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本文目录

1. 辽宁省节约能源条例
2. 国家能源集团下属企业有哪些
3. 辽宁工商业光伏发电申请流程

一、辽宁省节约能源条例

1、第一章总则第一条为了推进全社会节约能源，提高能源利用效率和经济效益，实现可持续发展，建设节约型社会，满足人民生活需要，根据《中华人民共和国节约能源法》等法律、法规，结合我省实际，制定本条例。第二条本条例适用于我省行政区域内的节约能源及其相关的管理活动。第三条节能工作应当坚持能源节约与能源开发并举，节约优先的方针，遵循宏观调控、市场导向、政策激励、技术进步、全社会参与和依法管理的原则。第四条县级以上人民政府根据国家的能源发展和节能规划以及本地区国民经济和社会发展规划，制定节能中长期规划，完善节能政策措施，建立健全节能机制，促进能源利用效率的提高和全社会的合理用能。第五条县级以上人民政府对本行政区域内的节能工作负责，完善工作责任制和协调机制，建立保障和支撑体系，形成长效机制，将节能纳入政府绩效评估和考核体系。第六条省、市人民政府工业经济综合部门和县级人民政府主管节能工作部门负责本行政区域内的节能监督管理工作，其所属的节能监察机构依其职责开展节能日常监察工作。

2、县级以上人民政府有关部门在各自职责范围内负责节能监督管理工作。第七条县级以上人民政府及有关部门要大力开展节能宣传和教育活动，普及节能科学知识，增强全社会的节能意识。

3、新闻媒体应当加强对节能的舆论引导和监督，宣传节能法律、法规，树立节能新风尚，营造节能的社会氛围。第二章节能监督管理第八条固定资产投资工程项目的设计方案，应当包括合理用能的专题论证。

4、年综合能源消费总量（含增加消费量）超过3000吨标准煤或者年用电量在300万千瓦时以上的固定资产投资工程项目，由具有资质的评估机构进行合理用能评估。

5、设计方案没有合理用能专题论证，专题论证达不到国家、省强制性用能标准和节能设计规范要求，合理用能评估未通过的项目，依法核准和审批许可的机关不得核准、审批，建设单位不得建设；项目建成后，达不到强制性合理用能标准和设计规范要求的，依法验收单位不得验收，工程不得投入使用。

6、经核准、审批许可的项目设计方案的合理用能评估报告，应当向省、市人民政府工业经济综合部门、县人民政府主管节能工作部门备案。第九条省人民政府工业经济综合部门会同有关部门根据国家明令淘汰的用能产品、用能设备、禁止建设的耗能高的工业项目名录和具体实施办法，制定我省的相关措施，并予以公布。第十条省人民政府工业经济综合部门会同有关部门根据国家公布的主要用能设备能效指标和单位产品能耗指标，制定我省主要用能设备能效指标和单位产品能耗指标，并根据科学技术发展水平适时进行调整。

7、企业生产的用能产品达不到国家强制性能效标准和单位产品能耗超过国家、省规定的限额指标的；或者生产过程中单位产品能耗超过国家、省规定的限额指标的，应当责令限期治理。限期治理由县级以上人民政府管理节能工作部门按照国务院规定的权限决定。第十一条生产、销售、进口用能产品的单位和个人，应当严格执行国家制定的能源效率标识制度。对列入《中华人民共和国实行能源效率标识的产品目录》的产品，在产品或者产品最小包装的明显部位标注统一的能源效率标识，并在产品说明书上说明。第十二条鼓励企业根据自愿原则，向依法设立的认证机构申请用能产品节能认证；产品取得节能认证证书的，享受国家及省的有关优惠政策。

8、未经节能产品认证或者认证不合格的，不得在用能产品或者其包装上使用节能认证标志。第十三条年综合能源消费总量5000吨标准煤以上不满1万吨标准煤的用能单位中的重点用能单位由省人民政府工业经济综合部门确定。年综合能源消费总量3000吨标准煤以上不满5000吨标准煤的用能单位中的重点用能单位由市人民政府工业经济综合部门确定。

9、省、市人民政府工业经济综合部门和县级人民政府主管节能工作部门应当根据重点用能单位分级管理规定，加强对重点用能单位的管理，组织对重点用能单位的能源利用状况进行监督检查，定期公布重点用能单位名单及重点用能单位能源利用状况。第十四条县级以上人民政府管理节能工作部门根据节能监督管理的需要，可以委托具有能源检测资质和执业资格的能源检测单位对重点用能单位进行节能检测。

