分布式光伏、光伏电站上网电价最新政策概要

第一篇：分布式光伏、光伏电站上网电价最新政策概要

实行阶梯电价的用电大户收益高 2012年7月日起北京家庭阶梯电价举例 电费标准（元/kWh 1 0.8 0.6 0.4 0.2 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 年用电量（kWh 按较低电价缴纳电费 0.48元/度 2880度 0.53元/度 4800度 0.78元/度 第一档 第二档 第三档 光伏发电冲抵 1300×0.53+1700×0.78 政策： 不计入 阶梯电 价；计 入节能 量 北京市部分居民阶梯3档电价：240度/月以下0.48元/度；241-400度/月0.53元/度； 401度/月以上0.78元/度。若该用户年总用电量6500度（月均542度），安装3KW（投资3万元）光伏系统按年发电量3000kWh自用计，年节省电费2015元，年得到 补贴1260元，即每年收益共3275元。9-10年收回投资。

分布式光伏发电项目管理暂行办法要点 • 总则 – 分布式光伏发电是指在用户所在场地或附近建设运行，以用户侧自发自用为主、多余电量上网 且在配电网系统平衡调节为特征的光伏发电设施； – 鼓励各类电力用户、投资企业、专业化合同能源服务公司、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； – 分布式光伏发电实行“自发自用、余电上网、就近消纳、电网调节”的运营模式； 规模管理 – 对需要国家资金补贴的项目实行总量平衡和年度指导规模管理，不需要国

家资金补贴的项目部 纳入年度指导规模管理范围； – 下达各地区年度指导年度规模； 项目备案 – 能源主管部门依据本地区分布式光伏发电的年度指导规模指标，对实行备案管理； 建设条件 – 项目所依托的建筑物及设施应具有合法性，当非同一主体时，项目单位应与所有人签订建筑物、场地及设施的使用或租用协议，签订合同能源服务协议； – 设计和安装应符合有关管理规定、设备标准、建筑工程规范和安全规范等要求，承担项目设计、查咨询、安装和监理的单位，应具有国家规定的相应资质。采用主要设备应通过符合检测认 证，符合相关接入电网的技术要求。电网接入与运行 计量与结算 – 享受电量补贴政策的项目，由电网企业按月转付国家补贴资金，按月结算余电上网电量电费。– 在经济开发区灯相对独立的供电区同一组织建设的分布式光伏发电项目，余电上网部分可向该 供电区内其他电力用户直接售电； 产业信息监测 违规责任 • • • • • • •

总 结 • 国家布局为集中开发与分布式应用并举，更关注分布式发电市场 • 发挥“市场机制和政策扶持双重作用”应该是今后几年内光伏应用市场 的基调；目标可能浮动，但安装总量会加以控制； • “有序推进光伏电站建设”——希望稳定发展 – 真正实现“保障性收购”，着力解决“接入”和“限发”、补贴资 金到位慢三大问题可使大型电站效益改善； – 西部仍是重点、东部有望突破、路条依然难拿、投资相对旺盛； – 2013年估计实现装机4-5GW，2014年控制规模4-5GW。• “大力开拓分布式光伏发电”——希望重点突破、快速发展 – 政策密集出台，细节尚需补充完善； – 分布式光伏发电示范园区项目启动，但受“屋顶落实”和“融资方 式”两大难题影响，（也包括年底抢装因素对市场供应的影响）实 施进度必将后移； – 2013年估计实现装机2-3GW，2014年指导性年度规模预方案7-8GW。• 综上：2013年估计可实现光伏发电总装机7-8GW； 2014年期望可实现年 总装机10-12GW。（如果分布式发电的几个难点问题不能很好解决，该 分布式光伏装机目标实现难度还是比较大的）

谢 谢!wu.dacheng@163.com

第二篇：关于国家统一光伏上网电价（范文模版）

关于国家统一光伏上网电价的解读

在经历了2010年繁荣之后，光伏行业在2011年出现了成长减速的情况。随着过去一年供给的大幅度增加，中国国内光伏业者的压力陡增。

但是，自2011年5月开始，国内利好光伏的政策不断。先是江苏确定1.4元/千瓦时的上网补贴电价，山东也分别对2011年和2012年完成的项目给出了1.4元/千瓦时和1.2元/千万时的上网电价，之后青海省对2011年9月30日前建成的电站给出了1.15元/千瓦时的电价。7月24日，发改委价格司便发出文件，推出了中国首个全国范围内适用的光伏固定上网电价。

一、对发改价格[2011]1594号文件的快速解读

1、制定全国统一的太阳能光伏发电标杆上网电价。按照社会平均投资和运营成本，参考太阳能光伏电站招标价格，以及我国太阳能资源状况，对非招标太阳能光伏发电项目实行全国统一的标杆上网电价。

上网电价的推出，将之前拖延已久的“路条”项目的盈利途径给出解决方法，一定程度上确保这些项目投资商的利益。

2011年7月1日及以后核准的太阳能光伏发电项目，以及2011年7月1日之前核准但截至2011年12月31日仍未建成投产的太阳能光伏发电项目，除西藏仍执行每千瓦时1.15元的上网电价外，其余省（区、市）上网电价均按每千瓦时1元执行。今后，我委将根据投资成本变化、技术进步情况等因素适时调整。

新审批的项目上网电价确立，并在原则上规定了今后上网电价将逐步调整，电价的在未来的下调打好政策基础。

2、通过特许权招标确定业主的太阳能光伏发电项目，其上网电价按中标价格执行，中标价格不得高于太阳能光伏发电标杆电价。

解释特许权项目的电价问题，特许权项目是发改委、能源局、财政部等相关决策机构试探对可再生能源补贴方式与补贴价格的示范性项目。从文件中，我们看到，特许权项目将不会因为此次光伏上网电价的推出而停止开展。从这个角度来讲，相关部委对合理光伏上网电价的探索仍将继续，而此次的光伏上网电价似乎更像是一个“临时”价格。

批特许权项目的招标结果可为最终电价的确定提供指导，但是从特许权项目招标开始，一直都是央企电力公司独揽天下，民企基本不具备与之抗争的能力，避免行业内的恶性竞争是促进光伏发电在中国大规模发展的另一重点。

3、对享受中央财政资金补贴的太阳能光伏发电项目，其上网电量按当地脱硫燃煤机组标杆上网电价执行。

解释已获审批的金太阳项目的电价问题，各地区根据当地情况，可给予相关的补贴政策。与国家统一上网电价不相冲突。

4、太阳能光伏发电项目上网电价高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分，仍按《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》（发改价格[2006]7号）有关规定，通过全国征收的可再生能源电价附加解决。

再次明确了补贴的资金来源问题，依然来自国家的可再生能源电价附加，并没有提及可再生能源专项资金。在2010年，全国征收的可再生能源附加费约为130亿左右，但大部分资金用于补贴风力发电和生物质发电，用于光伏发电的比例非常低，不到5%，按每度电补贴8毛/千瓦时来算，假定可再生能源补贴的5%用于光伏，则最多可补贴800MW，而仅青海一省的规模就已接近800MW。因此，若扩大补贴规模，需加大可再生能源附加费。

从对政策的解读我们看到了非常积极的信号，即发改委作为国家能源局的上级部门，在千呼万唤之后主导推出了光伏的上网电价，解决了许多“路条”项目投资收益的历史问题，并对新项目的光伏电价作出了初步设计，为将来推出更全面的上网电价作好铺垫。

