摘要：1.全社会用电量2.3万亿千瓦时，同比增长9.8%，第一、二、三产业用电量同比分别增长9.7%、8.0%、14.3%。
2.持续加大油气资源勘探开发和增储上产力度，原油、天然气产量同比分别增长2.3%、5.2%。
3.截至3月底全国累计非化石能源发电装机容量超过16亿千瓦，一季度新增非化石能源发电装机容量占全部新增发电装机的92%左右。
4.截至2月底，全国能源重点项目完成投资额约2680亿元，同比增长17.2%。
5.2024年一季度，全国可再生能源新增装机6367万千瓦，同比增长34%，占新增装机的92%。截至2024年3月底，全国可再生能源装机达到15.85亿千瓦，同比增长26%，约占我国总装机的52.9%，其中，风电和光伏发电之和突破11亿千瓦。
6.2024年一季度，全国可再生能源发电量达6875亿千瓦时，约占全部发电量的30.7%；其中，风电光伏发电量达4253亿千瓦时，同比增长25%。
7.西北地区已投运新型储能装机1030万千瓦，占全国29.2%，华北地区25.3%、华中地区17.5%、南方地区15.2%、华东地区12.3%、东北地区0.5%。
8.从交易范围看，省内交易电量11379.5亿千瓦时，同比增长6.8%；跨省跨区交易电量2868.9亿千瓦时，同比增长11.4%。
从经营区域看，国家电网经营区域市场化交易电量11324.5亿千瓦时，同比增长7.0%；南方电网经营区域市场化交易电量2162.6亿千瓦时，同比增长7.2%；内蒙古电网经营区域市场化交易电量761.3亿千瓦时，同比增长20.0%。
国家能源局发布2023年一季度能源形势、可再生能源发展情况
2024年4月29日，国家能源局举行新闻发布会，发布2023年一季度能源形势、可再生能源发展情况，解读《关于支持光伏发电产业发展 规范用地管理有关工作的通知》、介绍煤矿智能化建设有关工作进展情况，并回答记者提问。
问题一：介绍一季度能源形势情况
今年以来，能源行业深入学习贯彻习近平总书记关于加快发展新质生产力和以更大力度推动新能源高质量发展等重要讲话精神，全面贯彻党的二十大精神，深入落实中央经济工作会议和《政府工作报告》部署，着力推动相关政策措施落地见效，持续推动能源高质量发展，助力中国式现代化建设。国家能源局已印发《2024年能源工作指导意见》，积极指导行业发展和引导社会预期。
今年一季度，迎峰度冬保供任务圆满完成，全国能源消费持续增长，能源供需总体平稳。主要呈现以下四个特点：
一是能源消费持续增长。全社会用电量2.3万亿千瓦时，同比增长9.8%，第一、二、三产业用电量同比分别增长9.7%、8.0%、14.3%。工业是拉动用能增长的主力。煤炭、天然气消费量平稳增长，汽油、煤油消费量快速增长。
二是能源安全保障能力稳步提升。动态督促指导重点产煤省区和企业生产。持续加大油气资源勘探开发和增储上产力度，原油、天然气产量同比分别增长2.3%、5.2%。能源库存保持高位，地下储气库充分发挥峰谷调节功能，有效满足了采暖季用气需求。能源进口基本稳定，主要能源价格稳中有降。
三是绿色低碳转型深入推进。非化石能源发展保持良好势头，截至3月底全国累计非化石能源发电装机容量超过16亿千瓦，一季度新增非化石能源发电装机容量占全部新增发电装机的92%左右；新能源发电量保持两位数增长。加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接，持续完善绿色电力消费政策体系。
四是能源科技创新和新产业发展取得成效。我国油气钻探能力及配套技术跻身国际先进水平。碳捕集、利用与封存（CCUS）技术应用持续推进，华北油田开展深井CCUS先导试验，创国内液态二氧化碳注入井深记录。新型储能装机规模继续保持快速增长，组织开展56个新型储能试点示范项目，涵盖电化学、压缩空气、飞轮、重力储能等多种技术路线，推动新型储能多元化发展和多场景应用。
