5月25日，安顺市公共资源交易中心发布普定县经开区分布式光伏发电项目（一期）EPC中标结果公告，中标单位是津潍建设发展有限责任公司，中标价格为1073.89万元，工期330天。 以下是具体原文： 普定县经开区分布式光伏发电项目（一期）EPC中标结果 项目编号：E52000020260001QH 项目名称：普定县经开区分布式光伏发电项目（一期） 招标人：普定清润能源科技有限公司 招标方式：公开招标 项目所在区域：贵州省·安顺市·普定县 标段（包）编号 标段（包）名称 中标单位 项目经理 中标价格(元) 工期（天） E52000020260001QH001001 普定县经开区分布式光伏发电项目（一期）EPC 津潍建设发展有限责任公司 徐长金 10738900.00 330 其他说明: 文件预览： 中标结果公示.pdf 点击跳转原文链接： 普定县经开区分布式光伏发电项目（一期）EPC中标结果公告

日前，射阳县人民政府关于印发《促进虚拟电厂建设与运营的实施意见》的通知，通知指出，鼓励虚拟电厂积极应用先进技术手段，拓展综合能源服务范围，探索包括能源托管服务、综合能源管理、冷热电联供协同优化、能源大数据分析、节能降碳改造、碳资产开发与管理、聚合绿电交易等多元化商业应用场景。培育多元化商业模式，促进虚拟电厂业务向平台化、数字化、智能化、生态化方向发展，加快形成虚拟电厂健康发展生态圈。依托射阳港零碳园区绿电绿证服务点，持续做好绿电绿证交易服务，全力支撑绿电交易需求。鼓励虚拟电厂聚合分布式光伏等资源参与绿电绿证交易，对于虚拟电厂聚合我县分布式光伏资源参与绿电绿证交易的，实行梯度奖励：首个累计绿电交易规模达1亿千瓦时的，奖励10万元；首个累计绿电交易规模达2亿千瓦时的，奖励20万元。 原文如下： 射阳县人民政府关于印发《促进虚拟电厂建设与运营的实施意见》的通知 各镇（区）人民政府（管委会），县各有关部门和单位： 《促进虚拟电厂建设与运营的实施意见》已经县政府同意，现印发给你们，请结合实际，抓好贯彻落实。 射阳县人民政府 2026年5月2日 促进虚拟电厂建设与运营的实施意见 为贯彻落实《国家发展改革委 国家能源局关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能源〔2025〕357号）、《国家能源局关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》（国能发法改〔2024〕93号）、《省发展改革委关于促进我省虚拟电厂高质量发展的通知》（苏发改能源发〔2025〕1198号）等文件要求，加快推动射阳县域虚拟电厂建设，助力绿色低碳高质量发展，制定本实施意见。 一、总体目标 建设我县县级虚拟电厂，推动多元化的可调节资源池构建，促进虚拟电厂资源融入电网运行调节体系，引导虚拟电厂参与电力中长期、电力现货、电力辅助服务、需求响应等市场交易，到2027年底，虚拟电厂建设运行管理机制成熟规范，建成县级虚拟电厂1个，全县调节能力达到2万千瓦以上；到2030年底，调节能力突破5万千瓦，建成园区级虚拟电厂1个，推动应用场景全面拓展。 二、鼓励虚拟电厂平台建设 1. 建设虚拟电厂资源聚合平台。加快推动我县县级虚拟电厂建设，鼓励建立资源聚合平台，绑定具备负荷调节能力的市场化电力用户，包括具有有序充电功能的充电设施、智慧楼宇、用户侧储能等负荷作为整体，提高聚合资源的响应速度和精度，同步接入省市电力负荷中心新型电力负荷管理系统参与电网调控。加快虚拟电厂市场运营机制研究，通过需求响应、辅助服务和电能量交易等市场模式实现“源网荷储”灵活高效互动。支持园区级虚拟电厂、微电网建设，提升区域电网调节能力。对建成的虚拟电厂分档给予一次性补贴：首个项目补贴30万元，第二个项目补贴10万元，第三个项目补贴5万元。（牵头单位：县发改委，配合单位：县财政局、射阳港经济开发区） 2. 实现虚拟电厂电力数据实时监测。依托县供电公司新型电力负荷管理系统，建设射阳县虚拟电厂监测管理平台，具备虚拟电厂建户、资源监测、负荷预测等功能，推动县级虚拟电厂资源统一接入。推进虚拟电厂监测管理平台与电力营销、电力调度、电力交易等系统融合，支撑虚拟电厂资源接入、聚合、调控、运营、评价全流程闭环管理。县虚拟电厂监测管理平台紧扣辖区内虚拟电厂发展态势和管理需求，全面接入全县虚拟电厂实施动态监测，建设可调节资源库，支撑虚拟电厂因地制宜发展，提升区域电力调节能力。（牵头单位：县供电公司，配合单位：县发改委） 三、推动可控负荷有序发展 3. 推进智能微电网工程建设。结合工业企业、企事业单位、光储充场站等不同场景的用能特点，打造全品类微电网项目，到2027年底，微电网数量不少于8个，其中零碳园区内企业实现“零突破”；到2030年底，微电网数量突破15个，其中零碳园区内企业不少于3个。以智能微电网为重要资源载体和基本功能单元，支撑虚拟电厂深度参与大范围电力系统运行调节。智能微电网建设主体在搭建微电网能量管理系统时，要充分考虑系统的扩展性、兼容性、智能性以及政策合规性，保证系统具备平台互联能力，为微电网参与负荷调节夯实基础。（牵头单位：县发改委，配合单位：县机关事务服务中心、县工信局、县科技局、县供电公司） 4. 提升充换电设施车网互动水平。结合射阳县充换电设施补短板试点三年行动，加快补齐全县公共充换电设施短板，新建充换电基础设施应具备有序充电能力，符合相关地方标准，鼓励存量充换电站开展功率拓扑改造。统筹新能源汽车用户、充电设施建设运营商等市场主体，依托公交场站、园区等多种场景，持续推进“车网互动”、光储充放一体化试点示范站建设。推动全县超充、快充以及交流充电设施等全部实现车网互动功能，对于建成且具备V2G功能的充电设施，按设备容量给予10元/千瓦一次性建设奖补，该项全县奖补总额不超过20万元，按照项目建成运营时间先后顺序发放。