重庆市分布式光伏发电开发建设管理实施细则征求意见

北极星售电网获悉，5月29日，重庆市能源局关于公开征求《重庆市分布式光伏发电开发建设管理实施细则》意见的通知。文件明确，备案信息应当包括项目名称、投资主体（自然人投资或企业投资）、建设地点（具体到红线范围）、项目类型、建设规模（交流侧容量）、建设内容（需说明自建或是租赁场地建设）、上网模式、建设工期、项目总投资额等。分期建设的项目应当明确各期建设场所、规模、工期及内容等。若自发自用余电上网的非自然人户用项目采取合并备案，须由各发用电主体协商一致明确可上网电量的分配方式。

项目投资主体可以根据电力用户负荷、自身经营状况等情况，重新选择项目类型适用的上网模式，在项目全生命周期范围内可变更上网模式一次，同时进行备案变更并告知备案机关，电网企业协助做好接网调整，项目投资主体应当与电网企业及其调度机构重新签订并网调度协议和购售电合同后再行接网。

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，各类分布式光伏发电项目还应当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》。按照有关规定，分布式光伏发电豁免电力业务许可证。

详情如下：

重庆市能源局关于公开征求《重庆市分布式光伏发电开发建设管理实施细则》意见的通知

为进一步规范我市分布式光伏发电开发建设管理，按照国家能源局《分布式光伏发电开发建设管理办法》（国能发新能规〔2025〕7号）有关要求，结合我市实际，市能源局牵头起草了《重庆市分布式光伏发电开发建设管理实施细则（公开征求意见稿）》（附件1），现向社会公开征求意见，时间为2025年5月29日至2025年6月5日。欢迎相关单位和社会各界人士提出宝贵意见建议，可通过以下途径书面反馈：

一、电子邮件方式请发送至：cqsnyj305@163.com。

二、信函方式请寄至：重庆市渝北区洪湖西路16号重庆市能源局电力处（401121）。

电子邮件或信函请注明“《重庆市分布式光伏发电开发建设管理实施细则》意见建议”字样。感谢对我们工作的大力支持！

联系人及联系电话：龚老师，67575952。

附件：1．重庆市分布式光伏发电开发建设管理实施细则（公

开征求意见稿）

2．起草说明

重庆市能源局

2025年5月29日

附件1

重庆市分布式光伏发电开发建设管理

实施细则

（公开征求意见稿）

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《分布式光伏发电开发建设管理办法》，结合本市实际，制定本实施细则。

第二条本细则适用于重庆市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。

与路灯、通信基站等基础设施结合、不向电网反送电的离网型光伏发电设施，不单独作为分布式光伏发电项目管理。

利用农业种植、渔业养殖、牲畜养殖、林业种植培育等农业设施建设的光伏电站，以及利用闲散空地（闲置土地与建筑物、构筑物在同一红线范围内的除外）、坑塘水面、荒山荒坡、废弃矿区、气田等建设的小型地面光伏电站，其开发建设按照《光伏电站开发建设管理办法》和我市新能源年度开发建设方案有关要求执行。

第三条市能源局负责统筹指导分布式光伏发电开发建设工作，市经济信息委负责统筹指导分布式光伏发电的运行调度管理工作，各有关市级行业部门按照有关规定做好行业内分布式光伏发电的安全生产监督管理工作。

国家能源局华中监管局负责所辖区域内分布式光伏发电的国家政策执行、公平接网、电力消纳、市场交易、结算等方面的监管工作。

各区县（自治县，以下简称区县）相关部门及乡镇按职责做好行政区域内分布式光伏发电开发建设、运行和安全生产监督管理工作。

电网企业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、电量收购、消纳监测等工作，配合各级电力管理部门开展分布式光伏发电接入电网承载力及提升措施评估，持续提升电网对分布式光伏的接纳、配置和调控能力。

第四条采用自发自用余电上网的一般工商业分布式光伏项目，根据市内电力负荷分布确定不同上网电量比例，其中：位于主城都市区22个区县行政区域内的项目年自发自用电量比例原则上不低于20%，其余区县年自发自用电量比例原则上不低于40%，超出比例限制的上网电量原则上由项目业主自行通过市场化方式予以消纳。特殊情况需由市能源局会同电网企业确认。