五是能源投资保持较快增长。今年以来，能源领域有力推进重点基础设施和新型基础设施建设，带动投资增速保持较高水平。据监测，截至2月底，全国能源重点项目完成投资额约2680亿元，同比增长17.2%。
问题二：介绍一季度可再生能源并网运行情况
国家能源局全面贯彻落实党的二十大精神，锚定碳达峰碳中和目标，统筹能源安全供应和绿色低碳发展，全力增加清洁电力供应，今年以来持续巩固可再生能源高比例跃升发展势头。
可再生能源装机规模不断实现新突破。2024年一季度，全国可再生能源新增装机6367万千瓦，同比增长34%，占新增装机的92%。截至2024年3月底，全国可再生能源装机达到15.85亿千瓦，同比增长26%，约占我国总装机的52.9%，其中，风电和光伏发电之和突破11亿千瓦。
可再生能源发电量稳步提升。2024年一季度，全国可再生能源发电量达6875亿千瓦时，约占全部发电量的30.7%；其中，风电光伏发电量达4253亿千瓦时，同比增长25%。下面，分别介绍主要可再生能源发电品种有关情况。
（一）水电建设和运行情况。2024年一季度，全国新增水电并网容量181万千瓦，其中常规水电21万千瓦，抽水蓄能160万千瓦。截至2024年3月底，全国水电累计装机容量达4.23亿千瓦，其中常规水电3.71亿千瓦，抽水蓄能5254万千瓦。2024年一季度，全国规模以上水电发电量2102亿千瓦时，全国水电平均利用小时数为555小时。
（二）风电建设和运行情况。2024年一季度，全国风电新增并网容量1550万千瓦，其中陆上风电1481万千瓦，海上风电69万千瓦。截至2024年3月底，全国风电累计并网容量达到4.57亿千瓦，同比增长22%，其中陆上风电4.19亿千瓦，海上风电3803万千瓦。2024年一季度，全国风电发电量2636亿千瓦时，同比增长16%。
（三）光伏发电建设和运行情况。2024年一季度，全国光伏新增并网4574万千瓦，同比增长36%，其中集中式光伏2193万千瓦，分布式光伏2380万千瓦。截至2024年3月底，全国光伏发电装机容量达到6.59亿千瓦，其中集中式光伏3.79亿千瓦，分布式光伏2.8亿千瓦。2024年一季度，全国光伏发电量1618亿千瓦时，同比增长42%。
（四）生物质发电建设和运行情况。2024年一季度，全国生物质发电新增装机63万千瓦，累计装机达4477万千瓦，同比增长7%。生物质发电量518亿千瓦时，同比增长6%。
问题三：介绍新型储能发展相关情况
2024年《政府工作报告》中首次提出“发展新型储能”。国家能源局高度重视新型储能发展工作，通过推动技术创新试点示范、强化新型储能调度运用等措施，促进新型储能多元化高质量发展。
一是新型储能持续快速发展，已投运装机超3500万千瓦。截至2024年一季度末，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达3530万千瓦/7768万千瓦时，较2023年底增长超过12%，较2023年一季度末增长超过210%。投运项目中，从装机规模看，新型储能电站逐步呈现集中式、大型化趋势，不足1万千瓦的项目装机占全部装机6.7%，1—10万千瓦的项目装机占比38.5%，10万千瓦以上的项目装机占比54.8%。从储能时长看，全国新型储能项目平均储能时长2.2小时，储能时长不足2小时的项目装机占全部装机12.9%，2—4小时的项目装机占比74.6%，4小时以上的项目装机占比12.5%。从地区分布看，西北地区风光资源丰富，已成为全国新型储能发展最快的地区，西北地区已投运新型储能装机1030万千瓦，占全国29.2%，华北地区25.3%、华中地区17.5%、南方地区15.2%、华东地区12.3%、东北地区0.5%。
二是技术创新不断突破，新型储能试点示范初见成效。2024年初，国家能源局以公告形式正式发布56个新型储能试点示范项目名单，涵盖目前工程应用的主要技术路线，其中包括17个锂离子电池、11个压缩空气储能、8个液流电池、8个混合储能、3个重力储能、3个飞轮储能、2个钠离子电池、2个二氧化碳储能、1个铅炭电池、1个液态空气储能。示范项目名单发布以来，相关工作稳步推进，部分示范项目顺利并网运行，有力推动新技术应用实施。