对于夏、冬两季尖峰时段参与反向放电的充电设施，给予1元/千瓦时的放电补贴，该项全县奖补总额不超过60万元，按照放电完成时间先后顺序发放。（牵头单位：县工信局，配合单位：县财政局、县交通局、县发改委、县供电公司） 5. 加快推动新型储能项目落地。支持用户侧储能多元化发展，鼓励“两区两园”内生产企业、充换电设施等终端用户投资建设和运营用户侧储能项目。充分利用峰谷分时电价等机制，综合新能源特性、系统消纳空间和经济性等因素，鼓励各类社会资本及企业用户投资建设新型储能设施、蓄能设施等，实现源网荷各侧储能多元化应用。（牵头单位：县发改委，配合单位：县供电公司、射阳港经济开发区） 6. 有序开展非工空调资源挖掘。持续优化非工业空调负荷管控模式，充分挖掘企事业单位、政府机关、商超、酒店、综合体、写字楼、大型场馆等非工场所可控潜力，构建可调负荷资源池。推动空调主体安装智能化管理设备，鼓励空调用户主动参与需求响应。在用电高峰时期，电力负荷管理中心得到授权后实施远程温度调节，实现用户侧空调节约用电。（牵头单位：县发改委、县供电公司，配合单位：县机关事务服务中心、县工信局） 四、拓展市场交易领域 7. 鼓励参与电力市场。支持和引导具备条件的虚拟电厂参与电力中长期、现货、辅助服务等各类电力市场，鼓励虚拟电厂运营商聚合多时间尺度（秒级、分钟、小时、日前）与多空间范围（地区、电网分区、节点）的可调节资源，匹配聚合目标，实现资源分层、分区、分类聚合，不断扩大负荷资源调节池，提高参与电力市场的能力。（牵头单位：县发改委，配合单位：县供电公司） 8. 有序参与需求响应。落实《关于印发江苏省电力需求响应实施细则的通知》（苏发改规发〔2024〕2号）等相关政策要求，支持虚拟电厂有序参与电力需求响应，充分发挥虚拟电厂在缓解电力供需矛盾、提升电力系统灵活性和保障经济社会发展用能方面的重要作用。鼓励虚拟电厂运营商运用智能化手段实现对多类型分布式资源的灵活调用，提升需求响应的精准度与实时度。支持虚拟电厂与电网企业、电力市场运营机构协同创新，丰富需求响应服务类型，提高资源参与度。2030年底前，对接入县级虚拟电厂参与需求响应的企业，在省级补贴基础上，给予3元/千瓦的地方响应补贴，若年度内实施多轮需求响应，补贴金额按各轮响应容量最大值核定，该项全县奖补总额不超过30万元，按响应时间先后顺序发放。若存在多企业同时参与需求响应，按响应时长、响应容量赋系数发放，提高客户参与需求响应的积极性。（牵头单位：县发改委，配合单位：县财政局、县供电公司、各镇区） 9. 拓展综合能源服务。鼓励虚拟电厂积极应用先进技术手段，拓展综合能源服务范围，探索包括能源托管服务、综合能源管理、冷热电联供协同优化、能源大数据分析、节能降碳改造、碳资产开发与管理、聚合绿电交易等多元化商业应用场景。培育多元化商业模式，促进虚拟电厂业务向平台化、数字化、智能化、生态化方向发展，加快形成虚拟电厂健康发展生态圈。依托射阳港零碳园区绿电绿证服务点，持续做好绿电绿证交易服务，全力支撑绿电交易需求。鼓励虚拟电厂聚合分布式光伏等资源参与绿电绿证交易，对于虚拟电厂聚合我县分布式光伏资源参与绿电绿证交易的，实行梯度奖励：首个累计绿电交易规模达1亿千瓦时的，奖励10万元；首个累计绿电交易规模达2亿千瓦时的，奖励20万元。（牵头单位：县发改委，配合单位：县供电公司、射阳港经济开发区） 本实施意见由制定机关负责解释，自5月2日起施行，有效期至2030年12月31日。各镇区、县各有关部门和单位在贯彻落实本实施意见过程中，要加强组织指导，重要事项及时报告。

近日，四川省蜀泸能源集团有限责任公司对川南煤业泸州古叙煤电有限公司分布式光伏项目（一期）工程项目招标文件作出延期，其表示， 现对 “川南煤业泸州古叙煤电有限公司分布式光伏项目（一期）工程项目”（项目编号：FZZXQYGC（2026）006）的招标文件作如下更正： 1. 本项目递交投标文件截止时间和开标时间：2026年2月9日09时30分（北京时间）延期到：2026年2月26日09时30分； 2. 投标保证金缴纳截止时间：2026年2月6日17：00前延期到：2026年2月25日17：00。 3. 招标人名称变更为四川省蜀泸能源集团有限责任公司。 据悉，该项目建设面积7460.69㎡，装机容量1.69MWp，拟采用EPC+F总承包工程交钥匙的方式，内容包括但不限于建设项目的勘察、设计、设备材料采购、施工、性能检测、施工档案资料、竣工验收、试运行、国网接入及验收等全过程工作均以统一招标形式组织，以上各项工作及时申报并接受招标方组织的全过程监督。 点击跳转原文链接： 川南煤业泸州古叙煤电有限公司分布式光伏项目（一期）工程项目延期公告

9月9日，宜宾市公共资源交易中心发布宜宾新能源三江新区时代长安分布式光伏项目EPC总承包合同公告。 项目概况： 本工程在四川省宜宾市宋家镇三江新区长江工业园时代长安产业园区内进行光伏布置。拟建区域为极片工厂、模组成品仓库、模组生产车间、电芯成品仓、后工序原料仓等建筑屋面和停车场，屋面均为混凝土屋面，停车场采用BIPV一体化光伏车棚建设。规划安装高效N型双面双玻640Wp的光伏组件23702块，直流侧容量15.169280MWp，交流侧容量11.6MW，并网电压等级为10kV，拟采用“全额自用”模式。 建设地点： 四川省宜宾市宋家镇三江新区长江工业园时代长安产业园区。 招标范围 ： 本项目EPC工程范围内的工程勘察、设计；设备及材料供货；项目安装工程；“四可”系统安装（可观、可测、可控、可调）；项目调试、试验、并网验收、竣工验收、项目交付、人员培训、质量保证等，即交钥匙工程。 具体工作范围包括但不限于： 2.3.1负责协调业主（不限于户主）、电网公司、各级政府相关部门，完成取得接入系统方案及批复等各类合规性手续办理，并附带专家意见及各类支持性文件。 点击跳转具体原文链接： 宜宾新能源三江新区时代长安分布式光伏项目EPC总承包合同公告

