㈠ 小火电关停后的有关政策！！！
2007年以来,国家先后出台了《国务院关于印发节能减排综合性工作方案的通知》(国发〔2007〕15号)、《国务院办公厅关于转发发展改革委等部门节能发电调度办法(试行)的通知》(国办发〔2007〕53号)及《国家发展改革委关于降低小火电机组上网电价促进小火电机组关停工作的通知》(发改价格〔2007〕703号)等一系列政策措施,加快淘汰小火电机组;同时,随着国家正在进行的资源性产品价格改革,煤炭和水资源价格将维持较高水平,小火电企业生存的空间越来越小,面临被直接淘汰的困境。为妥善解决小火电机组关停中的困难和问题,按照国家和省政府统一要求并结合我市实际情况,将小火电机组关停工作的政策措施明确如下:
(一)关停机组的容量补助。省级以上容量补助,按省相关规定执行。经市政府常务会议研究决定,我市再给予关停小火电机组补助50元/千瓦。同时,对于有上大电源项目的县(市)、区按照其替代方案中实施关停的小火电机组,关停后有关县(市)、区政府再给予50元/千瓦的补助。
(二)淘汰落后产能奖励资金补助。按照财政部下发的关于淘汰落后产能奖励资金的规定,涉及小火电机组关停的县(市)、区,按照要求报送有关材料,经确认后,可获得一次性奖励。奖励资金全额落实到关停小火电企业,用以关停补助。
(三)发电量计划指标补助。对于按本意见关停的小火电机组,按照省发改委的有关文件要求,可享受2年补偿电量指标;主动关停或投产年限较短实施关停的,补偿年限再延长一年。公用机组补助电量按照关停年度下达的计划发电小时安排。 (四)用电电量和电价补助。按照自备电厂关停后所属用电企业可在一定期限内享受优惠电价的规定,关停自备机组企业优惠用电量按照5500小时安排;优惠电价价格为0.3848元/千瓦时。
(五)环保排污权交易补助。目前,我省已将全省二氧化硫排放总量分解到各工业企业,新上项目必须重新寻找二氧化硫排放容量。对积极关停的小火电企业,按照国家相关规定,允许其有偿转让二氧化硫排放指标,以获得一定的经济补助。
(六)小火电企业关停后的职工安置。企业自备电厂的职工,原则上由企业内部安置。公用电厂的职工,可通过本企业内部转岗、新上机组优先招用、自谋职业、内部退养等多种方式予以安置。依法解除劳动关系的,纳入当地就业培训和再就业保障体系,由当地劳动保障部门组织实施再就业。
(七)小火电企业关停后的资产和债务处置。企业集团或自备电厂小火电机组关停后,依法处置相关资产和债务。机组全部关停的单一发电企业可通过清算处理资产和债务问题,资不抵债的可依法实施破产。
(八)供热小火电机组关停后其原热用户的供热措施。担负供热任务的小火电机组关停后,可结合当地集中供热规划,通过优化供热方案,将现有热用户纳入其他在役或在建热电机组供热范围;当地无其他在役或在建热电机组的,有稳定工业热负荷的,积极支持其将现有机组改造为背压机组。
㈡ 小火电厂关停的问题
关于加快关停小火电机组的若干意见
发展改革委 能源办
为实现“十一五”规划纲要提出的单位国内生产总值能源消耗降低和主要污染物排放总量减少目标，推进电力工业结构调整，根据《国务院关于加强节能工作的决定》（国发〔2006〕28号）、《国务院关于落实科学发展观加强环境保护的决定》（国发〔2005〕39号）、《国务院关于发布实施〈促进产业结构调整暂行规定〉的决定》（国发〔2005〕40号）和《产业结构调整指导目录（2005年本）》，现就加快关停小火电机组工作提出以下意见：
一、“十一五”期间，在大电网覆盖范围内逐步关停以下燃煤（油）机组（含企业自备电厂机组和趸售电网机组）：单机容量5万千瓦以下的常规火电机组；运行满20年、单机10万千瓦级以下的常规火电机组；按照设计寿命服役期满、单机20万千瓦以下的各类机组；供电标准煤耗高出2005年本省（区、市）平均水平10%或全国平均水平15%的各类燃煤机组；未达到环保排放标准的各类机组；按照有关法律、法规应予关停或国务院有关部门明确要求关停的机组。
二、对在役的热电联产和资源综合利用机组，要实施在线监测，由省级人民政府组织对其开展认定和定期复核工作。不符合国家规定的，责令其限期整改；逾期不改或整改后仍达不到要求的，予以关停。
三、热电联产机组供电标准煤耗高出第一条中煤耗要求的，要结合热电联产规划，以“上大压小”或在役机组供热改造，按“先建设后关停”或“先改造后关停”的原则予以关停。在大中型城市优先安排建设大中型热电联产机组，在中小型城镇鼓励建设背压型热电机组或生物质能热电机组。鼓励运行未满15年的在役大中型发电机组改造为热电联产机组。新建机组或在役机组改造要与原供热机组的关停做好衔接。
热电联产机组原则上要执行“以热定电”，非供热期供电煤耗高出上年本省（区、市）火电机组平均水平10%或全国火电机组平均水平15%的热电联产机组，在非供热期应停止运行或限制发电。
四、属于上述关停范围，但承担当地主要供热任务且其所在地10公里以内没有其他热源点或其性能优于该范围内其他热源点的热电联产机组，处于电网末端或独立电网内、承担当地主要供电任务或对当地电网安全具有支撑作用的机组，以及《国务院办公厅转发国家经贸委关于关停小火电机组有关问题意见的通知》（国办发〔1999〕44号）下发前依法批准且合同约定中外合作或合资期限未满的机组，企业可提出申请，由省级人民政府有关部门委托发展改革委认可的中介机构进行评估，情况属实的，可暂缓关停，但须每年评估一次。
五、支持按照生物质能开发利用规划和城镇集中供热规划，已落实生物质能来源、同步建设热网并落实热负荷的地区，将运行未满15年、具备改造条件的应关停机组改造为符合国家有关规定要求的生物质能发电或热电联产机组。
拟实施改造的应关停机组，由省级人民政府有关部门委托发展改革委认可的中介机构进行评估，符合条件的，按照有关规定办理核准手续。
六、到期应实施关停的机组，电力监管机构要及时撤销其电力业务许可证，电网企业及相关单位应将其解网，不得再收购其发电，电力调度机构不得调度其发电，银行等金融机构要停止对其发放贷款；机组关停后应就地报废，不得转供电或解列运行，不得易地建设。
七、鼓励各地区和企业关停小机组，集中建设大机组，实施“上大压小”。鼓励通过兼并、重组或收购小火电机组，并将其关停后实施“上大压小”建设大型电源项目。
发展改革委根据各省（区、市）关停机组的容量，相应增加该省（区、市）的电源建设规模。跨省（区、市）进行“上大压小”的，关停小机组容量可保留在当地，并相应调减新项目建设地区的电源建设规模。
八、新建电源项目替代的关停机组容量作为衡量其可否纳入规划的重要指标。替代关停机组容量较多并能够妥善安置关停电厂职工的电源建设项目，优先纳入国家电力发展规划。
企业建设单机30万千瓦、替代关停机组的容量达到自身容量80%的项目，单机60万千瓦、替代关停机组的容量达到自身容量70%的项目，单机100万千瓦、替代关停机组的容量达到自身容量60%的项目，可直接纳入国家电力发展规划，优先安排建设。
