光伏电站项目管理暂行办法

第一篇：光伏电站项目管理暂行办法

光伏电站项目管理暂行办法

第一章总则

第一条为规范光伏电站项目管理，保障光伏电站和电力系统安全可靠运行，促进光伏发电产业持续健康发展，根据《中华人民共和国可再生能源法》、《中华人民共和国电力法》、《中华人民共和国行政许可法》、《电力监管条例》和《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》，制定本办法。

第二条

本办法适用于作为公共电源建设及运行管理的光伏电站项目。

第三条光伏电站项目管理包括规划指导和规模管理、项目备案管理、电网接入与运行、产业监测与市场监督等环节的行政管理、技术质量管理和安全监管。

第四条

国务院能源主管部门负责全国光伏电站项目建设和运行的监督管理工作。省级能源主管部门在国务院能源主管部门指导下，负责本地区光伏电站项目建设和运行的监督管理工作。委托国家太阳能发电技术归口管理单位承担光伏电站建设和运行技术管理工作。

第二章规划指导和规模管理

第五条

国务院能源主管部门自责编制全国太阳能发电发展规划。根据国家能源发展规划、可再生能源发展规划，在论证各地区太阳能资源、光伏电站技术经济性、电力需求、电网条件的基础上，确定全国光伏电站建设规模，布局和各省(区、市)年度开发规模。

第六条省级能源主管部门根据全国太阳能发电发展规划，以及国务院能源主管部门下达的本地区年度指导性规模指标和开发布局意见，按照“统筹规划、合理布局、就近接入、当地消纳”的原则，编制本地区光伏电站建设年度实施方案建议。

第七条各省(区、市)光伏电站建设年度实施方案建议包括建设规模、项目布局、电网接入、电力消纳评价和建设计划等内容。各省(区、市)应在每年12月末总结本地区光伏电站建成投产及运行情况的基础上，向国务院能源主管部门报送第一年度的光伏电站建设实施方案建议。

第八条

国务院能源主管部门根据全国太阳能发电发展规划，结合各地区报送的光伏电站建设和运行情况、年度实施方案建议，确认需要国家资金补贴的光伏电站的年度实施方案，下达各省(区、市)光伏电站建设年度实施方案。

第九条

各地区按照国务院能源主管部门下达的年度指导性规模指标，扣除上年度已办理手续但未投产结转项目的规模后，作为本地区本年度新增备案项目的规模上限。

第十条 各地区年度实施方案的完成情况，作为国务院能源主管部门确定下一年度该地区年度指导性规模的重要依据。对已发生明显弃光限电问题且未及时解决的地区，停止下达该地区年度新增指导性规模指标及年度实施方案。对建设实施情况差的地区，相应核减下年度该地区指导性规模指标。

第三章 项目备案管理

第十一条

光伏电站项目建设前应做好规划选址、资源测评、建设条件论证、市场需求分析等项目开工前的各项准备工作。

第十二条

光伏电站项目开展太阳能资源测评，应收集项目场址或具有场址代表性的连续一年以上实测太阳能辐射数据和有关太阳能资源评估成果。

第十三条

项目单位应重点落实光伏电站项目的电力送出条件和消纳市场，按照“就近接入、当地消纳”的原则开展项目电力消纳分析，避免出现不经济的光伏电站电力远距离输送和弃光限电。

第十四条省级能源主管部门依据国务院投资项目管理规定对光伏电站项目实行备案管理。备案项目应符合国家太阳能发电发展规划和国务院能源主管部门下达的本地区年度指导性规模指标和年度实施方案，已落实接入电网条件。

第十五条光伏电站完成项目备案后，应抓紧落实各项建设条件，在办理法律法规要求的其他相关建设手续后及时开工建设，并与电网企业做好配套电力送出工程的衔接。

第十六条国务院有关部门对符合条件的备案项目纳入可再生能源资金补贴目录。未纳入补贴目录的光伏电站项目不得享受国家可再生能源发展基金补贴。

第十七条为促进光伏发电技术进步和成本下降，提高国家补贴资金使用效益，国务院能源主管部门根据需要适时组织地方采取招标等竞争性方式选择项目投资企业，并确定项目的国家补贴额度。以招标等竞争性方式组织建设的光伏电站项目规模不计入本地区年度指导性规模指标。

第四章

电网接入与运行

第十八条光伏电站配套电力送出工程应与光伏电站建设协调进行。光伏电站项目单位负责投资建设项目场址内集电线路和升压站工程，电网企业负责投资建设项目场址外配套电力送出工程。各省级能源主管部门负责做好协调工作。

第十九条

电网企业应根据全国太阳能发电发展规划、各地区光伏电站建设规划和年度实施方案，统筹开展光伏电站配套电网规划和建设，根据需要采用智能电网等先进技术，提高电网接纳光伏发电的能力。

