国家现在有针对新上太阳能发电项目补助计划吗

国家电网补贴项目：集中式风电项目数量为30个，核准/备案容量为2180.7兆瓦；集中式和分布式太阳能发电项目数量分别为60个、123个，核准/备案容量分别为1887.79兆瓦、43.71兆瓦；集中式生物质发电项目数量为13个，核准/备案容量为262兆瓦。具体项目明细应到国家电网官网查询。

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。

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两类，法规及政策方面对两类光伏电站申请电价补贴的流程、审核及补贴标准也不尽相同。

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(不排除地方为鼓励光伏发电而制定高于标杆价的上网电价标准的情况，一般情况下高出部分由省级财政承担)。电网企业可就光伏电站标杆上网电价高出当地燃煤机组标杆上网电价的部分，申请可再生能源发电补贴资金。

对于分布式光伏电站，我国实行全电量补贴政策，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后由电网企业转付给发电企业。对分布式光伏发电系统中自用有余上网的电量，由电网企业按照当地燃煤机组标杆上网电价 收购。此外，分布式光伏发电系统自用电量无需缴纳随电价征收的各类基金和附加，以及系统备用容量费和其他相关并网服务费。

申请电价补贴的流程

国 家能源局通常于年初，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、电力市场条件及各方面意见的基础上，编制该年的光伏发电建设实施方案(例 如，国家能源局于2015年3月16日发布了《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的 集中式光伏电站和分布式光伏电站的总规模，规模内的项目具备享受国家可再生能源基金补贴资格。集中式光伏发电和分布式发电申请电价补贴的条件、流程具体如 下：

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<可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法>的通知》规定的补助范围(可再生能源电价附加收入的补助范围：1)电网企业按照国务院价格主管部门确定的上网电价，或者根据法律规定通过招标等竞争性方式确定的上网电价，收购可再生能源电量所发生的费用，高于按照常规能源发电平均上网电价计算所发生费用之间的差额2)执行当地分类销售电价，且由国家投资或者补贴建设的公共可再生能源独立电力系统，其合理的运行和管理费用超出销售电价的部分3)电网企业为收购可再生能源电量而支付的合理的接网费用以及其他合理的相关费用，不能通过销售电价回收的部分。

“十一五”以来，国家颁布了一系列政策法规支持生活垃圾焚烧发电行业的发展，鼓励发达地区选用先进的焚烧处理技术处理城市生活垃圾，并在政策上给予以下优惠：

1、增值税。从2001年1月1日至今，我国对垃圾发电试行增值税即征即退的优惠政策。但对享受此优惠的垃圾焚烧发电企业的技术要求越来越全面，体现在垃圾实际使用量、垃圾用量占发电燃料的比重，生产排放的标准及其他设备要求、技术规范等，同时申报程序也逐渐规范起来（财税[2001]198号，财税[2004]25号，发改环资[2006]1864号和财税[2008]156号）。

2、、财政金融扶持政策，包括：

（1）项目可由银行优先安排基本建设贷款并给予2%财政贴息（计基础[1999]44号）。

（2）垃圾处理生产用电按优惠用电价格执行，对新建垃圾处理设施可采取行政划拨方式提供项目建设用地。

（3）政府安排一定比例资金，用于城市垃圾收运设施的建设，或用于垃圾处理收费不到位时的运营成本补偿。

3、《中华人民共和国企业所得税法实施条例》（2007年）、《关于公布环境保护节能节水项目企业所得税优惠目录（试行）的通知》（财税〔2009〕166号）规定垃圾焚烧项目可以享受企业所得税优惠政策。

4、《关于资源综合利用及其他产品增值税政策的通知》（财税〔2008〕156号）规定垃圾焚烧发电项目实行增值税即征即退的政策。

5、《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》（发改价格〔2006〕7号）明确了垃圾焚烧发电电价补贴政策及实施期限。

国内外垃圾焚烧技术主要有三大类：层状燃烧技术、流化床燃烧技术和旋转燃烧技术（也称回转窑式）。

（1）层状燃烧技术

层状燃烧技术发展较为成熟，一些国家都采用这种燃烧技术。为使垃圾燃烧过程稳定，层状燃烧关键是炉排。垃圾在炉排上通过三个区：预热干燥区、主燃区和燃烬区。垃圾在炉排上着火，热量不仅来自上方的辐射和烟气的对流，还来自垃圾层内部。

在炉排上已着火的垃圾在炉排的特殊作用下，使垃圾层强烈地翻动和搅动，不断地推动下落，引起垃圾底部也开始着火，连续的翻转和搅动，使垃圾层松动，透气性加强，有助于垃圾的着火和燃烧。炉拱形状设计要考虑烟气流场有利于热烟气对新入垃圾的热辐射预热干燥和燃烬区垃圾的燃烬。配风设计要确保空气在炉排上垃圾层分布最佳，并合理使用一、二次风。

（2）流化床燃烧技术

流化床燃烧技术已发展成熟，由于其热强度高，更适宜燃烧发热值低、含水分高的燃料。同时，由于其炉内蓄热量大，在燃烧垃圾时基本上可以不用助燃。为了保证入炉垃圾的充分流化，对入炉垃圾的尺寸要求较为严格，要求垃圾进行一系列筛选及粉碎等处理，使其尺寸、状况均一化。

一般破碎到《15cm，然后送入流化床内燃烧，床层物料为石英砂，布风板通常设计成倒锥体结构，风帽为L型。床内燃烧温度控制在800-900℃，冷态气流断面流速为2m/s，热态为3～4m/s。一次风经由风帽通过布风板送入流化层，二次风由流化层上部送入。采用燃油预热料层，当料层温度达到600℃左右时投入垃圾焚烧。该炉启动、燃烧过程特性与普通流化床锅炉相似。

（3）旋转燃烧技术

旋转焚烧炉燃烧设备主要是一个缓慢旋转的回转窑，其内壁可采用耐火砖砌筑，也可采用管式水冷壁，用以保护滚筒，回转窑直径为4-6m，长度10-20m，根据焚烧的垃圾量确定，倾斜放置。每台垃圾处理量可达到300t/d（直径4m，长14m）。

回转窑过去主要用于处理有毒有害的医院垃圾和化工废料。它是通过炉本体滚筒缓慢转动，利用内壁耐高温抄板将垃圾由筒体下部在筒体滚动时带到筒体上部，然后靠垃圾自重落下。由于垃圾在筒内翻滚，可与空气得到充分接触，进行较完全的燃烧。

垃圾由滚筒一端送入，热烟气对其进行干燥，在达到着火温度后燃烧，随着筒体滚动，垃圾得到翻滚并下滑，一直到筒体出口排出灰渣。 当垃圾含水量过大时，可在筒体尾部增加一级炉排，用来满足燃烬，滚筒中排出的烟气，通过一垂直的燃烬室（二次燃烧室）。燃烬室内送入二次风，烟气中的可燃成分在此得到充分燃烧。

二次燃烧室温度普遍为1000-1200℃。 回转窑式垃圾燃烧装置费用低，厂用电耗与其他燃烧方式相比也较少，但对热值低于5000kJ/kg含水分高的垃圾燃烧有一定的难度。

垃圾发电_百度百科

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。

(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。

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2022-09-06

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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。

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