陷入恐慌——一旦欧美国家太阳能发电计划受挫，巨大的产能将如何消化？

好在中国政府适时启动了清洁型能源项目的建设规划，一旦中国自己的太阳能发电站建成投产，众多光伏企业将不再“看洋人脸色吃饭”。但是，光伏发电商业化的道路也并非那么一帆风顺。

上网电价的不确定一直是阻碍光伏发电商业化的重要因素之一，其根源主要是太阳能发电居高不下的成本。受制于太阳能发电较低的能量转换效率（<20%）和较高的运营成本，太阳能发电平均成本高达每千瓦时1.24元人民币，这个数字虽然比前几年已经有所下降，但仍是燃煤机组的6倍左右。

今年4月，发改委批复核定宁夏发电集团太阳山光伏电站等四个光伏发电项目临时上网电价为每千瓦时1.15元人民币，高出当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分纳入全国可再生能源电价附加分摊。对于这个价格，部分光伏发电企业认为难以回本，电网方面则由于并网后电网改造成本等问题，也感到压力巨大。

地方政府的补助政策本应作为缓解上网电价争议的有效手段，但这其中存在一个尴尬的矛盾：光伏电站一般都建在太阳能资源丰富的西部地区（如青海、西藏），而当地政府的财政能力却难以支撑如此大型的项目；东部发达地区太阳能资源有限，但地方政府手握重金，较小的财政压力更容易吸引光伏企业落户。在新能源发电商业化的问题上，政府还需进一步统筹协调。

值得注意的是，我国太阳能发电成本呈现出快速下降的态势和明显的学习曲线。有关部门对成本下降的观望态度也是影响上网电价出台的因素之一。

落实上网电价的确困难，却是一个不能回避的问题。一味给予财政补贴的方法程序复杂，成本过高，还容易造成权力寻租行为，滋生腐败。适时确立上网电价，逐步替代政府补贴才是长久之计。

产业一体而有所侧重，光伏企业的发展趋势

无锡尚德是中国排名第一、全球排名第二的太阳能电池生产企业，太阳能电池板出口全球80余个国家。无锡尚德的核心竞争力在于太阳能电池的生产环节，企业在太阳能电池转化效率方面的研究从未间断：2003年晶硅电池光电效率只有15%，到2006年提高到16.5%，2009年尚德开发出转化效率达18.8%的Pluto太阳能电池。在硅料供应方面，尚德主要依靠进口，2006 年，尚德电力与美国的硅片供应商——EMEC 公司签订了价值60亿元的合同，确保未来十年硅材料的供应。同时，还与其他几件供应商签订了长期硅材料供应合同。

相较于多晶硅材料研发的保守，尚德在薄膜电池方面的投入可谓巨大。同样是2006年，尚德在上海建立了薄膜光伏电池研发中心。薄膜电池是太阳能行业未来的发展趋势，它用硅量极少，更容易降低成本，同时它既是一种高效能源产品，又是一种新型建筑材料，更容易与建筑完美结合。目前，尚德研发的薄膜电池已实现产业化生产，其作为光伏电池龙头企业，对整个行业发展方向的把握能力令人印象深刻。

无锡尚德曾是光伏行业专业化的代表，坚守产业链的一环，认为“什么都做，什么都做不好”。这种专注于某一产业环节的模式投资少，见效快，然而抵抗风险的能力较弱。金融危机中，专注于薄膜电池和电池组件的尚德就因原料硅价格的大幅走低和国际需求的萎缩而损失惨重。于是尚德提出了第二个五年发展规划：到2012年将形成硅材料、硅基电池、硅薄膜电池、光伏组件和发电系统及光伏建筑一体化的完整产业链。

在产业一体化方面，中国英利已经积累了较为丰富的经验。这家公司因与国际足联合作2010年南非世界杯而为越来越多人所熟知。其实早在1999年，英利就承担了国家高技术产业化示范工程——多晶硅太阳能电池及应用系统生产项目，总投资1.57亿元，成为我国首条具有国际先进水平的多晶硅太阳能光伏产品示范生产线。2004年英利开始打造整个产业链，2007年，秘密启动高纯度多晶硅的生产项目，成立六九硅业。六九硅业采用目前世界上最先进的新硅烷工艺生产多晶硅材料，摆脱了外商对中国光伏企业的控制。

