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贵州发布风光项目管理及分布式开发管理细则意见稿​

来源：贵州省能源局
时间：2025-02-12 16:00:04
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2月10日，贵州能源局印发通知，就《贵州省风电光伏发电项目管理办法（征求意见稿）》《贵州省分布式光伏发电开发建设管理实施细则（征求意见稿）》，面向社会公开征求意见。数据显示，截至2024年底，贵州省风电光伏发电累计装机突破2773万千瓦，其

2月10日，贵州能源局印发通知，就《贵州省风电光伏发电项目管理办法（征求意见稿）》《贵州省分布式光伏发电开发建设管理实施细则（征求意见稿）》，面向社会公开征求意见。

数据显示，截至2024年底，贵州省风电光伏发电累计装机突破2773万千瓦，其中，光伏发电装机1985万千瓦，风电装机748万千瓦。贵州省能源局表示，随着风光发电等新能源电量占比不断提升，风机、光伏组件和储能技术的不断创新，加之局部电网消纳困难、部分项目推进缓慢等原因，影响到贵州风电光伏发电产业长期可持续发展，迫切需要对贵州风电光伏发电项目管理办法进行修订。

《贵州省风电光伏发电项目管理办法（征求意见稿）》及《贵州省分布式光伏发电开发建设管理实施细则（征求意见稿）》全文如下：

贵州省风电光伏发电项目管理办法

（征求意见稿）

第一章总则

第一条为促进我省风电、光伏发电产业高质量发展，进一步规范项目管理，贯彻落实“碳达峰、碳中和”政策，根据《中华人民共和国能源法》《关于促进新时代新能源高质量发展实施方案》以及企业投资项目核准和备案管理等有关规定，结合我省实际，制定本办法。

第二条本办法所称风电项目分为集中式风电和分散式风电项目，光伏发电项目分为集中式光伏和分布式光伏项目。

第三条风电、光伏发电项目开发建设应坚持“安全高效、科学规划、统筹协调、合理布局、市场主导、节约用地、保护环境”。

第四条省级能源主管部门统筹全省风电、光伏发电项目管理，按总体规划，分年度建设实施。市级、县级能源主管部门在省级能源主管部门指导下，做好本地区风电、光伏发电项目的开发建设管理工作。

第五条本办法适用于全省风电、光伏发电项目的规划管理、年度规模、核准备案、建设管理、电网接入、安全生产运行及监督等管理。

第二章规划管理

第六条省级能源主管部门负责全省风电、光伏发电发展规划的制定和实施。市级能源主管部门根据需要制定本地区风电、光伏发电发展规划，并上报省级能源主管部门。县级能源主管部门负责组织辖区内风电、光伏发电资源开发和项目建设。风电、光伏发电项目的开发建设须符合相关管理要求，落实资源、土地、生态、并网和消纳等条件。

第七条风电、光伏发电发展规划应坚持统筹兼顾，强化科学论证。规划内容应包括规划期内发展思路、面临形势、指导思想、基本原则、发展目标、建设布局、重点任务、重大项目、保障措施、环境影响评价等内容。省级能源主管部门根据实施情况进行中期评估，科学合理调整规划建设目标。

第八条规划应当坚守生态和发展两条底线，根据区域资源、土地、电网消纳、经济可行性等条件，统筹区域项目建设规模和开发时序。

第三章年度规模

第九条省级能源主管部门根据规划目标实施情况，对规划目标进行分年度管理，制定省级风电、光伏发电年度建设规模，明确申报要求和申报程序，及时下达年度建设规模计划项目。风电、光伏发电年度建设规模项目申报按照“成熟一批、上报一批”原则，不限申报时间和批次。

第十条市级能源主管部门根据要求，结合本地区资源、电网消纳等条件，组织辖区内各县级能源主管部门申报年度建设规模项目。“千乡万村驭风行动”分散式风电项目由县级能源主管部门直接申报，并抄送市级能源主管部门，分散式风电项目需与乡村振兴结合，让村集体受益。

第十一条年度建设规模项目申报材料包括建设单位与县级政府签订的开发协议，县自然资源、林业、生态环境等主管部门出具的不涉及限制性因素意见，项目选址红线图、建设单位有关资信、资源测评、建设条件论证、项目经济性测算等材料。

