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　　对于风电、光伏等涉及发电的项目开发建设单位，首先是取得电网企业的入网意见。对于风电项目，取得电网企业出具的电网接入意见是后续完成并网发电手续的前提。《关于印发风电开发建设管理暂行办法的通知》（国能新能〔2011〕285号）规定，项目单位提交风电场工程项目申请报告时应附电网企业出具的关于风电场接入电网运行的意见，或省级以上政府能源主管部门关于项目接入电网的协调意见。《光伏电站项目管理暂行办法》（国能新能〔2013〕329号）规定，光伏电站完成项目备案后，应抓紧落实各项建设条件，在办理法律法规要求的其他相关建设手续后及时开工建设，并与电网企业做好配套电力送出工程的衔接。光伏电站项目接网意见由省级电网企业出具，分散接入低压电网且规模小于6兆瓦的光伏电站项目的接网意见由地市级或县级电网企业出具。《国家能源局关于加快推进分散式接入风电项目建设有关要求的通知》（国能发新能〔2017〕3号）规定，对于分散式风电项目，国家能源局要求电网企业对具备分散式接入风电的变电站位置和周边负荷情况进行梳理，对各自供电区域内的分散式接入风电项目规划方案出具意见函，对于规划内的项目应及时确保项目接入电网。

　　《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》规定了具体补贴范围和标准。特别规定，项目补贴的标准包括：属于《财政部 国家发展改革委 国家能源局关于印发可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法的通知》规定的补助范围；按照国家有关规定已完成审批、核准或备案，且已经过国家能源局审核确认；符合国家可再生能源价格政策，上网电价已经价格主管部门审核批复。按属地原则向所在地省级财政、价格、能源主管部门提出补助申请。省级财政、价格、能源主管部门初审后联合上报财政部、国家发展改革委和国家能源局。财政部、国家发展改革委、国家能源局对地方上报材料进行审核，并将符合条件的项目列入可再生能源电价附加资金补助目录。

　　2020年1月20日，财政部、国家发展改革委、国家能源局发布《可再生能源电价附加补助资金管理办法》取代《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》。新办法第二条规定，可再生能源电价附加补助资金（以下简称“补助资金”）属于可再生能源发展基金，是国家为支持可再生能源发电、促进可再生能源发电行业稳定发展而设立的政府性基金。补助资金由可再生能源电价附加收入筹集。第四条规定，享受补助资金的可再生能源发电项目按以下办法确定：（一）本办法印发后需补贴的新增可再生能源发电项目（以下简称新增项目），由财政部根据补助资金年度增收水平、技术进步和行业发展等情况，合理确定补助资金当年支持的新增可再生能源发电项目补贴总额。国家发展改革委、国家能源局根据可再生能源发展规划、技术进步等情况，在不超过财政部确定的年度新增补贴总额内，合理确定各类需补贴的可再生能源发电项目新增装机规模。（二）本办法印发前需补贴的存量可再生能源发电项目（以下简称存量项目），需符合国家能源主管部门要求，按照规模管理的需纳入年度建设规模管理范围，并按流程经电网企业审核后纳入补助项目清单。第五条规定，国家发展改革委、国家能源局应按照以收定支原则，制定可再生能源发电项目分类型的管理办法，明确项目规模管理以及具体监管措施并及早向社会公布。有管理办法并且纳入国家可再生能源发电补贴规模管理范围的项目，相应给予补贴。第六条第一款规定，电网企业应按照本办法要求，定期公布、及时调整符合补助条件的可再生能源发电补助项目清单，并定期将公布情况报送财政部、国家发展改革委、国家能源局。纳入补助项目清单项目的具体条件包括：（一）新增项目需纳入当年可再生能源发电补贴总额范围内；存量项目需符合国家能源主管部门要求，按照规模管理的需纳入年度建设规模管理范围内。（二）按照国家有关规定已完成审批、核准或备案；符合国家可再生能源价格政策，上网电价已经价格主管部门审核批复。（三）全部机组并网时间符合补助要求。（四）相关审批、核准、备案和并网要件经国家可再生能源信息管理平台审核通过。