可以预期的是，凭借着我国从不缺少的“大兵团作战”以及“集中突击”完成项目的经验，各能源集团，光伏企业必将在目前的炎炎夏日，借着这股政策清风抓紧申报，突击建设光伏项目。单以青海格尔木市为例，“930”消息一出，几十个项目同时开工，近500兆瓦项目一起建设（还有不少项目在审批中）。

全国范围内适用的光伏上网电价政策一出，必将掀起一阵光伏投资“疯”！

二、发改价格[2011]1594号文所带来的疑问

单凭发改价格[2011]1594号文件，仍然让我们对很多问题抱有疑惑： 补贴年限

文件没有对上网电价的补贴年限给出任何说明，但我们都知道，补10年和补20年给投资商带来的投资回报率的差异。没有考虑各地资源差异

没有对不同资源条件给出不同的补贴电价，而是以“一刀切”的方式，给出了一个统一价格。从盈利角度来讲，对于新项目，1元/度电的补贴更适合建立在西部日照资源条件较好的地区的光伏电站。没有考虑安装方式的差异

电价政策同样没有考虑不同的安装方式带来的系统成本差异。而无论是屋顶项目还是光电建筑一体化项目，其单位建设成本往往比大型地面项目要高不少，因此，1元/度电的补贴似乎更倾向于鼓励地面光伏电站的发展。资金来源问题

资金来源问题，文件虽有提及，但不可忽视的一个问题是“可再生能源电价附加”资金账户，由于风电装机容量前几年的突飞猛进，已经在2010年出现亏空。而且在短期内，账户仍将处于亏损状态。在IHS Isuppli今年早些时候做的估算，即使发改委在2012年初将“可再生能源电价附加”从目前的4厘/度提高到8厘/度，由于风电装机容量的增长以及并网条件的改善，该部分资金在2012年~2014年补贴仍将大量被风电占用，处于勉强收支平衡的状态，这还不考虑用这些年的盈余弥补历史遗留的该账户的亏损部分。如果考虑弥补历史遗留的亏损，则“可再生能源电价附加”将一直亏损到2015年底。

另外，补贴光伏装机的另一部分资金来自财政部的“可再生能源专项资金”，“光电建筑”与“金太阳”的补贴就是来于此。文件中没有说明，固定上网电价的缺口资金可以占用国家的“可再生能源专项资金”，当然也没有明确表示不可以占用。问题是，“可再生能源电价附加”已然存在亏损，可如果新建项目的电价补贴通过占用“可再生能源专项资金”的方式弥补，那今年的“金太阳”项目补贴怎么办。当然，也许发改委已经和财政部协调，在2011年给光伏更多的专项资金，解决这个问题。并网问题

并网问题一直是制约我国可再生能源发展的一个重要因素。风电在2010年底已经实现装机44.7GW，但能够实现并网的仅有31.1GW，而且这31.1GW也是出于可控状态，即需要时电网公司可以要求部分风机停运，以保证电网的稳定运行。

当前格尔木的“光伏热”，使电网公司不得不临时决定在格尔木地区架设330千伏的电网以匹配光伏电厂的建设，预计工程赶在9月30日左右突击完工。

“723”动车事故告诉我们，不是所有的工程在赶进度的情况下都能保质保量完成的，工程建设进度有一定的内在规律可循，电网建设同样是这样。格尔木将只会是全国的一个缩影，若全国范围内适用的光伏固定上网电价推行，在下半年的4个月之内全国会出现多少个“格尔木”？新政策导致光伏投资涌向西部地区，又将会给并网造成何等的压力？电网公司又将能“赶工”出多少个保质保量的电网确保电力传输？西部地区太阳能资源丰富、投资收益较高，但是，西部地区却不是我国的主要能源消耗地区，对能源的需求较少，大量的光伏发电需要远距离运输，如果项目并不了网，固定上网电价政策又有什么意义呢？

2011年5月国家电网发布两项企业标准：《光伏电站接入电网技术规定》和《光伏电站接入电网测试规程》，但是亟需解决的是光伏发电的入网标准。从上面的分析，我们可以得到以下的结论：

1．电价出台提前一年，国家表姿态

本次固定上网电价的推出，是一个非常积极的信号，显示国家对国内光伏终端市场发展的支持；

2．配套政策有待完善

固定上网电价的细则有待出台，否则1594号文件将难以有所作为； 3．政策利好，光伏应用大规模扩大 单凭1594号文件提及的解决历史遗留的“路条”项目盈利这一点，国内光伏业者信心将得到很大程度上的提振，国内的“光伏热”将进一步升温，中国2011年的光伏装机容量可能会突破1.5GW（注：不等同于并网容量）；

4．最终电价仍需几经风雨

特许权项目在未来仍将开展，相对较高的固定上网电价（与风电，生物质能相比），处于亏损状态的“可再生能源电价附加”账户以及光伏电站建设成本的不断下降，使得1元/度电的固定上网电价在短期内被调整成为必然。

5．具体情况应具体分析

政策更多的利好西部地区的大型地面光伏电站，而东部，中部地区因受日照辐射资源的限制，在1元/度电的情况下，盈利条件仍然不甚理想。屋顶项目，光电建筑一体化项目因建设成本原因，也将难以充分收益于补贴政策。当然具体项目的盈利状况需要具体分析，相信有许多潜在屋顶项目在1元/度电的情况下，是有能力实现一定利润的。但是，各省可出台相应的补贴政策，与统一标准不相冲突。

6．避免恶性竞争促进良性发展

从过去的经验来看，大型地面电站的投资始终为国有电力集团所主导。从5中可以看到，本次上网电价将更多利好西部地区的大型地面光伏电站，进一步而言，将更多利好身为开发商的电力集团。而民营企业当然也可以收益，不过相信更多的收益将是在于与电力集团的合作上。自行开发电站的民营企业，如果有一定的资金实力并拿到项目，当然也会受益。对于志在自行开发光伏项目的光伏企业，至少电价的推出是企业可以消耗一部分产能，从这个角度来讲电站项目即使无利可图，对光伏企业也是有意义的。

7．道路坎坷，前途光明

1594号文件的成功执行需要跨部门的协作，不单单是发改委，能源局，财政部与电网公司也是政策能否被落实，使得光伏电站相关企业收益的关键。相信发改委价格司在推出1594号文件前，已经会同发改委其他司局，能源局广泛征求过相关部委与企业，如：财政部，电网公司的意见并得到了各相关方的支持。

但是在这里，仍然有一些隐忧，不知实际情况会发展成怎样。希望发改价格[2011]1594号文能真正成为国内光伏终端市场的一针强心剂，让我们国家的光伏市场得到快速启动。也稍稍改变我们国内光伏企业长期以来面临的市场受制于人的局面，实现两条腿走路，而不是单单依靠产品出口这一条路解决的企业生存问题。

第三篇：关于光伏上网电价、补贴、及其它政策

关于光伏上网电价、补贴、及其它

史珺

2010-03-08

一、中国政府对光伏补贴的进展

关于对于光伏产业的补贴，中国一大批仁人志士从十多年前就开始奔走呼吁。其中的代表人物，有中国可再生能源学会光伏专委会主任赵玉文先生，上海太阳能学会理事长崔荣强教授，还有石定寰为代表的一批政府官员、闻立时、陈立泉等为代表的一批院士，当然还有施正荣、瞿晓桦等为代表的企业代表。他们十余年来，像老僧传道似的，一遍又一遍四处宣讲，不厌其烦。