第十二条积极推动风电、光伏发电与煤电联营、乡村振兴、重点产业建设融合发展，鼓励风电、光伏发电项目建设与我省风电光伏先进装备制造相结合。推进“风光水火储”和“源网荷储”一体化发展。鼓励按照区域新能源建设规模、电力负荷水平、电网需求等有序规划建设新型储能项目；消纳受限、电网末端区域的新型储能项目与新能源项目同步投产。鼓励项目投资主体自愿提高风电、光伏发电项目配置储能和购买储能服务的比例。积极推进利用各种边坡、边沟、灰场、填埋场、采煤沉陷区、矿渣堆场等建设光伏发电项目；积极探索开展茶光互补项目建设，充分挖掘土地可利用空间。

第四章核准备案

第十三条风电项目实行核准制，项目核准根据省人民政府政务服务网发布的《风力发电项目的核准》办事指南等相关要求，登录贵州省能源工程建设项目审批管理系统申请办理。

第十四条光伏发电项目实行备案制，备案容量为交流侧容量（即逆变器额定输出功率之和）。集中式光伏发电项目由省级能源主管部门备案，根据省人民政府政务服务网发布的《光伏发电项目的备案》办事指南等相关要求，登录贵州省能源工程建设项目审批管理系统申请办理。分布式光伏发电项目由县级能源主管部门备案，县级能源主管部门需制定分布式光伏发电项目备案流程和办事指南，并进行公布，原则上项目备案在贵州省投资项目在线审批监管平台申请办理。县级能源主管部门应于每年1月底前将上年度分布式光伏发电项目备案、建设、投产情况报省能源局和国家能源局贵州监管办公室。

第十五条项目投资主体和地方政府要积极推进项目前期工作，加快相关手续办理和建设准备，原则上风电项目在年度建设规模下达后一年内完成核准，光伏发电项目在年度建设规模下达后6个月内完成备案。未在规定期限完成核准、备案的项目，需提前10个工作日向省能源局申请延期核准、备案，否则该项目将自动移除年度建设规模。每个项目在前期工作阶段只能申请延期一次，延期时间不超过6个月。

第十六条风电项目核准后，一年内开工建设，两年内全容量并网发电；光伏发电项目备案后，6个月内开工建设，一年6个月内全容量并网发电。在规定期限内未开工建设的项目，需提前10个工作日向省能源局申请建设延期，否则该项目将自动移除并网规模。每个项目在建设阶段只能申请延期一次，延期时间不超过12个月。因风机选型，纳入年度建设规模的风电项目，超过规模控制在单台风机容量之内。未按要求推进前期工作和未按要求建设的项目，省级能源主管部门组织移除年度建设规模计划。

第十七条项目核准备案信息发生变化或投资主体放弃项目建设，需按照程序由县级能源主管部门向省级能源主管部门申请变更，或上报放弃项目建设的报告。项目建设单位、建设地址、建设内容和投资金额等发生重大变化，需进行论证。投资主体在项目建成之前，原则不得转让项目控股权，确因投资能力等情况需转让项目控股权，须按程序向省级能源主管部门申请。

第五章建设管理

第十八条风电、光伏发电项目建设应符合相关规范和规定要求。

第十九条投资主体按照有关要求办理环保、水保、用地等开工前手续。项目需占用林地、草地的，要符合有关法律法规并依法办理使用林地、草地相关手续；已办理林草使用手续的项目，如实施过程中涉及用地范围变更，而装机规模、建设乡镇无变化的，由县级能源主管部门出具变更批复后办理林草变更手续；装机规模、建设乡镇发生变化的，由项目原批准单位出具变更批复后办理林草变更手续。

第二十条严格执行“三同时”制度，确保环境保护、水土保持、林地林业生产条件及林草植被恢复工程与主体工程同时设计、同时施工、同时投入生产和使用。严格落实安全生产责任制，严防安全生产事故发生，加强施工质量管理，严格执行电力工程质量监督管理相关规定。项目设计、施工要结合实际制定实施方案，减少开挖，加强生态修复和治理。风电、光伏发电项目建设要防止边坡土石方倾倒。风电项目采用混塔工艺的设计要与周边环境相协调，光伏项目支架基础要采用对地表扰动较小的施工工艺。