三是持续完善新型储能调用机制，促进调节作用发挥。随着新能源快速发展，电力系统对调节能力提出更大需求。为了提升新型储能利用率，发挥新型储能调节作用，国家能源局坚持“问题导向，系统观念”，细化政策措施，印发了《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》（国能发科技规〔2024〕26号）。文件旨在规范新型储能并网接入，推动新型储能高效调度运用，对电网企业、电力调度机构、新型储能项目单位提出了具体要求。
下一步，国家能源局将不断完善新型储能政策体系，鼓励科技创新，持续推动新型储能技术产业进步，不断引导各类储能科学配置和调度运用，促进新型储能调节作用发挥，支撑新型能源体系和新型电力系统建设。
问题四：介绍电网安全“三项行动”相关情况。
当前电力行业正处在新型电力系统加速构建的关键期，系统结构性风险与转型期风险交织，加之设备质量、自然灾害等影响加剧，电网安全运行面临的风险和挑战前所未有。对此国家能源局党组高度重视，认真贯彻落实习近平总书记能源保供重要指示批示精神，统筹发展和安全，紧盯重点领域和关键环节，以“三项行动”为切入点，全面强化电网安全风险管控，集中开展重大隐患排查整治，全力保障电力系统安全稳定运行和电力可靠供应。
一是开展配电网安全风险管控重点行动。作为保障电力可靠供应的“最后一公里”，配电网功能形态及运行特性正在发生深刻变化，其安全运行面临着一系列新挑战。尤其是近年来雨雪冰冻等自然灾害频发，部分地区配电网暴露出设计标准相对滞后、防灾减灾能力不足等问题。为此，国家能源局选择吉林、江苏、江西、山东、广西、陕西6个省份，开展配电网安全风险管控重点行动。行动紧扣电力保供和转型目标，聚焦配电网网架结构风险、新型并网主体大规模接入风险、设备设施安全管理风险、网络安全风险、应急能力不足风险等，着力破难题、补短板、强弱项、控风险，提升配电网安全管理水平和可靠运行能力。
二是开展电力设备质量安全风险排查专项整治行动。设备是电网的基石，质量是安全的保障。近年来我国连续发生多起因特高压变压器、高压电抗器等主设备质量缺陷导致的电力设备安全事故，2022年、2023年央视“3.15”晚会连续曝光非标电缆偷工减料、大量翻新二手绝缘子流向电力工程等情况，电力设备质量已成为影响系统安全稳定运行的重大问题。为此，国家能源局会同市场监管总局，探索市场监管与行业管理相协作、生产源头监管与市场终端监督相结合、政府监管与市场作用相配合的电力设备质量安全监管新路径。聚焦应用范围广、质量问题多的配电变压器、高压开关等重点电力设备，在全国范围内开展风险排查专项整治行动，对个别以牺牲质量获得市场的违法行为形成震慑，警示电力企业加强采购和使用环节质量安全管控，推动电力设备质量提升，严防设备质量缺陷导致的电力安全事故。
三是开展森林草原火灾重大隐患动态清零和查处违规用火行为专项行动。森林草原火灾防范和电力安全风险管控密切相关，森林草原火灾危及输配电线路运行，极易引发跳闸，电力设施隐患也可能引发森林火灾。今年以来，在四川、贵州等地多次发生严重山火，防火形势异常严峻，习近平总书记多次做出重要指示批示。据此，国家森林草原防灭火指挥部办公室牵头，国家林业和草原局、公安部、应急管理部、国家能源局联合开展专项行动，切实有效排查整治森林草原火灾隐患，严肃查处违规用火，确保重大火灾隐患动态清零。国家能源局参与专项行动，主要任务是督促指导电力企业全面排查高压输电线路、变电站周围威胁电网运行的火灾隐患，落实风险管控措施，全力维护国家生态安全、能源电力安全。
下一步，国家能源局将和有关部门、行业企业一道，按照党中央国务院决策部署，完成好“三项行动”，坚决守住不发生大面积停电事故、不发生大面积拉闸限电的底线，确保电力系统安全稳定运行和电力可靠供应，以新安全格局保障新发展格局。