企业建设单机20万千瓦以上的热电联产项目，替代关停机组的容量达到自身容量50%，并按所替代关停机组和关停拆除的供热锅炉蒸发量计算可减少当地燃煤总量的，可直接纳入国家电力规划，优先安排建设。“上大压小”建设的大中型火电项目，扩建项目可建设单台机组，新建项目原则上按两台机组以上考虑。
实施“上大压小”的新建机组，原则上应在所替代的关停机组拆除后实施建设。
九、加强发电调度监督管理，积极推进发电机组统一调度工作，大电网覆盖范围内的所有火电厂，其调度都要逐步纳入省级以上电力调度机构统一管理。
改进发电调度方式，按照节能、环保、经济的原则，优先调度可再生能源和高效、清洁的机组发电，限制能耗高、污染重的机组发电。节能发电调度办法另行制定。
未实施节能发电调度的地区要实行差别电量计划，鼓励可再生能源和高效、清洁大机组多发电，并逐年减少未关停小火电机组的发电量。
十、电网企业要加快配套电网建设，扩大供电范围，提高供电可靠性和服务水平，并制订科学的供电预案，保证小火电机组关停后的电力供应。地方各级人民政府和有关部门要配合做好相关工作，切实保证电网工程建设的顺利实施。关停机组涉及的输配线路、变电站等资产，可在平等协商的基础上，有偿移交所在地的电网企业。
十一、推进电价和趸售体制改革，逐步实现同网同价。各省（区、市）人民政府要加强小火电机组上网电价管理，尽快将所有燃煤（油）小火电机组上网电价降低到不高于本地区标杆上网电价，并不得实行价外补贴；价格低于本地区标杆上网电价的小火电，仍执行现行电价。
十二、各级环保部门要严格执行国家环保政策，加强对电厂污染物排放的监督检查，对排放不达标的依法予以处理。新建燃煤机组必须同步建设高效脱硫除尘设施，关停范围以外现役单机13.5万千瓦以上燃煤机组要尽快完成脱硫设施改造。要提高排污收费标准，促进电厂进行脱硫改造。安装脱硫设施但未达标排放的燃煤机组不得执行脱硫机组电价。
十三、改进并加强对企业自备电厂的管理，对自备电厂自发自用电量征收国家规定的三峡工程建设基金、农网还贷资金、城市公用事业附加费、可再生能源附加、大中型水库移民后期扶持资金等，并按规定收取备用容量费。禁止公用电厂转为企业自备电厂。具体办法由发展改革委另行制定。
十四、纳入各省“十一五”小火电关停规划并按期关停的机组在一定期限内（最多不超过3年）可享受发电量指标，并通过转让给大机组代发获得一定经济补偿，发电量指标及享受期限随关停延后的时间而逐年递减。具体办法由各省（区、市）人民政府制定，报发展改革委备案。
十五、自备电厂或趸售电网的机组按期关停后，电网企业可对趸售电网和符合国家产业政策并关停自备电厂的企业给予适当的电价优惠。鼓励关停自备电厂的企业或原趸售电网直接向发电企业购电，电网企业按照有关规定收取合理的过网费。
十六、有条件的地区可开展污染物排放指标、取水指标交易，按期关停的机组可按照国家有关规定，有偿转让其污染物排放指标、取水指标（取水指标限本省（区、市）内）。具体办法由各省（区、市）人民政府制定，报发展改革委、环保总局和水利部备案。
十七、要根据国家有关规定，制订职工安置方案，妥善安置关停机组人员。关停部分机组的企业，要妥善处理职工的劳动关系，原则上应在本企业内部安置；关停全部机组的企业，要按照有关规定妥善处理好经济补偿、社会保险等相关问题。改造项目和新建、扩建电厂应优先招用关停机组分流人员。地方人民政府要切实做好分流人员安置工作。
十八、各省（区、市）人民政府要根据土地利用总体规划、城镇规划和产业政策，因地制宜开发利用关停机组的土地资源。涉及土地使用权转让和改变土地用途的，应按照土地管理法律法规和政策，积极帮助企业办理相关手续。因电厂关停带来的变电站和供电线路改造等征地问题，结合关停电厂现有土地处置一并考虑。
十九、电力监管机构要加强小火电机组监督管理，建立监管信息系统，对不符合设计要求和有关规定的，不予颁发电力业务许可证。
二十、对应关停而拒不关停的小火电机组，省级以上人民政府有关部门和单位可责令其立即关停，并暂停该企业新建电力项目的资格，直至完成关停任务；对弄虚作假逃避关停或关停后易地建设的机组，一经查实，应责令其立即关停并予以拆除，同时追究相关人员的责任。
二十一、各地区和企业要严格按照国家电力工业产业政策和发展规划开展电源项目前期工作，严格执行国家电力项目核准制度，坚决制止违规和无序建设电站的行为。在大电网覆盖范围内，原则上不得建设单机容量30万千瓦以下纯凝汽式燃煤机组。电网企业不得为违规建设的发电机组提供并网服务。对违反国家电力项目核准规定、越权核准小火电项目建设的部门领导及当事人，省级以上人民政府部门应追究其责任，并撤回项目核准文件。
二十二、省（区、市）人民政府对本地区小火电机组关停工作负总责，要根据发展改革委确定的关停目标，负责制订本地区小火电机组关停方案和年度关停计划，向社会公布并组织实施。关停方案应包括责任分工和机组关停后的职工安置、资产处置和债务处理等内容，年度关停计划应明确关停机组名单和关停时限。要加强领导，精心组织，明确责任，落实任务，确保按期完成小火电机组关停任务。
二十三、发电企业是小火电机组关停工作的直接责任人，应按照各省（区、市）人民政府制订的小火电机组关停方案和年度关停计划，对本企业所属机组实施关停，并妥善处理善后事宜。
二十四、各省（区、市）人民政府要将本地区小火电机组关停情况定期向发展改革委和电监会报告。
㈢ 燃煤发电厂厂区建设用地规模中单位容量用地怎么理解
一、建设用地规划管理的概念建设用规划管理,是指城乡规划主管部门根据城乡规划及其有关法律法规对于在城市、镇规划区内建设项目用地提供规划条件,确定建设用地定点位置、面积、范围、审核建设工程总平面,核发建设用地规划许可证等进行各项行政管理并依法实施行政许可工作的总称. 根据《城乡规划法》第三十七条和第三十八条的规定,建设用地规划管理分为以划拨方式提供国有土地使用权的建设项目用地和以出让方式提供国有土地使用权的建设项目用地两种情况区别对待的规划管理内容、方式和程序,城市、县人民政府城乡规划主管部门依用地申请进行规划审核,核发建设用地规划许可证. 建设用地规划管理中所称的建设用地是指当前建设的建设用地,即建设项目获得国有土地使用权后向城乡规划主管部门申请规划许可的建设用地,与《城乡规划法》第四十二条规定中所称的建设用地不是一个概念.第四十二条规定：“城乡规划主管部门不得在城乡规划确定的建设用地范围以外做出规划许可.”该建设用地系指现有的建设用地和规划的建设用地.当前建设项目的建设用地应当在该建设用地范围以内进行选择定点. 二、建设用地规划管理的任务建设用地规划管理主要任务是： 1．有效控制各项建设合理使用规划区内的土地,保障规划实施 2．节约建设用地,保护耕地,促进城乡统筹和协调发展 3．综合协调各方面关系,提高建设用地的经济、社会与环境的综合效益. 4．依法调整规划中存在的问题,不断完善和深化城乡规划三、建设用地规划管理的行政主体根据《城乡规划法》第三十七条和第三十八条的规定,建设用地规划管理的行政主体是城市、县人民政府城乡规划主管部门.市、县城乡规划主管部门建设用地规划管理中的主要职责为： 1．提供规划条件市、县城乡规划主管部门应在国有土地使用权出让前,依据城市、镇总体规划和控制性详细规划,结合该用地所处环境的客观条件要求及有关部门的意见,经过法定程序,提出出让地块的位置,使用性质、开发强度等规划条件.