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
各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司，中国核工业集团有限公司、中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、中国长江三峡集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、国家开发投资集团有限公司、华润（集团）有限公司、中国广核集团有限公司：
为落实《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）要求，指导各地切实组织开展好电网企业代理购电工作，保障代理购电机制平稳运行，维护发用电市场主体合法权益，促进电力市场规范平稳运行和加快建设发展，现将有关事项通知如下：
一、总体要求
建立电网企业代理购电机制，保障机制平稳运行，是进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革提出的明确要求，对有序平稳实现工商业用户全部进入电力市场、促进电力市场加快建设发展具有重要意义。组织开展电网企业代理购电工作，要坚持市场方向，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；要加强政策衔接，做好与分时电价政策、市场交易规则等的衔接，确保代理购电价格合理形成；要规范透明实施，强化代理购电监管，加强信息公开，确保服务质量，保障代理购电行为公平、公正、公开。
二、规范电网企业代理购电方式流程
（一）明确代理购电用户范围。取消工商业目录销售电价后，10千伏及以上用户原则上要直接参与市场交易（直接向发电企业或售电公司购电，下同），暂无法直接参与市场交易的可由电网企业代理购电；鼓励其他工商业用户直接参与市场交易，未直接参与市场交易的由电网企业代理购电。已直接参与市场交易又退出的用户，可暂由电网企业代理购电。各地要结合当地电力市场发展情况，不断缩小电网企业代理购电范围。
（二）预测代理工商业用户用电规模。电网企业要定期预测代理购电工商业用户用电量及典型负荷曲线，现货市场运行或开展中长期分时段交易的地方，应考虑季节变更、节假日安排等因素分别预测分时段用电量。保障居民（含执行居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等公益性事业用户，下同）、农业用户的用电量规模单独预测。
（三）确定电网企业市场化购电规模。各地执行保量保价的优先发电（不含燃煤发电，下同）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，有剩余电量且暂时无法放开的地方，可将剩余电量暂作为电网企业代理工商业用户购电电量来源。各地保量保价的优先发电电量，不应超过当地电网企业保障居民、农业用户用电和代理工商业用户购电规模，不足部分由电网企业通过市场化方式采购。电网企业要综合考虑代理购电工商业用户和居民、农业用户预测用电量以及上年度省级电网综合线损率、当地执行保量保价的优先发电电量等因素，合理确定市场化采购电量规模。各地要推进放开发电计划，推动更多工商业用户直接参与电力市场交易。
（四）建立健全电网企业市场化购电方式。为确保代理购电机制平稳实施，2021年12月底前，电网企业通过挂牌交易方式代理购电，挂牌购电价格按当月月度集中竞价交易加权平均价格确定，挂牌成交电量不足部分由市场化机组按剩余容量等比例承担，价格按挂牌价格执行，无挂牌交易价格时，可通过双边协商方式形成购电价格；2022年1月起，电网企业通过参与场内集中交易方式（不含撮合交易）代理购电，以报量不报价方式、作为价格接受者参与市场出清，其中采取挂牌交易方式的，价格继续按当月月度集中竞价交易加权平均价格确定。
（五）明确代理购电用户电价形成方式。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，下同）、输配电价（含线损及政策性交叉补贴，下同）、政府性基金及附加组成。其中，代理购电价格基于电网企业代理工商业用户购电费（含偏差电费）、代理工商业用户购电量等确定。代理购电产生的偏差电量，现货市场运行的地方按照现货市场价格结算，其他地方按照发电侧上下调预挂牌价格结算，暂未开展上下调预挂牌交易的按当地最近一次、最短周期的场内集中竞价出清价格结算。