　　特许权项目：2003年9月30日发布的《国家发展改革委员会关于印发风电特许权项目前期工作管理办法及有关技术规定的通知》（发改能源〔2003〕1403号），确立了风电项目特许权招标。政府承诺收购项目发电量，业主与电网管理部门签订购电协议，电价由投标报价确定。2014年6月5日发布的《国家发展改革委关于海上风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2014〕1216号），对海上风电项目的电价按非招标的海上风电项目和通过特许权招标等市场竞争方式确定的海上风电项目分别确认。对非招标项目，根据年份不同，对近海和潮间带实行不同的固定标杆电价，对特许权招标项目，也是根据中标价执行，且不得高于同类项目上网电价水平，即招标价不能高于固定标杆电价。对于特许权项目，政府的义务是按承诺的电价进行收购，不存在补贴问题。

　　海上风电补贴政策：2019年5月21日《国家发展改革委员会关于完善风电上网电价政策的通知》明确将海上风电标杆电价调整为指导价，新核准的海上项目全部通过竞争方式确定上网电价。2019年符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准近海风电指导价调整为每千瓦时0.8元，2020年调整为每千瓦时0.75元。新核准近海风电项目通过竞争方式确定的上网电价，不得高于上述指导价。新核准潮间带风电项目通过竞争方式确定的上网电价，不得高于项目所在资源区陆上风电指导价。对2018年底前已核准的海上风电项目，如在2021年底前全部机组完成并网的，执行核准时的上网电价；2022年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价。但2020年1月20日财政部、国家发展和改革委员会、国家能源局发布《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4号）规定，新增海上风电和光热项目不再纳入中央财政补贴范围，按规定完成核准（备案）并于2021年12月31日前全部机组完成并网的存量海上风力发电和太阳能光热发电项目，按相应价格政策纳入中央财政补贴范围。

　　《2020年风电项目建设方案》规定，积极推进平价上网项目建设。各省级能源主管部门按照《国家发展改革委 国家能源局关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（发改能源〔2019〕19号）有关要求，在落实电力送出和消纳等各项建设条件的基础上，积极组织、优先推进无补贴平价上网风电项目建设。重点支持已并网或在核准有效期、需国家财政补贴的风电项目自愿转为平价上网项目，执行平价上网项目支持政策。项目必须在2020年底前能够核准且开工建设。有关地方政府部门、电网企业积极做好平价上网项目支持政策落实工作。有序推进需国家财政补贴项目建设。集中式陆上风电项目和海上风电项目按《风电项目竞争性配置指导方案（2019年版）》组织竞争性配置，分散式风电项目可不参与竞争性配置，按有关管理和技术要求由地方政府能源主管部门核准建设。对核准两年仍未开工也未按规定办理延期或不具备开工条件的项目，核准文件由项目核准机关依法予以撤销并向社会公布。积极发挥电网并网关口作用，严格按照规划和消纳能力合理安排项目并网时序。积极支持分散式风电项目建设。鼓励各省（区、市）创新发展方式，积极推动分散式风电参与分布式发电市场化交易试点。

　　固定标杆电价：2013年8月26日发布的《国家发展改革委关于发挥杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》（发改价格〔2013〕1638号），明确根据各地太阳能资源条件和建设成本，将全国分成三类太阳能资源区，相应制定光伏电站的标杆上网电价，1、2、3类资源区每度分别为0.9元、0.95元和1.0元。此后国家发展改革委还分别于2015、2016、2017年多次调整了光伏项目标杆电价，大大降低了电价水平。例如，2017年12月19日发布的《国家发展改革委关于2018年光伏发电项目价格政策的通知》（发改价格规〔2017〕2196号）规定2018年1月1日以后投运的光伏电站标杆上网电价1、2、3类资源区上网电价分别调整为每度0.55元、0.65元和0.75元。在2018年5月31日发布的《国家发展改革委、财政部、国家能源局关于2018年光伏发电有关事项的通知》（发改能委〔2018〕823号）（业内俗称“5.31新政”），不仅暂停受理属于国家发放补贴的普通光伏电站的建设项目，还降低了补贴标杆电价（每度调低0.05元，降低后分别为0.50元、0.60元和0.70元）。