7月14日，浙江诸暨市发展和改革局发布《诸暨市分布式光伏发电项目建设管理细则（征求意见稿）》公开征求意见的公告。公告指出，在项目勘察时发现以下情况，屋顶不宜安装光伏系统： ①使用寿命已经超过25年的老旧小区建筑； ②屋面（包括瓦片、瓦片承重结构、屋面平台）已经年久失修，存在结构等安全风险的建筑； ③五年内规划拆迁或已废弃的建筑； ④屋面整体朝阴或周边有大面积遮光影响的建筑； ⑤屋面或周边存在大量热量和腐蚀气体影响的建筑； ⑥生产的火灾危险性分类为甲类、乙类的建筑； 文件指出，项目投资主体、有关设备制造供应商、运维单位应当严格执行调度运行、网络安全与数据安全等有关管理规定，并网的分布式光伏发电项目应当按照调管关系接受相应平台的远程调控，在紧急状态下，供电公司及其调度机构可依规对相应平台进行远程调控；禁止擅自设置或者预留任何外部控制接口，不得擅自停运或者调整涉网参数。 原文如下： 关于《诸暨市分布式光伏发电项目建设管理细则（征求意见稿）》公开征求意见的公告 为加强光伏行业管理，规范行业秩序，有序推进我市居民光伏应用，我局牵头起草了《诸暨市分布式光伏发电项目建设管理细则（征求意见稿）》，现公开向社会公众征求意见建议。如有修改意见，请于8月15日前以电话或信函等形式反馈至诸暨市发展和改革局。 单位地址：诸暨市陶朱南路8号 联系人：李志军 联系电话：0575-89097151 附件：1.诸暨市分布式光伏发电项目建设管理细则 （征求意见稿）.docx 2.关于《诸暨市分布式光伏发电项目建设管理细则（征求意见稿）》起草情况说明.docx 诸暨市发展和改革局 2025年7月14日 诸暨市分布式光伏发电项目建设管理细则 （征求意见稿） 第一章总则 第一条为加强我市分布式光伏行业管理，规范行业秩序，促进分布式光伏发电高质量发展，根据《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》（国发〔2013〕24号）、《国家能源局分布式光伏发电开发建设管理办法》（国能发新能规〔2025〕7号）、《浙江省分布式光伏发电开发建设管理实施细则》（浙能源〔2025〕14号）等有关规定，结合我市实际，特制定本细则。 第二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、自然人作为投资主体，依法依规开发建设和经营分布式光伏发电项目。 第三条分布式光伏发电分为自然人户用、非自然人户用、一般工商业和大型工商业四种类型，分布式光伏发电项目所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是指自然人利用自有住宅、庭院投资建设，与公共电网连接点电压等级不超过380伏的分布式光伏； 非自然人户用分布式光伏是指非自然人利用居民住宅及庭院、村集体建筑设施等投资建设，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6兆瓦的分布式光伏； 一般工商业分布式光伏是指利用党政机关、学校、医院、市政、文化、体育设施、交通场站等公共机构以及工商业厂房等建筑物及其附属场所建设，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6兆瓦的分布式光伏； 大型工商业分布式光伏是指利用建筑物及其附属场所建设，接入用户侧电网或者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），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20兆瓦或者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50兆瓦的分布式光伏。 第四条分布式光伏发电上网模式包括全额上网、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、全部自发自用或者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者自发自用余电上网模式； 大型工商业分布式光伏可选择全部自发自用模式或自发自用余电上网模式参与现货市场。 涉及自发自用的，用户和分布式光伏发电项目应位于同一用地红线范围内。全部自发自用的分布式光伏发电项目，应安装逆功率保护装置。 第二章项目备案 第五条工商业分布式光伏发电项目和非自然人户用分布式光伏发电项目实行项目备案管理，按照“谁投资、谁备案”的原则确定备案主体。自然人户用分布式光伏发电项目由电网企业集中代理备案。 第六条备案登陆“浙江省投资项目在线审批监管平台”（https://tzxm.zjzwfw.gov.cn/indexzj.jsp）进行备案。 第七条分布式光伏发电项目的容量为交流侧容量(即逆变器额定输出功率之和)。 第八条备案信息主要包括项目名称、投资主体、建设地点、项目类型、建设规模(含交流侧容量和直流侧容量)、上网模式（自发自用/自发自用余电上网/完全上网）等。 第九条项目备案后，项目法人发生变化，项目建设地点、规模、内容发生重大变更，或者放弃项目建设的，项目投资主体应当及时告知备案机关，并修改相关信息。 第三章 项目建设 第十条分布式光伏发电项目相关的投资、设计、安装和运维等服务企业应在市场监管部门登记，具有独立法人资格，没有严重不良信誉和违法记录。