已直接参与市场交易（不含已在电力交易平台注册但未曾参与电力市场交易，仍按目录销售电价执行的用户）在无正当理由情况下改由电网企业代理购电的用户，拥有燃煤发电自备电厂、由电网企业代理购电的用户，用电价格由电网企业代理购电价格的1.5倍、输配电价、政府性基金及附加组成。已直接参与市场交易的高耗能用户，不得退出市场交易；尚未直接参与市场交易的高耗能用户原则上要直接参与市场交易，暂不能直接参与市场交易的由电网企业代理购电，用电价格由电网企业代理购电价格的1.5倍、输配电价、政府性基金及附加组成。电网企业代理上述用户购电形成的增收收入，纳入其为保障居民、农业用电价格稳定产生的新增损益统筹考虑。
电网企业代理购电价格、代理购电用户电价应按月测算，并提前3日通过营业厅等线上线下渠道公布，于次月执行，并按用户实际用电量全额结算电费。未实现自然月购售同期抄表结算的地区，暂按电网企业抄表结算周期执行。
（六）规范代理购电关系变更。电网企业首次代理工商业用户购电时，应至少提前1个月通知用户，期间应积极履行告知义务，与电力用户签订代理购电合同。在规定时限内，未直接参与市场交易、也未与电网企业签订代理购电合同的用户，默认由电网企业代理购电。已直接参与市场交易又退出的电力用户，默认由电网企业代理购电。由电网企业代理购电的工商业用户，可在每季度最后15日前选择下一季度起直接参与市场交易，电网企业代理购电相应终止，由此产生的偏差责任原则上不予考核，能够单独统计的偏差电量由与电网企业成交的市场化机组合同电量等比例调减。电力交易机构应将上述变更信息于2日内告知电网企业。
三、加强相关政策协同
（一）加强与居民、农业销售电价政策的协同。居民、农业用电由电网企业保障，保持价格稳定。执行代理购电价格机制后，电网企业为保障居民、农业用电价格稳定产生的新增损益（含偏差电费），按月由全体工商业用户分摊或分享。
（二）加强与分时电价政策的协同。在现货市场未运行的地方，电网企业代理购电用户代理购电合同未申报用电曲线，以及申报用电曲线但分时电价峰谷比例低于当地分时电价政策要求的，用户用电价格应当按照当地分时电价政策规定的时段划分及浮动比例执行。
（三）加强与电力市场交易规则的协同。各地应按职能分工进一步完善电力中长期交易规则，电网企业代理购电应与市场主体执行统一的市场规则。现货市场运行的地方，电网企业代理购电用户与其他用户平等参与现货交易，公平承担责任义务，电网企业要单独预测代理购电用户负荷曲线，作为价格接受者参与现货市场出清；纳入代理购电电量来源的优先发电电源，偏差电量按现货市场规则执行。鼓励跨省跨区送电参与直接交易。燃煤发电跨省跨区外送的，送受端双方要适应形势变化抓紧协商形成新的送电价格，确保跨省跨区送电平稳运行。
（四）加强与可再生能源消纳权重政策要求的协同。电网企业代理购电的用户，应公平承担可再生能源消纳权重责任。
四、保障措施
（一）规范代理购电行为。电网企业要按要求规范代理购电方式流程，单独归集、单独反映代理购电机制执行情况，做好信息公开、电费结算等工作，并按季度将代理购电及变化情况报价格主管部门。电力交易机构要确保独立规范运行，不得参与电网企业代理购电业务。
（二）加强代理购电信息公开。电网企业应按要求及时公开代理购电相关信息，原则上应按月发布代理用户分月总电量预测、相关预测数据与实际数据偏差、采购电量电价结构及水平、市场化机组剩余容量相关情况、代理购电用户电价水平及构成、代理购电用户电量和电价执行情况等信息。
（三）确保代理购电服务质量。电网企业要加快建立健全保障代理购电机制平稳运行的组织机构，及时调整营销管理系统，重点优化电费结算功能，积极推进表计设施改造，加快实现按自然月购售同期抄表结算，确保在用户电费账单中清晰列示代理购电电费明细情况，为做好代理购电服务提供有力支撑。要围绕代理购电实施开展专题宣传，通过营业场所、手机APP、供电服务热线等多种渠道，持续加强与用户的沟通，增进各方面理解支持，积极鼓励工商业用户直接参与电力市场交易。
（四）做好市场价格波动风险防控。各地要密切跟踪电力市场和价格变化，评估市场交易价格和代理购电价格波动风险，及时发现苗头性、趋势性、潜在性问题，做好风险预警防控，保障代理购电机制平稳运行。
