伏
政
策
汇
编
目 录
《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》
………………………………………………3
《关于分布式光伏发电项目管理暂行办法的通知》
………………………………………………10
《关于进一步落实《分布式光伏发电有关的通知》
………………………………………………14
《关于加快培育分布式光伏发电应用示范区有关要求的通知》
………………………………………………19
《国家能源局关于进一步加强光伏电站建设与运行管理工作的通知》
………………………………………………21
《国家能源局关于规范光伏电站投资开发秩序的通知》
………………………………………………26
《国家能源局关于明确电力业务许可管理有关事项的通知》
………………………………………………29
《分布式发电管理暂行办法》 ………………………………………………32
《关于印发实施光伏扶贫工程工作方案的通知》……………………………38
《太原市关于加快推进光伏产业发展的实施意见》………………43
《关于分布式光伏发电实行按照电量补贴等有关问题的通知》
………………………………………………46
《国家电网公司关于做好分布式电源并网服务工作的意见》
………………………………………………50
《关于印发大气污染防治行动计划的通知》
………………………………………………53
《关于转发发展改革委 住房城乡建设部绿色建筑行动方案的通知》
………………………………………………55
印发《能源发展战略行动计划（2014－2020年）》
………………………………………………
关于促进光伏产业健康发展的若干意见
国发〔2013〕24号
各省、自治区、直辖市，各部委、各直属机构：
发展光伏产业对调整能源结构、推进能源生产和消费、促进生态文明建设具有重要意义。为规范和促进光伏产业健康发展，现提出以下意见：
一、充分认识促进光伏产业健康发展的重要性
近年来，我国光伏产业快速发展，光伏电池制造产业规模迅速扩大，市场占有率位居世界前列，光伏电池制造达到世界先进水平，多晶硅冶炼技术日趋成熟，形成了包括硅材料及硅片、光伏电池及组件、逆变器及控制设备的完整制造产业体系。光伏发电国内应用市场逐步扩大，发电成本显著降低，市场竞争力明显提高。
当前，在全球光伏市场需求增速减缓、产品出口阻力增大、光伏产业发展不协调等多重因素作用下，我国光伏企业普遍经营困难。同时，我国光伏产业存在产能严重过剩、市场无序竞争，产品市场过度依赖外需、国内应用市场开发不足，技术创新能力不强、关键技术装备和材料发展缓慢，财政资金支持需要加强、补贴机制有待完善，行业管理比较薄弱、应用市场环境亟待改善等突出问题，光伏产业发展面临严峻形势。
光伏产业是全球能源科技和产业的重要发展方向，是具有巨大发展潜力的朝阳产业，也是我国具有国际竞争优势的战略性新兴产业。我国光伏产业当前遇到的问题和困难，既是对产业发展的挑战，也是促进产业调整升级的契机，特别是光伏发电成本大幅下降，为扩大国内市场提供了有利条件。要坚定信心，抓住机遇，开拓创新，毫不动摇地推进光伏产业持续健康发展。
二、总体要求
（一）指导思想。
深入贯彻党的精神，以理论、“三个代表”重要思想、科学发展观为指导，创新机制，完善支持，通过市场机制激发国内市场有效需求，努力巩固国际市场；健全标准体系，规范产业发展秩序，着力推进产业重组和转型升级；完善市场机制，加快技术进步，着力提高光伏产业发展质量和效益，为提升经济发展活力和竞争力作出贡献。
（二）基本原则。
远近结合，标本兼治。在扩大光伏发电应用的同时，控制光伏制造总产能，加快淘汰落后产能，着力推进产业结构调整和技术进步。
统筹兼顾，综合施策。统筹考虑国内外市场需求、产业供需平衡、上下游协调等因素，采取综合措施解决产业发展面临的突出问题。
市场为主，重点扶持。发挥市场机制在推动光伏产业结构调整、优胜劣汰、优化布局以及开发利用方面的基础性作用。对不同光伏企业实行区别对待，重点支持技术水平高、市场竞争力强的骨干优势企业发展，淘汰劣质企业。
协调配合，形成合力。加强的协调配合和行业自律，支持地方创新发展方式，调动地方、企业和消费者的积极性，共同推动光伏产业发展。
（三）发展目标。
把扩大国内市场、提高技术水平、加快产业转型升级作为促进光伏产业持续健康发展的根本出路和基本立足点，建立适应国内市场的光伏产品生产、销售和服务体系，形成有利于产业持续健康发展的法规、、标准体系和市场环境。2013—2015年，年均新增光伏发电装机容量1000万千瓦左右，到2015年总装机容量达到3500万千瓦以上。加快企业兼并重组，淘汰产品质量差、技术落后的生产企业，培育一批具有较强技术研发能力和市场竞争力的龙头企业。加快技术创新和产业升级，提高多晶硅等原材料自给能力和光伏电池制造技术水平，显著降低光伏发电成本，提高光伏产业竞争力。保持光伏产品在国际市场的合理份额，对外贸易和投融资合作取得新进展。
三、积极开拓光伏应用市场
（一）大力开拓分布式光伏发电市场。鼓励各类电力用户按照“自发自用，余量上网，电网调节”的方式建设分布式光伏发电系统。优先支持在用电价格较高的工商业企业、工业园区建设规模化的分布式光伏发电系统。支持在学校、医院、党政机关、事业单位、居民社区建筑和构筑物等推广小型分布式光伏发电系统。在城镇化发展过程中充分利用太阳能，结合建筑节能加强光伏发电应用，推进光伏建筑一体化建设，在新农村建设中支持光伏发电应用。依托新能源示范城市、绿色能源示范县、可再生能源建筑应用示范市（县），扩大分布式光伏发电应用，建设100个分布式光伏发电规模化应用示范区、1000个光伏发电应用示范小镇及示范村。开展适合分布式光伏发电运行特点和规模化应用的新能源智能微电网试点、示范项目建设，探索相应的电力管理和运行机制，形成适应分布式光伏发电发展的建设、运行和消费新体系。支持偏远地区及海岛利用光伏发电解决无电和缺电问题。鼓励在城市路灯照明、城市景观以及通讯基站、交通信号灯等领域推广分布式光伏电源。
（二）有序推进光伏电站建设。按照“合理布局、就近接入、当地消纳、有序推进”的总体思路，根据当地电力市场发展和能源结构调整需要，在落实市场消纳条件的前提下，有序推进各种类型的光伏电站建设。鼓励利用既有电网设施按多能互补方式建设光伏电站。协调光伏电站与配套电网规划和建设，保证光伏电站发电及时并网和高效利用。
（三）巩固和拓展国际市场。积极妥善应对国际贸易摩擦，推动建立公平合理的国际贸易秩序。加强对话协商，推动全球产业合作，规范光伏产品进出口秩序。鼓励光伏企业创新国际贸易方式，优化制造产地分布，在境外开展投资生产合作。鼓励企业实施“引进来”和“走出去”战略，集聚全球创新资源，促进光伏企业国际化发展。
四、加快产业结构调整和技术进步
（一）抑制光伏产能盲目扩张。严格控制新上单纯扩大产能的多晶硅、光伏电池及组件项目。光伏制造企业应拥有先进技术和较强的自主研发能力，新上光伏制造项目应满足单晶硅光伏电池转换效率不低于20%、多晶硅光伏电池转换效率不低于18%、薄膜光伏电池转换效率不低于12%，多晶硅生产综合电耗不高于100千瓦时/千克。加快淘汰能耗高、物料循环利用不完善、环保不达标的多晶硅产能，在电力净输入地区严格控制建设多晶硅项目。
（二）加快推进企业兼并重组。利用“市场倒逼”机制，鼓励企业兼并重组。加强引导和推动，建立健全淘汰落后产能长效机制，加快关停淘汰落后光伏产能。重点支持技术水平高、市场竞争力强的多晶硅和光伏电池制造企业发展，培育形成一批综合能耗低、物料消耗少、具有国际竞争力的多晶硅制造企业和技术研发能力强、具有自主知识产权和品牌优势的光伏电池制造企业。引导多晶硅产能向中西部能源资源优势地区聚集，鼓励多晶硅制造企业与先进化工企业合作或重组，降低综合电耗、提高副产品综合利用率。
（三）加快提高技术和装备水平。通过实施新能源集成应用工程，支持高效率晶硅电池及新型薄膜电池、电子级多晶硅、四氯化硅闭环循环装置、高端切割机、全自动丝网印刷机、平板式镀膜工艺、高纯度关键材料等的研发和产业化。提高光伏逆变器、跟踪系统、功率预测、集中监控以及智能电网等技术和装备水平，提高光伏发电的系统集成技术能力。支持企业开发硅材料生产新工艺和光伏新产品、新技术，支持骨干企业建设光伏发电工程技术研发和试验平台。支持高等院校和企业培养光伏产业相关专业人才。
（四）积极开展国际合作。鼓励企业加强国际研发合作，开展光伏产业前沿、共性技术联合研发。鼓励有条件的国内光伏企业和基地与国外研究机构、产业集群建立战略合作关系。支持有关科研院所和企业建立国际化人才引进和培养机制，重点培养创新能力强的高端专业技术人才和综合管理人才。积极参与光伏行业国际标准制定，加大自主知识产权标准体系海外推广，推动检测认证国际互认。
五、规范产业发展秩序
（一）加强规划和产业指导。根据光伏产业发展需要，编制实施光伏产业发展规划。各地区可根据国家光伏产业发展规划和本地区发展需要，编制实施本地区相关规划及实施方案。加强全国规划与地方规划、制造产业与发电应用、光伏发电与配套电网建设的衔接和协调。加强光伏发电规划和年度实施指导。完善光伏电站和分布式光伏发电项目建设管理制度，促进光伏发电有序发展。
（二）推进标准化体系和检测认证体系建设。建立健全光伏材料、电池及组件、系统及部件等标准体系，完善光伏发电系统及相关电网技术标准体系。制定完善适合不同气候区及建筑类型的建筑光伏应用标准体系，在城市规划、建筑设计和旧建筑改造中统筹考虑光伏发电应用。加强硅材料及硅片、光伏电池及组件、逆变器及控制设备等产品的检测和认证平台建设，健全光伏产品检测和认证体系，及时发布符合标准的光伏产品目录。开展太阳能资源观测与评价，建立太阳能信息数据库。
（三）加强市场监管和行业管理。制定完善并严格实施光伏制造行业规范条件，规范光伏市场秩序，促进落后产能退出市场，提高产业发展水平。实行光伏电池组件、逆变器、控制设备等关键产品检测认证制度，未通过检测认证的产品不准进入市场。严格执行光伏电站设备采购、设计监理和工程建设招投标制度，反对不正当竞争，禁止地方保护。完善光伏发电工程建设、运行技术岗位资质管理。加强光伏发电电网接入和运行监管。建立光伏产业发展监测体系，及时发布产业发展信息。加强对《中华人民共和国可再生能源法》及配套的执法监察。地方各级不得以征收资源使用费等名义向太阳能发电企业收取法律法规规定之外的费用。
六、完善并网管理和服务
（一）加强配套电网建设。电网企业要加强与光伏发电相适应的电网建设和改造，保障配套电网与光伏发电项目同步建成投产。积极发展融合先进储能技术、信息技术的微电网和智能电网技术，提高电网系统接纳光伏发电的能力。接入公共电网的光伏发电项目，其接网工程以及接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。接入用户侧的分布式光伏发电，接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。
（二）完善光伏发电并网运行服务。各电网企业要为光伏发电提供并网服务，优化系统调度运行，优先保障光伏发电运行，确保光伏发电项目及时并网，全额收购所发电量。简化分布式光伏发电的电网接入方式和管理程序，公布分布式光伏发电并网服务流程，建立简捷高效的并网服务体系。对分布式光伏发电项目免收系统备用容量费和相关服务费用。加强光伏发电电网接入和并网运行监管。
七、完善支持
（一）大力支持用户侧光伏应用。开放用户侧分布式电源建设，支持和鼓励企业、机构、社区和家庭安装、使用光伏发电系统。鼓励专业化能源服务公司与用户合作，投资建设和经营管理为用户供电的光伏发电及相关设施。对分布式光伏发电项目实行备案管理，豁免分布式光伏发电应用发电业务许可。对不需要国家资金补贴的分布式光伏发电项目，如具备接入电网运行条件，可放开规模建设。分布式光伏发电全部电量纳入全社会发电量和用电量统计，并作为地方和电网企业业绩考核指标。自发自用发电量不计入阶梯电价适用范围，计入地方和用户节能量。
（二）完善电价和补贴。对分布式光伏发电实行按照电量补贴的。根据资源条件和建设成本，制定光伏电站分区域上网标杆电价，通过招标等竞争方式发现价格和补贴标准。根据光伏发电成本变化等因素，合理调减光伏电站上网电价和分布式光伏发电补贴标准。上网电价及补贴的执行期限原则上为20年。根据光伏发电发展需要，调整可再生能源电价附加征收标准，扩大可再生能源发展基金规模。光伏发电规模与国家可再生能源发展基金规模相协调。
（三）改进补贴资金管理。严格可再生能源电价附加征收管理，保障附加资金应收尽收。完善补贴资金支付方式和程序，对光伏电站，由电网企业按照国家规定或招标确定的光伏发电上网电价与发电企业按月全额结算；对分布式光伏发电，建立由电网企业按月转付补贴资金的制度。财政按季度向电网企业预拨补贴资金，确保补贴资金及时足额到位。鼓励各级地方利用财政资金支持光伏发电应用。
