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  2. 國家發展改革委有關負責同志就建立煤電容量電價機制答記者問20231110

    國家發展改革委有關負責同志就建立煤電容量電價機制答記者問20231110

    為貫徹落實黨中央、國務院關于加快構建新型電力系統的決策部署,近日國家發展改革委、國家能源局聯合印發《關于建立煤電容量電價機制的通知》(以下簡稱《通知》),決定自2024年1月1日起建立煤電容量電價機制。就此,記者采訪了國家發展改革委有關負責同志。

    問題一:為什么要建立煤電容量電價機制?

      答:煤電經營成本包括折舊費、人工費、修理費、財務費等固定成本和燃煤等變動成本。目前,我國對煤電實行單一制電價,即煤電只有發電才能回收成本。電力市場成熟國家通常實行兩部制電價,即容量電價主要回收機組固定成本、電量電價主要回收變動成本。我國建立煤電容量電價機制、對煤電實行兩部制電價政策,既是近年來我國新能源快速發展的現實需要,也是下一步推動新能源進一步加快發展和能源綠色低碳轉型的必然要求。

      一方面,近年來國內新能源快速發展,迫切需要煤電更好發揮基礎性支撐調節作用。2022年我國新能源新增裝機達1.2億千瓦、新增發電量約2000億千瓦時,均占全國新增總量的三分之二左右。根據市場機構測算,未來幾年國內新能源裝機規模還將快速增長。由于新能源發電具有間歇性和波動性,客觀上需要更多的調節性資源,為電力系統提供更加充裕的調節能力。煤電是我國最重要、成本較低的支撐調節電源,推動煤電加快向提供容量支撐保障和電量并重轉型,平常時段為新能源發電讓出空間、高峰時段繼續頂峰出力,對促進新能源進一步加快發展具有重要意義。

      另一方面,現行單一電量電價機制不能充分體現煤電的支撐調節價值。在現行單一制電價體系下,煤電企業只有發電才能回收成本并獲得回報。隨著煤電轉變經營發展模式,煤電機組越來越多時間“備而不用”,通過單一電量電價難以完全回收成本,近年來出現行業預期不穩等現象,長此以往可能影響電力系統安全運行,并導致新能源利用率下降。因此,建立煤電容量電價機制、通過容量電價回收部分或全部固定成本,從而穩定煤電行業預期,是保障電力系統安全運行,為承載更大規模的新能源提供有力支撐,更好促進能源綠色低碳轉型的必然要求。

    問題二:煤電容量電價機制的主要內容是什么?

      答:《通知》堅持問題導向,圍繞建立煤電容量電價機制,創新提出了一攬子政策措施,主要內容包括“四個明確”:

      一是明確政策實施范圍。煤電容量電價機制適用于合規在運的公用煤電機組。燃煤自備電廠、不符合國家規劃的煤電機組,以及不滿足國家對于能耗、環保和靈活調節能力等要求的煤電機組,不執行容量電價機制。

      二是明確容量電價水平。煤電容量電價按照回收煤電機組一定比例固定成本的方式確定。綜合考慮各地電力系統需要、煤電功能轉型情況等因素,2024~2025年,多數地方通過容量電價回收固定成本的比例為30%左右即每年每千瓦100元,部分煤電功能轉型較快的地方適當高一些;2026年起,各地通過容量電價回收固定成本的比例提升至不低于50%,即每年每千瓦165元。

      三是明確容量電費分攤機制。各地煤電容量電費納入系統運行費用,每月由工商業用戶按當月用電量比例分攤。

      四是明確容量電費考核機制。煤電機組如果無法按照調度指令提供所申報的最大出力,按照發生次數扣減容量電費;多次發生出力未達標、被扣減容量電費的,取消其獲取容量電費的資格。

    問題三:為什么容量電價計算基數要全國統一,但各地容量電價具體水平又分類分檔確定?