对于以划拨方式提供国有土地使用权的建设用地,在受理建设用地规划许可申请后,也可提出规划条件. 2．受理建设用地申请当划拨用地的建设项目经有关部门批准、核准、备案后；当出让地块的建设项目签订国有土地使用权出让合同后,市、县城乡规划主管部门核查建设单位报送的有关各种文件、资料、图纸及其建设用地申请表等,决定是否受理建设用地规划许可的申请. 3．审核建设用地项目受理建设用地规划许可的申请后,市、县城乡规划主管部门应依法在一定的时间内经过建设用地规划管理审查程序和工作制度,对建设用地项目的申请及有关事项、条件、内容等进行规划审核,提出规划审核结论. 4．核发建设用地规划许可证市、县城乡规划主管部门对建设用地申请的事项、条件、内容和建设工程总平面进行规划审核后,确认建设用地位置、面积、允许建设的范围和有关控制指标及要求,对于具备相关文件并且符合城乡规划的建设用地项目,核发建设用地规划许可证.对于不符合法定要求的建设用地项目,说明理由,给予书面答复. 四、建设用地规划管理的程序根据《城乡规划法》第三十七条和第三十八条的规定,建设用地规划管理的程序根据国有土地使用权取得方式的不同,分为两种情况分别依法进行. 1．申请 (1)以划拨方式取得国有土地使用权的建设项目用地,建设单位取得城乡规划主管部门核发的建设项目选址意见书后,并经有关部门批准、核准建设项目可行性研究报告之后,建设单位可向有关市、县城乡规划主管部门提出建设用地规划许可申请,同时报送建设工程总平面设计方案. (2)以出让方式取得国有土地使用权的建设项目用地,地块出让前,城乡规划主管部门应提供规划条件,作为国有土地使用权出让合同的组成部分；签订出让合同后,建设单位可向市、县城乡规划主管部门提出建设用地规划许可证申请. 2．审核城乡规划主管部门对于建设用地申请,主要是先后进行程序性审核和实质性审核.一是程序性审核,即审核建设单位报送的各种有关文件、资料、图纸是否完备,是否符合申请核发建设用地规划许可证的应有条件和要求.二是实质性审核,即审查城乡规划主管部门提供的规划条件是否落实(核验),然后审核报送的建设工程总平面图,确定建设用地范围界限和面积等,对建设用地申请提出审核意见. 3．核发建设用地规划许可证城乡规划主管部门对建设用地申请的有关材料,经审核后符合城乡规划要求的,向建设单位核发建设用地规划许可证及其附件.根据《城乡规划法》第三十八条规定：“城市、县人民政府城乡规划主管部门不得在建设用地规划许可证中,擅自改变作为国有土地使用权出让合同组成部分的规划条件.”对于不符合城乡规划要求的建设用地项目,不得发放建设用地规划许可证,但要说明理由,给予书面答复. 五、建设用地规划许可证的一些特例 1.企业因生产需要进行扩建、翻建. 如没有超过出让合同规定的容积率上限,或者没有超出建设用地规划许可的内容,则无需再次申请用地规划许可.《省城乡规划条例》第三十六条改建、扩建已经建成并投入使用的建设项目,涉及改变原规划确定的用地性质或者提高容积率的,建设单位或者个人应当持有关主管部门的项目批准、核准、备案文件和相关材料,向城市、县城乡规划主管部门重新申请建设用地规划许可证. 2.企业更名、分解合并、分割、转让后进行新建、扩建、翻建. 材料必须包括：新企业为主体的发改委相关文件；工商局名称变更通知书；地税局证明无股权变更的文件（有股权变更的,出示缴税证明）；该地块第一次签订的土地出让合同（附规划条件）复印件；老企业的土地使用使用证；老企业的建设用地规划许可证及附件的原件,如果企业已经遗失,那么需要提供声明遗失的登报启事,原件1份；新修测的现状地形图附带用地范围；（企业分解合并的,参考以上材料.）；分割转让的,除以上材料外,需要提供分割或转让协议. 3.集体土地上的项目. 由于土地指标问题,很多乡镇开始对集体建设用地进行流转使用权.虽然规划部门对于集体土地使用权的出让也是出具规划条件,但是并不等于说在项目规划审批中,全部按照国有土地来.《城乡规划法》第三十七条、三十八条说明,申请用地规划许可的对象必须是国有土地,因此,对于集体土地流转的项目,不需办理用地规划许可. 六、建设用地规划管理的几点说明. 1.规划条件规划条件是城乡规划主管部门依据控制性详细规划对建设用地以及建设工程提出的引导和控制依据规划进行建设的规定性和指导性意见.它是直接导控建设用地和建设工程设计的法定规划依据,是规划编制单位和设计单位进行规划方案设计和城乡规划主管部门对方案进行审定的依据和应当遵循的准则.它强化了城乡规划主管部门对国有土地使用和各项建设活动的引导和控制,有利于促进土地利用和各项建设工程符合规划所确定的发展目标和基本要求,从而为实现城乡统筹、合理布局、节约土地、集约和可持续发展提供保障. 规划条件一般包括规定性(限制性)条件,如地块位置、用地性质、开发强度(建筑密度、建筑控制高度、容积率、绿地率等)、主要交通出入口方位、停车场泊位及其他需要配置的基础设施和公共设施控制指标等；指导性条件,如人口容量、建筑形式与风格、历史文化保护和环境保护要求等. 规划条件是依据控制性详细规划提出的.城乡规划主管部门应根据城市、镇总体规划加强控制性详细规划的编制和审批,以便为及时提供规划条件打好基础.根据《城乡规划法》第四十三条规定：“建设单位应当按照规划条件进行建设；确需变更的,必须向城市、县人民政府城乡规划主管部门提出申请.变更内容不符合控制性详细规划的,城乡规划主管部门不得批准.城市、县人民政府城乡规划主管部门应当及时将依法变更后的规划条件通报同级土地主管部门并公示.”这就强调了规划条件的重要性和严肃性. 2.建设用地规划许可证建设用地规划许可证是经城乡规划主管部门依法确认其建设项目位置、面积和用地范围的法律凭证.核发建设用地规划许可证是《城乡规划法》赋予城乡规划主管部门实施规划行政许可的权限.有没有、按没按建设用地规划许可证使用国有土地是区别合法用地与非法用地的分水岭.《城乡规划法》第三十七条规定：“建设单位在取得建设用地规划许可证后,方可向县级以上地方人民政府土地主管部门申请用地,经县级以上人民政府审批后,由土地主管部门划拨土地.”第三十九条规定：“对未取得建设用地规划许可证的建设单位批准用地的,由县级以上人民政府撤销有关批准文件；占用土地的,应当及时退回；给当事人造成损失的.应当依法给予赔偿.” 什么叫申请用地?什么叫批准用地?划拨土地还好理解,但是对于出让地块如何理解?建设用地规划许可、建设用地批准书、土地证这三者之间有着什么联系? 看下土地出让招拍挂流程,我们发现,很多地方都是毛地出让（虽然很多通知上要求熟地出让）,也就说在出具规划条件、签订土地出让合同之后,土地还不一定能够交付使用.但是对于规划上来讲,建设单位凭立项批文、出让合同就可以来办理建设用地规划许可证了.而以此同时,土地主管部门根据出让合同,可以发放《建设用地批准书》,明确土地交付的条件、时间.待土地平整好,做到“五通一平”（看地方标准了）后,建设单位付清土地出让金,依法办理土地登记,领取土地证,土地主管部门交付使用土地.