光伏发电项目的设计、咨询和安装应符合国家相关法律法规和技术标准的要求，相关企业应具备以下资格要求： 1.分布式光伏发电项目设计单位应取得《电力行业（新能源发电）设计资质乙级证书》及以上相关资质证书；400kw以上（含400kw）的分布式光伏发电项目，需由具备资质的光伏系统设计单位负责设计，400kw以下的分布式光伏发电项目由分布式光伏安装企业自行设计； 2.分布式光伏发电项目总承包企业、项目安装企业应取得《建筑业企业资质证书》（电力工程施工总承包资质或机电工程施工总承包资质）、《安全生产许可证》、《承装（修、试）电力设施许可证》等相关资质证书； 3.分布式光伏发电项目运维单位应取得《安全生产许可证》、《承装（修、试）电力设施许可证》等相关资质证书，企业应在绍兴市范围内有固定办公场所和售后服务网点，具有明确的服务流程。 第十一条可申请加装屋顶光伏发电系统的建筑应： 1.参照现行地方标准DB33/T2004（既有建筑屋顶分布式光伏利用评估导则）对既有建筑物的已使用寿命、屋顶类型、结构设计、结构材料和结构耐久性、安装部位的构造及强度等进行检查； 2.对建筑屋顶进行荷载分析和验算，充分考虑防风、防积雪、防雷和安全承载等因素，据此评估房屋结构及承重后的安全性和可靠性； 3.已取得产权证明的房产；未办理房屋产权证明、土地证或宅基地证的，由乡镇政府或街道办事处据实出具房屋物权证明； 4.在项目勘察时发现以下情况，屋顶不宜安装： ①使用寿命已经超过25年的老旧小区建筑； ②屋面（包括瓦片、瓦片承重结构、屋面平台）已经年久失修，存在结构等安全风险的建筑； ③五年内规划拆迁或已废弃的建筑； ④屋面整体朝阴或周边有大面积遮光影响的建筑； ⑤屋面或周边存在大量热量和腐蚀气体影响的建筑； ⑥生产的火灾危险性分类为甲类、乙类的建筑； 5.分布式光伏发电项目所依托的建筑物应具有合法合规性，严禁依附违章建筑物建设。 第十二条分布式光伏项目建设需符合以下规范： 1.工商业建筑、公共建筑、住宅建筑屋顶为坡屋面结构时，光伏组件应与建筑屋面平行且有机结合，光伏组件安装最高高度与屋面距离不应超过30cm，不得超出屋面外沿，最高点不得高过屋脊； 2.工商业建筑、公共建筑、住宅建筑为平屋面结构时，光伏组件安装最高高度应根据屋顶结构、构架和围护高度等实际情况确定，在保证安全与美观的前提下，最高点与屋面距离小于1.5m，光伏组件下方四周不得进行任何形式的围合，组件下方不得堆放和储藏杂物； 3.当同一建筑中平屋顶与坡屋顶同时存在时，分别按其结构要求执行； 4.工商业建筑、公共建筑、住宅建筑屋顶分布式光伏发电项目的垂直投影不得突破建筑物屋顶范围； 5.工商业建筑、公共建筑、住宅建筑屋顶分布式光伏涉及投墙应征得相邻户同意。 第十三条分布式光伏发电项目安全设施必须与光伏发电主体工程同时设计、同时施工、同时投产使用。项目建设不得影响建筑之间的防火间距和消防疏散，光伏设施安装不应破坏原主体建筑消防安全功能。 第十四条分布式光伏发电项目利用新建建筑物及其附属场所的，鼓励在建筑物规划设计、施工建设等阶段统筹考虑安装需求，一并办理规划许可等手续。鼓励在城市规划、建筑设计和旧建筑改造中整体统筹考虑光伏发电应用。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。 第四章 项目验收 第十五条分布式光伏发电项目由项目投资主体组织项目设计、施工等单位根据相关规定和技术标准开展竣工验收。项目竣工验收后，项目投资主体应当通过原备案渠道向项目备案机关报备项目竣工基本信息。 第十六条分布式光伏发电项目自工程验收合格后，投资主体向供电公司提出并网验收和调试申请，并提供电气设备试验报告、继电保护试验报告与工程验收报告，供电公司对报告进行审核。现场验收阶段，由供电公司依法依规对光伏涉网性能指标等进行监督检查，重点核对现场设备、项目接入方案与项目备案信息的一致性。对于验收及调试不合格的项目，提出书面整改要求，由项目投资主体限期整改，待整改完成、再次验收通过后方可并网。 第十七条各镇乡（街道）、开发委对其备案的项目，结合实际需要制定现场核查计划，组织项目核查，及时清理不具备建设条件的项目。对列入现场核查计划的项目，应当在项目开工后至少开展一次现场核查。列入现场核查计划的项目数量比例，由各单位根据实际确定。 第五章 运营与监管 第十八条分布式光伏发电项目在建设过程中施工企业是责任主体并承担安全生产主体责任；项目在符合本细则要求建成并网并完成移交后，项目单位是项目安全生产的责任主体。分布式光伏发电项目施工企业要建立安全生产责任制度，建立健全施工安全隐患排查治理制度，项目施工过程中加强安全管理，确保项目施工安全。 第十九条分布式光伏发电项目投运后，项目投资主体全面负责项目日常运行维护管理工作，可自行或者委托专业化运维公司等第三方作为运维管理责任单位。在委托运维单位进行运行维护时，应当与运维单位签订安全生产管理协议，明确各自的安全生产管理职责和应当采取的安全措施，并指定安全生产管理人员进行安全检查与协调。 第二十条供电公司与投资主体积极做好建档立卡相关工作，自然人户用分布式光伏发电项目原则上由供电公司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当由项目投资主体负责填报，各责任主体应当在项目建成并网一个月内，依托国家可再生能源发电项目信息管理平台完成建档立卡填报。 第二十一条分布式光伏发电项目以属地管理和行业监管相结合。