10、能源检测单位应当按照委托进行检测，并对检测结论负责，检测不得影响企业正常运营。被检测单位不得拒绝检测。检测费用由委托检测的部门承担。

二、国家能源集团下属企业有哪些

中国神华能源股份有限公司（简称中国神华）成立于2004年11月8日，是国家能源投资集团有限责任公司（简称国家能源集团）旗下A+H股上市公司，H股和A股股票分别于2005年6月15日、2007年10月9日在香港联交所、上海证交所上市。截至2020年底，公司资产规模5584亿元，总市值523亿美元，职工总数7.6万人。

国电电力发展股份有限公司（股票代码600795）是中国国电集团公司控股的全国性上市发电公司，是中国国电集团公司在资本市场的直接融资窗口和实施整体改制的平台。公司于1992年经辽宁省经济体制改革委员批准正式成立，1997年3月18日在上海证券交易所挂牌上市，2002年底进入中国国电集团公司。

龙源电力集团股份有限公司成立于1993年，当时隶属国家能源部，后历经电力部、国家电力公司、中国国电集团公司，现隶属于国家能源集团。2009年，在香港主板成功上市，被誉为“中国新能源第一股”。龙源电力是中国最早开发风电的专业化公司，率先开拓了我国海上、低风速、高海拔等风电领域，率先实现我国风电“走出去”，不断引领行业发展和技术进步。

中国神华煤制油化工有限公司是神华集团所属全资子公司，注册资本金146亿元。公司前身为中国神华煤制油有限公司，成立于2003年6月。公司主要从事以煤制油与煤化工业务为主的与煤炭清洁转化利用相关的业务，主营产品为柴油、石脑油、液化气、聚乙烯、聚丙烯、甲醇等。

5．国电科技环保集团股份有限公司

国电科技环保集团有限公司成立于2004年11月26日，是由中国国电集团公司对其下属的高科技产业进行整合而组建的企业集团。公司注册资本金3.6亿元，股东为中国国电集团公司、国电电力发展股份有限公司和龙源电力集团公司。公司所属1个全资子公司、8个控股子公司，致力于环保、节能、达到国内、国际领先水平，在电力行业享有良好的信誉和知名度。

三、辽宁工商业光伏发电申请流程

辽宁工商业光伏发电申请流程

光伏发电是一种利用半导体界面的光伏效应将光能直接转化为电能的技术。主要由太阳能电池板(组件)、控制器和逆变器组成，主要部件由电子元件组成。太阳能电池串联后，可以封装保护成大面积太阳能电池组件，配合功率控制器等部件组成光伏发电装置。以下是辽宁光伏发电补贴政策，仅供参考。

随着环境和能源问题的日益突出，我国对太阳能光伏发电的政策支持力度也在加大。

自2005年《可再生能源法》颁布以来，《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》、《国务院关于促进光伏产业发展的若干意见》、《可再生能源发展专项资金管理暂行办法》等支持可再生能源的政策法规陆续出台。

基于对国家层面法律政策的调研，结合近期项目经验，我们对光伏电站申请电价补贴的流程、审核和补贴标准梳理如下。

我国光伏电站主要分为集中式光伏电站和分布式光伏电站。在法规政策方面，两类光伏电站申请电价补贴的流程、审核、补贴标准也有所不同。

对于集中式光伏发电，我国根据各地太阳能资源条件和建设成本，将全国划分为三类太阳能资源区。三类资源区燃煤机组标杆上网电价分别为每千瓦时0.9元、0.95元和1元(不排除地方政府为鼓励光伏发电制定高于标杆电价的上网电价标准，高出部分一般由省级财政承担)。电网企业光伏电站标杆上网电价高于当地燃煤机组的部分，可以申请可再生能源发电补贴资金。

对于分布式光伏电站，我国实行电力全额补贴政策。电价补贴标准为每千瓦时0.42元(含税)，通过可再生能源发展基金支付给电网企业，再从电网企业划转给发电企业。对于分布式光伏发电系统，剩余自用电量由电网按照当地燃煤机组标杆电价购买企业。此外，分布式光伏发电系统自用电无需缴纳随电价征收的各类基金和附加费，以及系统备用容量费等相关并网服务费。

年初，国家能源局通常在综合考虑全国光伏发电发展规划、各地区上一年度建设情况、电力市场情况和各方面意见的基础上，编制当年光伏发电实施计划(如2015年3月16日国家能源局发布《国家能源局关于下达2015年光伏发电建设实施方案的通知》)。《光伏发电建设实施方案》将规定各地区新开工集中式光伏电站和分布式光伏电站的总规模，规模内项目有资格享受国家可再生能源基金补贴。集中式光伏发电和分布式发电申请电价补贴的条件和程序如下：

