3月28日，自然资源部、国家林业和草原局办公室、国家能源局综合司印发《关于支持光伏发电产业发展规范用地管理有关工作的通知》。  

根据文件， 鼓励利用未利用地和存量建设用地发展光伏发电产业。在严格保护生态前提下，鼓励在沙漠、戈壁、荒漠等区域选址建设大型光伏基地；对于油田、气田以及难以复垦或修复的采煤沉陷区，推进其中的非耕地区域规划建设光伏基地。新建、扩建光伏发电项目，一律不得占用永久基本农田、基本草原、Ⅰ级保护林地和东北内蒙古重点国有林区。

文件指出，光伏发电项目用地实行分类管理，光伏方阵用地不得占用耕地，占用其他农用地的，应根据实际合理控制，节约集约用地，尽量避免对生态和农业生产造成影响。

光伏方阵用地涉及使用林地的，须采用林光互补模式，可使用年降水量400毫米以下区域的灌木林地以及其他区域覆盖度低于50%的灌木林地，不得采伐林木、割灌及破坏原有植被，不得将乔木林地、竹林地等采伐改造为灌木林地后架设光伏板

光伏方阵用地涉及占用基本草原外草原的，地方林草主管部门应科学评估本地区草原资源与生态状况，合理确定项目的适建区域、建设模式与建设要求。鼓励采用“草光互补”模式。

此外，光伏发电项目配套设施用地，按建设用地进行管理，依法依规办理建设用地审批手续。其中，涉及占用耕地的，按规定落实占补平衡。

文件指出，各地自然资源、林草主管部门要建立项目用地用林用草审查协调联动机制，对于符合国土空间规划和用途管制要求、纳入国土空间规划“一张图”的国家大型光伏基地建设范围项目，在项目立项与论证时，要对项目用地用林用草提出意见与要求，严格执行《光伏发电站工程项目用地控制指标》和光伏电站使用林地有关规定，保障项目用地用林用草合理需求。

文件强调，施行之前已按照《关于支持光伏扶贫和规范光伏发电产业用地的意见》（国土资规〔2017〕8号）规定批准立项的光伏发电项目（包括动工和未动工建设），可按批准立项时用地预审和用地有关意见执行，不得扩大项目用地面积和占用耕地林地草地面积；已经通过用地预审或地方明确用地意见、但项目未立项的,按本《通知》规定要求执行.

《通知》规定要求执行。生态保护红线内零星分布的已有光伏设施，按照相关法律法规规定进行管理，严禁扩大现有规模与范围，项目到期后由建设单位负责做好生态修复。

原文如下：

自然资源部办公厅 国家林业和草原局办公室 国家能源局综合司关于支持光伏发电产业发展规范用地管理有关工作的通知

各省、自治区、直辖市自然资源、林业和草原、能源主管部门，新疆生产建设兵团自然资源局、林业和草原局、能源局：

为贯彻落实《国务院关于印发扎实稳住经济一揽子政策措施的通知》（国发〔2022〕12号）要求，进一步支持绿色能源发展，加快大型光伏基地建设，规范项目用地管理，现通知如下。

一、引导项目合理布局

（一）做好光伏发电产业发展规划与国土空间规划的衔接。各地要认真做好绿色能源发展规划等专项规划与国土空间规划的衔接，优化大型光伏基地和光伏发电项目空间布局。在市、县、乡镇国土空间总体规划中将其列入重点建设项目清单，合理安排光伏项目新增用地规模、布局和开发建设时序。在符合“三区三线”管控规则的前提下，相关项目经可行性论证后可统筹纳入国土空间规划“一张图”，作为审批光伏项目新增用地用林用草的规划依据。

（二）鼓励利用未利用地和存量建设用地发展光伏发电产业。在严格保护生态前提下，鼓励在沙漠、戈壁、荒漠等区域选址建设大型光伏基地；对于油田、气田以及难以复垦或修复的采煤沉陷区，推进其中的非耕地区域规划建设光伏基地。项目选址应当避让耕地、生态保护红线、历史文化保护线、特殊自然景观价值和文化标识区域、天然林地、国家沙化土地封禁保护区（光伏发电项目输出线路允许穿越国家沙化土地封禁保护区）等；涉及自然保护地的，还应当符合自然保护地相关法规和政策要求。新建、扩建光伏发电项目，一律不得占用永久基本农田、基本草原、Ⅰ级保护林地和东北内蒙古重点国有林区。