第二十条 光伏电站项目接网意见由省级电网企业出具，分散接入低压电网且规模小于6兆瓦的光伏电站项目的接网意见由地市级或县级电网企业出具。

第二十一条

电网企业应按照积极服务、简捷高效的原则，建立和完善光伏电站项目接网审核和服务程序。项目单位提出接入系统设计报告评审申请后，电网企业原则上应在60个工作日内出具审核意见，或对于不具备接入条件的项目说明原因。电网企业应提高光伏电站配套电网工程相关工作的效率，做到配套电力送出工程与光伏电站项目同步建设，同时投运。

第二十二条 光伏电站项目应符合国家有关光伏电站接入电网的技术标准，涉网设备必须通过检测论证。经国家认可的检测认证机构检测合格的设备，电网企业不得要求进行重复检测。

第二十三条

电网企业应按国家有关技术标准和管理规定，在项目单位提交并网调试申请后45个工作日内，配合开展光伏电站涉网设备和电力送出工程的并网调试、竣工验收，与项目单位签订并网调度协议和购售电合同。双方签订的并网调度协议和购售电合同必须符合《可再生能源法》关于全额保障性收购的规定。

第二十四条

电网企业应采取系统性技术措施，完善光伏电站并网运行的调度技术体系，按照法律规定和有关管理规定保障光伏电站安全高效并网运行，全额保障性收购光伏电站的发电量。

第二十五条

光伏电站项目应按照有关规范要求，认真做好光伏电站并网安全工作，会同电网企业积极整改项目运行中出现的安全问题，保证光伏电站安全和电力系统可靠运行。

第五章 产业监测与市场监督

第二十六条

国务院能源主管部门按照建设项目工程质量有关要求，加强光伏电站建设质量监督管理及运行监管，将建设和运行的实际情况作为制定产业政策，调整各地区年度建设规模和布局的依据。根据产业发展状况和需求，及时完善行业规范和标准体系。

第二十七条 项目主体工程和配套电力送出工程完工后，项目单位应及时组织项目竣工验收，并将竣工验收报告报送省级能源主管部门，抄送国家太阳能发电技术归口管理单位。

第二十八条

国务院能源主管部门适时组织有资质的咨询机构，根据相关技术规定对通过竣工验收并投产运行1年以上的重点项目的建设和运行情况进行后评价，作为完善行业规范和标准的重要依据，项目单位应按照评价报告对项目设施和运行管理进行必要的改进。

第二十九条 各省级能源主管部门应规范本地区光伏电站开发市场秩序管理，严格控制开展前期工作项目规模，保持本地区光伏电站有序发展。

第三十条

国务院能源主管部门负责加强对光伏电站运行监管，项目单位应加强光伏电站运行维护管理，积极配合电网企业的并网运行调度管理，电网企业应加强优化调度，保障光伏电站安全高效运行和发电量全额保障性收购。

第三十一条

国务院能源主管部门依托国家太阳能发电技术归口管理部门建立可再生能源项目信息系统，对各地区光伏电站项目建设、运行情况进行监测。项目单位应按照有关要求，建立光伏电站运行管理信息系统，并向国家太阳能发电技术归口管理单位报送相关信息。

第三十二条 光伏电站建设、调试和运行过程中，如发生人员伤亡、重大设备损坏及事故，项目单位应按规定及时向所在地能源监管部门和安全生产监督管理部门报告；如发现关键设备批量质量问题，项目单位应在第一时间向项目所在地能源主管部门报告，地方能源主管部门视情况上报国务院能源主管部门。

第六章违规责任

第三十三条项目单位不得自行变更光伏电站项目备案文件的重要事项，包括项目投资主体、项目场址、建设规模等主要边界条件。

第三十四条

电网企业未按全额保障性收购的法律规定和有关管理规定完成收购光伏电站发电量，国家能源管理部门和监管机构责令电网企业限期纠正。按照《可再生能源法》 第二十九条规定电网企业应承担赔偿责任。

第七章

附

则

第三十五条 本办法由国家能源局负责解释。

第三十六条本办法自发布之日起施行。

江西省国土资源厅 关于完善光伏发电项目用地管理促进我省光

伏产业健康发展的意见

各设区市国土资源局、省直管试点县（市）国土资源局，厅相关处室：

为贯彻落实《江西省人民政府办公厅关于印发促进我省光伏产业健康发展若干政策措施的通知》（赣府厅字〔2013〕121号），促进我省光伏产业健康发展，结合国土资源工作实际，现就完善光伏发电项目用地管理提出如下意见。

一、充分认识促进光伏产业健康发展的重要性

光伏产业是全球能源科技和产业的重要发展方向，是国务院《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》要求重点支持的产业，是我国具有国际竞争优势的战略性新兴产业，发展潜力巨大。发展光伏产业对调整能源结构、推进能源生产和消费革命、促进生态文明建设具有重要意义。各地要进一步解放思想、开拓创新、破解难题，毫不动摇地推进光伏产业持续健康发展。

