光伏發電是壹種利用半導體界面的光伏效應將光能直接轉化為電能的技術。主要由太陽能電池板(組件)、控制器和逆變器組成，主要部件由電子元件組成。太陽能電池串聯後，可封裝保護成大面積太陽能電池組件，與功率控制器等組件組合成光伏發電裝置。以下是遼寧光伏發電補貼政策，僅供參考。
隨著環境和能源問題的日益突出，我國對太陽能光伏發電的政策支持力度也在加大。
自2005年《可再生能源法》頒布以來，《可再生能源電價附加補貼資金管理暫行辦法》、《國務院關於促進光伏產業發展的若幹意見》、《可再生能源發展專項資金管理暫行辦法》等支持可再生能源的政策法規陸續出臺。
基於對國家層面法律政策的調研，結合近期項目經驗，我們對光伏電站申請電價補貼的流程、審核、補貼標準梳理如下。
壹、電價補貼政策概述
我國光伏電站主要分為集中式光伏電站和分布式光伏電站。在法律政策方面，兩類光伏電站申請電價補貼的流程、審核、補貼標準也有所不同。
對於集中式光伏發電，我國根據太陽能資源條件和建設成本，將全國劃分為三類太陽能資源區。三類資源區燃煤機組基準上網電價分別為每千瓦時0.9元、0.95元和1元(不排除地方政府為鼓勵光伏發電制定高於基準電價的標準，高出部分壹般由省級財政承擔)。光伏電站標桿上網電價高於當地燃煤機組的，電網企業可申請可再生能源發電補貼資金。
對於分布式光伏電站，我國實行電力全額補貼政策。電價補貼標準為每千瓦時0.42元(含稅)，通過可再生能源發展基金支付給電網企業，再由電網企業劃轉給發電企業。對於分布式光伏發電系統，剩余自用電由電網按照當地燃煤機組標桿電價購買。此外，分布式光伏發電系統無需繳納隨電價征收的各類基金和附加費，以及系統備用容量費等相關並網服務費。
二、申請電價補貼的流程
年初，國家能源局通常在綜合考慮全國光伏發電發展規劃、各地區上壹年度建設情況、電力市場情況和各方面意見的基礎上，編制當年光伏發電實施計劃(如國家能源局於06年3月16日發布《國家能源局關於印發2015年光伏發電實施計劃的通知》)。《光伏發電建設實施方案》將規定各地區新開工集中式光伏電站和分布式光伏電站的總規模，規模以內的項目有資格獲得國家可再生能源基金的補貼。集中式光伏發電和分布式發電申請電價補貼的條件和程序如下:
第三，集中式光伏發電
根據《可再生能源電價附加補貼管理暫行辦法》，申請補貼的項目必須符合以下條件:
1.屬於財政部、國家發展改革委、國家能源局關於印發的通知(可再生能源電價附加收入補貼範圍:1)。電網企業購買可再生能源電力的成本高於按照國務院價格主管部門確定的上網電價或bi等競爭手段確定的上網電價計算的成本之間的差額。
可再生能源電價附加補貼資金原則上按季撥付，年終結算。省級電網企業；地方獨立電網企業；根據可再生能源上網電價和實際購買的可再生能源發電上網電量，按月與可再生能源發電企業結算電費。對國家電網公司和南方電網公司範圍內的並網發電項目和並網工程，補貼資金不再由省級財政部門撥付，而是由中央財政直接撥付給國家電網公司和南方電網公司。
第四，分布式發電
根據《關於實施分布式光伏發電補貼政策有關問題的通知》，申請補貼的分布式光伏發電項目必須符合以下條件:
1.按照程序完成歸檔；
2.項目建成投產，符合並網相關條件，完成並網驗收等並網工作。符合上述條件的項目可向當地電網提出申請，經同級財政、價格、能源主管部門審核後逐級上報。財政部、國家發展改革委、國家能源局組織對上報項目進行審核，將符合條件的項目納入補貼目錄。中央財政按季度向國家電網公司、南方電網公司和地方獨立電網省級財政部門撥付補貼。電網企業應當根據項目發電量和國家確定的補貼標準以及電費結算周期及時支付補貼資金。
典型地區的實際操作
根據我們在光伏項目並購領域的項目經驗。答:我們選擇內蒙古、河北、遼寧三個地區進行比較，說明光伏補貼政策的具體實施情況。
內蒙古