投资全产业链的超高门槛及巨大成本使得英利回收成效较慢，其融资、上市过程经历颇多坎坷。然而，英利的一体化战略最终被证明是成功的：垂直一体化的完整产业链优势，推动其光伏产品成本进一步降低。内部产能循环做到分毫不浪费，并且便于整体协调，享尽各个链条的利益。各个部门之间空间的集聚使得运输成本及包装成本大幅下降。

2010年1月，以英利集团为依托的“太阳能光伏发电技术国家重点实验室”落户保定，该公司将于2010年在保定高新区建设年产能为300兆瓦的“熊猫”单晶硅光伏电池完整产业链生产线，使电池的平均转换效率至少达到18.5%，并实现高效电池的规模化生产。此举将进一步增加英利的研发核心竞争力。

环节专业化还是产业链一体化主要取决于企业规模大小和目前发展的阶段，就长远规划来看，产业一体化而有所侧重的发展模式将会成为未来光伏产业的总体趋势。就国家而言，产业一体化有利于实现低成本，高质量的战略目标——打造“中国制造”，从而争夺国际光伏产品定价权，争取硅原料的话语权。

行业振兴，需要多方努力

目前，国家对多晶硅生产厂商的准入标准还没有一个明确详细的规定。类似以年产能3000吨为标准“一刀切”及“不符合环境规范”这样比较模糊的说法难以真正对企业进行评定。据悉《多晶硅行业准入标准》正在酝酿之中，预期相关标准出台后将进一步规范多晶硅生产行业的准入制度，缓解目前低端多晶硅产能过剩的问题。

与此同时，国家能源局将新上报的规划名称定为《新兴能源产业振兴规划》，而不是此前市场传闻的《新能源振兴规划》。虽一字之差，其包含的内容却有很大区别。新规划规划不仅包括风能、太阳能、生物质能、地热能等新能源的开发利用，还包括传统能源的升级变革，比如洁净煤、智能电网、车用新能源、分布式能源等的具体实施路径、发展规模以及重大政策举措等的部署规划。解决新能源并网发电难的问题已为国家所重视并提上日程，希望届时能有明确的上网电价出台。

光伏发电在百年之内都将成为最有潜力的能源产业之一，人才培养应该被列为一项长远计划。具有强大研发能力和丰富经验的科研团队至关重要，作为新兴产业，技术水平对提高效率、降低成本的意义是决定性的。经过前两年光伏产业的爆发性成长，我国在这方面的人才储备已经远远不够，许多开发经验不足的工程师甚至必须独立负责项目。与此同时，一线生产人员的流动率过高也将对企业造成伤害。

从企业角度出发，相当一部分国内企业引进的多为国外落后设备和技术，无法做到闭环管理，从而出现了国外没有的高污染问题。更有一些企业为了减少投资、降低成本，省掉了污染物的回收、处理环节，这种做法会令整个光伏行业受到各方冲击，无异于饮鸩止渴。值得一提的是，一些地方政府考虑到招商引资和地方利益，容易放宽环保标准、对污染企业处罚不力，从而对建立节能、低耗、环保、循环、经济的多晶硅材料生产体系造成阻碍。

在闭环管理方面，以无锡尚德、江西赛维为代表的国内大型企业正在建设自己的生产回收利用体系，力争减小生产过程对环境的影响。中能硅业与华陆设计院联合研发、实施的氯氢化装置能将多晶硅生产中的副产物四氯化硅转化为三氯氢硅（三氯氢硅是生产多晶硅的原料之一），以解决多晶硅副产物处理的世界性环保、安全难题，同时大大降低企业生产成本。据悉该技术已申请国内外相关专利。与此同时，更多的中小企业也应提高社会责任感，正确理解政策导向，通过改良技术设备等方法净化产业环境，促进中国光伏产业的健康发展。

任何一个产业的振兴都不是以代工模式来实现的。光伏产业目前仍然难以摆脱“两头在外”的窘境：原料端多晶硅生产技术上的薄弱，结构性的过剩与空白造成了高纯度硅料无法自给自足，同时却背负着产能过剩的恶名；另一端，国内光伏产品严重依赖海外市场，抗风险能力较弱，而高发电成本和迟迟难以出台的上网电价正阻碍着中国光伏商业化的进程。若没有科技和政策的共同支撑，所谓“启动第四次产业革命”云云，也不过是镜花水月而已。

