内蒙2018年光伏指标_怎样申请光伏发电指标

大家好！今天让小编来大家介绍下关于内蒙2018年光伏指标_怎样申请光伏发电指标的问题，以下是小编对此问题的归纳整理，让我们一起来看看吧。

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内蒙古光伏用地最新政策

1、支持新增源网荷储一体化项目增配新能源规模,支持工业园区燃煤自备电厂可再生能源替代,鼓励燃煤机组灵活性改造,鼓励自建、购买储能或调峰能力配建新能源项目。2、支持统筹推进新能源开发与新能源装备制造业发展,按照“空间分离、时间同步”原则,优先支持新能源开发与新能源装备制造一体化建设。3、在符合国土空间规划等前提下,支持风电光伏项目使用未利用土地,对使用戈壁、荒漠等未利用地的、不占压土地、不改变地表形态的,按原地类认定。项目永久性建筑用地部分需办理建设用地审批手续。

一、光伏用地的要求：

1、光伏发电项目应严格禁止在永久基本农田、永久基本农田储备区、生态保护红线、自然保护地、重要湿地、绿色屏障一级管控区、饮用水水源一级保护区、行洪供水河道水库的水域岸线管理范围等各类管控区域内进行选址布局。

2、光伏发电项目的选址应尽可能避让天津市永久性保护生态区域，确实无法避让的，应按照市人大常委会《关于进一步加强永久性保护生态区域管理的决议》等相关规定，在确保功能不降低，性质不改变，环境不破坏，面积不减少的前提下，组织专家进行生态环境影响论证，履行相关程序。

3、对光伏复合项目，光伏方阵架设在一般耕地或其他农用地上的，光伏组件最低沿应高于地面2、5米、应高于最高水位0.6米；桩基间列间距应大于4米，行间距应大于6、5米。

二、光伏领跑基地起到提高光伏发电转换效率等三方面作用：

1、一是起到推进技术进步的作用,最主要指标就是光伏发电的转换效率要提高。

2、二是起到降低光伏发电成本的作用。

3、三是起到完善支持光伏发电政策机制的作用。

法律依据：《中华人民共和国环境保护法》

第四条 保护环境是国家的基本国策。国家采取有利于节约和循环利用资源、保护和改善环境、促进人与自然和谐的经济、技术政策和措施，使经济社会发展与环境保护相协调。

第五条 环境保护坚持保护优先、预防为主、综合治理、公众参与、损害担责的原则。

怎样申请光伏发电指标

近年，国家把新能源产业列为重点发展的战略性新兴产业，大力推进清洁能源发展，尤其是把利用太阳能资源作为国家可持续发展战略的重要内容。这些政策推动了我国光伏产业的快速发展。作为国家重要的能源基地，内蒙古具有能源成本较低、多晶硅原材料丰富等发展光伏产业的诸多优势。但与此同时，市场需求不足、产业链困境、关键技术瓶颈等一系列制约光伏产业可持续发展的问题更需要内蒙古加以特别关注。只有解决了这些制约内蒙古光伏产业发展的瓶颈问题，才能促进内蒙古光伏产业基地又好又快发展。

一、市场需求决定内蒙古光伏产业基地能否做大

当前内蒙古发展光伏产业面临的最现实的隐患就是市场需求不足。短期，由于缺乏有效的运营模式，加上光伏并网发电受到一定限制，致使国内市场难以启动。目前，国内每年的光伏产品产能消费不到10%，国内光伏发电的总装机量也仅占全球装机总量的1%，2011年中国国内光伏市场安装量有望达到500MW，但生产量却增至1.2万MW，因此，国内供需严重不平衡，绝大多数产能还得靠国外市场去消化，但国外市场需求前景也不容乐观。近年，全球光伏消费市场的主体是欧洲市场，依赖度高达90%，其中德国、西班牙是全球太阳能需求两大主要市场。但当前，德国光伏装机容量已经达到了顶值，意大利也将于1-2年间达到顶值，因此占世界80%左右市场份额的欧洲市场即将面临饱和，欧洲光伏安装将逐渐进入停滞阶段。而且，由于主权债务危机的影响，西班牙已停止了对太阳能的高额补贴，德国在2010年7月取消了对太阳能的高额补贴，法国也出台了削减光伏发电上网电价的措施。受这些国家上网电价补贴下调的影响，全球光伏产业将在今后两年内迎来一波供应驱动的降价狂潮，这将很大程度地抑制需求，并导致组件囤积，影响将进一步波及整个供应链。与此同时，国际光伏巨头却在大肆扩产，目前国际七大厂均有扩产规划，将进一步挤压内蒙古的市场空间。