（五）强化代理购电监管。各地主管部门要积极会同配合国家能源局派出机构、当地相关部门，重点围绕代理购电机制运行中的市场交易、信息公开、电费结算、服务质量等，加强对电网企业、电力交易机构的监管，及时查处信息公开不规范、电费结算不及时，以及运用垄断地位影响市场交易等违法违规行为。
各地要在调整当地目录销售电价后，抓紧按照本通知要求组织开展好当地电网企业代理购电工作。相关落实情况请于2021年11月15日前报我委（价格司）。
本通知自印发之日起执行，暂定有效期至2022年12月31日，我委将根据需要及时进行完善。现行政策与本通知不符的，以本通知规定为准。
国家发展改革委办公厅
2021年10月23日
中国光伏发电电价十三次调整过程
国家发改委关于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 ）20210607
一、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（以下简称“新建项目”），中央财政不再补贴，实行平价上网。
二、2021年新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行；新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以更好体现光伏发电、风电的绿色电力价值。
三、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，上网电价高于当地燃煤发电基准价的，基准价以内的部分由电网企业结算。
四、鼓励各地出台针对性扶持政策，支持光伏发电、陆上风电、海上风电、光热发电等新能源产业持续健康发展。
本通知自2021年8月1日起执行。
国家发展改革委关于2020年光伏发电上网电价政策有关事项的通知（发改价格〔2020〕511号 ）20200331
各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委、物价局，国家电网有限公司、南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司：
为充分发挥市场机制作用，引导光伏发电行业合理投资，推动光伏发电产业健康有序发展，现就2020年光伏发电上网电价政策有关问题通知如下。
一、对集中式光伏发电继续制定指导价。综合考虑2019年市场化竞价情况、技术进步等多方面因素，将纳入国家财政补贴范围的I～III类资源区新增集中式光伏电站指导价，分别确定为每千瓦时0.35元（含税，下同）、0.4元、0.49元。若指导价低于项目所在地燃煤发电基准价（含脱硫、脱硝、除尘电价），则指导价按当地燃煤发电基准价执行。新增集中式光伏电站上网电价原则上通过市场竞争方式确定，不得超过所在资源区指导价。
二、降低工商业分布式光伏发电补贴标准。纳入2020年财政补贴规模，采用“自发自用、余量上网”模式的工商业分布式光伏发电项目，全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.05元；采用“全额上网”模式的工商业分布式光伏发电项目，按所在资源区集中式光伏电站指导价执行。能源主管部门统一实行市场竞争方式配置的所有工商业分布式项目，市场竞争形成的价格不得超过所在资源区指导价，且补贴标准不得超过每千瓦时0.05元。
三、降低户用分布式光伏发电补贴标准。纳入2020年财政补贴规模的户用分布式光伏全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.08元。
四、符合国家光伏扶贫项目相关管理规定的村级光伏扶贫电站（含联村电站）的上网电价保持不变。
五、鼓励各地出台针对性扶持政策，支持光伏产业发展。
本通知自2020年6月1日起执行。
20190428发改价格〔2019〕761号-国家发改委关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知
一、完善集中式光伏发电上网电价形成机制
（一）将集中式光伏电站标杆上网电价改为指导价。综合考虑技术进步等多方面因素，将纳入国家财政补贴范围的I~III类资源区新增集中式光伏电站指导价分别确定为每千瓦时0.40元（含税，下同）、0.45元、0.55元。
