光伏产业政策法律汇总概述

光伏产业政策法律汇总概述

1、国家政策法规：（1）《中华人民共和国可再生能源法》2005年2月28日 2005年2月28日第十届全国人民代表大会常务委员会第十四次会议通过《中华人民共和国可再生能源法》,确立了可再生能源总量目标制度

1、国家政策法规：

（1）《中华人民共和国可再生能源法》2005年2月28日

2005年2月28日第十届全国人民代表大会常务委员会第十四次会议通过《中华人民共和国可再生能源法》,确立了可再生能源总量目标制度、可再生能源并网发电审批和全额收购制度、可再生能源上网电价与费用分摊制度、可再生能源专项资金和税收、信贷鼓励措施。

（2）《可再生能源发电有关管理规定》2006年2月6日

2006年2月6日公布。明确了可再生能源发电项目的审批和管理方式。发电企业应当积极投资建设可再生能源发电项目并承担国家规定的可再生能源发电配额义务。大型发电企业应当优先投资可再生能源发电项目。此规定是继鼓励国内各类经济主体参与可再生能源开发利用之后，给企业进入可再生能源发电产业提供了指导方向和实施标准。

为鼓励可再生能源的电力发展，《规定》要求可再生能源发电项目实行中央和地方分级管理，并需将发电规划纳入同级电力规划。主要河流上建设的水电项目和25万千瓦及以上水电项目、5万千瓦及以上风力发电项目，由国家发展和改革委员会核准或审批。其他项目由省级人民政府投资主管部门核准或审批，并报国家发展和改革委员会备案。生物质发电、地热能发电、海洋能发电和太阳能发电项目等四类项目可向国家发改委申报政策和资金支持。国家发改委副主任张国宝曾指出，根据《规定》，发电企业应当积极投资建设可再生能源发电项目并承担国家规定的可再生能源发电配额义务。大型发电企业应当优先投资可再生能源发电项目。

可再生能源发电项目的上网电价，由国务院价格主管部门根据不同类型可再生能源发电的特点和不同地区的情况，按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确定，并根据可再生能源开发利用技术的发展适时调整和公布。实行招标的可再生能源发电项目的上网电价，按照中标确定的价格执行；电网企业收购和销售非水电可再生能源电量增加的费用在全国范围内由电力用户分摊，具体办法另行制定。国家电力监管委员会负责可再生能源发电企业的运营监管工作，协调发电企业和电网企业的关系，对可再生能源发电、上网和结算进行监管。

《规定》要求电网企业根据长期发展规划要求，开展电网设计和研究论证工作，根据项目建设进度和需要，积极建设与改造电网，确保可再生能源发电。全额上网对直接接入输电网的水力发电、风力发电、生物质发电等大中型可再生能源发电项目，其接入系统由电网企业投资，产权分界点为电站（场）升压站

外第一杆（架）。同时，太阳能发电、沼气发电等小型可再生能源发电项目，其接入系统原则上由电网企业投资建设。发电企业（个人）经与电网企业协商，也可以投资建设。中国资源利用协会可再生能源专业委员会相关负责人指出，之前已经有企业投资可再生能源发电，此次《规定》中明确提及企业、个人进入可再生能源发电产业，虽规定限于小型项目，却是鼓励更多资金入场的明确表示。

（3）《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》

2006年1月20日公布。提出可再生能源发电价格实行政府定价和政府指导价两种价格。风力发电项目的上网电价实行政府指导价；太阳能发电、海洋能发电和地热能发电项目实行政府定价；生物质发电项目实行政府定价由国务院价格主管部门制定标杆电价电价标准由各省2005年脱硫燃煤机组标杆上网电价

加补贴电价组成。补贴电价标准为每千瓦时0.25元。

（4）《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》2007年1月11日

本办法所称可再生能源发电是指风力发电、生物质能发电（包括农林废弃物直接燃烧和气化发电、垃圾焚烧和垃圾填埋气发电、沼气发电）、太阳能发电、海洋能发电和地热能发电。本办法所称可再生能源附加是指为扶持可再生能源发展而在全国销售电量上均摊的加价标准。

