上海最有名的機電市場就是在北京東路機電一條街。機電市場都集中在那里。還有就要算是真南路上的上海機電城了。當(dāng)然其他各個區(qū)都會有一些小規(guī)模的五金機電商店集中處。

2023年1月1日。根據(jù)浙江省電力局公告顯示，23年售電價格2023年1月1日公布，浙江省，簡稱“浙”，省會杭州。浙江省境內(nèi)最大的河流錢塘江，因江流曲折，稱之江，又稱浙江，省以江名。其地處中國東南沿海長江三角洲南翼，東臨東海，南接福建，西與江西、安徽相連，北與上海、江蘇接壤。

遼寧工商業(yè)光伏發(fā)電申請流程?
光伏發(fā)電是一種利用半導(dǎo)體界面的光伏效應(yīng)將光能直接轉(zhuǎn)化為電能的技術(shù)。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(lián)后，可以封裝保護成大面積太陽能電池組件，配合功率控制器等部件組成光伏發(fā)電裝置。以下是遼寧光伏發(fā)電補貼政策，僅供參考。

隨著環(huán)境和能源問題的日益突出，我國對太陽能光伏發(fā)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助資金管理暫行辦法》、《國務(wù)院關(guān)于促進光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展的若干意見》、《可再生能源發(fā)展專項資金管理暫行辦法》等支持可再生能源的政策法規(guī)陸續(xù)出臺。

基于對國家層面法律政策的調(diào)研，結(jié)合近期項目經(jīng)驗，我們對光伏電站申請電價補貼的流程、審核和補貼標(biāo)準(zhǔn)梳理如下。

一、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。在法規(guī)政策方面，兩類光伏電站申請電價補貼的流程、審核、補貼標(biāo)準(zhǔn)也有所不同。

對于集中式光伏發(fā)電，我國根據(jù)各地太陽能資源條件和建設(shè)成本，將全國劃分為三類太陽能資源區(qū)。三類資源區(qū)燃煤機組標(biāo)桿上網(wǎng)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(fā)電制定高于標(biāo)桿電價的上網(wǎng)電價標(biāo)準(zhǔn)，高出部分一般由省級財政承擔(dān))。電網(wǎng)企業(yè)光伏電站標(biāo)桿上網(wǎng)電價高于當(dāng)?shù)厝济簷C組的部分，可以申請可再生能源發(fā)電補貼資金。

對于分布式光伏電站，我國實行電力全額補貼政策。電價補貼標(biāo)準(zhǔn)為每千瓦時0.42元(含稅)，通過可再生能源發(fā)展基金支付給電網(wǎng)企業(yè)，再從電網(wǎng)企業(yè)劃轉(zhuǎn)給發(fā)電企業(yè)。對于分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)，剩余自用電量由電網(wǎng)按照當(dāng)?shù)厝济簷C組標(biāo)桿電價購買企業(yè)。此外，分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)自用電無需繳納隨電價征收的各類基金和附加費，以及系統(tǒng)備用容量費等相關(guān)并網(wǎng)服務(wù)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(fā)電發(fā)展規(guī)劃、各地區(qū)上一年度建設(shè)情況、電力市場情況和各方面意見的基礎(chǔ)上，編制當(dāng)年光伏發(fā)電實施計劃(如2015年3月16日國家能源局發(fā)布《國家能源局關(guān)于下達2015年光伏發(fā)電建設(shè)實施方案的通知》)。《光伏發(fā)電建設(shè)實施方案》將規(guī)定各地區(qū)新開工集中式光伏電站和分布式光伏電站的總規(guī)模，規(guī)模內(nèi)項目有資格享受國家可再生能源基金補貼。集中式光伏發(fā)電和分布式發(fā)電申請電價補貼的條件和程序如下：

三、集中式光伏發(fā)電
根據(jù)《可再生能源電價附加補助資金管理暫行辦法》，申請補助的項目必須符合以下條件：

1.屬于《財政部、國家發(fā)展改革委、國家能源局關(guān)于印發(fā)的通知》(可再生能源電價附加收入補貼范圍：1)電網(wǎng)企業(yè)購買可再生能源電的成本高于按照國務(wù)院價格主管部門確定的上網(wǎng)電價或bi等競爭手段確定的上網(wǎng)電價按照常規(guī)能源發(fā)電平均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，年底結(jié)算。省級電網(wǎng)企業(yè)；地方獨立電網(wǎng)企業(yè)；根據(jù)可再生能源上網(wǎng)電價和實際購買的可再生能源發(fā)電上網(wǎng)電量，按月與可再生能源發(fā)電企業(yè)結(jié)算電費。對國家電網(wǎng)公司和南方電網(wǎng)公司范圍內(nèi)的并網(wǎng)發(fā)電項目和并網(wǎng)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(wǎng)公司和南方電網(wǎng)公司。

