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关于印发天津地区光伏发电项目电力并网服务工作流程的通知
津发改能源〔号
发布者：信息中心 &&&&来源：天津市发改委&&&&日期：
&& &&字号：&[&&& ]
各区县发改委、各相关部门和单位：
为积极推动天津地区光伏发电项目发展，进一步优化并网流程、简化手续、提高服务效率，根据国家能源局印发的《分布式光伏发电项目管理暂行办法》和《光伏电站项目管理暂行办法》，天津市发改委、国网天津市电力公司共同拟定了《天津地区光伏发电项目并网服务工作流程》，以方便用户办理相关电力并网手续。
附件：天津地区光伏发电项目并网服务工作流程
市发展改革委&&&&&&&&&&&&&&&&&& 市电力公司
2014年4月22日
（此件主动公开）
天津地区光伏发电项目并网服务工作流程
一、适用范围及工作分工
1.本工作流程适用于在天津地区建设的分布式光伏发电项目和光伏电站项目。
2.天津市（区、县）发展改革部门依据国家规定对光伏发电项目实行备案管理。
3.电网企业出具的接入电网意见函或接入系统方案确认单是光伏发电项目申请备案的支持性文件之一。
二、并网服务流程
(一)并网申请及接入电网意见函出具
1.市级或区县级电网企业客户服务中心为光伏发电项目业主提供接入申请受理服务，业主向电网企业提出开展电力并网接入工作的申请，并提供相关支持性文件和资料，填写申请表（详见附件）。其中以35千伏及以上电压等级并网或装机容量在6兆瓦及以上的光伏电站项目向市级电网企业申请；规模小于6兆瓦的光伏电站项目、分布式光伏发电项目和以自然人名义申请的项目向当地区（县）级电网企业提出申请。（注：自然人分布式光伏发电项目指自然人利用自有住宅及其住宅区域内建设的分布式光伏发电项目。）
2.对于光伏电站项目，项目业主完成接入系统设计报告并提交给电网企业后，电网企业原则上应在60个工作日内出具接入系统评审意见，或对不具备接入条件的项目说明原因。通过评审的项目业主需书面向电网企业提出接入电网申请，电网企业在10个工作日内出具接入电网意见函。
3.对于分布式光伏发电项目，电网企业负责为项目业主提供接入系统方案制订和咨询服务，并在受理并网申请后30个工作日（单点并网项目20个工作日）内出具接入电网意见函。以380伏和220伏电压等级并网的分布式光伏发电项目，电网企业不再出具接入电网意见函，双方认可的接入系统方案确认单等同于接入电网意见函。
（二）项目备案
4.光伏发电项目业主在取得备案的全部支持性文件后，应向市（区、县）发展改革部门提出备案申请。其中，光伏电站项目由市发改委实行备案，分布式光伏发电项目由区（县）发改委实行备案。备案申请的具体事项详见《市发展改革委关于做好光伏发电项目建设管理的通知》（津发改能源[号）。对符合要求的项目，市（区、县）发展改革部门在2个工作日内完成备案。
以自然人名义申请建设的项目，接入系统方案确认单经项目业主确认后，电网企业按月集中向市发改委进行项目报备。
（三）并网工程建设
5.光伏电站项目业主负责投资建设项目场址内集电线路和升压站工程，电网企业负责投资建设场址外电力送出工程。分布式光伏发电项目用户侧的配套工程由项目业主投资建设，由其接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。
6.对于光伏电站项目，项目完成备案后，项目业主与电网企业衔接落实电力并网工程建设。项目业主协助电网企业开展送出工程可研设计，共同推动送出工程与光伏发电项目同步建设、同步投运。
（四）验收与并网
7.对于光伏电站项目，电网企业组织开展光伏电站涉网设备和电力送出工程的并网调试、竣工验收，与项目业主签订并网调度协议和购售电合同后，组织并网启动会，及时安排并网运行。
8.对于分布式光伏发电项目，电网企业在电能计量装置安装、合同和协议签署完毕后，组织并网验收及并网调试，向项目业主出具并网验收意见，并网调试通过后转入并网运行。
1.光伏发电项目工程设计和施工应符合国家有关规定，并网点的电能质量应满足国家和行业相关标准。为满足公共电网安全稳定运行需要，光伏发电项目并网运行后应接受并服从电网企业的调度管理。电网企业按照国家和天津市规定的电价标准全额保障性收购光伏发电项目上网电量。