可再生能源电价附加标准、收取范围由国务院价格主管部门统一核定，并根据可再生能源发展的实际情况适时进行调整。可再生能源电价附加调配、平衡由国务院价格主管部门会同国务院电力监管机构监管。

第六条可再生能源电价附加由省级电网企业（东北电网公司和华北电网公司视同省级电网企业，西藏自治区除外）按照国务院价格主管部门统一核定的标准和范围随电费向终端用户收取并归集，单独记账，专款专用。

电价附加金额=电价附加×加价销售电量

加价销售电量=省级电网企业售电总是－农业生产电量

可再生能源电价补贴包括可再生能源发电项目上网电价高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分、国家投资或补贴建设的公共可再生能源独立电力系统运行维护费用高于当地省级电网平均销售电价的部分，以及可再生能源发电项目接网费用等。其中：

（一）可再生能源发电项目补贴额=（可再生能源上网电价－当地省级电网脱硫燃煤机组标杆电价）×可再生能源发电上网电量

（二）公共可再生能源独立电力系统补贴额=公共可再生能源独立电力系统运行维护费用－当地省级电网平均销售电价×公共可再生能源独立电力系统售电量

公共可再生能源独立电力系统运行维护费用=公共可再生能源独立电力系统经营成本×（1+增值税率）（三）可再生能源发电项目接网费用是指专为可再生能源发电项目上网而发生的输变电投资和运行维护费。接网费用标准按线路长度制定：50公里以内为每千瓦时1分钱，50-100公里为每千瓦时2分钱，100公里及以上为每千瓦时3分钱。

第十条对风力、太阳能、地热能、海洋能发电企业和不掺烧其他燃料的生物质能发电企业，省级电网企业按其实际上网电量及国务院价格主管部门核准的上网电价与发电企业结算电费；对掺烧其他燃料的生物质能发电企业，省级电网企业按国务院价格主管部门核准的上网电量和上网电价与发电企业结算电费；可再

生能源发电项目接网工程，按可再生能源发电企业上网电量和规定的接网费用标准给予补贴；公共可再生能源独立电力系统，按省级价格主管部门核定的补贴标准给予补贴。

第十一条电网企业按照与发电企业购售电合同规定的时间，按月结算电费和补贴。

第十二条省级电网企业收取的可再生能源电价附加，扣除本省电网企业可再生能源发电项目接网费用后，计入省级电网企业当期购电成本，并列应付可再生能源购电费。

第十五条国务院价格主管部门统计审核各省级电网企业上一月度可再生能源电价附加余缺后，对收取的可再生能源电价附加不足以支付本省可再生能源电价附加补贴的省级电网企业，按照短缺资金金额颁发同等额度的可再生能源电价附加配额证，同时制定和下达配额交易方案。为方便交易，可以对每个电网企业在本省资金总额度内开具多张电价附加配额证。

第十六条电价附加配额交易每月进行一次，省级电网企业根据配额交易方案，在配额交易方案下达后10日内完成配额交易，在配额交易完成后5日内结清补贴。持有可再生能源电价附加配额证的省级电网企业向其他省级电网企业出售配额证，出售收入计入电网企业销售收入。

第十七条可再生能源发电企业与省级电网企业应当参照国家电监会等部门颁发的《并网调度协议（示范文本）》和《购售电合同（示范文本）》，及时签署并网调度协议和购售电合同。省级电网企业应当依法按批准的可再生能源上网电价，全额收购其服务范围内可再生能源并网发电项目的上网电量。

第十八条省级电网企业、可再生能源发电企业及公共可再生能源独立电力系统经营企业，必须真实、完整地记载和保存可再生能源发电上网交易电量、价格、电费结算情况、接网费用以及公共可再生能源独立电力系统实际运行成本费用等资料，不得虚报可再生能源电量及独立电力系统运行维护费，并接受政府价格主管部门和电力监管机构的监督检查。