四、分布式發(fā)電
根據(jù)《關(guān)于分布式光伏發(fā)電實行按照電量補貼政策等有關(guān)問題的通知》，申請補貼的分布式光伏發(fā)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(chǎn)，符合并網(wǎng)相關(guān)條件，完成并網(wǎng)驗收等并網(wǎng)工作。符合上述條件的項目可向當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)提出申請企業(yè)，經(jīng)同級財政、價格、能源主管部門審核后逐級上報。財政部、國家發(fā)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(wǎng)公司、南方電網(wǎng)公司和地方獨立電網(wǎng)省級財政部門預(yù)撥補貼資金企業(yè)。電網(wǎng)企業(yè)根據(jù)項目發(fā)電量和國家確定的補貼標(biāo)準(zhǔn)，按照電費結(jié)算周期及時支付補貼資金。

典型地區(qū)的實際操作

根據(jù)我們在光伏項目并購領(lǐng)域的項目經(jīng)驗。答：我們在此選取內(nèi)蒙古、河北、遼寧三個地區(qū)進行對比，說明光伏補貼政策的具體實施情況。

內(nèi)蒙古

內(nèi)蒙古太陽能資源豐富，光伏項目投資競爭比較激烈。各盟市能源主管部門每年年底根據(jù)自治區(qū)下達的年度規(guī)模指標(biāo)，編制下一年度項目建設(shè)實施計劃，該計劃中的太陽能電站必須是已備案并取得電網(wǎng)審查意見的項目企業(yè)接入系統(tǒng)。納入國家年度建設(shè)實施計劃的太陽能電站備案項目，在完成土地、環(huán)保、節(jié)能、安全、規(guī)劃、水土保持、社會穩(wěn)定風(fēng)險評估等手續(xù)后，應(yīng)盡快開工建設(shè)。太陽能電站項目建成投產(chǎn)后，取得自治區(qū)能源局出具的項目竣工驗收審查意見后，方可申報可再生能源電價附加補貼。補貼標(biāo)準(zhǔn)參照適用國家發(fā)布的光伏項目補貼標(biāo)準(zhǔn)。

河北省

根據(jù)我們在河北省的項目經(jīng)驗以及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與內(nèi)蒙古并不完全相同。一般光伏項目是納入建設(shè)實施計劃后才備案的。已備案的項目應(yīng)及時建成投產(chǎn)并組織驗收，作為安排并網(wǎng)補貼計劃的重要依據(jù)。具體補貼標(biāo)準(zhǔn)為：

1.集中式光伏發(fā)電按國家規(guī)定的標(biāo)桿上網(wǎng)電價銷售給電網(wǎng)企業(yè)，電網(wǎng)企業(yè)申請電價補貼。2014年底前建成投產(chǎn)的光伏電站，上網(wǎng)電價以國家確定的光伏電站標(biāo)桿上網(wǎng)電價為基礎(chǔ)，每千瓦時補貼0.3元。2015年底前建成投產(chǎn)補助0.2元，2017年底前建成投產(chǎn)補助0.1元；自生產(chǎn)之日起實施3年；

2.分布式光伏發(fā)電按全電量補貼，補貼標(biāo)準(zhǔn)為每千瓦小時0.42元

4.項目已獲省級能源主管部門批準(zhǔn)，已按程序完成立項、系統(tǒng)集成和關(guān)鍵設(shè)備招標(biāo)，當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)企業(yè)給出同意并網(wǎng)意見；

5.該項目通過驗收后已正式投產(chǎn)，運行正常。以及集中式和分布式光伏項目實行統(tǒng)一電價補貼標(biāo)準(zhǔn)，即對于2012年12月31日前建成投產(chǎn)的太陽能光伏發(fā)電項目，按照0.3元/千瓦時的標(biāo)準(zhǔn)給予電價補貼；2012年以后，按照年均下降10%確定補貼標(biāo)準(zhǔn)。根據(jù)我們與遼寧省發(fā)改委的溝通，遼寧省可能會在“十三五”實施新的電價補貼政策，但新政策仍在制定過程中。