问题五：专项行动中电力行业的工作侧重点是什么？
今年以来，西南区域受气象条件影响，加上人为违规农事用火、祭祀用火等原因，森林草原火灾呈现多发频发态势，对电网安全运行造成严重影响。2月5日四川凉山州发生山火，致使500千伏建月双线、宁雅一线等3条线路相继故障停运，切除近区水电111.8万千瓦，±800千伏锦苏直流与四川主网存在孤岛运行风险，区域电力平衡受到较大影响。2月17日到22日贵州发生历史罕见严重山火，最严重时造成14条220千伏及以上线路同时停运，最密10分钟内造成6条次220千伏及以上线路跳闸，3座百万电厂全停4次。
鉴于以上情况，国家能源局积极参与专项行动，专项行动方案中也将“林电共安”作为行动目标，将林牧区内和靠近林缘的变电站和输配电设施等能源基础设施纳入保护重点。在这项行动中，电力企业要高度重视，及时与林草部门建立隐患治理协调机制，重点做好3方面工作，一是协助林草等部门，全面排查穿越林牧区输配电线路隐患，配合做好整改销号。二是全面排查高压输电线路、变电站周围的风险隐患，严格管控计划烧除、防火演练、民事用火等带来的风险。三是持续盯紧重要时段、重要部位、重要设施、重点人群，全力防未防危防违，切实防范火灾对电力等重要能源设施的危害。
问题六:介绍一下我国今年夏季电力供需情况？
2023年，全国电力供应保障经受住了夏季高温枯水、冬季寒潮冰冻等多重考验，30个省级电网负荷创历史新高，打赢了电力保供遭遇战、攻坚战。这一成绩的取得，根本在于习近平总书记掌舵领航，在于习近平新时代中国特色社会主义思想的科学指引，是党中央、国务院坚强领导的结果，也是国家、地方各级部门以及全国电力行业辛勤努力的结果。
今年以来，电力消费延续快速增长态势，一季度全社会用电量2.34万亿千瓦时。预计今年度夏期间，全国用电负荷还将快速增长，最高负荷同比增长超过1亿千瓦，电力保供面临着一定压力。综合研判，今年迎峰度夏期间，全国电力供应总体有保障，局部地区高峰时段可能存在电力供应紧张的情况，主要是内蒙古以及华东、华中、西南、南方区域的部分省份。如出现极端、灾害性天气，电力供应紧张的情况可能进一步加剧。
今年是建国75周年，也是实现“十四五”规划目标任务的关键一年，国家能源局将坚决贯彻落实党中央、国务院决策部署，以“常态供应有弹性、局部短时紧张有措施、极端情况应对有成效”为目标，压紧压实各方责任，多措并举，全力确保迎峰度夏电力安全稳定供应。
一是强化能源电力监测预警。密切跟踪全国及重点地区用电、来水、电煤、机组出力等情况，发现问题及时协调解决；抓紧通报2024年迎峰度夏电力供需预警结果和“一省一策”工作建议，指导地方和企业提前做好准备。二是确保高峰时段充分发挥保供潜力。指导电网企业优化运行调度安排，深挖区域间、网间余缺互济潜力，充分释放各类电源和输电通道能力，促进新型储能有效利用。发挥容量电价考核机制，加大对机组非停和出力受阻的考核力度，确保机组能发尽发、稳发满发。三是加快支撑性电源建设投产。按照清单管理机制推动支撑性电源项目建设投产，按月监测项目进度，按季度通报完成情况。四是指导各地做细做实工作预案。进一步优化负荷管理措施方案并精准细化执行，坚决守住不拉闸限电的底线，坚决确保民生用电。
问题七：配电网分布广泛，各地发展情况各异，在配电网安全风险管控重点行动中，国家能源局将如何把握？