二、完善土地支持措施

光伏发电项目占用耕地的，依法办理用地报批手续后，可以划拨方式供地；光伏发电项目中的控制室、机房等永久性建筑占用土地的，依法办理用地报批手续后，可以划拨方式供地。

光伏发电项目中的太阳能电池组件占用未利用地的，光伏发电企业可向集体经济组织依法租赁使用；占用非耕地的其他农用地，也可由公司向集体经济组织依法租赁使用，以降低工程的前期投入成本。依法租赁使用集体经济组织土地的，租赁协议须向当地县级以上国土资源部门备案。

三、切实加强用地引导和监管

各地要根据产业发展规划和土地利用总体规划，在保护耕地、合理利用土地的前提下，积极引导光伏发电项目建设尽量利用荒山荒坡、滩涂等未利用地和低效闲置的土地，不占或少占耕地。确需占用耕地的，应尽量占用劣质耕地，避免滥占优质耕地。

各地要督促光伏发电企业按照租赁协议约定使用土地，不得改变土地用途，禁止擅自或变相用于非农建设。对擅自改变为建设用地的，要予以及时制止、责令限期纠正和整改；对于逾期未纠正和整改的，要依法处理，恢复土地原状。

江西省国土资源厅

2014年8月27日

第二篇：光伏电站项目合作协议书

项目合作协议书

甲方：

乙方：

“远离雾霾，找回蓝天”是现代人永远的诉求的，在今年的两会期间,XX已明确指出,能“源生产和消费革命，关乎发展与民生。要大力发展风电、光伏发电、生物质能，积极发展水电，安全发展核电，开发利用页岩气、煤层气。控制能源消费总量，加强工业、交通、建筑等重点领域节能。积极发展循环经济，大力推进工业废物和生活垃圾资源化利用。我国节能环保市场潜力巨大，要把节能环保产业打造成新兴的支柱产业。”

甲方为大力发展XX省的太阳能光伏发电市场，先积极寻求业务合作伙伴,乙方拥有一定的市场资源，同意与甲方合作共同开发该产品的市场。现为明确双方之间的权利和义务，本着“互利双赢”的精神及公平公正的原则，经双方友好协商特订立如下协议：

一　甲方责任

1、向乙方提供公司形象宣传、产品介绍等相关资料。

2、配合乙方向客户提供技术咨询,方案设计,工程施工。

3、负责对乙方进行业务范围内基本知识的培训。

4、按双方约定方式准时支付乙方利益分成。

二　乙方责任

1、乙方负责提供与本产品有意向客户源。

2、当甲方的产品销售给乙方提供的客户源时，应当由甲方与客户签订正式合同，并由甲方负责工程所有流程。

3、乙方在拓展客户源期间，应当履行宣传甲方系列产品优点的业务，不得有诋毁甲方系列产品或转介绍客户购买其它公司同类系列产品的行为。否则，甲方有权置留乙方提成款和解除合作合同。

三

利益分成及支付方式

1、甲方在施工结束后三天内，必须将乙方应当取得的业务提成款支付给乙方。

2、乙方提成按利润取得的％提取。

四、本协议自签订之日起生效，有效期两年。

五、本协议一式两份，双方各执一份，具有同等法律效力。

六、本协议未尽事宜，双方应本着友好合作的原则协商解决。

甲方代表：　　　　　　　　　　　　　　　　　　　乙方代表：

签订日期：　　　　　　　　　　　　　　　　　　　签订日期：

签约地点：　　　　　　　　　　　　　　　　　　　签约地点：

仅供参考

第三篇：光伏电站项目施工及验收情况

目录

一、光伏电站项目开发全过程---------------2

二、设计阶段-------2

三、施工建设-------2

3.1设备到场验收--------------------------2 3.2支架到场检查--------------------------2 3.3支架安装流程--------------------------2 3.4光伏组件的安装流程-----------------3 3.5光伏组件之间的接线-----------------3 3.6汇流箱的安装--------------------------3 3.7逆变器的安装--------------------------4

四、工程验收-------4

4.1单位工程验收--------------------------4 4.2土建工程--5 4.3屋面混凝土预制支架基础----------5 4.4屋顶及屋顶设施的验收-------------5 4.5安装工程的验收-----------------------5 4.6支架安装验收--------------------------5 4.7光伏组件安装的验收标准----------6 4.8汇流箱的安装验收应-----------------6 4.9逆变器安装的验收应-----------------6 4.10电气设备安装的验收---------------6 4.11光伏电路监控系统安装的验收--7 4.12防雷与接地安装的验收------------7 4.13光伏方阵直流电缆安装的验收--7 4.14安全防范工程验收------------------8 4.15消防工程验收-------------------------8

五、并网工程验收（与电网公司商讨接入方案）--------------------8

六、工程试运行和移交生产验收------------9

6.1光伏电站试运行和移交生产验收 9 6.2工程试运行和移交生产验收-------9 6.3移交时应提交资料--------------------9

七、系统检测及调试----------------------------9

7.1光伏组件串测试---------------------10 7.2逆变器的调试检测------------------10 7.3直流侧验收测试内容---------------11 7.4交流侧验收测试内容---------------12 7.5抽样选择 12

