摘要：
- 到2027年，绿色保险政策支持体系比较完善，服务体系初步建立；
- 到2030年，绿色保险发展取得重要进展，服务体系基本健全，
- 针对太阳能、风电、水电、核电等能源产业生产、建设和运营期间的风险特性，提供全生命周期保险保障；
- 为可再生能源替代、屋顶光伏系统等建筑节能相关风险提供保险保障。
国家金融监督管理总局关于推动绿色保险高质量发展的指导意见
各监管局，各保险集团（控股）公司、保险公司、保险资产管理公司，银保信公司、上海保交所、保险业协会、保险学会、精算师协会、保险资管业协会：
绿色保险是指保险业在环境资源保护与社会治理、绿色产业运行和绿色生活消费等方面提供风险保障和资金支持等经济行为的统称。为贯彻落实党中央、国务院关于推动绿色发展的决策部署，充分发挥保险在促进经济社会发展全面绿色转型中的重要作用，积极稳妥助力碳达峰、碳中和，现提出以下意见。
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、中央金融工作会议等精神，按照党中央、国务院关于加快推进生态文明建设的总体部署，坚持节约低碳环保可持续发展等绿色发展原则，强化保险业供给侧结构性改革，构建绿色保险服务体系，推动绿色保险高质量发展，加大对绿色、低碳、循环经济的支持，防范环境、社会和治理风险，提升绿色保险服务经济社会绿色转型质效。
（二）基本原则
坚持系统观念、稳中求进。自觉将行业发展与服务碳达峰、碳中和目标相结合，从战略高度系统化、体系化推进绿色保险发展，同步提升自身的环境、社会和治理表现。坚持稳中求进工作总基调，强化风险意识，积极稳妥推进绿色保险可持续发展。
坚持示范引领、重点突破。鼓励因地制宜，先行先试，通过示范带动和典型推广，加快形成可复制、可推广的绿色保险实践经验。围绕重点领域、重点行业加大绿色保险风险保障力度，不断挖掘行业风险特点和保障需求，持续提升服务能力。
坚持创新驱动、数字赋能。加快推进绿色保险管理、模式和服务创新，探索保险支持绿色发展新路径。加快数字化改革，强化科技支撑，丰富绿色保险产品体系，提升绿色保险服务水平。
坚持协同推进、开放合作。加强与地方政府和相关行业主管部门联动协作，促进绿色保险与绿色产业的协同发展，推动各领域绿色发展政策和标准有序衔接，鼓励产学研联动，强化区域协同，推进对外合作，共同支持绿色保险发展。
（三）主要目标
到2027年，绿色保险政策支持体系比较完善，服务体系初步建立，风险减量服务与管理机制得到优化，产品服务创新能力得到增强，形成一批具有典型示范意义的绿色保险服务模式，绿色保险风险保障增速和保险资金绿色投资增速高于行业整体增速，在促进经济社会绿色转型中的作用得到增强。
到2030年，绿色保险发展取得重要进展，服务体系基本健全，成为助力经济社会全面绿色转型的重要金融手段，绿色保险风险保障水平和保险资金绿色投资规模明显提升，社会各界对绿色保险的满意度、认可度明显提升，绿色保险发展市场影响力显著增强。
二、加强重点领域绿色保险保障
（四）提升社会应对气候变化能力。
加快发展气候保险，加大对气候投融资试点地方的风险保障力度，服务应对气候变化国家战略。推动巨灾保险发展，扩大巨灾保险覆盖面，运用再保险有效分散风险，研究探索通过巨灾债券等新型风险转移方式拓宽风险分散渠道，推动形成多层次多维度的巨灾风险分散体系，提升行业巨灾风险承担能力。保险业要加强对公共基础设施、城镇住房、农房、人员等的风险保障，积极主动应对自然灾害。有序发展气象指数类保险，创新“保险+气象”服务机制。
（五）保障绿色低碳科技创新。