他们的奔走，直到2008年年底，似乎都还没有任何结果，中国政府对于光伏，始终是“八风吹不动，端坐紫金莲”的态度。

从2001年到2008年，中国的光伏产业的发展，很大程度上要感谢以赵玉文为首的一批可再生能源学会的专家们。他们从1995年开始，向联合国和世界银行申请对光伏发电的补贴，用了六年的时间，申请到了2500万美元，然后，在联合国相关机构和中国政府的监督下，又用了7年的时间，从2002年到2008年将这笔资金花出去，一共支持了数百个项目，包括在西藏、青海、新疆、云南等地建的光伏示范电站，包括一大批学校和研究所的研究支持。无锡尚德、常州天合、江苏林洋、交大泰阳、天威英利等现在的光伏巨头，还包括一大批中小光伏企业，当年都是从这批经费所支持的项目中开始起步的。

2008年6月，在上海召开的国际光伏会议上，赵玉文向两千多名代表汇报了这笔经费的使用情况，当他宣布该笔经费全部发放完毕时，如释重负，唏嘘不已。全场两千多名代表起立，对他老人家和他带领的团队报以了长时间的热烈掌声。赵老先生对于中国光伏的贡献，是不可估量的。虽然这2500万美元现在可能不算什么，但当时，不少公司都是依赖其中的几十万甚至几万美元，才生存下来的。可以说，没有这笔钱，可能施正荣、高纪凡、苗连生都不可能起步。

但这笔钱虽然在国内申请和发放，毕竟还是世界银行给的钱。中国的光伏产业界也对中国政府何时能够开始对光伏产业进行补贴，提出了激烈的意见,尤其是施正荣等企业代表。由于市场始终依赖出口，而且中国2008年已然成为全球第一大光伏生产国，产量占全球近40%，而中国的光伏发电装机容量才占全球装机容量的2%，不得不令人汗颜。也引发了欧盟对中国光伏企业“倾销”的猜疑。

到2008年底，坚冰似乎被打破了。11月份，传出了上海崇明、内蒙鄂尔多斯两个项目得到了每度四元的电价补贴。发改委文件上注明，对类似项目的补贴，仍将采取一事一议的方式。

2009年三月，财政部与住房建设部突然发文，决定对屋顶光伏系统，按装机容量补贴每瓦15~20元，这个文件的出台，连国家发改委副主任、国家能源局局长张国宝都不知道，时值他正在台湾访问，被台湾媒体问及，只能说不知道，引起不少境外媒体对于中国政府部门间合作状况的猜测。

也是在三月，举世瞩目的敦煌10MW光伏发电特许权招标，曾一度被认为将是中国政府对上网电价补贴的标杆电价，3月22日开标，结果最低价是0.69元/度，引起轩然大波，当时不能宣布中标结果，直到7月份才确定，将最低价废除，次低价1.09元/度中标，为了产业健康发展，发改委不惜自己把自己确定的“最低价中标”的规则给废了。

2009年7月，发改委又颁发了“金太阳”补贴，仍然按照装机容量给与50%~70%的补贴。

以上步骤，拉开了中国政府对于光伏补贴的序幕。事实上，这些补贴政策也起到了一定的作用。2009年中国本土的光伏装机容量，从2008年的40MW，猛升到600MW，年增长率达到1500%。

有人说是金融海啸催生了中国政府的光伏补贴政策，这话有一定道理。但一个政策不是一时一日说出台就出台的，2009年的政策，也许已经酝酿了数年，是否与金融海啸有关系，不得而知。不过，数万亿的刺激经济的支出，至少给了相关政策以充裕的资金支持。

二、光伏产业为何需要补贴？

光伏产业之所以需要补贴，理由其实很简单，只有两个。

理由一：现在光伏发电的成本过高，如果没有补贴，就没有人安装。

那么，既然煤炭发电那么便宜，为什么要政府要花钱求人来安装光伏发电？

这个答案才是许多人从心底质疑光伏发电的问题。

许多人说什么气候变化，其实那个问题可能存在，可能根本不存在。2009年末的哥本哈根会议就说明了这一点。现在连全球变暖这个问题，也已经有人质疑了。

问题是，就算煤炭没有二氧化碳排放，就算二氧化碳不污染环境，就算污染环境也不会造成全球变暖，就算全球变暖和二氧化碳一点关系都没有，人们也必须寻找新的替代能源。尤其是中国。

为什么？

目前，中国的煤炭储量，只够中国用二十多年了，中国的石油储量，只够中国使用十多年了，中国的铀矿石储量，只够中国用四十年了。如果没有了石油，没有了煤炭，没有了铀矿，中国靠什么发电？要知道，现在的中国，70%的能源是煤炭，20%是石油。

中国的水电只够满足中国百分之几的电量。不要指望水电能够救中国。

风力发电，是一个有前景的企业，不过，现在全国好的风电场，几乎全部都被圈了。不要以为自己的前瞻力强，不光是沿海，连新疆、内蒙、西藏那么偏远的地方，好的风电场都被圈起来，开始规划了。而所有的风能，同样也是需要补贴的。而且，风力有风力的问题。

光伏是一个最佳的替代能源。论证的话可以写一大本书，这里就不展开了。

那么，国家需要拿出多少钱来进行补贴呢？能否拿得出那么多钱呢？

这就是下面要说的第二个理由了。

理由二：只有补贴，形成大规模使用，才能将光伏发电的价格降下来，最终降到比煤发电还要便宜。

许多人质疑这个论点。其实，如果考虑的远一点，即便光伏发电的成本丝毫不降，最后，光伏发电的成本也会比煤炭低。因为，当煤炭用完的时候，煤炭发电的价格会飙升上去。而且，这一天不会太久。石油，只需要等十年，煤炭，最多二十年。正在开的“两会”已经预测，今年，2010年，煤炭就要涨价40%。40%，想想吧，两年后，火电价格就超过光伏发电了（假使光伏一点都不降价的话）。

问题是，我们的政府能不能坐等那一天的到来和发生？我们能不能对光伏发电一分钱都不补，等那一天到来的时候，自然大家就都用光伏了。

那样的话，政府的支出更大，而且大到中国政府付不起的程度。因为，煤炭价格不可能二十年不变，到二十年后，突然就涨它几十倍一百倍的。

大多数时候，我们买东西，会因为太贵而买不起。买不起东西就不买，至少不会破产。

但有时候，我们会因为不买某样东西，而付不起钱，甚至破产。

光伏就是这样一个东西。

而一旦开始补贴，光伏发电的规模就会上升，光伏发电的价格就可以下降。国家近年来对风电的补贴已经证实了这一点。最开始，风电的价格高达1.5元人民币/度，现在，绝大多数的风电补贴已经下降到了六毛多。2008年下半年以来，光伏发电的价格下降，也证实了这一点。

2008年，中国的光伏发电仅占了全国总发电量的万分之几，2009年也只占到千分之几。光伏发电的目标是占到总装机容量的百分之十。也就是说，如果现在开始对光伏进行补贴，就算光伏电价是火力发电的十倍，到那个时候，所补贴的总金额，与火力电价上升一倍的购电所增加的金额是相同的。

宁夏火力发电的上网电价是三毛八（不是有人说的两毛钱），但国家购买火力发电的成本真的是那么便宜吗？

国际原子能署、国家发改委、国家环保总局早已分别进行过测算，一个火电厂，每发出一度电，政府（无论是德国、法国还是中国）要拿出六毛钱到1.2元的额外成本来处理这个电厂所发出的电力所造成的环境问题，包括二氧化碳，二氧化硫，氮氧化物，烟尘污染，林木污染和冷却水排放的污染。也就是说，就算上网电价只有三毛钱，国家为一个电厂所支付的电价最低达到九毛钱。而在沿海等离煤炭产区较远的地方，这个价格达到1~1.6元人民币/度。