2.对于分布式光伏发电项目，电网企业在并网申请受理、项目备案、接入系统方案制订、接入系统工程设计审查、电能表安装、合同和协议签署、并网验收和并网调试、补助电量计量和补助资金结算服务中，不收取任何服务费用。
3.电网企业为列入国家可再生能源补助目录的分布式光伏发电项目提供补助电量计量和补助资金结算服务。电网企业在收到财政部拨付补助资金后，根据项目补助电量和国家规定的电价补贴标准，按照电费结算周期支付项目业主。分布式光伏发电不收取系统备用费；分布式光伏发电自用电量不收取随电价征收的各类基金和附加。
附件：光伏发电项目并网申请表
天津地区光伏发电项目并网服务工作流程的附件
光伏发电项目并网申请表
&&&&&&&&& 年&& 月&& 日
□光伏电站项目&&& □分布式光伏发电项目
项目投资方
项目联系人
联系人电话
联系人地址
投产规模&&&&&&&&& &kW
本期规模&&&&&&&&& &kW
终期规模&&&&&&&&& &kW
□ 10(含6、20)kV
□ 380（含220）V
发电量意向
□ 自发自用
□ 合同能源管理
□ 市级备案& □ 区县级备案& □ 其他
年用电量（&&&&&& kWh）
装接容量（&&&& 万kVA）
一、自然人申请需提供：经办人身份证原件及复印件、户口本、房产证（或乡镇及以上级政府出具的房屋使用证明）等项目合法性支持性文件。
二、分布式光伏发电项目需提供：1. 经办人身份证原件及复印件和法人委托书原件（或法定代表人身份证原件及复印件）。2. 企业法人营业执照、土地证等项目合法性支持性文件。3. 发电项目前期工作及接入系统设计所需资料：3.1 若委托第三方管理，提供项目管理方资料（工商营业执照、税务登记证、与用户签署的合作协议复印件）；3.2 项目设计方案或可行性研究报告。 4.用电电网相关资料（用户变电站资料，仅适用于大工业用户）：4.1电气一次资料；4.2 继电保护资料；4.3 调度自动化（含计量）资料；4.4 通信资料。
三、光伏电站项目需提供：除分布式光伏发电项目需提供的全部资料外，还需在发电项目前期工作及接入系统设计所需资料中增加：1. 项目设计方案或可行性研究报告设计单位资质复印件；2. 光伏电站项目的接入系统设计报告、图纸及说明书。
&&& 本表中的信息及提供的文件真实准确，谨此确认。
&&& 申请单位：（公章）
申请个人：（经办人签字）
年&& 月&& 日
&&& 客户提供的文件已审核，接入申请已受理，谨此确认。
&&& 受理单位：（公章）
&&&&&&&&&&&&& &&&&&&年&& 月&& 日
&&&&& &&年&& 月 &&日
1. 本表信息由电网企业客服中心录入，申请单位（个人用户经办人）与客服中心签章确认；
2. 用户工程报装申请与光伏发电项目接入申请分开受理，光伏发电项目接入系统方案制定应在用户接入系统方案审定后开展；
3. 合同能源管理项目、公共屋顶光伏项目，还需提供建筑物及设施使用或租用协议；
4.对于住宅小区居民使用公共区域建设光伏发电项目，需提供物业、业主委员会或居民委员会的同意建设证明；
5. 本表1式2份，双方各执1份。
附图1：光伏电站项目并网服务流程
附图2：分布式光伏发电项目并网服务流程
主办单位：天津市发展和改革委员会
技术支持：天津市信息中心
津ICP备 号-8关于云南电网2016年-2018年输配电价的批复(发改价格〔号)
中华人民共和国国家发展和改革委员会
首页&>&政策法规
国家发展改革委关于云南电网2016年-2018年输配电价的批复&发改价格〔号&云南省发展改革委：　　报来《关于核定2016年至2018年云南电网输配电准许收入及价格水平等问题的请示》（云发改物价[）收悉。经商国家能源局，现批复如下：　　一、原则同意报来的云南电网年监管周期输配电准许收入和输配电价，分电压等级输配电价见附件。请按照上述输配电价水平，调整终端用户目录销售电价，并报我委备案。以上电价自日起执行。　　二、积极推进发电侧和销售侧电价市场化。参与市场交易的发电企业上网电价由用户或市场化售电主体与发电企业通过自愿协商、市场竞价等方式自主确定，电网企业按照本文件核定的输配电价收取过网费。参与电力市场的用户购电价格由市场交易价格、输配电价（含线损和交叉补贴）和政府性基金组成；未参与电力市场的用户，执行政府规定的电价。　　三、结合电力体制改革进程，配套改革不同种类电价之间的交叉补贴。请云南电网公司于2016年底前申报现有各类用户电价间交叉补贴数额，经省级价格主管部门审核后报送我委。　　四、请你委精心组织、周密安排，确保输配电价改革措施落实到位。按照已批复的输配电价改革试点方案有关要求，持续密切监测电网企业投资、收入、成本、价格等情况，逐步建立科学规范透明的输配电价监管制度，抓紧研究制定接入系统服务价格具体方案。同时，督促电网企业进一步加强管理、约束成本、提高服务水平。试点中发现问题，请及时反馈我委。　　附件：&国家发展改革委日
