户用分布式光伏项目调研报告（最终5篇）

第一篇：户用分布式光伏项目调研报告

附件2 万荣县分布式光伏项目调研报告

根据市委“改革抢先机、发展站前列、各项工作创一流”的工作要求和县委县政府“三个五”总体发展思路，围绕建设“新材料新能源生产加工基地”的目标要求，我局近期深入一线分布式光伏项目进行实地探访，开展以分布式光伏项目为主题的调研活动。现将调研情况报告如下：

一、我县分布式光伏项目发展现状

我县分布式光伏项目分两种模式，一种是自发自用，余电上网的并网模式；另一种是全额上网模式。全额上网项目由运城电网公司统一发放补贴，余电上网由县公司办理及发放补贴，自然人两种模式补贴均能到位，但非自然人不论全部上网还是余电上网补贴只结算上网标杆电价0.3205元/千瓦时，补贴部分待国家补贴到位后补发。

截至目前，我县申请光伏用户100户，已验收并网82户，18户正在备案。并网用户中自然人76户、非自然人6户。自发自用余电上网77户、全额上网5户（自然人1户，村级电站4户），总装机容量约680KW，明细如下：

协议。县财政、扶贫办根据国家优惠政策予以贫困户三年贴息。

（1）扶贫办确定贫困户名单；

（2）协议期限需与贷款期限一致，即为8年；（3）主导实施企业需在银行准入名单内；

（4）主导实施企业缴纳贷款额10%的保证金，并承诺电站回购。

4.由合作企业实施建设。

5.国家电网对建成电站进行验收并网。并根据实际发电量，结算电价补贴（并网模式为全额上网，即0.85元/度）。结算周期为一月一结算或一季度一结算。

三、分布式光伏效益分析

（一）分布式光伏项目建设造价

根据调研了解，每千瓦造价费用为7000元左右，包括光伏板3500元/KW、逆变器800元/KW、安装费及辅材费用1800元/KW、其他费用900元/KW。每千瓦每年运行维护费用为8%-10%；光伏板使用寿命一般为20-25年左右。

（二）上网结算标准

1.自发自用，余电上网：即光伏发的电自己用一部分，用不完的卖给电网公司，同时每发一度电都能获得补贴。具体计算方式为：自发自用部分每度电国家补贴0.42元，余电上网部分电

第二篇：分布式光伏项目建议书

莒南财金新材料产业园20MW分布式光伏项目建议书

（技术方案及经评匡算）

建设单位：大唐临清热电有限公司

二○二一年三月

目 录

1.项目概况

1.1.项目建设单位

大唐临清热电有限公司，成立于2011年6月23日，是大唐山东发电有限公司的全资子公司，是特大型中央企业中国大唐集团有限公司的三级企业，注册资本金为5亿元整。目前，公司总装机容量70万千瓦，2台35万千瓦超临界热电联产燃煤机组，总投资27.8亿元，具备700吨/小时工业抽汽能力和500万平方米供暖能力。两台机组分别于2016年12月、2017年1月相继投产发电，属山东电网直调公用机组。可实现年发电量35亿千瓦时，供热量1094.45万吉焦，截至目前，向临清15家市重点企业提供高品质工业蒸汽，有力助推了地方经济社会发展。曾荣获国家优质工程奖，中国电力优质工程奖，山东省文明单位。

大唐临清热电有限公司自成立以来，始终坚持高质量发展理念，主动对接省、市、县发展规划，在全力确保安全稳定、提质增效的基础上，积极开发风、光新能源项目，优化地方产业布局，拓展企业全方位发展空间，为地方经济发展做出应有的贡献。

1.2.项目场址概述

本项目位于山东省临沂市莒南县经济开发区，拟建设在莒南财金新材料产业园厂房屋顶，场址区附近对外交通运输条件便利，厂区内无其他高大遮挡物，阳光资源接收条件相对较好，具备修建光伏电站的厂区条件。土地已经划转完成，手续完备。厂房为彩钢瓦屋顶，全部建设完成后，可利用开发厂房屋顶面积约20万平方米，目前已建设标准化厂房3.6万平方米，其余厂房计划于2021年6月建设完工。屋顶向阳倾角为5度和6度角，屋面恒荷载为0.65kN/m2，屋面活荷载：0.50kN/m2，能够满足光伏项目承重要求（光伏板及配件自重0.35kN/m2）。