持续推进绿色装备、材料以及软件等相关科技保险创新，为技术研发、设备制造、使用运维等各环节提供风险保障。围绕绿色低碳科技领域，加快推进研发费用损失类、知识产权类、低碳零碳负碳技术装备类等科技保险发展。围绕绿色技术创新领域中的创新型中小企业、“专精特新”中小企业和“小巨人”企业等发展，为科技研发、成果转化、产业化落地、人才建设等提供保险支持。支持“一带一路”绿色发展，推动我国绿色低碳技术、装备、服务“走出去”。
（六）推动能源绿色低碳转型。
针对太阳能、风电、水电、核电等能源产业生产、建设和运营期间的风险特性，提供全生命周期保险保障。探索推进新型储能、氢能、生物质能、地热能、海洋能等新能源领域的保险创新，覆盖研发、制造、运维等关键环节风险。通过保险机制为新型电力系统建设提供风险解决方案。为传统能源绿色升级改造提供保险保障。
（七）推进碳汇能力巩固提升。
积极为森林、草原、湿地、海洋、土壤等具备固碳作用的标的提供保险保障，探索开展矿山、土壤等生态修复责任保险，为山水林田湖草沙一体化保护修复工程建设丰富保险供给。在蓝碳领域、渔业领域、沿海生态领域推进风险管理与保险机制创新。为绿色低碳循环农业提供风险保障，推广高标准农田建设工程质量保险，扩大生态农业保险覆盖面，创新研发耕地地力指数等保险。在依法合规、风险可控前提下，探索开展碳交易、碳减排、碳汇等碳保险业务，并针对碳捕集与封存等前沿性固碳技术提供保险服务。
（八）支持绿色低碳全民行动。
积极为新能源汽车、电动自行车、共享单车等提供保险保障，推动绿色低碳出行。助推绿色消费发展，为绿色低碳产品提供风险保障支持。探索开展涉碳数据保险，丰富保险服务场景和模式。
（九）提高企业环境污染防治水平。
依法推进涉重金属、石油化工、危险化学品、危险废物等环境高风险经营单位环境污染责任保险业务，鼓励各地建立健全环境污染责任保险制度，提升工矿企业用地性质变更、退出、再开发环节的环境风险保障水平。积极发展船舶污染损害责任保险、道路危险货物运输承运人责任保险、职业病责任保险等业务，提升企业生产、储存、运输等环节的环境风险保障水平。探索开展针对渐进性污染和生态环境损害等保险业务。
（十）服务工业领域绿色低碳与绿色制造工程发展。
针对钢铁、有色金属、建材、石化化工等行业企业绿色低碳发展中面临的风险，积极提供包括装备、产品、人员等在内的一揽子保险方案和服务。围绕环保绩效等级提升项目、绿色工厂、绿色工业园区、绿色供应链管理企业和绿色设计等发展，探索开展各类保险服务。为大宗工业固废综合利用企业、再生资源综合利用产业、再制造产业、产业园区循环化发展和资源循环利用提供专属保险保障方案。在保险领域推广应用再制造等资源综合利用产品。
（十一）推进城乡建设节能降碳增效。
为可再生能源替代、屋顶光伏系统等建筑节能相关风险提供保险保障。发展绿色建筑性能保险、超低能耗建筑性能保险等业务，深入推进建筑节能和绿色建筑领域风险减量服务，对项目规划、设计、施工、运行进行全过程绿色性能风险管控。针对绿色农房、节能低碳设施、可再生能源设备、农村电网等做好保险保障服务。
（十二）助力交通运输绿色低碳发展。
围绕新能源汽车、智能网联汽车、轨道交通等领域发展，为研发、制造、应用等环节提供保险保障。围绕低空经济、多式联运、绿色配送等领域提供适配的保险保障方案。围绕绿色交通基础设施建设，为规划、建设、运营和维护提供综合性风险保障方案。
三、加强保险资金绿色投资支持
（十三）完善绿色投资管理体系。
建立健全投资管理体系，完善投资管理制度和流程，将环境、社会、治理因素纳入公司治理、投资决策和风险控制流程。探索建立绿色投资业绩评价和考核体系，优化激励和约束机制，加大对绿色投资的内部资源投入。