&&&&[字体：&&&&]&&&&&&&&私人发电卖给国家，需过五关斩六将_网易新闻
私人发电卖给国家，需过五关斩六将
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国家电网公司日前称普通用户可自建发电设施，所产生清洁能源可卖给国家。这事看着挺美，实则并不靠谱。不论是从国家人为设置条件提高难度，还是从私人发电的并网难度以及长期回报率看，私人要想发电卖给国家，还需要过五关斩六将。
国家电网公司日前发布《关于做好分布式电源并网服务工作的意见》，称普通用户自建的发电设施所产生的清洁能源，公司将按国家规定电价予以全额收购。这事看着挺美，实则并不靠谱。不论是从国家人为设置条件提高难度，还是从私人发电的并网难度以及长期回报率看，私人要想发电卖给国家，还需要过五关斩六将。第一关：私人要想发电，先要有国家补贴对于普通家庭而言，要想实现私人发电卖给国家，最有可能采用的便是太阳能发电，但是联博投资分析师凯瑟琳.伍德(Catherine Woode)与布雷特.温顿(Brett Winton)认为，没有国家补贴，太阳能发电要实现并网发电或取得价格竞争优势也许永远无法实现。也就是说，要使太阳能发电实现竞争性的价格优势，其单位发电成本须降低2/3以上，而只有规模效应才能达到这样的效果。如果没有国家补贴，私人则要为此成本买单。这点上，德国政府2000年制定、2004年修改的《可再生能源法》规定，根据不同的太阳能发电形式，政府给予为期20年、每千瓦时0.45-0.62欧元补贴。正是在这个法律的推动下，德国的私人太阳能发电投资才得以发展。在中国，虽然发改委在政策上有倾斜，但没有说明是仅针对西部地面集中式大型光伏电站给予补贴，还是也适用于个人居民分布式光伏并网给予补贴。第二关：虽有国家补贴，但设发改委门槛虽然国家电网公司表示，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，其中所产生的买卖电价均执行国家相关政策。也就是说，以光伏太阳能发电来看，私人的太阳能光伏发电项目可按每千瓦时1元的全国统一价卖给国家，这与0.4元/千瓦时的脱硫煤上网电价相比每千万时多了0.6元的补贴。但目前国家电网方面只愿意以0.4元/千瓦时的电价收购，私人发电要获得补贴电价，必须要获得当地发改委的核准审批。而要向发改委提交项目申请，还需要提交具备甲级资质的工程咨询机构编制的项目报告等，这个门槛阻碍了私人发电得到国家补贴的可能。第三关：看似免费办理，实则需付项目费虽然国家电网公司表示，只要发电项目规模不超过6兆瓦，电压等级在10千伏及以下的可接入电网，国家电网公司在接网的全过程服务中都不收取任何费用。但这只是电源接入电网所需其提供的技术咨询、工程验收、调试等，而整个私人发电项目中，最大支出的设备及电源投资部分，则要用户自行承担。对于普通消费者而言，如果选择屋顶光伏发电，设备投入约3-5万元，如果使用地面光伏发电，设备则需1兆瓦约1000万元的投入，以及约4亩的占地面积。除设备支出外，用户还需要自行支付工程项目的设计、施工、监理等费用，一个项目下来，少则上万，多则上千万。第四关：要想并入电网，还看电网接纳力目前世界上，私人发电接入电网的典型案例是德国，其光伏发电以接入配网为主，分布集中且规模较大，对配网安全稳定运行造成了较大影响，往往在中午高峰时段配网阻塞现象十分严重。可以说，其电网升级改造的速度跟不上私人发电的速度，以致配电网接纳分布式光伏发电的能力不足。因此，德国从2009年便开始削减对私人太阳能发电的补贴，从2012年1月开始真正大量削减补贴，从日到日，光伏上网电价补贴每月被削减2.5%。也就是说，私人发电还要承担国家随时可能改变政策的风险。第五关：长期回报率低，还看国网脸色卖一般情况下，私人投资太阳能光伏发电，目前的成本为0.6-0.7元/千瓦，但国家电网只愿意以每千瓦时0.4元电价收购，再根据各地日照情况不同，成本回收至少需要8-10年时间。即便从国外有补贴的情况来看，2009年德国给予太阳能发电每千瓦时0.32-0.43欧元的补贴，其相对的长期回报率也才7%-8%；而同时西班牙的补贴是每千瓦时0.41欧元，即便加上优越的日照条件，长期的回报率也就达到10%左右。这对于国内拿不到国家补贴的普通用户而言，在国家电网垄断买卖的情况下，投入产出比相差甚大，与每千瓦时0.5元居民电费相比，不论是自家使用，还是全部卖给国家，都实在不划算。
