國家分布式補貼政策
分布式電價補貼標準為每千瓦時0.42元(含稅，下同)，光伏發電項目自投入運營起執行標桿上網電價或電價補貼標準，期限原則上為20年。
分布式：
電價補貼標準為每千瓦時0.42元(含稅，下同)，光伏發電項目自投入運營起執行標桿上網電價或電價補貼標準，期限原則上為20年。光伏發電先確定標桿電價，2022年以后的價格另行制定。
國家給予分布式光伏的優惠政策
根據國能新能〔2013〕433號、國家電網財[2013]2044號文，分布式是光伏項目的前期工作和并網辦理流程大大簡化。
1)免除發電業務許可、規劃選址、土地預審、水土保持、環境影響評價、節能評估及社會風險評估等支持性文件;
2)個人項目由電網公司代備案
自然人利用自有住宅及在住宅區域內建設的分布式光伏發電項目，由當地電網企業直接登記并集中向當地能源主管部門備案。
根據國家電網財[2013]2044號文，分布式是光伏項目的并網辦理流程大大簡化。
1)鼓勵地市級或縣級政府結合當地實際，建立與電網接入申請、并網調試和驗收、電費結算和補貼發放等相結合的分布式光伏發電項目備案、竣工驗收等一站式服務體系，簡化辦理流程;
2)由地市級或縣級電網企業按照簡化程序辦理相關并網手續，并免費提供并網咨詢、電能表安裝、并網調試及驗收等服務;
根據《關于完善光伏發電規模管理和實行競爭方式配置項目的指導意見》(發改能源[2022]1163號)，光伏項目的備案被分為三類：
普通光伏項目和領跑者項目，都要采取競爭性配置的方式獲得規模指標。
屋頂項目不分“自發自用、余電上網”還是“全額上網”，都不限指標。
為了解決屋頂難找的問題，地方政府也在想辦法解決。很多地方政府都對下轄的現有建筑、新建建筑的標準作出規定，提出要按照分布式光伏的標準考慮。
對于現有建筑屋頂，全國9個省/市/縣(北京市、南昌市、太原市、杭州市、富陽市、德清縣、龍游縣、江山市、安吉縣)規定下轄區域內，已有企業年綜合能耗達到1000~5000噸標煤等不同標準時，政府鼓勵或強制要求在屋頂上安裝光伏發電項目。
對于新建建筑屋頂，全國18個省/市/縣(合肥市、洛陽市、無錫市、鎮江市、南昌市、太原市、浙江省、杭州市、德清縣、嘉興市、溫州市、洞頭縣、瑞安市、樂清市、永嘉縣、紹興市、安吉縣、麗水市)規定下轄區域內，新建建筑屋頂面積達到1000~3000等不同標準時，政府鼓勵或強制要求屋頂按照安裝分布式光伏項目的要求進行同步規劃、設計、施工和驗收。
目安裝企業在建筑物上建設分布式光伏發電項目不應降低建筑物自身或相鄰建筑物的建筑日照標準，不得違反城鄉規劃管理的相關法律法規。
在企業建筑物屋頂建設的分布式光伏發電項目，光伏組件頂端屋頂地面平均高度不得高于2.5米；在居民建筑物屋頂建設的分布式光伏發電項目，光伏組件頂端屋頂地面平均高度不得高于2.8米。光伏板下方四周不得進行任何形式的圍合。
1.建設流程
前期接觸——了解業主建設電站需求、期望裝機容量、項目投資來源。
項目現場考察——主要考察地自然資源、用電價格、建筑屋頂圖紙、當地補貼、用電負荷、并網流程（電網公司）、項目備案（發改委）
前期方案設計——包涵本項目裝機容量、發電量、電網接入方式及接入等級、屋頂載荷計算、投資及回收期限分析。
反饋業主——項目洽談，項目投資來源確定、初步報價等。
項目前期手續——咨詢當地電網公司和發改委
電站建設和驗收——在發改委備案和拿到電網接入許可后可進行光伏電站建設和驗收
2.申請流程
分布式光伏項目業主在準備好相關資料后，向地市或縣級電網公司客戶服務中心提出接入申請，客戶服務中心協助項目業主填寫接入申請表；接入申請受理后在電網公司承諾時限內，客戶服務中心將通知項目業主確認接入系統方案；項目建成后業主向客戶服務中心提出并網驗收和調試申請，電網企業將完電能計量裝置安裝、購售電合同及調度協議簽訂、并網驗收及調試工作，之后項目即可并網發電
國家分布式補貼政策