      答:一方面,作為容量電價計算基數的煤電機組固定成本,主要包括折舊費、財務費、人工費、修理費等,地區差異總體較小,不同類型機組之間差異也有限,具備全國實行統一標準的基礎。根據全國平均值統一明確為每年每千瓦330元,較好統籌了可操作性和實際情況。

      另一方面,各地電力系統對支撐調節能力需求不同,煤電功能轉型進度差異也較大。有的地方水電、新能源等可再生能源比重較大,煤電已主要發揮支撐調節作用;有的地方煤電則仍是主力電源,在提供電力和電量方面都是“頂梁柱”。因此,在確定容量電價回收固定成本比例時,將煤電轉型較慢、機組利用小時數較高的地方安排得低一些,煤電轉型較快、機組利用小時數較低的地方安排得適當高一些,符合各地實際情況,有利于煤電加快實現功能轉型。

      需要特別說明的是,此次建立容量電價機制采取了明確預期、逐步提高的方式,既釋放清晰明確的信號,穩定煤電行業預期、為企業吃下“定心丸”,又有利于凝聚各方共識,確保機制平穩實施。

    問題四:建立煤電容量電價機制,對終端用戶用電成本會產生什么影響?

      答:建立煤電容量電價機制,在穩定煤電行業預期、保障電力系統安全運行、促進新能源加快發展的同時,對于終端用戶用電成本的影響,無論是從短期還是從長期看,都是積極正面的。

      短期看,對終端用戶用電成本的影響總體較小。由于建立煤電容量電價機制主要是電價結構的調整,煤電總體價格水平是基本穩定的,特別是電量電價小幅下降,將帶動水電、核電、新能源等其他電源參與市場交易部分電量電價隨之下行,工商業用戶終端用電成本總體有望穩中略降。同時,該政策不涉及居民和農業用戶,這些用戶用電仍執行現行目錄銷售電價政策。

      長期看,建立煤電容量電價機制,首次實現對煤電這一主力電源品種電能量價值和容量價值的區分,可有力推動構建多層次電力市場體系,引導煤電、新能源等市場參與者各展所長、各盡所能、充分競爭,全面優化電力資源配置,提升整個電力系統的經濟性,從而對降低終端用戶的用電成本也是有好處的。


    中國能源政策文件匯總

    2021年2020年2019年2018年
    2017年2016年2015年2014年
    2013年2012年2011年2010年
    中國西北青海省、陜西省、寧夏回族自治區、新疆維吾爾自治區、甘肅省
    中國華北河北省、山西省、內蒙古自治區、天津市、北京市
    中國華南廣東省、廣西壯族自治區、海南省、香港、澳門
    中國西南貴州省、云南省、重慶市、四川省、西藏自治區
    中國華東山東省、江西省、浙江省、江蘇省、安徽省、福建省、上海市、臺灣省
    中國東北遼寧省、吉林省、黑龍江省
    中國華中湖北省、河南省、湖南省

    光伏文件


    中國光伏發電電價十三次調整過程

    國家發改委關于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 )20210607

    一、2021年起,對新備案集中式光伏電站、工商業分布式光伏項目和新核準陸上風電項目(以下簡稱“新建項目”),中央財政不再補貼,實行平價上網。
    二、2021年新建項目上網電價,按當地燃煤發電基準價執行;新建項目可自愿通過參與市場化交易形成上網電價,以更好體現光伏發電、風電的綠色電力價值。
    三、2021年起,新核準(備案)海上風電項目、光熱發電項目上網電價由當地省級價格主管部門制定,具備條件的可通過競爭性配置方式形成,上網電價高于當地燃煤發電基準價的,基準價以內的部分由電網企業結算。
    四、鼓勵各地出臺針對性扶持政策,支持光伏發電、陸上風電、海上風電、光熱發電等新能源產業持續健康發展。

    ??本通知自2021年8月1日起執行。

    國家發展改革委關于2020年光伏發電上網電價政策有關事項的通知(發改價格〔2020〕511號 )20200331

    國家發展改革委有關負責同志就建立煤電容量電價機制答記者問20231110

    各省、自治區、直轄市及計劃單列市、新疆生產建設兵團發展改革委、物價局,國家電網有限公司、南方電網有限責任公司、內蒙古電力(集團)有限責任公司:

      為充分發揮市場機制作用,引導光伏發電行業合理投資,推動光伏發電產業健康有序發展,現就2020年光伏發電上網電價政策有關問題通知如下。

      一、對集中式光伏發電繼續制定指導價。綜合考慮2019年市場化競價情況、技術進步等多方面因素,將納入國家財政補貼范圍的I~III類資源區新增集中式光伏電站指導價,分別確定為每千瓦時0.35元(含稅,下同)、0.4元、0.49元。若指導價低于項目所在地燃煤發電基準價(含脫硫、脫硝、除塵電價),則指導價按當地燃煤發電基準價執行。新增集中式光伏電站上網電價原則上通過市場競爭方式確定,不得超過所在資源區指導價。