第二章 行业管理

第五条 市能源局做好全市新能源发展规划与国家级能源、电力、可再生能源发展规划的衔接，统筹平衡集中式光伏发电与分布式光伏发电的发展需求；指导电网企业做好配套的电网改造升级和投资计划。区县能源主管部门可结合实际，编制区域内新能源发展规划，并做好同市级相关规划的衔接。

第六条 区县能源主管部门会同有关部门推进辖区内分布式光伏开发建设，认真摸排行政区域内分布式光伏开发潜力，根据电网承载力、城镇发展规划等情况，合理制定分布式光伏发电项目年度建设计划以及可开发区域，会同电网企业按季度公布可开发区域及分布式光伏接入电网承载力等相关信息。电网承载力按红、黄、绿分类分区，红色代表分布式光伏发电项目接入和消纳严重受限，电网企业暂缓出具接入意见，同步按顺序做好登记；黄色代表分布式光伏发电项目接入和消纳有限，电网企业应在可开放容量范围内按规定出具接入意见，并开展接网能力提升措施创新研究；绿色代表分布式光伏发电项目接入和消纳条件较好，电网企业应按规定办理。

各地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。利用农户住宅建设的，应当征得农户同意并取得户主书面意见（代签需提供户主授权书），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，一经发现，将移送主管机关进行行政处罚或刑事处罚，并纳入严重失信主体名单。

第三章 备案管理

第七条 分布式光伏发电项目由区县能源主管部门备案。区县能源主管部门应当结合实际情况，制定并公开分布式光伏发电项目备案服务指南，列明项目备案所需信息内容、办理流程等，提高工作透明度，为投资主体等提供指导和服务。

第八条 分布式光伏发电项目应当按照“谁投资、谁备案”的原则确定备案主体。非自然人投资开发建设的分布式光伏发电项目，《分布式光伏发电开发建设管理办法》印发前已由自然人备案的，可不作备案主体变更，仍按原备案项目类型管理，但投资主体应当与自然人协商一致后，主动向备案机关和电网企业书面告知相关信息，明确承担项目运行维护的主体及相应法律责任；对未履行书面告知程序的，一律认定由投资主体承担项目运行维护等责任。

第九条备案信息应当包括项目名称、投资主体（自然人投资或企业投资）、建设地点（具体到红线范围）、项目类型、建设规模（交流侧容量）、建设内容（需说明自建或是租赁场地建设）、上网模式、建设工期、项目总投资额等。分期建设的项目应当明确各期建设场所、规模、工期及内容等。若自发自用余电上网的非自然人户用项目采取合并备案，须由各发用电主体协商一致明确可上网电量的分配方式。

备案主体要对备案信息的真实性、合法性和完整性负责。对于提供虚假资料的，不予办理相关手续，区县能源主管部门可按照有关规定进行处理，并纳入严重失信主体名单；对已办理备案的，区县能源主管部门按照有关规定进行处理、取消备案，并纳入严重失信主体名单；对已上网发电的，区县能源主管部门按照有关规定进行处理、解除并网，相关风险由投资主体自行承担。

对于自然人户用、非自然人户用的分布式光伏发电项目，应提供房屋所有权证明等材料，投资主体对取得的房屋物权证明真实性负责。

第十条分布式光伏发电项目投资主体应当按照备案信息进行建设，不得自行变更项目备案信息的重要事项。项目备案后，项目法人发生变化，项目建设地点、规模、内容发生重大变化，或者放弃项目建设的，投资主体应当及时告知备案机关并修改相关信息。

项目投资主体可以根据电力用户负荷、自身经营状况等情况，重新选择项目类型适用的上网模式，在项目全生命周期范围内可变更上网模式一次，同时进行备案变更并告知备案机关，电网企业协助做好接网调整，项目投资主体应当与电网企业及其调度机构重新签订并网调度协议和购售电合同后再行接网。

大型工商业分布式光伏的电力用户负荷发生较大变化，计划调整为集中式光伏电站的，经发用电主体协商一致，由项目属地能源主管部门向市能源局提出申请，说明理由并制定接网调整方案。市能源局将确需调整的项目转电网企业进行接网校核，对具备接网消纳条件的项目，复函予以确认。取得市能源局确认后，项目法人向属地能源主管部门办理备案变更手续，电网企业按照集中式光伏电站建设管理要求，协助投资主体做好接网调整，并将其纳入全市集中式光伏发展规划管理。