本文来源：网易探索
作者：陈雅娟
责任编辑：王晓易_NE0011
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企业和居民怎样卖电给国家电网 怎么获得补贴？
&&来源:能源大咖&&&& 9:43:58&&我要投稿&&
关键词: &&
:随着技术与分布式光快速发展，及国内光伏扶贫政策的发布，家庭分布式光伏电站与微电网逐步盛行。考虑涉足家庭式光伏电站建设的群体，在经过成本收益分析之后，不少人会发现，不但可获得源源不断的电能，还能获得国家发电补贴，算算光伏发电还是挺合算的。说到发电补贴，发电补贴又该怎么领?相信很多感兴趣投资光伏发电项目的企业和居民，都有这样的问题。针对这些问题，记者从相关部门及市场上进行了全方位了解。怎样卖电给，怎么获得补贴?电力部门工作人员告诉记者，根据现有政策，企业和居民的补贴支付方式有所不同。对我市企业来说，现有政策我市企业光伏发电从中央到省市相加可以补贴0.72元/千瓦时，另外卖给国家电网的电价是0.458元/千瓦时，也就是说，每度电可以卖到1.178元/千瓦时。企业上网卖给国家多少千瓦时的电量，再乘以这个价格，就是卖电所得。目前企业卖电的总额，由电力部门汇总上报发改部门，再由发改委部门上报省物价局，省物价局核准后，由电网企业支付电费和补贴资金。对我市居民来说，除诸暨居民光伏发电项目补贴为0.72元/千瓦时，其他区居民项目补贴为0.52元/千瓦时，加上0.458/千瓦时(含税)卖给国家电网的电费单价，诸暨居民发电的补贴和电费总单价是1.178元/千瓦时，其他县市区的单价是0.978元/千瓦时，这一单价乘以卖给国家电网的总发电量，就是居民卖电的电费和补贴，这笔费用由电力部门按月向居民拨付。以居民周汉军为例，从2月27日并网发电到昨天为止，电力部门已经向他支付1700多元的电费和补贴款。不过，电力部门提醒说，这些电费和补贴都是指上网卖给国家电网的电所获得的电费和补贴，如果企业和居民光伏发电自用，他们就相当于节省本来用电所需的电费。另外，企业光伏发电收到电费和补贴款之后，还要向税务部门交增值税取得发票，但居民光伏发电收到的电费和补贴款是税后收入，目前发票由电力部门代开。企业需要考虑自身利益，而能源工业的可持续发展又涉及国家层面的宏观利益，因此，国家应该下决心完善相关政策。我国仍然要加大水电等电力供应的开发力度。目前，我国7大流域基本开发差不多了。但我国最大的水电资源雅鲁藏布江，仍然有很大潜力，难点在于缺少电力外送通道。不过，中国以燃煤火电为主的能源利用方式短期内很难改变。我国仍然要重视火电机组建设和发展，不要因为目前新能源高速发展，而忽略开发和减少在建火电项目。从各种发电方式来比较，风电、太阳能发电的利用小时数低，收益有限，水电涉及水电移民费用，投资成本是火电的两到三倍。新能源的发展，总体上看是增速高总量低，到2020年全算起来也不会超过50%，供给的一半以上还是火电。即便如此，国家还是要对环保提出越来越严格的考核要求，对火电的发展采取制衡。随着发生变化，电量增速变低，发电企业的抉择也变得越来越难。企业既要保持适度投资规模，还要考虑自己的投资成本、合理的负债率。再加上发电企业的审批、建设投资周期达到六七年以上，企业对未来的判断也变得很困难。这些都需要国家层面来规划，国家不规划，企业其实很难办。企业需要考虑自身利益，而能源工业的可持续发展又涉及国家层面的宏观利益，因此，国家应该下决心完善相关政策。目前最重要的是，使燃煤电厂达到燃气电厂的排放水平。这是个重大的课题。其实，在技术上这并不是难题，只是采用清洁燃煤时成本会有所提高。此外，发展火电需要加大建设高能效的大机组，淘汰能效低的小机组。国家应该对那些可以实现超低排放的燃煤机组出台相应补贴政策，加大补贴力度。相关阅读：