2020年12月底，山东永安合力特种装备有限公司入驻莒南财金新材料产业园一期厂房，该公司是中外合资企业，专业生产钢制无缝气瓶和焊接气瓶，用电负荷每天约1.5万千瓦时；在建二期厂房也由该公司承租，二期设计用电负荷每年1000万千瓦时，消纳条件较好。

根据项目厂区建设情况及特征，结合风光资源分布情况以及厂区消纳条件，规划建设分布式光伏项目装机容量20MW，其中，一期3.6MW、二期5.9MW*2、三期4.6MW，预计年发电量约1872万千瓦时，投资总额约7800万元。

2.太阳能资源评估

2.1.山东省太阳能资源描述

山东的气候属暖温带季风气候类型，年平均气温11℃～14℃，年平均降水量一般在550mm～950mm之间。山东省光照资源充足，光照时数年均2290h～2890h，热量条件可满足农作物一年两作的需要，由东南向西北递减。降水季节分布很不均衡，全年降水量有60%～70%集中于夏季，易形成涝灾，冬、春及晚秋易发生旱象，对农业生产影响最大。

山东省各地年太阳能总辐射量在4542.61MJ/m2～5527.32MJ/m2，各地太阳能资源地区差异较大，其中胶东半岛南部太阳能总辐射量较小，北部蓬莱、龙口一带较大，呈现出南少北多的特点，鲁北垦利、河口一带太阳总辐射量较大，鲁西南、鲁西一带较小。

图2.1-1 山东省太阳能资源区划

2.2.临沂市太阳能资源介绍

临沂市气候属温带季风区大陆性气候，具有显著的季节变化和季风气候特征，气温适宜，四季分明，光照充足，雨量充沛，雨热同季，无霜期长。春季干旱多风，回暖迅速，光照充足，辐射强；夏季湿热多雨，雨热同步；秋季天高气爽，气温下降快，辐射减弱；冬季寒冷干燥，雨雪稀少，常有寒流侵袭。四季的基本气候特点可概括为“春旱多风，夏热多雨，晚秋易旱，冬季干寒”。市年平均日照时数为2300h，最多年2700h，最少年1900h。

2.3.场区太阳能资源概况

本工程现处于项目前期阶段，场址区域内未设立测光塔，无实测光照辐射数据，本阶段采用Meteonorm及Solar GIS太阳能辐射数据综合分析计算项目资源特性。经分析：

（1）根据《太阳能资源等级总辐射》（GB/T 31155－2014）给出的等级划分方法，项目场址年太阳总辐射曝辐量为5000MJ/（m2·a），其太阳能资源等级为丰富（中国太阳辐射资源区划标准见表2.3-1），项目具备工程开发价值。根据我国太阳能资源稳定度的等级划分，工程所在地的太阳能资源稳定度为稳定。

表2.3-1 太阳能总辐射年辐照量等级

（2）场址区域太阳能资源呈现“冬春小，夏秋大”的时间分布规律，资源稳定度为稳定，年内月太阳总辐射值变化较平稳，有利于电能稳定输出。

（3）场址空气质量好，透明度高，太阳辐射在大气中的损耗较少。

（4）场址所在地不存在极端气温，风速、降水、沙尘、降雪、低温等特殊天气对光伏电站的影响有限，气候条件对太阳能资源开发无较大影响。

（5）场址有雷暴发生概率，本项目应根据光伏组件布置的区域面积及运行要求，合理设计防雷接地系统，并达到对全部光伏阵列进行全覆盖的防雷接地设计，同时施工时，严禁在雷暴天进行光伏组件连线工作，并做好防雷暴工作。

3.技术方案

3.1.装机容量

本项目规划标称装机规模20MW。考虑目前市场主流设备情况、技术先进性及其场址地形特点，光伏场区拟采用495Wp单晶双玻双面组件，暂按将系统分成5个标称容量为3.15MW并网发电单元、2个2.5MW并网发电单元，光伏方阵采用1500V系统的组串式逆变方案+屋顶固定支架安装方式。