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。

光伏发电是一种利用半导体界面的光伏效应将光能直接转化为电能的技术。主要由太阳能电池板(组件)、控制器和逆变器组成，主要部件由电子元件组成。太阳能电池串联后，可以封装保护成大面积太阳能电池组件，配合功率控制器等部件组成光伏发电装置。以下是辽宁光伏发电补贴政策，仅供参考。

随着环境和能源问题的日益突出，我国对太阳能光伏发电的政策支持力度也在加大。

自2005年《可再生能源法》颁布以来，《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》、《国务院关于促进光伏产业发展的若干意见》、《可再生能源发展专项资金管理暂行办法》等支持可再生能源的政策法规陆续出台。

基于对国家层面法律政策的调研，结合近期项目经验，我们对光伏电站申请电价补贴的流程、审核和补贴标准梳理如下。

一、电价补贴政策概述

我国光伏电站主要分为集中式光伏电站和分布式光伏电站。在法规政策方面，两类光伏电站申请电价补贴的流程、审核、补贴标准也有所不同。

对于集中式光伏发电，我国根据各地太阳能资源条件和建设成本，将全国划分为三类太阳能资源区。三类资源区燃煤机组标杆上网电价分别为每千瓦时0.9元、0.95元和1元(不排除地方政府为鼓励光伏发电制定高于标杆电价的上网电价标准，高出部分一般由省级财政承担)。电网企业光伏电站标杆上网电价高于当地燃煤机组的部分，可以申请可再生能源发电补贴资金。

对于分布式光伏电站，我国实行电力全额补贴政策。电价补贴标准为每千瓦时0.42元(含税)，通过可再生能源发展基金支付给电网企业，再从电网企业划转给发电企业。对于分布式光伏发电系统，剩余自用电量由电网按照当地燃煤机组标杆电价购买企业。此外，分布式光伏发电系统自用电无需缴纳随电价征收的各类基金和附加费，以及系统备用容量费等相关并网服务费。

二、申请电价补贴的流程

年初，国家能源局通常在综合考虑全国光伏发电发展规划、各地区上一年度建设情况、电力市场情况和各方面意见的基础上，编制当年光伏发电实施计划(如2015年3月16日国家能源局发布《国家能源局关于下达2015年光伏发电建设实施方案的通知》)。《光伏发电建设实施方案》将规定各地区新开工集中式光伏电站和分布式光伏电站的总规模，规模内项目有资格享受国家可再生能源基金补贴。集中式光伏发电和分布式发电申请电价补贴的条件和程序如下：

三、集中式光伏发电

根据《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》，申请补助的项目必须符合以下条件：

1.属于《财政部、国家发展改革委、国家能源局关于印发的通知》(可再生能源电价附加收入补贴范围：1)电网企业购买可再生能源电的成本高于按照国务院价格主管部门确定的上网电价或bi等竞争手段确定的上网电价按照常规能源发电平均电价计算的成本之间的差额

可再生能源电价附加补贴资金原则上按季拨付，年底结算。省级电网企业；地方独立电网企业；根据可再生能源上网电价和实际购买的可再生能源发电上网电量，按月与可再生能源发电企业结算电费。对国家电网公司和南方电网公司范围内的并网发电项目和并网工程，补贴资金不再由省级财政部门拨付，而是由中央财政直接拨付给国家电网公司和南方电网公司。

四、分布式发电

根据《关于分布式光伏发电实行按照电量补贴政策等有关问题的通知》，申请补贴的分布式光伏发电项目必须符合以下条件：

1.按照程序完成归档；

2.项目建成投产，符合并网相关条件，完成并网验收等并网工作。符合上述条件的项目可向当地电网提出申请企业，经同级财政、价格、能源主管部门审核后逐级上报。财政部、国家发展改革委、国家能源局组织对上报项目进行审核，将符合条件的项目纳入补贴目录。中央财政按季度向国家电网公司、南方电网公司和地方独立电网省级财政部门预拨补贴资金企业。电网企业根据项目发电量和国家确定的补贴标准，按照电费结算周期及时支付补贴资金。