第二十一条在风电、光伏发电项目取得核准备案后，优先由电网企业投资建设新能源配套送出工程，满足新能源并网需求，确保送出工程与电源建设的进度相匹配。对电网企业建设有困难或规划建设时序不匹配的新能源配套送出工程，允许风电、光伏发电项目投资主体投资建设。风电、光伏发电项目投资主体建设的配套送出工程应充分进行论证，并完全自愿，可以多家企业联合建设，也可以一家企业建设，多家企业共享，经电网企业与风电、光伏发电项目投资主体双方协商同意，可由电网企业依法依规进行回购。

第二十二条风电、光伏发电项目实行保障性并网和市场化并网相结合。纳入我省风电、光伏发电年度建设规模计划并按规定时序建成的项目，实行保障性并网，并按要求配置项目建设装机容量10%（满足2小时运行要求）以上储能或购买储能服务；未按规定时序全部建成的实行市场化并网，超过规定时序半年内（含半年）建成的部分，按装机容量的20%（满足2小时运行要求）以上配置储能或购买储能服务；超过规定时序半年以上但不超过一年（含一年）建成的部分，按装机容量的30%（满足2小时运行要求）以上配置储能或购买储能服务；超过规定时序一年以上未建成的部分，不予并网。

第二十三条风电、光伏发电项目建设，应按照国家有关规定开展环保、水保、消防、安全、并网等专项验收，在各专项验收及全部设备试运行验收通过后，由投资主体自行组织竣工验收。

第二十四条鼓励先进的风电、光伏发电装备制造企业研究开发适合我省条件的风电、光伏发电装备；鼓励风电项目选用符合我省条件的大型风力发电机组，充分开发利用风能资源。

第六章电网接入

第二十五条电网企业依据风电、光伏发电规划及年度建设规模，落实项目接入条件，加快配套电网建设和改造，保障项目及时并网和消纳。鼓励采用江南娱乐app下载地址 等先进技术，提高电力系统接纳风电、光伏发电的能力。

第二十六条电网企业应依据年度建设规模，建立网源沟通机制，加强网源协调发展，提高风电、光伏发电项目配套电力送出工程相关工作的效率，衔接好网源建设进度，满足相应并网条件后“能并尽并”。

第二十七条风电、光伏发电项目应符合国家有关风电、光伏电站接入电网的技术标准规范等有关要求，光伏发电项目应科学合理确定容配比。涉网设备必须通过经国家认可的检测认证机构检测认证，经检测认证合格的设备，电网企业非必要不得要求重复检测。项目投资主体要认真做好涉网设备管理，不得擅自停运和调整参数。

第二十八条项目主体工程和配套电力送出工程完工后，项目投资主体应及时组织项目竣工验收。项目投资主体提交并网运行申请书后，电网企业应按国家有关技术标准规范和管理规定，在规定时间内配合开展风电、光伏电站涉网设备和电力送出工程的并网调试、竣工验收，可结合实际参照《新能源场站并网调度协议示范文本》《购售电合同示范文本》与项目投资主体签订并网调度协议和购售电合同。

第二十九条电网企业应采取系统性技术措施，合理安排电网运行方式，完善风电、光伏电站并网运行的调度技术体系，按照有关规定保障风电、光伏电站安全高效并网运行。风电、光伏电站项目投资主体应加强运行维护管理，积极配合电网企业的并网运行调度管理。

第七章安全生产运行

第三十条风电、光伏发电项目工程完成后，投资主体应严格按照国家相关规定及标准，完成新能源并网检测和相关设备运行调试工作，确保设备正常运行。除豁免情形外，风电、光伏发电项目建成投运后，应按规定申请取得发电类电力业务许可证。

第三十一条风电、光伏发电项目应建立风电、光伏发电功率预测系统，电网调度机构根据其提供的发电功率预测情况，在确保电网安全稳定运行的前提下，优先保障风电、光伏发电项目电量收购，提高可再生能源电力消纳水平。电网企业、电力调度机构、电力交易机构等电力市场主题共同承担全省风电、光伏发电消纳责任。

第三十二条投资主体应建立健全安全生产责任制度，严格落实安全生产主体责任，发生重大事故和设备故障应及时向省级能源主管部门、国家能源局派出机构、电网调度机构报告。

第三十三条凝冻严重地区的风电、光伏发电项目冬季需采取抗凝冻措施，配置抗冰、融冰设备，提高项目利用小时数，确保设备安全稳定运行，降低对电网的安全影响。

第三十四条鼓励投资主体积极运用智能管理系统和集成运维技术，结合无人机、大数据、5G、云平台等先进技术和装备，科学提升安全生产管理水平。

第三十五条项目投资主体须在贵州省可再生能源信息平台按月填报项目生产运行信息，按周更新新建项目进度。根据国家“建档立卡”等要求，做好国家能源局可再生能源发电项目信息管理平台和贵州省“能源云”综合应用管理平台项目相关信息填报。市级和县级能源主管部门督促和指导项目投资主体做好“建档立卡”工作，推进风电、光伏发电项目绿色电力证书全覆盖。鼓励风电、光伏发电项目投资主体按照相关规则，积极参与电力市场化交易和电力现货交易。