因此，如果光伏发电降到每度电一元，实际上就已经低于火电了。这就是国家发改委目前为何愿意接受敦煌的1.09元/度，但对更高的补贴有些迟疑的原因。因为，如果光伏发电的价格是1.09元，其实，国家是不需要额外拿钱的，只要将另外一个口袋的钱，放到这个口袋里就行了。而那个口袋，因为有了光伏，已经不需要装钱了。

既然是如果不补贴光伏，政府为此付出的钱会比补贴更多，那么，早补贴一天，政府拿出的钱越少。这个道理只要坐在那里想一想就会明白的。

但是，这样做，需要的是一个“负责任的”政府。而做一个“负责任的”政府，是需要一定条件的。比如，1949年的国民党政府，如果遇到现在的问题，是不可能来做这个“负责任的”角色的。他们会想，把这个烂摊子留给共产党，让他们折腾去吧。

做一个“负责任的”政府，还需要一个条件，就是要拿得出钱。

将今后电价上涨可能的支出的一部分，甚至是一小部分，用来补贴现在的新能源发电，有一个问题，今后的钱还没有收上来，但现在的支出，确实要从财政收入里实实在在地往外拿的，从哪里出？

幸运的是，中国政府现在有能力解决这个问题。也就是说，这个问题，在中国不是一个问题了。

那么剩下来的问题是，什么时候开始补贴，是最佳时机？

2005年，德国开始对光伏发电补贴，每度电的电价是屋顶0.57欧元/度，地面电站0.48元/度。到2009年，地面电站下降到了每度电0.33欧元，下降了31%。而光伏电站的成本，2004年是每千瓦1万欧元，到2009年，降到了3000欧元，下降了70%。

也就是说，如果2005年在德国建光伏电站按0.57欧元能够赚钱的话，那么，现在，在德国建地面电站的电价，只要有0.15欧元，就够了。也就是说，德国可以在目前的补贴电价的基础上，再下降55%。所以，我说，前一段德国政府宣布将光伏补贴下降16%，对光伏产业不是坏消息，而是好消息，因为他们可以将补贴下降55%，结果才下调了16%，这不是好消息，是什么？

而这个成本的下降，有一些偶然因素。这个因素就是金融海啸。在2008年6月份，所有人都还预测需要十年后，中国的光伏组件才能降到每瓦十元。但2009年，这个价格已经实现了。也就是说，金融海啸，使本来需要补贴十年才能达到的降幅，一年就实现了。

所以，2009年是政府开始补助的最佳时机。这就是为什么中国政府在2009年将补贴政策陆续出台的原因。谁说中国政府没高人？有的是。

三、补贴到底以何种形式为好？

光伏补贴，有多种方式。

1991年，日本政府开始对光伏进行补贴。日本这个国家煤炭现在就已经枯竭了。所以，他们拚了老命从中国的山西、内蒙、陕西买煤，买了后，全部用来填海，一方面扩大了岛国的土地面积，另一方面，等到二十年后，中国的煤挖完了，他们至少还有煤烧。

另一方面，他们也想发展新能源。他们制定了一个补贴方式，就是动员老百姓在屋顶安装光伏电池，每装一户，按每千瓦多少钱来补贴(大约70000日元)。

这个政策就是所谓的百万屋顶计划，也就是光伏补贴的日本模式。实施了十年，不能说没有作用，但日本的光伏产业并没有大的飞跃。当然，这与日本刚好从九十年代初期步入长期衰退有关。

美国，从2000年开始，从加利福尼亚这个“阳光灿烂的地方”，开始了光伏补贴。他们吸收了日本的不成功的经验，除了固定补贴之外，同时又开辟了一个新的选择，规定安装了光伏屋顶的，支出费用能够从当年的收入中扣除，按扣除后的金额来缴纳个人所得税。要知道，能够安装屋顶的人，每年的收入至少在6万美元以上，这时候的美国个人所得税率基本在30%以上，也就是说，剩余部分，政府又补贴了30%。如果对于年收入在10万美元以上的家庭，税率基本在40%以上。所以，美国的动静比日本要大些。似乎比日本要成功。

除了装机补贴外，美国政府还对研究机构、光伏公司从科研、投资、装备等各个方面给了名目繁多的补贴。

这就是光伏补贴的美国模式。

2004年，德国政府开始讨论光伏补贴的问题。他们吸收了日本和美国的经验和教训，决定，除了装机、抵税、政府研发资助、投资优惠等方式外，还确立了一个具有划时代意义的政策，那就是对于光伏发电给以上网电价补贴。并按地面电站和屋顶电站的不同，制定了不同的补贴额度，地面为0.48元/度，屋顶为0.57元/度。而当时，德国的火力发电上网电价才0.03欧元/度。

这个政策出台后，一下子使德国的光伏装机容量迅速上升，很快就超过日本、美国，成为光伏第一大国。这个政策，也促使了中国的尚德、林洋、阿特斯、天威、赛维、昱辉、天合等公司的迅速崛起，一举成为世界光伏前几十强的地位，而且纷纷在海外上市。

这就是光伏补贴的德国模式。也称为上网电价补贴模式（Feed-in-tariff）。

无疑，从日本ZF开始，到美国、德国ZF，关于对于光伏产业的补贴方式，采取的都是不一样的。而从效果上看，德国模式是最好的。为什么，下面会说。

但是，中国ZF为何反而先选取了日本模式和美国模式，而对于德国模式，虽然先有崇明、鄂尔多斯，后有敦煌，但作为一个立法形式的文件，始终未出台，这是由中国复杂的国情决定的。它主要涉及到光伏发电企业与电网企业的利益分摊问题。但这还不是最根本的原因，最难办的，是现在的ZF掏钱，为将来的ZF买单。虽然“前人栽树、后人乘凉”的道理大家都懂，但是，不当家不知柴米贵，当家的有当家的难处。让你现在从工资中每月掏钱为你孙子的孙子盖一栋楼，你是否愿意？所以，ZF的一切犹豫和迟钝，都是可以理解的。作为产业界的人，要有耐心。要相信ZF，最终一定会做出正确的决策出来的。

四、为何各地的补贴电价不同？

虽然中央ZF的政策没有出台，但各地已经出台了各自的政策。甘肃，既然敦煌项目已经被发改委定了价，就顺势按照1.09元/度定出了自己的标杆电价。宁夏，立志要发展新能源，改善环境，定出了1.3元/度，定出了自己的电价，江苏，则定出了2.15元的最高电价，当然，2010年就降到了1.7元/度，2011年会降到1.4元。据说云南也定出了电价，但我现在还没有得到数据。

为什么各地的电价差异这么大？这是因为，同样对于一个装机容量一定的电站来说，在各地的每天的发电量是不同的。这是由于各地的日照时间不一样。我国西北、云南、华南，日照时间较长，而华北、东北华东次之。最差的是四川，古人云“蜀犬吠日”，太阳好不容易出来一下，连狗都吓得乱叫，可见阳光是稀缺资源。不过，四川的西昌、二滩、攀枝花，由于地势高，年日照时间也能达到2900小时以上，不比昆明少多少。

大家如果关心各地的年日照时间，在气象资料和许多太阳能发电的书籍里都有，这里不罗嗦了。这里想和大家澄清一下年日照时间与年满负荷发电时间的关系。由于我看过宁夏发电集团的330KVA的光伏电站的两年的运行数据，因此，举银川的例子。