分布式電價補貼標準為每千瓦時0.42元(含稅，下同)，光伏發電項目自投入運營起執行標桿上網電價或電價補貼標準，期限原則上為20年。
分布式：
電價補貼標準為每千瓦時0.42元(含稅，下同)，光伏發電項目自投入運營起執行標桿上網電價或電價補貼標準，期限原則上為20年。光伏發電先確定標桿電價，2021年以后的價格另行制定。
國家給予分布式光伏的優惠政策
根據國能新能〔2013〕433號、國家電網財[2013]2044號文，分布式是光伏項目的前期工作和并網辦理流程大大簡化。
1)免除發電業務許可、規劃選址、土地預審、水土保持、環境影響評價、節能評估及社會風險評估等支持性文件;
2)個人項目由電網公司代備案
自然人利用自有住宅及在住宅區域內建設的分布式光伏發電項目，由當地電網企業直接登記并集中向當地能源主管部門備案。
根據國家電網財[2013]2044號文，分布式是光伏項目的并網辦理流程大大簡化。
1)鼓勵地市級或縣級政府結合當地實際，建立與電網接入申請、并網調試和驗收、電費結算和補貼發放等相結合的分布式光伏發電項目備案、竣工驗收等一站式服務體系，簡化辦理流程;
2)由地市級或縣級電網企業按照簡化程序辦理相關并網手續，并免費提供并網咨詢、電能表安裝、并網調試及驗收等服務;
根據《關于完善光伏發電規模管理和實行競爭方式配置項目的指導意見》(發改能源[2021]1163號)，光伏項目的備案被分為三類：
普通光伏項目和領跑者項目，都要采取競爭性配置的方式獲得規模指標。
屋頂項目不分“自發自用、余電上網”還是“全額上網”，都不限指標。
為了解決屋頂難找的問題，地方政府也在想辦法解決。很多地方政府都對下轄的現有建筑、新建建筑的標準作出規定，提出要按照分布式光伏的標準考慮。
對于現有建筑屋頂，全國9個省/市/縣(北京市、南昌市、太原市、杭州市、富陽市、德清縣、龍游縣、江山市、安吉縣)規定下轄區域內，已有企業年綜合能耗達到1000~5000噸標煤等不同標準時，政府鼓勵或強制要求在屋頂上安裝光伏發電項目。
對于新建建筑屋頂，全國18個省/市/縣(合肥市、洛陽市、無錫市、鎮江市、南昌市、太原市、浙江省、杭州市、德清縣、嘉興市、溫州市、洞頭縣、瑞安市、樂清市、永嘉縣、紹興市、安吉縣、麗水市)規定下轄區域內，新建建筑屋頂面積達到1000~3000等不同標準時，政府鼓勵或強制要求屋頂按照安裝分布式光伏項目的要求進行同步規劃、設計、施工和驗收。
除了國家補貼以外，全國很多有實力的省、市、縣，在國家補貼的基礎上又出臺了地方補貼
據不完全統計，目前，全國共9個省(北京、山東省、江蘇省、江西省、河北省、上海市、吉林省、湖南省、浙江省)有省級單獨的度電補貼;10個地級市(合肥市、南昌市、商洛市、杭州市、寧波市、嘉興市、溫州市、紹興市、衢州市、麗水市)有市級單獨的度電補貼;12個縣級單位(蕭山區、富陽市、建德市、德清縣、安吉縣、洞頭縣、瑞安市、樂清市、永嘉縣、龍游縣、江山縣、余姚市)有縣級單獨的度電補貼。
全國共2個省(江西省、陜西省)、4個市(無錫市、合肥市、嘉興市、紹興市)、8個縣(富陽市、建德市、德清縣、安吉縣、洞頭縣、永嘉縣、龍游縣、江山縣)給予初始投資補貼。
以在北京市普通商業建筑上建設光伏項目為例，無論是自用電量還是上網電量，電價均在1元/kWh以上：
6、補貼結算有保障
國家可再生能源補貼實行由電網企業按月轉付補貼資金的制度。
當可再生能源附加不足時，優先發放分布式光伏項目的補貼;而且，自然人投資的分布式光伏項目，補貼由電網公司墊付。
另外，在剛剛頒布的《關于試行可再生能源綠色電力證書核發及自愿認購交易制度的通知》中，未把分布式光伏項目納入綠證范圍之內?？梢?，國家計劃在地面電站領域，用市場化的手段解決補貼問題;然而，在分布式光伏領域，將仍然采用可再生能源附加的形式來解決。由于綠證價格低于可再生能源附加，因此，分布式光伏項目的補貼保障性更強!