第三十六条鼓励风电、光伏电站开展改造升级工作，应用先进、高效、安全的技术和设备。风电、光伏电站的拆除、设备回收与再利用，应符合国家资源回收利用和生态环境、安全生产等相关法律法规与政策要求，不得造成环境污染破坏与安全事故事件，鼓励项目投资主体为设备回收与再利用创造便利条件。

第八章监督管理

第三十七条省级能源主管部门指导市级、县级能源主管部门做好项目建设日常监管工作。项目所在地要积极创造良好投资环境，不得向投资主体提出不合理要求。

第三十八条投资主体在项目核准备案过程中不得弄虚作假，建设过程中不得出现拖欠农民工工资等违法违规现象。对存在失信行为、倒卖年度建设规模“指标”、建设期转让项目控制权、恶意竞争等企业，其项目一律不得纳入年度建设规模；对恶意拖欠农民工工资、发生安全事故、发生生态环境破坏事件等问题的企业，从严控制其项目开发并责令整改，情节严重的依照法律法规追究相关责任。

第三十九条电网企业和项目投资主体应加强信息统计体系建设，建立风电、光伏发电项目生产、并网运行、安全事故等信息收集、统计和管理机制。

第九章附则

第四十条本办法自发布之日起实施，《贵州省风电光伏发电项目管理暂行办法》废止。

第四十一条本办法视产业发展和工作情况可适时调整，施行期间国家另有规定的，从其规定。

第四十二条本办法由贵州省能源局负责解释。

贵州省分布式光伏发电开发建设管理实施细则

（征求意见稿）

第一章总则

第一条为促进分布式光伏发电高质量发展，助力构建新型电力系统，根据《中华人民共和国能源法》《中华人民共和国可再生能源法》《国务院办公厅转发国家发展改革委国家能源局关于促进新时代新能源高质量发展实施方案的通知》《分布式光伏发电开发建设管理办法》《电网公平开放监管办法》等有关规定，结合我省实际，制定本细则。

第二条本细则适用于贵州省行政区域内分布式光伏发电项目行业管理、备案管理、建设管理、电网接入、运行调度和监督管理等。

第三条鼓励符合法律规定的各类电力用户、投资企业、专业化合同能源服务公司、光伏设备企业、自然人等作为投资主体，依法依规开发建设和经营分布式光伏发电项目。

第四条分布式光伏发电项目分为自然人户用、非自然人户用、一般工商业和大型工商业四种类型。分布式光伏依托建筑物及其附属场所应当位于同一用地红线范围内。

自然人户用分布式光伏与公共电网连接点电压等级不超过380伏，非自然人户用分布式光伏与公共电网连接点电压等级不超过10千伏（20千伏）、总装机容量不超过6兆瓦，一般工商业分布式光伏与公共电网连接点电压等级不超过10千伏（20千伏）、总装机容量原则上不超过6兆瓦，大型工商业分布式光伏与公共电网连接点电压等级为35千伏、总装机容量原则上不超过20兆瓦或与公共电网连接点电压等级为110千伏、总装机容量原则上不超过50兆瓦。

第五条分布式光伏发电上网模式分为全额上网、全部自发自用、自发自用余电上网三种。

自然人户用、非自然人户用分布式光伏可选择全额上网、全部自发自用或自发自用余电上网模式。

一般工商业分布式光伏可选择全部自发自用或自发自用余电上网模式；采用自发自用余电上网的，年自发自用电量占发电量的比例具体由电网企业结合项目实际确定。

大型工商业分布式光伏原则上选择全部自发自用模式。

涉及自发自用的，用电方、发电项目应位于同一用地红线范围内。

第六条各市级、县级能源主管部门要规范分布式光伏开发建设市场秩序，不得设置违反市场公平竞争条件，不得要求配套产业或者投资、违规收取项目保证金，不得干预产权方自主选择投资主体。各类投资主体要充分考虑电网承载力、消纳能力、安全不对第三方造成损害等因素，有序开发建设分布式光伏发电项目。利用农户住宅建设的，应征得农户同意，考虑房屋结构安全，切实维护农户合法权益，不得违背农户意愿、强制租赁使用农户住宅。投资主体不得利用居民信息贷款或变相贷款，不得向居民转嫁金融风险。