宁夏的日照时间为每年2900~3000小时，每天大约从早上6~8点到晚上7~9点（冬夏季不同）。但早上和中午的日照强度当然是不同的，晴天的中午日照强度大约每平方米0.9~1.2KW，日出日落时分则接近于零。所以，虽然每天日照时间有八九个小时，但日照的能量大约只有每平方米5~6KWH，如果折算到最大的日照强度对应的时间，则只相当于5个小时左右，这就是当天的所谓的“有效发电时间”，一年平均的每天的有效发电时间（要考虑四季的区别和阴雨晴天的平均）乘以365天，就是一年的有效发电时间。这个时间乘以光伏电池的功率，就是每年能够发出的电度数（不能用日照时间乘以电池功率！）。也就是说，如果安装1KW的电池，而每天的有效发电时间是5小时，则一天可发5度的电量。宁夏的每年的有效发电时间大约是1700小时，也就是说，1KW的光伏电池组件，每年大约可以发出1700度左右的电量。这不仅是理论计算，也是经过实践检验的。

再说说上海。上海的日照时间为2300小时，年满负荷发电时间大约为1200小时（南汇和外滩可能也不一样），也就是说，一个1KW 的组件，每年可以发电1200度电。

这样，如果同样装机10MW的电站，宁夏一年可以发出1700万度电，上海则只能发出1200万度电，所以，上海的电价肯定不能和银川一样。如果一样，就不会有人到上海来发电，而是一窝蜂都跑到银川去了。这可能就是宁夏、甘肃等阳光资源较好的省份愿意发展光伏的原因，这也是一种资源优势吧。除了阳光资源外，西北的土地价格比较低，也是优势之一。这就是为什么宁夏、甘肃对光伏如此积极的原因。

不过，上海家大业大，不一定看得上这区区几百个亿的小产业。否则，上海的光伏起步那么早，为何不仅不如临近的江苏，连江西、河北，甚至阳光稀缺的四川也比不上？非不能也，是不为也。

总之，江苏和宁夏的电价补贴一定有差异，这个差异，不是宁夏贫穷江苏富裕的原因，而是因为阳光，在宁夏更多一些。

五、补贴电价随时间的变化

既然光伏产业补贴的目的，是为了今后的不补，那么，就存在一个随时间递减的过程。

德国初期的电价为0.57%欧元，2004年制定的期限为四年，当时约定每年递减7%。2008年决定继续延续，但由于金融海啸，不少项目实际上停顿。2009年又重新启动，但决定一次性将2010年补贴下调16%。

中国的上网电价补贴政策尚未出台，因此，随时间如何递减当然是未知。但江苏的电价前三年为：2.15，1.70，1.40。西北，有不少专家认为应该定在1.40元，然后每年减5分钱，8年降到1元，就是与火电齐平。这样对光伏产业的发展最好。但也有人认为这样慢了一些，觉得一年能降一毛。

无论快慢，下调是肯定的，因为补贴的目的是为了今后的不补。既然这样，价格当然要逐年下降。至于下降的速度，取决于这样三个因素，一个，是光伏发电随着补贴引发的规模增加所导致的成本下降的速度；第二，是国家财政需要发放的补贴额；第三，是火力发电的成本上升速度，也就是石油和煤炭涨价的速度。

这三个因素虽然都可以预测，但谁都无法预测的十分准确，即便鬼谷子下山也不行。如果价格定高了，那么今后会有人说官员没有水平，如果定低了，对产业反倒是副作用，同样会被人骂没有水平。

所以，就招标吧。

招标，不是一个科学的办法。敦煌招标已经证实了。但它是一个推卸所有人责任的好办法。招标招出来的，那不是比天还大？高了，没办法；低了，谁让你们报那么低的；你做啊，做吧，你不是愿意当刁民嘛，做不死你！我一直纳闷，为什么他们在敦煌不让报六毛九的人中标。但今年，再招一百次，也不会有人报这个价了。机会一去不复返，光阴流逝不再回。

这就是为什么发改委的官员们希望“再招几次标”后，再来确定上网电价的原因。

其实，要定目前的上网电价，并不难。首先要估算出光伏发电的装机成本。这个成本的确定十分重要，否则，3月份的财政部补贴15~20块，就失去依据了。这个成本的估算，其实自己干一个项目就很清楚了，但不知道发改委为什么觉得那么深奥。

说深奥也确实深奥。“金太阳”的补贴，按装机成本50%~70%，这个成本基数，已经发现有人实际成本做到23元/瓦，但报上来的材料却是38元/瓦。这样，如果补贴50%, 就是19元/瓦，那么，业主只要自己掏出4元/瓦就能够建起一座电站了。如果补贴到手70%，那么，拿到手26.6元/瓦，建一个1MW的电站，不仅不用钱，还能够得到政府倒贴3.6元/瓦，就是360万元，而且，今后每年还坐收100多万（拿了补贴的，都是用户侧并网）。

而且，这个情况不是个别的，几乎99%的项目或多或少都有这种情况。这不奇怪，十年前，日本也有这么做的人了，美国也有这样的人。只不过比例少些。

如果政府的钱这样补贴了出去，那官员的责任该有多大？官员如果参与了，那是要抓起来打靶的，如果没参与，那拿到补贴的人还要骂你猪头的；而那些正经做事拿不到项目补贴的，就更加义愤填膺了。

所以，这个问题的深奥，是在这方面。

反过来，一个好的政策总是要有争议的。需要决策人拍板，担责任。好像周立波说的，有毛ZD那样的气魄，“把导弹统统打到美国去”，管他什么后果反应，反正我是为了中国，为了民族。至少，也要像邓大人那样，“先发他十三颗，在美国的周边地区，试探一哈（下）。”

现在，中国最缺的，就是这样的决策人。但是，也可能最不需要的，也是这种决策人。现在要法制，民主。

这就是德国的上网电价的制度为什么优于按日本、美国装机容量补贴的制度了。其中的奥妙大不一样，大家想想吧。

最新消息，听说本次两会可能要讨论光伏发电的“上网电价法”。也许，以中国人的智慧，能够想出一个全新的“中国模式”来。

第四篇：湖南分布式光伏政策

2016年湖南省太阳能发电国家补贴标准新政策解读(一览表)湖南省政府办公厅近日下发《关于推进分布式光伏发电发展的实施意见》，明确到2017年末，力争全省新增分布式光伏发电装机规模超过100万千瓦，累计达到145万千瓦以上。实施意见明确，对使用省内生产的太阳能电池板、逆变器等光伏组件、未享受中央财政补助且通过验收的分布式光伏发电项目，实行电价补贴;居民利用自有屋顶自检分布式光伏发电项目的，自发自用电量不纳入阶梯电价适用范围。

2015年投产项目的发电量(含自发自用电量和上网电量)，省内补贴0.2元/千瓦时，补贴期限10年。2015-2017年投产项目补贴标准根据成本变化适时调整。依据标杆电价，湖南省属于Ⅲ类资源区，对应的光伏标杆电价为0.98元/kWh。

②：地方补贴

依据地方政策

政策：湖南省2015年底下发了《湖南省关于推进分布式光伏发电发展的实施意见》，内容：对使用省内生产的太阳能电池板、逆变器等光伏组件、未享受中央财政补助且通过验收的分布式光伏发电项目，实行电价补贴，2015年建成投产项目补贴为0.2元/kWh，2015-2017年补贴标准根据成本变化适时调整。

