国家能源局关于印发《2024年能源监管工作要点》的通知
各司，各派出机构，各直属事业单位，中能传媒：
为深入贯彻党中央、国务院决策部署，认真落实全国能源工作会议和国家能源局监管工作会议精神，扎实做好2024年能源监管工作，持续推动能源高质量发展，现将《2024年能源监管工作要点》印发给你们，请结合实际情况抓好落实。
附件：2024年能源监管工作要点
国家能源局
2024年1月9日
附件：
2024年能源监管工作要点
2024年能源监管工作的总体思路是：以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻落实党的二十大和二十届二中全会精神，深入落实党中央、国务院决策部署以及中央经济工作会议、全国能源工作会议精神，围绕推动能源高质量发展一条主线，锚定保障能源安全和推动绿色低碳转型两个目标，创新开展过程监管、数字化监管、穿透式监管、跨部门协同监管“四个监管”，以更大担当和作为助力能源高质量发展，为中国式现代化提供坚强能源保障。重点抓好以下工作：
一、坚持底线思维，着力强化能源安全保供监管
（一）督促落实能源安全保供责任。把能源安全保供作为能源监管的首要任务，督促地方政府相关部门和能源企业履行保供主体责任、落实保供政策。充分发挥派出机构“探头”“哨兵”作用，加强电煤、电力、天然气等能源供需形势监测、分析和预警，做好煤炭供应、机组运行、存煤情况等台账化管理，及时发现并向局党组和地方政府报告影响能源保供的苗头性、潜在性、倾向性问题，协调推动能源稳定供应。
（二）推动国家能源规划、政策和项目落实落地。强化国家能源规划、政策执行情况监督检查，对2024年各省（区、市）完成国家“十四五”能源规划主要目标、重点任务、重大工程等情况开展监管。强化过程监管，持续跟踪跨省跨区输电通道、油气管道、大型风光基地、分布式光伏、煤层气开发等项目推进情况，进一步加强火电规划建设情况监管。
（三）充分发挥市场机制保供稳价作用。积极推动跨省跨区电力市场化交易、清洁能源交易、绿电交易，充分发挥区域内、省间资源优化配置作用，促进辅助服务资源跨省互济，加大保供期间发电机组并网运行考核力度。切实发挥需求侧参与系统调节作用，推动用户侧储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体进入电力市场。
二、坚持绿色发展，着力强化清洁能源发展监管
（四）保障新能源和新型主体接入电网。监管电网企业公平无歧视地向新能源项目提供接网服务，开展分布式光伏备案接网推进情况专项监管，重点跟踪分布式光伏备案、并网、交易、结算等情况。指导电网企业进一步优化并网流程、提高并网时效，推动“沙戈荒”风光基地、分布式电源、储能、充电桩等接入电网。
（五）提升调节性电源利用水平。加强电力系统调节性电源常态化监管，采取信息化手段监控，及时发现问题并开展现场检查和督办整改，切实发挥调节性电源促进清洁能源消纳的作用。强化政策引导和规范市场，建立合理的电价和补偿机制，激励调节性电源的建设和运用。加强电力系统调度运行和市场交易监管，确保调节性电源根据实际需求灵活调节，进一步提升利用水平。
（六）有序推进新能源参与市场交易。加强市场机制创新，逐步扩大新能源市场化交易比例，实现新能源发展与市场建设协调推进，更好发挥市场促进消纳作用。建立健全绿色电力交易机制，研究出台绿电交易有关规定，逐步扩大绿电交易规模，着力解决企业购买绿电需求量大、绿电跨省跨区交易难等问题。加快推进绿电、绿证市场建设，培育绿色电力消费市场。
三、坚持公平公正，着力强化自然垄断环节监管
（七）建立健全电力、油气自然垄断环节监管制度。创新建立跨部门协同监管机制，加强与反垄断、国资等部门的协同，形成监管合力。加强能源领域自然垄断企业监管，出台电网企业竞争性业务关联交易信息公开等相关办法。对有关能源央企落实“十四五”能源规划、保障能源安全等情况开展监管，推动企业聚焦主责主业。