（四）加大财税支持力度。完善财政资金支持光伏产业发展的机制，加大对太阳能资源测量、评价及信息系统建设、关键技术装备材料研发及产业化、标准制定及检测认证体系建设、新技术应用示范、农村和牧区光伏发电应用以及无电地区光伏发电项目建设的支持。对分布式光伏发电自发自用电量免收可再生能源电价附加等针对电量征收的性基金。企业研发费用符合有关条件的，可按照税法规定在计算应纳税所得额时加计扣除。企业符合条件的兼并重组，可以按照现行税收规定，享受税收优惠。
（五）完善金融支持。金融机构要继续实施“有保有压”的信贷，支持具有自主知识产权、技术先进、发展潜力大的企业做优做强，对有市场、有订单、有效益、有信誉的光伏制造企业提供信贷支持。根据光伏产业特点和企业资金运转周期，按照风险可控、商业可持续、信贷准入可达标的原则，采取灵活的信贷，支持优质企业正常生产经营，支持技术创新、兼并重组和境外投资等具有竞争优势的项目。创新金融产品和服务，支持中小企业和家庭自建自用分布式光伏发电系统。严禁资金流向盲目扩张产能项目和落后产能项目建设，对国家禁止建设的、不符合产业的光伏制造项目不予信贷支持。
（六）完善土地支持和建设管理。对利用戈壁荒滩等未利用土地建设光伏发电项目的，在土地规划、计划安排时予以适度倾斜，不涉及转用的，可不占用土地年度计划指标。探索采用租赁国有未利用土地的供地方式，降低工程的前期投入成本。光伏发电项目使用未利用土地的，依法办理用地审批手续后，可采取划拨方式供地。完善光伏发电项目建设管理并简化程序。
八、加强组织领导
各有关部门要根据本意见要求，按照职责分工抓紧制定相关配套文件，完善光伏发电价格、税收、金融信贷和建设用地等配套，确保各项任务措施的贯彻实施。各省级要加强对本地区光伏产业发展的管理，结合实际制定具体实施方案，落实，引导本地区光伏产业有序协调发展。健全行业组织机构，充分发挥行业组织在加强行业自律、推广先进技术和管理经验、开展统计监测和研究制定标准等方面的作用。加强产业服务，建立光伏产业监测体系，及时发布行业信息，搭建银企沟通平台，引导产业健康发展。
2013年7月4日
（此件有删减）
《关于分布式光伏发电项目管理暂行办法的通知》
第一章 总 则
1、 为规范分布式光伏发电项目建设管理，推进分布式光伏发电应用，根据《中华人民共和国可再生能源法》、《中华人民共和国电力法》、《中华人民共和国行政
许可法》以及《关于促进光伏产业健康
发展的若干意见》，制定本办法。
2、 分布式光伏发电是指在用户所在场地或附近建设运行，以用户侧自发自用为
主、多余电量上网且在配电网系统平衡调节为特征的光伏发电设施。
3、 鼓励各类电力用户、投资企业、专业化合同能源服务公司、个人等作为项目单位，投资建设和经营分布式光伏发电项目。
4、 能源主管部门负责全国分布式发电规划指导和监督管理；地方能源主管部门在能源主管部门指导下，负责本地区分布式光伏发电规划、建设的监督管理；国家能源局派出机构负责对本地区分布式光伏发电规划和执行、并网运行、市场公平及运行安全进行监管。
5、 分布式光伏发电实行"自发自用、余电上网、就近消纳、电网调节"的运营模式，电网企业采用先进技术优化电网运行管理，为分布式光伏发电运行提供系统支撑，保障电力用户安全用电，鼓励项目投资经营主体与同一供电区内的电力用户在电网企业配合下以多种方式实现分布式光伏发电就近消纳。
第二章 规模管理
6、 能源主管部门依据全国太阳能发电相关规划，各地区分布式发电需求和建设条件，对需要国家资金补贴的项目实行总量平衡和年度指导规模管理，不需要国家资金补贴的项目部纳入年度指导规模管理范围。
7、 省级能源主管部门依据本地区分布式光伏发电发展情况，提出下一年度需要国家资金补贴的项目规划申请。能源主管部门结合各地项目资源、实际应用以及可再生能源电价附加征收情况，统筹协调平衡后，下达各地区年度指导规模，在年度中期可视各地区实施情况进行微调。
8、 能源主管部门下达的分布式光伏发电年度指导规模，在该年度内未使用的规模指标自动失效，当年规模指标与实际需求差距较大的，地方能源主管部门可适时提出调整申请。
9、 鼓励各级地方通过市场竞争方式降低分布式光伏发电的补贴标准，优先支持申请低于国家补贴标准的分布式光伏发电项目建设。
第三章 项目备案
10、省级以下能源主管部门依据投资项目管理规定和能源主管部门下达的本地区分布式光伏发电的年度指导规模指标，对分布式光伏发电项目实行备案管理，具体备案办法由省级制定。
11、项目备案工作应根据分布式光伏发电项目特点尽可能简化程序，免除发电业务许可、规划选址、土地预审、水土保持、环境影响评价、节能评估及社会风险评估等支持性文件。
12、对个人利用自有住宅及在住宅区域内建设的分布式光伏发电项目，由当地电网企业直接登记并集中向当地能源主管部门备案，不需要国
家资金补贴的项目由省级能源主管部门自行管理。
13、各级管理部门和项目单位不得自行变更项目备案文件的主要事项，包括投资主体、建设地点、项目规划、运营模式等，确需变更时，由备案部门按程序办理。
14、在年度指导规模指标范围内的分布式光伏发电项目，自备案之日起两年内未建成投产的，在年度指导规模中取消，并同时取消享
受国家资金补贴的资格。
15、鼓励地市级或县级结合当地实际建设与电网接入申请、并网调试和验收、电费结算和补贴发放等相结合的分布式光伏发电项目备案、竣工验收等一站式服务体系，简化办理流程、提高管理效率。
第四章 建设条件
16、分布式光伏发电项目所依托的建筑物及设施应具有合法性，项目单位与项目所依托的建筑物、场地及设施所有人非同一主体时，项目单位应与所有人签订建筑物、场地及设施的使用或租用协议，视经营方式与电力用户签订合同能源服务协议。
17、分布式光伏发电项目的设计和安装应符合有关管理规定、设备标准、建筑工程规范和安全规范等要求，承担项目设计、查咨询、安装和监理的单位，应具有国家规定的相应资质。
18、分布式光伏发电项目采用的光伏电池组件、逆变器等设备应通过符合国家规定的认证认可机构的检测认证，符合相关接入电网的技术
要求。
第五章 电网接入和运行
19、电网企业收到项目单位并网接入申请后，应在20个工作日内出具并网接入意见，对于集中多点接入的分布式光伏发电项目可延长到30个工作日。
20、以35千伏及以下电压等级接入电网的分布式光伏发电项目，由地级市或县级电网企业按照简化程序办理相关并网手续，并提供并网咨询、电能表安装、并网调试及验收等服务。
21、以35千伏以上电压等级接入电网且所发电力在并网点范围内使用的分布式光伏发电项目，电网企业应根据其接入方式、电量使用范围，本着简便和及时高效的原则做好并网管理，提供相关服务。
22、接入公共电网的分布式光伏发电项目，接入系统工程以及因接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设，接入用户侧的分布式光伏发电项目，用户侧的配套工程由项目单位投资建设，因项目接入电网引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。
23、电网企业应采用先进运行控制技术，提高配电网智能化水平，为接纳分布式光伏发电创造条件，在分布式光伏发电安装规模较大、占电网负荷比重较高的供电区，电网企业应根据发展需要建设分布式光伏发电并网运行监测、公寓预测和优化运行相结合的综合技术体系，实现分布式光伏发电高效利用和系统安全运行。
第六章 计量与结算
24、分布式光伏项目本体工程建成后，向电网企业提出并网调试和验收申请，电网企业指导和配合项目单位开展并网运行调试和验收，电网企业应根据国家有关标准制定分布式光伏发电电网接入和并网运行验收办法。
25、电网企业负责对分布式光伏发电项目的全部发电量、上网电量分布计量、免费提供并安装电能计量表，不向项目单位收取系统备用容量费。电网企业在有关并网接入和运行灯所有环节提供的服务均不向项目单位收取费用。
26、享受电量补贴的分布式光伏发电项目，由电网企业负责向项目单位按月转付国家补贴资金，按月结算余电上网电量电费。
27、在经济开发区灯相对的供电区同一组织建设的分布式光伏发电项目，余电上网部分可向该供电区内其他电力用户直接售电。
《关于进一步落实分布式光伏发电有关的通知》
（征求意见稿）
国能综新能[2014]514号
为全面落实光伏发电要求，进一步扩大分布式光伏发电应用，解决屋顶落实，项目融资，电网接入，备案管理，电力交易等问题，现就进一步落实分布式光伏发电有关通知如下：
一、加强分布式光伏发电应用规划工作。各地区应高度重视光伏发电应用对优化能源结构、防治大气污染、促进新型城镇化建设的重大意义，将光伏发电纳入相关规划。各级能源主管部门要组织工业企业集中的市县及其经济开发区和各类工业园区，系统开展可安装光伏建筑屋顶及其他场所的资源调查工作，综合考虑屋顶面积，用电负荷等条件，编制分布式光伏发电应用规划，综合建筑业主单位安装光伏的意愿和准备工作情况提出建设计划。各省级能源主管部门在分配年度规划指标时，优先保障规划明确且建设条件已落实的项目。各新能源示范城市、绿色能源示范县、新能源应用示范园区、分布式光伏发电应用示范区要制定和完善分布式光伏发电应用规划，并按年度落实重点建设项目，国家在年度规划管理上对各类示范区的项目优先保障。
二、鼓励开展多种形式的分布式光伏发电应用。重点支持屋顶面积大、用电负荷大、电网供电价格高的工业园区和大型工商企业开展光伏应用，使具备条件的大屋顶资源得到充分利用。鼓励各级地方在国家电量基础上制定配套的投资补助或电量补贴，并且对学校、医院、公共机构等公益性领域以及各类保障性住宅和农村的分布式光伏应用适当加大支持力度。在火车站（含高铁站）、高速公路服务区及相关设施、飞机场航站楼、大型综合交通枢纽屋顶、大型体育馆和停车场等公共设施推广应用分布式光伏发电。鼓励大型企业集团对其下属企业统一组织建设分布式光伏发电工程，并将分布式光伏发电应用作为企业节能减排的重要工作。利用废弃土地、荒山荒坡、农业大棚、滩涂、鱼塘、湖泊等土地资源建设的光伏发电项目，在35千伏及以下电压等级接入电网（项目容量不超过20MW）且所发电量在并网点变压台区消纳，可执行当地光伏电站标杆电价，电网企业参照分布式电源通过“绿色通道”提供高效便捷接入服务。
三、加强对建筑屋顶资源使用的统筹协调。在分布式光伏应用的示范区和其他潜力大的地区，地方应建立光伏应协调工作机制，引导建筑业主单位（含使用单位）积极开展光伏应用。对屋顶面积大且适宜安装光伏的建筑物，地方应积极协调建筑业主单位（含使用单位）自建或与专业化光伏发电企业合作建设屋顶光伏工程，并且在办理电网接入、项目备案、建筑管理等方面予以协调支持。对超过一定规模的新建和改扩建建筑物，可要求同步安装光伏发电设施或预留安装条件，太阳能资源条件好且屋顶较大的节能建筑应包含光伏发电应用。投资或财政补助的公共建筑、保障性住房、新城镇和新农村建设，应优先考虑光伏发电应用。地方可根据本地实际，在符合有关法规和的前提下，对合同能源管理方式投资经营的光伏发电项目的电价优惠幅度（或屋顶租金）等规定统一的条件。地方应将建筑光伏应用纳入节能减排考核及奖惩制度，消纳分布式光伏发电量的单位可按折算的节能量和碳减排量参加相关交易。
四、加强分布式光伏发电的电费结算和补贴保障。各电网企业按月（或双方约定）与分布式光伏发电项目单位（含个人）结算电费和转付国家财政补贴资金。可采取预留国家财政补贴资金的方式，保障分布式光伏发电项目的国家财政补贴资金及时足额转付到位。国网企业要抓紧商当地税务部分处理好非法人项目售电开具问题并做好代开服务。电网企业应做好项目补贴资格和补贴资金申请及发放等情况的统计，并按要求向能源管理部分和监管部分报送相关信息。项目补贴资格申请实行按季定期上报并形成目录的工作制度。“自发自用”比例较低、用电负荷不稳定或者光伏发电企业与电力用户无法履行能源服务合同的项目，可执行光伏电站标杆电价，光伏发电量由当地电网企业按国家规定的当地光伏电站标杆电价全额收购，不再享受国家分布式光伏财政补贴，但项目单位一旦选定了执行光伏电站标杆电价，原则上不在变更。
五、建立简便高效规范的分布式光伏项目备案管理工作机制。各省（区、市）能源主管部分要抓紧制定和完善分布式光伏发电项目备案管理工作细则，督促市县（区）能源主管部分设立分布式光伏发电项目备案受理窗口，建立简便高效规范的工作流程，明确办理条件和时限，并向社会公布，鼓励市县（区）级设立“一站式”管理服务窗口，建立多部分高效协调的管理工作机制。市县（区）能源管理部门要做好项目备案与电网企业并网审核的衔接，当地电网企业出具并网意向函即可以认为符合项目备案要求的接网条件。对个人利用住宅（或营业性建筑）安装分布式光伏发电项目，电网企业直接受理并网申请并代办项目备案。各省市（区）能源主管部门要按月向升级能源主管部门报送备案项目信息并抄报国家能源局派出机构。各省级能源主管部门要按国家光伏发电信息报送的有关规定做好信息汇总和报送工作。