第十一条市能源局依托国家可再生能源发电项目信息管理平台，组织开展分布式光伏发电项目的建档立卡工作。区县能源主管部门督促指导行政区域内分布式光伏发电项目在建成并网一个月内，完成建档立卡填报工作。电网企业每月定期提供新增分布式光伏并网项目信息，同步报送市能源局和国家可再生能源信息管理中心。分布式光伏项目在国家可再生能源发电项目信息管理平台、电网企业营销系统和电力交易平台备案的发电主体信息、项目信息应保持一致。

第四章 建设管理

第十二条分布式光伏发电项目实施前，投资主体应当确保建设场所合法合规、手续齐全、产权清晰，应当对屋顶可使用年限、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实施前，投资主体应当对屋顶荷载能力进行第三方评估。分布式光伏发电项目投资主体在取得项目备案证明和电网企业并网意见后方可开工建设；项目在未取得备案、电网意见、屋顶荷载能力第三方评估报告条件下违规开工的，一律不得并网，且由区县能源主管部门按规定进行处理。

第十三条对于非自然人户用分布式光伏，项目投资主体与自然人签订的合同与协议应当责、权、利对等，不得转嫁不合理的责任与义务，不得采用欺骗、诱导等方式侵害自然人合法权益。签订的合同与协议推荐使用国家能源局制发的非自然人户用分布式光伏标准合同（范本），在该标准合同（范本）发布之前，投资主体不需暂停非自然人户用分布式光伏发电业务。

第十四条分布式光伏发电项目应当符合国家和地方有关法律法规和规范要求，且与国土空间规划以及城镇相关发展规划不产生冲突，对于已纳入文旅规划、列入拆迁计划等区域的项目原则上不予备案。

第十五条分布式光伏发电项目利用建筑物及其附属场所建设的，应当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，并预留运维空间。利用新建建筑物及其附属场所的，鼓励在项目规划设计、施工建设阶段统筹考虑安装需求，与主体建筑同步规划、同步设计、同步实施。利用既有建筑物及其附属场所的，无需办理用地预审与规划选址、规划许可手续；同时，可免除节能评估等手续。

第十六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，不得影响建筑物安全和建筑风貌，不得妨碍相邻建筑物的通风和采光，不得造成明显视觉干扰。项目建设不得影响历史文化名城名镇名村、历史文化街区、传统风貌区、历史建筑等历史文化遗产风貌，不得破坏历史文化遗产传统格局和空间肌理。在城市重要道路、重要公共空间、重要眺望点以及历史文化街区等景观敏感区域，确需建设分布式光伏发电项目的，应当开展城市景观风貌影响专项论证。分布式光伏发电项目设计、施工过程中，要加强和当地建筑特色、村容村貌、园区整体风貌、城镇景观等相统一、相协调。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。

第十七条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、安装、调试、运维等环节的主体应当满足相应资质要求。分布式光伏发电项目建设应当严格执行设备、建设工程、安全生产等相关管理规定和标准规范，确保项目建设质量与安全，并做好验收工作。

第十八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。区县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。

第五章 电网接入

第十九条电网企业应当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，及时公布可开放容量、技术标准规范等信息，提供“一站式”办理服务，合理简化手续办理流程，公平无歧视地向分布式光伏发电项目投资主体提供电网接入服务，公布并及时更新分布式光伏发电相关技术标准规范及接入系统典型设计方案。

第二十条市能源局定期组织区县能源主管部门、电网企业及其调度机构等有关单位开展分布式光伏发电接入电网承载力及提升措施评估，引导分布式光伏发电科学合理布局。当部分区域可开放容量紧缺时，电网企业及其调度机构要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，并及时报送能源主管部门。国家能源局华中监管局对电网企业及其调度机构开展上述工作的情况进行监管，并提出监管建议。