二、光伏发电项目用地实行分类管理

光伏发电项目用地包括光伏方阵用地（含光伏面板、采用直埋电缆敷设方式的集电线路等用地）和配套设施用地（含变电站及运行管理中心、集电线路、场内外道路等用地，具体依据《光伏发电站工程项目用地控制指标》的分类），根据用地性质实行分类管理。

（一）光伏方阵用地。光伏方阵用地不得占用耕地，占用其他农用地的，应根据实际合理控制，节约集约用地，尽量避免对生态和农业生产造成影响。光伏方阵用地涉及使用林地的，须采用林光互补模式，可使用年降水量400毫米以下区域的灌木林地以及其他区域覆盖度低于50%的灌木林地，不得采伐林木、割灌及破坏原有植被，不得将乔木林地、竹林地等采伐改造为灌木林地后架设光伏板；光伏支架最低点应高于灌木高度1米以上，每列光伏板南北方向应合理设置净间距，具体由各地结合实地确定，并采取有效水土保持措施，确保灌木覆盖度等生长状态不低于林光互补前水平。光伏方阵按规定使用灌木林地的，施工期间应办理临时使用林地手续，运营期间相关方签订协议，项目服务期满后应当恢复林地原状。光伏方阵用地涉及占用基本草原外草原的，地方林草主管部门应科学评估本地区草原资源与生态状况，合理确定项目的适建区域、建设模式与建设要求。鼓励采用“草光互补”模式。

光伏方阵用地不得改变地表形态，以第三次全国国土调查及后续开展的年度国土变更调查成果为底版，依法依规进行管理。实行用地备案，不需按非农建设用地审批。

（二）配套设施用地管理。光伏发电项目配套设施用地，按建设用地进行管理，依法依规办理建设用地审批手续。其中，涉及占用耕地的，按规定落实占补平衡。符合光伏用地标准，位于方阵内部和四周，直接配套光伏方阵的道路，可按农村道路用地管理，涉及占用耕地的，按规定落实进出平衡。其他道路按建设用地管理。

三、加快办理项目用地手续

（一）建立用地用林用草联审机制。各地自然资源、林草主管部门要建立项目用地用林用草审查协调联动机制，对于符合国土空间规划和用途管制要求、纳入国土空间规划“一张图”的国家大型光伏基地建设范围项目，在项目立项与论证时，要对项目用地用林用草提出意见与要求，严格执行《光伏发电站工程项目用地控制指标》和光伏电站使用林地有关规定，保障项目用地用林用草合理需求。

（二）及时办理征地或租赁等用地手续。光伏发电项目用地涉及使用建设用地的，可依照土地征收规定办理土地征收手续。光伏方阵用地允许以租赁等方式取得，用地单位与农村集体经济组织或国有土地权利主体、当地乡镇政府签订用地与补偿协议，报当地县级自然资源和林草主管部门备案。

四、加强用地监管

（一）部门协同。省级自然资源、林草、能源主管部门应会同同级有关部门，结合本地实际，制定光伏发电项目用地实施办法与管理措施，加强对光伏发电项目建设的指导与监督，促进产业高质量发展。

（二）强化用地日常监管与执法。自然资源和林草主管部门在开展年度国土变更调查时，将光伏方阵的占地范围作为单独图层作出标注，作为用地监管的基本依据。省级自然资源和林草主管部门要加强对光伏发电项目用地，特别是光伏方阵用地的日常监管，不得改变土地用途，严禁擅自建设非发电必要的配套设施。各地要将光伏发电项目用地纳入日常督察执法，及时发现和严肃查处违法违规用地行为。

