https://www.pvmeng.com/2024/04/11/25533/
中国人民银行
国家发展改革委
工业和信息化部
财政部
生态环境部
金融监管总局
中国证监会
关于进一步强化金融支持绿色低碳发展的指导意见
中国人民银行上海总部，各省、自治区、直辖市及计划单列市分行，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、工业和信息化主管部门、财政厅（局）、生态环境厅（局），国家金融监督管理总局各监管局，中国证监会各证监局：
为贯彻落实党中央、国务院关于碳达峰碳中和重大决策部署，做好绿色金融大文章，积极支持绿色低碳发展，经国务院同意，现提出如下意见。
一、总体要求
（一）指导思想。
以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的二十大精神，深入践行习近平生态文明思想，坚持稳中求进工作总基调，立足新发展阶段，完整、准确、全面贯彻新发展理念，加快构建新发展格局，着力推动高质量发展，进一步强化金融对绿色低碳发展的支持，坚定不移走生态优先、节约集约、绿色低碳的高质量发展道路，为确保国家能源安全、助力碳达峰碳中和形成有力支撑。
（二）工作原则。
——统筹发展和安全。统筹高质量发展和高水平安全，加大金融对绿色低碳发展的支持力度，协同推进降碳、减污、扩绿、增长，加强风险识别和管控，在推动新型能源体系建设和能源企业转型过程中防范化解风险，确保粮食、能源资源、重要产业链供应链安全和群众正常生活，为经济高质量发展提供有力支撑。
——兼顾长期与当前。坚持系统观念，加强前瞻性思考和全局性谋划，科学有序推进碳达峰碳中和，立足我国能源资源禀赋，乘势而上、先立后破，合理规划和实施金融支持碳减排的短、中、长期任务，推动各项任务尽早起步、持续发力，稳妥有序推进绿色金融改革创新，更好服务绿色低碳发展。
——激励与约束并重。充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好发挥政府作用，引导金融资源支持高排放行业绿色低碳转型和可再生能源项目建设，促进工业绿色转型和升级，支持绿色低碳交通和绿色建筑发展。严控金融资源投向高耗能、高排放、低水平项目。
——坚持高标准推动和高水平合作。按照国家绿色低碳发展战略，科学制定、规范实施清晰可执行的绿色金融和转型金融标准，推动中国标准与国际标准体系兼容。积极参与应对气候变化全球治理，主动引领全球绿色金融议题，为全球应对气候变化贡献中国智慧，加强国际成熟经验的国内运用和国内有益经验的国际推广。
（三）主要目标。
未来5年，国际领先的金融支持绿色低碳发展体系基本构建，金融基础设施、环境信息披露、风险管理、金融产品和市场、政策支持体系及绿色金融标准体系不断健全，绿色金融区域改革有序推进，国际合作更加密切，各类要素资源向绿色低碳领域有序聚集。
到2035年，各类经济金融绿色低碳政策协同高效推进，金融支持绿色低碳发展的标准体系和政策支持体系更加成熟，资源配置、风险管理和市场定价功能得到更好发挥。
二、优化绿色金融标准体系
（四）推动金融系统逐步开展碳核算。建立健全金融机构碳核算方法和数据库，着力推动成熟的碳核算方法和成果在金融系统应用，制定出台统一的金融机构和金融业务碳核算标准，推动金融机构加强自身及其投融资相关业务碳排放数据的管理和统计。提升金融机构碳核算的规范性、权威性和透明度。鼓励金融机构和企业运用大数据、金融科技等技术手段为碳核算工作提供技术支撑。
（五）持续完善绿色金融标准体系。制定统一的绿色金融标准体系。持续优化我国绿色债券标准，统一绿色债券募集资金用途、信息披露和监管要求，完善绿色债券评估认证标准。进一步优化绿色公司债券申报受理及审核注册“绿色通道”制度安排，提升企业发行绿色债券的便利度。研究制定《绿色债券支持项目目录》低碳项目推荐性指引、绿色债券碳核算方法和披露标准，要求债券发行人核算并披露募集资金所支持项目的碳减排量和碳排放量。完善绿色债券统计，逐步构建可衡量碳减排效果的绿色金融统计体系，全面反映金融支持生态文明建设成效。进一步完善绿色信贷标准体系。建立健全绿色保险标准。研究制定绿色股票标准，统一绿色股票业务规则。适时推动温室气体分项核算、披露和统计。加快研究制定工业绿色发展指导目录和项目库，大力支持绿色技术创新。支持建立气候投融资项目库标准体系。加快研究制定转型金融标准，将符合条件的工业绿色发展项目等纳入支持范围，明确转型活动目录、披露要求、产品体系和激励机制等核心要素。