市发改局作为分布式光伏发电项目行政主管部门承担辖区内分布式光伏发电项目建设协调工作，指导镇乡（街道）、开发委进行备案管理；市电力公司承担分布式光伏发电并网条件的落实或者认定、电网接入与改造升级、调度能力优化等工作，配合开展分布式光伏发电接入电网承载力及提升措施评估及违规建设处置；市建设局依法处理工业企业屋顶分布式光伏项目所在房屋建筑未经消防验收、消防验收不合格擅自投入使用、未经备案或者备案抽查不合格不停止使用等违法行为；市应急管理局依法组织分布式光伏发电相关的生产安全事故调查和应急救援；市场监管局负责对光伏发电相关产品质量监督管理，查处提供不合格产品的生产商、供应商；市综合执法局依法依规对民用建筑项目未按规定开发利用分布式光伏开展行政处罚，对不符合建设要求的光伏发电项目执行拆除程序；市消防救援局按照消防法规定依法查处违规使用明火作业、指使或者强令他人违反消防安全规定冒险作业等违法行为。 第二十二条对违反本细则规定建设的分布式光伏项目，由市综合执法局会同属地镇乡（街道）按相关法规责令整改。确需执行拆除程序的，拆除前由综合执法局函告市发改局、市供电公司，市供电公司根据函告内容对已并网的项目撤销并网。 第二十三条项目投资主体、有关设备制造供应商、运维单位应当严格执行调度运行、网络安全与数据安全等有关管理规定，并网的分布式光伏发电项目应当按照调管关系接受相应平台的远程调控，在紧急状态下，供电公司及其调度机构可依规对相应平台进行远程调控；禁止擅自设置或者预留任何外部控制接口，不得擅自停运或者调整涉网参数。 供电公司定期开展涉网检查工作，对私自改变设备技术特性、未经备案机关同意增加设备容量的，应向用户和相关单位下达限期整改通知书，限期未整改危及电网安全的，予以解列。 第二十四条新建的分布式光伏发电项目应当实现“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。对于存量具备条件的分布式光伏发电项目，供电公司、分布式光伏发电项目投资主体应当根据产权分界点，加大投资建设改造力度，提升信息化、数字化、智能化水平，以实现“可观、可测、可调、可控”，保障分布式光伏发电高效可靠利用和电力系统安全稳定运行。 第二十五条项目投资主体与运维单位应做好项目运行状态监测工作，在项目达到设计寿命或安全运行状况不满足相关技术要求时，应及时组织论证评估和整改工作。经整改后仍不满足相关要求的，项目投资主体应及时采取项目退役措施。 第六章 附则 第二十六条本细则自发布之日起施行，未尽事项参照《浙江省分布式光伏发电开发建设管理实施细则》执行。如国家、本省、绍兴市出台新的管理规范，与本办法不一致的，按上级相关规定执行。 《诸暨市分布式光伏发电项目建设管理细则（征求意见稿）》起草情况说明 一、起草背景 为加强我市分布式光伏行业管理，规范行业秩序，促进分布式光伏发电高质量发展，根据《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》（国发〔2013〕24号）、《国家能源局分布式光伏发电开发建设管理办法》（国能发新能规〔2025〕7号）、《浙江省分布式光伏发电开发建设管理实施细则》（浙能源〔2025〕14号）等有关规定，结合我市实际，特制定本细则（以下简称《细则》）。 二、主要内容 《细则》主要对分布式光伏项目建设、项目备案、项目验收、项目运营与监督管理等方面做了规范。现简要说明主要内容如下： 1.第一章为总则，主要介绍《细则》起草的背景及相关概念说明； 2.第二章为项目备案，主要备案范围、备案所需材料进一步明确； 3.第三章为项目建设，主要针对光伏企业、申请安装光伏建筑要求、光伏组件建设安装规范等做出明确要求； 4.第四章为项目验收，主要对项目验收主体及项目验收标准进一步明确； 5.第五章为运营与监管，主要对项目的运营监管责任进一步明确； 6.第六章为附则，主要明确了《细则》的实施时间及其他事项。

6月27日，吉林省能源局发布2025年3季度分布式光伏接入配电网可开放容量表的公告。根据文件，三季度分布式光伏可开放容量达1434.541MW。其中，国网吉林电力有限公司辖区可开放容量为1325.13MW;吉林省地方电力有限公司辖区可开放容量109.411MW。此次公布的11个市(州)中仅白城市包含2个红色预警区域，其余地区均为黄色和绿色预警区域，电网建设承载能力良好。对比此前公布一、二季度可开放容量，三季度规有所下降。除通化市和长白山保护开发区可开放容量有所涨幅，其余地区容量均呈现下降趋势。

2025年6月17日，山东省发展和改革委员会、山东省能源局、国家能源局山东监管办公室联合印发《山东省分布式光伏发电开发建设管理实施细则》（以下简称《实施细则》）。现就《实施细则》制定背景、制定依据和过程、主要内容等方面解读如下。 一、制定背景 近年来，我省深入贯彻“双碳”战略目标，加快推动能源绿色低碳转型，将分布式光伏发电作为新能源和可再生能源重要组成部分，多措并举推动实现快速发展。截至2024年底，全省分布式光伏装机达5020.6万千瓦，连续多年位居全国前列。随着分布式光伏发电快速发展和电力市场化改革加速推进，行业环境发生了较大变化。为适应新形势下发展需求，推动分布式光伏高质量发展，省发展改革委、省能源局、国家能源局山东监管办公室研究制定了《实施细则》。 二、制定依据和过程 主要根据《中华人民共和国能源法》《中华人民共和国可再生能源法》《电网公平开放监管办法》《分布式光伏发电开发建设管理办法》等有关规定。同时，在充分听取有关省直部门、各地能源主管部门、行业协会、部分央国企、民营企业及社会公众意见基础上，经公平性审查、合法性审查和集体审议决定等程序，于2025年6月17日正式印发。 三、主要内容 《实施细则》分为总则、投资开发、备案管理、建设管理、电网接入、运行管理、附则七章，共计四十一条，覆盖了分布式光伏发电的定义分类和项目全生命周期各阶段的管理要求，重点对以下四个方面作了进一步细化和明确。 （一）项目类型、上网模式方面。一是分布式光伏项目分为自然人户用（接网电压≤380V）、非自然人户用（接网电压≤10kV，装机容量≤6MW）、一般工商业（接网电压≤10kV，装机容量≤6MW）和大型工商业（接网电压=35kV、装机容量≤20MW,接网电压=110kV、装机容量≤50MW）四类。二是上网模式包括全额上网、全部自发自用、自发自用余电上网三种。其中，自然人户用、非自然人户用不限制上网模式；一般工商业、大型工商业可全部自发自用，也可自发自用余电上网，采用余电上网模式的，年自发自用比例不低于50%，不满足比例要求的项目，次年在参与电网调峰时增加调峰力度。三是明确与路灯等基础设施结合的项目不作为分布式光伏发电项目，农光互补、渔光互补以及小型地面电站光伏发电项目归于集中式光伏电站管理。 （二）分布式光伏备案管理方面。一是明确分布式光伏实行属地备案管理，由各地行政审批部门或具备职能的能源主管部门进行备案，按照“谁投资、谁备案”原则确定备案主体，并对备案信息、合并备案、备案变更环节作出细化要求。二是提出地方能源主管部门要加强对分布式光伏项目的事中事后监管，不得违规增设备案前置条件、审批环节。三是要求备案机关及时向同级能源主管部门、电网企业共享分布式光伏发电项目备案信息。 （三）分布式光伏规模化、并网管理方面。一是要求各市、县（市、区）能源主管部门会同电网企业，综合考虑各方面影响因素，提出本地区分布式光伏发电年度建设规模，并根据实际情况动态调整，引导分布式光伏有序开发。二是明确电网企业的电网接入服务责任，对并网申请、接入系统设计等环节提出了具体工作要求。三是明确新建分布式光伏发电项目应在电网企业指导下科学合理确定容配比，明确直流侧、交流侧容量，不得超备案容量加装。 （四）可开放容量、电网承载力提升方面。一是要求电网企业按季度公布分布式光伏接入可开放容量，当可开放容量不足时，电网企业应当告知项目投资主体并按照申请接入电网顺序做好登记，具备条件后及时办理相关手续。二是对长时间无充足可开放容量的地区，要求电网企业及其调度机构等有关方面要及时分析原因，研究制定解决措施，省能源局会同国家能源局山东监管办对相关工作加强指导和监管。三是对分布式光伏备案申请容量超过电网承载力的，要求电网企业等有关方面要及时分析原因，采取针对性措施有效提升电网承载能力。

5月15日，华林能源年度第二批次分布式光伏发电项目总承包采购中标公示，2家企业入围，工期/交货期/服务期为40 天。 中标候选人第1名：紫创光科绿能（深圳）工程有限公司，其他类型投标报价：0.71元/Wp。 中标候选人第 2名：江苏新源太阳能科技有限公司，其他类型投标报价：0.72元/Wp。 根据招标文件，该项目招标人为南昌华林智慧能源发展有限公司，招标规模为20MW（交流侧）。

4月22日，国家能源局下发《2024年分布式光伏备案接网推进情况专项监管典型案例》，通报了在河北省等11个省组织开展了分布式光伏备案接网推进情况专项监管工作中发现的主要问题。 一、分布式光伏备案方面 1. 山东省东营市某开发区行政审批服务局要求某项 目业主 单位对接某新能源有限公司后方可备案。 2. 陕西省咸阳市某县《关于推动分布式光伏发电项目高质量 发展的通知》规定自然人户用光伏备案需额外提供房屋承载力评 估报告、乡镇政府意见，及“ 光伏逆变器应在《陕西省分布式光 伏逆变器合格供应型号清单》范围内” ，限制投资主体自主选择 光伏逆变器产品。2024 年 10 月，该县废止了《关于推动分布式 光伏发电项目高质量发展的通知》。 3.某公司非自然人户用分布式光伏，向湖北省襄阳市某市发 展改革局申请备案时提供了不影响机场飞机飞行安全承诺书、不 贷款申明、真实性承诺书、屋顶分布式光伏发电项目备案承诺书 等材料。 4. 辽宁省辽阳市某县要求非自然人户用项目单位在属地注 册公司，与县政府投资设立的国有企业签订合作开发协议，并提 出税收、投资“ 门槛” 等要求；辽宁省朝阳市某镇与某分公司及某 有限公司签订三方协议，要求以农林废弃资源回收综合利用项 目 承诺作为分布式光伏备案条件。 5.湖南省郴州市某县 2023 年 11 月与某公司签订《新能源项 目开发框架协议》，将城市居民房、农村自建房和民营企业屋顶 面积 258 万平米、装机 85 万千瓦交由该公司开发建设分布式光 伏，其他企业须经该公司同意并向其缴纳一定的费用方可备案分 布式光伏。专项监管发现该问题后，该县高度重视，积极整改。 6.2023 年 7 月至 2024 年 9 月，湖北省襄阳市某县以曾出现 安全事故为由，暂停全县分布式光伏发电项目备案。 7. 湖南省永州市某供电公司2022-2023年未向当地能源主管部门备案，直至2024年9月才将2022年以来66个户用自然人光伏项目集中备案。长沙市某供电公司截至2024年10月底仍有34.5万千瓦分布式光伏在运项目未备案，涉及13869户，截至2024年12月6 日，该供电公司已按计划完成全部13869户户用自然人光伏电站代备案手续。 8.2024 年 6 月，广东省梅州市某县发展改革局发布相关提醒 告示，针对电网承载能力不足问题，为确保电网安全稳定运行， 即 日起暂缓评估结果为红色相关区域镇、村分布式电源项目备案。 9. 河北省承德市某县发展改革局在收到该县供电分公司报 送的《户用屋顶分布式光伏 2024 年 6 月 15 日-6 月 21 日项 目》 明细表后，出具《回执》确认已收到，但未出具标准备案文件， 无文号。 10. 浙江省某分布式光伏发电项目原屋顶业主单位因租金问 题与开发公司产生矛盾，项目开发建设中止，但未办理备案注销。 2024 年 3 月，开发公司与该项目屋顶新业主单位达成协议重启 光伏建设计划，因重复备案问题，导致新项目备案受到影响。 