      二、降低工商業分布式光伏發電補貼標準。納入2020年財政補貼規模,采用“自發自用、余量上網”模式的工商業分布式光伏發電項目,全發電量補貼標準調整為每千瓦時0.05元;采用“全額上網”模式的工商業分布式光伏發電項目,按所在資源區集中式光伏電站指導價執行。能源主管部門統一實行市場競爭方式配置的所有工商業分布式項目,市場競爭形成的價格不得超過所在資源區指導價,且補貼標準不得超過每千瓦時0.05元。

      三、降低戶用分布式光伏發電補貼標準。納入2020年財政補貼規模的戶用分布式光伏全發電量補貼標準調整為每千瓦時0.08元。

      四、符合國家光伏扶貧項目相關管理規定的村級光伏扶貧電站(含聯村電站)的上網電價保持不變。

    五、鼓勵各地出臺針對性扶持政策,支持光伏產業發展。

      本通知自2020年6月1日起執行。


    20190428發改價格〔2019〕761號-國家發改委關于完善光伏發電上網電價機制有關問題的通知

      一、完善集中式光伏發電上網電價形成機制

     ?。ㄒ唬⒓惺焦夥娬緲藯U上網電價改為指導價。綜合考慮技術進步等多方面因素,將納入國家財政補貼范圍的I~III類資源區新增集中式光伏電站指導價分別確定為每千瓦時0.40元(含稅,下同)、0.45元、0.55元。

     ?。ǘ┬略黾惺焦夥娬旧暇W電價原則上通過市場競爭方式確定,不得超過所在資源區指導價。市場競爭方式確定的價格在當地燃煤機組標桿上網電價(含脫硫、脫硝、除塵電價)以內的部分,由當地省級電網結算;高出部分由國家可再生能源發展基金予以補貼。

     ?。ㄈ﹪夷茉粗鞴懿块T已經批復的納入財政補貼規模且已經確定項目業主,但尚未確定上網電價的集中式光伏電站(項目指標作廢的除外),2019年6月30日(含)前并網的,上網電價按照《關于2018年光伏發電有關事項的通知》(發改能源〔2018〕823號)規定執行;7月1日(含)后并網的,上網電價按照本通知規定的指導價執行。

     ?。ㄋ模┘{入國家可再生能源電價附加資金補助目錄的村級光伏扶貧電站(含聯村電站),對應的I~III類資源區上網電價保持不變,仍分別按照每千瓦時0.65元、0.75元、0.85元執行。

      二、適當降低新增分布式光伏發電補貼標準

     ?。ㄒ唬┘{入2019年財政補貼規模,采用“自發自用、余量上網”模式的工商業分布式(即除戶用以外的分布式)光伏發電項目,全發電量補貼標準調整為每千瓦時0.10元;

    采用“全額上網”模式的工商業分布式光伏發電項目,按所在資源區集中式光伏電站指導價執行。能源主管部門統一實行市場競爭方式配置的工商業分布式項目,市場競爭形成的價格不得超過所在資源區指導價,且補貼標準不得超過每千瓦時0.10元。

     ?。ǘ┘{入2019年財政補貼規模,采用“自發自用、余量上網”模式和“全額上網”模式的戶用分布式光伏全發電量補貼標準調整為每千瓦時0.18元。

     ?。ㄈ┕膭罡鞯爻雠_針對性扶持政策,支持光伏產業發展。

      本通知自2019年7月1日起執行。


    20181009發改能源〔2018〕1459號-關于2018年光伏發電有關事項說明的通知

    一、今年5月31日(含)之前已備案、開工建設,且在今年6月30日(含)之前并網投運的合法合規的戶用自然人分布式光伏發電項目,納入國家認可規模管理范圍,標桿上網電價和度電補貼標準保持不變。

    二、已經納入2017年及以前建設規模范圍(含不限規模的省級區域)、且在今年6月30日(含)前并網投運的普通光伏電站項目,執行2017年光伏電站標桿上網電價,屬競爭配置的項目,執行競爭配置時確定的上網電價。

    20180531發改能源〔2018〕823號-關于2018年光伏發電有關事項的通知

    (一)自發文之日起,新投運的光伏電站標桿上網電價每千瓦時統一降低0.05元,I類、II類、III類資源區標桿上網電價分別調整為每千瓦時0.5元、0.6元、0.7元(含稅)。