六、完善分布式光伏发电接网和并网运行服务。在市县（区）电网企业设立分布式光伏发电接网“一站式”服务窗口，明确办理并网手续的工作流程、申请条件，并在电网企业相关网站公布。对法人单位申请并网的光伏项目，电网企业应按当地能源主管部门项目备案工作流程，及时出具项目并网意向（或意见）。对非法人（及个人）项目，电网企业应直接受理和代备案。电网企业应按规定的并网点及时完成应承担的接网工程。在符合电网运行安全技术要求的前提下，尽可能在用户侧以较低电压等级接入，如项目单位希望在内部多点接入配电系统，应尽量满足要求，避免安装不必要的升压设备。项目单位和电网企业要相互配合，如对接网方式存在争议，可申请国家能源局派出机构协调。电网企业免费安装电能计量表，明确明确区分项目总发电量、“自发自用”电量（包含合同能源服务方式中光伏企业向电力用户的供电量）和上网电量，并具备向电力运行调度机构传送项目运行信息的功能。
七、创新分布式光伏融资模式。鼓励银行等金融机构结合分布式光伏特点和融资需要，对分布式光伏发电实行优惠贷款利率，延长贷款年限。鼓励地方设立光伏发电投资公共担保资金，为本区域内光伏发电项目提供贷款担保。鼓励采用融资租赁方式为光伏发电提供一体化融资租赁服务。鼓励基金、保险、信托与产业资本结合，探索建立光伏产业投资基金。鼓励担保机构对中小型企业建设分布式光伏开展信息用担保。积极发展再担保机构，强化分散风险、增加信用功能。以个人收入等为信用条件，对个人安装分布式光伏贷款可免除资产担保要求。对优质分布式光伏发电项目，探索售电收益权和项目资产作为质押的贷款机制。推进中小企业信用担保体系建设，对符合条件的信用担保机构免征营业税。
八、完善分布式光伏工程标准和质量管理。加强光伏产品，光伏发电工程和建筑安装光伏的安全性评价和管理工作，对载荷校核、安装方式、抗风、防震、消防、避雷等要严格执行国家标准和工程规范。接人公共电网的光伏发电项目和享受各级补贴的非并网光伏发电项目，须采用经国家认监委批准的认证机构认证的光伏产品。建设单位进行设备的采购招标时，应明确要求采用获得认证的光伏产品。国家组织的重大专项建设、新产品应用、在特殊地域应用或特殊用途应用的光伏产品，可根据需要提出特定认证要求。市和县（区）要建立建筑安装光伏的统筹协调管理工作机制，确保分布式发电项目的质量和安全，要以贯彻落实标准执行为主要工作方式，不得随意设置审批和收费事项，不得向项目单位提出采购本地产品的不合理要求，不得以各种方式为低劣产品提供市场保护
九、加强落实和市场监管。各地区能源监管机构要会同地方能源主管部分等加强分布式光伏发电相关国家和地方支持的落实监管。在项目备案之前的开发标准阶段，要指导项目单位与电网企业衔接好接网条件，落实项目供用电关系和电费结算方式在项目备案之后的实施阶段，对电网企业的接网服务、接入方案、运行调试、签订购售电合同和并网运行协议、电能计量、电费结算、国家补贴资金发放各环节进行全面监管。将电力用户的“自发自用、余电上网”和项目单位与电力用户的合同能源管理服务，以及发电量全部上网的光伏发电项目的电力成产运行和电力交易均纳入监管范畴。能源监管机构负责对分布式光伏发电的工程建设和生产运行安全进行监管，电网企业应配合做好安全监管的技术支持工作。在相关方法发生争议时，能源监管机构应会同当地能源主管部门协调解决。在电力投诉工作机制中纳入光伏发电相关内容。各地区能源监管机构要会同地方能源主管部门对分布式光伏发电开展专项监督，按季度向国家能源局上报监管报告，并按规定以适当方式向社会公布监管信息。
十、进一步创新分布式光伏发电示范区建设。在推动示范区已有成效基础上，将分布式光伏发电扩大到公共机构、居民社区、交通设施、新农村建设等领域，探索更多的发展机制和应用方式。系统开展光伏发电屋顶等资源条件调查和多元化应用的规划，建立多部门协调工作机制，创新发展模式和管理机制，建立较完备的质量监督管理体系，公平开放市场准入、不搞地方保护。国家能源局会同人民银行、银监会指导国家开发银行、建设银行、农业银行等金融机构与示范区合作建立支持光伏应用的融资机制。通过设立公共担保基金，建立统借统还平台等方式为光伏发电提供共便捷的金融服务。探索建立分布式光伏发电向同一变电台区其他电力用户售点的电力交易机制，各示范区提出实施方案报国家能源局，国家能源局将会同价格等部门，在电网企业配合下，指导示范区和相关企业开展试点。电网企业应根据示范区的光伏发电应用机制，做好完善配套电网建设并优化电网运行管理，建立智能化的电网运行体系。
十一、完善专业化服务和公共服务。通过市场机制，推进分布式光伏系统设计、安装建设、检测验收、运营维护等环节的专业化服务，培育一批标准化、专业化服务公司。鼓励能力强、技术好、人才储备足的企业延伸分布式光伏专业化服务，逐步建立从业资格认证制度。国家加强光伏产品制造、市场应用、并网服务补贴拨付、行业管理等环节的信息监测，建立产业沟通协调和预警机制，及时发布市场需求、产能、市场应用等重点信息和市场预警预报，引导企业理性发展。
国家能源局：关于加快培育分布式光伏发电应用示范区有关要求的通知
国能新能[2014]410号
各省（区、市）发展改革委（能源局）、生产建设兵团发展改革委，各派出机构，国家电网公司、南方电网公司、水电水利规划设计总院 ：
为加快落实稳增长、促改革、调结构、惠民生有关，决定在已有分布式光伏发电应用示范区建设工作基础上培育一批分布式光伏发电示范区，进一步加大分布式光伏的推进力度。现将有关工作和要求通知如下：
一、根据发展条件选择示范区。各地根据本地分布式光伏发电规划和布局，结合已有国家示范区及本省（区、市）培育的重点示范区，选择若干具有一定规模的区域纳入今明两年培育重点，编制重点 培育示范区建设方案。各示范区在优先发展屋顶光伏同时，可就近开发就地消纳的小型光伏电站（接入电压等级不超过35千伏，容量不超过2万千瓦）。
二、加强已有示范区的建设工作。请各相关省（区、市）能源主管部门认真落实《国家能源局关于开展分布式光伏发电应用示范区建设的通知》（国能新能[2013]296号）要求，进一步推进已 批复分布式光伏发电示范区建设。对于2014年9月底前未开工建设，或年底建成规模低于2万千瓦的示范区，取消其示范区称号。
三、示范区应加强统筹协调。示范区应成立相关协调机制，统筹规划管理示范区屋顶资源，制定协调开发企业与电力用户（建筑业主）关系的相关，明确光伏建筑标准规范，协调推动项目备案 和电网接入手续，鼓励统一开展项目建设运行维护和建筑管理。鼓励将建筑光伏发电应用纳入节能减排考核及奖惩制度，在已试行节能量交易和碳减排交易的地区， 有关项目可参加交易活动。
四、探索专业化的服务模式。鼓励示范区成立由园区管委会、投资方与电网企业共同参与管理的专业运维公司，统一负责辖区内所有分布式光伏项目的电费结算和建设服务。鼓励示范区分布式光伏发电项目按照统一标准规范开展项目设计、施工、建设、管理及运营服务，推动形成专业化服务能力。
五、创新分布式光伏发电示范区建设。在加快推进示范区建设中，重点开展商业模式、投融资模式创新。探索分布式光伏发电区域电力交易试点、适应新能源发展的发配电一体化智能配电网试点、金融模式创新试点等。国家能源局将加大上述示范区相关问题的协调支持力度。
请按照上述要求，加快培育若干分布式光伏发电应用示范区，可根据自身条件确立培育重点。各示范区应编制实施方案于9月30日前向国家能源局备案，按季度将进展情况报告国家能源局。
国家能源局关于进一步加强光伏电站建设与运行管理工作的通知
各省（区、市）发展改革委（能源局）、生产建设兵团发展改革委，各派出机构，国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力（集团）公司，中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司、中国电力投资集团公司、神华集团公司、国家开发投资公司、中国节能环保集团公司、中国广核集团有限公司，水电水利规划设计总院、电力规划设计总院：
2013年以来，光伏电站建设规模显著扩大，为我国光伏产业持续健康发展提供了有力的市场支撑，但部分地区光伏电站与配套电网建设不同步、项目管理不规范、标准和质量管理薄弱的问题也很突出。为进一步规范光伏电站建设和运行管理，提高光伏电站利用效率，保障光伏发电有 序健康发展，现将有关要求通知如下：
一、高度认识有序推进光伏电站建设的重要性。光伏发电是我国重要的战略性新兴产业，有序推进光伏电站建设对光伏技术进步、产业升级、 优化能源结构和防治大气污染具有重大战略意义。各地区要按照能源生产和消费的总要求以及能源、经济和社会效益相统一的原则，把光 伏发电作为控制能源消费总量、保护生态环境的重要措施，创新发展方式，完善体系和管理机制，推动光伏电站健康有序发展。
二、加强光伏电站规划管理工作。国家能源局根据国家可再生能源开发利用中长期总量目标，结合电力发展规划和电力市场消纳情况，在组织各地区对光伏电站建设条件进行研究论证基础上，统筹制定全国光伏电站建设规划，并建立光伏电站建设规划实施和滚动调整机制。各省级能源主管部门根据全国光伏电站建设规划有关要求，结合本地区电力市场及电网规划、建设和运行等情况，商国家能源局派出机构编制本地区光伏电站建设规划和年度实施计划建议，按有关管理要求上报国家能源局。规划内容应包括发展目标、主要任务、区域布局、重点项目、实施步骤、配套电网建设和保障措施等。年度实施计划建议应包括拟建项目布局和规模、电网接入及市场消纳条件。
三、统筹推进大型光伏电站基地建设。国家能源局组织有关省级能源主管部门，选择太阳能资源丰富、未利用土地面积大、电网送出条件好的地区，编制大型光伏电站基地建设规划。鼓励结合调节性能好的水电站、外送电源基地等规划建设大型光伏电站（群）。国家能源局根据大型光伏电站基地建设规划及电力送出等建设条件落实情况，适时将其纳入年度实施计划或在计划调整时增加相应建设规模。大型光伏电站基地要起到引领技术进步、促进产业升级、推动光伏发电成本下降的作用。
四、创新光伏电站建设和利用方式。各地区要加强对荒漠化土地、荒山荒地、滩涂、废弃物堆放场、废弃矿区以及各类未利用土地资源的调查，鼓励建设与生态治理、废弃或污染土地治理或者贫困县扶贫工作相结合的光伏电站项目，鼓励建设与现代设施农业、养殖业以及智能电网、区域多能互补清洁能源示范区相结合的光伏电站。优先支持有关省（区、市）建设以推动光伏技术进步、集成技术应用和光伏发电价格下降的示范工程以及新能源示范省（区、市）、新能源示范城市、绿色能源县建设规划中的光伏电站项目。
五、以年度规模管理引导光伏电站与配套电网协调建设。国家能源局于第四季度组织编制下年度光伏电站建设年度实施计划，各省级能源主管部门应在国家能源局下达光伏电站年度指导规模一个月内，明确各光伏电站项目的容量及投资主体，并与电网企业衔接电力送出工程，商国家能源局派出机构形成年度实施计划并报送国家能源局，同时抄送国家能源局派出机构。在省级能源主管部门确定年度实施计划后，发电企业要及时开展项目接入系统设计，电网企业要及时确定接入系统方案，出具项目接网意见并开展配套送出工程可行性研究。在项目备案后，电网企业与发电企业按接网协议约定开展工程建设。电网企业要简化内部审批程序，缩短企业内部决策流程，对一般性的光伏电站项目由省级或以下电网企业办理相关手续。
六、规范光伏电站资源配置和项目管理。各省级能源主管部门应按照《光伏电站项目管理暂行办法》等要求，明确光伏电站项目备案条件及流程，并尽可能减少项目备案前置性条件。各地区要科学安排项目布局和建设规模，鼓励采取招标、竞争性比选等方式选择技术经济指标先进、市场消纳条件好以及采用新技术新产品的项目，取得备案的项目在规定时限内未开工，省级及以下能源主管部门可用其他等容量的项目替代。禁止买卖项目备案文件及相关权益，已办理备案手续的光伏电站项目，如果投资主体发生重大变化，应当重新备案。
七、加强电网接入和并网运行管理。各级电网企业应按照国家能源局和省级能源主管部门的要求，研究光伏电站的电力送出和市场消纳方案。根据所在地区光伏电站年度实施计划，及时落实项目接网条件，在规定时限内出具电网接入意见、审核接入系统设计方案、安排配套电网建设。电网企业应采取智能化运行调度技术和管理措施，统筹系统内火电、水电等调峰电源与光伏电站的配置和协调运行，深入挖掘系统调峰潜力，确保符合规划和技术标准的光伏电站的电力优先上网和全额保障性收购。电网企业应按有关规定对外公开与光伏电站并网运行相关的调度信息。
八、创新光伏电站金融产品和服务。鼓励银行、保险、投资银行等金融机构结合光伏电站的特点和融资需求，对光伏电站提供优惠贷款，简化贷款管理流程，采取灵活的贷款担保方式，实行以项目售电收费权为质押的贷款机制。鼓励银行等金融机构与地方合作建立融资服务平台，与光伏电站投资企业建设银企战略合作关系，探索对有效益、有市场、有订单、有信誉的“四有企业”实行封闭贷款。统筹国家支持光伏发电、国家扶贫和地方支持，支持具有扶贫性质的光伏电站项目建设。鼓励各类投资银行、基金、保险、信托等金融机构探索建立健全光伏发电投资基金，开发各种金融产品，推动光伏电站资产证券化。