內蒙古太陽能資源豐富，光伏項目投資競爭激烈。每年年底，各盟市能源主管部門根據自治區下達的年度規模指標，編制下壹年度項目建設實施計劃。規劃中的太陽能電站必須是已經備案並取得電網審查意見的項目企業接入系統。納入國家年度建設實施計劃的太陽能電站備案項目，應在完成土地、環保、節能、安全、規劃、水土保持、社會穩定風險評估等手續後，盡快開工建設。太陽能電站項目建成投產後，取得自治區能源局出具的項目竣工驗收審查意見後，方可申報可再生能源電價附加補貼。補貼標準參照適用國家發布的光伏項目補貼標準。
河北省
根據我們在河北省的項目經驗和與河北省能源局的溝通，河北省申請可再生能源電價附加補貼的流程和內蒙古並不完全壹樣。壹般光伏項目是納入建設實施計劃後才備案的。已備案的項目要及時建成投產並組織驗收，這是安排並網補貼計劃的重要依據。具體補貼標準為:
1.集中式光伏發電按照國家規定的標桿上網電價銷售給電網企業，電網企業申請電價補貼。2014年底前建成投產的光伏電站，上網電價以國家確定的光伏電站標桿上網電價為基礎，每千瓦時補貼0.3元。2015年底前建成投產補助0.2元，2017年底前建成投產補助0.1元；自生產之日起實施3年；
2.分布式光伏發電實行全功率補貼，補貼標準為每千瓦時0.42元。
4.項目已獲得省級能源主管部門批準，按程序完成了立項、系統集成和關鍵設備招標，當地電網企業出具了同意並網的意見；
5.該項目通過驗收後已正式投產，運行正常。以及集中式和分布式光伏項目，執行統壹的電價補貼標準，即對於2012 12 31之前建成投產的太陽能光伏發電項目，按照0.3元/千瓦時的標準給予電價補貼；2012以後，按照10%的年均降幅確定補貼標準。根據我們與遼寧省發改委的溝通，遼寧省可能在“十三五”實施新的電價補貼政策，但新政策仍在制定過程中。
動詞 （verb的縮寫）近期與電價相關的主要政策
(1)《國務院中共中央關於全面準確全面落實新發展理念做好二氧化碳排放峰值碳中和工作的意見》(2021 . 9 . 22)
1.推進電網體制改革，明確以消耗可再生能源為主的增量配電網、微電網和分布式電源的市場主體地位。
2.加快形成以儲能和調峰能力為基礎的新的裝機發展機制。
3.完善電力等能源品種價格市場化形成機制。從節能角度深化電價改革，理順輸配電價結構，全面放開競爭性環節電價。
(二)中央全面深化改革委員會第二十二次會議(2021 11 24)
1.完善多層次統壹電力市場體系，加快全國電力市場建設。
2.改革完善煤電價格市場化形成機制，完善電價傳導機制，有效平衡電力供需。
3.加強電力總體規劃、政策法規、科學監控等。，做好基本公共服務供給，確保居民、農業、公用事業等用電價格。相對穩定。
4.推進適應能源結構轉型的電力市場機制建設，有序推進新能源參與市場交易，科學引導電力規劃和有效投資，發揮電力市場在清潔低碳能源轉型中的支撐作用。
(三)《國家發展改革委辦公廳、國家能源局綜合司關於進壹步做好現貨電力市場建設試點工作的通知》(發改辦[2021]339號)
1.擬選擇上海、江蘇、安徽、遼寧、河南、湖北等6個省市作為第二批現貨電力試點。
2.穩步有序推進新能源參與現貨電力市場。
3.推薦用戶方參與現貨市場結算。統籌發展中長期現貨和輔助服務交易。做好本地市場與第壹市場的銜接。
(4)《國家發展改革委、國家能源局關於國家電網公司跨省電力現貨交易規則的批復》(發改價格[2021]837號)
1.積極穩妥推進跨省電力現貨交易，不斷擴大市場交易範圍，逐步引入大用戶和受納區售電公司參與交易，優先鼓勵有綠色電力需求的用戶與新能源發電企業直接交易。
(5)國家能源局綜合司關於就《並網主體並網運行管理規定(征求意見稿)》和《電力系統輔助服務管理辦法(征求意見稿)》公開征求意見的公告(8月31，2021)
1.詳細定義了輔助服務的定義與分類、提供與調用、補償方式與共享機制、電力用戶參與輔助服務共享與共享機制、跨省跨區電力輔助服務機制。