五、近期電價相關(guān)主要政策
（一）中共中央國務(wù)院關(guān)于完整準(zhǔn)確全面貫徹新發(fā)展理念做好碳達峰碳中和工作的意見（2021年9月22日）

1.推進電網(wǎng)體制改革，明確以消納可再生能源為主的增量配電網(wǎng)、微電網(wǎng)和分布式電源的市場主體地位。

2.加快形成以儲能和調(diào)峰能力為基礎(chǔ)支撐的新增電力裝機發(fā)展機制。

3.完善電力等能源品種價格市場化形成機制。從有利于節(jié)能的角度深化電價改革，理順輸配電價結(jié)構(gòu)，全面放開競爭性環(huán)節(jié)電價。

（二）中央全面深化改革委員會第二十二次會議（2021年11月24日）

1.健全多層次統(tǒng)一電力市場體系，加快建設(shè)國家電力市場。

2.改革完善煤電價格市場化形成機制，完善電價傳導(dǎo)機制，有效平衡電力供需。

3.加強電力統(tǒng)籌規(guī)劃、政策法規(guī)、科學(xué)監(jiān)測等工作，做好基本公共服務(wù)供給的兜底，確保居民、農(nóng)業(yè)、公用事業(yè)等用電價格相對穩(wěn)定。

4.推進適應(yīng)能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型的電力市場機制建設(shè)，有序推動新能源參與市場交易，科學(xué)指導(dǎo)電力規(guī)劃和有效投資，發(fā)揮電力市場對能源清潔低碳轉(zhuǎn)型的支撐作用。

（三）國家發(fā)展改革委辦公廳、國家能源局綜合司關(guān)于關(guān)于進一步做好電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點工作的通知（發(fā)改辦體改[2021]339號）

1.擬選擇上海江蘇、安徽、遼寧、河南、湖北等6省市為第二批電力現(xiàn)貨試點。

2.穩(wěn)妥有序推動新能源參與電力現(xiàn)貨市場。

3.推薦用戶側(cè)參與現(xiàn)貨市場結(jié)算。統(tǒng)籌開展中長期、現(xiàn)貨與輔助服務(wù)交易。做好本地市場與首間市場的銜接。

（四）國家發(fā)改委、國家能源局《關(guān)于國家電網(wǎng)有限公司省間電力現(xiàn)貨交易規(guī)則的復(fù)函》（發(fā)改辦體改[2021]837號）

1.積極穩(wěn)妥推進省間電力現(xiàn)貨交易，不斷擴大市場交易范圍，逐步引入受端地區(qū)大用戶、售電公司等參與交易，優(yōu)先鼓勵有綠色電力需求的用戶與新能源發(fā)電企業(yè)直接交易。

（五）國家能源局綜合司關(guān)于公開征求對《并網(wǎng)主體并網(wǎng)運行管理規(guī)定（征求意見稿）》、《電力系統(tǒng)輔助服務(wù)管理辦法（征求意見稿)》意見的公告（2021年8月31日）

1.明確了輔助服務(wù)的定義和分類、提供與調(diào)用、補償方式和分攤機制、電力用戶參與輔助服務(wù)分擔(dān)共享機制、跨省跨區(qū)電力輔助服務(wù)機制等進行了詳細規(guī)定。

（六）國家發(fā)展改革委關(guān)于2021年新能源上網(wǎng)電價政策有關(guān)事項的通知（發(fā)改價格[2021]833號）

1.2021年起，對新備案集中式光伏電站、工商業(yè)分布式光伏項目和新核準(zhǔn)陸上風(fēng)電項目，中央財政不再補貼，實行平價上網(wǎng)。

2.2021年新建項目上網(wǎng)電價，按當(dāng)?shù)厝济喊l(fā)電基準(zhǔn)價執(zhí)行，可自愿通過參與市場化交易形成上網(wǎng)電價。

3.2021年起，新核準(zhǔn)（備案）海上風(fēng)電項目、光熱發(fā)電項目上網(wǎng)電價由當(dāng)?shù)厥〖墐r格主管部門制定，具備條件的可通過競爭性配置方式形成。

（七）國家發(fā)展改革委關(guān)于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知（發(fā)改價格[2021]1439號）