分布式光伏发电项目实行备案管理，备案有效期为一年。

在长沙注册企业投资新建并于2015年至2020年期间建成并网发电的分布式光伏发电项目，根据项目建成后的实际发电量，除按政策享受国家和省度电补贴外，自并网发电之日起按其实际发电量由市财政再给予0.1元/度的补贴，补贴期为5年。

知识延伸

分布式光伏项目可选择三种模式(国家补贴为20年)：

1：如果选择“全额上网”方式，对应的光伏标杆电价为0.95元/kWh;

2：如果选择“自发自用，余电上网”，国家给予0.42元/kWh的电价补贴，上网部分按照当地燃煤标杆电价收购;

3：全部“自发自用”，则电价为售电价格、国家电价补贴价格与省级补贴之和。根据湖南省电网销售电价表，当项目电价采用一般工商业电价(0.83395元/kWh)时，项目整体收益最高。各市州、县市区人民政府，省政府各厅委、各直属机构：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，以下简称《意见》)精神，结合我省实际，经省人民政府同意，现就推进我省分布式光伏发电发展提出以下实施意见：

一、基本原则(一)产业带动。以推进分布式光伏发电发展为契机，带动和扶持省内光伏发电逆变器、电池组件及封装、设计咨询、系统集成服务、施工安装等光伏产业发展。(二)就地消纳。分布式光伏发电项目以自发自用为主，余量上网，优先布局工业园区、商业集聚区和公共设施区等用电负荷集中、用电量大、用电价格高的区域，就近接入35千伏及以下电压等级电网，避免升压长距离输送，减少电能损耗，提高项目收益。(三)市场为主。以企业为投资主体，分布式光伏发电项目由市场主体投资建设，政府提供政策支持，做好协调服务。

二、主要目标到2017年末，力争全省新增分布式光伏发电装机规模超过100万千瓦，累计达到145万千瓦以上。

三、政策措施

(一)创新发展模式，推进项目建设。加强政策宣传，创新发展模式，鼓励大型建筑物所有者自行投资、合同能源管理公司与分散的建筑物所有者集中协商租赁屋顶连片开发分布式光伏发电项目。工业园区新建标准厂房应符合分布式光伏发电设备安装要求，并优先推广分布式光伏发电项目。

(二)制定补贴标准，提升价格竞争力。对使用省内生产的太阳能电池板、逆变器等光伏组件、未享受中央财政补助且通过验收的分布式光伏发电项目，实行电价补贴;居民利用自有屋顶自建分布式光伏发电项目的，自发自用电量不纳入阶梯电价适用范围。2015年投产项目的发电量(含自发自用电量和上网电量)，省内补贴0.2元/千瓦时，补贴期限10年，补贴资金先由省级可再生能源电价附加加价基金安排，不足部分由省财政安排预算补足。由省财政厅牵头，会同省发改委参照国家现行制度制定项目确认、资金拨付和管理等具体细则。2015-2017年投产项目补贴标准根据成本变化适时调整。

(三)加强并网服务，提高运行效率。省电力公司要出台专门的并网服务指南，对6兆瓦以下的分布式光伏发电项目，实行免费提供关口计量和发电计量用电能表，承担因分布式光伏发电项目接入引起的公共电网改造任务，出具接入电网意见，限时办结，并全额收购上网电量;对6兆瓦以上项目要简化程序、提高效率。要准确计量和审核分布式光伏发电项目的电量与上网电量，做好申请电价补贴的基础工作。

(四)落实价税政策，降低发电成本。省国税局、省地税局等单位要按照《意见》和省政府办公厅《转发省财政厅省国税局省地税局<关于支持新能源产业发展若干意见>的通知》(湘政办发【2010】61号)要求，对分布式光伏发电自发自用电量免收可再生能源电价附加等针对电量征收的政府性基金，按规定落实已明确的所得税、增值税、税前扣除等税收优惠政策，实现电价补贴效益的最大化，提高项目盈利能力。

(五)加强人才培养，强化科技支撑。省人力资源社会保障厅要优先引进领域高新技术人才，省教育厅要加强省内高校新能源(光伏)类专业设置和师资配置，省科技厅要将国家级和省级重大科研专项向光伏领域倾斜，集中突破一批关键技术和设备研发，推动全省光伏产业健康发展。

(六)积极开展宣传，营造良好氛围。各地各有关部门要通过网络、电视、电台、报刊等多种媒体全方位宣传分布式太阳能发电具有良好的经济社会效益，宣传其在调整能源结构、促进节能减排、美化居住环境等方面的重要意义，引导消费者树立使用清洁能源意识，引导社会资本积极投资、大型建筑物屋顶所有者积极支持分布式太阳能发电建设，在全社会形成支持分布式光伏发电发展的良好氛围。

第五篇：光伏电站验收规范(分布式)

光伏电站验收规范标准（分布式）

1、范围

为更好地指导和规范屋顶分布式光伏发电的项目验收，特制定本规范。本规范适用于安装于建（构）筑物屋顶的分布式光伏发电项目，在工程竣工验收和电网公司并网接入验收均完成后，对项目进行整体的验收。本规范适用于提供家庭生活起居用的居住建筑屋顶之上建设的户用分布式光伏应用项目，以及除户用光伏应用以外，包括工业建筑、办公建筑、商业建筑、旅游建筑、科教文卫建筑、交通运输类建筑等屋顶之上建设的非户用分布式光伏应用项目。

2、规范性引用文件

下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件 GB50794《光伏发电站施工规范》 GB50797《光伏电站设计规范》 GB50026《工程测量规范》

GB50303《建筑电气工程施工质量验收规范》

GB50202《建筑地基基础工程施工及质量验收规范》 GB50203《砌体工程施工及质量验收规范》 GB50205《钢结构工程施工及质量验收规范》 GB50207《屋面工程质量验收规范》 GB50217《电力工程电缆设计规范》

GB50601《建筑物防雷工程施工与质量验收规范》 GB50057《建筑物防雷与设计规范》

GB/T9535《地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型》 GB/T18911《地面用薄膜光伏组件设计鉴定和定型》 GB/T19964《光伏发电站接入电力系统技术规定》 GB/T50796《光伏发电工程验收规范》 GB/T50319《建设工程监理规范》

DB33/T2004《既有建筑屋顶分布式光伏利用评估导则》 DL/T5434《电力建设工程监理规范》

CECS31:2006《钢制电缆桥架工程设计规范》

3、术语和定义

下列术语和定义适用于本规范。3.1屋顶分布式光伏发电项目

接入电网电压等级35千伏及以下，且单个并网点总装机容量不超过6兆瓦，在建（构）筑物的屋顶上建设，且在本台区内配电系统平衡调节为特征的光伏发电项目。3.2光伏连接器

用在光伏发电系统直流侧，提供连接和分离功能的连接装置。

4、验收组织及流程

4.1项目验收由业主方组织安排，项目总承包单位配合，验收小组负责执行。4.1.1项目单位的组成应符合下列要求：

1)对于非户用项目，项目投资方、设计方、施工方、监理方、运维方和屋顶业主单位应派代表共同参加。

2)对于户用项目，项目投资方、实施方、运维方和屋顶业主应派代表共同参加。4.1.2验收小组的组成应符合下列要求： 1)应至少包含三名成员

2)成员宜涵盖光伏系统、电气及接入、土建安装和运维等领域。

4.2验收小组首先听取总承包单位的项目汇报，并检查项目是否符合前置要求，此后对项目进行实地检查及资料审查，针对验收中存在的问题与项目单位逐一确认后，形成书面验收意见。