（十四）强化保险资金绿色发展支持。
充分发挥保险资金长期投资优势，在风险可控、商业可持续的前提下，加大绿色债券配置，提高绿色产业投资力度。坚持资产负债匹配原则，积极运用保险资产管理产品等工具，加大对绿色、低碳、循环经济等领域金融支持力度，逐步提升绿色产业领域资产配置。
（十五）加强绿色投资流程管理。
提升对所投资产涉及环境、社会、治理风险等方面的分析能力，强化尽职调查、合规审查、投资审批、投后管理，通过完善合同条款、强化社会监督等方式督促融资方加强环境、社会、治理风险管理，鼓励开展投资组合碳排放测算。加强对高碳资产的风险识别、评估和管理，渐进有序降低投资组合碳强度。
四、加强绿色保险经营管理能力支撑
（十六）强化绿色保险主体责任。
各保险企业要落实绿色保险发展主体责任，建立绿色保险组织领导和协调推动机制，指定专门机构或高级管理人员负责绿色保险工作并研究设立相关绩效考核指标，明确绿色保险发展战略，确定重点支持方向和领域，统筹推动绿色保险发展。建立有利于绿色保险创新的工作机制，完善绿色保险内控制度和考核评价体系，持续推动绿色保险产品和服务创新。
（十七）加大绿色保险资源投入。
各保险企业要制定绿色保险工作规划，在经营战略、业务管理等方面给予差异化支持政策。加强绿色保险培训，充实专业人才储备。探索设立绿色保险专业部门、特色分支机构、创新实验室等专门机构，积极应用新科技、新技术，提高碳管理数字化水平。实行绿色办公、绿色运营、绿色采购、绿色出行等，提高绿色运营水平。
（十八）提升绿色保险风控能力。
各保险企业要探索利用大数据、人工智能、云计算等前沿科技，有效识别、监测、防控绿色保险发展中的环境、社会和治理风险，并将其纳入管理流程和全面风险管理体系。完善与客户环境、社会、治理等各类风险状况相挂钩的保险费率浮动机制，引导客户强化自身风险管理。支持再保险公司开发巨灾模型，提升行业巨灾风险定价能力。开展绿色保险产品定价回溯，提高风险定价的有效性、充足性，强化再保资源支持。
（十九）健全绿色保险服务体系。
各保险企业要围绕绿色保险新领域，推进产品创新，提升定价能力，丰富服务形式，增加服务供给，增强服务能力，提供一揽子风险减量与损失保障保险方案。加强绿色保险产品开发管理、风险减量管理和理赔专业队伍建设，创新绿色保险理赔模式，建立更加高效、低碳的服务体系，提高服务质效。强化行业协同，建立绿色保险服务网络，提高服务时效、广度和深度。
五、工作保障
（二十）加强监管引领。
逐步优化绿色保险偿付能力计算规则。完善保险资金运用政策，加强对保险资金绿色投资的支持力度。优化绿色保险产品备案管理，鼓励探索建立区域性的绿色保险产品创新保护机制。完善绿色保险业务领域相关制度规范。加强绿色保险经营情况监管评价，将结果纳入偿付能力监管、非现场监管等工作体系，探索差异化分类监管，强化监管正向激励作用。
（二十一）强化统计分析。
强化绿色保险业务统计工作，优化和完善绿色保险业务统计制度，建立绿色投资统计制度。各保险企业要不断强化对绿色保险产品、绿色产业客户和绿色保险标的的识别和管理，全面、准确统计绿色保险业务发展情况。各保险企业应于每年4月底前向金融监管总局或属地监管机构报送上年度绿色保险发展情况报告，持续提升信息披露水平。
（二十二）推进行业协同。