典型地区的实际操作

根据我们在光伏项目并购领域的项目经验。答：我们在此选取内蒙古、河北、辽宁三个地区进行对比，说明光伏补贴政策的具体实施情况。

内蒙古

内蒙古太阳能资源丰富，光伏项目投资竞争比较激烈。各盟市能源主管部门每年年底根据自治区下达的年度规模指标，编制下一年度项目建设实施计划，该计划中的太阳能电站必须是已备案并取得电网审查意见的项目企业接入系统。纳入国家年度建设实施计划的太阳能电站备案项目，在完成土地、环保、节能、安全、规划、水土保持、社会稳定风险评估等手续后，应尽快开工建设。太阳能电站项目建成投产后，取得自治区能源局出具的项目竣工验收审查意见后，方可申报可再生能源电价附加补贴。补贴标准参照适用国家发布的光伏项目补贴标准。

河北省

根据我们在河北省的项目经验以及与河北省能源局的沟通，河北省申请可再生能源电价附加补贴的流程与内蒙古并不完全相同。一般光伏项目是纳入建设实施计划后才备案的。已备案的项目应及时建成投产并组织验收，作为安排并网补贴计划的重要依据。具体补贴标准为：

1.集中式光伏发电按国家规定的标杆上网电价销售给电网企业，电网企业申请电价补贴。2014年底前建成投产的光伏电站，上网电价以国家确定的光伏电站标杆上网电价为基础，每千瓦时补贴0.3元。2015年底前建成投产补助0.2元，2017年底前建成投产补助0.1元；自生产之日起实施3年；

2.分布式光伏发电按全电量补贴，补贴标准为每千瓦小时0.42元

4.项目已获省级能源主管部门批准，已按程序完成立项、系统集成和关键设备招标，当地电网企业给出同意并网意见；

5.该项目通过验收后已正式投产，运行正常。以及集中式和分布式光伏项目实行统一电价补贴标准，即对于2012年12月31日前建成投产的太阳能光伏发电项目，按照0.3元/千瓦时的标准给予电价补贴；2012年以后，按照年均下降10%确定补贴标准。根据我们与辽宁省发改委的沟通，辽宁省可能会在“十三五”实施新的电价补贴政策，但新政策仍在制定过程中。

五、近期电价相关主要政策

（一）中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见（2021年9月22日）

1.推进电网体制改革，明确以消纳可再生能源为主的增量配电网、微电网和分布式电源的市场主体地位。

2.加快形成以储能和调峰能力为基础支撑的新增电力装机发展机制。

3.完善电力等能源品种价格市场化形成机制。从有利于节能的角度深化电价改革，理顺输配电价结构，全面放开竞争性环节电价。

（二）中央全面深化改革委员会第二十二次会议（2021年11月24日）

1.健全多层次统一电力市场体系，加快建设国家电力市场。

2.改革完善煤电价格市场化形成机制，完善电价传导机制，有效平衡电力供需。

3.加强电力统筹规划、政策法规、科学监测等工作，做好基本公共服务供给的兜底，确保居民、农业、公用事业等用电价格相对稳定。

4.推进适应能源结构转型的电力市场机制建设，有序推动新能源参与市场交易，科学指导电力规划和有效投资，发挥电力市场对能源清洁低碳转型的支撑作用。

（三）国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司关于关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知（发改办体改[2021]339号）

1.拟选择上海江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等6省市为第二批电力现货试点。

2.稳妥有序推动新能源参与电力现货市场。

3.推荐用户侧参与现货市场结算。统筹开展中长期、现货与辅助服务交易。做好本地市场与首间市场的衔接。

（四）国家发改委、国家能源局《关于国家电网有限公司省间电力现货交易规则的复函》（发改办体改[2021]837号）

1.积极稳妥推进省间电力现货交易，不断扩大市场交易范围，逐步引入受端地区大用户、售电公司等参与交易，优先鼓励有绿色电力需求的用户与新能源发电企业直接交易。

（五）国家能源局综合司关于公开征求对《并网主体并网运行管理规定（征求意见稿）》、《电力系统辅助服务管理办法（征求意见稿)》意见的公告（2021年8月31日）

1.明确了辅助服务的定义和分类、提供与调用、补偿方式和分摊机制、电力用户参与辅助服务分担共享机制、跨省跨区电力辅助服务机制等进行了详细规定。

（六）国家发展改革委关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知（发改价格[2021]833号）