4.2.1实地检查和资料审查中，验收小组应对所有必查项逐条检查，如不符合相应要求，则验收结论为不合格。

1)本规范中列出的检查项，除非特别标注，均为必查项。

2)不合格的必查项应在验收意见中明确列出，并提出整改意见，对于无法整改的给予事实披露。

4.2.2实地检查和资料审查中，验收小组如发现不符合相应要求的备查项，应在验收结论中明确列出，并提出整改意见，对于无法整改的给予事实披露。

4.2.3实地检查和资料审查中，验收小组如发现实施到位符合要求的加分项，应在验收结论中明确列出，并给出特点说明。

4.2.4书面验收意见应有验收小组全体成员签字（参见表A.1）。

5、非户用项目验收 5.1前置要求

小组若发现项目存在以下情况，则不予验收： 1)临时建筑。

2)生产的火灾危险性分类为甲类、乙类的建筑（详见表B.1）。3)储存物品的火灾危险性分类为甲类、乙类的建筑（详见表B.2）。4)有大量粉尘、热量、腐蚀气体、油烟等影响的建筑。5)屋面整体朝阴或屋面大部受到遮挡影响的建筑。6)与屋顶业主因项目质量存在纠纷。7)其它根据相关标准规定不能安装屋顶分布式光伏发电项目的建筑。

5.2土建及屋面部分

5.2.1混凝土基础、屋顶混凝土结构块或承压块（异形块）及砌体应符合下列要求： 1)外表应无严重的裂缝、蜂窝麻面、孔洞、露筋情况。2)所用混凝土的强度符合设计规范要求。

3)砌筑整齐平整，无明显歪斜、前后错位和高底错位。

4)与原建（构）筑物连接应连接牢固可靠，连接处做好防腐和防水处理，屋顶防水结构未见明显受损。

5)配电箱、逆变器等设备壁挂安装于墙体时，墙体结构荷载需满足要求。6)如采用结构胶粘结地脚螺栓，连接处应牢固无松动。7)预埋地脚螺栓和预埋件螺母、垫圈三者匹配配套，预埋地脚螺栓的螺纹和螺母完好无损，安装平整、牢固、无松动，防腐处理规范。（该项为备查项）

8)屋面保持清洁完整，无积水、油污、杂物，有通道、楼梯的平台处无杂物阻塞。（该项为加分项）

5.2.2光伏组件与组件方阵

5.2.2.1现场检查应符合下列要求： 1)组件标签同认证证书保持一致。

2)组件安装按设计图纸进行，组件方阵与方阵位置、连接数量和路径应符合设计要求。3)组件方阵平整美观，平面和边缘无波浪形。

5.2.2.2光伏组件不得出现破碎、开裂、弯曲或外表面脱附，包括上层、下层、边框和接线盒。

5.2.2.3光伏连接器应符合下列要求：

1)外观完好，表面不得出现严重破损裂纹。

2)接头压接牢固，固定牢固，不得出现自然垂地的现象。3)不得放置于积水区域。

4)不得出现两种不同厂家的光伏连接器连接使用的情况。5.2.3光伏支架应符合下列要求：

1)外观及防腐涂镀层完好，不得出现明显受损情况。

2)采用紧固件的支架，紧固应牢固，不得出现抱箍松动和弹垫未压平现象。3)支架安装整齐，不得出现明显错位、偏移和歪斜。4)支架及紧固件材料防腐处理符合规范要求。5.2.4电缆

5.2.4.1电缆外观与标识应符合下列要求：

1)外观完好，表面无破损，重要标识无模糊脱落现象。2)电缆两端应设置规格统一的标识牌，字迹清晰、不褪色。5.2.4.2电缆敷设应符合下列要求：

1)电缆应排列整齐和固定牢固，采取保护措施，不得出现自然下垂现象；电缆原则上不应直接暴露在阳光下，应采取桥架、管线等防护措施或使用辐照型电缆。

2)单芯交流电缆的敷设应严格符合相关规范要求，以避免涡流现象的产生，严禁单独敷设在金属管或桥架内。

3)双拼和多拼电缆的敷设应严格保证路径同程、电气参数一致。

4)电缆穿越隔墙的孔洞间隙处，均应采用防火材料封堵。各类配电设备进出口处均应密封性好。

5.2.4.3电缆连接应符合下列要求：

1)应采用专用的电缆中间连接器，或设置专用的电缆连接盒（箱）。2)当采用铝或铝合金电缆时，在铜铝连接时，应采用铜铝过渡接头。3)直流侧的连接电缆，采用光伏专用电缆。5.2.5桥架与管线

桥架与管线应符合下列要求：

1)布置整齐美观，转弯半径应符合规范要求。

2)桥架、管线与支撑架连接牢固无松动，支撑件排列均匀、连接牢固稳定。3)屋顶和引下桥架盖板应采取加固措施。

4)桥架与管线及连接固定位置防腐处理符合规范要求，不得出现明显锈蚀情况。5)屋顶管线不得采用普通PVC管。5.2.6汇流箱

汇流箱应符合下列要求：

1)应在显要位置设置铭牌、编号、高压警告标识，不得出现脱落和褪色。

2)箱体外观完好，无形变、破损迹象。箱门表面标志清晰，无明显划痕、掉漆等现象。3)箱体门内侧应有接线示意图，接线处应有明显的规格统一的标识牌，字迹清晰、不褪色。4)箱体安装应牢固可靠，且不得遮挡组件，不得安装在易积水处或易燃易爆环境中。5)箱内接线牢固可靠，压接导线不得出现裸露铜丝，箱外电缆箱外电缆不应直接暴露在外。6)箱门及电缆孔洞密封严密，雨水不得进入箱体内；未使用的穿线孔洞应用防火泥封堵。7)箱体宜有防晒措施。（该项为加分项）5.2.7光伏并网逆变器 5.2.7.1标识与外观检查应符合下列要求：

1)应在显要位置设置铭牌，型号与设计一致，清晰标明负载的连接点和直流侧极性；应有安全警示标志。

2)外观完好，不得出现损坏和变形，无明显划痕、掉漆等现象。

3)有独立风道的逆变器，进风口与出风口不得有物体堵塞，散热风扇工作应正常。4)所接线缆应有规格统一的标识牌，字迹清晰、不褪色。5.2.7.2安装检查应符合下列要求：

1)应安装在通风处，附近无发热源，且不得安装在易积水处和易燃易爆环境中。2)现场安装牢固可靠，安装固定处无裂痕。

3)壁挂式逆变器与安装支架的连接应牢固可靠，不得出现明显歪斜，不得影响墙体自身结构和功能。

5.2.7.3接线检查应符合下列要求： 1)接线应牢固可靠。

2)接头端子应完好无破损，未接的端子应安装密封盖。5.2.7.4鼓励采用性能稳定的微型逆变器或者组件优化器、快速关闭装置。（该项为加分项）5.2.8防雷与接地

防雷与接地应符合下列要求：

1)接地干线应在不同的两点及以上与接地网连接或与原有建筑屋顶防雷接地网连接。2)接地干线（网）连接、接地干线（网）与屋顶建筑防雷接地网的连接应牢固可靠。铝型材连接需刺破外层氧化膜；当采用焊接连接时，焊接质量符合要求，不应出现错位、平行和扭曲等现象，焊接点应做好防腐处理。

3)带边框的组件、所有支架、电缆的金属外皮、金属保护管线、桥架、电气设备外露壳导电部分应与接地干线（网）牢固连接，并对连接处做好防腐处理措施。4)接地线不应做其他用途。5.2.9巡检通道