3.2.光伏组件和逆变器选型

3.2.1.组件选型

根据市场生产规模、使用主流等因素特选取多晶及单晶组件进行对比，单晶硅组件生产工艺成熟，效率较好，虽然单晶单位成本相对多晶高，通过测算单晶提高发电效率优势明显，能够增加光伏电站单位面积发电量，发电量的收益高于单位成本差价。

根据2020年组件产能情况，单晶495Wp组件是主流。综合项目收益率和项目所在地的地貌特点，本项目暂时推荐选用495Wp单晶双玻双面组件，最终的组件选型以招标结果为准。

3.2.2.逆变器选型

3.2.2.1.逆变器选型

由于现阶段光伏组件仅能将太阳能转化为直流电，所以在光伏组件后需要逆变器将直流电逆变成为交流电进行输送。综合考虑造价、发电量及项目投资收益等因素，本项目选择1500V、196kW组串式逆变器，最终逆变器选型以招标结果为准。

3.2.2.2.逆变器概述

组串式逆变器与传统的集中式逆变器的思路不同，即以小规模的光伏发电单元先逆变，通过不同的组串式逆变器并联接至箱变低压侧升压，并非集中式的把光伏组件所发直流电能集中后再做电能逆变的思路。

组串式逆变器具有多路MPPT功能，能极大的降低光伏电站复杂地形对发电量的影响；并且组串式逆变器方案大大减少了直流传输环节，即减少了直流损耗。总的来说，组串式逆变器方案是分散MPPT，分散逆变和监控。从理论上讲，组串式逆变器在系统效率以及发电量上有一定的优势。组串式逆变方案拓扑如下图：

图 3.2‑1 组串式光伏逆变方案拓扑图

组串式逆变器采用模块化设计，每几个光伏组串对应一台逆变器，直流端具有最大功率跟踪功能，交流端并联并网，其优点是减少光伏电池组件最佳工作点与逆变器不匹配的情况，最大限度的增加发电量；组串式逆变器减少了系统的直流传输环节，减小了短路直流拉弧的风险；组串式逆变器的体积小、重量轻，搬运和安装方便，自身耗电低，故障影响小，更换维护方便等优势。主要缺点是电子元器件多，功率和信号电路在一块板上，容易故障；功率器件电气间隙小，不适宜高海拔地区；户外安装，风吹日晒容易导致外壳和散热片老化等（注：本项目中因组串式逆变器容量较大，不采用交流汇流箱，在箱变低压侧装设交流汇流配电柜）。

3.3.光伏方阵和发电单元设计

3.3.1.光伏方阵设计

本项目由7个光伏方阵组成。3.15MW方阵配置16台196kW组串式逆变器、245个组串，每个组串串接26块组件。2.5MW方阵配置13台196kW组串式逆变器、195个组串，每个组串串接26块组件。

3.3.2.变电中心升压方式

根据光伏电站装机规模及接入系统电压等级，光伏电站输变电系统通常采用一级升压方式。本项目光伏电池组件拟选用495Wp单晶双玻双面组件，开路电压48.7V，最佳工作电压41.3V，拟采用的196kW组串式逆变器出口交流电压为800V，每个光伏发电子阵配置一台10kV箱变，升压变压器将逆变器输出的800V电压直接升压至到10kV，通过箱变内的环网柜与其他光伏发电子阵形成合理的10kV馈线回路，连接到10kV配电室的10kV开关柜。

3.3.3.组件布置

光伏发电系统的发电量主要取决于电池板接收到的太阳总辐射量，而光伏组件接收到的太阳辐射量受安装倾角的影响较大。

本项目拟推荐采用固定支架，支架倾角按照屋顶向阳倾角5°或6°进行平铺，增强抵抗风力雪荷载，最终待下一阶段对屋顶实地勘测后，进一步复核支架倾角。光伏支架阵列布置样例如图3.3-1所示：

图 3.3‑1 光伏支架阵列布置样例图

3.3.4.光伏方阵接线方案设计

本项目18个组串接入1台196kW组串式逆变器，3.15MW方阵配置196kW组串式逆变器16台，2.5MW方阵配置196kW组串式逆变器13台。方阵内所有逆变器接至箱变低压侧，每个方阵配置1台3150/2500kVA双绕组变压器。组串至逆变器采用PFG1169-DC1800V-1×4型电缆，逆变器至箱变采用ZC-YJHLV82-0.6/1kV-3×120型电缆。