五、稳妥处置历史遗留问题

本通知自发布之日起施行。施行之前已按照《关于支持光伏扶贫和规范光伏发电产业用地的意见》（国土资规〔2017〕8号）规定批准立项的光伏发电项目（包括动工和未动工建设），可按批准立项时用地预审和用地有关意见执行，不得扩大项目用地面积和占用耕地林地草地面积；已经通过用地预审或地方明确用地意见、但项目未立项的，按本《通知》规定要求执行。生态保护红线内零星分布的已有光伏设施，按照相关法律法规规定进行管理，严禁扩大现有规模与范围，项目到期后由建设单位负责做好生态修复。

《自然资源部办公厅关于过渡期内支持巩固拓展脱贫攻坚成果同乡村振兴有效衔接的通知》（自然资办发〔2022〕45号）与本《通知》不一致的，以本《通知》为准。

自然资源部办公厅

国家林业和草原局办公室 国家能源局综合司

2023年3月20日

◆储能的必要性提高、经济性改善

必要性：1.全球新能源装机占比已超20%、2027年有望超过35%，新能源占比提升将持续冲击电力系统稳定性，表前储能装机为当前平滑电力系统波动最佳方案，由此多地政策提出新建电站的强制配储要求；2.欧洲电价大幅波动，中国电力供应持续偏紧，表后储能装机可有效降低用电风险。

经济性：1.电力市场改革推进，峰谷价差、跨市场电价差、国内工商业电价差持续拉大，储能可有效改善电力时空刚性，扩大套利空间；2.电站配储后提高成本、影响收益率，但未来硅料和锂矿的价格有望回调至及较低水平、发电／储能效率将持续提升，光伏组件和电芯的成本将持续降低，盈利将改善。

◆2025年全球电化学储能新增装机规模接近80GW，对应约300GWh新增装机需求，中美欧三大市场均将持续快速增长

中国市场：1.政策：新能源历史配储比例低，政策强制配储提振储能增量预期；以电力市场改革为指引，储能盈利模式逐渐请晰——表前市场以容量租赁／容量补偿／辅助服务／现货市场套利等四种方式获利、表后市场以峰谷套利实现盈利。2.趋势：电深侧大储推动中国储能发展，2022/2023年中国电化学储能预计装机6.1GW和13.8GW、同比＋175.5％和＋119.7%，至2025年电化学储能累计装机达70GW，2021-2025 CAGR 预计＋88.9%。

美国市场：1.政策：依托 IRA 法案对储能进行补贴，储能成为独立补贴主体并享有长达10年的309％投资税收抵免比例。2.趋势：美国储能以表前大储为主，2022/2023年美国电化学储能预计装机6.0/16.6GW，同比＋71.4%/+168.0%，至2025年电化学储能累计装机超75GW，2021-2025 CAGR 预计＋88.4%。

欧洲市场：1.政策：欧盟规划2030年风光规模约1100GW，供需两端推进储能发展。RE Power EU 及减碳55等政策的颁布将远期欧洲可再生能源结构占比提升至45%。并对电池储能技术研究提供资金支持。2.趋势：当前欧洲储能以表后市场为主、户储需求大增，随着新能源装机提升未来表前市场有望接棒成为发展核心动力，2022/2023年欧洲电化学储能预计装机5.1/7.0GW，同比＋70.0%/+37.3%，至2025年电化学储能累计装机接近40GW，2021-2025 CAGR 预计＋53.796。

◆全球储能预测：2022新增装机超20GW，2025年累计规模达233GW

根据测算，全球2022年新增电化学储能装机容量约21.5GW/50GWh、同比＋113.6%/+108.9%，其中装机增量主要由中美欧三大经济体贡献，三大经济体新增装机分别为6.1/6.0/5.1GW、分别同比+175.5%/+71.4%/+70.0%，合计新增17.2GW、约占全球总装机量8成。

2023年储能装机有望迎来进一步提升。根据测算，2023年全球新增电化学储能装机预计将达到约46GW、同比＋112.1％保持高增长，中美欧新增装机分别为13.8/16.6/7.0GW、分别同比+119.7%/+168.0%/+37.3%。随着新能源装机配储需求提升，至2025年全球电化学储能累计规模有望达到233GW，年新增装机约77GW，2021-2025 CAGR +52.5%。