　　根据《2020年光伏发电项目建设方案》规定，国家积极推进平价上网项目建设。积极支持、优先推进无补贴平价上网光伏发电项目建设，平价上网项目由各省级能源主管部门按照《国家发展改革委 国家能源局关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（发改能源〔2019〕19号）有关要求，在落实接网、消纳等条件基础上组织实施，项目应在2020年底前能够备案且开工建设。合理确定需国家财政补贴项目竞争配置规模。2020年度新建光伏发电项目补贴预算总额度为15亿元。其中：5亿元用于户用光伏，补贴竞价项目（包括集中式光伏电站和工商业分布式光伏项目）按10亿元补贴总额组织项目建设。竞争配置工作的总体思路、项目管理、竞争配置方法仍按照2019年光伏发电项目竞争配置工作方案实行。竞争指导价按照国家有关价格政策执行。户用光伏纳入国家财政补贴范围的建设规模（即当年可安排的新增项目年度装机总量）按照年利用小时数1000小时和国家有关价格政策测算并按照50万千瓦区间向下取整确定。全面落实电力送出消纳条件。各省级能源主管部门会同各派出机构指导省级电网企业（包括省级政府管理的地方电网企业），在充分考虑已并网项目和已备案项目的消纳需求基础上，做好新建光伏发电项目与电力送出工程建设的衔接并落实消纳方案。

　　2020年1月20日财政部、国家发展和改革委员会、国家能源局《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4号）规定，完善现行补贴方式：（一）以收定支，合理确定新增补贴项目规模。根据可再生能源发展规划、补助资金年度增收水平等情况，合理确定补助资金当年支持新增项目种类和规模。财政部将商有关部门公布年度新增补贴总额。国家发展改革委、国家能源局在不超过年度补贴总额范围内，合理确定各类需补贴的可再生能源发电项目新增装机规模，并及早向社会公布，引导行业稳定发展。新增海上风电和光热项目不再纳入中央财政补贴范围，按规定完成核准（备案）并于2021年12月31日前全部机组完成并网的存量海上风力发电和太阳能光热发电项目，按相应价格政策纳入中央财政补贴范围。（二）充分保障政策延续性和存量项目合理收益。已按规定核准（备案）、全部机组完成并网，同时经审核纳入补贴目录的可再生能源发电项目，按合理利用小时数核定中央财政补贴额度。对于自愿转为平价项目的存量项目，财政、能源主管部门将在补贴优先兑付、新增项目规模等方面给予政策支持。价格主管部门将根据行业发展需要和成本变化情况，及时完善垃圾焚烧发电价格形成机制。（三）全面推行绿色电力证书交易。自2021年1月1日起，实行配额制下的绿色电力证书交易，同时研究将燃煤发电企业优先发电权、优先保障企业煤炭进口等与绿证挂钩，持续扩大绿证市场交易规模，并通过多种市场化方式推广绿证交易。企业通过绿证交易获得收入相应替代财政补贴。