保险业协会要研究推动绿色保险标准体系建设工作，强化行业绿色保险业务经验交流与跨行业交流合作，牵头研究制定重点领域绿色保险示范条款。保险资管业协会要加强保险资金绿色投资领域的研究，制定绿色投资和绿色投资产品的认定标准，有序推动绿色投资信息披露及自律评价工作。保险学会要加大绿色保险产学研结合力度，牵头推进绿色保险理论与实践问题研究。精算师协会要推动行业加强绿色风险数据积累和交流，为绿色保险风险评估、损失测算、费率厘定等提供数据支持。银保信公司要发挥行业基础设施作用，研究探索为行业开展绿色保险识别标识提供数据支持。上海保交所要充分发挥交易平台服务功能，试点开展绿色保险产品创新孵化和信息披露工作。
（二十三）加大政策支持。
全行业要加强与各业务主管部门、地方政府部门等沟通协调，积极争取财政、税收、资金等方面的政策支持，强化数据交流共享，共同推进绿色保险高质量发展。加大京津冀、长三角、粤港澳大湾区以及成渝地区双城经济圈等重点区域绿色保险业务创新和服务协同，支持绿色金融改革创新试验区绿色保险试点建设与推广，打造多层次、广覆盖、差异化的绿色保险发展体系。
（二十四）加强宣传交流。
行业自律组织要积极搭建宣传交流平台，组织开展形式多样的宣传活动，传播绿色保险理念和政策，营造有利于绿色保险发展的良好环境。要加强与绿色产业企业、研究机构等组织的交流合作，积极开展对外合作交流，推动制度、准则和标准共建，共同助力绿色低碳发展。
国家金融监督管理总局
2024年4月20日
附：
国家金融监督管理总局印发《关于推动绿色保险高质量发展的指导意见》
为贯彻落实党中央、国务院关于推动绿色发展的决策部署，充分发挥保险在促进经济社会发展全面绿色转型中的重要作用，积极稳妥助力碳达峰、碳中和，近日，金融监管总局印发《关于推动绿色保险高质量发展的指导意见》（以下简称《指导意见》）。
《指导意见》主要包括五个部分、二十四条举措。分别从总体要求、加强重点领域绿色保险保障、加强保险资金绿色投资支持、加强绿色保险经营管理能力支撑以及工作保障等五个方面提出明确要求。
在总体要求方面，《指导意见》确立了推动绿色保险高质量发展的指导思想，明确了坚持系统观念、稳中求进，坚持示范引领、重点突破，坚持创新驱动、数字赋能，坚持协同推进、开放合作的基本原则，并分两个阶段确定了主要目标。在加强重点领域绿色保险保障方面，《指导意见》从负债端提出九项重点工作任务，包括提升社会应对气候变化能力、保障绿色低碳科技创新、推动能源绿色低碳转型、推进碳汇能力巩固提升、支持绿色低碳全民行动、提高企业环境污染防治水平、服务工业领域绿色低碳与绿色制造工程发展、推进城乡建设节能降碳增效、助力交通运输绿色低碳发展等。在加强保险资金绿色投资支持方面，《指导意见》从投资端提出三项重点工作任务，涉及完善绿色投资管理体系、强化保险资金绿色发展支持、加强绿色投资流程管理等。在加强绿色保险经营管理能力支撑方面，《指导意见》聚焦保险机构，从强化主体责任、加大资源投入、提升风控能力、健全服务体系等四方面提出要求，确保绿色保险业务持续有效开展。在工作保障方面，《指导意见》从加强监管引领、强化统计分析、推进行业协同、加大政策支持、加强宣传交流等五方面入手，全面提升对绿色保险发展的政策支持与保障力度。
《指导意见》是金融监管总局在2022年建立发布绿色保险业务统计制度基础上推出的又一重要工作举措，将进一步发挥监管引领作用，推动绿色保险有力有序发展。下一步，金融监管总局将持续推动完善绿色保险政策体系，不断提升绿色保险服务经济社会绿色转型质效，促进绿色保险发展进一步走深走实。
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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