第七条电网企业承担分布式光伏发电并网条件的落实或认定、电网接入与改造升级、调度能力优化、电量收购等工作，配合各级能源主管部门开展分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估。

第八条分布式光伏发电项目开发建设要积极服务乡村振兴战略，助力我省新型工业化建设，促进当地人民生活水平提高，优化工商业用电结构。分布式光伏发电项目设计、施工过程中，要加强和当地民族特色、村容村貌、园区整体风貌、城镇景观等相统一、相协调。新建建筑在设计、施工中应充分考虑以后分布式光伏发电的建设条件。

第二章行业管理

第九条省级能源主管部门统筹平衡集中式光伏发电与分布式光伏发电的发展需求，指导市级、县级能源主管部门综合考虑电力供需形势、系统消纳条件、电网接入承载力等，做好本地区分布式光伏发电规划，引导合理布局，指导电网企业做好配套的电网改造升级和投资计划，推动本省有关方面按照国家法律法规等规定做好分布式光伏发电的安全生产监督管理工作。

第十条各市级、县级能源主管部门在省能源局的指导下，会同有关部门推进辖区内分布式光伏开发建设，因地制宜利用各类建筑屋顶及附属场所，引导投资主体有序开发建设，做好项目对周边生产、生活、生态环境影响的防范措施。各县级能源主管部门根据当地平均利用小时数、光伏设备市场价格、项目合理化收益等加强对开发企业的指导，投资主体遵循公平合法、诚实信用原则，综合考虑投资建设成本、市场供求情况等，合理确定屋顶租赁价格，推广应用我省先进的光伏产品，设计案例。

第十一条各县级能源主管部门根据分布式光伏开发建设规划和电网承载力情况等，合理制定分布式光伏发电项目年度建设规模计划，电网企业及时公布区域电网分布式光伏承载力，按红、黄、绿分类，红色代表分布式光伏发电项目接入和消纳严重受限，分布式光伏发电项目投资风险较大；黄色代表分布式光伏发电项目接入和消纳一定程度受限，分布式光伏发电项目投资存在一定风险；绿色代表分布式光伏发电项目接入和消纳条件较好。

当分布式光伏发电项目已备案并具备建设条件，但是本地区暂无可开放容量时，各县级能源主管部门及时汇总报送省级能源主管部门，电网企业及有关方面及时开展系统性研究，统筹分布式光伏发电规模、用电负荷增长情况、各类调节资源开发条件和电网改造技术经济性等因素，综合制定解决方案。

第三章备案管理

第十二条分布式光伏发电项目由县级能源主管部门备案，按照“谁投资、谁备案”的原则明确备案主体。

自然人户用分布式光伏发电项目可由电网企业集中代理备案，也可由自然人自行向县级能源主管部门申请备案；

非自然人户用、一般工商业和大型工商业分布式光伏发电项目由投资主体向县级能源主管部门申请备案；

对于“光储充”一体化项目，可进行整体备案。

第十三条备案信息应至少包括项目名称、投资主体、建设地点、项目类型、建设规模、上网模式等。备案容量为交流侧容量（即逆变器额定输出功率之和）。备案主体要对备案信息的真实性、合法性和完整性负责，不得通过隐瞒情况、虚假申报等不正当手段备案，对于提供虚假资料的，不予办理相关手续，地方能源主管部门可按照有关规定进行处罚；对已办理备案的，地方能源主管部门按照有关规定进行处罚并取消备案。对于自然人户用分布式光伏、非自然人户用分布式光伏发电项目，应提供房屋所有权证明、设备不再运营拆除承诺等材料；未取得房屋产权证或土地证的，可由乡镇政府或街道办事处出具房屋物权证明或授权的村委会出具房屋物权证明，投资主体对取得的房屋物权证明真实性负责。

第十四条一般工商业、大型工商业分布式光伏发电项目位于同一用地红线内，通过分期建设、不同投资主体分别开发等形式建设的分布式光伏发电项目，不得新增与公共电网的连接点。