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储能有需求，政策需引导。目前我国已经出台了多项文件大力支持储能行业发展，但是限于我国目前缺乏电力交易市场，在现有的电力体制下，大部分地区居民及工商业的峰谷价差较小，无法满足项目成本回收和内部收益率的要求，储能应用项目大多数仍然是示范项目，除了抽水蓄能以外，国家没有对其余储能政策进
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酒泉风电工程对电网企业经济效益及经营管理影响的探讨
酒泉是国家批准开工建设的第1个千万千瓦级风电基地，目前一期工程550万kW风电机组已经全部吊装完并基本完成了安装调试，在2011年上半年将全部并网运行。
　　2.1.4 线损成本增加　　由于甘肃河西地区用电量不大，电量需要输送到兰州地区。通过计算，风电送出综合线损率约为0.75%，按照风电上网电量121亿kW&h考虑，所对应的线损电量为9 075万kW&h。省公司按火电机组脱硫标杆电价0.281 5元/（kW&h）向支付，增加线损费用约为2 555万元。　　2.1.5 增加购电成本　　新建风电项目应该执行国家发改委核定二类地区上网电价0.54元/（kW&h），其中省公司按照火电机组脱硫标杆电价0.281 5元/（kW&h）支付购电费，与2009年购电均价0.257 2元/（kW&h）相比，多支付购电单价0.024 3元/（kW&h）。酒泉风电基地550万kW机组全部投产后，预计上网电量将达到121亿kW&h，因此，省公司年增加29 403万元购电成本。　　2.2 风电送出补贴收入　　根据国家发改委《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》（发改价格〔2007〕44号）文件的规定，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。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用。接网费用收费标准按线路长度制定：50 km以内为0.01元/（kW&h），50～100 km为0.02元/（kW&h），100 km及以上为0.03元/（kW&h）。酒泉风电基地的风电通过330kV、110 kV线路送出，线路长度均不足100 km，如果能够全部按照0.02元/（kW&h）的标准收取可再生能源发电项目接网费用，按照年上网电量121亿kW&h计算，较乐观的预测每年应该收取24 200万元接网费用。　　综合考虑财务费用、折旧成本、运行成本、购电成本、线损成本，年增加成本159 224万元，如果补贴收入全部能够落实，那么净增加成本135 024万元；扣除折旧成本以后净增加付现成本78 133万元。　　3 对省公司经营管理的影响　　3.1 对投融资能力及电网发展的影响　　省公司为风电并网及送出，投资建设风电汇集及送出工程每年净增加付现成本78 133万元，相当于减少了省公司资本金来源，按照国家电力建设投资管理规定，所有电力固定资产投资资本金必须达到20%，资本金来源减少78 133万元，相当于减少省公司投资能力390 665万元，使电网发展面临着更大的资本金不足的压力。　　3.2 对省公司盈利能力及主要经营指标的影响　　省公司每年净增加成本135 024万元，相当于减少了利润总额135 024万元。同时，为了满足日益增大的用电市场和电网建设投资需求，省公司将不得不以贷款补充资本金，将导致资产负债率进一步增加，到2010年年底省公司资产负债率已经达到较高值，不仅财务状况整体恶化，省公司持续稳健经营的能力也已下降。风电材料设备　　3.3 对购电计划管理及优化购电结构的影响　　酒泉风电基地550万kW风电2011年上半年全部并网运行后，平凉、崇信、兰州热电等大批火电项目也将建成投产，在全省电力用电需求增加不大的情况下，省内火电机组发电利用小时数随之大幅下降，丰水季节火电开机方式调整难度更大，同时，由于缺乏预测风电出力的有效手段，购电计划管理的难度进一步增加。
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