1.2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，实行平价上网。

2.2021年新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行，可自愿通过参与市场化交易形成上网电价。

3.2021年起，新核准（备案）海上风电项目、光热发电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成。

（七）国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知（发改价格[2021]1439号）

1.有序放开全部煤电电量上网电价。燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。

2.扩大市场交易电价上下浮动范围。扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。

3.推动工商业用户都进入市场。取消工商业目录销售电价。

4.居民、农业用电由电网企业保障供应，执行现行目录销售电价政策。

（八）国家发展改革委、国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见（发改能源规[2021]1051号）

1. 健全新型储能价格机制。建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场。

2.研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。

3.完善峰谷电价政策，为用户侧储能发展创造更大空间。

（九）国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见（发改价格[2021]633号）

1.坚持并优化抽水蓄能两部制电价政策。以竞争性方式形成电量电价，实现回收抽水、发电的运行成本。完善容量电价核定机制，通过容量电价回收抽发运行成本外的其他成本并获得合理收益。

2.健全抽水蓄能电站费用分摊疏导方式。建立容量电费纳入输配电价回收的机制；建立相关收益分享机制；完善容量电费在多个省级电网的分摊方式；完善容量电费在特定电源和电力系统间的分摊方式。

（十）国家发展改革委、国家能源局关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见（发改能源规[2021]280号）

1.依托“云大物移智链”等技术，进一步加强源网荷储多向互动，通过虚拟电厂等一体化聚合模式，参与电力中长期、辅助服务、现货等市场交易，为系统提供调节支撑能力。

2.支持源网荷储一体化和多能互补项目参与跨省区电力市场化交易、增量配电改革及分布式发电市场化交易。

（十一）国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知（发改价格[2021]1093号）

1.优化峰谷电价机制，系统缝谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1，其他地方原则上不低于3:1。

2.建立尖峰电价机制，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。

3.建立健全季节性电价机制和丰枯电价机制。

4.明确分时电价机制执行范围。建立动态调整机制。加强与电力市场的衔接。

（十二）国家发展改革委办公厅关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知（发改办价格[2021]809号）

1.鼓励新进入市场电力用户通过直接参与市场形成用电价格，对暂未直接参与市场交易的用户，由电网企业通过市场化方式代理购电。

2.各地执行保量保价的优先发电（不含燃煤发电）电量继续按现行价格机制由电网企业收购，用于保障居民、农业用户用电。

3.建立健全电网企业市场化购电方式。

4.电网企业代理购电用户电价由代理购电价格（含平均上网电价、辅助服务费用等)、输配电价（含线损及政策性交叉补贴)。政府性基金及附加组成。

（十三）国家发展改革委、国家能源局关于印发《售电公司管理办法》的通知（发改体改规[2021]1595号）

1.售电公司可以采取多种方式通过电力市场购售电，可通过电力交易平台开展双边协商交易或集中交易。

2.按照可再生能源电力消纳责任权重有关规定，承担与年售电量相对应的可再

天津市

      根据国家对华北电网输电价格和天津电网输配电价核定结果，按照国家制定的销售电价调整原则，结合本市电价结构和水平实际，经认真研究，决定将2020~2022年监管期华北电网输电价格和天津电网输配电价核定腾出的空间，全部用于降低我市大工业用电价格。

      自2021年1月1日起，天津市大工业用电价格平均每千瓦时降低2.59分。其中，不满1千伏电压等级用电平均降低1.32分、1-10千伏平均降低1.32分、35千伏平均降低2.32分、110千伏平均降低3.32分、220千伏平均降低4.31分。降低后的天津市电网销售电价见附件。未参与电力市场化交易的用户(电量)执行我委公布的销售电价标准。

上海市

      上海市大工业用电价格每千瓦时平均降低0.97分钱(含税，下同)。合理调整不同电压等级间的价差，大工业用电不满1千伏电压等级电价平均每千瓦时降低0.77分钱。同时，优化调整大工业用电各电压等级峰、平、谷时段比价关系，促进输配电价应用于电力市场化交易。

      一般工商业及其他用电、居民生活用电、农业生产用电价格不作调整(具体价格水平详见上海市销售电价表)。

安徽省

      安徽省工商业及其他用电输配电价按国家公布的标准执行。参与电力直接交易的电能量市场化交易(含省内和跨区跨省)价格包括脱硫、脱硝、除尘和超低排放电价。电网企业按省居民生活和农业生产用电售电量支付发电企业超低排放电价，其他电量不再支付超低排放电价。