三、强化以信息披露为基础的约束机制
（六）推动金融机构和融资主体开展环境信息披露。分步分类探索建立覆盖不同类型金融机构的环境信息披露制度，推动相关上市公司、发债主体依法披露环境信息。制定完善上市公司可持续发展信息披露指引，引导上市公司披露可持续发展信息。健全碳排放信息披露框架，鼓励金融机构披露高碳资产敞口和建立气候变化相关风险突发事件应急披露机制。定期披露绿色金融统计数据。
（七）不断提高环境信息披露和评估质量。研究完善金融机构环境信息披露指南。鼓励信用评级机构建立健全针对绿色金融产品的评级体系，支持信用评级机构将环境、社会和治理（ESG）因素纳入信用评级方法与模型。推动重点排污单位、实施强制性清洁生产审核的企业、相关上市公司和发债企业依法披露的环境信息、碳排放信息等实现数据共享。发挥国家产融合作平台作用，建立工业绿色发展信息共享机制，推动跨部门、多维度、高价值绿色数据对接。
四、促进绿色金融产品和市场发展
（八）推进碳排放权交易市场建设。依据碳市场相关政策法规和技术规范，开展碳排放权登记、交易、结算活动，加强碳排放核算、报告与核查。研究丰富与碳排放权挂钩的金融产品及交易方式，逐步扩大适合我国碳市场发展的交易主体范围。合理控制碳排放权配额发放总量，科学分配初始碳排放权配额。增强碳市场流动性，优化碳市场定价机制。
（九）加大绿色信贷支持力度。在依法合规、风险可控和商业可持续的前提下，鼓励金融机构利用绿色金融标准或转型金融标准，加大对能源、工业、交通、建筑等领域绿色发展和低碳转型的信贷支持力度，优化绿色信贷流程、产品和服务。探索采取市场化方式为境内主体境外融资提供增信服务，降低海外金融活动风险。加强供应链金融配套基础设施建设，推动绿色供应链创新与应用。
（十）进一步加大资本市场支持绿色低碳发展力度。支持符合条件的企业在境内外上市融资或再融资，募集资金用于绿色低碳项目建设运营。大力支持符合条件的企业、金融机构发行绿色债券和绿色资产支持证券。积极发展碳中和债和可持续发展挂钩债券。支持清洁能源等符合条件的基础设施项目发行不动产投资信托基金（REITs）产品。支持地方政府将符合条件的生态环保等领域建设项目纳入地方政府债券支持范围。加强对生态环境导向的开发模式（EOD）的金融支持，完善相关投融资模式。在依法合规、风险可控前提下，研究推进绿色资产管理产品发展。规范开展绿色债券、绿色股权投融资业务。鼓励境外机构发行绿色熊猫债，投资境内绿色债券。支持证券基金及相关投资行业开发绿色投资产品，更好履行环境、社会和治理责任。加大金融支持绿色低碳重大科技攻关和推广应用的力度，强化基础研究和前沿技术布局，加快先进适用技术研发和推广等。
（十一）大力发展绿色保险和服务。完善气候变化相关重大风险的保险保障体系。为高风险客户提供防灾防损预警服务，及时排查风险隐患，降低理赔风险。发挥保险资金长期投资特点，鼓励保险资金按照商业化原则支持绿色产业和绿色项目，优化长期投资能力考评机制。鼓励保险机构研究建立企业碳排放水平与保险定价关联机制。推动发展新能源汽车保险。
（十二）壮大绿色金融市场参与主体。推广可持续投资理念，吸引养老保险基金等长期机构投资者投资绿色金融产品。鼓励银行业金融机构建设绿色金融特色分支机构，将绿色金融发展纳入金融机构考核评价体系。鼓励有条件、有意愿的金融机构采纳或签署以绿色金融、可持续金融等为主题的国际原则或倡议。在交易账户设立、交易、登记、清算、结算、资金汇兑和跨境汇入汇出等环节，为境外投资者配置境内绿色金融资产提供便利化金融服务。涉及碳资产业务的，按照《巴黎协定》国内履约要求管理。
五、加强政策协调和制度保障
（十三）推动完善法律法规。发挥法治固根本、稳预期、利长远的保障作用，推进绿色金融领域立法，促进金融支持绿色转型和低碳发展。鼓励有条件的地方依法率先出台地方性绿色金融法规。研究明确商业银行在绿色金融方面的社会责任及授信审查尽职免责要求。
（十四）完善金融机构绿色金融考核评价机制。不定期开展政策跟踪评估，持续优化绿色金融评价机制，完善和加强金融支持绿色低碳发展的信息通报机制。加大对金融机构绿色金融业务及能力的考核评价力度，逐步将金融机构持有的绿色基金和境外绿色金融资产纳入绿色金融评价，丰富评价结果运用场景。鼓励金融机构通过调整内部资金转移定价和经济资本占用等方式引导金融资源绿色化配置，不断优化金融机构资产结构。将金融支持碳达峰碳中和工作情况纳入金融机构高级管理人员考核。
（十五）丰富相关货币政策工具。用好碳减排支持工具，向符合条件的金融机构提供低成本资金，支持金融机构向具有显著碳减排效益的重点项目提供优惠利率融资。推动中央银行资产配置绿色化，逐步将可持续性纳入外汇储备长期经营管理目标，继续投资绿色债券。