7、電量可計入節能量
根據《“十三五”節能減排綜合工作方案》，到2021年全國萬元GDP能耗要下降15%，各企業節能壓力大。
然而，根據各地的分布式光伏政策：企業建設自發自用的分布式光伏項目，使用的分布式光伏項目產生電量，可計入企業的節能量。
8、不參與競爭售電
在《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發〔2021〕9號)中，對于分布式電站的提法：
(五)穩步推進售電側改革，有序向社會資本放開售電業務。
18、多途徑培育市場主體。
允許符合條件的高新產業園區或經濟技術開發區，組建售電主體直接購電;鼓勵社會資本投資成立售電主體，允許其從發電企業購買電量向用戶銷售;允許擁有分布式電源的用戶或微網系統參與電力交易;鼓勵供水、供氣、供熱等公共服務行業和節能服務公司從事售電業務;允許符合條件的發電企業投資和組建售電主體進入售電市場，從事售電業務。
同時，根據電改系列文件中的配套附件4《關于有序放開放用電計劃的實施意見》：
(一)優先發電基本內容。
優先發電是指按照政府定價或同等優先原則，優先出售電力電量。優先發電容量通過充分安排發電量計劃并嚴格執行予以保障，擁有分布式風電、太陽能發電的用戶通過供電企業足額收購予以保障，目前不參與市場竟爭。
(二)優先發電適用范圍。
為便于依照規劃認真落實可再生能源發電保障性收購制度，納入規劃的風能、太陽能、生物質能等可再生能源發電優先發電。
該分散式光伏接入系統規定如下：
一、支架安裝的驗收
1.采用緊固件的支架，緊固點應牢固，不應有彈墊未壓平等現象。
2.支架傾斜角度偏差不應大于±1°
3.支架安裝的垂直度及水平度的偏差應符合現行國家標準《光伏電站施工規范》的有關規定。
4.支架的防腐處理應符合設計要求。
二、光伏組件安裝的驗收
1.光伏組件的外觀及接線盒、連接器應完好無損，無劃傷及隱裂現象。
2.光伏組件間接插件連接應牢固，連接線應進行處理、整齊、美觀。
3.光伏組件安裝傾斜角度偏差不大于±1°。
4.相鄰光伏組件邊緣高差小于等于2mm，同組光伏組件邊緣高差小于等于5mm。
5.方陣的絕緣電阻應符合設計要求。
6.光伏組件進行串連接后應對光伏組串的開路電壓和短路電流進行測試。
需要。 建設單位應當向公安機關消防機構申請消防設計審核，并在建設工程竣工后申請消防驗收。。
發電企業應當按照《消防安全責任制實施辦法》，嚴格落實消防安全主體責任，制定本單位的消防安全制度、消防安全操作規程、滅火和應急疏散預案。
向物價局提交上網電價申請，物價局批復上網電價文件，相供電公司提交光伏電站上網關口申請，供電公司批復上網關口，將電能計量。裝置送電科院進行校驗安裝，提交光伏電站接入間隔和送出線路調度命令申請及資料。
供電公司下達光伏電站接入間隔和宋城縣令調度命名名。調管設備范圍劃分向省質量監督中心站提交并驗并網驗收申請及自查報告等資料。
省質量監督中心站組織對工程項目進行并網前。檢查驗收對省質量監督。中心站驗收不合格項進行消缺將消缺整改情況報省質量監督中心站復查。
是樹葉省質監站出具驗收報告相，供電公司提交并網驗收申請及資料，供電公司進行圖紙及主要設備參數等資料審查，供電公司組織各部門進行并網前驗收。
對于驗收相供電公司提交辦理并網調度協議的資料，辦理并網調度協議，向供電公司提交辦理購售電合同資料。那你跟我說點合同向供電公司提交辦理供電合同資料，辦理供用電合同，縣供電公司提前光伏電站設備的保護定值審核備案，縣供電公司提交工分電站頭雁計劃。
有的，依據《光伏電站設計規范》設計
測評標準是特殊行業則必須按照周期來進行測評。這里提醒一下，一定要找有資質的等保測評機構辦理等保測評業務，否則就會浪費時間與精力哦。
等保測評的全稱是信息安全等級保護測評，是經公安部認證的具有資質的測評機構；
依據國家信息安全等級保護規范規定，受有關單位委托，按照有關管理規范和技術標準，對信息系統安全等級保護狀況進行檢測評估的活動。
