国家能源局综合司关于强化市场监管有效发挥市场机制作用促进今冬明春电力供应保障的通知(国能综通监管〔2021〕99号)20211110

国家能源局综合司关于强化市场监管有效发挥市场机制作用促进今冬明春电力供应保障的通知(国能综通监管〔2021〕99号)20211110

国家能源局综合司
关于强化市场监管有效发挥市场机制作用促进今冬明春电力供应保障的通知

国能综通监管〔2021〕99号

各派出机构,国家电力调度和控制中心、中国南方电网电力调度控制中心,北京电力交易中心有限公司、广州电力交易中心有限责任公司:

  党中央、国务院高度重视当前能源供应保障工作,中央领导同志多次做出重要指示批示,确保经济社会平稳运行,确保能源安全保供,确保人民群众温暖过冬。为完整准确全面贯彻新发展理念,强化市场监管,有效发挥市场机制作用,促进今冬明春电力供应保障工作,经认真研究,现就有关事项通知如下。

一、充分发挥电力中长期交易稳定作用

  (一)抓紧修订各地交易规则。各派出机构要会同地方政府有关部门和市场管理委员会等单位抓紧组织修订各地电力中长期交易实施细则相关条款,可采取补充通知等方式调整、细化有关内容,将深化燃煤发电上网电价市场化改革政策落实到位,按要求放开市场准入和扩大市场交易价格浮动范围。

  (二)强化中长期合同电量履约。各派出机构要加强电力中长期交易合同电量履约监管,形成稳定的送电潮流,严禁发生未经送受双方协商一致随意减送或终止送电的行为,充分发挥电力中长期交易稳定电力、电量总体平衡的作用。鼓励市场主体自主协商签订补充协议,约定交易价格或浮动机制,相关部门和单位不得强制干预。

  (三)优化交易组织执行。电力交易机构要根据供需形势变化和市场主体诉求,增加交易品种、缩短交易周期、提高交易频次,在年度、月度交易的基础上开展月内(周、多日)交易,为市场主体增设短期调整交易电量的市场渠道。电力调度机构、电力交易机构加强调度和交易环节的有序衔接,规范交易组织,提高交易效率。

  (四)积极推进跨省跨区送电协议签订。各派出机构要会同配合地方政府有关部门认真落实国家电力战略规划,指导送受双方按照“利益共享、风险共担”的原则,尽快协商确定送受电电力和电量,送电价格可参照受端地区市场交易价格浮动幅度调整,切实发挥好输电通道送电能力。送电价格暂时无法达成一致的,可按照临时电价先结算再清算,若无临时电价可参照最近一次交易价格结算、事后清算,或先送电后清算。

  (五)增强合同调整灵活性。在受端地区电力供应出现缺口时,原则上送端应严格按合同约定送电;在受端地区相对宽松而送端供应紧张时,可协商调整合同电力电量执行方式,电力调度机构、电力交易机构要适时组织市场主体规范做好相关调整工作。鼓励市场主体通过合同转让、回购、置换等方式调整交易合同电量,减少电量偏差。

二、更好发挥电力辅助服务市场调节作用

  (六)加大发电机组并网运行考核力度。各派出机构要于11月20日前抓紧修订调整“两个细则”相关条款、参数,严格落实“两个细则”考核要求,对能源保供期间非计划停运机组可以实行原标准2-5倍考核力度,抑制机组随意非计划停运,促进机组满发稳发、应发尽发。

  (七)充分调动区域内省间辅助服务资源互济能力。相关派出机构要加快建立健全区域和川渝一体化调峰、调频、备用市场,运用市场化价格机制引导市场主体主动提供辅助服务,充分发挥市场配置资源、调剂余缺的作用,最大限度挖掘和整合系统潜力。

  (八)推动辅助服务成本向用户侧疏导。各派出机构要尽快明确用户参与的辅助服务费用形成机制,指导电网企业和电力交易机构在2022年市场化交易电价中单列辅助服务费用。

  (九)激发需求侧等第三方响应能力。贯彻落实《2030年前碳达峰行动方案》有关要求,结合用户侧参与辅助服务市场机制建设,全面推动高载能工业负荷、工商业可调节负荷、新型储能、自备电厂、电动汽车充电网络、虚拟电厂、5G基站、负荷聚合商等参与辅助服务市场,激励需求侧主动参与系统调节,减少系统运行峰谷差。

三、有效发挥紧急状态下跨省跨区支援作用

  (十)建立健全应急调度机制。电力调度机构在电力系统出现保安全、保平衡需求,且市场化交易手段均已用尽后仍未完全解决问题时,可规范开展日前、日内应急调度,兜底保障电力电量平衡。通过新增临时交易、调减已有电力中长期交易等方式增减调度计划,统筹全网资源实现优化互济,按相关规则规定结算费用,原则上按相应时段的相关市场交易价格高价结算,体现稀缺价值。

  (十一)明确应急调度边界条件。电力调度机构要按相关规定,结合各地实际情况,明确应急调度启动的边界条件和具体标准,做好与电力中长期市场、现货市场和辅助服务市场的有序衔接。根据运行需要,规范及时启动应急调度,做好原因和实施情况记录,及时向送受两端相关市场主体披露详细原因、实施启动终止时间、交易过程及结果等信息,并按要求向国家能源局派出机构和地方政府有关部门书面报告事件经过、信息披露等情况。

