一、加强分布式光伏并网规模管理。统筹集中式和分布式光伏项目并网规模管理，单点接入小于6兆瓦的工商业分布式光伏项目（指利用工商业企业自有建设用地范围内屋顶或地面建设的分布式光伏）和户用光伏项目（指利用自然人宅基地范围内屋顶或地面建设的分布式光伏，包括自然人全款购、合作开发和融资租赁等模式）按照就近消纳原则，在具备接入容量的区域开发建设，暂不纳入年度建设规模管理；新增备案小于6兆瓦的地面光伏电站（包括利用坑塘水面、结合农业大棚、牲畜养殖等建设的光伏电站项目）纳入年度建设规模管理，未纳入年度建设规模的项目不得开工建设、不得并网。

  二、开展分布式光伏接入电网承载力评估。国网安徽省电力公司应组织各市供电公司以县为单位，依照国家能源局《分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估试点实施方案》和《分布式电源接入电网承载力评估导则》（DL/T2041）要求，每季度末月20日前完成分布式光伏接入电网承载力分析，明确分布式光伏开发红、黄、绿域，测算辖区内变电站、线路、台区可接入容量，每季度末通过电网企业门户网站、营业厅等渠道向社会公布，并报所在县级能源主管部门。

  三、规范分布式光伏项目备案管理。分布式光伏项目实行属地备案管理。其中，自然人全款购模式户用光伏项目由电网企业代自然人向当地能源主管部门申请备案；其他分布式光伏项目由屋顶产权所有人自主选择投资开发企业后，由投资开发企业申请备案。备案规模原则上为交流侧容量（即逆变器额定输出功率之和）。各地应严格执行《企业投资项目核准和备案管理办法》的规定及时办理备案，不得擅自增减审查条件。项目申报人应对提交的备案材料真实性、合法性、完整性负责，存在弄虚作假的，按有关法律法规处理。

  四、做好分布式光伏项目电网接入服务。电网企业要加强与地方能源主管部门沟通对接，结合新能源项目发展需要，及时优化电网规划建设方案和资本预算安排。电网企业应设立分布式光伏发电“一站式”并网服务窗口，明确办理并网手续的申请条件、工作流程、办理时限，在电网可接入容量范围内，按照申报接入时间顺序出具分布式光伏项目电网接入意见，严禁超容量接入。电网企业未出具接入意见的分布式光伏项目不得擅自开工建设。全款购模式户用光伏以自然人名义申请电网接入，电网企业在并网前应通过核验申请人自然人身份及主要光伏发电设备（包括光伏组件、逆变器等）购置发票等方式来进行确认；其他分布式光伏项目应在完成备案后，以备案企业名义申请电网接入。所有户用光伏项目申请电网接入时，用电户名与光伏新装屋顶户主身份证明一致的，无需提供产权证明。

  五、加强分布式光伏建设并网管理。分布式光伏项目要严格按照备案内容建设实施，投资主体要认真落实各项安全管理要求，相关设计、施工、监理等参建单位应具备国家规定资质，使用的光伏产品应符合国家有关技术标准。项目应经电网企业组织涉网设备验收合格和调试后并网运行，由电网企业依规统一调度，新增分布式光伏应具备可观可测可控可调功能，已有分布式光伏逐步改造具备相应功能。未经允许，分布式光伏系统制造商、集成商、安装单位均不得保留远方控制接口及相应能力。

  六、提升接入消纳分布式光伏能力。电网企业要针对分布式光伏接入受限区域，统筹区域负荷水平和分布式光伏需求等因素，进一步加快电网升级改造，优化电网调度方式，提高电网接纳高比例分布式光伏发电的能力。鼓励分布式光伏“自发自用，余量上网”，减小公共电网运行压力，优先支持分布式光伏项目就近低压接入，不具备低压接入条件的地区，分布式光伏投资主体可探索汇集送出。鼓励分布式光伏投资企业、电网企业综合考虑分布式光伏开发规模、负荷特性等因素，探索在消纳困难变电站（台区）集中配置或租赁独立储能设施，承诺配储的项目优先接入消纳。

  七、加强分布式光伏运行监督管理。项目投资主体要切实承担起分布式光伏项目运行维护的主体责任，应及时采取一定的措施消除项目安全风险隐患，确保光伏发电系统安全运作。各级电网企业要加强对辖区内分布式光伏项目并网运作情况监测分析，每年对所在地能源主管部门报送分析报告。各级能源主管部门要组织电网企业组织涉网检查工作，重点检查有没有保护设施和保护设施是否投运、是否私自调整逆变器参数、电能质量是不是合格、涉网设备是不是真的存在安全风险隐患等情况，对有一定的问题的应依规向用户和相关单位下达限期整改通知书，拒不整改的应依规解网，并按规定及时向国家能源局派出机构、地方电力管理部门报送。各地、电网企业要建立对接机制，按照“十四五”规划的能源结构调整优化的目标要求，共同加强新能源项目建设和运营管理。

  本通知自印发之日起实施。印发前已备案的小于6兆瓦的地面光伏电站，落实电网接入消纳条件后可开工建设，2023年12月底前未并网的，比照新增项目管理。

  中国电力网于1999年正式上线运行，是中国电力发展促进会主办的全国性电力行业门户网站。