    (二)自發文之日起,新投運的、采用“自發自用、余電上網”模式的分布式光伏發電項目,全電量度電補貼標準降低0.05元,即補貼標準調整為每千瓦時0.32元(含稅)。采用“全額上網”模式的分布式光伏發電項目按所在資源區光伏電站價格執行。分布式光伏發電項目自用電量免收隨電價征收的各類政府性基金及附加、系統備用容量費和其他相關并網服務費。

    (三)符合國家政策的村級光伏扶貧電站(0.5兆瓦及以下)標桿電價保持不變。


    20171219發改價格規〔2017〕2196號-關于2018年光伏發電項目價格政策的通知

    一、根據當前光伏產業技術進步和成本降低情況,降低2018年1月1日之后投運的光伏電站標桿上網電價,Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類資源區標桿上網電價分別調整為每千瓦時0.55元、0.65元、0.75元(含稅)。自2019年起,納入財政補貼年度規模管理的光伏發電項目全部按投運時間執行對應的標桿電價。

    二、2018年1月1日以后投運的、采用“自發自用、余量上網”模式的分布式光伏發電項目,全電量度電補貼標準降低0.05元,即補貼標準調整為每千瓦時0.37元(含稅)。采用“全額上網”模式的分布式光伏發電項目按所在資源區光伏電站價格執行。分布式光伏發電項目自用電量免收隨電價征收的各類政府性基金及附加、系統備用容量費和其他相關并網服務費。

    三、村級光伏扶貧電站(0.5兆瓦及以下)標桿電價、戶用分布式光伏扶貧項目度電補貼標準保持不變。

    0171219發改價格規〔2017〕2196號-關于2018年光伏發電項目價格政策的通知"

    20161226發改價格〔2016〕2729號-關于調整光伏發電陸上風電標桿上網電價的通知

    根據當前新能源產業技術進步和成本降低情況,降低2017年1月1日之后新建光伏發電和2018年1月1日之后新核準建設的陸上風電標桿上網電價,具體價格見附件1和附件2。2018年前如果新建陸上風電項目工程造價發生重大變化,國家可根據實際情況調整上述標桿電價。之前發布的上述年份新建陸上風電標桿上網電價政策不再執行。光伏發電、陸上風電上網電價在當地燃煤機組標桿上網電價(含脫硫、脫硝、除塵電價)以內的部分,由當地省級電網結算;高出部分通過國家可再生能源發展基金予以補貼。

    0161226發改價格〔2016〕2729號-關于調整光伏發電陸上風電標桿上網電價的通知"

    20151222發改價格〔2015〕3044號-關于完善陸上風電光伏發電上網標桿電價政策的通知

    一、實行陸上風電、光伏發電(光伏電站,下同)上網標桿電價隨發展規模逐步降低的價格政策。為使投資預期明確,陸上風電一并確定2016年和2018年標桿電價;光伏發電先確定2016年標桿電價,2017年以后的價格另行制定。具體標桿電價見附件一和附件二。

    二、利用建筑物屋頂及附屬場所建設的分布式光伏發電項目,在項目備案時可以選擇“自發自用、余電上網”或“全額上網”中的一種模式;已按“自發自用、余電上網”模式執行的項目,在用電負荷顯著減少(含消失)或供用電關系無法履行的情況下,允許變更為“全額上網”模式?!叭~上網”項目的發電量由電網企業按照當地光伏電站上網標桿電價收購。選擇“全額上網”模式,項目單位要向當地能源主管部門申請變更備案,并不得再變更回“自發自用、余電上網”模式。

    三、陸上風電、光伏發電上網電價在當地燃煤機組標桿上網電價(含脫硫、脫硝、除塵)以內的部分,由當地省級電網結算;高出部分通過國家可再生能源發展基金予以補貼。

    0151222發改價格〔2015〕3044號-關于完善陸上風電光伏發電上網標桿電價政策的通知"

    20130826發改價格〔2013〕1638號-關于發揮價格杠桿作用促進光伏產業健康發展的通知

    對分布式光伏發電實行按照全電量補貼的政策,電價補貼標準為每千瓦時0.42元(含稅,下同),通過可再生能源發展基金予以支付,由電網企業轉付;其中,分布式光伏發電系統自用有余上網的電量,由電網企業按照當地燃煤機組標桿上網電價收購。

    分區標桿上網電價政策適用于2013年9月1日后備案(核準),以及2013年9月1日前備案(核準)但于2014年1月1日及以后投運的光伏電站項目;電價補貼標準適用于除享受中央財政投資補貼之外的分布式光伏發電項目。