第十五条投资主体应按照备案信息进行建设，不得自行变更备案信息的重要事项。项目建设地点发生变化的应重新备案；项目建设规模及内容发生重大变化，或者放弃项目建设的，投资主体应当及时向备案机关申请变更或撤销备案。

项目投资主体可根据电力用户负荷、自身经营状况等情况，按照第五条规定变更上网模式一次，同时进行备案变更并上报备案机关，电网企业协助做好接网调整，项目投资主体与电网企业及其调度机构应重新签订并网协议和购售电合同。

大型工商业分布式光伏的电力用户负荷发生较大变化时，可将项目调整为集中式光伏电站，具体调整办法由省级能源主管部门组织电网企业研究确定。

第十六条县级能源主管部门规范分布式光伏发电项目备案流程、办事指南并及时公布。分布式光伏备案后应两年内建成，未按期建成发电的应提前30个工作日向备案机关申请延期，每个项目只能延期一次，延期时间不超过6个月。

第四章建设管理

第十七条分布式光伏发电项目投资主体应做好选址工作，及时向电网提交并网意见书，提出并网申请，取得电网企业并网意见后方可开工建设。建设场所必须合法合规，手续齐全，产权清晰。向电网企业申请接入电网的分布式光伏发电项目应当满足相关规划和本地区分布式光伏规模管理相关规定。

项目备案后，按照有关要求向电网企业提交并网申请、项目投资主体资格证明、发电地址权属证明等相关材料。自然人户用分布式光伏发电项目提供项目备案信息，其他类型的分布式光伏发电项目除提供项目备案信息外，还应提供并网相关的技术参数，包括光伏组件与逆变器的检测试验报告，以及项目前期工作进展情况等信息。

第十八条分布式光伏发电项目所依托的建筑物及附属设施应具有合法性，投资主体与项目所依托的建筑物、场地及附属设施所有人非同一主体时，投资主体应与所有人签订建筑物、场地及附属设施的使用或租用协议，视经营方式与电力用户签订合同能源服务协议。对于非自然人户用分布式光伏投资主体与自然人签订的合同与协议应权、责、利对等，应明确告知对方需履行的权利义务，不得采用欺骗、诱导等方式侵害自然人合法权益，不得转嫁不合理的责任与义务。根据国家能源局制定的非自然人户用分布式光伏标准合同文本，规范开发建设行为。

第十九条分布式光伏发电项目实施前，应对屋顶可使用年限、周边环境安全等进行评估，确保安全性和建设可行性。非自然人户用光伏、一般工商业光伏、大型工商业分布式光伏发电项目在实施前应对屋顶荷载能力进行第三方评估。分布式光伏发电项目采用的光伏电池组件、逆变器等设备应通过国家规定认证机构的认证，符合相关接入电网的技术要求。参与分布式光伏发电项目建设的设计、施工、检测和运维企业应满足相应资质要求。

第二十条分布式光伏发电项目应合理布置光伏组件朝向、倾角与高度。利用建筑物及其附属场所建设的，应满足建筑物结构安全、消防、防水、防风、防冰雪、防雷等有关要求，预留运维空间。鼓励分布式光伏发电项目投资主体采用建筑光伏一体化的建设模式。

第二十一条鼓励投资主体探索分布式光伏多元化应用场景建设，支持各地区探索构建增量配网、虚拟电厂、智能微网与大电网利益协调共享机制，促进源网荷储一体化开发，研究推动交能融合、光储充一体化、分布式光伏+储能、5G基站等开发模式。县级能源主管部门可根据本地区分布式光伏发展情况，引导投资主体自愿配建或租赁分布式储能设施，以聚合共建、租赁共享等模式统筹建设。

地面、水面等分布式光伏除符合分布式光伏相关管理要求外，还须符合用地、用林、用水等政策和安全管理要求。

第五章电网接入

第二十二条电网企业应针对不同类型的分布式光伏发电项目制定差异化接入电网工作制度，合理优化或简化工作流程，及时公布可开放容量、技术标准规范、新能源利用率等信息，提供“一站式”办理服务，落实接入服务责任，提升接入服务水平。电网企业应公布并及时更新分布式光伏发电接入系统典型设计方案。