光伏电站项目施工及验收

一、光伏电站项目开发全过程

项目前期（核准、荷载、售电协议等）--设计--施工建设--并网调试检测--交付--质保期

二、设计阶段

现场勘查、初步设计、协调电网公司接入方案、深化设计（设备选型、系统设计、方阵设计、电气设计、辅助设计等）、出图

三、施工建设

测量放线--支架基础--支架安装--组件安装--光伏电缆桥架及电缆铺设--电气安装（汇流箱、逆变器、变压器等设备）--设备单体调试--设备联合调试--内部验收--竣工验收--并网检测--移交

3.1设备到场验收：

组件、逆变器、汇流箱等设备到场后应做到以下检查：

1包装及密封均应良好

2开箱检查、型号、规格均应符合设计要求，附件、备件应齐整

3产品的技术文件应齐全

4外观检查应完好无损

3.2支架到场检查：

1外观及防腐涂镀层应完好无损

2型号、规格及材质应符合设计图纸要求，附件、备件应齐全

3对存放在滩涂、盐碱等腐蚀性强的场所的支架应做好防腐蚀工作

4支架安装前，安装单位应按照“中间交接验收签收单”的相关要求对基础与预埋件

（预埋螺栓）的水平偏差合定位轴线偏差进行查验。

3.3支架安装流程

1固定支架安装应符合以下固定：

1采用型钢结构的支架，其紧固度应符合设计图纸要求及现行国家标准《钢结构工程施工质量验收规范》GB50205

2支架安装过程中不应强行敲打，不应气割扩孔。对热镀锌材质的支架，现场不宜打孔。

3支架安装过程中不应破摔支架防腐层

4手动可调式支架调整动作应灵活，高角度调节范围应满足设计要求。

5支架倾斜角度偏差不应大于+-1%

3.4光伏组件的安装流程

1光伏组件安装前

1支架安装必须应收合格

2宜按照光伏组件的电压、电流参数进行分类和组串

3光伏组件的外观及各部件应完好无损

2安装过程

1组件安装应按照设计图纸的型号、规格进行安装

2光伏组件固定螺栓的力矩值应符合产品或设计文件的规定

3光伏组件安装允许偏差应符合

3.5光伏组件之间的接线：

1光伏组件连接数量和路径应符合设计要求

2光伏组件间插接件应连接可靠

3外接电缆同插接件连接应搪锡

4光伏组件进行组串连接后应对光伏组件串的开路电压和短路电流进行测试

5光伏组件间接线可利用支架进行固定，应整齐美观。

6同一光伏组件和光伏组件串的正负极不应短接。

严禁触摸光伏组件串的金属带点部位，严禁在雨中进行光伏组件的连线工作。

3.6汇流箱的安装

1汇流箱安装前

1汇流箱内元器件应完好，连接线应无松动

2汇流箱的所有开关和熔断器应处于断开状态。

3汇流箱进线端及出线端与汇流箱接地端绝缘电阻不应小于20M欧

2汇流箱安装应符合下列要求：

1安装位置应符合设计要求，支架和固定螺栓应为防锈件。

2汇流箱安装的垂直偏差应小于1.5mm

3汇流箱内的光伏组件串的电缆接线前必须确认为光伏组件侧和逆变器侧均有明显断开点。

3.7逆变器的安装

1逆变器安装前应：

1室内安装的逆变器安装前应具备：

1屋顶、楼板应施工完毕，不得渗漏。

2室内地面基础应施工完毕，并应在墙上标出抹面标高，室内沟道无积水、杂物，门窗安装完毕。

3进行装饰时有可能损坏已经安装的设备或设备安装后不能再进行装饰的工作应全部结束。

4对安装有妨碍的模板、脚手架等应拆除，场地应清扫干净。

5混凝土基础及构件应达到允许安装的强度，焊接构件的质量应符合规定：

6检查安装逆变器的型号、规格应正确无误，逆变器外观检查应完好无损。

7运输就位的机具应准备就绪，且满足荷载要求。

8大型逆变器就位时应检查道路通畅，且有足够的场地。

2逆变器安装应符合以下要求：

1逆变器采用基础型钢固定的，逆变器基础型钢安装的允许偏差：

2基础型钢安装后，其顶部宜高出抹平地面10mm，基础型钢应有明显的可靠接地。

3逆变器的安装方向应符合设计规定

4逆变器与基础型钢之间固定应牢固可靠。

5逆变器交流侧与直流侧电缆接线前应检查电缆绝缘，校对电缆相序和极性。

6逆变器直流侧电缆接线前必须确认汇流箱侧有明显断开点

7电缆接线完毕后逆变器本体的预留孔洞和电缆管口应进行防火封堵。

四、工程验收

施工质量验收（土建工程、安装工程、消防工程、安全工程）主要设备性能验收

安全验收（防雷接地、防火）4.1单位工程验收：

1质量控制资料应该完整

2单位工程所含分部分项有关安全和功能的检测资料应该完整