第一章 總 則
第一條 為規范分布式光伏發電項目建設管理，推進分布式光伏發電應用，根據《中華人民共和國可再生能源法》、《中華人民共和國電力法》、《中華人民共和國行政許可法》，以及《國務院關于促進光伏產業健康發展的若干意見》，制定本辦法。
第二條 分布式光伏發電是指在用戶所在場地或附近建設運行，以用戶側自發自用為主、多余電量上網且在配電網系統平衡調節為特征的光伏發電設施。
第三條 鼓勵各類電力用戶、投資企業、專業化合同能源服務公司、個人等作為項目單位，投資建設和經營分布式光伏發電項目。
第四條 國務院能源主管部門負責全國分布式光伏發電規劃指導和監督管理；地方能源主管部門在國務院能源主管部門指導下，負責本地區分布式光伏發電規劃、建設的監督管理；國家能源局派出機構負責對本地區分布式光伏發電規劃和政策執行、并網運行、市場公平及運行安全進行監管。
第五條 分布式光伏發電實行“自發自用、余電上網、就近消納、電網調節”的運營模式。電網企業采用先進技術優化電網運行管理，為分布式光伏發電運行提供系統支撐，保障電力用戶安全用電。鼓勵項目投資經營主體與同一供電區內的電力用戶在電網企業配合下以多種方式實現分布式光伏發電就近消納。[1]
第二章 規模管理
第六條 國務院能源主管部門依據全國太陽能發電相關規劃、各地區分布式光伏發電發展需求和建設條件，對需要國家資金補貼的項目實行總量平衡和年度指導規模管理。不需要國家資金補貼的項目不納入年度指導規模管理范圍。
第七條 省級能源主管部門根據本地區分布式光伏發電發展情況，提出下一年度需要國家資金補貼的項目規模申請。國務院能源主管部門結合各地項目資源、實際應用以及可再生能源電價附加征收情況，統籌協調平衡后，下達各地區年度指導規模，在年度中期可視各地區實施情況進行微調。
第八條 國務院能源主管部門下達的分布式光伏發電年度指導規模，在該年度內未使用的規模指標自動失效。當年規模指標與實際需求差距較大的，地方能源主管部門可適時提出調整申請。
第九條 鼓勵各級地方政府通過市場競爭方式降低分布式光伏發電的補貼標準。優先支持申請低于國家補貼標準的分布式光伏發電項目建設。[1]
第三章 項目備案
第十條 省級及以下能源主管部門依據國務院投資項目管理規定和國務院能源主管部門下達的本地區分布式光伏發電的年度指導規模指標，對分布式光伏發電項目實行備案管理。具體備案辦法由省級人民政府制定。
第十一條 項目備案工作應根據分布式光伏發電項目特點盡可能簡化程序，免除發電業務許可、規劃選址、土地預審、水土保持、環境影響評價、節能評估及社會風險評估等支持性文件。
第十二條 對個人利用自有住宅及在住宅區域內建設的分布式光伏發電項目，由當地電網企業直接登記并集中向當地能源主管部門備案。不需要國家資金補貼的項目由省級能源主管部門自行管理。
第十三條 各級管理部門和項目單位不得自行變更項目備案文件的主要事項，包括投資主體、建設地點、項目規模、運營模式等。確需變更時，由備案部門按程序辦理。
第十四條 在年度指導規模指標范圍內的分布式光伏發電項目，自備案之日起兩年內未建成投產的，在年度指導規模中取消，并同時取消享受國家資金補貼的資格。
第十五條 鼓勵地市級或縣級政府結合當地實際，建立與電網接入申請、并網調試和驗收、電費結算和補貼發放等相結合的分布式光伏發電項目備案、竣工驗收等一站式服務體系，簡化辦理流程，提高管理效率。[1]
第四章 建設條件
第十六條分布式光伏發電項目所依托的建筑物及設施應具有合法性，項目單位與項目所依托的建筑物、場地及設施所有人非同一主體時，項目單位應與所有人簽訂建筑物、場地及設施的使用或租用協議，視經營方式與電力用戶簽訂合同能源服務協議。
第十七條 分布式光伏發電項目的設計和安裝應符合有關管理規定、設備標準、建筑工程規范和安全規范等要求。承擔項目設計、咨詢、安裝和監理的單位，應具有國家規定的相應資質。
第十八條 分布式光伏發電項目采用的光伏電池組件、逆變器等設備應通過符合國家規定的認證認可機構的檢測認證，符合相關接入電網的技術要求。[1]