3.4.输配电设计

本项目拟配置5台3150kVA箱式变压器、2台2500kVA的10kV箱式变压器。输配电线路暂按接入企业10kV配电室10kV开关柜考虑。最终接入方案根据接入系统批复意见为准。

3.5.年上网电量估算

本工程的发电量计算根据太阳辐射量、系统组件总功率、系统总效率等数据，系统首年发电量折减2.5％，光伏组件每年功率衰减0.5%。经计算得电站20年发电量见表3.6-1。

表3.6-1 20年发电量和年利用小时数

20年总发电量374290.58MW·h，20年年平均发电量18714.53MW·h，20年年平均利用小时数为935.73h，首年利用小时数1000h。

3.6.无功补偿

本项目交流侧装机规模为20MW，暂按配置1套4MVar无功补偿装置。最终容量和补偿方式以接入系统批复意见为准。

3.7.监控和保护系统设计

本项目采用“无人值班、少人值守、智能运维、远方集控”方式运行。主要配置系统有：开关站计算机监控系统、光伏场区计算机监控系统、继电保护及安全自动装置、电能质量在线监测装置、防误操作系统、电能量计量系统、火灾自动报警系统、视频安防监控系统、环境监测系统、光功率预测系统、有功和无功功率调节、调度通信系统、远程集控系统等。

计算机监控范围包括：电池组件、逆变器、10kV箱式变压器、10kV母线、10kV线路断路器及隔离开关、10kV母线PT、站用电及直流系统等。

每个光伏方阵设子监控系统一套，共配置7套就地光伏通信柜，分别安装在箱变内。采集箱变、逆变器信息，并通过网络交换机与10kV开关站计算机监控系统相连。

3.8.光伏阵列基础及布置

3.8.1.支架系统

3.8.1.1.支架型式及布置要求

本项目光伏支架形式拟采用固定支架，由防水胶皮、铝合金夹具、铝合金立柱、铝合金横梁、铝合金导轨、铝合金压块等组成，由螺丝固定于屋顶彩钢板梯形凸起。光伏支架阵列布置样例如图所示：

3.8-1 铝合金支架样例图 3.8-2 铝合金横梁样例图

光伏组件布置采用2×13布置方式，每个支架单元布置26块光伏组件，光伏组件南北向按屋顶向阳倾角5°或6°考虑。光伏组件排布图如3.8-3所示：

图3.8‑3 光伏组件排布图

3.8.2.箱、逆变布置

每个方阵对应一个箱变，箱变拟布置在企业配电室预留位置。

组串式逆变器体积小、重量轻，通过螺栓将逆变器固定在光伏支架或安全步道上，不新建逆变器基础。

3.8.3.集电线路

组件与逆变器，光伏方阵与箱变之间，拟采用屋顶电缆槽盒或镀锌管、厂房内电缆槽盒及电缆沟方式进行敷设。在输配电线路槽盒及开关柜等部位，做好防火涂料、防火隔板、防火包、防火泥等防火措施。

3.8.4.屋顶行走步道工程

根据屋顶结构，初步设计屋顶安全行走步道，必要的地方设计安全护栏。行走步道宽度设计为50cm，格栅型式，使用镀锌不锈钢材料，由螺丝固定于屋顶彩钢板梯形凸起。

行走步道是屋顶光伏电站重要组成部分，行走步道应能到达每个方阵系统，减少材料的二次搬运。因此在方阵布置时，考虑行走步道规划，做到满足运输及日常巡查和检修的要求的条件下，使屋顶步道行走安全可靠、线形整齐美观，与周围环境相协调。

4.工程匡算及财务分析

4.1.编制原则及依据

（1）《光伏发电工程设计概算编制规定及费用标准》（NB/T32027-2016）；

（2）《光伏发电工程概算定额》（NB/T32035-2016）；

（3）设计图纸、工程量、设备材料清单等；

（4）编制水平年：2020年第三季度。

4.2.财务分析

本项目财务评价依据《建设项目经济评价方法与参数（第三版）》，以及有关现行法律、法规、财税制度进行计算。

4.3.计算基础数据

（1）资金来源

本工程考虑项目注册资本金为30%，融资70%。

（2）主要计算参数：

计算期建设期3个月，运行期20年。

折旧年限： 15年

残值率： 5%

其他资产摊销年限： 5年

修理费： 0.1%～0.2%

电厂定员： 3人

年人均工资： 85000元/人

福利费及其他： 55.7%

平均材料费： 3元/(kW·年)