打破完全依赖外需的局面，是决定内蒙古光伏产业能否做大的关键问题 ，因此，做大内蒙古光伏产业基地，首要任务是加快培育全区的光伏发电市场。结合内蒙古特殊地区和特殊行业用电问题，积极开展必要的试验和示范项目建设，在太阳能资源丰富地区，按特许权招标方式建设大规模的太阳能光伏电站，积极开展“金太阳工程”建设。根据太阳能光伏发电利用的主要形式，因地制宜，逐步提高光伏发电的市场比重，在太阳能资源丰富、具有荒漠和闲置土地资源的地区建设适度规模的大型并网光伏电站;在广大城镇推广与建筑结合的分布式并网光伏发电系统;在偏远地区，结合解决无电地区人口的用电问题，推广户用光伏发电系统或建设独立小型光伏电站，鼓励在全区通信、交通、照明等领域采用光伏电源，按照多种途径、齐头并上的原则，加快培育内蒙古光伏发电市场。

二、核心技术决定内蒙古光伏产业基地能否做强

内蒙古的光伏产业要发展壮大，关键是技术突破。目前我国掌握的技术主要是门槛较低的电池片和组件技术，而技术门槛较高且利润回报最大的装备技术和原材料晶体硅的提炼技术并没有真正掌握，基本上都是控制在发达国家手中。由于晶体硅的提炼技术限制，我国目前仍未能有效解决国内原料产量不足的问题，导致光伏产业所需多晶硅材料仍主要从海外进口，这将使内蒙古的光伏产业从发展之初就不得不背负着沉重的成本负担。另一方面，技术结构的不合理最终导致国内光伏产品结构的不合理。当前，国内光伏产业链中，高端原料、装备测试仪器设备制造企业规模、数量均较小，其中，50%左右的多晶硅、100%的银浆以及绝大多数测试设备仪器都依赖进口。而低端的太阳能电池片和组件产能占全世界的60%，95%的产品需要出口。与此同时，技术水平的落后又衍生出一系列环境问题，在产业链中处于高端的多晶硅材料生产工艺中,由于核心技术工艺没有掌握,尾气中还原回收再利用工艺尚未实现。此外，我国企业以目前的技术生产太阳能电池板，耗能高，污染大，太阳能电池板产品中90%出口发达国家，这实际上加剧了我们的环境污染。

作为市场后进入者的内蒙古光伏企业，如果仅仅是利用廉价的劳动力和环境成本大规模标准化生产，暂时只能赢得量上的增长，只有掌握光伏产业的核心技术，才能做强我区的光伏产业。因此必须下大力气，加强光伏产业领域的技术研发和人才培养，要实施积极的优惠政策，鼓励并支持我区企业引进国外智力，甚至并购国外研发机构，加强与国内外拥有自主知识产权的企业及研发机构的合作，从根本上改变重大技术装备和材料依赖进口的局面，为突破成本瓶颈提供了技术支持。鼓励产、学、研联合，加快科研成果的转化及产业化。与此同时，通过政府的扶持，建立一系列大型的国家实验室和服务社会的研发机构、技术中心、试验平台，以此突破光伏产业现有的核心技术瓶颈。