根据《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》，申请补助的项目必须符合以下条件：

1.属于《财政部、国家发展改革委、国家能源局关于印发的通知》(可再生能源电价附加收入补贴范围：1)电网企业购买可再生能源电的成本高于按照国务院价格主管部门确定的上网电价或bi等竞争手段确定的上网电价按照常规能源发电平均电价计算的成本之间的差额

可再生能源电价附加补贴资金原则上按季拨付，年底结算。省级电网企业；地方独立电网企业；根据可再生能源上网电价和实际购买的可再生能源发电上网电量，按月与可再生能源发电企业结算电费。对国家电网公司和南方电网公司范围内的并网发电项目和并网工程，补贴资金不再由省级财政部门拨付，而是由中央财政直接拨付给国家电网公司和南方电网公司。

根据《关于分布式光伏发电实行按照电量补贴政策等有关问题的通知》，申请补贴的分布式光伏发电项目必须符合以下条件：

2.项目建成投产，符合并网相关条件，完成并网验收等并网工作。符合上述条件的项目可向当地电网提出申请企业，经同级财政、价格、能源主管部门审核后逐级上报。财政部、国家发展改革委、国家能源局组织对上报项目进行审核，将符合条件的项目纳入补贴目录。中央财政按季度向国家电网公司、南方电网公司和地方独立电网省级财政部门预拨补贴资金企业。电网企业根据项目发电量和国家确定的补贴标准，按照电费结算周期及时支付补贴资金。

根据我们在光伏项目并购领域的项目经验。答：我们在此选取内蒙古、河北、辽宁三个地区进行对比，说明光伏补贴政策的具体实施情况。

内蒙古太阳能资源丰富，光伏项目投资竞争比较激烈。各盟市能源主管部门每年年底根据自治区下达的年度规模指标，编制下一年度项目建设实施计划，该计划中的太阳能电站必须是已备案并取得电网审查意见的项目企业接入系统。纳入国家年度建设实施计划的太阳能电站备案项目，在完成土地、环保、节能、安全、规划、水土保持、社会稳定风险评估等手续后，应尽快开工建设。太阳能电站项目建成投产后，取得自治区能源局出具的项目竣工验收审查意见后，方可申报可再生能源电价附加补贴。补贴标准参照适用国家发布的光伏项目补贴标准。

根据我们在河北省的项目经验以及与河北省能源局的沟通，河北省申请可再生能源电价附加补贴的流程与内蒙古并不完全相同。一般光伏项目是纳入建设实施计划后才备案的。已备案的项目应及时建成投产并组织验收，作为安排并网补贴计划的重要依据。具体补贴标准为：

1.集中式光伏发电按国家规定的标杆上网电价销售给电网企业，电网企业申请电价补贴。2014年底前建成投产的光伏电站，上网电价以国家确定的光伏电站标杆上网电价为基础，每千瓦时补贴0.3元。2015年底前建成投产补助0.2元，2017年底前建成投产补助0.1元；自生产之日起实施3年；

2.分布式光伏发电按全电量补贴，补贴标准为每千瓦小时0.42元

4.项目已获省级能源主管部门批准，已按程序完成立项、系统集成和关键设备招标，当地电网企业给出同意并网意见；

5.该项目通过验收后已正式投产，运行正常。以及集中式和分布式光伏项目实行统一电价补贴标准，即对于2012年12月31日前建成投产的太阳能光伏发电项目，按照0.3元/千瓦时的标准给予电价补贴；2012年以后，按照年均下降10%确定补贴标准。根据我们与辽宁省发改委的沟通，辽宁省可能会在“十三五”实施新的电价补贴政策，但新政策仍在制定过程中。

（一）中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见（2021年9月22日）

1.推进电网体制改革，明确以消纳可再生能源为主的增量配电网、微电网和分布式电源的市场主体地位。

2.加快形成以储能和调峰能力为基础支撑的新增电力装机发展机制。

3.完善电力等能源品种价格市场化形成机制。从有利于节能的角度深化电价改革，理顺输配电价结构，全面放开竞争性环节电价。

（二）中央全面深化改革委员会第二十二次会议（2021年11月24日）

1.健全多层次统一电力市场体系，加快建设国家电力市场。

2.改革完善煤电价格市场化形成机制，完善电价传导机制，有效平衡电力供需。

3.加强电力统筹规划、政策法规、科学监测等工作，做好基本公共服务供给的兜底，确保居民、农业、公用事业等用电价格相对稳定。

4.推进适应能源结构转型的电力市场机制建设，有序推动新能源参与市场交易，科学指导电力规划和有效投资，发挥电力市场对能源清洁低碳转型的支撑作用。

（三）国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司关于关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知（发改办体改[2021]339号）