第十九条对违反本办法第十条、第十七条规定，不执行政府定价的价格违法行为，由政府价格主管部门、电力监管机构依法进行监督检查，并由政府价格主管部门依法没收违法所得，可以并处罚款。

（5）《可再生能源发展专项资金管理办法》2006年5月30日

财政部《可再生能源发展专项资金管理暂行办法》日前正式出台，对这一专项资金的扶持重点、申报及审批、财务管理、考核监督等做出全面规定。

可再生能源发展专项资金将以无偿资助和贷款贴息两种方式重点扶持三大领域：“潜力大、前景好的石油替代；建筑供热、采暖和制冷；发电等可再生能源的开发利用。”《办法》同时规定，在建筑物供热、采暖和制冷可再生能源开发利用方面，资金将重点扶持太阳能、地热能等在建筑物中的推广应用。同时，在可再生能源发电方面，这项资金将重点扶持风能、太阳能、海洋能等发电的推广应用。

（6）《可再生能源中长期规划》2007年11月

《可再生能源中长期发展规划》的目标是：

到2010年我国可再生能源年利用量将达到2.7亿吨标准煤。其中，水电达到1.8亿千瓦，风电超过500万千瓦，生物质发电达到550万千瓦，太阳能发电达到30万千瓦；燃料乙醇和生物柴油年利用量分别达到200万吨和20万吨；沼气年利用量达到190亿立方米，太阳能热水器总集热面积达到1.5亿平方米。

从2010年-2020年，我国可再生能源将有更大地发展。其中，水电将达到3亿千瓦，风电装机和生物质发电目标都是3000万千瓦，太阳能发电达到180万千瓦；燃料乙醇和生物柴油年生产能力分别达到1000万吨和200万吨；沼气年利用量达到443亿立方米，太阳能发电达到180万千瓦，太阳能热水器总集热面积达到3亿平方米。根据《规划》目标，到2020年，我国一次能源消费结构可再生能源比例将由目前的7%，提升到16%。

（7）《可再生能源发展“十一五”规划》

2008年3月3日由国家发展和改革委员会指定

规划提出的“十一五”时期可再生能源发展的形势任务、指导思想、发展目标、总体布局、重点领域、以及保障措施和激励政策，是落实《可再生能源法》的重要措施和实现“十一五”规划纲要发展目标的重要保障。规划是指导“十一五”时期我国可再生能源开发利用和引导可再生能源产业发展的主要依据。

（8）《关于加快推进太阳能光电建筑应用的实施意见》

2009年3月23日，财政部、住房和城乡建设部出台《关于加快推进太阳能光电建筑应用的实施意见》

解读：为有效缓解光电产品国内应用不足的问题，在发展初期采取示范工程的方式，实施我国“太阳能屋顶计划”，加快光电在城乡建设领域的推广应用。

（一）推进光电建筑应用示范，启动国内市场。现阶段，在条件适宜的地区，组织支持开展一批光电建筑应用示范工程，实施“太阳能屋顶计划”。争取在示范工程的实践中突破与解决光电建筑一体化设计能力不足、光电产品与建筑结合程度不高、光电并网困难、市场认识低等问题，从而激活市场供求，启动国内应用市场。

（二）突出重点领域，确保示范工程效果。综合考虑经济性和社会效益等因素，现阶段在经济发达、产业基础较好的大中城市积极推进太阳能屋顶、光伏幕墙等光电建筑一体化示范；积极支持在农村与偏远地区发展离网式发电，实施送电下乡，落实国家惠民政策。

（9）《太阳能光电建筑应用财政补助资金管理暂行办法》

2009年3月23日财政部《太阳能光电建筑应用财政补助资金管理暂行办法》

解读：目前国际上对于光伏产业的补贴共有两种模式，一种是德国模式，通过提高光伏发电上网电价补贴；第二种为美国模式，采取抵税法案，光伏项目可享有30%的税收抵免，财政部的“太阳能屋顶计划”相当于采用了第二种模式。