其他费用： 12元/(kW·年)

首年有效利用小时数： 1363.75hr

企业所得税： 25%（三免三减半）

保险费率： 0.25%

城市维护建设税： 5%

教育费附加： 3%

地方教育附加： 2%

应付利润比例： 8%

公积金及公益金： 10%

（3）贷款利率及偿还

银行长期贷款名义利率按4.65%，短期贷款名义利率按3.85%计算，银行融资贷款偿还期为投产后15年，采用等额还本利息照付方式。

（4）增值税

4.3.1.电力产品增值税税率为13%。增值税为价外税，为计算销售税金附加的基础。

4.4.工程匡算

本项目资金来源按资本金占总投资的30%先期投入，其余资金从银行贷款进行计算。

本工程的单位千瓦动态投资3900元/kW，不配套储能，工程动态总投资7800万元，单位千瓦工程总投资为4158.22元/kW。

按双方协议电价0.52元/ kW·h且全额消纳计算，结果表明项目投资内部收益率（所得税前）为8.16%，资本金内部收益率为11.90%，投资回收期（所得税后）为8.77年。

按双方协议电价0.55元/ kW·h且全额消纳计算，结果表明项目投资内部收益率（所得税前）为9.01%，资本金内部收益率为14.29%，投资回收期（所得税后）为7.05年。

按双方协议电价0.60元/ kW·h且全额消纳计算，结果表明项目投资内部收益率（所得税前）为10.39%，资本金内部收益率为18.36%，投资回收期（所得税后）为5.70年。

4.5.财务评价表

表4.5-1 财务指标汇总表（电价0.52元/ kW·h）

表4.5-2 财务指标汇总表（电价0.55元/ kW·h）

表4.5-3 财务指标汇总表（电价0.60元/ kW·h）

5.运维管理

5.1.运维总体原则

本光伏电站按智能光伏电站设计，光伏电站的运行参数、现场情况等重要信息可通过以太网络上传至用户指定的远方监控计算机实现远方监控及管理，实现电站“无人值班，少人值守”。

在开关站主控室装设智能光伏电站监控和生产管理系统、计算机监控系统、智能视频监控系统、微机保护自动化装置、就地检测仪表和智能无人机巡检系统等设备来实现全站机电设备的数据采集与监视、控制、保护、测量、远动等全部功能，并可将光伏电站的运行参数、现场情况等重要信息可通过以太网络上传至用户指定的远方监控计算机实现远方监控及管理。

5.2.运维机构设置

5.2.1.管理方式

本项目管理机构的设置根据生产需要，本着精干、统一、高效的原则，体现智能化光伏电站的运行特点。本电站按“无人值班、少人值守、智能运维、远程集控”原则进行设计，并按此方式管理。本光伏电站生产管理集中在主控室，负责管理整个电站的光伏发电子单元和开关站的生产设备。针对本项目暂按配置3名运维和管理人员考虑。

建设期结束后光伏电站工程项目公司职能转变为项目运营。运营公司做好光伏电站工程运行和日常维护及定期维护工作，光伏电站工程的大修、电池组件的清洗、钢支架紧固的维护、屋顶行走步道的定期养护等工作人员主要外包为主。

5.2.2.运营期管理设计

光伏电站采用运行及检修一体化的生产模式，尽量精简人员，节省开支。所有人员均应具备合格资质，有一专多能的专业技能，主要运行岗位值班员应具备全能值班员水平，设备运行实行集中控制管理。

5.2.3.检修管理设计

定期对设备进行较全面的检查、清理、试验、测量、检验及更换需定期更换的部件等工作，以消除设备和系统缺陷。设备检修实行点检定修制管理。

光伏电站每月在月报中将本月的缺陷发生情况、消缺完成情况及消缺率上报公司主管部门。并对设备缺陷、故障的数据进行统计分析，从中分析出设备运行规律，为备品备件定额提供可靠依据，预防设备缺陷、故障的发生，降低设备缺陷及故障发生率，提高设备健康水平，将设备管理从事后管理变为事前管理。