（八）加强电网垄断环节监管。强化电网企业落实国家规划、重大项目推进、公平开放、投资成效等情况监管，督促相关企业完善管理制度，规范提供公平开放服务。探索穿透式监管方式，深入监管新能源接网困难、储能调用不合理等问题，深化用户受电工程“三指定”问题纠治，加强电网工程建设运营事中事后监管。
（九）加强油气管网设施公平开放监管。修订出台《油气管网设施公平开放监管办法》，开展油气管网设施公平开放专项监管，重点检查油气管网设施运营企业落实信息公开和报送、独立核算、服务合同履约、公平开放服务等情况，完善相关投诉及纠纷处置机制和程序，督促相关企业完善管理制度，促进油气市场体系建设，规范油气市场秩序，维护市场成员合法权益。
四、坚持顶层设计，着力强化电力市场建设与市场监管
（十）系统推动全国统一电力市场体系建设。编制全国统一电力市场发展规划，厘清多层次电力市场功能定位，做好各品种之间有效衔接，形成全国统一电力市场“1+N”基础规则体系。研究建立电力市场运行评价体系，组织开展省（区、市）电力市场建设综合示范，推动电力市场一体化设计。深化南方区域电力市场机制，推进京津冀、长三角电力市场建设，推动华中等区域电力市场方案研究，完善跨省跨区市场交易机制，实现多层次市场协同运行。
（十一）健全完善辅助服务市场机制。研究出台电力辅助服务基本规则，规范辅助服务功能品种，加快推进调频、备用等辅助服务市场建设，不断引导虚拟电厂、新型储能等新型主体参与系统调节。完善辅助服务品种设置流程和价格形成机制，推动辅助服务成本向用户侧合理疏导，进一步调动灵活调节资源主动参与系统调节积极性。
（十二）精准开展电力市场秩序监管。加大电力市场运行情况的监测和监管力度，推动实现电力调度执行与交易组织情况的在线监测，探索开展数字化监管。研究制定不当干预电力市场化交易行为监管工作指引，提升市场监管的规范性和精准性。聚焦电力市场运行中存在的规则执行不到位、限制市场竞争、信息披露不到位等突出问题，开展专项监管。
五、坚持依法依规，着力强化监管执法权威
（十三）持续打造电力领域综合监管品牌。选取6个省份开展综合监管，集中派出机构骨干力量开展现场监管，聚焦煤电规划建设及改造升级目标任务完成、电网公平开放接入、可再生能源电力消纳保障机制落实、电力调度交易与市场秩序、“获得电力”服务水平提升以及频繁停电整治等情况，对影响范围大、性质恶劣的问题依法依规严肃处理。
（十四）强化重点领域行政执法工作。聚焦电力市场秩序、自然垄断环节、电力安全等重点领域，依法严肃查处违法违规行为，全面提升行政执法的影响力、震慑力。建立重大案件线索指定管辖、疑难复杂案件集中研究等工作机制，统筹使用执法力量，提高行政执法工作水平。
（十五）规范能源行政执法行为。加强行政处罚程序规定、行政处罚案件案由、裁量权基准等制度宣贯，严格执行规范公正文明执法要求，进一步提高行政执法规范化水平。加快推动行政处罚信息管理系统的建设和使用，实现行政处罚全过程管控、可视化管理，进一步提升行政处罚信息化管理水平。
六、坚持预防为主，着力强化电力领域安全监管
（十六）坚决防范电网大面积停电事故。落实运行方式常态化分析制度，将部分重要厂站纳入重要输电通道联合防控工作机制服务范畴，进一步强化骨干网架安全管理。制定出台防止新型并网主体涉网安全事故重点要求，启动《电力安全事故应急处置和调查处理条例》《电力监控系统安全防护规定》和电网安全风险管控办法修订工作，出台电力安全事故调查报告编制指南，完善新形势下大电网安全管理法规体系。
（十七）坚决防范遏制重特大生产安全事故和水电站大坝安全事故。按照国务院安委会统一部署，组织开展能源电力系统安全生产治本攻坚三年行动（2024—2026年），从推动重大电力安全隐患动态清零、强化油气管道保护和煤矿本质安全、发挥安全科技支撑作用、提升从业人员素质能力等七个方面，推动落实24项具体任务，着力提升能源电力系统本质安全水平。继续开展水电站大坝安全提升专项行动，排查整治管理漏洞和工程隐患，建立长效机制，不断提升大坝安全总体水平。