(六)《國家發展改革委關於2021年新能源上網電價政策有關事項的通知》(發改價格[2021]833號)
從1.2021年度起，中央財政不再對新備案的集中式光伏電站、工商業分布式光伏項目和新批的陸上風電項目給予補貼，實行平價上網。
2.2021新建項目上網電價按當地燃煤發電標桿電價執行，上網電價可通過參與市場化交易自願形成。
3.2021年新批(備案)海上風電項目和光熱發電項目上網電價由所在地省級價格主管部門制定，有條件的可通過競爭性配置形成。
(七)《國家發展改革委關於進壹步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》(發改價格[2021]1439號)
1.有序放開所有煤電上網電價。原則上所有燃煤發電容量進入電力市場，上網電價通過市場交易在“基準價格+浮動”範圍內形成。
2.擴大市場交易價格的波動範圍。原則上波動不超過20%，高耗能企業市場交易價格不受20%波動限制。
3.促進工商業用戶進入市場。取消工商目錄銷售價格。
4 .居民、農業用電由電網企業供應，執行現行目錄銷售電價政策。
(8)《國家發展改革委、國家能源局關於加快發展新能源儲能的指導意見》(發改能源監管[2021]1051號)
1.完善新能源儲能價格機制。建立電網側獨立儲能電站容量電價機制，逐步推進儲能電站參與電力市場。
2.研究探索替代儲能設施在電網中納入輸配電價回收的成本效益。
3.完善峰谷電價政策，為用戶側儲能發展創造更大空間。
(九)《國家發展改革委關於進壹步完善抽水蓄能電價形成機制的意見》(發改價格[2021]633號)
1.堅持和優化抽水蓄能兩部制電價政策。電價以競爭方式形成，回收抽水發電運行成本。完善容量電價核定機制，通過容量電價回收抽水運行成本以外的其他成本並獲得合理收益。
2.完善抽水蓄能電站成本分擔和分流辦法。建立將容量電價納入輸配電價回收的機制；建立相關的收益分享機制；改進若幹省級電網容量電費分攤辦法；改善特定電源和電力系統之間的容量電費分配。
(10)《國家發展改革委、國家能源局關於推進電源、網絡、多能互補發展的負荷與存儲壹體化的指導意見》(發改能源監管[2021]280號)
1.依托“雲、大物、智能鏈”等技術，進壹步加強源網、負荷、存儲的多向互動，通過虛擬電廠等集成聚合模式參與中長期供電、輔助服務、現貨等市場交易，為系統提供調節和支撐能力。
2.支持源、網、荷、儲壹體化和多能互補項目參與跨省電力市場化交易、增量配電改革和分布式發電市場化交易。
(11)《國家發展改革委關於進壹步完善分時電價機制的通知》(發改價格[2021]1093號)
1.優化峰谷電價機制。系統缺口率超過40%的地方原則上不低於4:1，其他地方不低於3:1。
2.建立峰谷電價機制，峰谷電價在峰谷電價基礎上浮動的比例原則上不低於20%。
3.建立和完善季節性電價機制和高低電價機制。
4.明確分時電價機制的實施範圍。建立動態調整機制。加強與電力市場的聯系。
(十二)《國家發展改革委辦公廳關於組織開展電網企業代理購電工作的通知》(發改辦[2021]809號)
1.鼓勵新增電力用戶通過直接參與市場形成電價。對於尚未直接參與市場交易的用戶，由電網企業代市場購電。
2.各地要實行保量保價優先發電(不含燃煤發電)，繼續由電網企業按現行價格機制購電，保障居民和農業用戶用電。
3.建立和完善電網企業市場化購電模式。
4.電網企業代理購電用戶的電價由代理購電價格(包括平均上網電價、輔助服務費等)確定。)、輸配電價(含線損和政策性交叉補貼)。政府基金和附加組件。
(十三)國家發展改革委、國家能源局關於印發《售電公司管理辦法》的通知(發改價格[2021]1595號)
1.售電公司可以通過電力市場以多種方式購售電，可以通過電力交易平臺進行雙邊協商交易或集中交易。
2 .按照可再生能源電力消費責任權重的有關規定，承擔可再生能源對應的年度售電量。