㈣ 光伏电站整个存在期间的风险和应对措施有哪些
一般而言，电站收益来自企业电费、上网电费和度电补贴收入，但风险则贯穿于整个电站项目建设及运营期间，所以在项目实施前必须做好项目投资评估工作。
一、直接影响电站收益的因素
电站收益=企业电费+上网电费+度电补贴收入
其中，企业电费=发电量×自发自用比例×企业电价
上网电费=发电量×余电上网比例×上网电价
度电补贴收入=发电量×度电补贴
由上述公式，电站发电量及电价水平（度电补贴为全国统一，企业电价及上网电价则因地域不同而差别，此处均称电价水平）和自发自用比例是影响电站收益最重要的三个因素。
1、电站发电量
电站发电量与太阳辐照量、光伏组件转换效率以及光伏组件年发电衰减率相关。辐照量是评判某个地区是否适合投资光伏电站的重要自然因素，我国一类资源区太阳能资源丰富，同等条件下电站发电量远高于三类资源区。另外，组件的转换效率也是影响电站发电量的重要因素，单晶硅组件转换效率高于多晶硅组件转换效率，但单晶硅组件成本较高，目前分布式光伏发电市场仍以多晶硅组件为主。
一般而言，在电价水平及电站自发自用比例相同的情况下，单位发电量越高，电站收益越大。
2、电价水平
目前大多省市的一般工业及大工业用电执行峰平谷电价以及峰平谷发电时段比例，而上网电价则按当地燃煤机组标杆上网电价计算。在单位发电量及电站自发自用比例相同的情况下，电价越高，电站收益越大。
3、自发自用比例
自发自用比例与企业年用电量、年发电量、每天工作时间、年假期天数、休息时厂房设备是否负荷等因素相关，自发自用比例越高（即企业使用光伏电力的用电量越高），电站收益越高。
一般而言，发电量水平及电价水平是确定项目开发区域的重要因素，而当地政府的支持力度及经济发展水平也是很重要的参考指标。在确定了项目开发区域后，关于某个单体项目是否值得投资，则着重需评估该项目预计的自发自用比例并基于发电情况和电价情况计算该项目的内部收益率。
二、风险控制流程
在评估某个单体项目时，对其每一个阶段和过程都需要进行严格的控制，特别是签订合同能源管理节能服务协议之前的项目前期评估，主要是从技术、财务及法律角度评估项目的可行性。同时项目实施及运营阶段的控制也很重要，它直接关系整个项目的实际盈利能力。归纳而言，单体项目需进行以下阶段的评估和控制：
（一）前期评估
1、初步开发：针对单体项目需根据企业的行业条件、屋顶条件、企业用电情况、企业经营状况、信用度、房屋及土地产权等情况来初步评估该项目是否具有继续开发的必要。
2、技术评估：从屋顶结构及承载、电气结构及负荷等技术方面判断项目的可实施性，同时评估计算该单体项目的装机容量、单位发电量及自发自用比例等基础数据，从而形成初步技术方案，并为财务评估提供依据。
3、财务评估：通过对项目进行初步投资效益分析，考察项目的盈利、清偿能力等财务状况，判断该项目是否具有投资价值。一般要求项目内部收益率不低于9%。财务评估的主要经济指标如下：
（1）装机容量：电站装机容量首先是由屋顶可用面积和变压器容量决定的，但因电站自发自用比例越大收益越高，因此企业用电情况对装机容量的多少也有限制。在保证基本收益的情况下，电站装机容量应结合屋顶可用面积、变压器容量和企业用电情况来综合确定。一般需技术部门进行初步设计和组件排布，同时充分考虑建筑物阴影遮挡等问题，综合评估项目预计安装容量。
（2）首年发电量：电站每年的发电量是以一定比例逐年衰减的，必须测量出首年发电量才能计算每年的发电情况。影响发电量的因素除了太阳辐照量和组件转换效率以外，屋顶类型、电站朝向、电站关闭时间等也会对电站发电量产生影响。光伏电站是将光能转化为电能，电站接收的光照越多，则发电效率越高，因此电站朝向、倾角等设计的科学性非常重要。就屋顶类型而言，水泥屋面电站可按最佳角度安装，其发电量稍高于彩钢瓦屋面电站。
（3）自发自用比例：其重要性上文已叙述。
（4）用电电价及电价折扣：用电类型不同其电价也不同。大工业用电，其屋顶条件好，但有时段电价，因此平均电价较低；而一般工业用电、商业用电屋顶面积小，但无时段电价，因此电价相对较高。
（5）单位建设成本：除电站主要设备和工程费用外，不同企业的个体需求也会增加电站的建设成本，并最终影响收益率。尤其是分布式屋顶电站，受限于建筑物屋顶情况，对建筑物的结构、承重等具有一定要求，部分不达标的屋顶需通过刷漆、换瓦等方式进行改进，但同时也会相应增加电站建设成本。因此每个单体项目，需技术部门和商务部门等综合评定该项目的单位建设成本。
4、合同谈判及审查
（1）合同能源管理节能服务协议，即EMC合同
EMC合同是光伏电站投资建设最重要的一份合同，是电站投资建设的合法性依据，其合同双方是投资者和用电人。签订EMC合同的目的是为投资者建设光伏电站并售电给企业使用，围绕这一目的延伸出合同双方的权利义务及风险分配。合同谈判即就双方的权利义务及风险承担进行协商洽谈。合同谈判中企业的几个重要关注点分别是，合同期间、电价折扣、屋顶维修责任、电能质量问题、电站搬迁事项及其他违约责任，如企业破产等企业无法继续履行合同的情况，等。审查合同亦主要是对其合法性和合理性进行分析判断并进行调整，尤其是上述几个关注点。
5、项目评审
上述评估和判断是各部门独立进行的，在EMC合同签订前需进行一次系统的项目评审会，要求合同主办部门、技术部门、财务部门及项目管理部门等相关部门均参与评审。
合同评审会的目的即在于了解该单体项目在技术、工程施工及后期运营上的可行性、该项目的投资回报、法律风险控制的合法合理性等。同时，与其他关联部门进行对接，对该EMC合同的权利义务进行评述，有特殊要求的需进行协调，以便更明确的履行合同义务、实现合同权利，这也是合同评审会的一个重要目的。例如，因光伏电站项目是交由第三方进行施工的，在EMC合同中可能对于施工有特殊的要求，若EPC合同主办部门对该特殊要求不知情，在EPC合同中未对对该要求进行处理，则会存在因投资方违反EMC合同而被相对方追究责任的风险。
（二）项目实施及建设
光伏电站项目主要通过招投标确定组件供应商及EPC方（即项目施工方），其中组件采购费用和工程建设费用约各占电站总投资的一半，因此组件采购合同和工程建设合同的履行状况十分重要。
（1）组件采购合同：组件交付义务一般在项目开工后，组件质量问题是最值得关注的履行事项。首先，组件质量标准及责任承担需明确；其次，产品监造、出厂试验、验货及验收测试等都要严格按标准及规定执行。
（2）建设工程合同，即EPC合同：建设工程合同的基本权利义务请参照合同法的相关规定，此处不予赘述。在光伏电站项目施工过程中常会出现的问题是，施工方不按规定操作、随意踩踏组件。为减少不必要的诉累，在施工过程中应加强监管，并在合同中约定EPC方的严格责任。
在光伏电站竣工前，组件损坏的原因可能是多方的，但该责任具体如何承担则较难处理，如果事后通过谈判和诉讼解决，会严重延误工期导致损失。因此，关于组件质量问题的风险承担，投资方可与EPC方和组件供应商共同协商确定一个时间节点作为风险转移时间点。一般买卖合同标的物损毁等风险在交付时转移，质量问题除外。在此可约定（仅供讨论），在组件交付前所有风险由组件供应商承担，交付后由EPC方承担，在发生风险事项后EPC方无论原因必须先行赔付或以其他损失最小化方式承担责任，如事后经鉴定全部或部分属于组件供应商原因导致的，EPC方可再向供应商追偿。
（三）项目运营维护
项目的运营维护工作是否做好，直接影响电站的使用寿命和收益情况。评估运营维护工作，主要需防止第三人破坏发电设备，同时出现故障后要及时修复。