　　中国的《土地管理法》规定了土地用途管制、土地征收、耕地保护和永久基本农田保护等制度，对占用农用地行为实行严格审批和管理政策。在中国，如何依法获得土地使用权开展可再生能源项目开发建设成为可再生能源项目投资的关键问题，也是可再生能源投资项目合规核查的关键要点。《土地管理法实施条例》（2021年修订）第二十四条规定，建设项目确需占用国土空间规划确定的城市和村庄、集镇建设用地范围外的农用地，涉及占用永久基本农田的，由国务院批准；不涉及占用永久基本农田的，由国务院或者国务院授权的省、自治区、直辖市人民政府批准。具体按照下列规定办理：（一）建设项目批准、核准前或者备案前后，由自然资源主管部门对建设项目用地事项进行审查，提出建设项目用地预审意见。建设项目需要申请核发选址意见书的，应当合并办理建设项目用地预审与选址意见书，核发建设项目用地预审与选址意见书。（二）建设单位持建设项目的批准、核准或者备案文件，向市、县人民政府提出建设用地申请。市、县人民政府组织自然资源等部门拟订农用地转用方案，报有批准权的人民政府批准；依法应当由国务院批准的，由省、自治区、直辖市人民政府审核后上报。农用地转用方案应当重点对是否符合国土空间规划和土地利用年度计划以及补充耕地情况作出说明，涉及占用永久基本农田的，还应当对占用永久基本农田的必要性、合理性和补划可行性作出说明。（三）农用地转用方案经批准后，由市、县人民政府组织实施。

　　根据《划拨用地目录》（国土资源部令第9号）（2001年10月22日）规定，对国家重点扶持的能源、交通、水利等基础设施用地项目，可以以划拨方式提供土地使用权。对以营利为目的，非国家重点扶持的能源、交通、水利等基础设施用地项目，应当以有偿方式提供土地使用权。可再生能源项目属于能源项目，可以以划拨方式取得土地使用权，但是否属于“国家重点扶持”的能源项目则要视情况而定。如可再生能源项目是以出让方式取得国有土地使用权的，市、县自然资源主管部门依据规划条件编制土地出让方案，经依法批准后组织土地供应，将规划条件纳入国有建设用地使用权出让合同。建设单位在签订国有建设用地使用权出让合同后取得建设用地规划许可证。如新能源项目用地是以划拨方式取得的国有土地使用权，应向市、县自然资源主管部门提出建设用地规划许可申请，并获得有批准权的人民政府批准后，获得建设用地规划许可证、国有土地划拨决定书。需要永久占地的，应依法申请建设用地；涉及农用地和集体土地的，应依法办理农用地转用和土地征收手续并取得权属证书。

　　2017年9月25日，国土资源部、国务院扶贫办、国家能源局联合发布《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）。意见第二条规定，深度贫困地区脱贫攻坚中建设的光伏发电项目，以及国家能源局、国务院扶贫办确定下达的全国村级光伏扶贫电站建设规模范围内的光伏发电项目，变电站及运行管理中心、集电线路杆塔基础用地按建设用地管理，各地在编制土地利用总体规划和年度土地利用计划中应予以重点保障，并依法办理建设用地审批手续；场内道路用地可按农村道路用地管理；光伏方阵使用永久基本农田以外的农用地的，在不破坏农业生产条件的前提下，可不改变原用地性质；采用直埋电缆方式敷设的集电线路用地，实行与项目光伏方阵用地同样的管理方式。

　　自然资办发〔2023〕12号还规定了光伏项目用地的分类管理政策，规定：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。该通知还规定，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。

　　根据中央办公厅、国务院办公厅《关于在国土空间规划中统筹划定落实三条控制线的指导意见》第二条第（四）款规定，生态保护红线是指在生态空间范围内具有特殊重要生态功能、必须强制性严格保护的区域。生态保护红线内，自然保护地核心保护区原则上禁止人为活动，其他区域严格禁止开发性、生产性建设活动，在符合现行法律法规前提下，除国家重大战略项目外，仅允许对生态功能不造成破坏的有限人为活动，主要包括零星的原住民修缮生产生活设施，保留生活必需的少量种植、放牧，因国家重大能源资源安全需要开展的战略性能源资源勘察，经依法批准的考古调查发掘和文物保护活动，重要生态修复工程等。根据上述规定，在生态保护红线范围内，原则上禁止开展一般建设项目。对于风电和光伏发电项目，除属于国家重大战略项目以外，禁止在生态保护红线范围内建设。