对分布式光伏备案申请容量超过电网承载力的，电网企业及其调度机构要及时分析原因，通过加大电网升级改造力度、配置灵活调节能力等措施有效提升电网承载能力。

第二十三条电网企业要制定分布式光伏项目并网申请、审批及验收标准和流程，加强分布式光伏项目并网培训和指导，公平无歧视为分布式光伏项目提供电网接入服务。

向电网企业申请接入电网的分布式光伏发电项目应当满足相关规划和政策规定，按照有关要求向电网企业提交并网意向书、项目投资主体资格证明、发电地址权属证明等相关材料。自然人户用分布式光伏发电项目提供备案信息，其他类型除提供备案信息外，还应提供项目前期工作进展情况等信息。

收到分布式光伏发电项目并网意向书后，应当于2个工作日内给予书面回复，符合要求的，电网企业应当出具受理通知书，不符合要求的，电网企业应当出具不予受理的书面凭证，需补充资料的，电网企业应当一次性书面告知。逾期不回复的，电网企业自收到项目并网意向书之日起视为已受理。

第二十四条分布式光伏发电项目投资主体应在满足电网安全运行的前提下，统筹考虑建设条件、电网接入点等因素，结合实际合理选择接入系统设计方案。

自然人户用分布式光伏发电项目由电网企业免费提供接入系统相关方案，其他类型的分布式光伏发电项目应开展接入系统设计工作，鼓励非自然人户用分布式光伏以集中汇流方式接入电网。电网企业应按照相关行业标准，根据接入系统设计要求，及时一次性地提供开展接入系统设计所需的电网现状、电网规划、接入条件等基础资料。确实不能及时提供的，电网企业应书面告知项目投资主体，并说明原因。各方应按照国家有关信息安全与保密的要求，规范提供和使用有关资料。

收到接入系统设计方案报告后，电网企业应当于2个工作日内给予书面回复。电网企业受理接入系统设计方案后，应当根据国家和行业技术标准、规范，及时会同项目投资主体组织对接接入系统设计方案进行研究，并向投资主体出具书面回复意见。

接入系统电压等级为110千伏（66千伏）的，电网企业应当于20个工作日内出具书面答复意见；

接入系统电压等级为35千伏及以下的，电网企业应当于10个工作日内出具答复意见。

第二十五条电网企业并网验收时应复核光伏组件、逆变器等设备是否符合国家规定的认证许可机构检测认证，是否符合相关接入电网的技术要求；接入系统方案是否符合国家相关标准和规定；复核设备（包括光伏组件、逆变器等）购置发票与投资主体的一致性，不一致的应督促投资主体进行完善。

第二十六条接入公共电网的分布式光伏发电项目，接入系统工程以及因接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。接入用户侧的分布式光伏发电项目，用户侧的配套工程由项目投资主体投资建设。因项目接入电网引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。新建的分布式光伏发电项目实现“可观、可测、可调、可控”，提升分布式光伏发电接入电网承载力和调控能力。电网企业应对分布式光伏发电项目的全部发电量、上网电量分别计量，免费提供并安装计量表计。

分布式光伏发电项目投资主体采用集中汇流方式实现接入电网时，电网企业负责提供分布式光伏发电项目与公共电网的连接点，相关汇流设施、接网配套设施原则上由发电项目投资主体投资建设与运维。

第二十七条全额上网、自发自用余电上网的分布式光伏发电项目投资主体应在并网投产前与电网企业签订购售电合同，各类分布式光伏项目还应在并网投产前与电网企业及其调度机构签订《并网调度协议》，合同参照《新能源场站并网调度协议示范文本》《购售电合同示范文本》，双方协商一致后可简化相关条款内容。按照有关规定，分布式光伏豁免电力业务许可证。全部自发自用分布式发电光伏项目电网接入，可委托当地电网企业办理接入手续，由其他单位办理的，由当地能源主管部门做好监督指导。

第二十八条分布式光伏发电项目应科学合理确定容配比，交流侧容量不得大于备案容量。涉网设备必须符合国家及行业有关涉网技术标准规范等要求，通过国家认可的检测认证机构检测认证，经检测认证合格后，电网企业非必要不得要求重复检测。分布式光伏发电项目竣工后，电网企业应按照相关标准开展并网特性检验，检验合格后予以并网投产。

第六章运行调度

第二十九条项目备案后，投资主体、电网企业应按月通过国家能源局可再生能源发电项目信息管理平台、贵州省可再生能源信息管理平台、全国新能源电力消纳监测预警平台按要求报送项目的备案、开工建设、竣工、运行等信息。电网企业按照第四条规定做好项目分类统计和监测。