1.有序放開全部煤電電量上網(wǎng)電價。燃煤發(fā)電電量原則上全部進入電力市場，通過市場交易在“基準(zhǔn)價+上下浮動”范圍內(nèi)形成上網(wǎng)電價。

2.擴大市場交易電價上下浮動范圍。擴大為上下浮動原則上均不超過20%，高耗能企業(yè)市場交易電價不受上浮20%限制。

3.推動工商業(yè)用戶都進入市場。取消工商業(yè)目錄銷售電價。

4.居民、農(nóng)業(yè)用電由電網(wǎng)企業(yè)保障供應(yīng)，執(zhí)行現(xiàn)行目錄銷售電價政策。

（八）國家發(fā)展改革委、國家能源局關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見（發(fā)改能源規(guī)[2021]1051號）

1. 健全新型儲能價格機制。建立電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站容量電價機制，逐步推動儲能電站參與電力市場。

2.研究探索將電網(wǎng)替代性儲能設(shè)施成本收益納入輸配電價回收。

3.完善峰谷電價政策，為用戶側(cè)儲能發(fā)展創(chuàng)造更大空間。

（九）國家發(fā)展改革委關(guān)于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見（發(fā)改價格[2021]633號）

1.堅持并優(yōu)化抽水蓄能兩部制電價政策。以競爭性方式形成電量電價，實現(xiàn)回收抽水、發(fā)電的運行成本。完善容量電價核定機制，通過容量電價回收抽發(fā)運行成本外的其他成本并獲得合理收益。

2.健全抽水蓄能電站費用分攤疏導(dǎo)方式。建立容量電費納入輸配電價回收的機制；建立相關(guān)收益分享機制；完善容量電費在多個省級電網(wǎng)的分攤方式；完善容量電費在特定電源和電力系統(tǒng)間的分攤方式。

（十）國家發(fā)展改革委、國家能源局關(guān)于推進電力源網(wǎng)荷儲一體化和多能互補發(fā)展的指導(dǎo)意見（發(fā)改能源規(guī)[2021]280號）

1.依托“云大物移智鏈”等技術(shù)，進一步加強源網(wǎng)荷儲多向互動，通過虛擬電廠等一體化聚合模式，參與電力中長期、輔助服務(wù)、現(xiàn)貨等市場交易，為系統(tǒng)提供調(diào)節(jié)支撐能力。

2.支持源網(wǎng)荷儲一體化和多能互補項目參與跨省區(qū)電力市場化交易、增量配電改革及分布式發(fā)電市場化交易。

（十一）國家發(fā)展改革委關(guān)于進一步完善分時電價機制的通知（發(fā)改價格[2021]1093號）

1.優(yōu)化峰谷電價機制，系統(tǒng)縫谷差率超過40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于4:1，其他地方原則上不低于3:1。

2.建立尖峰電價機制，尖峰電價在峰段電價基礎(chǔ)上上浮比例原則上不低于20%。

3.建立健全季節(jié)性電價機制和豐枯電價機制。

4.明確分時電價機制執(zhí)行范圍。建立動態(tài)調(diào)整機制。加強與電力市場的銜接。

（十二）國家發(fā)展改革委辦公廳關(guān)于組織開展電網(wǎng)企業(yè)代理購電工作有關(guān)事項的通知（發(fā)改辦價格[2021]809號）

1.鼓勵新進入市場電力用戶通過直接參與市場形成用電價格，對暫未直接參與市場交易的用戶，由電網(wǎng)企業(yè)通過市場化方式代理購電。

2.各地執(zhí)行保量保價的優(yōu)先發(fā)電（不含燃煤發(fā)電）電量繼續(xù)按現(xiàn)行價格機制由電網(wǎng)企業(yè)收購，用于保障居民、農(nóng)業(yè)用戶用電。

3.建立健全電網(wǎng)企業(yè)市場化購電方式。

4.電網(wǎng)企業(yè)代理購電用戶電價由代理購電價格（含平均上網(wǎng)電價、輔助服務(wù)費用等)、輸配電價（含線損及政策叉補貼)。政府性基金及附加組成。

（十三）國家發(fā)展改革委、國家能源局關(guān)于印發(fā)《售電公司管理辦法》的通知（發(fā)改體改規(guī)[2021]1595號）

1.售電公司可以采取多種方式通過電力市場購售電，可通過電力交易平臺開展雙邊協(xié)商交易或集中交易。

2.按照可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重有關(guān)規(guī)定，承擔(dān)與年售電量相對應(yīng)的可再