◆全球储能：总规模快速增长，抽蓄为主、电化学异军突起，中美欧合计增量超八成

全球储能总规模持续高增。自2019年开始，全球储能累计规模增速实现持续增长。据 CNESA 预测，截至2021年底，全球储能累计装机规模达到209.4GW、同比+9.6%，当年新增18.3GW、同比＋181.5%。

抽水蓄能仍为主流，电化学储能占比逐年上升、未来几年将贡献全球储能主要增量。根据 CNESA 统计，截至2021年底，全球抽水蓄能装机总规模达180.5GW，占总规模比例达86.2%。电化学储能累计装机从2017年3.0GW／占比1.7％增长至2021年24.5GW／占比11.7%, CAGR +69.39%。2021年新型储能新增装机10.4GW、同比＋119.6%、占总新增装机量约57%，其中电化学占比达到55%、成为全球储能新增装机的主要动力。据 BNEF 预测，至2025年全球电化学装机规模有望达到148GW，电化学储能规模占比达到四成左右。

中美欧为全球新型储能主要市场。2021年中美欧新型储能新增装机分别为2.5/3.5/2.3GW、占比分别为24%/34%/22%，合计占比在80％左右。预计未来中美欧仍然持续把持全球新型储能装机主要增量。

3月21日，国家能源局发布1-2月份全国电力工业统计数据。数据显示：太阳能即将超过水电，成为装机最大的可再生能源！

2023年1~2月的三个关键数据，

58%：新增电力装机中，光伏装机占比达到58%，成为电力装机主体！

200%：太阳能发电新增投资同比增长约200%！显示出未来旺盛的增长潜力！

88%：光伏新增装机同比增长88%，是新增装机增长最快的电源形式！

1、太阳能即将超过水电，成为装机最大的可再生能源！

截至2月底，全国累计发电装机容量约26.0亿千瓦。其中，

太阳能发电：总装机容量4.13亿千瓦，同比增长30.8%。

风电：总装机容量约3.71亿千瓦，同比增长11.0%；

水电：总装机容量约4.14亿千瓦，同比增长5.5%；

2、前两月，光伏新增装机占比高达58%！

2023年1-2月新增装机中，

光伏新增装机20.37GW，占新增发电装机容量的58%；

风电新增装机5.84GW，占新增发电装机容量的17%。

全国电源新增装机构成如下图所示：

3、前两月，太阳能发电投资同比增长200%！

太阳能发电投资同比增长200%，显示了企业旺盛的投资热情，也显示了未来半年装机将大幅增长。

4、前两月，太阳能发电新增同比增长88%！

2023年1~2月，光伏新增装机2037万千瓦，同比增长952万千瓦，同比增长率为88%，是新增装机增长最快的电源形式！

原文件如下：

3月21日，国家能源局发布1-2月份全国电力工业统计数据。

截至2月底，全国累计发电装机容量约26.0亿千瓦，同比增长8.5%。其中，风电装机容量约3.7亿千瓦，同比增长11.0%；太阳能发电装机容量约4.1亿千瓦，同比增长30.8%。

1-2月份，全国发电设备累计平均利用569小时，比上年同期减少28小时。其中，火电720小时，比上年同期减少39小时；核电1209小时，比上年同期增加14小时；风电401小时，比上年同期增加78小时。

1-2月份，全国主要发电企业电源工程完成投资676亿元，同比增长43.6%。其中，核电87亿元，同比增长44.8%；太阳能发电283亿元，同比增长199.9%。电网工程完成投资319亿元，同比增长2.2%。

3月13日，山东发改委印发《关于山东电力现货市场价格上下限规制有关事项的通知（征求意见稿）》意见的公告，拟对市场电能量出清设置价格上限和下限，其中上限为每千瓦时1.50元，下限为每千瓦时-0.10元。这标志着，山东电力市场将出现负电价！源测储能规模需要得到进一步的扩张。