6.结论

（1）本项目采用Solar GIS多年辐射数据成果进行测算，项目地年太阳总辐射曝辐量为5000MJ/（m2·a）。根据中国太阳辐射资源区划标准，该区域资源等级为丰富，工程具备开发价值。项目场区场区内空气质量较好，无沙尘、大风天气，年内气温变化小，太阳辐射在大气中的损耗相对较少，气候条件有利于太阳能资源开发。

（2）本项目位于山东省临沂市莒南县经济开发区，拟建设在莒南财金新材料产业园厂房屋顶，场址区附近对外交通运输条件便利，厂区内无其他高大遮挡物，阳光资源接收条件相对较好，具备修建光伏电站的厂区条件。土地已经划转完成，手续完备。厂房为彩钢瓦屋顶，全部建设完成后，可利用开发厂房屋顶面积约20万平方米，目前已建设标准化厂房3.6万平方米，其余厂房计划于2021年6月建设完工。屋顶向阳倾角为5度和6度角，屋面恒荷载为0.65kN/m2，屋面活荷载：0.50kN/m2，能够满足光伏项目承重要求（光伏板及配件自重0.35kN/m2）。

（3）根据项目厂区建设情况及特征，结合风光资源分布情况以及厂区消纳条件，规划建设分布式光伏项目装机容量20MW，其中，一期3.6MW、二期5.9MW*2、三期4.6MW，预计20年总发电量374290.58MW·h，20年年平均发电量18714.53MW·h，20年年平均利用小时数为935.73h，首年利用小时数1000h。光伏场区拟采用495Wp单晶双玻双面组件，196kW组串式逆变器。

（4）本工程的单位千瓦动态投资3900元/kW，不配套储能，工程动态总投资7800万元，单位千瓦工程总投资为4158.22元/kW。针对本项目暂按配置3名运维和管理人员考虑。

按双方协议电价0.52元/ kW·h且全额消纳计算，结果表明项目投资内部收益率（所得税前）为8.16%，资本金内部收益率为11.90%，投资回收期（所得税后）为8.77年。

按双方协议电价0.55元/ kW·h且全额消纳计算，结果表明项目投资内部收益率（所得税前）为9.01%，资本金内部收益率为14.29%，投资回收期（所得税后）为7.05年。

按双方协议电价0.60元/ kW·h且全额消纳计算，结果表明项目投资内部收益率（所得税前）为10.39%，资本金内部收益率为18.36%，投资回收期（所得税后）为5.70年。

第三篇：分布式光伏发电项目如何备案

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对光伏发电有点了解的人都知道不管是家用的还是工业用的分布式光伏发电系统，如果想并网想领取国家补贴的话，首先都必须备案，那如何备案呢?流程是怎么样的?又需要准备哪些资料?今天广东太阳库技术人员为大家介绍一下：

自然人和法人申请分布式光伏发电并网分别需要如下资料：自然人申请需提供经办人身份证及复印件、户口本、房产证等项目合法支持性文件;法人申请需提供经办人身份证及复印件和法人受托书原件(或法定代表人身份证原件及复印件)，企业合法营业执照、土地证等项目合法性支持文件、政府投资主管部门同意项目开展前期工作的批复(需核准项目)、项目前期工作相关资料。

顺便给大家介绍一下分布式光伏发电系统并网流程吧

1、地市或县级电网企业客户服务中心为分布式光伏发电项目业主提供并网申请受理服务，协助项目业主填写并网申请表，接受相关支持性文件。

2、电网企业为分布式光伏发电项目业主提供接入系统方案制订和咨询服务，并在受理并网申请后20个工作日内，由客户服务中心将接入系统方案送达项目业主，项目业主确认后实施。3、10千伏接入项目，客户服务中心在项目业主确认接入系统方案后5个工作日内，向项目业主提供接入电网意见函，项目业主根据太阳库专注为您建光伏电站

http://www.xiexiebang.com/ 接入电网意见函开展项目核准和工程建设等后续工作。380 伏接入项目，双方确认的接入系统方案等同于接入电网意见函。