光伏电站是安装在用电人屋顶上的，在用电人控制范围内，通常电站设备被破坏或故障，用电人能比投资人更快发现并及时反馈给投资人。所以在运营维护过程中需要注意与用电人稳定友好的合作关系也是电站长期稳定运营的重要保障。
三、常见投资风险
在上文我们已经对整个项目的进行了详细的分析和评估，包括技术评估、财务评估及法律评审等，但这些都是在理想状态下对电站的常态事项进行的评估。光伏电站的运营期限长达20多年，在此期间有许多可控与不可控的风险，需要投资者进行全面评估，并找出风险应对措施，最大限度降低电站投资风险。以下将对电站投资的最重要几个风险点进行分析。
（一）风险因素
1、房屋产权人与用电人不同
在实操中，经常会出现用电人与产权人不一致的情况，EMC合同不能对抗产权人的所有权，因此必须经产权人同意投资人合法使用厂房屋顶并出具建设场地权属证明，从而排除投资人侵犯第三人权益的风险。具体分析请参见本人另一论题《分布式光伏发电项目中用电人与产权人不一致的情形与处理方法》。
2、设备质量问题
光伏组件是光伏发电站最重要的设备，一般是独自招投标。而组件较易发生隐裂、闪电纹等问题，但可能造成上述问题的原因很多，因此设备尤其是组件的质量问题非常值得关注。组件质量问题的风险主要在交付后。对投资者而言，虽风险不转移，但交付后发现质量问题仍会对投资者产生不利影响，因此，在组件采购合同中要严格规定保质期、质量问题的范围以及发生质量问题后的救济方式，以便于事后维护自身权益。
3、工程质量问题
在光伏电站建设施工过程中，极易因操作不当导致设备损坏等问题，如卸货、安装、保管等过程都可能因操作不当导致组件损坏，除需加强监管外，在EPC合同中也要严格规定施工方的责任。
有一种较为常见但重要的情况，组件损坏可能由质量问题和操作不当共同引致，在这种情况下，难以区分双方各自责任大小，不利于投资者权益保护，那么事先约定双方的权责就十分必要了（详见上文建设工程合同第二段）。（组件损坏可能由质量问题和操作不当共同引致，属于侵权责任法规定的共同侵权行为，虽然可以通过法律途径救济，但本文主要讨论电站投资评估事项，旨在通过项目评估在项目实施前最大限度降低各种风险和成本，因此此处不予赘述。）
4、电站建设期延长
在光伏电站投资建设中，电站建设期的长短关系投资到资本化问题和投资回收期问题，电站建设期越短，就能越早获得电站收益和资本回报。但实际施工建设中，经常会出现工期过长的问题。究其原因，一是项目施工计划和施工进度没有控制好，出现设备供应与施工建设脱节的严重问题；二是个别项目就维修屋顶未能与屋顶权属人达成一致，极大影响项目正常施工进度。因此，在项目开工前，首先需做好项目技术勘察，就维修事项提前与屋顶权属人达成一致意见，其次必须制定详细的施工计划并严格按照计划实施。
5、企业拖欠电费
分布式光伏发电项目收取电费首先需确定电表计量装置起始时间和起始读数，但因计取电费直接关系EMC合同双方利益，在实操中，投资者较难就计取电费的起始时间和起始读数与用电人达成一致。因光伏电站需并网，有供电部门介入，此时可借助其公信力，在EMC合同中约定以供电部门计量的起始时间和起始读数为参照。
另外，在电站进入稳定运营期间后，用电人也可能因经营状况恶化或与投资者产生冲突等原因而拒交或拖欠电费。因此，在项目实施前必须充分了解该用电人的财务状况和信用度，综合评估其拖欠电费的可能性，同时在EMC合同中也要明确约定拖欠电费的违约责任。
6、电站设施被破坏
电站设施被破坏的原因很多（此处主要讨论在项目运营阶段的电站设施被破坏，至于项目建设阶段的破坏在前文设备质量问题和工程质量问题处已进行讨论），如不可抗力、意外事故、人为破坏等，其损失可大可小，小则需维修发电设备，大则电站损毁。一般遭受上述不可抗力、意外事故等非人力控制因素破坏的，电站所依附的屋顶也会遭受致命损害，通常这种情况的发生并非用电人过错，且用电人自身也遭受极大损失，此时要求用电人承担责任也不实际，因此购买电站财产保险十分重要。而在人为破坏的情况下，则可根据过错责任要求破坏者承担相应责任，而用电人也需尽到通知和减少损失的义务。
7、用电低于预期
自发自用比例低也即用电低于预期。投资者在项目实施前需了解用电人的行业发展前景及用电人自身经营状况，如能在EMC合同中约定最低用电量则能有效避免这一风险给投资者带来损失。但通常情况下，在EMC合同中投资者仍是处于劣势低位，用电人一般不会接受最低用电量。所以投资者必须在项目实施前精确评估单体项目的自发自用比例，将该风险控制在可控范围内。
8、发电低于预期
新建筑物遮挡阳光、系统转换效率降低、组件损坏以及太阳辐照降低等均会导致电站发电量低于预期值。首先，购买发电量保险；其次，对于系统效率可在组件采购合同中作出约定，由供应商对系统效率作出保证；第三需要到工业园区等机构了解园区发展规划，预判合同期内项目场地周边的开发情况，并由技术部门判断其对电站发电情况的影响程度，从而更精确地计算每年发电量和电站收益。
9、建筑物产权变更
屋顶业主破产、建筑物转让以及国家征收征用等都可能导致建筑物产权发生变更。首先投资者需了解用电人经营状况，评估其合同期内破产、转让建筑物等的风险，并通过当地政府等途径了解合同期内有无征地规划等情况；其次，要求用电人在建筑物产权变更情况下要先与新产权人达成协议，由新产权人替代用电人继续履行合同，即债权债务的概括转移。
10、建筑物搬迁
用电人生产发展等需要以及国家征收征用等均可能出现建筑物搬迁的需要，因此投资者需了解用电单位的发展规划，评估合同期内其搬迁的可能性，并在EMC合同中约定发生建筑物搬迁事宜的，光伏电站随建筑物搬迁或由用电人提供同等条件的新建筑屋顶给投资者。
（二）解决措施
从对上述风险因素的诱因及其解决方法的分析来看，防控上述风险主要有三个步骤。一是全面综合了解各风险的成因，将其量化为风险成本，并反映在财务评估模型中，综合各方面因素评估单体项目的投资收益情况。二是在相应的合同中约定出现各风险后的救济方式。三是在项目实施过程中积极预防上述风险的出现。其中前两个步骤在项目实施前必须完成，如此可将上述风险控制在投资者可接受的范围内，并提高投资者的投资信心。
四、结语
近年来，分布式光伏发电站投资越来越得到国家和当地政府的支持，加上江苏、山东、浙江等光伏大省良好的示范效应，越来越多资金进入分布式光伏发电投资市场，譬如恒大强势进军光伏行业，也再次印证光伏发电行业的巨大潜力。但光伏发电行业在国内仍属于新兴行业，各方都处于探索阶段，未来还充满许多不确定因素。为了实现电站利益最大化，电站的投资评估必须严而待之。
㈤ 光伏太阳能发电国家发改委对2016年指标有什么新正策
关于完善光伏发电规模管理和实施竞争方式配置项目的指导意见
发改能源2016【1163】号
各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委（能源局）、物价局，国家能源局各派出机构，国家电网公司、南方电网公司，内蒙古电力公司，陕西地方电力公司，水电规划总院、电力规划总院，有关光伏发电投资开发企业：
近年来，在一系列政策支持下，我国光伏发电规模迅速扩大，既为光伏制造产业提供了有效的市场支撑，又为清洁低碳能源发展注入了新生力量。但与此同时，随着行政审批权限下放，部分地区也出现了光伏发电项目资源配置不科学、管理秩序混乱等问题，阻碍了光伏技术进步和成本下降，影响了光伏产业的健康发展。为进一步完善光伏发电建设规模管理，优化项目配置方式，规范市场开发秩序，加快推进光伏产业升级，按照“放管结合”的原则，提出以下意见：
一、光伏发电年度建设规模实行分类管理