九、加强工程建设质量管理。并网运行的光伏电站项目须采用经国家认监委批准的认证机构认证的光伏电池组件、逆变器等关键设备。项目单位进行设备采购招标时，应明确要求采用获得认证且达到国家规定指标的产品。光伏电池组件供货厂商应提供与检测认证相一致的电池片、银浆、封装材料、玻璃、背板、接线盒、连接器等关键部件和原辅材料来源、规格和等级信息。光伏电站工程设计和建设单位应严格执行国家标准（含行业标准）和工程规范，项目单位应按照有关管理规定进行工程项目竣工验收，并将竣工验收报告报送省级能源主管部门、国家能源局派出机构，抄报国家光伏发电技术管理归口单位，竣工验收报告是项目列入国家可再生能源发展基金补贴目录的前提条件。国家能源局会同相关部门适时组织光伏电站工程质量检查，并将检查结果以适当方式对外公布。
十、加强光伏电站建设运行监管工作。国家能源局派出机构会同各省级能源主管部门等加强对光伏电站项目的事中事后监管。对年度实施计划中的光伏电站项目，督促协调电网企业及时落实接网条件并按规定时限审核接入系统设计，出具接网意见。加强对年度实施计划项目前期工作和建设进度的监测，对影响年度实施计划完成的项目要及时查明原因，并提出整改意见。对光伏电站设计和工程建设执行国家标准（含行业标准）规范和竣工验收情况进行监督检查。对并网运行项目的全额上网情况进行监管，对未能全额上网的，要查明原因，认定责任，督促相关方限期改正，并将情况上报国家能源局。国家能源局派出机构按半年、全年向国家能源局上报专项监管报告。监管报告应包括年度计划执行情况、光伏电站并网运行及限电情况、电费结算及补贴拨付情况等，并对下半年计划调整或下年度实施计划的制度提出意见。国家能源局及派出机构对各地区光伏电站备案和建设进度监测，对进展迟缓的省（区、市），在确认其不能完成年度规模时，将不能完成部分的规模指标调剂到有能力完成的地区。
十一、加强监测及信息统计和披露。各级能源主管部门和国家能源局派出机构要加强光伏电站项目备案、工程建设、并网运行及电费结算等信 息统计及对外发布等产业发展监测工作。各省级及以下地方能源主管部门按照《国家能源局关于印发加强光伏产业信息监测工作方案的通知》（国能新能[2014]113号）和《国家能源局综合司关于加强光伏发电项目信息统计及报送工作的通知》（国能综新能[2014]3号）等文件的有关要求，按月在国家光伏发电信息管理系统填报信息，每年1月30日前向国家能源局上报上年度总结报告，7月15日前上报年度实施计划上半年进展报告，同时抄送国家能源局派出机构，报告内容包括各项目备案、开工时间、建设进度安排、电力送出工程建设情况等，国家能源局按季度发布光伏电站建设和运行信息。国家能源局会同有关部门加强光伏电站建设运行相关信息监测统计和对外公开工作，并将年度实施计划的完成情况、弃光限电等信息作为制定光伏电站建设规划、下年度年度实施计划的重要依据。对弃光限电较严重的地区，暂停下达该地区下年度新增建设规模指标。
国家能源局
2014年10月9日
国家能源局关于规范光伏电站投资开发秩序的通知
各省（区、市）发展改革委（能源局）、生产建设兵团发展改革委、个派出机构，水电水利规划设计总院、电力规划设计总院，国家电网公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司，中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司、中国电力投资集团公司、神华集团有限责任公司、国家开发投资工资、中国节能环保集团公司、中国广核集团有限公司：
2013年7月出台支持光伏产业发展的以来，各级地方和电网企业等积极制定配套措施，调动了各类投资主体的积极性。同时，对光伏发电项目明确由升级或以下地方部门按备案方式管理。项目备案等管理环节的效率显着提高，为光伏发电创造了良好的投资环境。在一系列措施支持下，我国光伏应用在全国多个领域以多种方式全面发展，形成了集中式与分布式并重、企业与个人积极投资建设的良好局面，我国光伏产业进入到了产品制造与市场应用协调发展的新阶段。
但是，在光伏发电市场快速扩展的情况下，在项目投资开发环节也出现了资源配置不公、管理不规范和不同程度的投机获利现象，给光伏电站建设造成了不良影响。为加强光伏电站项目管理，杜绝投资开发中的投机行为，保持光伏电站建设规范有序进行，现将有关管理要求通知如下：
一、加强光伏电站的规划工作。各省（自治区、直辖市）能源主管部门要组织具备建设光伏电站条件的地区，系统开展光伏电站建设条件调查评价和规划工作，统筹考虑太阳能资源、土地用途、电网接入及市场消纳等条件，合理规划光伏电站开发布局和建设时序，优先安排结合扶贫开发、生态保护、污染治理、设施农业、渔业养殖等建设的具有综合经济效益和社会效益的光伏电站项目。
二、完善光伏电站项目资源配置方式。各省级及以下地方能源主管部门应根据不同光伏电站项目的性质、规模和特定需求等，设立相应的项目建设标准等要求并向社会公布，鼓励采取招标等竞争性方式配置项目资源和选择项目投资主体。对明显缺乏相应的资金、技术和管理能力的企业，不应配置与其能力不相适宜的光伏电站项目。
三、健全光伏电站项目备案管理。各省（自治区、直辖市）能源主管部门应进一步完善光伏电站项目备案管理办法，下放到省级以下地方能源主管部门进行备案管理的，应提出规范的备案管理要求。项目备案文件应明确项目建设内容、投资主体、建设场址及外部建设条件等要素，针对光伏电站项目开发周期短的特点，对备案文件的有效期限以及撤销、变更的条件和流程应作明确规定。在有效期内未开工建设且未按规定申请延期的，项目备案文件到期后自动失效。
四、制止光伏电站投资开发中的投机行为。申请光伏电站项目备案的企业应以自己为主（作为控股方）投资开发为目的，能够按照规则和年度计划及时开展项目建设。对于不以自己为主投资开发为目的、而是以倒卖项目备案文件或非法转让牟取不当利益为目的的企业，各级能源主管部门应规定其在一定期限内不能作为投资主体开发光伏电站项目。在光伏电站前期工作中企业间正常的技术服务和商业合作应依法合规进行。出于正当理由进行项目合作开发和转让项目资产，不能将备案文件及相关利益有偿转让。已班里备案手续的项目的投资主体在项目投产之前，为经备案机关同意，不得擅自将项目转让给其他投资主体。项目实施中，投资主体发生重大变化以及建设地点、建设内容等发生改变，应想项目备案机关提出申请，重新班里备案手续。
五、禁止各种地方保护和增加企业负担的行为。各级地方能源主管部门在配置光伏电站资源时，应制定公开公平公正的规则，不得以各种理由本地区之外的符合准入条件的企业不得对企业提出强行采购本地区光伏电池板等产品的要求。在配置光伏电站资源和项目备案环节，不得向企业收取国家法律法规之外的任何费用，也不得以任何形式想企业摊派与项目建设无关的任何费用，实行招标等竞争性方式配置光伏电站资源的，不得以资源使用费等作为竞争条件。
六、严肃处理光伏光伏电站开发中的违法违规行为。各省（自治区、直辖市）能源主管部门应加强对光伏电站资源配置、项目备案和建设过程的管理，结合派出机构通报的监管信息，对不符合公开公平公正原则的光伏电站资源配置和违规收费行为以及企业的投机行为要及时制止纠正。要加强光伏电站项目备案管理，对更换投资主体后重新备案和变更备案的项目，要严格审核把关，确认不存在将备案文件有偿转让的问题。对于通过转让项目备案文件及相关权益牟取非法利益的企业，按照“谁备案、谁负责、谁处理”的原则，各省（自治区、直辖市）能源主管部门依法依规严肃处理。
七、加强光伏电站年度计划执行管理。国家能源局于第四季度组织编制下年度光伏电站建设指导规模，在国家能源局下达光伏电站年度指导规模后，各省（区、市）能源主管部门应在一个月内，确定纳入规模的光伏电站项目，明确项目名称、建设地点、建设容量和投资主体，并将相关项目信息报送国家能源局。各省（区、市）及市县能源主管部门要监督督促协调项目抓紧落实电网接入、土地使用等建设条件，项目单位要制定项目实施计划，报送项目备案机关并定期报送进展情况，原则上应在备案当年开工建设并在年内建或投产。年初确定的项目在9月底仍不能完成备案的，省级及以下能源主管部门可用其他等容量的项目替代该项目，被替代的项目在备案有效期内开工建设可纳入下年度的建设规模。
八、加强对光伏电站项目的监管。国家能源局派出机构要加强对光伏电站项目资源配置、项目备案、工程建设、电网接入、并网运行、全额上网、电价执行和电费结算的全过程闭环监管。各省（自治区、直辖市）能源主管部门应及时向国家能源局报告光伏电站建设年度计划执行、项目备案和建设进度等信息，并抄送派出机构。派出机构应定期对光伏电站开工及建设进度情况进行检查，及时向国家能源局报告有关情况，并抄送所在省（自治区、直辖市）能源主管部门。派出机构发现光伏电站资源配置和项目转让中的非法行为，应向所在省（自治区、直辖市）能源主管部门通报监管信息，并向国家能源局报告。
国家能源局
2014年10月28日
国家能源局关于明确电力业务许可管理有关事项的通知
各派出机构，国家电网公司、南方电网公司，华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司，各有关电力企业：
为贯彻落实关于简政放权、加强大气污染防治的总体要求，进一步发挥电力业务许可证在规范电力市场秩序等方面的作用，现就电力业务许可证颁发管理有关事项通知如下：
一、简化发电类电力业务许可证申请有关事项
（一）豁免以下发电业务的电力业务许可：
1.经能源主管部门以备案（核准）等方式明确的分布式发电项目；
2.单站装机容量1MW（不含）以下的小水电站；
3.项目装机容量6MW（不含）以下的太阳能、风能、生物质能、海洋能、地热能等新能源发电项目；
4.项目装机容量6MW（不含）以下的余热余压资源综合利用发电项目；
5. 地（市）级及以下调度机构调度的非化石燃料直接燃烧自备电站。
相关企业、单位或个人（以下称项目运营主体）经营上述发电业务不要求取得发电类电力业务许可证。项目运营主体在与电网企业办理并网运营手续时，不再要求提供发电类电力业务许可证或其他证明。
豁免许可的发电项目并网后，电网企业应按要求向国家能源局派出机构（以下简称派出机构）报送豁免发电项目有关情况。
派出机构要做好豁免项目信息报送与其他信息报送工作的统筹，避免企业重复报送，并按要求向国家能源局电力业务资质管理中心报送豁免电力业务许可证的发电项目信息。
派出机构开展豁免实施工作时，要做好与许可工作的衔接，并对发电项目豁免实施情况进行监管，发现未按规定执行的应予以纠正，并依法作出相应处理。
（二）简化部分发电业务的许可申请要求
除按本通知可以豁免许可的情况外，经营以下发电业务的企业，简化发电类电力业务许可证申请要求。
1. 总装机 6MW（不含）以下小水电；
2. 太阳能、风能、生物质能、海洋能、地热能等新能源发电；
3. 余热余压资源综合利用发电。
具体简化内容如下：
1. 财务资料方面。成立2年以上的，不再要求提供最近2年的年度财务报告、财务状况审计报告，企业可提供最近2年的财务情况说明；成立不足2年的，不再要求企业成立以来的财务报告、验资报告、财务状况审计报告，企业可提供成立以来的财务情况说明。
2. 企业安全负责人、生产运行负责人、技术负责人、财务负责人，允许一人兼任其中两项或多项职务。
二、完善输、供电类电力业务许可证颁发工作
（一）调整供电类电力业务许可证申请条件
根据《关于取消和下放50项行政审批等事项的决定》（国发〔2013〕27号），将供电类电力业务许可证申请条件中“具有经有关主管部门批准的供电营业区”调整为“具有供电营业区双边达成的划分协议书或意见”。
（二）做好（境）电力交易业务的备案管理
1. （境）电力交易业务属于输电、供电业务。电力企业从事（境）电力交易业务，应当向派出机构申请备案。派出机构在电力企业取得的电力业务许可证副本上标注其业务情况。
2. 与国（境）外方签订购售电合同的电力企业负责备案申请工作。
3. 电力企业申请（境）电力业务备案，应当提交以下材料：
（1）从事（境）电力业务的基本情况；
（2）有关部门对从事（境）电力业务的批准文件；
（3）与国（境）外方签订的购售电合同、调度协议；
（4）委托国内其他企业参与（境）电力业务活动的，还应当提供委托事项和受委托企业的基本情况，以及委托合同、协议等；
（5）国家能源局及派出机构要求的其他材料。
三、加强电力业务许可管理，促进电力行业大气污染防治
（一）认真落实《关于印发大气污染防治行动计划的通知》（国发〔2013〕37号）要求，派出机构对未按规定安装脱硫、脱硝、除尘等环保设施或环保设施达不到要求的燃煤发电企业，依法不予颁发电力业务许可证。