1.拟选择上海江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等6省市为第二批电力现货试点。

2.稳妥有序推动新能源参与电力现货市场。

3.推荐用户侧参与现货市场结算。统筹开展中长期、现货与辅助服务交易。做好本地市场与首间市场的衔接。

（四）国家发改委、国家能源局《关于国家电网有限公司省间电力现货交易规则的复函》（发改办体改[2021]837号）

1.积极稳妥推进省间电力现货交易，不断扩大市场交易范围，逐步引入受端地区大用户、售电公司等参与交易，优先鼓励有绿色电力需求的用户与新能源发电企业直接交易。

（五）国家能源局综合司关于公开征求对《并网主体并网运行管理规定（征求意见稿）》、《电力系统辅助服务管理办法（征求意见稿)》意见的公告（2021年8月31日）

1.明确了辅助服务的定义和分类、提供与调用、补偿方式和分摊机制、电力用户参与辅助服务分担共享机制、跨省跨区电力辅助服务机制等进行了详细规定。

（六）国家发展改革委关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知（发改价格[2021]833号）

1.2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，实行平价上网。

2.2021年新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行，可自愿通过参与市场化交易形成上网电价。

3.2021年起，新核准（备案）海上风电项目、光热发电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成。

（七）国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知（发改价格[2021]1439号）

1.有序放开全部煤电电量上网电价。燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。

2.扩大市场交易电价上下浮动范围。扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。

3.推动工商业用户都进入市场。取消工商业目录销售电价。

4.居民、农业用电由电网企业保障供应，执行现行目录销售电价政策。

（八）国家发展改革委、国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见（发改能源规[2021]1051号）

1.健全新型储能价格机制。建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场。

2.研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。

3.完善峰谷电价政策，为用户侧储能发展创造更大空间。

（九）国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见（发改价格[2021]633号）

1.坚持并优化抽水蓄能两部制电价政策。以竞争性方式形成电量电价，实现回收抽水、发电的运行成本。完善容量电价核定机制，通过容量电价回收抽发运行成本外的其他成本并获得合理收益。

2.健全抽水蓄能电站费用分摊疏导方式。建立容量电费纳入输配电价回收的机制；建立相关收益分享机制；完善容量电费在多个省级电网的分摊方式；完善容量电费在特定电源和电力系统间的分摊方式。

（十）国家发展改革委、国家能源局关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见（发改能源规[2021]280号）

1.依托“云大物移智链”等技术，进一步加强源网荷储多向互动，通过虚拟电厂等一体化聚合模式，参与电力中长期、辅助服务、现货等市场交易，为系统提供调节支撑能力。

2.支持源网荷储一体化和多能互补项目参与跨省区电力市场化交易、增量配电改革及分布式发电市场化交易。

（十一）国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知（发改价格[2021]1093号）

1.优化峰谷电价机制，系统缝谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1，其他地方原则上不低于3:1。

2.建立尖峰电价机制，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。

3.建立健全季节性电价机制和丰枯电价机制。

4.明确分时电价机制执行范围。建立动态调整机制。加强与电力市场的衔接。

（十二）国家发展改革委办公厅关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知（发改办价格[2021]809号）

1.鼓励新进入市场电力用户通过直接参与市场形成用电价格，对暂未直接参与市场交易的用户，由电网企业通过市场化方式代理购电。

2.各地执行保量保价的优先发电（不含燃煤发电）电量继续按现行价格机制由电网企业收购，用于保障居民、农业用户用电。

3.建立健全电网企业市场化购电方式。

4.电网企业代理购电用户电价由代理购电价格（含平均上网电价、辅助服务费用等)、输配电价（含线损及政策性交叉补贴)。政府性基金及附加组成。

（十三）国家发展改革委、国家能源局关于印发《售电公司管理办法》的通知（发改体改规[2021]1595号）

1.售电公司可以采取多种方式通过电力市场购售电，可通过电力交易平台开展双边协商交易或集中交易。

2.按照可再生能源电力消纳责任权重有关规定，承担与年售电量相对应的可再

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