按照光伏发电项目的类型及规模、接网条件及消纳范围和促进技术进步的作用等因素，对光伏发电建设规模实行分类管理。
（一）不限规模的光伏发电类型和地区
1、利用固定建筑物屋顶、墙面及附属场所建设的光伏发电项目以及全部自发自用的地面光伏电站项目不受年度规模限制，各地区可随时受理项目备案，项目投产后即纳入国家可再生能源发电补贴范围。
2、鼓励各地区结合电力体制改革总体框架开展光伏发电市场交易等改革创新试点。相关省（自治区、直辖市）发展改革委（能源局）研究制订试点地区光伏发电（含新能源微电网）市场交易改革创新试点方案，报国家发展改革委、国家能源局。国家发展改革委、国家能源局在明确试点相关政策的同时，对试点地区光伏电站建设规模专门作出安排，支持试点工作的顺利进行。
3、光伏扶贫中的村级电站和集中式电站，不占国家能源局下达的所在省（自治区、直辖市）普通光伏电站建设规模。地方能源主管部门会同扶贫部门，以县为单元按要求编制实施方案，明确扶贫人口数、扶贫收益及分配方式后，经省（自治区、直辖市）发展改革委（能源局）审核后报国家能源局，国家能源局专项下达建设规模。
（二）普通光伏电站项目。各省（自治区、直辖市）发展改革委（能源局）要进一步完善普通光伏电站项目管理方式，鼓励采用竞争方式配置项目，并将上网电价作为主要竞争条件。对采取公开招标、竞争性比选等竞争方式配置项目并推动电价或度电补贴额度明显下降的地区，其当年普通光伏电站建设规模直接按一定比例扩大，具体扩大比例在每年下达建设规模时一并确定。有关省（自治区、直辖市）发展改革委、能源局应将采取竞争方式确定的项目上网电价及时抄送所在省级价格主管部门。
（三）光伏发电领跑技术基地。国家每年安排专门的建设规模组织建设光伏发电领跑技术基地，引导光伏技术进步和成本及电价下降。有关部门提出基地的技术指标、建设规范、运行管理及信息监测、评价等要求。各地区可结合采煤（矿）沉陷区生态治理、设施农业、渔业养殖、工业废气地、废弃油田等综合利用工程，以具备一定规模、场址相对集中、电力消纳条件好且可统一实施建设为前提开展基地规划。基地原则上以市为单位，规划容量不小于50万千瓦，基地内的光伏电站项目通过竞争方式配置。
二、光伏电站项目竞争配置方式及要求
（一）普通光伏电站项目竞争配置方式。各省（自治区、直辖市）发展改革委（能源局）负责制定普通光伏电站项目的竞争性配置办法，并向国家能源局报备，抄送当地国家能源局派出机构，同时向社会公布。原则上项目竞争配置由各省（自治区、直辖市）能源主管部门统一组织进行。采取竞争方式确定的项目上网电价要及时抄送各省级价格主管部门。各省级价格主管部门按照竞争确定的项目上网电价执行电价及补贴政策。普通光伏电站项目的竞争配置方式如下：
1、对未确定投资主体的项目，通过招标等竞争方式公开选择投资主体。竞争条件应包括企业经营光伏发电项目的业绩、投资能力、技术先进性等。应将上网电价（或度电补贴额度）作为主要竞争条件。
2、对已开展前期工作且已确定投资主体的项目，通过竞争性比选、优选等竞争方式配置年度建设规模指标。竞争条件应包含企业投资能力、项目前期工作深度、电网接入及消纳条件等。应将上网电价（或度电补贴额度）作为主要竞争条件。
（二）光伏发电领跑技术基地项目的竞争方式。各省（自治区、直辖市）发展改革委（能源局）统一组织本省（自治区、直辖市）内符合建设条件的地区编制领跑技术基地规划，连同基地项目竞争配置办法及建设方案一并报送国家能源局。基地必须采取招标或竞争性比选等方式配置项目，且电价（或度电补贴额度）应作为主要竞争条件。基地优选项目投资主体和建设等工作由省（自治区、直辖市）发展改革委（能源局）统一组织实施，或者由其委托基地所在市（县）政府组织实施。各省级价格管理部门按照竞争确定的项目上网电价执行电价及补贴政策。基地内单个光伏电站项目的建设规模原则上应为10万千瓦以上，项目采用的光伏组件等主要光伏产品须符合光伏“领跑者”先进技术产品指标。国家能源局对基地项目建设的组织和建设给予指导和监督。
（三）禁止地方保护和不正当收费行为。各地区在实施竞争配置项目过程中，不得限制外地企业参与竞争，不得对本地、外地企业差别对待；不得将企业购买本地光伏电池等设备、建设配套产能作为竞争配置项目的前提条件；不得向企业收取法律法规规定以外的各种费用，不得以各种有价方式出让项目，不得以干股等非法方式侵害企业合法权益。
（四）竞争性配置项目的程序要求。各类项目的竞争办法均应及时向社会公开，公平对待各类投资主体。采用公开招标或者优选办法的，应当提前公开招标规则和评分办法。竞争过程中应当严格依法依规公平公开公正进行，竞争结果应当向社会公示，公示内容包括项目装机容量、建设地点、控股投资主体等基本信息。
三、加强项目开发的监督管理
（一）各省（自治区、直辖市）发展改革委（能源局）应按照国家能源局下达的年度建设规模安排项目，对于超规模配置的项目，须占用以后年度国家能源局下达的建设规模。各类项目均应严格按照《国家能源局关于实行可再生能源发电项目信息化管理的通知》（国能新能［2015］358号）要求，纳入国家能源局可再生能源发电项目信息管理平台管理。对于因信息填报错误、填报不及时导致不能及时接入电网、列入补贴目录和获得电价附加补贴的，由项目单位自行承担相关责任。
（二）光伏电站项目纳入年度建设规模后，其投资主体及股权比例、建设规模和建设场址等主要内容不得擅自变更。已纳入乃年度建设规模、未进入实质性工程建设阶段的项目不得向其他投资人转让，投资主体无力建设，应向所在省（自治区、直辖市）发展改革委（能源局）申请从乃年度规模中取消，并向原备案机关申请撤销备案。在建设期因企业兼并重组、同一集团内部分工调整等原因需要变更投资主体或股权比例的，或者调整建设规模和场址的，项目投资主体应向所在省（自治区、直辖市）发展改革委（能源局）提出申请，获得审核确认后方可实施变更，并向国家能源局派出机构报备，同时在国家可再生能源信息管理平台重新等级有关信息。在项目投产后变更投资主体，应向原备案机关进行变更登记，抄送国家能源局派出机构和当地电网企业，并在国家可再生能源信息管理平台变更登记信息。
（三）各省（自治区、直辖市）发展改革委（能源局）和国家能源局派出机构应加强对光伏电站项目的监督管理。对于在一定期限内未开工的项目，应在本年度建设规模中予以取消，具体期限由各省（自治区、直辖市）发展改革委（能源局）规定。对于在投产前擅自变更投资主体等主要建设内容的，有关部门应当将项目从年度建设规模中取消，禁止该项目申请国家可再生能源补贴，并禁止相关投资主体在一定期限内参与后续光伏电站项目的配置。国家能源局派出机构应按照闭环监管工作要求，加强对项目工程建设、并网运行和电费结算等建设运行情况的监管，及时向属地省级能源管理部门通报项目建设运行中出现的问题，跟踪整改落实情况，及时向国家能源局报告。
㈥ 什么是无形资产
无形资产是指企业拥有或者控制的没有实物形态的可辨认非货币性资产。无形资产具有广义和狭义之分，广义的无形资产包括货币资金、金融资产、长期股权投资、专利权、商标权等，因为它们没有物质实体，而是表现为某种法定权利或技术。但是，会计上通常将无形资产作狭义的理解，即将专利权、商标权等称为无形资产。
无形资产征收范围
《国家税务总局关于印发〈营业税税目注释（试行稿）〉的通知》（国税发[1993]149号）文件第八条规定，转让无形资产，是指转让无形资产的所有权或使用权的行为。
无形资产，是指不具实物形态、但能带来经济利益的资产。本税目的征收范围包括：转让土地使用权、转让商标权、转让专利权、转让非专利技术、转让著作权、转让商誉。
（一）转让土地使用权，是指土地使用者转让土地使用权的行为。