（二）按照国家能源局统一部署，进一步有序做好小火电机组市场退出工作。根据各地小火电机组关停计划和时间安排，派出机构对到达关停时限的机组要按程序注销其发电类电力业务许可证，不得继续并网运行。
（三）加强对持证燃煤发电企业环保设施运行情况和污染物排放情况的持续性监管。
1. 派出机构要进一步建立和完善与环保部门的沟通协调机制，对已取得电力业务许可证但环保设施未正常投运或污染物排放不达标的发电企业，配合有关部门进行相应处理。
2. 对于列入脱硫、脱硝、除尘改造计划的发电机组，派出机构应在其许可证中标注改造期限，并督促企业在规定期限内完成改造。未按期完成改造的机组，应当通知调度机构调后其在发电序位表上的排序位置。
3. 因环保问题被有关部门责令关停的，派出机构应依法撤销其电力业务许可证，并明确不得继续并网发电。
4. 有关派出机构要重点强化对京津冀、长三角、珠三角等重点区域燃煤电厂环保设施改造和排放的跟踪监管力度，对违反许可制度的企业，严格按规定进行处理。
本通知自发布之日起施行，有效期为5年。本通知下发前有关电力业务许可证管理文件与本通知不一致的，按照本通知执行。电力企业从事（境）电力交易业务的，应当在本通知发布之日起60日内向派出机构提交备案材料。
国家能源局
2014年4月9日
分布式发电管理暂行办法
国家发展改革委关于印发《分布式发电管理暂行办法》的通知
发改能源[2013]1381号
各省、自治区、直辖市及计划单列市、生产建设兵团发展改革委、能源局，华能、大唐、国电、华电、中电投集团公司，国家电网公司、南方电网公司，中广核、中节能集团公司，国家开发投资公司，中石油、中石化集团公司，中海油总公司，神华、中煤集团公司、中联煤层气公司：
为推动分布式发电应用，促进节能减排和可再生能源发展，我委组织制定了《分布式发电管理暂行办法》。现印发你们，请按照执行。
国家发展改革委
2013年7月18日
附件
分布式发电管理暂行办法
第一章 总 则
第一条 为推进分布式发电发展，加快可再生能源开发利用，提高能源效率，保护生态环境，根据《中华人民共和国可再生能源法》、《中华人民共和国节约能源法》等规定，制定本办法。
第二条 本办法所指分布式发电，是指在用户所在场地或附近建设安装、运行方式以用户端自发自用为主、多余电量上网，且在配电网系统平衡调节为特征的发电设施或有电力输出的能量综合梯级利用多联供设施。
第三条 本办法适用于以下分布式发电方式：
(一)总装机容量5 万千瓦及以下的小水电站；
(二)以各个电压等级接入配电网的风能、太阳能、生物质能、海洋能、地热能等新能源发电；
(三)除煤炭直接燃烧以外的各种废弃物发电，多种能源互补发电，余热余压余气发电、煤矿瓦斯发电等资源综合利用发电；
(四)总装机容量5 万千瓦及以下的煤层气发电
(五)综合能源利用效率高于 70% 且电力就地消纳的天然气热电冷联供等。
第四条 分布式发电应遵循因地制宜、清洁高效、分散布局、就近利用的原则，充分利用当地可再生能源和综合利用资源，替代和减少化石能源消费。
第五条 分布式发电在投资、设计、建设、运营等各个环节均依法实行开放、公平的市场竞争机制。分布式发电项目应符合有关管理要求，保证工程质量和生产安全。
第六条 能源主管部门会同有关部门制定全国分布式发电产业，发布技术标准和工程规范，指导和监督各地区分布式发电的发展规划、建设和运行的管理工作。
第二章 资源评价和综合规划
第七条 发展分布式发电的领域包括：
(一)各类企业、工业园区、经济开发区等；
(二)机关和事业单位的建筑物或设施；
(三)文化、体育、医疗、教育、交通枢纽等公共建筑物或设施；
(四)商场、宾馆、写字楼等商业建筑物或设施；
(五)城市居民小区、住宅楼及的住宅建筑物；
(六)农村地区村庄和乡镇；
(七)偏远农牧区和海岛；
(八)适合分布式发电的其他领域。
第 目前适用于分布式发电的技术包括：
(一)小水电发供用一体化技术；
(二)与建筑物结合的用户侧光伏发电技术；
(三)分散布局建设的并网型风电、太阳能发电技术；
(四)小型风光储等多能互补发电技术；
(五)工业余热余压余气发电及多联供技术；
(六)以农林剩余物、畜禽养殖废弃物、有机废水和生活垃圾等为原料的气化、直燃和沼气发电及多联供技术；
(七)地热能、海洋能发电及多联供技术；
(八)天然气多联供技术、煤层气(煤矿瓦斯)发电技术；
(九)其他分布式发电技术。
第九条 省级能源主管部门会同有关部门，对可用于分布式发电的资源进行调查评价，为分布式发电规划编制和项目建设提供科学依据。
第十条 省级能源主管部门会同有关部门，根据各种可用于分布式发电的资源情况和当地用能需求，编制本省、自治区、直辖市分布式发电综合规划，明确分布式发电各重点领域的发展目标、建设规模和总体布局等，报能源主管部门备案。
第十一条 分布式发电综合规划应与经济社会发展总体规划、城市规划、天然气管网规划、配电网建设规划和无电地区电力建设规划等相衔接。
第三章 项目建设和管理
第十二条 鼓励企业、专业化能源服务公司和包括个人在内的各类电力用户投资建设并经营分布式发电项目，豁免分布式发电项目发电业务许可。
第十三条 各省级投资主管部门和能源主管部门组织实施本地区分布式发电建设。依据简化程序、提高效率的原则，实行分级管理。
第十四条 能源主管部门组织分布式发电示范项目建设，推动分布式发电发展和管理方式创新，促进技术进步和产业化。
第四章 电网接入
第十五条 能源主管部门会同有关方面制定分布式发电接入配电网的技术标准、工程规范和相关管理办法。
第十六条 电网企业负责分布式发电外部接网设施以及由接入引起公共电网改造部分的投资建设，并为分布式发电提供便捷、及时、高效的接入电网服务，与投资经营分布式发电设施的项目单位(或个体经营者、家庭用户)签订并网协议和购售电合同。
第十七条 电网企业应制定分布式发电并网工作流程，以城市或县为单位设立并公布接受分布式发电投资人申报的地点及联系方式，提高服务效率，保证无障碍接入。
对于以35 千伏及以下电压等级接入配电网的分布式发电，电网企业应按专门设置的简化流程办理并网申请，并提供咨询、调试和并网验收等服务。
对于小水电站和以35 千伏以上电压等级接入配电网的分布式发电，电网企业应根据其接入方式、电量使用范围，本着简便和及时高效的原则做好并网管理，提供相关服务。
第十 鼓励结合分布式发电应用建设智能电网和微电网，提高分布式能源的利用效率和安全稳定运行水平。
第十九条 能源主管部门派出机构负责建立分布式发电监管和并网争议解决机制，切实保障各方权益。
第五章 运行管理
第二十条 分布式发电有关并网协议、购售电合同的执行及多余上网电量的收购、调剂等事项，由能源主管部门派出机构会同省级能源主管部门协调，或委托下级部门协调。
分布式发电如涉及供电营业范围调整，由能源主管部门派出机构会同省级能源主管部门根据相关法律法规予以明确。
第二十一条 分布式发电以自发自用为主，多余电量上网，电网调剂余缺。采用双向计量电量结算或净电量结算的方式，并可考虑峰谷电价因素。结算周期在合同中商定，原则上按月结算。电网企业应保证分布式发电多余电量的优先上网和全额收购。
第二十二条 能源主管部门派出机构会同省级能源主管部门组织建立分布式发电的监测、统计、信息交换和信息公开等体系，可委托电网企业承担有关信息统计工作，分布式发电项目单位(或个体经营者、家庭用户)应配合提供有关信息。
第二十三条 分布式发电投资方要建立健全运行管理规章制度。包括个人和家庭用户在内的所有投资方，均有义务在电网企业的指导下配合或参与运行维护，保障项目安全可靠运行。
第二十四条 分布式发电设施并网接入点应安装电能计量装置，满足上网电量的结算需要。电网企业负责对电能计量进行管理。 分布式发电在运行过程中应保存完整的能量输出和燃料消耗计量数据。
第二十五条 拥有分布式发电设施的项目单位、个人及家庭用户应接受能源主管部门及相关部门的监督检查，如实提供包括原始数据在内的运行记录。
第二十六条 分布式发电应满足有关发电、供电质量要求，运行管理应满足有关技术、管理规定和规程规范要求。
电网及电力运行管理机构应优先保障分布式发电正常运行。具备条件的分布式发电在紧急情况下应接受并服从电力运行管理机构的应急调度。
第六章 保障及措施
第二十七条 根据有关法律法规及规定，对符合条件的分布式发电给予建设资金补贴或单位发电量补贴。建设资金补贴方式仅限于电力普遍服务范围。享受建设资金补贴的，不再给予单位发电量补贴。
享受补贴的分布式发电包括：风力发电、太阳能发电、生物质发电、地热发电、海洋能发电等新能源发电。其他分布式发电的补贴按相关规定执行。
第二十 对农村、牧区、偏远地区和海岛的分布式发电，以及分布式发电的科学技术研究、标准制定和示范工程，国家给予资金支持。
第二十九条 加强科学技术普及和宣传工作，营造有利于加快发展分布式发电的社会氛围。
第七章 附 则
第三十条 各省级能源主管部门会同能源主管部门派出机构及价格、财政等主管部门，根据本办法制定分布式发电管理实施细则。
第三十一条 本办法自发布之日起施行。
关于印发实施光伏扶贫工程工作方案的通知
国能新能[2014]447号
各省(自治区、直辖市)发展改革委(能源局)、扶贫办，国家能源局各派出机构，水电水利规划设计总院，中国扶贫发展中心：
为贯彻落实《国家能源局 扶贫办关于“光伏扶贫”工作的会议纪要》(国能新能[2014]420号)精神，加快组织实施光伏扶贫工程，国家能源局与扶贫办联合制定了实施光伏扶贫工程工作方案，现印发你们，请认真贯彻落实。
国家能源局 扶贫办
2014年10月11日
附件
关于实施光伏扶贫工程工作方案
光伏扶贫既是扶贫工作的新途径，也是扩大光伏市场的新领域，有利于人民群众增收就业，有利于人民群众生活方式的变革，具有明显的产业带动和社会效益。根据国家扶贫工作部署和支持光伏产业的，决定组织实施光伏扶贫工程。现制定光伏扶贫工程工作方案如下：
一、工作目标
利用6年时间，到2020年，开展光伏发电产业扶贫工程。一是实施分布式光伏扶贫，支持片区县和国家扶贫开发工作重点县(以下简称贫困县)内已建档立卡贫困户安装分布式光伏发电系统，增加贫困人口基本生活收入。二是片区县和贫困县因地制宜开展光伏农业扶贫，利用贫困地区荒山荒坡、农业大棚或设施农业等建设光伏电站，使贫困人口能直接增加收入。
二、工作原则
(一)统筹规划，分步实施。统筹考虑全国精准扶贫特困户增收需求、电力负荷及电网建设现状，统一规划实施光伏扶贫项目，率先开展户用光伏扶贫，在具备条件地区开展光伏农业扶贫和光伏电站扶贫。
(二)扶持、依托市场。统筹扶贫、分布式光伏及相关税收、价格、金融及电网服务，国家和地方共同支持，通过市场机制开展光伏扶贫工程建设。
(三)社会动员、合力推进。鼓励企业履行社会责任，通过捐资或捐赠设备等方式，积极参与光伏扶贫行动，协力解决分布式光伏发电设备及资金问题。
(四)完善标准、保障质量。根据各类贫困地区地域特点、经济发展和适宜扶贫模式，完善光伏扶贫工程质量管理体系，保障光伏扶贫项目投资效益。加强光伏扶贫工程质量监管。
三、工作内容
(一)开展调查摸底。组织有关省(区、市)以县为单位摸清贫困县以及需要扶贫贫困户的具体情况，包括贫困县区产业经济、人口、能源、电力发展现状，特困户屋顶、荒山荒坡及土地资源利用条件，初步确定具备条件的户用光伏发电系统或村级光伏电站场址。初步考虑优先支持用电量较大、电网接入和消纳条件较好的地区作为优先扶贫对象。每个贫困县选择2~3个具备建设条件的光伏设施农业、光伏农业大棚或利用荒山荒坡的光伏电站场址，作为光伏农业扶贫的重点项目。户用光伏系统及光伏电站信息均需建册立户，建立信息化系统。
(二)出台措施。制定实施光伏扶贫工程指导意见，明确光伏扶贫总体要求、目标和主要任务、组织实施方式以及相关配套，实施光伏扶贫工程。整合国家和地方扶贫和分布式光伏，通过补贴、农户出资、银行优贷、可再生能源基金、电网服务等多种形式支持光伏扶贫。
(三)开展首批光伏扶贫项目。重点在地方积极性高、配套具备、已有一定工作基础的宁夏、安徽、山西、河北、甘肃、青海6省30个县开展首批光伏试点，选择有积极性的企业参加试点项目。组织各省提出光伏扶贫工作方案和实施方案，争取年底前批复实施。
(四)编制全国光伏扶贫规划(2015-2020)。根据光伏扶贫指导意见，组织地方编制本地光伏扶贫规划，统筹编制全国光伏扶贫工作规划，明确全国光伏扶贫目标、任务和布局，协调光伏并网接入和服务，统一开展光伏扶贫工程技术培训，综合利用国家扶贫、可再生能源、财政、税收，提出光伏扶贫的保障措施。
(五)制订光伏扶贫年度方案并组织实施。根据全国光伏扶贫规划，组织各省编制本省光伏扶贫年度开发方案，明确年度光伏扶贫安装光伏的规模、安装户数以及重点光伏设施农业项目和扶贫功能的光伏电站项目，统筹全国光伏发电年度规模和财政资金情况并组织实施。