三、产业链条决定内蒙古光伏产业基地能否可持续发展

目前，我国的光伏产业面临着“两头在外，受制于人”的产业链困境。太阳能光伏产业链分为五个环节，依次为太阳能级硅材料、硅锭硅片、电池、组件、系统集成，最终作用于市场端，实现光伏发电。整条产业链中，上游的晶体硅制备、切片环节技术门槛最高、利润回报最大，而下游的电池、组件制造环节，则技术门槛较低、利润回报较少。尤其是组件环节，成本竞争最为激烈，企业的抗风险能力也最低。然而，我国企业恰恰是集中在产业链中下游的电池、组件制造环节。上游的晶体硅材料主要为欧美日本七大厂商垄断，下游光伏发电市场则主要集中在欧洲，其光伏系统装机量占全球比例接近80%。可见，对我国而言，所谓的“光伏大国”仅仅是“生产制造大国”，再说得准确一些，则仅仅是“电池和组件制造大国”。资金、技术、市场等战略制高点留在了海外，低附加值的下游产品制造环节引入了中国。上游晶体硅材料、下游发电市场“两头在外”的困境，已使我国光伏产业形成了“议价能力低”、“抗风险能力低”的“双低”局面。向上游来看，以国外七大厂商为首的晶体硅材料供应商，面对众多的电池、组件制造厂商，具备更多的议价资本。能否获得稳定的硅片供应渠道，是我国众多的电池、组件厂商关心的核心问题。向下游来看，近年来，我国光伏发电市场尽管加快了发展速度，但全球主要市场仍旧分布在欧洲、美国和日本。西班牙市场的急剧萎缩以及今年德国政策的趋冷化，直接造成了全球光伏发电市场增速放缓，这首先影响的就是产业链中竞争最为激烈、技术门槛最低的组件和电池制造环节。金融危机中，我国大量光伏组件厂商因此而倒闭。因此，当前在光伏产业领域，我国至今未能摆脱“世界工厂”的命运，由于核心制造技术与消费市场的缺乏，光伏产业仍然靠简单加工组装来赚取微薄的利润。

内蒙古光伏产业发展必须要从全方位着眼，努力打造相对完整的太阳能光电全产业链，不能重蹈传统制造业低端产业链生存的覆辙。一是要大力引进一批在国内外具备雄厚资本实力、掌握高端核心技术的光伏企业，鼓励其向多个环节同步投资，即要加快发展中游的太阳能电池制造、组件封装，又要稳步推进上游的多晶硅原料、硅锭和硅片生产，还要积极向下游的光伏系统集成应用方向拓展，从而带动内蒙古完整的光伏产业链发展，提高光伏产业竞争力与抗风险能力。二是推动风电、光电一体化发展，在优势风电聚集区，尤其是呼包鄂及东部地区，依托能源成本优势，加快资源、人才、技术和产业制造的创新整合，努力建设若干千亿元的太阳能光电全产业链集群化工业园区。

（作者单位：内蒙古自治区发展研究中心）

法律分析：光伏发电项目需要纳入财政补贴年度规模管理，才可以拿到补贴。而要纳入规模管理，则需要先将项目录入可再生能源发电项目信息管理系统，并在线申请补贴目录。

法律依据：国家发展改革委《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》

一、降低光伏发电和陆上风电标杆上网电价

根据当前新能源产业技术进步和成本降低情况，降低2017年1月1日之后新建光伏发电和2018年1月1日之后新核准建设的陆上风电标杆上网电价，具体价格见附件1和附件2。2018年前如果新建陆上风电项目工程造价发生重大变化，国家可根据实际情况调整上述标杆电价。之前发布的上述年份新建陆上风电标杆上网电价政策不再执行。光伏发电、陆上风电上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘电价）以内的部分，由当地省级电网结算；高出部分通过国家可再生能源发展基金予以补贴。

二、明确海上风电标杆上网电价

对非招标的海上风电项目，区分近海风电和潮间带风电两种类型确定上网电价。近海风电项目标杆上网电价为每千瓦时0.85元，潮间带风电项目标杆上网电价为每千瓦时0.75元。海上风电上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘电价）以内的部分，由当地省级电网结算；高出部分通过国家可再生能源发展基金予以补贴。

三、鼓励通过招标等市场化方式确定新能源电价

国家鼓励各地通过招标等市场竞争方式确定光伏发电、陆上风电、海上风电等新能源项目业主和上网电价，但通过市场竞争方式形成的价格不得高于国家规定的同类资源区光伏发电、陆上风电、海上风电标杆上网电价。实行招标等市场竞争方式确定的价格，在当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘电价）以内的部分，由当地省级电网结算；高出部分由国家可再生能源发展基金予以补贴。

四、其他有关要求

各新能源发电企业和电网企业必须真实、完整地记载和保存相关发电项目上网交易电量、价格和补贴金额等资料，接受有关部门监督检查。各级价格主管部门要加强对新能源上网电价执行和可再生能源发展基金补贴结算的监管，督促相关上网电价政策执行到位。