土地所有者出让土地使用权和土地使用者将土地使用权归还给土地所有者的行为，不征收营业税。土地租赁，不按本税目征税。
（二）转让商标权，是指转让商标的所有权或使用权的行为。
（三）转让专利权，是指转让专利技术的所有权或使用权的行为。
（四）转让非专利技术，是指转让非专利技术的所有权或使用权的行为。提供无所有权技术的行为，不按本税目征税。
（五）转让著作权，是指转让著作的所有权或使用权的行为。著作，包括文字著作、图形著作（如画册、影集）、音像著作（如电影母片、录像带母带）。
（六）转让商誉，是指转让商誉的使用权的行为。
根据上述规定，结合问题所述情况，公司所持有的发电上网指标不属于上述应征收营业税的无形资产范围，不用缴纳营业税。同时也不属于增值税销售货物和提供应税劳务，不用缴纳增值税。
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㈦ 内蒙古自治区发改委2015年光伏发电追加指标分配方案
内蒙古自治区发改委关于下发2015年度新增80万千瓦光伏发电项目建设实施方案的通知
2015年度内蒙古新增光伏发电项目60个，规模80万千瓦。其中，呼和浩特市5个，新增项目规模8万千瓦；包头市6个，新增项目规模8万千瓦；阿拉善盟3个，新增项目规模4万千瓦；巴彦淖尔市7个，新增项目规模8万千瓦；乌海市2个，新增项目规模2万千瓦；鄂尔多斯市4个，新增项目规模8万千瓦；乌兰察布市4个，新增项目规模8万千瓦；锡林浩特市6个，新增项目规模6万千瓦；二连浩特市2个，新增项目规模2万千瓦；呼伦贝尔市2个，新增项目规模4万千瓦；兴安盟5个，新增项目规模6万千瓦；通辽市8个，新增项目规模8万千瓦；赤峰市4个，新增项目规模6万千瓦；满洲里市2个，新增项目规模2万千瓦。
通过以上数字可以看出，2015年度新增80万千瓦光伏发电项目中，呼和浩特市、包头市、巴彦淖尔市、鄂尔多斯市、乌兰察布市、通辽市最多，都是8万千瓦。
内蒙古发改委在“通知”中要求，对于列入建设方案的光伏发电项目，除在项目建设地设立全资子公司情况外，在项目建成前，不得变更投资主体，不得以转让建设指标为目的变更项目业主单位，一经查实，取消项目建设指标，不予申请补贴电价，涉及转让指标的双方企业5年内不得参与我区光伏发电行业的建设和开发。
㈧ 垃圾焚烧发电编制可研报告需要的材料有哪些
陕西抚贡县垃圾焚烧发电项目全细情况。
㈨ 小火电厂和火力发电厂有什么区别最近，看到各地都在拆
国务院批转发展改革委、能源办
关于加快关停小火电机组若干意见的通知
国发〔2007〕2号
各省、自治区、直辖市人民政府，国务院各部委、各直属机构：
国务院同意发展改革委、能源办《关于加快关停小火电机组的若干意见》，现转发给你们，请认真贯彻执行。
“十一五”规划纲要明确提出，到2010年单位国内生产总值能源消耗和主要污染物排放总量分别比2005年降低20%左右和10%。这是贯彻落实科学发展观、构建社会主义和谐社会战略思想的重大举措，也是加快建设资源节约型、环境友好型社会的迫切需要。电力工业是节能降耗和污染减排的重点领域。近年来，电力工业快速发展，但电力结构不合理，特别是能耗高、污染重的小火电机组比重过高，成为制约电力工业节能减排和健康发展的重要因素。抓住当前经济社会发展较快、电力供求矛盾缓解的有利时机，加快关停小火电机组，推进电力工业结构调整，对于促进电力工业健康发展，实现“十一五”时期能源消耗降低和主要污染物排放减少的目标至关重要。
各地区、各有关部门和单位要从全局和战略的高度，充分认识关停小火电机组的重要性和紧迫性，把关停小火电机组作为一项重要工作抓紧抓好。要认真贯彻《国务院关于加强节能工作的决定》（国发〔2006〕28号）和《国务院关于落实科学发展观加强环境保护的决定》（国发〔2005〕39号）精神，按照统筹规划、分类实施、明确标准、落实责任、政策配套、积极稳妥的原则，充分发挥市场机制的作用，综合运用经济、法律和行政手段，严格执行电力工业产业政策，加大结构调整力度，确保如期实现“十一五”小火电机组的关停目标，完成电力工业能源消耗降低和污染减排的各项任务。
国家将继续按照电力工业产业政策和发展规划，加大高效、清洁机组的建设力度，保持电力工业持续健康发展，为加快推进小火电机组关停工作创造宽松的市场环境。要大力推进“上大压小”工作，在新建电源项目安排上，考虑小火电机组关停的因素，对关停工作成效显著的省份和电力企业优先给予支持。要严格控制新建小火电机组，大电网覆盖范围内不得建设小火电机组，各类投资主体建设燃煤电站及煤矸石等综合利用电站，均应报国务院投资主管部门核准后方可建设。
发展改革委牵头负责全国小火电机组关停工作，电力监管、国有资产管理、环境保护、国土、水利、财政和税收等部门及电网企业要积极配合，制定相应的政策措施，共同推进小火电机组关停工作。发展改革委要依照电力工业产业政策，结合电力工业发展规划和各地实际情况，尽快将全国小火电机组关停目标分解到各省（区、市），并与各省级人民政府和国有大型电力集团公司签署小火电机组关停目标责任书。各省级人民政府和有关电力企业负责本地区、本企业小火电机组关停工作，将关停小火电机组纳入工作日程，主管领导亲自抓，建立相应的协调机制，制订具体实施方案，明确相关部门的责任和分工，确保责任到位、措施到位、落实到位。在关停小火电机组过程中，各省级人民政府要妥善解决关停机组涉及的人员安置、债务等问题，协调处理好各种关系，确保社会稳定。
各省级人民政府和有关电力企业要在2007年3月31日前，将本地区、本企业小火电机组关停具体实施方案报发展改革委并抄送有关部门。发展改革委要会同有关部门加强对小火电机组关停工作的指导协调和监督检查，重大情况及时向国务院报告。
国务院
二○○七年一月二十日
关于加快关停小火电机组的若干意见
发展改革委能源办
为实现“十一五”规划纲要提出的单位国内生产总值能源消耗降低和主要污染物排放总量减少目标，推进电力工业结构调整，根据《国务院关于加强节能工作的决定》（国发〔2006〕28号）、《国务院关于落实科学发展观加强环境保护的决定》（国发〔2005〕39号）、《国务院关于发布实施〈促进产业结构调整暂行规定〉的决定》（国发〔2005〕40号）和《产业结构调整指导目录（2005年本）》，现就加快关停小火电机组工作提出以下意见：
一、“十一五”期间，在大电网覆盖范围内逐步关停以下燃煤（油）机组（含企业自备电厂机组和趸售电网机组）：单机容量5万千瓦以下的常规火电机组；运行满20年、单机10万千瓦级以下的常规火电机组；按照设计寿命服役期满、单机20万千瓦以下的各类机组；供电标准煤耗高出2005年本省（区、市）平均水平10%或全国平均水平15%的各类燃煤机组；未达到环保排放标准的各类机组；按照有关法律、法规应予关停或国务院有关部门明确要求关停的机组。
二、对在役的热电联产和资源综合利用机组，要实施在线监测，由省级人民政府组织对其开展认定和定期复核工作。不符合国家规定的，责令其限期整改；逾期不改或整改后仍达不到要求的，予以关停。
三、热电联产机组供电标准煤耗高出第一条中煤耗要求的，要结合热电联产规划，以“上大压小”或在役机组供热改造，按“先建设后关停”或“先改造后关停”的原则予以关停。在大中型城市优先安排建设大中型热电联产机组，在中小型城镇鼓励建设背压型热电机组或生物质能热电机组。鼓励运行未满15年的在役大中型发电机组改造为热电联产机组。新建机组或在役机组改造要与原供热机组的关停做好衔接。