第五章 電網接入和運行
第十九條 電網企業收到項目單位并網接入申請后，應在20個工作日內出具并網接入意見，對于集中多點接入的分布式光伏發電項目可延長到30個工作日。
第二十條 以35千伏及以下電壓等級接入電網的分布式光伏發電項目，由地市級或縣級電網企業按照簡化程序辦理相關并網手續，并提供并網咨詢、電能表安裝、并網調試及驗收等服務。
第二十一條 以35千伏以上電壓等級接入電網且所發電力在并網點范圍內使用的分布式光伏發電項目，電網企業應根據其接入方式、電量使用范圍，本著簡便和及時高效的原則做好并網管理，提供相關服務。
第二十二條 接入公共電網的分布式光伏發電項目，接入系統工程以及因接入引起的公共電網改造部分由電網企業投資建設。接入用戶側的分布式光伏發電項目，用戶側的配套工程由項目單位投資建設。因項目接入電網引起的公共電網改造部分由電網企業投資建設。
第二十三條 電網企業應采用先進運行控制技術，提高配電網智能化水平，為接納分布式光伏發電創造條件。在分布式光伏發電安裝規模較大、占電網負荷比重較高的供電區，電網企業應根據發展需要建設分布式光伏發電并網運行監測、功率預測和優化運行相結合的綜合技術體系，實現分布式光伏發電高效利用和系統安全運行。
分布式光伏發電項目工程驗收要求
一、支架安裝的驗收
1.采用緊固件的支架，緊固點應牢固，不應有彈墊未壓平等現象。
2.支架傾斜角度偏差不應大于±1°
3.支架安裝的垂直度及水平度的偏差應符合現行國家標準《光伏電站施工規范》的有關規定。
4.支架的防腐處理應符合設計要求。
二、光伏組件安裝的驗收
1.光伏組件的外觀及接線盒、連接器應完好無損，無劃傷及隱裂現象。
2.光伏組件間接插件連接應牢固，連接線應進行處理、整齊、美觀。
3.光伏組件安裝傾斜角度偏差不大于±1°。
4.相鄰光伏組件邊緣高差小于等于2mm，同組光伏組件邊緣高差小于等于5mm。
5.方陣的絕緣電阻應符合設計要求。
6.光伏組件進行串連接后應對光伏組串的開路電壓和短路電流進行測試。
三、逆變器設備安裝的驗收
1.匯流箱標識應齊全，箱體與支架連接應牢固。
2.逆變器外觀及主要零部件不應有損壞和受潮現象，元器件不應有松動或丟失。
3.逆變器的標簽內容應符合要求，應標明負載的連接點和極性。
4.逆變器的交流側接口處應牢固可靠。
5.逆變器與基礎間連接應牢固可靠。
6.變壓器和互感器的安裝驗收應符合國家現行標準《電氣裝置安裝工程電力變壓器、油浸電抗器、互感器施工及規范驗收》的有關規定。
四、電纜安裝的驗收
1.直流電纜的規格應符合設計要求；標示牌應裝設齊全、正確、清晰。
2.直流電纜的固定、彎曲半徑、有關距離應符合設計要求。
3.直流電纜線路所有接地的接點與接地極應接觸良好，接地電阻值應符合設計要求。
4.防火措施應符合設計要求。
5.交流電纜安裝的驗收應符合現行國家標準《電氣裝置安裝工程 電纜線路施工及驗收規范》的有關規定。
五、電站監控系統安裝的驗收
1.布防線纜的規格、型號和位置應符合設計要求，線纜排列應整齊美觀，外皮無損傷；綁扎后的線纜應互相緊密靠攏，外觀平直整齊，線扣間距均勻，松緊適度。
2.信號傳輸線的信號傳輸方式與傳輸距離應匹配，信號傳輸質量應滿足設計要求。
3.信號傳輸線和電源電纜應分離布放，可靠接地。
4.環境檢測儀的安裝位置需要視野開闊，且一年當中日出和日沒方位不能有大于5度的遮擋物。
5.通信系統應滿足調度自動化、繼電保護、安全自動裝置等對電力通信的要求。
六、防雷與接地安裝的驗收
1.光伏發電站防雷系統的施工應按照設計文件的要求進行。
2.地面光伏系統的金屬支架應與主接地網可靠連接；光伏組件應將邊框可靠接地。
3.匯流箱及逆變器等電器設備的接地應牢固可靠、導通良好，金屬盤門應用裸銅軟導線與金屬構架或接地排可靠接地。
4.光伏發電站的各接地點接地電阻阻值應滿足設計要求（通常小于4Ω）
400-001-8882