（二）新增集中式光伏电站上网电价原则上通过市场竞争方式确定，不得超过所在资源区指导价。市场竞争方式确定的价格在当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘电价）以内的部分，由当地省级电网结算；高出部分由国家可再生能源发展基金予以补贴。
（三）国家能源主管部门已经批复的纳入财政补贴规模且已经确定项目业主，但尚未确定上网电价的集中式光伏电站（项目指标作废的除外），2019年6月30日（含）前并网的，上网电价按照《关于2018年光伏发电有关事项的通知》（发改能源〔2018〕823号）规定执行；7月1日（含）后并网的，上网电价按照本通知规定的指导价执行。
（四）纳入国家可再生能源电价附加资金补助目录的村级光伏扶贫电站（含联村电站），对应的I~III类资源区上网电价保持不变，仍分别按照每千瓦时0.65元、0.75元、0.85元执行。
二、适当降低新增分布式光伏发电补贴标准
（一）纳入2019年财政补贴规模，采用“自发自用、余量上网”模式的工商业分布式（即除户用以外的分布式）光伏发电项目，全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.10元；
采用“全额上网”模式的工商业分布式光伏发电项目，按所在资源区集中式光伏电站指导价执行。能源主管部门统一实行市场竞争方式配置的工商业分布式项目，市场竞争形成的价格不得超过所在资源区指导价，且补贴标准不得超过每千瓦时0.10元。
（二）纳入2019年财政补贴规模，采用“自发自用、余量上网”模式和“全额上网”模式的户用分布式光伏全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.18元。
（三）鼓励各地出台针对性扶持政策，支持光伏产业发展。
本通知自2019年7月1日起执行。
20181009发改能源〔2018〕1459号-关于2018年光伏发电有关事项说明的通知
一、今年5月31日（含）之前已备案、开工建设，且在今年6月30日（含）之前并网投运的合法合规的户用自然人分布式光伏发电项目，纳入国家认可规模管理范围，标杆上网电价和度电补贴标准保持不变。
二、已经纳入2017年及以前建设规模范围（含不限规模的省级区域）、且在今年6月30日（含）前并网投运的普通光伏电站项目，执行2017年光伏电站标杆上网电价，属竞争配置的项目，执行竞争配置时确定的上网电价。
20180531发改能源〔2018〕823号-关于2018年光伏发电有关事项的通知
（一）自发文之日起，新投运的光伏电站标杆上网电价每千瓦时统一降低0.05元，I类、II类、III类资源区标杆上网电价分别调整为每千瓦时0.5元、0.6元、0.7元（含税）。
（二）自发文之日起，新投运的、采用“自发自用、余电上网”模式的分布式光伏发电项目，全电量度电补贴标准降低0.05元，即补贴标准调整为每千瓦时0.32元（含税）。采用“全额上网”模式的分布式光伏发电项目按所在资源区光伏电站价格执行。分布式光伏发电项目自用电量免收随电价征收的各类政府性基金及附加、系统备用容量费和其他相关并网服务费。
（三）符合国家政策的村级光伏扶贫电站（0.5兆瓦及以下）标杆电价保持不变。
20171219发改价格规〔2017〕2196号-关于2018年光伏发电项目价格政策的通知
一、根据当前光伏产业技术进步和成本降低情况，降低2018年1月1日之后投运的光伏电站标杆上网电价，Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区标杆上网电价分别调整为每千瓦时0.55元、0.65元、0.75元（含税）。自2019年起，纳入财政补贴年度规模管理的光伏发电项目全部按投运时间执行对应的标杆电价。
二、2018年1月1日以后投运的、采用“自发自用、余量上网”模式的分布式光伏发电项目，全电量度电补贴标准降低0.05元，即补贴标准调整为每千瓦时0.37元（含税）。采用“全额上网”模式的分布式光伏发电项目按所在资源区光伏电站价格执行。分布式光伏发电项目自用电量免收随电价征收的各类政府性基金及附加、系统备用容量费和其他相关并网服务费。
三、村级光伏扶贫电站（0.5兆瓦及以下）标杆电价、户用分布式光伏扶贫项目度电补贴标准保持不变。
20161226发改价格〔2016〕2729号-关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知