      对选择执行行业平均电价的工商业及其他用电(单一制)用户，符合电力直接交易准入条件的，可按规定参加电力直接交易，电网企业在直接交易价格基础上执行行业平均电价。

      1.上表所列价格，除贫困县农业排灌用电外，均含国家重大水利工程建设基金0.364分钱除农业生产用电外，均含大中型水库移民后期扶持资金0.623分钱

      除农业生产和居民生活用电外，均含可再生能源电价附加1.9分钱。

      2.农业排灌用电在农业生产用电价格基础上降低2分钱/千瓦时，贫困县农业排灌用电在农业生产用电价格基础上降低0.2042元/千瓦时。

      3.315千伏安以下原一般工商业用户执行工商业及其他用电单一制目录电价315千伏安及以上原一般工商业用户可以选择执行工商业及其他用电中的单一制或两部制目录电价。原大工业用户执行工商业及其他用电两部制目录电价。

      注:1.电热锅炉，冰(水)蓄冷空调用电价格:高峰时段7、8、9月份不满1千伏为0.5553元，1-10千伏为0.5308元其他月份不满1千伏为0.5237元，1-10千伏为0.5008元。平段不满1千伏为0.3631元，1-10千伏为0.3481元。低谷不满1千伏为0.2341元，1-10千伏为0.2252元。

      2.315千伏安以下原一般工商业用户执行工商业及其他用电单一制目录电价315千伏安及以上原一般工商业用户可以选择执行工商业及其他用电中的单一制或两部制目录电价。原大工业用户执行工商业及其他用电两部制目录电价。

湖北省

      湖北电网各用户类别各电压等级输配电价按国家公布标准执行。积极推进发电侧和销售侧电价市场化。市场交易上网电价由用户或市场化售电主体与发电企业通过市场化方式形成，电网企业按本文件规定的标准收取输配电价。未参与电力市场化交易的用户，执行本文规定的销售电价。

      湖北电网销售电价同步调整。降低两部制工商业及其他用电容(需)量电价和电度电价，调整后的湖北省电网销售电价表见下表。

江西省

      市场交易上网电价由用户或市场化售电主体与发电企业通过市场化方式形成，电网企业按照本文件核定的标准收取输配电价。未参与电力市场化交易的用户，执行政府规定的销售电价。

陕西省

      本次我省输配电价改革降价空间用于降低陕西电网工商业用电价格，每千瓦时平均降低4.3分钱，大工业用电基本电价每千伏安每月降低2元。陕西电网目录销售电价相应调整，调整后的价格见附件2和附件3。

      积极推进发电侧和销售侧电价市场化。参与电力市场化交易的用户用电价格包括市场交易上网电价、输配电价、辅助服务费用和政府性基金及附加。市场交易上网电价由用户或市场化售电主体与发电企业通过市场化方式形成，省内电网企业按照本文件规定收取输配电价。未参与电力市场化交易的用户，执行政府规定的销售电价。

甘肃省

      一般工商业及其他用电。电度电价:35千伏为0.2865元/千瓦时，1-10千伏为0.2965元/千瓦时，不满1千伏为0.3065元/千瓦时。

      大工业用电。全省大工业电力用户实行统一的两部制输配电价标准，其中电度电价:220千伏为0.0608元/千瓦时，110千伏为0.0718元/千瓦时，35千伏为0.0838元/千瓦时，1-10千伏为0.0978元/千瓦时容(需)量电价:最大需量为28.5元/千瓦·月，变压器容量为19元/千伏安·月。

四川省

      积极推进发电侧和销售侧市场化。参与省内电力市场化交易的用户用电价格包括市场交易电价、输配电价、辅助服务费用和政府性基金及附加，辅助服务市场建立前辅助服务费用按有关部门现行规定执行。市场交易电价按照省内电力市场交易相关政策规定，由用户或市场化售电主体与发电企业通过自愿协商、市场竞价等市场化方式自主确定，四川电网按照规定收取输配电价。未参与电力市场化交易的用户，执行政府规定的目录销售电价。自2021年起会同省级相关部门研究确定四川电网输配电价监管周期内统调统分电厂基准优先购电均价。