第二十一条分布式光伏发电项目接入电网流程主要包括并网申请受理与答复、接入系统设计方案制定与审查、合同与协议签订、并网验收与调试等环节。

第二十二条项目在取得备案证后，应及时向电网企业提交并网申请书、项目投资主体资格证明（企业营业执照和组织机构代码证等；自然人户用分布式光伏发电项目需提供身份证复印件材料）、发电地址权属证明（不动产权属证书等；项目投资主体与所依托的建筑物及其附属场所所有人非同一主体时，还需提供项目投资主体与所有人签订的建筑物及其附属场所的使用或租赁协议）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，还应当提供第三方出具的屋顶载荷监测报告以及项目前期工作进展情况等信息。

收到项目并网申请书后，电网企业对资料完整性与一致性查验无误后，组织现场勘查，并于2个工作日内给予书面回复，逾期不回复，视为已受理。当可接入容量不足时，电网企业应当告知项目单位并按照申请接入顺序做好登记，具备条件后再通知用户及时办理相关手续。

第二十三条电网企业应为自然人户用分布式光伏发电项目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由投资主体负责接入系统设计工作，并向电网企业提交接入系统设计方案报告。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，逾期不回复，视为已受理。受理接入系统设计方案后，电网企业应当根据国家和行业技术标准组织研究，并向投资主体出具书面回复意见，接入系统电压等级为35千伏及以下的，10个工作日内出具回复意见；110千伏（66千伏）的，20个工作日内出具书面回复意见。

第二十四条电网企业、分布式光伏发电项目投资主体应根据产权分界点确定接入系统工程（含汇集站、升压站，下同）的投资界面划分，依产权关系分别加强对公共电网、用户专用电网的投资建设与改造升级，确保新增分布式光伏发电项目实现“可观、可测、可调、可控”能力。电网企业应当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。

第二十五条全额上网、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，各类分布式光伏发电项目还应当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》。按照有关规定，分布式光伏发电豁免电力业务许可证。

第二十六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，电网企业不得要求重复检测，如确有异议的，需向市能源局上报予以裁定。分布式光伏发电项目竣工后提出并网验收申请，向电网企业提供：（1）主要设备技术参数、型式认证报告或质检证书，包括发电、逆变、变电、断路器、刀闸等设备；（2）光伏组件、逆变器等购置发票；（3）项目设计、施工、安装、调试等环节的主体资质证明；（4）并网前业主单位工程调试报告；（5）并网前业主单位工程验收报告；（6）并网前设备电气试验、继电保护整定、通信联调、电能量信息采集调试记录等资料。电网企业要复核（包括光伏组件、逆变器等）购置发票与投资主体的一致性，不一致的不予办理并网。项目经电网企业开展涉网设备验收合格、并网调试通过后方可并网投产。并网点为10千伏及以上电压等级的分布式项目，并网运行后6个月内需按照国家标准要求向电网企业提供相关运行特性检测报告。

第六章 运行管理

第二十七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，应当贯彻执行国家及行业安全生产管理规定，加强项目建设运营全过程的安全生产管理。分布式光伏连续6个月未发电且现场发电设备已拆除的，由电网企业告知业主或向社会公示后，进行销户处理，并将销户信息同步抄送到备案机关进行备案撤销；在已销户地址重新建设或迁移安装地址的，须重新办理备案并网手续。区县承担分布式光伏发电安全生产监管职责的相关部门应当建立协同配合机制，依法依规加强安全生产监管。

第二十八条区县能源主管部门应当督促分布式光伏发电项目投资主体、电网企业按照有关要求，及时在国家可再生能源发电项目信息管理平台和全国新能源电力消纳监测预警平台报送相关信息，填写、更新项目建档立卡内容。电网企业做好分类统计和监测。

第二十九条电网企业以区县行政区域为单元，在每季度初通过有关渠道向社会公布分布式光伏并网及消纳情况，并做好预测分析。对分布式光伏发电项目投资主体等有关方面反映的问题，区县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，并对工商业分布式光伏自发自用电量比例进行监测评估。

第七章 附 则

第三十条本细则未尽事宜按国家能源局《分布式光伏发电开发建设管理办法》以及有关规定执行。

第三十一条本细则由市能源局负责解释，自发布之日起施行，根据分布式光伏发展适时调整，有效期与《分布式光伏发电开发建设管理办法》一致。施行期间国家另有规定的，从其规定。