3主要功能项目的抽查结果应该符合相应技术要求的规定

4观感质量验收应符合要求

单位工程的验收应由建设单位（业主）、总包单位、施工单位、设计单位（或监理）等有关单位负责人及专业技术人员组成。4.2土建工程：

1光伏组件支架基础、场地及建筑物等分布工程的验收

2施工记录、隐蔽工程、质量控制、自检验收记录应完整完备 放线布线的验收应符合下列要求：

1光伏组件串、并联方式应符合设计要求

2光伏组件串标识应符合设计要求

3光伏组件串开路电压和短路电流应符合现行国家标准《光伏电站施工规范》GB50794的有关规定

4.3屋面混凝土预制支架基础：

1混凝土预制基础应符合现行国家标准《混凝土结构工程施工质量验收规范》GB50204的有关规定

2外露的金属预埋件（预埋螺栓）应进行防腐处理，接地的扁钢、角钢均进行防腐处理。

3新建屋面的支架基础宜与主体结构一起施工。

4屋面支架的基础不得损害建筑物的主体结构，不应该破坏屋面的防水构造，且与建筑承重结构的链接牢固、可靠，对原有建筑物防水结构有影响时，应根据原防水结构重新进行防水处理。

5支架基础的轴线、标高、截面尺寸及垂直度以及预埋螺栓的尺寸偏差应符合现行国家标准《光伏电站施工规范》GB50794。4.4屋顶及屋顶设施的验收应符合：

1屋顶承重、平整度应符合设计要求

2电缆桥架应符合设计要求

3屋顶防水、排水设施应符合设计要求

建筑物内（逆变器、升压站、配电室）等需符合国家标准《建筑工程施工质量验收统一标准》GB50300和《钢结构工程施工质量验收规范》设计的要求 4.5安装工程的验收：

安装工程应包括：支架安装、光伏组件安装、汇流箱安装、逆变器安装、电气设备安装、防雷与接地安装、线路及电缆安装等分部分项工程的验收。

1设备制造单位提供的产品说明书、实验记录、合格证件、安装图纸、备品备件和专用工具及其清单等资料应完整齐备。

2设备抽查记录和报告、安装调配记录和报告、施工中的关键工序检查记录、质量控制记录、自检记录等资料应完整齐备。4.6支架安装验收应符合：

1固定支架

1固定支架安装的验收办法应符合现行国家标准《钢结构工程施工质量验收规范》GB50205的有关规定

2采用固件（压块等）的支架，紧固点应牢靠，不应有弹垫未压平等现象。（抽检比例？）

3支架安装的垂直度、水平度和角度偏差应符合现行国家标准《光伏电站施工规范》GB50794的有关规定

4规定式支架安装的偏差应符合现行国家标准《光伏电站施工规范》GB50794的有关规定

5对于手动可调式支架，高度角调节动作应符合设计要求。

6固定式支架的防腐处理应符合设计要求。

7金属结构支架应与光伏方阵接地系统可靠连接

4.7光伏组件安装的验收标准应符合下列要求:

1光伏组件安装应按设计图纸进行，连接数量和路径应符合设计要求

2光伏组件的外观及接线盒、连接器不应有损坏现象

3光伏组件间插件连接应牢固，连接线应进行处理，整齐美观

4光伏组件安装倾斜角度应符合现行国家标准《光伏电站施工规范》GB50794的有关规定

5光伏组件边缘高差应符合现行国家标准《光伏电站施工规范》GB50794的有关规定

6方阵的绝缘电阻应符合设计要求

4.8汇流箱的安装验收应符合以下标准：

1箱体安装位置应符合设计图纸要求

2汇流箱标识应齐全

3箱体和支架连接应牢靠

4采用金属箱体的汇流箱应可靠接地

5安装高度和水平度应符合设计要求

4.9逆变器安装的验收应符合下列要求:

1设备的外观及主要零部件不应有损坏、受潮现象。元器件不应有松动或丢失。

2对调试记录及资料应进行复核。

3设备的标签内容应符合要求，应标明负载的连接点和极行

4逆变器的可靠接地

5逆变器的交流侧接口处应有绝缘保护所有绝缘和开关装置功能应正常

7散热风扇工作应正常

8逆变器和基础间连接应牢固可靠

9逆变器通风处理应符合设计要求

10逆变器悬挂式安装还应符合：

1逆变器和支架的连接应牢固可靠符合设计要求安装高度应符合设计要求

3水平度应符合设计要求

4.10电气设备安装的验收应符合以下要求：

1变压器和互感器安装的验收应符合现行国家标准《电气装置安装工程 电力变压器、油浸变压器、互感器施工及验收规范》GB50148的有关规定高压电气设备的安装验收应符合现行国家标准《电气装置安装工程 高压电器施工及验收规范》GB50147的有关规定