    光伏發電項目自投入運營起執行標桿上網電價或電價補貼標準,期限原則上為20年。

    0130826發改價格〔2013〕1638號-關于發揮價格杠桿作用促進光伏產業健康發展的通知"

    20110724發改價格〔2014〕1594號-關于完善太陽能光伏發電上網電價政策的通知

    (一)2011年7月1日以前核準建設、2011年12月31日建成投產、我委尚未核定價格的太陽能光伏發電項目,上網電價統一核定為每千瓦時1.15元(含稅,下同)。
    (二)2011年7月1日及以后核準的太陽能光伏發電項目,以及2011年7月1日之前核準但截至2011年12月31日仍未建成投產的太陽能光伏發電項目,除西藏仍執行每千瓦時1.15元的上網電價外,其余?。▍^、市)上網電價均按每千瓦時1元執行。


    20100402發改價格〔2010〕653號-關于寧夏太陽山等四個太陽能光伏電站臨時上網電價的批復

    核定寧夏發電集團太陽山光伏電站一期、寧夏中節能太陽山光伏電站一期、華電寧夏寧東光伏電站、寧夏中節能石嘴山光伏電站一期發電項目臨時上網電價為每千瓦時1.15元(含稅)


    20080721發改價格〔2008〕1868號-關于內蒙古鄂爾多斯、上海崇明 太陽能光伏電站上網電價的批復

    一、核定內蒙古鄂爾多斯伊泰集團205千瓦太陽能聚光光伏電站和上海崇明前衛村太陽能光伏電站上網電價為每千瓦時4元(含稅)。

    2008年至今

    兩次批復電價
    兩次特許權招標
    八次發布標桿電價(指導電價)
    十一個電價文件
    十三次電價調整

    中國光伏發電上網電價
    每kWh
    從4元到全面平價
    (直接執行當地燃煤發電基準價)

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    每次光伏發電電價調整
    都是中國光伏發展的里程碑節點

    國家發展改革委有關負責同志就建立煤電容量電價機制答記者問20231110
    一張表 看光伏電價十二年演變

    2008年國家發改委第一次明確項目光伏上網電價:每千瓦時4元(含稅)
    2008年7月21日,國家發改委發改價格〔2008〕1868號文件中核定內蒙古鄂爾多斯伊泰集團205千瓦太陽能聚光光伏電站和上海崇明前衛村太陽能光伏電站上網電價為每千瓦時4元(含稅);

    國家發展改革委有關負責同志就建立煤電容量電價機制答記者問20231110
    國家發展改革委有關負責同志就建立煤電容量電價機制答記者問20231110

    2020年3月31日,國家發改委發布I類資源區集中式光伏電站指導價每千瓦時0.35元(含稅)。
    國家發展改革委關于2020年光伏發電上網電價政策有關事項的通知(發改價格〔2020〕511號 )文件中規定:將納入國家財政補貼范圍的I~III類資源區新增集中式光伏電站指導價分別確定為每千瓦時0.35元(含稅,下同)、0.4元、0.49元。


    導讀-光伏制造行業規范條件 ↓↓↓

    企業名單



    導讀-光伏發電“領跑者”計劃:

    標簽: 光伏發電“領跑者”計劃、 光伏領跑實施、 光伏領跑監測

    基地 # 容量(MW) # 招標時間及結果 # 并網時間
    第三批:2017年領跑基地 ? 5000 ? ? ? ?
    山西大同二期 ? 500 ? ? ? ?
    山西壽陽 ? 500 ? ? ? 20181230
    陜西渭南 ? 500 ? ? ? 20181220
    河北海興 ? 500 ? 20180211 ? 20181228
    吉林白城 ? 500 ? ? ? 20181220
    江蘇泗洪 ? 500 ? ? ? 20181228
    青海格爾木 ? 500 ? ? ? 20181229
    內蒙古達拉特 ? 500 ? ? ? 20181210
    青海德令哈 ? 500 ? ? ? 20181224
    江蘇寶應 ? 500 ? ? ? 20181228
    2017年技術領跑基地 ? 1500 ? ? ? ?
    江西上饒 ? 500 ? ? ? ?
    山西長治 ? 500 ? ? ? ?
    陜西銅川 ? 500 ? ? ? ?
    第二批:2016年領跑基地 ? 5500 ? ? ? ?
    冬奧會光伏廊道 ? 500 ? ? ? 20181119
    陽泉采煤沉陷區 ? 1000 ? ? ? 20180928
    芮城縣 ? 500 ? ? ? 20180707
    包頭采煤沉陷區 ? 1000 ? ? ? 20181210
    烏海采煤沉陷區 ? 500 ? ? ? 20180629
    兩淮采煤沉陷區 ? 1000 ? ? ? 20180927
    濟寧汶上采煤沉陷區 ? 500 ? ? ? 20180622
    新泰采煤沉陷區 ? 500 ? ? ? 20170929
    第一批:光伏領跑基地 ? 1000 ? ? ? ?
    大同一期 ? 1000 ? ? ? 2016年6月