根据当前新能源产业技术进步和成本降低情况，降低2017年1月1日之后新建光伏发电和2018年1月1日之后新核准建设的陆上风电标杆上网电价，具体价格见附件1和附件2。2018年前如果新建陆上风电项目工程造价发生重大变化，国家可根据实际情况调整上述标杆电价。之前发布的上述年份新建陆上风电标杆上网电价政策不再执行。光伏发电、陆上风电上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘电价）以内的部分，由当地省级电网结算；高出部分通过国家可再生能源发展基金予以补贴。
20151222发改价格〔2015〕3044号-关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知
一、实行陆上风电、光伏发电（光伏电站，下同）上网标杆电价随发展规模逐步降低的价格政策。为使投资预期明确，陆上风电一并确定2016年和2018年标杆电价；光伏发电先确定2016年标杆电价，2017年以后的价格另行制定。具体标杆电价见附件一和附件二。
二、利用建筑物屋顶及附属场所建设的分布式光伏发电项目，在项目备案时可以选择“自发自用、余电上网”或“全额上网”中的一种模式；已按“自发自用、余电上网”模式执行的项目，在用电负荷显著减少（含消失）或供用电关系无法履行的情况下，允许变更为“全额上网”模式。“全额上网”项目的发电量由电网企业按照当地光伏电站上网标杆电价收购。选择“全额上网”模式，项目单位要向当地能源主管部门申请变更备案，并不得再变更回“自发自用、余电上网”模式。
三、陆上风电、光伏发电上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘）以内的部分，由当地省级电网结算；高出部分通过国家可再生能源发展基金予以补贴。
20130826发改价格〔2013〕1638号-关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知
对分布式光伏发电实行按照全电量补贴的政策，电价补贴标准为每千瓦时0.42元（含税，下同），通过可再生能源发展基金予以支付，由电网企业转付；其中，分布式光伏发电系统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。
分区标杆上网电价政策适用于2013年9月1日后备案（核准），以及2013年9月1日前备案（核准）但于2014年1月1日及以后投运的光伏电站项目；电价补贴标准适用于除享受中央财政投资补贴之外的分布式光伏发电项目。
光伏发电项目自投入运营起执行标杆上网电价或电价补贴标准，期限原则上为20年。
20110724发改价格〔2014〕1594号-关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知
（一）2011年7月1日以前核准建设、2011年12月31日建成投产、我委尚未核定价格的太阳能光伏发电项目，上网电价统一核定为每千瓦时1.15元（含税，下同）。
（二）2011年7月1日及以后核准的太阳能光伏发电项目，以及2011年7月1日之前核准但截至2011年12月31日仍未建成投产的太阳能光伏发电项目，除西藏仍执行每千瓦时1.15元的上网电价外，其余省（区、市）上网电价均按每千瓦时1元执行。
20100402发改价格〔2010〕653号-关于宁夏太阳山等四个太阳能光伏电站临时上网电价的批复
核定宁夏发电集团太阳山光伏电站一期、宁夏中节能太阳山光伏电站一期、华电宁夏宁东光伏电站、宁夏中节能石嘴山光伏电站一期发电项目临时上网电价为每千瓦时1.15元（含税）
20080721发改价格〔2008〕1868号-关于内蒙古鄂尔多斯、上海崇明 太阳能光伏电站上网电价的批复
一、核定内蒙古鄂尔多斯伊泰集团205千瓦太阳能聚光光伏电站和上海崇明前卫村太阳能光伏电站上网电价为每千瓦时4元（含税）。
2008年至今
两次批复电价
两次特许权招标
八次发布标杆电价(指导电价)
十一个电价文件
十三次电价调整
中国光伏发电上网电价
每kWh
从4元到全面平价
(直接执行当地燃煤发电基准价)
每次光伏发电电价调整
都是中国光伏发展的里程碑节点
2008年国家发改委第一次明确项目光伏上网电价：每千瓦时4元（含税）