在本次重点行动中，我们综合考虑当前配电网存在的突出问题和转型发展趋势，主要聚焦7个方面开展工作。一是聚焦配电网网架结构安全性。全面梳理配电网防灾减灾差异化建设情况，薄弱区段以及供电方向单一的县域配电网改造提升情况，为从根本上消除结构性安全风险提出意见。二是聚焦新型并网主体规模化接入带来的配电网安全风险。重点排查分布式新能源、储能、电动汽车充电桩等新型并网主体大规模接入给配电网带来的风险隐患，强化新型并网主体并网安全管理。三是聚焦配电网设备设施安全状态。重点监管设备设施配置落实国家标准情况，配电设备老化及超期服役情况，配电网二次管理情况等。四是聚焦配电网安全运行管理。重点监管配电网调度运行情况，电力设施保护情况，停电检修及带电作业管理情况，安全风险管控和隐患排查治理落实情况等。五是聚焦配电网转型升级过程中的网络安全风险。重点监管配电自动化系统、负荷控制系统、分布式电源控制系统、用电采集系统等监控系统网络部署及落实《电力监控系统安全防护规定》的情况等。六是聚焦应急处置能力。重点监管应急体系、应急能力建设情况，以及应急物资、队伍、装备配置情况等。七是聚焦事故风险。重点监管可能构成一般及以上电力安全事故的风险管控情况。
问题八：面对能源需求增速，如何确保电力等能源的稳定供应与需求的增长相适应？
“十四五”以来，国内能源消费总体保持较快增长，电力等能源需求明显快于预期，国家能源局多措并举加大资源保障力度，确保能源安全稳定供应。一方面，持续强化能源电力供应保障。发挥好化石能源兜底保障作用，加快煤电等支撑调节性电源建设，确保在迎峰度夏、度冬高峰前按预期进度投产，推动新能源发电平稳健康发展。一季度煤炭、天然气等能源库存保持高位，有效满足采暖季用能需求，全国发电装机达到29.9亿千瓦。加快电网项目建设，深挖电网跨区、区域电网内部余缺互济潜力，督促各地利用市场化方式提升需求侧响应能力。推动供需两侧协同发力，为满足日益增长的电力消费需求提供可靠保障。另一方面，做好能源供需动态监测和分析预警，紧盯重点时段和重点地区用能需求，密切跟踪用电负荷、电煤、主要流域来水等情况，对于发现的苗头性、潜在性、趋势性问题及时分析研判，开展2024年迎峰度夏电力供需预警、做好工作协调，指导地方、企业提前做好准备，确保民生和重点用户用电。下一步，我们将密切跟踪人工智能等高新技术发展趋势，分析研判电力需求增长态势，系统谋划保供举措，确保能源稳定供应与需求增长相适应。
问题九：国家能源局近期组织开展了新型储能试点示范工作，请问后续将如何发挥好试点示范项目的示范带动效应，促进各类技术进步？
“十四五”以来，新型储能技术快速发展，各类技术路线的储能功率、时长、响应速度等特性各不相同，均存在各自的应用场景。国家能源局充分考虑电力系统中实际应用需求，鼓励新型储能技术多元化发展。在各方的共同努力下，新型储能新技术不断取得突破，300兆瓦等级压缩空气储能主机设备、全国产化液流电池隔膜、单体兆瓦级飞轮储能系统等实现突破，助力我国储能技术处于世界先进水平。
为了进一步促进新型储能技术产业进步，我局组织开展了新型储能试点示范工作。项目遴选过程中始终坚持多元化技术路线，锂离子电池储能项目数量占全部项目30%，其他各类技术路线和混合储能项目数量占比70%。下一步，国家能源局将会同有关单位做好示范项目跟踪，充分发挥示范项目示范带动效应，并对有关单位提出具体要求。
各省级能源主管部门要加强试点示范项目管理，持续跟踪项目建设进度，严控施工质量，保障示范项目安全有序实施。加大示范项目专项政策研究与支持力度，协调解决项目面临的问题，及时总结示范项目取得的先进经验，确保试点示范工作取得预期效果。
“十四五”以来，新型储能技术快速发展，各类技术路线的储能功率、时长、响应速度等特性各不相同，均存在各自的应用场景。国家能源局充分考虑电力系统中实际应用需求，鼓励新型储能技术多元化发展。在各方的共同努力下，新型储能新技术不断取得突破，300兆瓦等级压缩空气储能主机设备、全国产化液流电池隔膜、单体兆瓦级飞轮储能系统等实现突破，助力我国储能技术处于世界先进水平。
为了进一步促进新型储能技术产业进步，我局组织开展了新型储能试点示范工作。项目遴选过程中始终坚持多元化技术路线，锂离子电池储能项目数量占全部项目30%，其他各类技术路线和混合储能项目数量占比70%。下一步，国家能源局将会同有关单位做好示范项目跟踪，充分发挥示范项目示范带动效应，并对有关单位提出具体要求。