巡检通道设置应符合下列要求：

1)屋顶应设置安全便利的上下屋面检修通道。

2)光伏阵列区应有设置合理的日常巡检通道，便于组件更换和冲洗。

3)巡检通道设置屋面保护措施，以防止巡检人员由于频繁踩踏而破坏屋面。（该项为加分项）

5.2.10监控装置

监控装置设置应符合下列要求：

1)环境监控仪安装无遮挡并可靠接地，牢固无松动。2)敷设线缆整齐美观，外皮无损伤，线扣间距均匀。

3)终端数据与逆变器、汇流箱数据一致，参数显示清晰，数据不得出现明显异常。4)数据采集装置和电参数监测设备宜有防护装置。（该项为加分项）5.2.11水清洁系统（该条为加分项）水清洁系统应符合下列要求：

1)如清洁用水接自市政自来水管网，应采取防倒流污染隔断措施。

2)管道安装牢固，标示明显，无漏水、渗水等现象发生；水压符合要求。3)保温层安装正确，外层清洁整齐，无破损。

4)出水阀门安装牢固，启闭灵活，无漏水渗水现象发生。5.3电气设备房及地面部分

5.3.1土建部分的检查项参见5.2.1中相关要求。5.3.2电气设备房

5.3.2.1室内布置应符合下列要求：

1)室内应整洁干净并有通风或空调设施，室内环境应满足设备正常运行和运检要求。2)室内应挂设值班制度、运维制度和光伏系统一次模拟图。3)室内应在明显位置设置灭火器等消防用具且标识正确、清晰。4)柜、台、箱、盘应合理布置，并设有安全间距。

5)室内安装的逆变器应保持干燥，通风散热良好，并做好防鼠措施。

6)有独立风道的逆变器，风道应具有防雨防虫措施，风道不得有物体遮挡封堵。5.3.2.2安装与接线应符合下列要求：

1)柜、台、箱、盘的电缆进出口应采用防火封堵措施。

2)设置接地干线，电气设备外壳、基础槽钢和需接地的装置应与接地干线可靠连接。3)装有电器的可开启门和金属框架的接地端子间，应选用截面积不小于4㎡的黄绿色绝缘铜芯软导线连接，导线应有标识。

4)电缆沟盖板应安装平整，并网开关柜应设双电源标识。5.3.2.3预装式设备房应符合下列要求：

1)预装式设备房原则上应安装在地面室外，其防护等级满足室外运行要求，并满足当地环境要求。

2)预装式设备房基础应高于室外地坪，周围排水通畅。

3)预装式设备房表面设置统一的标识牌，字迹清晰、不褪色，外观完好，无形变破损。4)预装式设备房内部带有高压的设施和设备，均应有高压警告标识。

5)预装式设备房或箱体的井门盖、窗和通风口需有完善的防尘、防虫、通风设施，以及防小动物进入和防渗漏雨水设施。

6)预装式设备房和门应可完全打开，灭火器应放置在门附近，并方便拿取。7)设备房室内设备应安装完好，检测报警系统完善，内门上附电气接线图和出厂试验报告。8)设备房外壳及内部的设施和电气设备中的屏蔽线应可靠接地。5.4集中监控室部分

5.4.1数据终端应符合下列要求：

1)

电站运行状态及发电数据应具备远程可视，可通过网页或手机远程查看电站运行状态及发电数据。

2)应显示电站当日发电量、累计发电量和发电功率，并支持历史数据查询和报表生成功能。3)显示信息宜包含汇流箱直流电流、直流电压、逆变器直流侧、交流侧电压电流，配电柜交流电流、交流电压和电气一次图。

4)显示信息宜包含太阳辐射、环境温度、组件温度、风速、风向等，并支持历史数据查询报和报表生成等功能。

5.4.2运行和维护应符合下列要求：

1)室内设备通风良好，并挂设运维制度和光伏系统一次模拟图。2)室内设备运行正常，并有日常巡检记录。

3)设有专职运维作业人员，熟悉项目每日发电情况，并佩戴上岗证。5.5资料审查

各检查项目参见表1。

表1 非户用屋顶分布式光伏发电项目资料审查表

6.3光伏组件与光伏方阵

光伏组件与方阵应符合下列要求：

1)安装方式应与竣工图纸一致。坡屋顶应用项目，原则上应选用光照条件良好的屋面，并采用坡面安装。如采用其它安装形式，应提供设计说明以及安全性计算书。2)现场查验组件标签，应同认证证书保持一致。3)组件表面不得出现严重色差，不得出现黄变。

4)光伏连接器应接头压接牢固，固定牢固。应采用耐候扎带绑扎在金属轨道上，不得出现自然重地或直接放在屋面上的情况。

5)不得出现两种不同厂家的光伏连接器连接使用的情况。6)接线盒粘胶牢固。（该项为备查项）7)抽查开路电压和电路电流，判断其功率和一致性，如所提供的第三方组件测试是在普通户外测试，允许小范围的偏差。（该项为备查项）6.4光伏支架

光伏支架应符合下列要求：

1)支架与建筑主体结构固定牢固。

2)采用紧固件的支架，紧固点应牢固，不应有抱箍松动和弹垫未压平等现象。3)支架安装不得出现明显错位、偏移和歪斜。

4)支架及紧固件材料经防腐处理，外观及防腐涂镀层完好，不得出现明显受损情况。6.5电缆

电缆应符合下列要求： 1)应采用防火阻燃电缆。

2)排列整齐，接线牢固且极性正确。

3)不得出现雨水进入室内或电表箱内的情况。4)电缆穿越隔墙的孔洞间隙处，均应采用防火材料封堵。

5)光伏组串的引出电缆等宜有套管保护，管卡宜采用耐候性材料。（该项为加分项）6.6光伏并网逆变器

光伏并网逆变器应符合下列要求：

1)

应与建筑主体结构固定牢固，安装固定处无裂痕。2)应安装在通风处，附近无发热源或易燃易爆物品。

3)应在显要位置设置铭牌，型号与设计清单一致，清晰标明负载的连接点和直流侧极性；应有安全警示标志。

4)外观完好，不得出现损坏和变形。

5)应有采集功能和数据远程监控功能，监控模块安装牢固，外观无破损，信号正常。6)直流线缆应采用光伏专用线缆。

7)交直流连接头应连接牢固，避免松动，交直流进出线应套软管。8)如有超过一个逆变器，确保逆变器之间应有30cm以上间距。

9)鼓励采用性能稳定的微型逆变器或组件优化器、快速关闭装置。（该项为加分项）6.7计量设备

计量设备应符合下列要求：

1)由电网公司安装，不得出现私装情况。2)外观不应出现明显损坏和变形。

3)应安装在通风处，附近无发热源或易燃易爆物品。4)箱内应标明光伏侧进线和并网侧出线。5)安装高度大于1.2米，便于查看。

6)箱内须配备符合安全需求的闸刀、断路器、浪涌保护器、过欠压保护器、漏电保护器五大件。

6.8防雷与接地

带边框组件、支架、逆变器外壳、电表箱外壳、电缆外皮、金属电缆保护管或线槽均应可靠接地。

6.9运行和维护

运行和维护应符合下列要求：

1）业主可以通过手机客户端查询到项目日发电量。2）业主具备项目基本运维知识。（该项为加分项）

3）由专业运维服务机构提供运维，并有日常巡检记录。（该项为加分项）4）验收前必须满足无故障连续运行168小时。