2008年7月21日，国家发改委发改价格〔2008〕1868号文件中核定内蒙古鄂尔多斯伊泰集团205千瓦太阳能聚光光伏电站和上海崇明前卫村太阳能光伏电站上网电价为每千瓦时4元（含税）；
2020年3月31日，国家发改委发布I类资源区集中式光伏电站指导价每千瓦时0.35元（含税）。
国家发展改革委关于2020年光伏发电上网电价政策有关事项的通知（发改价格〔2020〕511号 ）文件中规定：将纳入国家财政补贴范围的I~III类资源区新增集中式光伏电站指导价分别确定为每千瓦时0.35元（含税，下同）、0.4元、0.49元。
导读-光伏制造行业规范条件 ↓↓↓
- 工信部：《光伏制造行业规范条件（2021年本）》和《光伏制造行业规范公告管理暂行办法（2021年本）》20210311
- 公开征求对《光伏制造行业规范条件（2020年本）》（征求意见稿）的意见 20200529
- 工信部关于开展光伏制造 锂离子电池 印制电路板行业规范公告工作的通知（工电子函〔2019〕75号）20190214
- 工信部公告《光伏制造行业规范条件（2018年本）》20180115
- 20150325工业和信息化部公告《光伏制造行业规范条件（2015年本）》
- 20131012工信部电子〔2013〕405号-关于印发《光伏制造行业规范公告管理暂行办法》的通知
- 20130916工业和信息化部-制定《光伏制造行业规范条件》(2013年本)
企业名单
- 工信部公告2020第46号：符合《光伏制造行业规范条件》企业名单（第九批）/撤销企业名单（第四批）20201117
- 工信部公告2019第64号：符合《光伏制造行业规范条件》企业名单（第八批）/撤销企业名单（第三批） 20191231
- 20181229工信部2018第72号-符合《光伏制造行业规范条件》企业名单（第七批）、撤销光伏制造行业规范公告企业名单（第二批）、6家光伏制造规范企业变更公告信息予以公告
- 20180302工电子函〔2018〕107号-关于开展光伏制造行业规范公告申报工作的通知
- 20170704公示拟公告的符合《光伏制造行业规范条件》企业名单（第六批）
- 20170609工业和信息化部-关于拟撤销光伏规范公告企业名单（第一批）的公示
- 20160522工业和信息化部公告符合《光伏制造行业规范条件》企业名单（第五批）
- 20150820工业和信息化部-公告符合《光伏制造行业规范条件》企业名单（第四批）
- 20141120工业和信息化部公告符合《光伏制造行业规范条件》企业名单（第三批）
- 20140623工业和信息化部公告符合《光伏制造行业规范条件》企业名单（第二批）
- 20131230工业和信息化部公告符合《光伏制造行业规范条件》企业名单（第一批）
导读-光伏发电“领跑者”计划：
标签： 光伏发电“领跑者”计划、 光伏领跑实施、 光伏领跑监测
| 基地 | # | 容量(MW) | # | 招标时间及结果 | # | 并网时间 |
| 第三批：2017年领跑基地 | 5000 | |||||
| 山西大同二期 | 500 | |||||
| 山西寿阳 | 500 | 20181230 | ||||
| 陕西渭南 | 500 | 20181220 | ||||
| 河北海兴 | 500 | 20180211 | 20181228 | |||
| 吉林白城 | 500 | 20181220 | ||||
| 江苏泗洪 | 500 | 20181228 | ||||
| 青海格尔木 | 500 | 20181229 | ||||
| 内蒙古达拉特 | 500 | 20181210 | ||||
| 青海德令哈 | 500 | 20181224 | ||||
| 江苏宝应 | 500 | 20181228 | ||||
| 2017年技术领跑基地 | 1500 | |||||
| 江西上饶 | 500 | |||||
| 山西长治 | 500 | |||||
| 陕西铜川 | 500 | |||||
| 第二批：2016年领跑基地 | 5500 | |||||
| 冬奥会光伏廊道 | 500 | 20181119 | ||||
| 阳泉采煤沉陷区 | 1000 | 20180928 | ||||
| 芮城县 | 500 | 20180707 | ||||