对于售电公司和储能厂商而言，负电价无疑是一项重大利好。没有波动的现货电价，或者说现货的波动范围过小，售电公司就难以摆脱关系营销和同质化服务的困境。帮助中小用户进行负荷管理的作用，也就发挥不好。

对储能来说，其收益的重要来源就是电价的波动。负电价和预期中的超高电价，给了储能设备更大的盈利空间。节点电价的变化，也将为储能的合理布局带来了更多的可能。

原文如下:

关于征求《关于山东电力现货市场价格上下限规制有关事项的通知（征求意见稿）》意见的公告

为贯彻落实国家深化电力体制改革决策部署，平稳推进山东电力市场化改革，根据《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》（发改办能源〔2017〕1453号）《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》（发改办能源规〔2019〕828号）《关于印发山东省电力体制改革专项实施方案的通知》（鲁发改经体〔2017〕788号）等文件规定，我委起草了《关于山东电力现货市场价格上下限规制有关事项的通知（征求意见稿）》，现向社会征求意见。

联系电话：0531-51785702

邮    箱：shihuanan@shandong.cn

时    间：2023年3月13日-4月12日

关于山东电力现货市场价格上下限规制有关事项的通知

（征求意见稿）

为贯彻落实国家深化电力体制改革决策部署，平稳推进山东电力市场化改革，根据《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》（发改办能源〔2017〕1453号）《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》（发改办能源规〔2019〕828号）《关于印发山东省电力体制改革专项实施方案的通知》（鲁发改经体〔2017〕788号）等文件规定，决定进一步加强对山东电力现货市场价格上下限规制管理。现将有关事项通知如下：

一、对各容量等级类型燃煤发电机组的冷态、温态、热态启动费用申报设置价格上限，其中100万千瓦系列机组分别为80 万元/次（冷态）、64万元/次（温态）、48 万元/次（热态）；60万千瓦系列机组分别为60万元/次（冷态）、48万元/次（温态）、36万元/次（热态）；30万千瓦及以下系列机组分别为40万元/次（冷态）、32万元/次（温态）、24万元/次（热态）。

二、对市场电能量申报设置价格上限和下限，其中上限为每千瓦时1.30元，下限为每千瓦时-0.08元。

三、对市场电能量出清设置价格上限和下限，其中上限为每千瓦时1.50元，下限为每千瓦时-0.10元。

四、政策执行过程中遇到的问题及建议，请及时报告省发展改革委（价格管理处）。

本通知自年月日起执行,有效期至年月日。

山东省发展和改革委员会

     3月13日，液流储能公司、山东海化集团、亚星化学三家企业受邀赴攀枝花考察洽谈，攀枝花市副市长李明、市政府副秘书长刘佳，发改委、经信局、科技局等负责同志参加座谈会，共同交流液流电池储能全产业链合作事宜。

     会上，三家企业负责人分别介绍企业经营规模和产业规划，重点阐述了液流储能公司全钒液流电池技术创新能力、规模化生产情况，产业链合作伙伴提钒萃取、电解液制备能力及储能系统集成技术的先进性。

     李明副市长介绍说，攀枝花风光水能充沛、矿产资源富集，可为现代工业产业集聚发展提供必要的基础。攀枝花市政府对液流储能产业充分认可并高度重视，希望液流储能公司团队以攀枝花作为产业中心，打造液流电池全产业链重大项目，政府将在行政审批和矿产资源、资金、土地、厂房等要素资源保障等方面给予大力支持，扶持其快速成为液流电池产业链链主企业。

     三家企业表示，攀枝花市拥有成熟先进完备的矿产采选体系、材料加工体系、工业人才体系，完全可以支撑液流储能产业的发展。未来将进一步完善各自企业产业链，做好相关产业技术升级和运维服务，借力攀枝花市风光水储新能源基地中心区位优势，与之展开充分合作，辐射川云两大新能源市场，实现多方互利共赢。

会后，考察团前往仁和区进行实地调研，并到当地产业园、钒原料生产企业进行交流洽谈。仁和区副书记汪雪林提出，将以仁和区资源优势与企业技术相结合，延长钒产业链，共同推动产业发展。