各省级能源主管部门要加强试点示范项目管理，持续跟踪项目建设进度，严控施工质量，保障示范项目安全有序实施。加大示范项目专项政策研究与支持力度，协调解决项目面临的问题，及时总结示范项目取得的先进经验，确保试点示范工作取得预期效果。
示范项目单位要加大资金投入保障，确保示范项目按期投产，同时要严格按照申报方案实施，遵守新型储能项目管理相关制度，扎实推进项目建设，加强系统运行维护，及时编写示范项目验收报告，并定期通过全国新型储能大数据平台报送项目建设运行等工作情况。
问题十：2023年，全国统一电力市场体系建设取得积极成效，市场化交易电量持续上升。请问，今年以来全国电力市场运行情况如何？
2024年一季度，全国电力市场运行总体平稳，各电力交易中心累计组织完成市场化交易电量14248.4亿千瓦时，同比增长7.7%，占全社会用电量的61.0%。
从交易范围看，省内交易电量11379.5亿千瓦时，同比增长6.8%；跨省跨区交易电量2868.9亿千瓦时，同比增长11.4%，市场大范围优化配置资源效果持续显现。
从经营区域看，国家电网经营区域市场化交易电量11324.5亿千瓦时，同比增长7.0%；南方电网经营区域市场化交易电量2162.6亿千瓦时，同比增长7.2%；内蒙古电网经营区域市场化交易电量761.3亿千瓦时，同比增长20.0%。
今年以来，我们在加快制定出台全国统一电力市场基础规则方面取得积极进展。1月4日，《电力企业信息披露规定》以国家发改委第11号令印发，更好满足经营主体信息需求；2月8日，《电力企业信息报送规定》以国家发改委第13号令印发，进一步规范电力企业信息报送行为；4月12日，《电力市场监管办法》以国家发改委第18号令印发，着力保障电力市场统一、开放、竞争、有序。下一步，我们将进一步健全完善全国统一电力市场基础规则体系，做好宣贯落实，促进电力市场在市场注册、信息披露、交易组织、电费结算等方面规范统一。
问题十一：部分新型储能利用率偏低的问题受到广泛关注，国家能源局，印发了《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》，请问该文件提出了哪些具体要求，以促进新型储能调节作用发挥？
关于参与调度的新型储能范围。明确调度管理范围是新型储能科学合理调用、提高利用率的前提。我们在《通知》中对接入电力系统并签订调度协议的新型储能进行了规范，并具体分为调度调用新型储能和电站自用新型储能两类。
具体要求主要是在两个方面。在管理措施方面，一是规范并网接入，要求电网企业及电力调度机构制定新型储能并网细则及并网工作指引等。二是优化调度方式，要求电力调度机构科学确定新型储能调度运行方式。三是加强运行管理。技术要求方面，一是规范接入技术要求，新型储能接入系统应符合电力系统安全稳定运行要求，完成相应性能试验及涉网试验。二是明确调用技术要求，所有调管范围内的新型储能应具备按照调度指令进行有功功率和无功功率自动调节的能力。三是鼓励存量电站改造。四是推动调控技术创新，加强新技术研发应用。同时，《通知》还从四个方面提出了保障措施，明确了各单位关于新型储能并网和调度运用的职责，更好发挥管理合力。下一步，国家能源局将会同相关单位做好政策文件落实，推动新型储能调节作用发挥。
| 能源标签 | 能源标签 |
|---|---|
| 新型储能 | |
| 国家发展改革委 | 国家能源局 |
| 能源统计 | 中国能源统计 |
| 全国电力工业统计数据 | |
| 分布式光伏接入电网承载力 | 各省分布式光伏配储 |
| 可再生能源电力消纳责任权重 | 风光储各省规模管理文件 |
| 光伏发电电价 | 光伏制造行业规范条件 |
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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