热电联产机组原则上要执行“以热定电”，非供热期供电煤耗高出上年本省（区、市）火电机组平均水平10%或全国火电机组平均水平15%的热电联产机组，在非供热期应停止运行或限制发电。
四、属于上述关停范围，但承担当地主要供热任务且其所在地10公里以内没有其他热源点或其性能优于该范围内其他热源点的热电联产机组，处于电网末端或独立电网内、承担当地主要供电任务或对当地电网安全具有支撑作用的机组，以及《国务院办公厅转发国家经贸委关于关停小火电机组有关问题意见的通知》（国办发〔1999〕44号）下发前依法批准且合同约定中外合作或合资期限未满的机组，企业可提出申请，由省级人民政府有关部门委托发展改革委认可的中介机构进行评估，情况属实的，可暂缓关停，但须每年评估一次。
五、支持按照生物质能开发利用规划和城镇集中供热规划，已落实生物质能来源、同步建设热网并落实热负荷的地区，将运行未满15年、具备改造条件的应关停机组改造为符合国家有关规定要求的生物质能发电或热电联产机组。
拟实施改造的应关停机组，由省级人民政府有关部门委托发展改革委认可的中介机构进行评估，符合条件的，按照有关规定办理核准手续。
六、到期应实施关停的机组，电力监管机构要及时撤销其电力业务许可证，电网企业及相关单位应将其解网，不得再收购其发电，电力调度机构不得调度其发电，银行等金融机构要停止对其发放贷款；机组关停后应就地报废，不得转供电或解列运行，不得易地建设。
七、鼓励各地区和企业关停小机组，集中建设大机组，实施“上大压小”。鼓励通过兼并、重组或收购小火电机组，并将其关停后实施“上大压小”建设大型电源项目。
发展改革委根据各省（区、市）关停机组的容量，相应增加该省（区、市）的电源建设规模。跨省（区、市）进行“上大压小”的，关停小机组容量可保留在当地，并相应调减新项目建设地区的电源建设规模。
八、新建电源项目替代的关停机组容量作为衡量其可否纳入规划的重要指标。替代关停机组容量较多并能够妥善安置关停电厂职工的电源建设项目，优先纳入国家电力发展规划。
企业建设单机30万千瓦、替代关停机组的容量达到自身容量80%的项目，单机60万千瓦、替代关停机组的容量达到自身容量70%的项目，单机100万千瓦、替代关停机组的容量达到自身容量60%的项目，可直接纳入国家电力发展规划，优先安排建设。
企业建设单机20万千瓦以上的热电联产项目，替代关停机组的容量达到自身容量50%，并按所替代关停机组和关停拆除的供热锅炉蒸发量计算可减少当地燃煤总量的，可直接纳入国家电力规划，优先安排建设。“上大压小”建设的大中型火电项目，扩建项目可建设单台机组，新建项目原则上按两台机组以上考虑。
实施“上大压小”的新建机组，原则上应在所替代的关停机组拆除后实施建设。
九、加强发电调度监督管理，积极推进发电机组统一调度工作，大电网覆盖范围内的所有火电厂，其调度都要逐步纳入省级以上电力调度机构统一管理。
改进发电调度方式，按照节能、环保、经济的原则，优先调度可再生能源和高效、清洁的机组发电，限制能耗高、污染重的机组发电。节能发电调度办法另行制定。
未实施节能发电调度的地区要实行差别电量计划，鼓励可再生能源和高效、清洁大机组多发电，并逐年减少未关停小火电机组的发电量。
十、电网企业要加快配套电网建设，扩大供电范围，提高供电可靠性和服务水平，并制订科学的供电预案，保证小火电机组关停后的电力供应。地方各级人民政府和有关部门要配合做好相关工作，切实保证电网工程建设的顺利实施。关停机组涉及的输配线路、变电站等资产，可在平等协商的基础上，有偿移交所在地的电网企业。
十一、推进电价和趸售体制改革，逐步实现同网同价。各省（区、市）人民政府要加强小火电机组上网电价管理，尽快将所有燃煤（油）小火电机组上网电价降低到不高于本地区标杆上网电价，并不得实行价外补贴；价格低于本地区标杆上网电价的小火电，仍执行现行电价。
十二、各级环保部门要严格执行国家环保政策，加强对电厂污染物排放的监督检查，对排放不达标的依法予以处理。新建燃煤机组必须同步建设高效脱硫除尘设施，关停范围以外现役单机13.5万千瓦以上燃煤机组要尽快完成脱硫设施改造。要提高排污收费标准，促进电厂进行脱硫改造。安装脱硫设施但未达标排放的燃煤机组不得执行脱硫机组电价。
十三、改进并加强对企业自备电厂的管理，对自备电厂自发自用电量征收国家规定的三峡工程建设基金、农网还贷资金、城市公用事业附加费、可再生能源附加、大中型水库移民后期扶持资金等，并按规定收取备用容量费。禁止公用电厂转为企业自备电厂。具体办法由发展改革委另行制定。
十四、纳入各省“十一五”小火电关停规划并按期关停的机组在一定期限内（最多不超过3年）可享受发电量指标，并通过转让给大机组代发获得一定经济补偿，发电量指标及享受期限随关停延后的时间而逐年递减。具体办法由各省（区、市）人民政府制定，报发展改革委备案。
十五、自备电厂或趸售电网的机组按期关停后，电网企业可对趸售电网和符合国家产业政策并关停自备电厂的企业给予适当的电价优惠。鼓励关停自备电厂的企业或原趸售电网直接向发电企业购电，电网企业按照有关规定收取合理的过网费。
十六、有条件的地区可开展污染物排放指标、取水指标交易，按期关停的机组可按照国家有关规定，有偿转让其污染物排放指标、取水指标（取水指标限本省（区、市）内）。具体办法由各省（区、市）人民政府制定，报发展改革委、环保总局和水利部备案。
十七、要根据国家有关规定，制订职工安置方案，妥善安置关停机组人员。关停部分机组的企业，要妥善处理职工的劳动关系，原则上应在本企业内部安置；关停全部机组的企业，要按照有关规定妥善处理好经济补偿、社会保险等相关问题。改造项目和新建、扩建电厂应优先招用关停机组分流人员。地方人民政府要切实做好分流人员安置工作。
十八、各省（区、市）人民政府要根据土地利用总体规划、城镇规划和产业政策，因地制宜开发利用关停机组的土地资源。涉及土地使用权转让和改变土地用途的，应按照土地管理法律法规和政策，积极帮助企业办理相关手续。因电厂关停带来的变电站和供电线路改造等征地问题，结合关停电厂现有土地处置一并考虑。
十九、电力监管机构要加强小火电机组监督管理，建立监管信息系统，对不符合设计要求和有关规定的，不予颁发电力业务许可证。
二十、对应关停而拒不关停的小火电机组，省级以上人民政府有关部门和单位可责令其立即关停，并暂停该企业新建电力项目的资格，直至完成关停任务；对弄虚作假逃避关停或关停后易地建设的机组，一经查实，应责令其立即关停并予以拆除，同时追究相关人员的责任。
二十一、各地区和企业要严格按照国家电力工业产业政策和发展规划开展电源项目前期工作，严格执行国家电力项目核准制度，坚决制止违规和无序建设电站的行为。在大电网覆盖范围内，原则上不得建设单机容量30万千瓦以下纯凝汽式燃煤机组。电网企业不得为违规建设的发电机组提供并网服务。对违反国家电力项目核准规定、越权核准小火电项目建设的部门领导及当事人，省级以上人民政府部门应追究其责任，并撤回项目核准文件。
二十二、省（区、市）人民政府对本地区小火电机组关停工作负总责，要根据发展改革委确定的关停目标，负责制订本地区小火电机组关停方案和年度关停计划，向社会公布并组织实施。关停方案应包括责任分工和机组关停后的职工安置、资产处置和债务处理等内容，年度关停计划应明确关停机组名单和关停时限。要加强领导，精心组织，明确责任，落实任务，确保按期完成小火电机组关停任务。
二十三、发电企业是小火电机组关停工作的直接责任人，应按照各省（区、市）人民政府制订的小火电机组关停方案和年度关停计划，对本企业所属机组实施关停，并妥善处理善后事宜。
二十四、各省（区、市）人民政府要将本地区小火电机组关停情况定期向发展改革委和电监会报告。