3低压电器设备安装的验收应符合现行国家标准《电器装置安装工程 低压电器施工及验收规范》GB 50254的有关规定

盘、柜及二次回路接线安装的验收应符合现行国家标准《电器装置安装工程 盘、柜及二次回路接线施工及验收规范》GB50171的有关规定

4.11光伏电路监控系统安装的验收应符合以下条件：

1线路敷设路径相关资料应完备齐备

2布放线缆的规格、型号和位置应符合设计要求，线缆排列应整齐美观，外皮无损伤，绑扎后的电缆应互相精密靠拢，外观平直整齐，线扣间距均匀，松紧适度。

3信号传输线的信号传输方式与传输距离应匹配，信号传输质量应满足设计要求

4信号传输线和电源电缆应分离布放，可靠接地

5传感器、变送器安装位置应能真实地反应被测量值，不应受其他因素的影响

6监控软件应符合设计要求

7监控软件应支持标准接口，接口的通信协议应满足监理上一级监控系统的需要及调度的要求

8监控系统的任何故障不应影响被监控设备的正常工作

9通电设备都应提供符合相关标准的绝缘性能测试报告

继电保护剂安全自动装置的技术指标应符合现行国家标准《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T14285的有关规定

调度自动化系统的技术指标应符合现行行业标准《电力系统调度自动化设计技术规程》DL/T5003和电力二次系统安全防护规定的有关规定

无功补偿装置安装的验收应符合现行国家标准《电气装置安装工程 高压电气施工及验收规范》GB50147的有关规定

调度通信系统的技术指标应符合现行行业标准《电力系统通信管理规程》DL/T544和《电力系统通信自动交换网技术规范》DL/T598的有关规定

检查计量点装设的电能计量装置，计量装置配置应符合现行行业标准《电能计量装置技术管理规程》DL/T448的有关规定

4.12防雷与接地安装的验收应符合：

1光伏方阵电压保护和接地安装的验收应符合

1光伏方阵过电保护与接地的验收应依据设计的要求进行

2接地网的埋设和材料规格型号应符合设计要求

3连接处焊接应牢固、接地网引出应符合设计要求

4接地网接地电阻应符合设计要求

电气装置的防雷与接地安装应符合现行国家标准《电气装置安装工程 接地装置施工及验收规范》GB50169的有关规定

建筑物的防雷与接地安装的验收应符合国家现行标准《建筑物防雷设计规范》GB50057的有关规定

4.13光伏方阵直流电缆安装的验收应符合下列要求：

1直流电缆规格应符合设计要求

2标志牌应装设齐全、正确、清晰

3电缆的固定、弯曲半径、有关距离等应符合设计要求

4电缆连接接头应符合现行国家标准《电气装置安装工程 电缆线路施工及验收规范》GB 50168的有关规定

5直流电缆线路所有接地的接点与接地极应接触良好，接地电阻值应符合设计要求

6防火措施应符合设计要求

交流电缆安装的验收应符合现行国家标准《电气装置安装工程 电缆线路施工及验收规范》GB 50168的有关规定

4.14安全防范工程验收：

设计文件及相关图纸、施工记录、隐蔽工程验收文件、质量控制、自检验收记录集符合现行国家标准《安全防范工程技术规范》GB50348的试运行报告等资料应完整齐备。

安全防范工程的验收应符合：

1系统的主要功能和技术性能指标应符合设计要求 系统配置，包括设备数量，型号及安装不见应符合设计要求。

工程设备安装、管线敷设和硬币工程的验收应符合现行国家标准《安全防护工程技术规范》GB50348的有关规定

4报警系统 视频安防监控系统，出入口控制系统的验收应符合现行国家标准《安全防范工程技术规范》GB50348的有关规定。

4.15消防工程验收应符合：

1设计文件及相关图纸、施工记录、隐蔽工程验收文件，质量控制，自检验收记录等资料应齐备

消防工程的设计图纸应得到当地消防部门的审核

3光伏电站消防应符合设计要求：

1符合设计要求

2建（构）筑构件的燃烧性能和耐火极限应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GB50016的有关规定 屋顶光伏发电项目工程，应满足建筑物的防火要求