11. 河南省信阳市某县某分布式光伏发电项目实际备案 日期 为 2023 年 12 月 1 日，备案机关为其出具了 2023 年 10 月 18 日 的备案证明，以满足接网条件。 12.贵州省盘州市某地区屋顶分布式光伏发电项 目，备案总 装机规模20.2兆瓦，适用于10个乡镇及工业园区各项目，该项目当前实际并网87个子项目，总容量8兆瓦，但备案文件未包括各项目名称、装机容量和建设地点；安顺市某县在供电企业集中向能源主管部门备案时，明确表示户用光伏由当地政府统一安排，不通过供电企业的备案。 二、分布式光伏接网方面 1. 安徽省淮南市某县印发《屋顶分布式光伏发电项目管理 （ 暂行）办法》，要求企业和居民（村民）光伏项目在报装申请 时向供电部门提交“ 属地乡镇人民政府关于同意申请安装分布式 光伏发电项 目的意见” 。淮南市发展改革委已督促该县发展改革 委立行整改，该县发展改革委召开专题会议，明确废止《屋顶分 布式光伏发电项目管理（ 暂行）办法》。 2. 陕西省渭南市某分布式光伏发电项目全套并网资料缺少 购售电合同、租赁协议等材料；湖北省部分项目光伏组件、逆变 器无合格证，部分项目并网申请时光伏组件产品认证证书已过期。 3. 河南省周 口市某县某分布式光伏发电项目备案文件显示 项目单位为某企业，但供电公司实际以自然人名义立户，户名为 屋顶产权农户姓名。 4. 受地方规范分布式光伏发展等因素影响，2023 年以来，陕 西省渭南市某供电公司受理分布式光伏发电项 目 31441 户，出具 并网接入意见超 20 个工作 日 1236 户。 5. 浙江省某供电公司某分布式光伏发电项目接网业务受理时间为2022年8月22 日，答复时间为2022年11月22 日，实际用时62个工作日，不符合相关要求，项目最终于2023年4月24 日完成并网验收。 6.河北省秦皇岛市某分布式光伏发电项目于 2023 年1月29日申请报验，实际验收时间为1月17 日，纸质存档资料中验收日期为1月30 日，且该项目一次性验收合格；邯郸市某分布式光伏发电项目实际并网电压等级为380 伏，供电公司将电压等级错填为10千伏。 7.安徽省合肥市某供电公司部分项目并网验收时，存在项 目 单位调试人员及验收人员未签字、整体工程调试评定结论和整体 验收评价结论未填写、缺失设备电气试验记录等问题。 8.辽宁省部分地市供电公司开展承载力计算时，评估结果呈 “ 非红即绿” ，而非《分布式电源接入电网承载力评估导则》中规 定的红黄绿三种结果，未同步制定明确分布式光伏接网能力提升 措施。 自 2024 年三季度起，辽宁各区县可开放容量已按照“红、 黄、绿” 三色分区，增加了黄色预警区域。 9.安徽省池州市某供电公司门户网站公开的“2024 年三季度 公用配电变压器分布式光伏可接入容量信息公示表” 中，部分评 估等级为绿色台区的可接入容量为 0 千伏安。 三、分布式光伏交易、结算方面 1.湖北省黄石市某分布式光伏发电项目，购售电合同、并网 验收意见单、供电企业营销系统中并网容量不一致，分别为 1260 千瓦、1600 千瓦、1600 千瓦；某分布式光伏发电项目购售电合 同签订时间（2023 年10 月9 日）早于新装项目业务受理时间（2023 年 11 月 14 日）。 2. 河南省信阳市某县某分布式光伏发电项目购售电合同未明确售电方收款账户、电量计算购电方，未明确抄表方式及抄表例日，附件主要技术参数及主接线及产权分界点图示无内容；鹤壁市某县某户用分布式光伏发电项目，县供电局提供的购售电合同原件，与供电所提供的合同复印件不一致，某户用分布式光伏发电项目并网日期为2023年2月5 日，购售电合同签订日期为2023年7月25 日，在合同签订前存在电费结算。 3.湖南省永州市某供电公司服务区域内，分布式光伏上网电 费实现次月结算的占25%，按季结算的占33%，按年结算的占33%，不定期结算的占9%；衡阳市某供电公司未将户用非自然人和工商业分布式光伏电费结算分类汇总，截至2024年9月底，该供电公司累计未结算分布式光伏电费1924万元。截至2025年1月底，已完成结算1458.47万元，剩余465.53万元未结算原因一是客户内部纠纷，主动申请暂停结算58.15万元，二是客户仍有407.38万元未开票。

“出库位不让提货，伤心！”近日，组件经销商曹玉（化名）在朋友圈抱怨组件厂家“毁单”。光伏抢装潮之下，需求脉冲式爆发，但供给不足，引发了产销矛盾。曹玉的遭遇并非个例，财联社记者近期从数位经销商人士处获悉，他们已经向组件厂提前支付了全款，但厂家没能按照订货合同约定的时间和价格交货，甚至要求上浮合同单价，涉及的组件厂包括多个一线头部品牌。 对于“毁单”的具体原因，财联社记者向多家头部企业求证，但未获得明确答复。有组件企业负责人仅表示，公司对已签订单会坚持如约交付。订单履行情况根据各家企业制定的销售策略，一般会注重保持跟客户长久稳定的合作关系。 分析人士认为，“毁单”的背后是需求爆发带来的组件厂满负荷生产、组件价格不断上涨，财联社记者多方采访获悉，通威、天合、协鑫等品牌组件价格早已在0.7元/W之上，较年初涨幅明显。 组件价格持续上涨，有厂家“毁单” 财联社记者注意到，近期有多个自媒体账号在社交平台上称，有经销商和电站EPC施工方遭遇组件厂“毁单”。 曹玉告诉财联社记者，0.72元的组件早已被抢购一空。另一位经销商则表示，“为了避免再出现纠纷和矛盾，现在低于7毛的订单一律不接，已经在手的（低价）订单即使付了全款也可能被要求加价。” 有主营组件销售和回收业务的从业人士也对财联社记者表示，近期确实出现组件厂销售毁约情形。另一位经销商也对财联社记者表示遭遇“毁单”，之前他和某头部组件厂家签订了双章合同，付了全款排队等待拿货的时候，被告知低价订单需要延期发货，原因是厂家觉得现在市场行情好转。 