    領跑者相關文件
    20181128國能綜通新能〔2018〕168號-關于光伏發電領跑基地獎勵激勵有關事項的通知
    20171229國能發新能〔2017〕88號-國家能源局關于2017年光伏發電領跑基地建設有關事項的通知
    20171130國能發新能〔2017〕76號-國家能源局關于公布2017年光伏發電領跑基地名單及落實有關要求的通知
    20171122國家能源局-2017年光伏發電領跑基地優選結果公示
    20170922國能發新能〔2017〕54號-關于推進光伏發電“領跑者” 計劃實施和2017年領跑基地建設有關要求的通知
    20160603國能新能〔2016〕166號-關于下達2016年光伏發電建設實施方案的通知

    導讀結束-光伏發電“領跑者”計劃:

    導讀: 梳理“十二五”以來風電、光伏發電項目

    省份+發文單位 # 公示 # 公告
    17 安徽省能源局-風電 ? 20181228 ? ?
    16 寧夏自治區發改委 ? 20181112 ? 20181226
    8 上海市發改委-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 陜西省能源局 ? 20181212 ? ?
    11 湖北省發改委 ? 20181212 ? ?
    10 甘肅省發改委 ? 20181204 ? ?
    9 黑龍江省發改委 ? 20181203 ? ?
    8 上海市發改委-風電 ? 20181130 ? ?
    7 遼寧省發改委 ? 20181123 ? ?
    6 福建省發改委 ? 20181119 ? ?
    5 廣西發改委 ? 20181115 ? ?
    4 北京市發改委 ? 20181102 ? ?
    3 天津市發改委 ? 20181102 ? ?
    2 云南省能源局 ? 20181101 ? ?
    1 海南省發改委 ? 20181031 ? ?

    導讀-光伏扶貧


    專題-光伏/風電用地 土地使用稅?、耕地占用稅

    1. 國土資源部關于支持光伏扶貧和規范光伏發電產業用地的意見(國土資規〔2017〕8號)20170925
    2. 國土資源部關于發布《光伏發電站工程項目用地控制指標》的通知 (國土資規〔2015〕11號)20151202
    3. 國家林業局關于光伏電站建設使用林地有關問題的通知 (林資發〔2015〕153號 )20151127
    4. 國土資源部等六部委關于支持新產業新業態發展促進大眾創業萬眾創新用地的意見(國土資規〔2015〕5號)20150918
      光伏、風力發電等項目使用戈壁、荒漠、荒草地等未利用土地的,對不占壓土地、不改變地表形態的用地部分,可按原地類認定,不改變土地用途,在年度土地變更調查時作出標注,用地允許以租賃等方式取得,雙方簽訂好補償協議,用地報當地縣級國土資源部門備案;對項目永久性建筑用地部分,應依法按建設用地辦理手續。對建設占用農用地的,所有用地部分均應按建設用地管理。

    各地光伏/風電用地政策

    1. 陜西發改委、自然資源廳關于規范光伏復合項目用地管理的通知(陜發改能新能源〔2020〕933號)20200708
    2. 海南關于進一步保障和規范光伏發電產業項目用地管理的通知20200410
    3. 冀關于規范光伏復合項目用地管理有關事項的通知(冀發改能源〔2019〕1104號)20190813
    4. 廣西能源局關于規范我區光伏發電站用地管理的通知(桂能新能〔2018〕23號)20180702
    5. 20180616魯國土資規〔2018〕4號-關于保障和規范光伏項目用地管理的通知(附政策解讀)

    土地稅務:土地使用稅 、耕地占用稅

    1. 20181229十三屆全國人大常委會-中華人民共和國耕地占用稅法
    2. 20110108國務院-中華人民共和國城鎮土地使用稅暫行條例

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