(六)加强技术指导。国家层面做好总度设计、协调、技术规范和培训体系建设，地方层面要明确光伏扶贫工作的管理和责任主体，通过市场竞争机制选择实施主体，保证工程质量，控制工程投资，加强技术培训，建立长期运行维护体系，确保光伏扶贫项目的质量效益。
(七)加强实施监管。能源局派出机构会同地方能源主管部门、扶贫开发部门加强光伏扶贫开发实施情况监管，重点监管年度计划执行、并网服务、补贴资金结算以及市场秩序情况，保证光伏扶贫落实到位，维护公平公正市场秩序。
四、组织和保障
(一)建立工作协调机制。国家能源局由刘琦副牵头，新能源司具体负责，规划司参与，水规总院作为牵头技术支撑单位。扶贫办由欧青平副主任牵头，发展指导司具体负责，中国扶贫发展中心参与。双方加强联系和协调配合。根据工作需要，请国家电网公司、南方电网公司等参与。
(二)建立技术服务体系。在国家能源局领导下，水规总院会同扶贫发展中心、电网、检测认证机构及主要光伏相关设备制造企业建立技术支撑体系，负责光伏扶贫全过程的技术服务，主要包括开展规划研究、制定工程技术规范、开展工程质量控制、建立项目信息系统等，在整个工程实施及协调中，提供相关技术服务和指导。
(三)落实相关配套。建立国家统筹、地方配套、银行支持、用户出资多种资金筹措机制，统筹电站建设和分布式光伏建设。光伏扶贫优先列入光伏发电年度开发计划，单独下达。电网企业配合做好电网改造等技术支持工作，并按分布式光伏发电优先保障并网条件，与用户按月结算电费;协调财政安排必要的财政补助资金和贷款贴息资金，各省级结合本地财政及贫困地区情况落实配套资金，银行实行低息贷款;鼓励企业提供包括直接投资和技术服务在内的多种支持。
五、工作进度安排
(一)2014年10月，开展首批光伏扶贫项目摸底调查，编制首批光伏扶贫项目实施方案。以省为单位、以县为单元、以村为单体、以户为单位完成户用光伏扶贫和光伏电站场址调查，利用两个月时间形成实施方案，12月底下达首批光伏扶贫项目，同时协调落实相关配套。
(二)2014年10～11月，结合试点工作方案出台措施。扶贫办会同国家能源局制定关于开展光伏扶贫的指导意见，明确光伏扶贫工程的工作目标、重点任务及措施。
(三)2014年11～12月，组织编制全国光伏扶贫规划。组织各省按照相关技术规范要求编制光伏扶贫规划，并在各省规划基础上形成全国光伏扶贫发展规划纲要，印发实施。
(四)2015年1～2月，制订年度扶贫方案。以全国光伏扶贫规划纲要为依据，组织地方编制并上报2015年光伏扶贫年度实施方案，统筹光伏发电规模和国家扶贫资金后组织下达并实施。
(五)技术支撑单位尽快开展相关技术规范工作，年底前完成发布光伏扶贫重要对象统计技术规范、光伏扶贫规划编制大纲、2015年完成光伏扶贫工程建设、竣工验收、运行维护相关技术规范及光伏扶贫技术培训方案。
太原市关于加快推进光伏产业发展的实施意见
并政发〔2014〕26号
各县（市、区）、各开发区（园区）管委会、各有关单位：
为贯彻落实和省关于促进光伏产业健康发展的意见，结合我市实际，提出如下实施意见：
一、总体思路
坚持以科学发展观为指导、建设一流省会为契机，围绕优化能源消费结构、实现节能减排、促进光伏产业健康有序发展目标和低成本、高性能、品牌化、差异性产业发展主导方向，加快推进分布式光伏发电应用，提升我市光伏产业整体实力和竞争能力。
二、发展目标
2015年底全市光伏发电装机容量力争达到10万千瓦；到2020年总装机容量达到50万千瓦。培育一批具有创新优势和市场竞争力的生产制造商、系统集成商和运营服务商，形成一批分布式光伏发电示范产业园区、示范项目等，提升光伏产业发展水平，降低光伏发电成本，力争使我市成为全省重要的光伏研发、制造和规模化应用示范基地。
三、推进措施
（一）加快推进光伏应用
按照“自发自用、余量上网、电网调节”原则，鼓励在工业园区、市内建筑、新农村示范区、城乡道路配套设施等建（构）筑屋顶建设分布式光伏发电系统，支持偏远地区利用光伏发电解决无电和缺电问题，鼓励在城市路灯照明，通讯基站，交通信号，城市公园广场等及附属建筑规划建设应急光伏发电站。
1.大力推进工业园区光伏发电应用。全市各类工业园区（包括经济技术开发区、高新技术产业园等）要率先开展分布式光伏发电应用，符合条件的积极申报国家分布式光伏发电规模化应用示范区。
2.积极推进单体建筑屋顶光伏发电应用。优先支持在市内工业厂房、商业综合体、专业市场、大型公共建筑等建筑屋顶建设兆瓦级规模化分布式光伏发电系统。支持在学校等事业单位建筑屋顶建设小型分布式光伏发电系统。工业企业年综合能耗超过3000吨标煤、商业企业年用电量超过300万千瓦且具备建设条件的现有屋顶，应改造建设分布式光伏发电系统。新建项目应同步配套设计、建设分布式光伏发电系统。
3.推动光伏下乡，开展低密度住宅光伏发电应用试点。积极支持发展与农业生产、农民生活相结合的分布式光伏发电应用。在新农村示范区、美丽乡村等改造示范项目建设中，具备条件的项目应同步规划建设光伏发电应用项目。支持农居连片进行光伏发电应用开发改造，建设与绿色设施农业相结合的光伏生态农业大棚、种（养）殖场等光伏发电项目。选择部分低密度住宅小区集中连片建设居民光伏发电应用试点，并逐步扩大应用规模。
4.推进光电建筑一体化应用，组织开展连片设施光伏照明试点。在不影响城市景观的前提下，鼓励屋顶面积在1000平方米以上且符合光伏发电要求的新建建筑物，按照光伏建筑一体化要求进行同步规划、设计、施工和验收。凡符合光伏建筑一体化发电系统建设条件的在建或已建成建筑屋顶，鼓励补建和改建光伏发电系统。积极推广光伏玻璃幕墙、顶棚、光伏瓦等的使用。在道路交通信号设施、公园和居民区道路照明、高速公路服务区照明、公交车站和公共自行车棚照明等方面，开展光伏照明试点。
（二）完善并网管理和服务
1.加强配套电网建设。电网企业要确保配套电网与光伏发电项目同步建成、同步并网。接入公共电网的配套电网工程、接入用户侧的分布式光伏发电引起的公共电网改造部分由电网企业按国家规定建设。
2.优化并网审批流程和运行服务。电力部门要优化分布式光伏发电电网接入方式和管理程序，公布分布式光伏发电并网服务流程，明确申报材料内容和办理时限，建立简便、快捷、高效的并网服务体系。电网企业要进一步优化系统调度运行，优先保障光伏发电运行，确保光伏发电项目及时并网，除涉及电网安全运行等特殊原因外，不得限发限并。
四、扶持
（一）实行分布式光伏发电电量补贴。在列入国家光伏发电年度规模计划前提下、年度扶持资金预算额度内，对经市级行业主管部门和市级财政主管部门确认并下达任务目标书的、本市企业（单位、居民）在市域范围内新建的分布式光伏发电项目，根据项目建成后实际发电效果予以扶持。按照《山西省关于加快促进光伏产业健康发展的实施意见》（晋政发〔2014〕4号）相关规定，在2015年前，对光伏发电实行即征即返50%的；对分布式光伏发电自发自用电量免收随电价征收的各类性基金和附加。光伏企业研发费用，按省上述文件执行。
（二）加大节能支持。对参与建设分布式光伏发电项目的企业，在执行有序用电计划时可根据其发电规模予以优先支持。分布式光伏发电量可计入当地和用户节能量，抵扣企业新上项目用能指标，并可作为用能指标进行交易，不纳入能源消费总量考核。企业业主自行投资建设并运行的分布式光伏发电项目，可申请节能技改项目资助。
（三）鼓励光伏企业总部迁入太原。对来并投资或扩大生产规模的光伏企业，优先安排土地指标和必备配套服务设施用地。对实际完成投资额在5000万元以下、5000万元——1亿元和1亿元以上的，给予一定固定资产投资补助或奖励。
太原市
2014年9月26日
关于分布式光伏发电实行按照电量补贴等有关问题的通知
财建[2013]390号
各省、自治区、直辖市、计划单列市财政厅（局），国家电网公司、中国南方电网有限责任公司：
为贯彻落实《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》（国发〔2013〕24号），现将分布式光伏发电项目按电量补贴等实施办法通知如下：
一、分布式光伏发电项目按电量补贴实施办法
（一）项目确认。国家对分布式光伏发电项目按电量给予补贴，补贴资金通过电网企业转付给分布式光伏发电项目单位。申请补贴的分布式光伏发电项目必须符合以下条件：
1.按照程序完成备案。具体备案办法由国家能源局另行制定。
2.项目建成投产，符合并网相关条件，并完成并网验收等电网接入工作。
符合上述条件的项目可向所在地电网企业提出申请，经同级财政、价格、能源主管部门审核后逐级上报。国家电网公司、中国南方电网有限责任公司（以下简称南方电网公司）经营范围内的项目，由其下属省（区、市）电力公司汇总，并经省级财政、价格、能源主管部门审核同意后报国家电网公司和南方电网公司。国家电网公司和南方电网公司审核汇总后报财政部、国家发展改革委、国家能源局。地方电网企业经营范围内的项目，由其审核汇总，报项目所在地省级财政、价格、能源主管部门，省级财政、价格、能源管理部门审核后报财政部、国家发展改革委、国家能源局。财政部、国家发展改革委、国家能源局对报送项目组织审核，并将符合条件的项目列入补助目录予以公告。国家电网公司、南方电网公司、地方电网企业经营范围内电网企业名单详见附件。
享受金太阳示范工程补助资金、太阳能光电建筑应用财政补助资金的项目不属于分布式光伏发电补贴范围。光伏电站执行价格主管部门确定的光伏发电上网电价，不属于分布式光伏发电补贴范围。
（二）补贴标准。补贴标准综合考虑分布式光伏上网电价、发电成本和销售电价等情况确定，并适时调整。具体补贴标准待国家发展改革委出台分布式光伏上网电价后再另行发文明确。
（三）补贴电量。电网企业按用户抄表周期对列入分布式光伏发电项目补贴目录内的项目发电量、上网电量和自发自用电量等进行抄表计量，作为计算补贴的依据。
（四）资金拨付。财政根据可再生能源电价附加收入及分布式光伏发电项目预计发电量，按季向国家电网公司、南方电网公司及地方电网企业所在省级财政部门预拨补贴资金。电网企业根据项目发电量和国家确定的补贴标准，按电费结算周期及时支付补贴资金。具体支付办法由国家电网公司、南方电网公司、地方电网企业制定。国家电网公司和南方电网公司具体支付办法报财政部备案，地方电网企业具体支付办法报省级财政部门备案。
年度终了后1个月内，国家电网公司、南方电网公司对经营范围内的项目上年度补贴资金进行清算，经省级财政、价格、能源主管部门审核同意后报财政部、国家发展改革委、国家能源局。地方电网企业对经营范围内的项目上年度补贴资金进行清算，由省级财政部门会同价格、能源主管部门核报财政部、国家发展改革委、国家能源局。财政部会同国家发展改革委、国家能源局审核清算。
二、改进光伏电站、大型风力发电等补贴资金管理
除分布式光伏发电补贴资金外，光伏电站、大型风力发电、地热能、海洋能、生物质能等可再生能源发电的补贴资金继续按《财政部 国家发展改革委 国家能源局关于印发<可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法>的通知》（财建〔2012〕102号，以下简称《办法》）管理。为加快资金拨付，对有关程序进行简化。
（一）国家电网公司和南方电网公司范围内的并网发电项目和接网工程，补贴资金不再通过省级财政部门拨付，财政直接拨付给国家电网公司、南方电网公司。年度终了后1个月内，各省（区、市）电力公司编制上年度并网发电项目和接网工程补贴资金清算申请表，经省级财政、价格、能源主管部门审核后，报国家电网公司、南方电网公司汇总。国家电网公司、南方电网公司审核汇总后报财政部、国家发展改革委和国家能源局。地方电网企业仍按《办法》规定程序申请补贴资金。
（二）按照《可再生能源法》，光伏电站、大型风力发电、地热能、海洋能、生物质能等可再生能源发电补贴资金的补贴对象是电网企业。电网企业要按月与可再生能源发电企业根据可再生能源上网电价和实际收购的可再生能源发电上网电量及时全额办理结算。
（三）公共可再生能源电力系统项目补贴资金，于年度终了后由省级财政、价格、能源主管部门随清算报告一并提出资金申请。
（四）财政已拨付的可再生能源电价附加资金，各地财政部门应于8月底全额拨付给电网企业。2012年补贴资金按照《办法》进行清算。2013年以后的补贴资金按照本通知拨付和清算。
三、本通知自印发之日起实施。
财政部
2013年7月24日
附件：
电网企业名单
国家电网公司，下属公司包括：华北电网有限公司、北京市电力公司、天津市电力公司、河北省电力公司、山西省电力公司、山东电力集团公司、上海电力公司、江苏省电力公司、浙江省电力公司、安徽省电力公司、福建省电力有限公司、辽宁省电力有限公司、吉林省电力有限公司、黑龙江省电力有限公司、内蒙古东部电力有限公司、湖北省电力公司、湖南省电力公司、河南省电力公司、江西省电力公司、四川省电力公司、重庆市电力公司、陕西省电力公司、甘肃省电力公司、青海省电力公司、宁夏电力公司、电力公司、电力有限公司等。
