国家能源局综合司
关于推进2021年度电力源网荷储一体化和多能互补发展工作的通知
各省(自治区、直辖市)能源局,有关省(自治区、直辖市)及新疆生产建设兵团发展改革委,各派出机构:
按照《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)(以下简称《意见》)、《国家能源局综合司关于报送“十四五”电力源网荷储一体化和多能互补发展工作方案的通知》(以下简称《通知》)相关要求,为指导各地有序推动2021年度电力源网荷储一体化和多能互补项目(以下简称“一体化”项目)规划实施,积极探索“一体化”项目发展路径,现将有关事项通知如下:
一、责任主体
各省级能源主管部门是组织推进电源开发地点与消纳市场均属于本省(区、市)的“一体化”项目责任主体,应会同国家能源局派出机构组织相关电源、电网、用电企业及咨询机构开展项目及实施方案的分类论证、评估筛选、建设实施、跟踪监测等工作。
二、项目要求
(一)严守“一体化”项目要求底线。坚持以消纳为导向,着力提升利用效率,强化自主调峰、自我消纳,兼顾开发和利用,充分落实可再生能源消纳能力,确保符合绿色低碳发展方向•坚持底线思维,统筹发展和安全,充分评估各类安全风险,明确应对策略,确保电力系统安全稳定运行。
电力源网荷储一体化项目应充分挖掘和释放生产侧、消费侧调节潜力,重点通过引导用户积极性,最大化调动(或发挥)负荷侧调节响应能力,加强源网荷储多向互动;电力多能互补项目应强化电源侧灵活调节作用,在不降低存量电源参与系统调节能力的前提下,重点通过挖掘配套电源的调峰潜力,激发存量电源调节积极性与潜力,优化配置增量调节性电源或储能,进而实现各类电源互济互补。
(二)突出“一体化”项目阶段特点。在合理范围内,电力源网荷储一体化项目可通过组织虚拟电厂等一体化聚合模式参与电网运行和市场交易,力求物理界面与调控关系清晰,划出与大电网的物理分界面;电力多能互补项目应就近、打捆,项目布局宜相对集中,与电力系统的连接方式简单清晰,以此充分发挥规模化开发优势、有效衔接各类电源建设进度、实现各类电源出力特性内部互补。
(三)把握“一体化”项目推进节奏。按照“优化存量资源配置,扩大优质增量供给”的原则,优先实施存量燃煤自备电厂电量替代、风光水火(储)一体化提升,“量入而出”适度就近打捆新能源。按照“先试点,再推广”的节奏,2021年度各省(区、市)试点开展的“一体化”项目增量电源并网容量应在本省(区、市)电力规划、可再生能源发展规划内统筹平衡,在总结经验的基础上再扩大推进规模。
三、工作要求
(一)积极开展方案论证。各省级能源主管部门应制定“一体化”项目管理办法,明确新能源电量比重、对系统调节能力影响等关键指标,组织发电企业、电网企业、具备资质的研究咨询单位开展“一体化”项目实施方案的研究论证和编制工作(研究报告内容包括但不限于系统消纳能力分析、接入系统方案、经济效益分析、系统安全稳定运行影响分析等).通过深入调研、系统研究、严密论证,确保“一体化”项目实施方案内容深度满足《意见》和《通知》相关要求。
(二)科学有序评估纳规。各省级能源主管部门应会同国家能源局派出机构,组织或委托第三方咨询机构开展“一体化”项目评估工作,与国家“十四五”可再生能源发展规划充分衔接,逐项论证明确“一体化”项目立项条件、消纳条件、建设规模、接入系统方案、配套电网工程等,在充分征求相关电力企业意见基础上,于12月底前择优纳入本省(区、市)电力规划。对于所选的第三方咨询机构,原则上应具备评估电力系统安全稳定风险、省级电网及“一体化”项目新能源消纳水平的能力.