4防火隔离措施应符合设计要求 光伏电站消防给水、灭火措施及火灾自动报警应符合设计要求

6消防器材应按规定品种和数量排放齐全

7安全出口标志灯及火灾应急照明灯具应符合现行国家标准《消防安全标志》GB14395和《消防应急照明和疏散指示系统》GB17945的有关规定。

五、并网工程验收（与电网公司商讨接入方案）：

1涉及电网安全生产管理体系验收

2电气主接线系统及场（站）用电系统验收

3继电保护、安全自动装置，电力通信，直流系统，光伏电站监控系统等验收。

4二次系统安全防护验收

5对电网安全、稳定运行有直接影响的电厂其他设备及系统验收

6通信系统与电网调度机构连接应正常

7电力线路应已经于电网接通，并已通过冲击试验

8光伏电站监控系统各项功能应运行正常

9并网逆变器应符合并网技术要求

六、工程试运行和移交生产验收

6.1光伏电站试运行和移交生产验收应符合下列条件：

光伏发电工程单位工程和启动验收均已合格，并且工程试运大纲经试运行和移交生产验收合格。

与公共电网连接处的电能质量应符合有关现行国家标准的要求

3设备及系统调试，宜在天气晴朗，天阳符合不低于400W/M2条件下进行

4生产区内所有安全防护设施均已经验收合格

5运行维护和操作规程管理维护文档应完备齐全

6光伏发电工程经调试后，从工程启动开始无故障连续并网运行时间不得少于光伏组件接受总辐射量累计达60KWH/M2的时间。

光伏发电工程主要设备（光伏组件，并网逆变器和变压器等）各项试验应完成且合格，记录齐全完整

8运行人员应取得上岗培训资格

6.2工程试运行和移交生产验收主要工作包括：

应审查工程设计、施工、设备调试、生产准备、监理、质量监督等总结报告

2应检查工程投入试运行的安全保护设施是否完善

3应检查监控和数据采集系统是否达到设计要求

4应检查光伏组件面接收总辐射量累计达60KWH/M2的时间内无故障连续并网记录是否完备。

5应检查光伏方阵电气性能、系统效率等是否符合设计要求

6应检查并网逆变器、光伏方阵列各项性能指标是否达到设计要求

7应检查工程启动验收中发现的问题是否整改完成

8工程试运行过程中发现的问题应责成有关单位限期整改完成9应确定工程移交生产期限

10应对生产单位提出管理要求和建议。

11应签发“工程试运行和移交生产验收鉴定书”

6.3移交时应提交资料如下：

1工程竣工决算报告及审计报告

2竣工工程图纸

3工程概预算执行情况报告

4工程竣工报告

七、系统检测及调试

项目现场测试验收工作内容：

1关键部件在实际运行条件下的性能测试（部件质量，、电气接线、触点保护和接地、标签和标识）； 重点内容：

光伏组件检测（是否存在热斑，隐裂等质量问题）；

I-V特性曲线；

汇流箱功率测试；

逆变器转换效率；

光伏组串一致性；

2接地和绝缘电阻；

3电能质量，系统电气效率；

4土建和支架结构（土建和支架满足设计要求、环境要求、相关标准和法规的要求；系统应配备相对应的消防措施）；

5电站电气建设与设计一致性； 7.1光伏组件串测试：

1光伏组件串测试前应具备以下条件：

1所有光伏组件应按照设计文件数量和型号组串并接引完毕。

2汇流箱内各回路电缆应接引完毕，且标示应清晰正确

汇流箱及内部防雷模块接地应牢固、可靠，且导通性良好

4辐射度宜在高于或等于700W/平米的条件下测试

2光伏组件串的检测应符合下列要求：

1汇流箱内测试光伏组件串的极性应正确

2相同测试条件的相同组件串之间的开路电压偏差不应大于2%,但最大偏差不应超过5V。

3在发电情况下应使用万用表对汇流箱内光伏组件串的电流进行检测，相同测试条件下且辐射照度不应低于700W/平米时，相同光伏组件串之间的电流偏差不应大于5%。

4光伏组件串电缆温度应无超常温等异常情况

5光伏组件串测试完成后，应按照规范格式填写记录。

逆变器投入运行前，将接入此逆变单元内的所有汇流箱测试完成 7.2逆变器的调试检测

1逆变调试前应具备：

1逆变器控制电源应具备投入条件

2逆变器直流侧、交流侧电缆应接引完毕，且极性（相序）正确、绝缘良好

3方阵接线应正确，具备给逆变器提供直流电源的条件

2逆变器调试前，应对其做好下列检查：

1逆变器接地应牢固可靠、导通性好

2逆变器内部元器件应完好，无受潮、放电痕迹

3逆变器内部所有电缆连接螺栓、插件、端子应连接牢固，无松动

4档逆变器本体配有手动分合闸装置时，其操作应灵活可靠，接触良好，开关位置指示正确。

5逆变器本体及各回路标识应清晰正确

6逆变器内部应无杂物，并经过清灰处理。

逆变器调试应符合以下要求:

1逆变器控制回路带电时，应对其做好下列检查

1工作状态指示灯、人机界面屏幕显示应正常

2人机界面上个参数设置应正确

3散热装置工作应正常

2逆变器直流侧带电而交流侧不带电时，应进行下列工作：

1测量直流侧电压值和人机界面显示值之间偏差应在允许范围内

2检查人机界面显示直流侧对地阻抗值应符合要求

3逆变器直流侧带电，交流侧带电，具备并网条件时，应进行下列：

1测量交流侧电压值和人机界面显示值之间偏差应在允许范围内，交流侧电压计频率应在逆变器额定范围内，且相序正确。

2具有门限位闭锁功能的逆变器，逆变器盘门在开启状态不应做出并网工作。

4逆变器并网后，在下列测试情况下，逆变器应跳闸解列：

1具有门限位闭锁功能的逆变器，开启逆变器盘门

2逆变器交流侧掉电

3逆变器直流侧对地阻抗低于保护设定值

4逆变器直流输入电压高于或低于逆变器的整定值

5逆变器直流输入过电流

6逆变器直流侧电压超出额定电压允许范围

7逆变器交流侧频率超出额定频率允许范围

8逆变器交流侧电流不平衡超出设定范围

逆变器停运后，需打开盘门进行检查时，必须切断直流、交流和控制电源，并确认无电压残留后，在有人监护的情况下进行。测试人员测试完毕后，应按照规范填写施工记录。7.3直流侧验收测试内容