1、2009年补助标准原则定为20元/瓦。太阳能光电建筑应用系统成本主要包括两个部分，一是太阳能电池组件成本，近年来，随着国内光电企业技术进步与产业规模扩大，太阳能电池成本迅速下降，目前已降至20元/瓦以内。二是安装应用成本，包括设计施工、平衡系统、电网接入等，根据与建筑结合利用程度的不同，实际安装应用成本差异较大，一体化程度较高的安装应用成本也较高，目前安装应用成本平均在20元

/瓦左右。2009年的补助标准确定为20元/瓦，占目前系统成本的近50％。补助后发电成本约为1元/度左右，增强了光电竞争力。上述补助标准与国际比较也处于适中水平，有利于更好地开拓国内市场。

2、具体补贴标准将分类确定。对于建筑结合程度高、光电产品技术先进的项目，如实现构建化、一体化安装的示范项目，补贴标准将达到20元/瓦；对于简单的光电建筑应用，将降低补贴标准。具体标准将在随后发布的申报指南中予以明确。

3、补助标准将逐年调整。随着产业技术进步与国内应用量的增长，预计光电系统应用成本将进一步下降，今后将根据成本变动情况，逐年调整补助标准。

至2009年10月份，两部委联合发布补贴太阳能光电建筑应用项目文件至今，各地申报的项目总计有700MW之多。但上海证券报昨日从一位光伏企业负责人处独家获悉，其中仅有十分之一即约70MW的项目有望获批。

根据财政部与住房和城乡建设部发布的《关于加快推进太阳能光电建筑应用的实施意见》与《太阳能光电建设应用财政补助资金管理办法暂行办法》，对符合条件的太阳能光电建筑应用示范项目将给予20元/瓦的补贴。

在文件出台后，各地对申报项目都非常积极踊跃。其中，仅4月份江苏一省就申报了200MW的项目；而浙江共有40多家企业提出申报申请，浙江有关部门为此不得不开辟“绿色通道”。

今年对光电建设应用示范项目只补贴4亿元。以财政部文件明确每瓦补贴20元计算，4亿元的补贴量仅为20MW。在光伏专家看来，政府每年至少要拿出100亿元补贴500MW，即达到去年国内光伏产量25%的补贴量，才能真正支撑起国内整个光伏产业的振兴。

（10）《太阳能光电建筑应用示范项目申报指南》2009年4月16日

重点支持太阳能光电建筑一体化安装且发电主要用于解决建筑用能的项目。太阳能光电建筑一体化主要安装类型包括：①建材型，指将太阳能电池与瓦、砖、卷材、玻璃等建筑材料复合在一起成为不可分割的建筑构件或建筑材料，如光伏瓦、光伏砖、光伏屋面卷材、玻璃光伏幕墙、光伏采光顶等；②构件型，指与建筑构件组合在一起或独立成为建筑构件的光伏构件，如以标准普通光伏组件或根据建筑要求定制的光伏组件构成雨蓬构件、遮阳构件、栏版构件等；③与屋顶、墙面结合安装型，指在平屋顶上安装、坡屋面上顺坡架空安装以及在墙面上与墙面平行安装等形式。

《太阳能光电建筑应用示范项目申报指南》，明确将对三类太阳能光电建筑应用示范项目进行补贴，最高补贴标准分为２０元／瓦和１５元／瓦两个档次。

对技术要求更加严格。技术要求中对“单项工程系统容量应不少于50KW、以及对各种太阳能电池转换效率（单晶硅16%、多晶硅14%、非晶硅6%）”的要求与《资金管理暂行办法》一致，而增加的技术要求是“项目申报单位应建立数据监测与远传系统，实现发电总量、发电功率及环境数据等监测与远传”，即实现对项目实施效果的有效监控。

（11）《关于实施金太阳示范工程的通知》

7月21日，财政部与科技部、能源局联合印发《关于实施金太阳示范工程的通知》，发布了《金太阳示范工程财政补助资金管理暂行办法》，公布了“金太阳工程”的具体补贴细则，其中，并网光伏发电项