(三)落实项目核准要求。各省级能源主管部门应规范“一体化”项目核准(备案)审批程序,核准前对项目的各类电源建设条件、电力负荷落实情况、项目接入和消纳条件、长期送电协议、电价水平与交易机制等关键因素进行再评估、再核实、再把关,并作为项目核准的重要前置条件,可按照“成熟一批、推动一批”的模式分批核准,并报国家能源局备案,通过分步实施,避免出现因建设规模与规划方案不符导致的严重弃电现象。“一体化”项目建设内容发生变更的,应依照有关规定,以书面形式向原项目核准机关提出变更申请•
(四)统筹推动开工建设。“一体化”项目投资主体应按照国家关于项目开工管理的要求,落实项目开工建设条件和质监注册后再行施工,确保项目建设运行环保、安全和项目质量效益,并根据国家相关规定和技术标准进行项目验收。“一体化”项目的设计、施工、安装和监理等工作应根据项目特征由国家规定具备相应资质的单位承担.项目采用的关键设备应符合国家相应产品准入标准和检测认证要求。
(五)细化并网运行管理。“一体化”项目并网应符合国家及行业相关技术标准,满足电网安全、稳定运行要求•各省级能源主管部门应会同国家能源局派出机构,组织电网企业并征求发电企业、第三方主体等意见,细化“一体化”项目并网标准、流程、时限等相关细则,确保项目并网运行规范有序。对于满足并网要求的“一体化”项目,由电网企业予以并网;对于尚不满足并网要求的“一体化”项目,电网企业应提出具体要求,具备条件后予以并网。“一体化”项目业主应与电网企业协商约定并网运行管理权利和义务,接受相应电力调度机构统一调度。“一体化”项目应根据系统运行需要和自身情况,响应电力调度机构调节指令,提供电力辅助服务并获得相应补偿,在紧急情况下可作为地区应急电源,为地区电网提供必要支持。
(六)优先推进乡村振兴项目。发挥能源行业在巩固拓展脱贫攻坚成果同乡村振兴有效衔接的作用,优先考虑并重点推进相关脱贫地区“一体化”项目。
(七)鼓励重大创新示范。各省级能源主管部门应在确保安全前提下,以需求为导向,优先考虑含光热发电,氢能制输储用,梯级电站储能、抽汽蓄能、电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能等新型储能示范的“一体化”项目.积极鼓励“一体化”项目在规划、建设、运行各个阶段实现统筹管理,充分发挥虚拟电厂调节作用,积极推进一体化智慧联合调控,系统集成管理体制和商业模式。
四、监测监管
(一)“一体化”项目必须符合电力行业相关政策、规范、标准,满足有关环保、安全等要求,严禁借“一体化”项目名义为违规电厂转正、将公用电厂转为自备电厂、拉专线、逃避政府性基金及附加等行为。
(二)各省级能源主管部门应积极建设所辖区内“一体化”项目管理平台,建立项目建设、运行信息的统计报送机制,细化项目信息汇总、动态监测,定期向国家能源局报送项目纳规、核准、建设、运行等推进情况。
(三)国家能源局派出机构负责业务领域内所有“一体化”项目相关的电力业务许可证核发工作,加强对项目前置手续、建设流程、实施过程等环节的事中事后监管,并提出针对性监管意见,对于批建不符、运行不符合项目技术要求的,应责令项目单位限期整改。
(四)国家能源局将对所有纳入省级规划的“一体化”项目开展动态监测,定期预警,及时有效预警存在重大风险的项目,以此作为下一年度各省(区、市)开展“一体化”项目纳规工作的前置条件。
联系人:国家能源局电力司
国家能源局综合司
2021年11月10日
抄送: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责任公司、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,中国国际工程咨询有限公司、电力规划设计总院、水电水利规划设计总院、国网经济技术研究院有限公司、国核电力规划设计研究院有限公司
光伏文件
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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