四、加强市场交易秩序监管

  (十二)规范电力市场交易。各派出机构要加强电力市场交易秩序监管,督促电网企业和电力调度机构、电力交易机构及各类市场主体严格执行国家电价政策,遵守市场交易规则,完善交易组织流程,强化安全校核,及时足额结算电费,规范组织开展市场化交易。

  (十三)夯实市场运营机构主体责任。各派出机构要指导市场管理委员会建立市场自律监督工作机制,督促电力调度机构、电力交易机构采取有效风险防控措施,加强对市场运营情况监控分析,做好电力电量平衡,合理安排检修计划,按规定做好信息披露和报送工作,确保各市场主体应知尽知。

  (十四)加强非计划停运机组监管。各派出机构要会同地方政府有关部门和电力企业做好并网机组调度运行管理,协同做好非计划停运机组故障分析工作,明晰机组停运原因,建立非计划停运预警机制,督促非计划停运机组在确保安全的前提下及时启动并网,有效缓解煤电机组出力受阻。

  (十五)加大违规行为查处力度。各派出机构要及时纠正以降价为目的的专场交易、设置不合理准入门槛、不当干预市场、限制市场竞争等行为,依法查处违规行为,配合地方政府有关部门严肃查处市场主体价格串通、实施垄断协议、滥用市场支配地位等行为。充分发挥12398能源监管热线作用,做好投诉举报处理工作。

五、加强并网燃煤自备电厂监管

  (十六)督促自备电厂应开尽开。各派出机构要督促地方政府有关部门加强自备电厂监督管理,能源保供期间,电力调度机构和电网企业应督促燃煤自备电厂机组开机时间不得低于前三年平均利用小时数,拥有自备电厂的企业从电网购电量不得超过前三年平均购电量,购电价格严格执行国家政策规定。

  (十七)规范自备电厂购电行为。在电网启动有序用电或需求侧响应期间,原来反送电网或未从电网购电的,不得从电网购电;原来从电网购电的,不得超过自备机组正常启动时历史下网最小电力值。

  (十八)加强高耗能行业自备电厂管理。对于违反相关规定的高耗能行业自备电厂,电力调度机构在紧急情况时,在维持正常保安用电的前提下,可按照《电网调度管理条例》《有序用电管理办法》等规定,对高耗能行业用户采取相关措施。

六、加强电网企业代理购电监管

  (十九)研究建立工作机制。各派出机构要会同地方政府有关部门和市场管理委员会等单位抓紧研究开展对电网代理购电的监管工作,重点围绕电网代理购电的市场交易、信息公开、电费结算、服务质量等关键内容实施监管,积极推动工商业用户直接参与电力市场交易,不断缩小电网企业代理购电范围。

  (二十)规范代理购电行为。各派出机构要督促电网企业规范代理购电行为和方式流程,严格执行市场交易规则和价格机制,优先发电中的低价电源应优先保障居民、农业用户用电,严格按照规定对特定用户执行差别化的代理购电价格,全面保障代理购电服务质量。

  各单位要切实提高政治站位,加强协同配合,形成工作合力,落实相关工作要求,将今冬明春能源保供作为重点工作抓紧抓实。要充分挖掘电力供应保障能力、激发系统调节潜力、优化资源配置,促进电力平稳有序供应和系统安全稳定运行。鼓励各地坚持系统思维和底线思维,因地制宜探索创新市场机制和工作措施,总结提炼并适时推广典型经验做法,形成规范化、制度化模式。工作中如遇重大情况,应及时报告。

国家能源局综合司
2021年11月10日


中国能源政策文件汇总

2021年2020年2019年2018年
2017年2016年2015年2014年
2013年2012年2011年2010年

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

国家能源局综合司关于强化市场监管有效发挥市场机制作用促进今冬明春电力供应保障的通知(国能综通监管〔2021〕99号)20211110

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。

0171219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"

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。

0161226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"

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。

0151222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"

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

0130826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"

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)

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每次光伏发电电价调整
都是中国光伏发展的里程碑节点

国家能源局综合司关于强化市场监管有效发挥市场机制作用促进今冬明春电力供应保障的通知(国能综通监管〔2021〕99号)20211110
一张表 看光伏电价十二年演变

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);

国家能源局综合司关于强化市场监管有效发挥市场机制作用促进今冬明春电力供应保障的通知(国能综通监管〔2021〕99号)20211110
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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 ↓↓↓

企业名单



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:

导读: 梳理“十二五”以来风电、光伏发电项目

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


专题-光伏/风电用地 土地使用税 、耕地占用税

  1. 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
  2. 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
  3. 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
  4. 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

  1. 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
  2. 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
  3. 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
  4. 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
  5. 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)

土地税务:土地使用税 、耕地占用税

  1. 20181229十三届全国人大常委会-中华人民共和国耕地占用税法
  2. 20110108国务院-中华人民共和国城镇土地使用税暂行条例

本文来自国家能源局,本文观点不代表光动百科|PVMeng.com立场,转载请联系原作者,原文链接http://zfxxgk.nea.gov.cn/2021-11/10/c_1310306675.htm

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