（十八）持续加强重点领域安全监管。组织开展配电网安全风险管控专项行动、电力建设工程施工安全和质量管理专项监管，强化质监机构监督，深入排查治理安全隐患。研究起草煤电机组深度调峰安全管理指导意见，强化煤电机组参与深度调峰安全监督管理。继续组织跨省区大面积停电应急演练，持续推进国家级电力应急基地和研究中心建设。与地方电力管理部门加强协同配合，形成安全监管合力，提升监管效能。
七、坚持问题导向，着力强化资质管理和信用监管
（十九）融合信用手段开展专项监管。组织开展电力业务资质许可专项监管，重点聚焦发电企业无证经营、超越许可范围经营、承装（修、试）电力设施持证企业虚假承诺、出租出借许可证等问题。深化告知承诺制，持续开展持证企业许可条件保持情况常态化监管。扩大信用手段应用范围，在电力市场领域探索开展信用监管试点。
（二十）完善许可和信用制度规范。修订《承装（修、试）电力设施许可证管理办法》，依法依规推进承装（修、试）电力设施市场持续健康发展。研究制定全国统一电力市场信用体系建设指导意见和公共信用综合评价应用相关制度。进一步完善许可管理制度，优化许可流程，研究应用信用约束措施，加强全流程闭环监管。
（二十一）强化资质和信用数字化监管。升级完善资质和信用信息系统智能核验、事中事后核查、许可条件保持监督等功能，推动资质许可电子证照深化应用。扎实做好许可服务“好差评”，定期通报许可和信用工作。加强政策制度宣贯，依法发布行政许可、行政处罚、信用承诺和失信惩戒信息。
八、坚持监管为民，着力强化民生领域用能监管
（二十二）持续推动解决群众用能急难愁盼问题。推进频繁停电线路和台区治理，适时开展频繁停电整治情况“回头看”，督促供电企业建立年度台账销号机制。持续开展北方地区清洁取暖专项监管，重点跟踪清洁取暖政策落实和工作实施总体情况，压实地方政府保障取暖用能属地责任和各类企业主体责任，确保取暖用能供需平稳。
（二十三）持续优化用电营商环境。巩固“获得电力”服务成效，深化政企协同办电机制，推动破解高压办电难点问题，指导有条件的地区进一步扩大低压办电“零投资”范围。加强提升“获得电力”服务水平政策研究，持续推动全国办电用电服务水平整体提升。高质量做好新一轮世行营商环境评估“获得电力”指标参评工作。
（二十四）持续发挥12398热线“连心桥”作用。进一步优化12398能源监管投诉举报热线的诉求受理、工单转办、属地办理、结果反馈等环节工作流程，认真做好投诉举报处理，梳理分析典型问题，加强重大问题督办，进一步压实相关企业整改责任，确保群众反映的用能诉求得到及时高效解决。
九、坚持党建引领，着力强化干部队伍监管能力建设
（二十五）树立大抓基层的鲜明导向。坚持不懈用习近平新时代中国特色社会主义思想凝心铸魂，巩固拓展主题教育成果，深刻领悟“两个确立”的决定性意义，增强“四个意识”、坚定“四个自信”、做到“两个维护”。深入学习贯彻习近平总书记关于党的建设的重要思想，认真落实机关党建主体责任、垂管单位党建工作责任，着力增强基层党组织政治功能和组织功能，以高质量党建引领推动能源高质量发展。
（二十六）提升监管队伍履职尽责能力。全面落实局党组《关于加强干部队伍监管能力建设的意见》，不断加强监管队伍思想淬炼、政治历练、实践锻炼、专业训练。用好“能源大讲堂”等平台载体，健全行政执法培训机制，分类分级开展培训。坚持在实战中锻炼队伍，组织派出机构骨干力量开展综合监管集中作战，持续提升政治素质和业务水平。积极推进能源监管信息化建设，提升监管数字化水平，提高监管效能。
（二十七）强化干部作风和纪律建设。始终把满足人民群众对美好生活的用能需求作为监管工作出发点和落脚点，着力解决好人民群众最关心、最迫切的问题。严格落实中央八项规定及其实施细则精神，坚持纠“四风”树新风并举。加强对监管队伍的日常教育、管理和监督，及时发现解决各类苗头性、倾向性问题，指导督促党员干部不逾底线、远离红线。加强制度建设，管好用好能源监管权力，防范权力滥用的廉政风险。
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）
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/2024-01/09/c_1310761513.htm 。