南方电网公司，下属公司包括：广东电网公司、广西电网公司、云南电网公司、贵州电网公司、海南电网公司。
地方电网企业，包括：内蒙古电力集团有限责任公司、湖北丹江电力股份有限公司、广西桂东电力股份有限公司、广西壮族自治区百色电力有限责任公司、重庆三峡水利电力(集团)股份有限公司、重庆乌江电力有限公司、湖南金垣电力集团股份有限公司、山西国际电力集团有限公司、吉林省地方水电有限公司、广西水利电业集团有限公司、深圳招商供电有限公司、湖南郴电国际发展股份有限公司、云南保山电力公司、陕西地方电力公司、四川水电投资经营集团公司等。
国家电网公司关于做好分布式电源并网服务工作的意见
一、总则
1、分布式电源对优化能源结构、推动节能减排、实现经济可持续发展具有重要意义。国家电网公司(以下简称公司)认真贯彻落实国家能源发展战略，积极支持分布式电源加快发展，依据《中华人民共和国电力法》、《中华人民共和国可再生能源法》等法律法规以及有关规程规定，按照优化并网流程、简化并网手续、提高服务效率原则，制订本意见。
二、适用范围
2、本意见所称分布式电源，是指位于用户附近，所发电能就地利用，以10千伏及以下电压等级接入电网，且单个并网点总装机容量不超过6兆瓦的发电项目。包括太阳能、天然气、生物质能、风能、地热能、海洋能、资源综合利用发电等类型。
3、以10千伏以上电压等级接入、或以10千伏电压等级接入但需升压送出的发电项目，执行国家电网公司常规电源相关管理规定。小水电项目按国家有关规定执行。
三、一般原则
4、公司积极为分布式电源项目接入电网提供便利条件，为接入系统工程建设开辟绿色通道。接入公共电网的分布式电源项目，其接入系统工程(含通讯专网)以及接入引起的公共电网改造部分由公司投资建设。接入用户侧的分布式电源项目，其接入系统工程由项目业主投资建设，接入引起的公共电网改造部分由公司投资建设(西部地区接入系统工程仍执行国家现行规定)。
5、分布式电源项目工程设计和施工建设应符合国家相关规定，并网点的电能质量应满足国家和行业相关标准。
6、建于用户内部场所的分布式电源项目，发电量可以全部上网、全部自用或自发自用余电上网，由用户自行选择，用户不足电量由电网提供。上、下网电量分开结算，电价执行国家相关。公司免费提供关口计量装置和发电量计量用电能表。
7、分布式光伏发电、风电项目不收取系统备用容量费，其他分布式电源项目执行国家有关。
8、公司为享受国家电价补助的分布式电源项目提供补助计量和结算服务，公司收到财政部门拨付补助资金后，及时支付项目业主。
四、并网服务程序
9、公司地市或县级客户服务中心为分布式电源项目业主提供接入申请受理服务，协助项目业主填写接入申请表，接收相关支持性文件。
10、公司为分布式电源项目业主提供接入系统方案制订和咨询服务。接入申请受理后40个工作日内(光伏发电项目25个工作日内)，公司负责将10千伏接入项目的接入系统方案确认单、接入电网意见函，或380伏接入项目的接入系统方案确认单告知项目业主。项目业主确认后，根据接入电网意见函开展项目核准和工程设计等工作。380伏接入项目，双方确认的接入系统方案等同于接入电网意见函。
11、建于用户内部场所且以10千伏接入的分布式电源，项目业主在项目核准后、在接入系统工程施工前，将接入系统工程设计相关材料提交客户服务中心，客户服务中心收到材料后出具答复意见并告知项目业主，项目业主根据答复意见开展工程建设等后续工作。
12、分布式电源项目主体工程和接入系统工程竣工后，客户服务中心受理项目业主并网验收及并网调试申请，接收相关材料。
13、公司在受理并网验收及并网调试申请后，10个工作日内完成关口电能计量装置安装服务，并与项目业主(或电力用户)签署购售电合同和并网调度协议。合同和协议内容执行国家电力监管委员会和国家工商行政管理总局相关规定。
14、公司在关口电能计量装置安装完成、合同和协议签署完毕后，10个工作日内组织并网验收及并网调试，向项目业主提供验收意见，调试通过后直接转入并网运行。验收标准按国家有关规定执行。若验收不合格，公司向项目业主提出解决方案。
15、公司在并网申请受理、接入系统方案制订、接入系统工程设计审查、计量装置安装、合同和协议签署、并网验收和并网调试、补助计量和结算服务中，不收取任何服务费用;由用户出资建设的分布式电源及其接入系统工程，其设计单位、施工单位及设备材料供应单位由用户自主选择。
五、咨询服务
16、国家电网公司为分布式电源并网提供客户服务中心、95598服务热线、网上营业厅等多种咨询渠道，向项目业主提供并网办理流程说明、相关规定解释、并网工作进度查询等服务，接受项目业主投诉。
关于印发大气污染防治行动计划的通知
国发〔2013〕37号
各省、自治区、直辖市，各部委、各直属机构：
现将《大气污染防治行动计划》印发给你们，请认真贯彻执行。
2013年9月10日
（此件公开发布）
大气污染防治行动计划
大气环境保护事关人民群众根本利益，事关经济持续健康发展，事关全面建成小康社会，事关实现中华民族伟大复兴。当前，我国大气污染形势严峻，以可吸入颗粒物（PM10）、细颗粒物（PM2.5）为特征污染物的区域性大气环境问题日益突出，损害人民群众身体健康，影响社会和谐稳定。随着我国工业化、城镇化的深入推进，能源
资源消耗持续增加，大气污染防治压力继续加大。为切实改善空气质量，制定本行动计划。
总体要求：以理论、“三个代表”重要思想、科学发展观为指导，以保障人民群众身体健康为出发点，大力推进生态文明建设，坚持与市场调节相结合、全面推进与重点突破相配合、区域协作与属地管理相协调、总量减排与质量改善相同步，形成统领、企业施治、市场驱动、公众参与的大气污染防治新机制，实施分区域、分阶段治理，推动产业结构优化、科技创新能力增强、经济增长质量提高，实现环境效益、经济效益与社会效益多赢，为建设美丽中国而奋斗。
奋斗目标：经过五年努力，全国空气质量总体改善，重污染天气较大幅度减少；京津冀、长三角、珠三角等区域空气质量明显好转。力争再用五年或更长时间，逐步消除重污染天气，全国空气质量明显改善。
具体指标：到2017年，全国地级及以上城市可吸入颗粒物浓度比2012年下降10%以上，优良天数逐年提高；京津冀、长三角、珠三角等区域细颗粒物浓度分别下降25%、20%、15%左右，其中北京市细颗粒物年均浓度控制在60微克/立方米左右。
积极发展绿色建筑，投资的公共建筑、保障性住房等要率先执行绿色建筑标准。新建建筑要严格执行强制性节能标准，推广使用太阳能热水系统、地源热泵、空气源热泵、光伏建筑一体化、“热—电—冷”三联供等技术和装备。
关于转发发展改革委
住房城乡建设部绿色建筑行动方案的通知
国办发〔2013〕1号
各省、自治区、直辖市，各部委、各直属机构：
发展改革委、住房城乡建设部《绿色建筑行动方案》已经同意，现转发给你们，请结合本地区、本部门实际，认真贯彻落实。
2013年1月1日
（此件公开发布）
绿色建筑行动方案
发展改革委 住房城乡建设部
为深入贯彻落实科学发展观，切实转变城乡建设模式和建筑业发展方式，提高资源利用效率，实现节能减排约束性目标，积极应对全球气候变化，建设资源节约型、环境友好型社会，提高生态文明水平，改善人民生活质量，制定本行动方案。
一、充分认识开展绿色建筑行动的重要意义
绿色建筑是在建筑的全寿命期内，最大限度地节约资源、保护环境和减少污染，为人们提供健康、适用和高效的使用空间，与自然和谐共生的建筑。“十一五”以来，我国绿色建筑工作取得明显成效，既有建筑供热计量和节能改造超额完成“十一五”目标任务，新建建筑节能标准执行率大幅度提高，可再生能源建筑应用规模进一步扩大，国家机关办公建筑和大型公共建筑节能监管体系初步建立。但也面临一些比较突出的问题，主要是：城乡建设模式粗放，能源资源消耗高、利用效率低，重规模轻效率、重外观轻品质、重建设轻管理，建筑使用寿命远低于设计使用年限等。
开展绿色建筑行动，以绿色、循环、低碳理念指导城乡建设，严格执行建筑节能强制性标准，扎实推进既有建筑节能改造，集约节约利用资源，提高建筑的安全性、舒适性和健康性，对转变城乡建设模式，破解能源资源瓶颈约束，改善群众生产生活条件，培育节能环保、新能源等战略性新兴产业，具有十分重要的意义和作用。要把开展绿色建筑行动作为贯彻落实科学发展观、大力推进生态文明建设的重要内容，把握我国城镇化和新农村建设加快发展的历史机遇，切实推动城乡建设走上绿色、循环、低碳的科学发展轨道，促进经济社会全面、协调、可持续发展。
二、指导思想、主要目标和基本原则
（一）指导思想。
以理论、“三个代表”重要思想、科学发展观为指导，把生态文明融入城乡建设的全过程，紧紧抓住城镇化和新农村建设的重要战略机遇期，树立全寿命期理念，切实转变城乡建设模式，提高资源利用效率，合理改善建筑舒适性，从法规、机制、规划设计、标准规范、技术推广、建设运营和产业支撑等方面全面推进绿色建筑行动，加快推进建设资源节约型和环境友好型社会。
（二）主要目标。
1.新建建筑。城镇新建建筑严格落实强制性节能标准，“十二五”期间，完成新建绿色建筑10亿平方米；到2015年末，20%的城镇新建建筑达到绿色建筑标准要求。
2.既有建筑节能改造。“十二五”期间，完成北方采暖地区既有居住建筑供热计量和节能改造4亿平方米以上，夏热冬冷地区既有居住建筑节能改造5000万平方米，公共建筑和公共机构办公建筑节能改造1.2亿平方米，实施农村危房改造节能示范40万套。到2020年末，基本完成北方采暖地区有改造价值的城镇居住建筑节能改造。
（三）基本原则。
1.全面推进，突出重点。全面推进城乡建筑绿色发展，重点推动投资建筑、保障性住房以及大型公共建筑率先执行绿色建筑标准，推进北方采暖地区既有居住建筑节能改造。
2.因地制宜，分类指导。结合各地区经济社会发展水平、资源禀赋、气候条件和建筑特点，建立健全绿色建筑标准体系、发展规划和技术路线，有针对性地制定有关措施。
3.引导，市场推动。以、规划、标准等手段规范市场主体行为，综合运用价格、财税、金融等经济手段，发挥市场配置资源的基础性作用，营造有利于绿色建筑发展的市场环境，激发市场主体设计、建造、使用绿色建筑的内生动力。
4.立足当前，着眼长远。树立建筑全寿命期理念，综合考虑投入产出效益，选择合理的规划、建设方案和技术措施，切实避免盲目的高投入和资源消耗。
三、重点任务
（一）切实抓好新建建筑节能工作。
1.科学做好城乡建设规划。在城镇新区建设、旧城更新和棚户区改造中，以绿色、节能、环保为指导思想，建立包括绿色建筑比例、生态环保、公共交通、可再生能源利用、土地集约利用、再生水利用、废弃物回收利用等内容的指标体系，将其纳入总体规划、控制性详细规划、修建性详细规划和专项规划，并落实到具体项目。做好城乡建设规划与区域能源规划的衔接，优化能源的系统集成利用。建设用地要优先利用城乡废弃地，积极开发利用地下空间。积极引导建设绿色生态城区，推进绿色建筑规模化发展。
2.大力促进城镇绿色建筑发展。投资的国家机关、学校、医院、博物馆、科技馆、体育馆等建筑，直辖市、计划单列市及省会城市的保障性住房，以及单体建筑面积超过2万平方米的机场、车站、宾馆、饭店、商场、写字楼等大型公共建筑，自2014年起全面执行绿色建筑标准。积极引导商业房地产开发项目执行绿色建筑标准，鼓励房地产开发企业建设绿色住宅小区。切实推进绿色工业建筑建设。发展改革、财政、住房城乡建设等部门要修订工程预算和建设标准，各省级要制定绿色建筑工程定额和造价标准。严格落实固定资产投资项目节能评估审查制度，强化对大型公共建筑项目执行绿色建筑标准情况的审查。强化绿色建筑评价标识管理，加强对规划、设计、施工和运行的监管。
3.积极推进绿色农房建设。各级住房城乡建设、农业等部门要加强农村村庄建设整体规划管理，制定村镇绿色生态发展指导意见，编制农村住宅绿色建设和改造推广图集、村镇绿色建筑技术指南，免费提供技术服务。大力推广太阳能热利用、围护结构保温隔热、省柴节煤灶、节能炕等农房节能技术；切实推进生物质能利用，发展大中型沼气，加强运行管理和维护服务。科学引导农房执行建筑节能标准。
4.严格落实建筑节能强制性标准。住房城乡建设部门要严把规划设计关口，加强建筑设计方案规划审查和施工图审查，城镇建筑设计阶段要100％达到节能标准要求。加强施工阶段监管和稽查，确保工程质量和安全，切实提高节能标准执行率。严格建筑节能专项验收，对达不到强制性标准要求的建筑，不得出具竣工验收合格报告，不允许投入使用并强制进行整改。鼓励有条件的地区执行更高能效水平的建筑节能标准。
（二）大力推进既有建筑节能改造。
1.加快实施“节能暖房”工程。以围护结构、供热计量、管网热平衡改造为重点，大力推进北方采暖地区既有居住建筑供热计量及节能改造，“十二五”期间完成改造4亿平方米以上，鼓励有条件的地区超额完成任务。