分布式光伏发电项目应在建成并网一个月内完成建档立卡填报工作，并及时更新。

自然人户用分布式光伏发电项目原则上由电网企业负责填报并提交相关信息。

非自然人户用、一般工商业、大型工商业分布式光伏发电项目应由项目投资主体负责填报，电网企业提交相关信息。

全部自发自用分布式光伏发电项目，由县级能源主管部门督促投资主体负责填报。

建档立卡的分布式光伏发电项目按全部发电量核发绿证，其中上网电量核发可交易绿证，项目投资主体持有绿证后可根据绿证相关管理规定自主参与绿证交易。

第三十条分布式光伏发电项目投资主体是项目的安全生产责任主体，必须贯彻执行国家及行业安全生产管理规定，依法加强项目建设运营全过程的安全生产管理。项目建设应采用先进技术、先进材料、先进工艺等，保障项目建设、运行安全，提高发电效率。承担分布式光伏发电安全生产监管职责的有关方面应建立协同配合机制，依法依规依职责分工加强监管。

第三十一条分布式光伏发电项目投运后，投资主体可自行或委托专业化运维公司等第三方作为运维管理责任单位。分布式光伏发电项目投资主体、有关设备制造供应商、运维管理责任单位应严格执行调度运行、网络安全与数据安全等有关管理规定，加强涉网设备管理，配合电网企业及其调度机构做好并网调度运行管理，不得擅自停运或调整涉网参数。

第三十二条分布式光伏发电可独立或者通过微电网、源网荷储一体化、虚拟电厂聚合等形式参与调度，电网企业及其调度机构进行调度应当做到公开、公平、公正，保障电网安全稳定运行。

分布式光伏发电项目与用户开展专线供电（不直接接入公共电网且用户与发电项目投资方为同一法人主体）的，发电、用电双方应按照有关规定承担政府性基金及附加、系统备用费、政策性交叉补贴等，公平承担相应的责任和义务。

自然人户用分布式光伏免收政府性基金及附加费用、系统备用容量费。对分布式光伏发电自发自用电量免收可再生能源电价附加等针对电量征收的政府性基金及附加。

第三十三条投资主体应预留项目通信传输接口，电网企业应建设分布式光伏发电项目管理平台，每月向省级能源主管部门报送分布式光伏发电项目情况。对于全部自发自用分布式光伏发电项目，委托电网企业组织验收。

第三十四条省级能源主管部门应组织、指导电网企业以县级行政区域为单元，按季度公布分布式光伏发电并网及消纳情况，并做好预测分析，引导理性投资、有序建设。对分布式光伏发电项目投资主体等有关方面反映的问题，地方能源主管部门要会同电网企业等有关单位及时协调、督导和纠正。

第三十五条鼓励分布式光伏发电项目开展改造升级工作，应用先进、高效、安全的技术和设备，鼓励为设备回收与再利用创造便利条件。分布式光伏发电项目的拆除、设备回收与再利用，应符合国家资源回收利用和生态环境、安全生产等相关法律法规与政策要求，不得造成环境污染、破坏与安全事故事件。

第三十六条县级能源主管部门组织，电网公司配合，每季度对区域内分布式光伏发电项目建设运行情况进行检查或抽查，并下达书面整改通知书，重点对有无保护装置和保护装置是否投运、电能质量是否合格、是否存在安全隐患等情况进行检查。

第七章监督管理

第三十七条各市级、县级能源主管部门积极做好指导服务，加强政策宣贯，优化营商环境。

第三十八条投资主体要认真履行项目建设及安全生产主体责任，县级能源主管部门加强项目开发、建设、运营等监管，加强沟通协调，建立协同机制，化解矛盾纠纷。

第八章附则

第三十九条市级、县级能源主管部门可结合实际情况，参照参照细则法开展离网型分布式光伏发电的备案管理等工作。

第四十条本细则自发布之日起施行，根据分布式光伏发展适时调整，与国家有关法律法规相抵触，以国家法律法规为准，施行期间国家另有规定的，从其规定。

第四十一条对于本细则发布之日前已备案且于2025年5月1日前并网投产的分布式光伏发电项目，仍按原有政策执行。

第四十二条《省能源局关于进一步做好分布式光伏发展工作的通知》（黔能源新〔2021〕115号）同时废止。

热门标签：光伏发电项目 风电 分布式光伏

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