目原则上按光伏发电系统及其配套输配电工程总投资的50％给予补助，偏远无电地区独立光伏发电系统的补贴则可以进一步提高到总投资的70％。

为保证金太阳示范工程顺利实施，各省财政、科技、能源部门要加强领导，组织电网等有关单位，依据本通知及国家有关规定，抓紧制定金太阳示范工程（2009-2011年）实施方案（含按照《太阳能光电建筑应用财政补助资金管理暂行办法》（财建[2009]129号）享受财政补贴的项目），于2009年8月31日前报财政部、科技部、国家能源局，原则上每省（含计划单列市）示范工程总规模不超过20兆瓦。同时，各地区要跟踪金太阳示范工程示范项目建设和运行情况，定期将示范运行情况、财政补助资金安排使用情况以及示范推广中存在的问题报告财政部、科技部、国家能源局。

（12）国务院批转发展改革委、工业和信息化部、监察部、财政部、国土资源部、环境保护部、人民银行、质检总局、银监会、证监会正式发布通知[国发（2009）38号]（以下简称38号文件）2009年9月

38号文件指出，多晶硅是信息产业和光伏产业的基础材料，属于高耗能和高污染产品。从生产工业硅到太阳能电池全过程综合电耗约220万千瓦时/兆瓦。2008年我国多晶硅产能2万吨，产量4000吨左右，在建产能约8万吨，产能已明显过剩。我国光伏发电市场发展缓慢，国内太阳能电池98%用于出口，相当于大量输出国内紧缺的能源。

38号文件同时指出，研究扩大光伏市场国内消费的政策，支持用国内多晶硅原料生产的太阳能电池以满足国内需求为主，兼顾国际市场。严格控制在能源短缺、电价较高的地区新建多晶硅项目，对缺乏配套综合利用、环保不达标的多晶硅项目不予核准或备案；鼓励多晶硅生产企业与下游太阳能电池生产企业加强联合与合作，延伸产业链。新建多晶硅项目规模必须大于3000吨/年，占地面积小于6公顷/千吨多晶硅，太阳能级多晶硅还原电耗小于60千瓦时/千克，还原尾气中四氯化硅、氯化氢、氢气回收利用率不低于98.5%、99%、99%；引导、支持多晶硅企业以多种方式实现多晶硅—电厂—化工联营，支持节能环保太阳能级多晶硅技术开发，降低生产成本。到2011年前，淘汰综合电耗大于200千瓦时/千克的多晶硅产能。

对此，国务院要求各地方、各部门认真贯彻落实38号文件精神，从市场准入、环境监管、供地用地、金融、项目审批管理、企业兼并重组、信息发布制度、实行问责制、深化体制改革等九个方面对产能过剩行业严格把关，坚决抑制产能过剩和重复建设势头。

（13）《能源产业振兴的规划》

目前国家能源局正在制定有关新能源产业振兴的规划，其中涉及新能源的发展指标将比以往大幅提升。原有的规划已经不适应当前新能源的发展。据悉，此次制定中的新能源振兴规划主要框架与之前公布的《可再生能源中长期发展规划》和《可再生能源发展“十一五”规划》两个规划基本一致，但对未来的发展目标有重大调整。

按照原有规划，2020年核电装机容量应发展到4000万千瓦。但自从国家能源局成立以来，100万千瓦以上装机能力的项目已经上了35个，以后还可能继续增加项目。这样计算，2020年核电规模至少可以发展到7000万千瓦。

原来《可再生能源中长期发展规划》对风电到2020年的总装机容量定的是3000万千瓦，而现在这一目标有可能调整为1亿到1.5亿千瓦，而3000万千瓦的目标可能在2011年就能实现。

若将目前征收的可再生能源发展基金全部补贴太阳能，可支持400万千瓦太阳能发电。通过太阳能屋顶计划等措施，实现2020年1000万千瓦，甚至2000万千瓦是完全有希望的。