辽宁省

      辽宁电网各电压等级输配电价(含增值税、线损、交叉补贴和东北区域电网容量电价，不含政府性基金及附加，下同)按照国家公布标准执行，具体标准详见附件一。参与电力市场化交易的用户用电价格包括市场交易上网电价、输配电价、辅助服务费用和政府性基金及附加。市场交易上网电价(包括脱硫、脱硝、除尘和超低排放电价)，由用户或市场化售电主体与发电企业通过市场化方式形成，电网企业按照本通知公布的标准收取输配电价。未参与电力市场化交易的用户，执行本通知规定的销售电价。

贵州省

      持续推进发电侧和销售侧电价市场化。市场交易上网电价由用户或市场化售电主体与发电企业通过自愿协商、市场竞价等市场化方式形成，电网企业按照本文核定的标准收取输配电价。未参与电力市场化交易的用户，执行本文规定的销售电价。

2021年电费调整后多少钱一度?以上就是信用家装修网小编介绍的2021年全国各地新电价收费标准一览表，大家可以作为参考，商业用电和生活用电的价格是不一样的，具体电费标准以当地政府文件为准

再生能源包括太阳能、水能、风能、生物质能、波浪能、潮汐能、海洋温差能、地热能等。它们在自然界可以循环再生。

标杆电价与上网电价的区别

一、性质不同

1、标杆电价：是为推进电价市场化改革，国家在经营期电价的基础上，对新建发电项目实行按区域或省平均成本统一定价的电价政策。

2、上网电价是指电网购买发电企业的电力和电量，在发电企业接入主网架那一点的计量价格。

二、作用不同1、标杆电价

（1）通过提前向社会公布标杆电价，为投资者提供了明确的电价水平，稳定了投资者投资预期，为投资决策提供了价格信号。

（2）促使发电企业加强内部管理，促进发电企业之间的公平竞争。

（3）为逐步向电力市场过渡奠定了基础。各种电价逐步归并后，新投资的项目受标杆电价限制，造价逐步接近，发电企业逐步站在同一起跑线上，有了竞价上网的实力基础，有利于向电力市场过渡。

拓展资料：

光伏发电的类型

一、离网型光伏发电电又叫独立光伏发电，其产生的电能只提供给本地负载，包括交流负载和直流负载，不与公共电网连接。

二、并网型光伏发电是由光伏电池方阵、控制器、并网逆变器组成，不经过蓄电池储能，通过并网逆变器直接将电能输入公共电网。

三、混合型光伏发电系统中不单是使用太阳能电池方阵，还使用了燃油发电机、风力发电机等其他发电技术，这样就可以综合各种发电技术的优点输出稳定的电能，使环境的影响因素对电能的输出影响达到最小。

法律依据：

《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》第十二条财政部根据可再生能源电价附加收入、省级电网企业和地方独立电网企业资金申请等情况，将可再生能源电价附加补助资金拨付到省级财政部门。省级财政部门按照国库管理制度有关规定及时拨付资金。

《通知》规定，未采用招标确定投资人的新建农林生物质发电项目，统一执行标杆上网电价每千瓦时0.75元（含税）。通过招标确定投资人的，上网电价按中标确定的价格执行，但不得高于全国农林生物质发电标杆上网电价。同时，继续实行全国分摊政策，农林生物质发电超出常规能源发电价格的部分，通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决。初步测算，农林生物质发电价格平均每千瓦时上涨约7分钱。据了解，与传统能源相比，农林生物质发电不仅可替代一定数量煤炭，具有明显的节能减排效果，而且还对扩大农民就业、增加农民收入具有重要作用。一个装机容量3万千瓦农林生物质发电机组，每年可替代约8万吨标煤，减少二氧化碳排放约18万吨，减少二氧化硫排放1000吨，同时，每年可增加农民就业50万个工作日，增加当地农民收入5000-6000万元。此前，农林生物质发电价格以各地2005年脱硫燃煤机组标杆价加补贴电价确定，中西部地区价格偏低，不利于当地农林生物质产业发展和农民增收。本次对农林生物质发电价格政策进行完善后，对原有价格水平普遍进行了上调，特别是中西部地区上调较多，有利于全国特别是中西部地区农林生物质发电产业的发展。