原本的向好市场，为何出现订单无法交付的情形？一位经销商认为，此前行业供过于求矛盾突出，部分企业为争夺市场份额低价抢单。但抢装潮之下，组件价格急涨，部分厂商倾向于将产品先卖给更高报价的经销商，这让签订低价单的经销商们不得不调整采购计划。 今年5月31日将是光伏增量项目全面入市节点，为了被划分为存量项目，分布式光伏市场迎来一波抢装潮，由此带动组件需求明显增长。 年后至今，分布式市场的抢装对组件生产端的提振效果显而易见。据隆基绿能业务负责人透露，隆基所有产线已开满，BC产线在嘉兴和西咸工厂均是满产状态，第一波订单已进入排产发货阶段。天合光能方面表示，其电池开工率不断提升，已经达到80%以上，组件的开工率略低于电池；通威股份方面也对财联社记者称，近期组件市场逐步回暖，全行业开工率都在不断提升。 与此同时，组件价格也在不断上涨，基本上是两三天一个新价格。自今年2月下旬以来，曹玉日均更新三条以上朋友圈，高频率更新其代理的品牌组件价格涨势；今年3月初，隆基绿能分布式业务总裁牛燕燕接受财联社等媒体采访时透露，光伏组件已经全面涨价，TOPCon产品7.5毛（单位：瓦），BC产品8毛多，甚至有“一片难求”的火爆行情出现。 根据上海有色网SMM的最新报价，上周，分布式TOPCon组件182、210、210R三种型号均价达到0.757元/瓦、0.767元/瓦、0.767元/瓦，环比分别上涨0.009元/瓦、0.004元/瓦、0.004元/瓦。 经销商面临两难选择 短期看，光伏主产业链和主要辅材价格均有明显上涨预期。集邦咨询认为，由于电池片需求十分旺盛，下个月份预计头部大厂均有不同程度的提产抉择。另外机构分析，3月组件排产将超50GW，光伏玻璃库存预计将进一步去化，新单价格存在上涨预期。 如此一来，近期由组件价格上涨带来的厂家“毁单”现象，短期内能否改变？经销商们又将如何应对？ 一位经销商介绍，即使面对厂家不诚信的商业行为，经销商也往往处于被动，要么选择单瓦加价5分到1毛马上提货，要么就退款，而很少有经销商会较真维权。这一方面是因为，将来双方还要合作，经销商不会和厂家彻底闹掰；另一方面，目前所有精力都在430和531两个时间节点的抢装上，疲于应付，无暇顾及维权。 但无论加钱，或者退款，经销商都要面对不可挽回的损失。不止一位经销商向财联社记者表示，遭遇厂商的二次加价。双方一旦产生信用危机，谁也不敢再向前迈一步。 其中一位经销商介绍，他在2月22日就已向某头部组件厂支付了货款，约定一周内交货，但直到今日仍没拿到货。在信用危机下，即使再加价，也不确定一定能拿到货；如果退款，则需要近两个月的等待时间，对公司现金流将造成明显冲击。 “对于我们的客户而言，现在也面临两难选择。”一位经销商对财联社记者表示，有项目计划在年后进场施工，但组件价格一直在涨，成本增加。已签订合同的项目，涨价后的成本是EPC施工方承担；但是对于此前就在观望的项目，还想等一等，“但如果以5月31日为节点，其实能拖的时间也不多。”对于施工方而言，除了组件价格不断上涨外，能否如期拿到光伏组件板子，再施工并网，也有很大不确定性。 然而，对于前期的低价订单，组件企业也面临着较大的履约压力。抢装潮下，组件需求提升也在带动上游电池片和玻璃辅材等价格上涨。有组件厂人士对财联社记者表示，M10/G12/G12R等多规格单晶TOPCon电池已经连续多周上涨，组件企业生产成本进一步上升，前期的低价订单几乎无利可图。 此轮价格上涨或已接近尾声 近期组件价格的上涨，业内普遍认为是政策抢装引发的阶段性供需失衡。而对于下半年组件市场行情，业内则稍有分歧。隆基绿能上述业务负责人曾预测，组件价格可能在下半年出现回调，特别是在新政策下，相关投资可能暂停或收缩，这将影响今年的分布式装机量。 不过，组件价格并不会出现“断崖式”大跌。她认为，2025年各个厂家的生产经营策略已经趋于理性，即使市场供需矛盾仍存，但光伏企业会有更好的经营策略和调节办法。此外，电力市场化交易以及上网的限制条件出台后，会促使储能和虚拟电厂发展，也要求从业的生态伙伴更多元化发展，这对企业能力也是极大地提升。 亦有更积极的分析认为，目前光伏行业对产能控制已经到前所未有的重视程度，产品过剩的情况会有效缓解。 一位分析人士对财联社记者称，需求方面，国内集中式地面电站受新政影响较小，同时，欧洲、中东非、东南亚等地区的海外市场需求在下半年会增加，起量后价格依然能维持在0.7元/瓦以上的水平。 infolink最新的行情预测显示，受抢装影响，供应链价格涨势有望维持至4月中下旬，这也与经销商的判断相吻合。“这种波动预计持续一个月时间，到4月份有望回归合理。由于目前组件价格太高，EPC方和企业主签订的合同在价格确定好后很难再调整上涨，因此有些EPC项目能延期尽量延期。”一位经销商透露。 “入市而已，又不是不能做。”一位EPC电站开发商对财联社记者称。近年来，随着分布式光伏市场竞争加剧，开发费用逐年上涨，已经成为项目总投资中的重要组成部分。“下半年如果市场不好，无非就是开发费用低一些，对于一些消纳超过70%的项目影响很小，没必要抢这波的。” 他进一步表示，本来现在的电价就很低，而开发费用成本则太高，这样的情形很难持续发展下去，通过这几个月的调整，也许会好转。 值得注意的是，引导光伏市场稳健发展的政策还在细化。3月20日，国家能源局发布关于进一步组织实施好“千家万户沐光行动”的通知。其中提到，共有56个县（市、区）进入全面实现试点工作目标名单。 业内人士表示，该行动是自“整县推进”之后的，又一对分布式光伏发展的利好政策。通过规范就近接入、就地消纳、配套电网改造升级，以及提升消纳能力等多项措施，保障农村地区分布式光伏健康可持续发展。