4、分布式光伏发电项目主体工程和接入系统工程竣工后，客户服务中心受理项目业主并网验收及并网调试申请，接受相关材料。

5、电网企业在受理并网验收及并网调试申请后，10个工作日内完成关口电能计量装置安装服务，并与项目业主(或电力用户)签署购售电合同和并网调度协议。合同和协议内容执行国家电力监管委员会和国家工商行政管理总局相关规定。

6、电网企业在关口电能计量装置安装完成后，10个工作日内组织并网验收及并网调试，向项目业主提供验收意见，调试通过后直接转入并网运行。验收标准按国家有关规定执行。若验收不合格，电网企业向项目业主提出解决方案。

7、电网企业在并网申请受理、接入系统方案制订、合同和协议签署、并网验收和并网调试全过程服务中，不收取任何费用。

第四篇：分布式光伏发电项目竣工报告 2 - 副本

分布式光伏发电系统竣工报告

竣工时间： 年 月 日 分布式光伏发电系统竣工报告

一、工程概况：

1、工程名称：

2、工程地点：

3、装机容量：3kW

二、业主信息

1、业主姓名：

2、联系方式：

三、工程施工、竣工情况

1、施工时间：

2、施工情况：

本项目于

****年**月**日开始正式施工，根据图还要求以及施工勘测图纸，结合平面屋顶进行了施工安装。

主要步骤：屋面整理—基础安装—支架安装—光伏组件安装—汇流箱、逆变器等电气设备走线安装。施工期间，严格按照光伏电站建设施工规范的要求进行施工。

3、竣工情况：

本项目于

****年**月**日，按照设计图纸以及施工合同约定的范围施工完毕，工程质量符合合同要求和设计图纸要求及有关工程质量验收标准。

审核人：

第五篇：分布式光伏发电项目备案须知!

分布式光伏发电项目备案须知！

国务院能源主管部门负责全国分布式光伏发电规划指导和监督管理，地方能源主管部门在国务院能源主管部门指导下负责本地区分布式发电项目建设和监督管理，委托国家太阳能发电技术归口管理单位承接技术、信息和工程质量控制工作。

2、分布式光伏发电项目为什么需要备案?不需要国家补贴的项目能开工建设么? 现阶段分布式发电仍然需要国家补贴，假定每年安装600万千瓦分布式发电，全年发电量至少70亿度，如果每度电补贴0.42元则需要几十亿元人民币，为了优化补贴资金配置，备案是必须的，分布式发电项目由地市级或县级能源主管部门实行备案管理，如果项目不需要国家补贴，则可直接实行备案管理后就可以开工建设。

3、分布式光伏发电项目如何备案，应准备哪些材料?

项目单位向地市级或县级能源主管部门提交固定资产投资备案表和分布式发电项目备案申请表，应包含以下材料：

(1)符合建筑等设施安装光伏发电系统相关规定的项目方案(2)项目用地或屋顶等场所使用证明

(3)地市级或县级电网公司出具的项目并网接入意见

(4)如果项目采用合同能源管理方式，则需要提供与电力用户签订的能源服务管理合同等材料

(5)地方政府根据有关规定要求提供的其它材料

4、哪些情况可能出现备案失败或者失效?

地市级或县级能源主管部门在受理项目备案申请之日起10个工作日内完成备案审核并将审核意见告知项目单位，当申请项目的累计规模超出该地区指导规模时，当地能源主管部门发布通知，停止受理项目备案申请，分布式发电项目备案有效期内如果无特殊原因未建成投产，项目备案文件自动失效。

5、备案过的项目还能够申请变更么?怎么变更?

备案过的项目一般情况下不能随意变更，如果项目实施过程中遇到特殊情况，必须变更方案，则必须按照当初的申报程序申请方案变更的。

6、个人(家庭)安装分布式光伏发电系统怎么界定?有什么优惠政策? 鼓励各位电力用户、投资企业、专业化合同能源服务公司以及个人等作为项目单位投资建设和经营分布式光伏发电项目。

个人安装的分布式光伏项目原则上自发自用，余电上网，电网调节余缺，对于自用光伏电量，自动抵消电网用电量，不进行交易，对于富余上网光伏电量电网公司以当地脱硫煤标杆电价收购，个人作为项目单位建设分布式光伏设施单个项目装机规模原则上不大于30千瓦，各省能源主管部门可视情况简化项目管理。