| 包头采煤沉陷区 | 1000 | 20181210 | ||||
| 乌海采煤沉陷区 | 500 | 20180629 | ||||
| 两淮采煤沉陷区 | 1000 | 20180927 | ||||
| 济宁汶上采煤沉陷区 | 500 | 20180622 | ||||
| 新泰采煤沉陷区 | 500 | 20170929 | ||||
| 第一批：光伏领跑基地 | 1000 | |||||
| 大同一期 | 1000 | 2016年6月 |
领跑者相关文件
20181128国能综通新能〔2018〕168号-关于光伏发电领跑基地奖励激励有关事项的通知
20171229国能发新能〔2017〕88号-国家能源局关于2017年光伏发电领跑基地建设有关事项的通知
20171130国能发新能〔2017〕76号-国家能源局关于公布2017年光伏发电领跑基地名单及落实有关要求的通知
20171122国家能源局-2017年光伏发电领跑基地优选结果公示
20170922国能发新能〔2017〕54号-关于推进光伏发电“领跑者” 计划实施和2017年领跑基地建设有关要求的通知
20160603国能新能〔2016〕166号-关于下达2016年光伏发电建设实施方案的通知
导读结束-光伏发电“领跑者”计划：
| 序 | 省份+发文单位 | # | 公示 | # | 公告 |
| 17 | 安徽省能源局-风电 | 20181228 | |||
| 16 | 宁夏自治区发改委 | 20181112 | 20181226 | ||
| 8 | 上海市发改委-光伏 | 20181225 | |||
| 15 | 江西省能源局 | 20181224 | |||
| 14 | 吉林省能源局 | 20190107 20181221 |
|||
| 13 | 山西省能源局 | 20181219 | |||
| 12 | 陕西省能源局 | 20181212 | |||
| 11 | 湖北省发改委 | 20181212 | |||
| 10 | 甘肃省发改委 | 20181204 | |||
| 9 | 黑龙江省发改委 | 20181203 | |||
| 8 | 上海市发改委-风电 | 20181130 | |||
| 7 | 辽宁省发改委 | 20181123 | |||
| 6 | 福建省发改委 | 20181119 | |||
| 5 | 广西发改委 | 20181115 | |||
| 4 | 北京市发改委 | 20181102 | |||
| 3 | 天津市发改委 | 20181102 | |||
| 2 | 云南省能源局 | 20181101 | |||
| 1 | 海南省发改委 | 20181031 |
导读-光伏扶贫
- 国土资源部关于支持光伏扶贫和规范光伏发电产业用地的意见（国土资规〔2017〕8号）20170925
- 国土资源部关于发布《光伏发电站工程项目用地控制指标》的通知 （国土资规〔2015〕11号）20151202
- 国家林业局关于光伏电站建设使用林地有关问题的通知 （林资发〔2015〕153号 ）20151127
- 国土资源部等六部委关于支持新产业新业态发展促进大众创业万众创新用地的意见（国土资规〔2015〕5号）20150918
光伏、风力发电等项目使用戈壁、荒漠、荒草地等未利用土地的，对不占压土地、不改变地表形态的用地部分，可按原地类认定，不改变土地用途，在年度土地变更调查时作出标注，用地允许以租赁等方式取得，双方签订好补偿协议，用地报当地县级国土资源部门备案；对项目永久性建筑用地部分，应依法按建设用地办理手续。对建设占用农用地的，所有用地部分均应按建设用地管理。
各地光伏/风电用地政策
- 陕西发改委、自然资源厅关于规范光伏复合项目用地管理的通知（陕发改能新能源〔2020〕933号）20200708
- 海南关于进一步保障和规范光伏发电产业项目用地管理的通知20200410
- 冀关于规范光伏复合项目用地管理有关事项的通知(冀发改能源〔2019〕1104号)20190813
- 广西能源局关于规范我区光伏发电站用地管理的通知（桂能新能〔2018〕23号）20180702
- 20180616鲁国土资规〔2018〕4号-关于保障和规范光伏项目用地管理的通知（附政策解读）
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