为了推进新能源产业的发展，加快国内光伏发电的产业化和规模化，财政部、科技部和国家能源局在2009年7月16日联合发布了《关于实施金太阳示范工程的通知》[1] （财建〔2009〕397号，下称“397号文”），通过财政补助的方式支持光伏发电项目的发展。根据397号文规定，对于符合397号文标准且被列入金太阳示范工程的项目，原则上按光伏发电系统及其配套输配电工程总投资的50%给予补助，偏远无电地区的独立光伏发电系统按总投资的70%给予补助；光伏发电关键技术产业化和产业基础能力建设项目，给予适当贴息或补助。

与目前根据实际发电量发放补贴的方式（具体详见后文）不同，金太阳示范工程是通过“事前补贴”的方式对发电企业进行补助，即发电企业一旦通过金太阳示范工程项目审核，在项目正式并网发电前即可拿到补贴。如此“诱人”的补贴方式在一定程度上激发了企业投资光伏项目的动力，也是我国光伏项目建设规模实现飞跃式增长的重要原因之一。金太阳示范工程项目实施前，我国2008年年度累计光伏项目安装总容量仅140兆瓦，但是，自2009年实施金太阳示范工程以来，三年多先后公示了六批金太阳示范工程项目，仅公示纳入金太阳示范工程的光伏项目数量共计9000余个，项目总装机规模高达6300兆瓦。

然而，金太阳工程在实施工程中存在门槛较低的问题，只需要取得电网路条即可进行申报，而“事前补贴”的方式也给了许多发电企业机会以钻利好补贴政策的空子。部分企业通过“跑审批、骗补贴、拖工期、以次充好”等方式骗取金太阳示范工程项目的资质，在实际建设中以次充好，采购劣质材料进行建设。这些企业仅仅是为了取得申报成功后的一次性补贴资金，甚至完成建设后并不实际经营光伏电站。在这种背景下，金太阳示范工程项目最终实际接入电网并长期发电的项目占比不到50%。

意识到金太阳示范工程项目存在的不足后，财政部于2013年5月下发了《财政部关于清算金太阳示范工程财政补助资金的通知》[2]（财建[2013]117号，下称“117号文”），对各省市的金太阳示范工程项目进行清算，对于“没有按期完工的项目，要求取消示范工程，收回补贴资金；没有按期并网的项目，则会被暂时收回补贴资金，待并网发电后再来函申请拨付”。至此，金太阳示范工程时期结束。

随后，国务院提出，要根据资源条件和建设成本，制定光伏电站分区域上网标杆电价[3]，明确光伏电站标杆上网电价高出当地燃煤机组标杆上网电价的部分，通过可再生能源发展基金予以补贴。自此，我国光伏发电项目正式进入“标杆上网电价”阶段，对于发电企业的补贴进入“事后补贴”。

金太阳示范工程时期结束后，光伏电站项目补贴自2013年起先后经历了标杆上网电价和指导价两个阶段。

2013年8月26日，国家发展和改革委员会发布了《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》[4]（发改价格(2013)1638号），提出根据各地太阳能资源和建设成本差异，将全国分为三类太阳能资源区，各类资源区制定不同的光伏电站“标杆上网电价”，光伏电站项目由此正式步入标杆上网电价阶段。标杆上网电价实际由两部分构成：(i)当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘，下称“脱硫煤上网电价”）；和(ii)可再生能源发展基金补贴 [5]。也就是说，光伏电站每发一度电，发电企业可取得的收益中包括了脱硫煤上网电价和补贴，这也被称为“度电补贴”。

对于光伏电站项目电价构成中的脱硫煤上网电价，依据实际发电时当地适用的脱硫煤上网电价执行，该部分电费由当地省级电网结算。项目适用的标杆上网电价中高出当地脱硫煤上网电价中的部分即为项目可享受的可再生能源发展基金补贴，该部分补贴由国家通过可再生能源发展基金予以补贴，补贴发放时间原则上为20年。

当然，各类资源区的标杆上网电价并非一刀切式的定价。一方面，根据光伏电站项目的发展及建设成本逐渐降低等因素，国家发展和改革委员会自2013年起先后对我国三类太阳能资源区进行了四次标杆上网电价的调整，根据项目备案时间、并网投运时间等因素分别适用不同时期的标杆上网电价；另一方面，对于部分通过招标等竞争方式确定的光伏电站项目，其最终可享受的电价以通过竞争方式确定的电价为准（不得高于国家规定的标杆上网电价）。具体的光伏电站项目需结合上述情况来确定其实际适用的标杆上网电价，进而核算可取得的补贴收益。

2019年7月1日实施的《国家发展改革委关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》[6]规定，将光伏电站标杆上网电价改为指导价。对于新增项目，其实际电价原则上通过市场竞争方式确定，各项目最终确定的电价不得高于所在资源区指导价；而对于在2019年7月1日后并网的存量项目，也需按照指导价执行。指导价的构成与标杆上网电价的原理相同，即由当地脱硫煤上网电价和补贴两部分构成，分别由电网结算和国家补贴。但是，指导价的指导性更强，对于新增光伏项目来说，要想取得项目指标，完成新增光伏项目的立项及备案，其通过竞争方式争取获得项目指标时上报的电价往往需低于指导价，才有可能拿到项目指标。

以I类资源区的宁夏为例，其标杆上网电价经历了5个阶段，分别是每千瓦时0.90、0.80、0.65、0.55、0.50元，而自公布指导价开始，也已经从每千瓦时0.40元降为0.35元，而宁夏的脱硫煤上网电价从2013年9月25日起分别为每千瓦时0.2742、0.2791、0.2595元。由此，不难看出，随着光伏产业的发展，光伏电站项目所能享受的可再生能源补贴在大幅度下降，通过补贴来刺激光伏产业发展的方式在逐步弱化，而根据新能源产业的整体发展计划和目标，最终将实现的是平价上网。

如何确认光伏电站项目已具备享受补贴资格呢？答案就是该项目是否已正式纳入可再生能源电价附加资金补助目录或清单中。

为了明确可再生能源附加资金补助的申报、审核、发放等具体办法，2012年3月14日，财政部、国家发展和改革委员会、能源局共同发布了《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》[7] ，其中明确提出由三部门对地方上报的项目资料进行审核，对于符合条件的项目将列入“可再生能源电价附加补助目录”，由此，明确了对可再生能源项目补贴的“目录”管理。

对于新能源项目来说，如何才能被纳入目录呢？根据《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》规定，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<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；（2）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；（3）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。对于符合前述条件的项目，发电企业按照属地原则向所在省级主管部门提出补助申请，由各省初审后上报财政部、国家发改委和能源局，再由三部门进行审核，并公布最终纳入目录的项目。同时，需要注意的是，在审核项目是否属于补助范围时，往往需特别关注项目备案时间、机组并网时间是否符合相关部门的文件要求。

自2012年以来，目录管理成为我国对新能源项目补贴资格确认的重要方式，新能源项目能否明确享受可再生能源补贴往往最终是以该项目是否纳入目录来确认的。自目录管理以来，我国先后正式发布了七批可再生能源电价附加补助目录，大量项目通过被纳入目录明确补贴资格，吃下了可获得补贴的“定心丸”。然而，自2018年6月11日发布第七批补贴项目目录后，第八批补贴目录迟迟未能发布，导致大量新能源项目未能无法明确其补贴资格，发电企业陷入能否取得补贴的恐慌中。2020年1月20日，国家发布《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》 [8]，其中明确提出将电价补贴由目录管理改为清单模式，新能源项目补贴正式进入“清单”阶段。