（十六）支持高排放行业和高排放项目绿色低碳转型。充分发挥国家绿色发展基金的示范引领作用。鼓励具备条件的金融机构、社会资本成立碳达峰碳中和转型基金。引导金融机构支持清洁运输、清洁取暖和重点行业超低排放改造，大力支持清洁能源的研发、投资、推广运用，继续促进煤炭清洁高效利用，鼓励金融资源向环保绩效等级高的企业倾斜。支持发行转型债券，满足规模以上能源生产消费企业改造升级等低碳转型需求。将高排放行业和高排放项目碳减排信息与项目信贷评价、信用体系建设挂钩。推进高排放行业绿色低碳转型和数字化、智能化升级。
（十七）深化绿色金融区域改革。稳步有序探索具有区域特色的绿色金融发展和改革路径，做好试验区总结评估和经验推广工作。有序开展绿色金融改革创新试验区升级扩容。支持有条件的地方开展气候投融资试点，探索建立气候友好型投融资体制机制。推动绿色金融标准在绿色金融改革创新试验区先行先试，支持建立高标准绿色项目库并实现互联互通。
（十八）在国家区域重大战略中进一步支持绿色发展。推动在岸绿色金融市场发展与上海国际金融中心建设、人民币国际化的良性互动，提升人民币绿色产品定价的国际影响力。建立健全长三角环境信息共享机制，推动绿色金融信息管理系统在长三角地区率先推广。支持京津冀、粤港澳大湾区等国家区域重大战略实施区域发展绿色金融产业，建设国际认可的绿色债券认证机构。
六、强化气候变化相关审慎管理和风险防范
（十九）健全审慎管理。逐步将气候变化相关风险纳入宏观审慎政策框架，引导金融机构支持绿色低碳发展，推动金融机构定期向金融管理部门报送高碳资产规模、占比和风险敞口等信息。适时披露中国金融体系气候变化相关风险压力测试结果。根据气候变化相关风险，研究完善风险监管指标和评估方法。
（二十）增强金融机构应对风险的能力。推动金融机构将气候变化相关风险纳入风险控制体系及公司治理框架。鼓励金融机构运用气候风险压力测试、情景分析等工具和方法，开展气候风险评估，配套完善内部控制制度、政策工具和管理流程，有效应对转型风险。推动保险机构建立气候变化相关风险评估预测模型，利用大数据等技术手段开展气候灾害风险分析。
七、加强国际合作
（二十一）深化绿色金融合作。积极参加二十国集团（G20）、金融稳定理事会（FSB）、央行与监管机构绿色金融网络（NGFS）、可持续金融国际平台（IPSF）、国际清算银行（BIS）、巴塞尔银行监管委员会（BCBS）、可持续银行和金融网络（SBFN）、国际证监会组织（IOSCO）等多边及双边绿色金融合作机制。主动参加绿色金融国际标准制定，推动中国标准与国际标准体系兼容。推动国内国际绿色金融产品与服务互联互通，便利中外投资者跨境开展绿色投资。
（二十二）推动“一带一路”绿色投资。鼓励银行、股权类投资机构、基金公司等各类金融机构在“一带一路”共建国家和地区开展绿色低碳投资。
八、强化组织保障
（二十三）加强组织领导，形成发展合力。坚持和加强党的全面领导，坚决维护党中央权威和集中统一领导，加强金融支持绿色低碳发展的部门协调合作，形成金融支持绿色低碳发展合力。加强对绿色金融的行为监管和功能监管，提高风险早识别、早预警、早处置能力，重大事项及时向党中央、国务院报告。加强各有关部门信息共享，加强金融机构与企业之间的沟通交流，引导企业有效开展绿色转型和技术改造，推动金融支持绿色低碳政策平稳落地。推动地方政府因地制宜，明确责任分工，建章立制，保障金融支持绿色低碳发展各项政策有效落地。加强对金融支持绿色低碳发展的宣传，营造绿色金融发展良好氛围。
（二十四）强化绿色金融能力建设。加强学术交流与合作，推进绿色金融相关学科专业建设，开展金融支持绿色低碳发展相关重大课题的基础性和前瞻性研究。大力开展绿色金融培训，促进金融管理部门、金融机构和第三方机构提升绿色金融能力。支持金融机构与国内外同业机构就气候风险压力测试、情景分析等开展技术交流，进一步强化金融支持绿色低碳发展的能力建设。
中国人民银行
国家发展改革委
工业和信息化部
财政部
生态环境部
金融监管总局
中国证监会
2024年3月27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）
本文来自，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://www.pbc.gov.cn/goutongjiaoliu/113456/113469/5325946/index.html 。