2.积极推动公共建筑节能改造。开展大型公共建筑和公共机构办公建筑空调、采暖、通风、照明、热水等用能系统的节能改造，提高用能效率和管理水平。鼓励采取合同能源管理模式进行改造，对项目按节能量予以奖励。推进公共建筑节能改造重点城市示范，继续推行“节约型高等学校”建设。“十二五”期间，完成公共建筑改造6000万平方米，公共机构办公建筑改造6000万平方米。
3.开展夏热冬冷和夏热冬暖地区居住建筑节能改造试点。以建筑门窗、外遮阳、自然通风等为重点，在夏热冬冷和夏热冬暖地区进行居住建筑节能改造试点，探索适宜的改造模式和技术路线。“十二五”期间，完成改造5000万平方米以上。
4.创新既有建筑节能改造工作机制。做好既有建筑节能改造的调查和统计工作，制定具体改造规划。在旧城区综合改造、城市市容整治、既有建筑抗震加固中，有条件的地区要同步开展节能改造。制定改造方案要充分听取有关各方面的意见，保障社会公众的知情权、参与权和监督权。在条件许可并征得业主同意的前提下，研究采用加层改造、扩容改造等方式进行节能改造。坚持以人为本，切实减少扰民，积极推行工业化和标准化施工。住房城乡建设部门要严格落实工程建设责任制，严把规划、设计、施工、材料等关口，确保工程安全、质量和效益。节能改造工程完工后，应进行建筑能效测评，对达不到要求的不得通过竣工验收。加强宣传，充分调动居民对节能改造的积极性。
（三）开展城镇供热系统改造。
实施北方采暖地区城镇供热系统节能改造，提高热源效率和管网保温性能，优化系统调节能力，改善管网热平衡。撤并低能效、高污染的供热燃煤小锅炉，因地制宜地推广热电联产、高效锅炉、工业废热利用等供热技术。推广“吸收式热泵”和“吸收式换热”技术，提高集中供热管网的输送能力。开展城市老旧供热管网系统改造，减少管网热损失，降低循环水泵电耗。
（四）推进可再生能源建筑规模化应用。
积极推动太阳能、浅层地能、生物质能等可再生能源在建筑中的应用。太阳能资源适宜地区应在2015年前出台太阳能光热建筑一体化的强制性推广及技术标准，普及太阳能热水利用，积极推进被动式太阳能采暖。研究完善建筑光伏发电上网，加快微电网技术研发和工程示范，稳步推进太阳能光伏在建筑上的应用。合理开发浅层地热能。财政部、住房城乡建设部研究确定可再生能源建筑规模化应用适宜推广地区名单。开展可再生能源建筑应用地区示范，推动可再生能源建筑应用集中连片推广，到2015年末，新增可再生能源建筑应用面积25亿平方米，示范地区建筑可再生能源消费量占建筑能耗总量的比例达到10％以上。
（五）加强公共建筑节能管理。
加强公共建筑能耗统计、能源审计和能耗公示工作，推行能耗分项计量和实时监控，推进公共建筑节能、节水监管平台建设。建立完善的公共机构能源审计、能效公示和能耗定额管理制度，加强能耗监测和节能监管体系建设。加强监管平台建设统筹协调，实现监测数据共享，避免重复建设。对新建、改扩建的国家机关办公建筑和大型公共建筑，要进行能源利用效率测评和标识。研究建立公共建筑能源利用状况报告制度，组织开展商场、宾馆、学校、医院等行业的能效水平对标活动。实施大型公共建筑能耗（电耗）限额管理，对超限额用能（用电）的，实行惩罚性价格。公共建筑业主和所有权人要切实加强用能管理，严格执行公共建筑空调温度控制标准。研究开展公共建筑节能量交易试点。
（六）加快绿色建筑相关技术研发推广。
科技部门要研究设立绿色建筑科技发展专项，加快绿色建筑共性和关键技术研发，重点攻克既有建筑节能改造、可再生能源建筑应用、节水与水资源综合利用、绿色建材、废弃物资源化、环境质量控制、提高建筑物耐久性等方面的技术，加强绿色建筑技术标准规范研究，开展绿色建筑技术的集成示范。依托高等院校、科研机构等，加快绿色建筑工程技术中心建设。发展改革、住房城乡建设部门要编制绿色建筑重点技术推广目录，因地制宜推广自然采光、自然通风、遮阳、高效空调、热泵、雨水收集、规模化中水利用、隔音等成熟技术，加快普及高效节能照明产品、风机、水泵、热水器、办公设备、家用电器及节水器具等。
（七）大力发展绿色建材。
因地制宜、就地取材，结合当地气候特点和资源禀赋，大力发展安全耐久、节能环保、施工便利的绿色建材。加快发展防火隔热性能好的建筑保温体系和材料，积极发展烧结空心制品、加气混凝土制品、多功能复合一体化墙体材料、一体化屋面、低辐射镀膜玻璃、断桥隔热门窗、遮阳系统等建材。引导高性能混凝土、高强钢的发展利用，到2015年末，标准抗压强度60兆帕以上混凝土用量达到总用量的10%，屈服强度400兆帕以上热轧带肋钢筋用量达到总用量的45%。大力发展预拌混凝土、预拌砂浆。深入推进墙体材料革新，城市城区使用粘土制品，县城禁止使用实心粘土砖。发展改革、住房城乡建设、工业和信息化、质检部门要研究建立绿色建材认证制度，编制绿色建材产品目录，引导规范市场消费。质检、住房城乡建设、工业和信息化部门要加强建材生产、流通和使用环节的质量监管和稽查，杜绝性能不达标的建材进入市场。积极支持绿色建材产业发展，组织开展绿色建材产业化示范。
（八）推动建筑工业化。
住房城乡建设等部门要加快建立促进建筑工业化的设计、施工、部品生产等环节的标准体系，推动结构件、部品、部件的标准化，丰富标准件的种类，提高通用性和可置换性。推广适合工业化生产的预制装配式混凝土、钢结构等建筑体系，加快发展建设工程的预制和装配技术，提高建筑工业化技术集成水平。支持集设计、生产、施工于一体的工业化基地建设，开展工业化建筑示范试点。积极推行住宅全装修，鼓励新建住宅一次装修到位或菜单式装修，促进个性化装修和产业化装修相统一。
（九）严格建筑拆除管理程序。
加强城市规划管理，维护规划的严肃性和稳定性。城市以及建筑的所有者和使用者要加强建筑维护管理，对符合城市规划和工程建设标准、在正常使用寿命内的建筑，除基本的公共利益需要外，不得随意拆除。拆除大型公共建筑的，要按有关程序提前向社会公示征求意见，接受社会监督。住房城乡建设部门要研究完善建筑拆除的相关管理制度，探索实行建筑报废拆除审核制度。对违规拆除行为，要依法依规追究有关单位和人员的责任。
(十)推进建筑废弃物资源化利用。
落实建筑废弃物处理责任制，按照“谁产生、谁负责”的原则进行建筑废弃物的收集、运输和处理。住房城乡建设、发展改革、财政、工业和信息化部门要制定实施方案，推行建筑废弃物集中处理和分级利用，加快建筑废弃物资源化利用技术、装备研发推广，编制建筑废弃物综合利用技术标准，开展建筑废弃物资源化利用示范，研究建立建筑废弃物再生产品标识制度。地方各级对本行政区域内的废弃物资源化利用负总责，地级以上城市要因地制宜设立专门的建筑废弃物集中处理基地。
四、保障措施
（一）强化目标责任。
要将绿色建筑行动的目标任务科学分解到省级，将绿色建筑行动目标完成情况和措施落实情况纳入省级节能目标责任评价考核体系。要把贯彻落实本行动方案情况纳入绩效考核体系，考核结果作为领导干部综合考核评价的重要内容，实行责任制和问责制，对作出突出贡献的单位和人员予以通报表扬。
（二）加大激励。
研究完善财政支持，继续支持绿色建筑及绿色生态城区建设、既有建筑节能改造、供热系统节能改造、可再生能源建筑应用等，研究制定支持绿色建材发展、建筑垃圾资源化利用、建筑工业化、基础能力建设等工作的措施。对达到国家绿色建筑评价标准二星级及以上的建筑给予财政资金奖励。财政部、税务总局要研究制定税收方面的优惠，鼓励房地产开发商建设绿色建筑，引导消费者购买绿色住宅。改进和完善对绿色建筑的金融服务，金融机构可对购买绿色住宅的消费者在购房贷款利率上给予适当优惠。国土资源部门要研究制定促进绿色建筑发展在土地转让方面的，住房城乡建设部门要研究制定容积率奖励方面的，在土地招拍挂出让规划条件中，要明确绿色建筑的建设用地比例。
（三）完善标准体系。
住房城乡建设等部门要完善建筑节能标准，科学合理地提高标准要求。健全绿色建筑评价标准体系，加快制（修）订适合不同气候区、不同类型建筑的节能建筑和绿色建筑评价标准，2013年完成《绿色建筑评价标准》的修订工作，完善住宅、办公楼、商场、宾馆的评价标准，出台学校、医院、机场、车站等公共建筑的评价标准。尽快制（修）订绿色建筑相关工程建设、运营管理、能源管理体系等标准，编制绿色建筑区域规划技术导则和标准体系。住房城乡建设、发展改革部门要研究制定基于实际用能状况，覆盖不同气候区、不同类型建筑的建筑能耗限额，要会同工业和信息化、质检等部门完善绿色建材标准体系，研究制定建筑装修材料有害物限量标准，编制建筑废弃物综合利用的相关标准规范。
（四）深化城镇供热改革。
住房城乡建设、发展改革、财政、质检等部门要大力推行按热量计量收费，督导各地区出台完善供热计量价格和收费办法。严格执行两部制热价。新建建筑、完成供热计量改造的既有建筑全部实行按热量计量收费，推行采暖补贴“暗补”变“明补”。对实行分户计量有难度的，研究采用按小区或楼宇供热量计量收费。实施热价与煤价、气价联动制度，对低收入居民家庭提供供热补贴。加快供热企业改革，推进供热企业市场化经营，培育和规范供热市场，理顺热源、管网、用户的利益关系。
（五）严格建设全过程监督管理。
在城镇新区建设、旧城更新、棚户区改造等规划中，地方各级要建立并严格落实绿色建设指标体系要求，住房城乡建设部门要加强规划审查，国土资源部门要加强土地出让监管。对应执行绿色建筑标准的项目，住房城乡建设部门要在设计方案审查、施工图设计审查中增加绿色建筑相关内容，未通过审查的不得颁发建设工程规划许可证、施工许可证；施工时要加强监管，确保按图施工。对自愿执行绿色建筑标准的项目，在项目立项时要标明绿色星级标准，建设单位应在房屋施工、销售现场明示建筑节能、节水等性能指标。
（六）强化能力建设。
住房城乡建设部要会同有关部门建立健全建筑能耗统计体系，提高统计的准确性和及时性。加强绿色建筑评价标识体系建设，推行第三方评价，强化绿色建筑评价监管机构能力建设，严格评价监管。要加强建筑规划、设计、施工、评价、运行等人员的培训，将绿色建筑知识作为相关专业工程师继续教育培训、执业资格考试的重要内容。鼓励高等院校开设绿色建筑相关课程，加强相关学科建设。组织规划设计单位、人员开展绿色建筑规划与设计竞赛活动。广泛开展国际交流与合作，借鉴国际先进经验。
（七）加强监督检查。
将绿色建筑行动执行情况纳入节能减排检查和建设领域检查内容，开展绿色建筑行动专项督查，严肃查处违规建设高耗能建筑、违反工程建设标准、建筑材料不达标、不按规定公示性能指标、违反供热计量价格和收费办法等行为。
（八）开展宣传教育。
采用多种形式积极宣传绿色建筑法律法规、措施、典型案例、先进经验，加强监督，营造开展绿色建筑行动的良好氛围。将绿色建筑行动作为全国节能宣传周、科技活动周、城市节水宣传周、全国低碳日、世界环境日、世界水日等活动的重要宣传内容，提高公众对绿色建筑的认知度，倡导绿色消费理念，普及节约知识，引导公众合理使用用能产品。
各地区、各部门要按照绿色建筑行动方案的部署和要求，抓好各项任务落实。发展改革委、住房城乡建设部要加强综合协调，指导各地区和有关部门开展工作。各地区、各有关部门要尽快制定相应的绿色建筑行动实施方案，加强指导，明确责任，狠抓落实，推动城乡建设模式和建筑业发展方式加快转变，促进资源节约型、环境友好型社会建设。
印发《能源发展战略行动计划（2014－2020年）》
近日印发《能源发展战略行动计划（2014－2020年）》（以下简称《行动计划》），明确了2020年我国能源发展的总体目标、战略方针和重点任务，部署推动能源创新发展、安全发展、科学发展。这是今后一段时期我国能源发展的行动纲领。
《行动计划》指出，能源是现代化的基础和动力。能源供应和安全事关我国现代化建设全局。当前，世界政治、经济格局深刻调整，能源供求关系深刻变化，我国能源资源约束日益加剧，能源发展面临一系列新问题新挑战。要坚持“节约、清洁、安全”的战略方针，重点实施节约优先、立足国内、绿色低碳和创新驱动四大战略，加快构建清洁、高效、安全、可持续的现代能源体系。到2020年，基本形成统一开放竞争有序的现代能源市场体系。
《行动计划》明确了我国能源发展的五项战略任务。一是增强能源自主保障能力。推进煤炭清洁高效开发利用，稳步提高国内石油产量，大力发展天然气，积极发展能源替代，加强储备应急能力建设。二是推进能源消费。严格控制能源消费过快增长，着力实施能效提升计划，推动城乡用能方式变革。三是优化能源结构。降低煤炭消费比重，提高天然气消费比重，安全发展核电，大力发展可再生能源。四是拓展能源国际合作。深化国际能源双边多边合作，建立区域性能源交易市场，积极参与全球能源治理。五是推进能源科技创新。明确能源科技创新战略方向和重点，抓好重大科技专项，依托重大工程带动自主创新，加快能源科技创新体系建设。
《行动计划》强调，为确保2020年我国能源发展战略目标的实现，要进一步深化能源改革，健全和完善能源，各部门、各地区要做好组织实施和监督检查工作。
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