国家可再生能源发电项目信息管理平台申报

作为光伏人，非常有必要了解下我们应该怎么申请我们的补贴。不过以下申请流程主要针对发电企业和电网企业的相关人员，户用分布式项目由电网企业统一报送申请，不需要个人单独申请。因此，户用分布式的项目业主如果看不懂以下流程，也是没关系的。

第一部分：可再生能源电价附加补贴资金管理流程

补助目录申报流程图。即，你的项目在可再生能源发电项目信息管理平台在线申报上去之后，在各个国家部委之间经过了怎样的审批流程。

资金拨付流程图。即国家补贴是怎么一层一层拨付下来的。

资金清算流程图

第二部分：发电企业填报流程

1流程图

2信息员培训报名

企业需提供信息填报人员的基本资料、工作经历，相关证件扫描件，发送邮箱renewable2020@126.com，信息中心将在1个工作日内回复信息员培训报名信息。

3可再生能源项目信息填报要求

1）企业信息员首先要提交企业用户注册信息，待平台管理员审核其注册信息后，企业信息员才能登录平台进行信息上报工作。

2）信息员在企业账号和信息员绑定后，首先补充完整企业信息，再填报项目信息。

3）填报时间要求：

①项目前期信息：新增发电项目、企业分布式项目、公共独立系统通过平台填报项目前期信息，地方能源主管部门在项目核准（备案）当天通过平台生成项目代码；已通过平台填报过核准（备案）信息的项目，需要补报项目前期，系统自动生成项目代码。

②项目核准（备案）信息：项目核准（备案）后10个工作日内填报；

③月度建设信息：项目主体工程（四通一平）开工后的每月前10个工作日内，填报上月建设信息；（注：风力发电项目和光伏电站项目需要纳入年度开发（实施）方案、并完成备案，方可填报后续建设运营信息。）

④项目并网申请受理信息：发电企业提出并网申请的2个工作日内填报并网申请信息，并在并网验收后10个工作日内填报并网验收信息；

⑤项目全部设备投产信息：项目全部发电设备投产后10个工作日内，项目单位通过信息平台填报投运信息；

⑥竣工验收信息：项目单位在项目通过竣工验收后10个工作日内，填报竣工验收信息；

⑦项目运行信息：每月月底前（获知上月的结算电量值后）通过平台填报上月项目运行信息。

4）个人分布式光伏发电项目由省级电网企业在每月10个工作日内汇总投产信息后打包报送至信息平台。

4可再生能源电价附加补助信息上报

可再生能源项目企业待可再生能源发电项目并网发电后（填报完成并网受理情况表），方可申报电价附加补助目录。风电和光伏电站项目需先纳入年度开发方案方可申报补助目录。

法律分析：(一）省级电网企业（含各级子公司）销售给电力用户的电量；

(二）省级电网企业扣除合理线损后的趸售电量（即实际销售给转供单位的电量，不含趸售给各级子公司的电量）；

(三）省级电网企业对境外销售电量；

(四）企业自备电厂自发自用电量；

(五） 地方独立电网销售电量(不含省级电网企业销售给地方独立电网的电量）；

(六）大用户与发电企业直接交易的电量。省（自治区、直辖市）际间交易电量，计人受电省份的销售电量征收可再生能源电价附加。

法律依据：《中华人民共和国政府信息公开条例》

第七条 各级人民政府应当积极推进政府信息公开工作，逐步增加政府信息公开的内容。

第八条 各级人民政府应当加强政府信息资源的规范化、标准化、信息化管理，加强互联网政府信息公开平台建设，推进政府信息公开平台与政务服务平台融合，提高政府信息公开在线办理水平。

第九条 公民、法人和其他组织有权对行政机关的政府信息公开工作进行监督，并提出批评和建议。

能源转型加速推进，大力发展新能源已经上升到国家战略高度。但由于新能源发展速度较快，电网面临较大并网接入和调峰消纳压力，局部地区新能源建设运行管理不完善、发展成效不清楚、数据价值未挖掘等问题突出，制约了新能源行业的快速发展。因此，亟需建立全面科学准确的新能源管理、监测、分析、服务平台，实现新能源服务模式和管理方法创新，构建服务新能源发展的长效机制，促进新能源高质量发展。

国网新能源云技术有限公司自2018年10月启动建设以来，抽调国家电网公司系统内外部专家，健全项目组织，细化责任分工，打造360余人的柔性工作团队，召开协调推进会200余次，开展需求调研150余次，通过构建全环节、全覆盖的新能源数据体系，建立横向协同、纵向贯通的全过程闭环管理体系，开发小娜在线计算和预警功能，对外优化营商环境，在仅不到10个月的时间内，完成“资源分布、环境承载、规划计划、厂商用户、电源企业、电网服务、用电客户、电价补贴、供需预测、储能服务、消纳计算、技术咨询、法规政策、辅助决策、大数据服务”15个功能平台。

新能源云从示范效应来看，一是打造新能源服务共享平台，有效促进行业提质增效。二是构建共享服务新生态，切实服务新能源高质量发展。三是构建新能源服务新模式，加快培育新能源发展新动能。（国网新能源云技术有限公司供稿）

从经济效益来看，一是打通内外部专业壁垒，有效促进管理提质增效。二是降低新能源建设运营成本，助力行业快速 健康 发展。三是提供线上全流程服务，助力新能源企业复工复产。

从 社会 效益来看，服务《可再生能源法》落地实施，支撑政府制定能源电力规划、编制政策文件等，支持新能源的大规模应用，推动能源生产与消费革命。

同时，实现国家电网公司经营区全覆盖，接入新能源场站157万余座、装机容量3.6亿千瓦，服务企业超8000家，带动产业链上下游近十万家大中小企业融通发展，直接或间接带动就业超120万人。

未来，我们将继续以“服务国家能源安全战略、服务国家能源转型、服务新能源科学发展、服务我国可再生能源法、服务政府和智库决策、服务广大用户”为目的，以“建设中国特色国际领先的新能源数字经济平台”为目标，建立“横向协同、纵向贯通”和“全环节、全贯通、全覆盖、全生态、全场景”的新能源开放服务体系，到2025年，基本建成具有中国特色国际领先的新能源数字经济平台；到2035年，全面建成具有中国特色国际领先的新能源数字经济平台。

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。

时事热点

2022-09-06

关注查看更多高考热点/报考资讯/院校信息

关注

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生能源电力消纳量。

阅读全文

高考备考专题