1光伏组件（或组件串）标称功率测试

在太阳光辐照度不低于500W/m2，风速不大于2m/s条件下，使用便携式I-V测试仪，测试光伏组件（或组件串）的实测功率，推算至STC条件下的标称值，并与铭牌值相比较。在条件允许的情况下，从电站现场抽取5~10块代表性组件，送至实验室进行精密功率测量。

光伏组件EL隐裂测试

使用EL测试仪，在电站现场测试光伏组件的EL图像，并判断组件是否有隐裂，以及分析隐裂产生的原因。该测试对未安装的组件或拆卸下来的组件进行。

光伏组件（或组件串）电压电流匹配性测试

使用便携式电压电流测试仪，在电站现场测试光伏组件（或组件串）之间的开路电压、短路电流、运转电流的匹配性，是否由于3%。同一组批次组串测试时，辐照度变化不高于10W/m2。光伏组件（或组件串）绝缘和接地电阻测试

使用便携式绝缘测试仪，在电站现场测试光伏组件（或组件串）内部电路与边框或支架之间的绝缘电阻，测试电压为1000V，要求绝缘电阻满足IEC 61215中10.3的要求。

5光伏组件热斑隐患测试

使用便携式红外热像仪，在电站现场拍摄光伏组件在发电状态下的红外成像，分析局部过热及热斑隐患。光伏汇流箱绝缘测试

使用便携式绝缘测试仪，在电站现场测试光伏汇流箱输入输出电路与接地端和金属外壳之间的绝缘电阻，测试电压为1000V，要求绝缘电阻不小于1MΩ。

光伏汇流箱热效应测试

使用便携式红外热像仪，在电站现场拍摄汇流箱在正常工作状态下的红外成像，分析电路是否有局部过热导致燃烧的隐患。7.4交流侧验收测试内容

并网点输出电能质量测试

使用便携式电能质量分析仪，在电站现场逆变器的输出并网点，检测其输出交流电的电能质量，包括电压及波动、频率及波动、谐波、功率因数、三相不平衡度、闪变等。逆变器、配电柜、控制设备的绝缘电阻测试

使用便携式绝缘电阻测试仪，检测电站现场逆变器、配电柜、控制设备的内部电路对地及外壳的绝缘电阻。

逆变器、配电柜、控制设备的热效应测试

使用便携式红外热像仪，在电站现场拍摄逆变器、配电柜、控制设备在正常工作状态下的红外成像，分析电路是否有局部过热导致燃烧的隐患。

系统整体转换效率测试

使用便携式电站综合分析仪，同步测试光伏组串输出平均直流功率和逆变器输出交流功率，计算光伏电站系统整体转换效率。7.5抽样选择

采取现场抽样方式，抽样比例由合同双方协商确定。以下抽样比例供参考，特殊情况可增加抽样比例：

（1）单个项目装机容量3MW以下的光伏电站：

光伏组件5～8%；光伏组件串60～70%； 光伏汇流箱 50%；

光伏逆变器 300kW及以上等级，100%；300kW以下等级，80%；（2）单个项目装机容量3MW以上的光伏电站：

光伏组件1～3%；光伏组件串30～50%； 光伏汇流箱 30%；

光伏逆变器 500kW及以上等级，80%；500kW以下等级，50%；（3）子系统单元划分

对于分布式电站，子系统单元以屋顶等建筑物为划分单位，或者以逆变器数量为划分单位；

对于大型地面电站，子系统单元以逆变器数量为划分单位

参考文献：光伏发电工程验收规范

GB/T50796-2012

光伏发电工程施工规范

GB50794-2012

光伏电站现场测试技术规范 CPVT-2013-28

第四篇：光伏电站项目合作开发协议书

光伏电站项目合作开发协议书 1 甲方：

乙方：新能源投资有限公司

为充分开发利用

区域丰富的太阳能资源，强化绿色低碳品牌，充分开发未利用荒山、荒坡地等资源，加快经济结构优化升级步伐，促进当地新能源产业经济快速发展，有限公司（以下简称甲方）利用自身在本区域的优势，引进(北京)新能源投资有限公司（以下简称乙方）建设太阳能光伏并网发电项目。甲乙双方本着互惠互利，共同发展的原则，在自愿、平等、协调一致的基础上，达成如下协议：

一、主要内容

（一）项目投资主体：新能源投资有限公司

（二）项目建设内容：拟建装机容量为 MW的太阳能光伏并网电站，以最终适合建设的地址确定最终安装容量。

（三）项目拟建地点：（适合地面电站建设的场地）。

（四）项目占地：

（五）项目计划总投资：

亿元人民币。

（六）建设工期： 个月。

二、双方责任和义务

（一）甲方责任和义务

1.甲方负责协助向乙方获得提供项目全部所需用地，并采用征、租结合的方式，配合乙方完善用地手续，确保用地合法，符合国家土地、林业等有关使用政策。

2.甲方成立项目协调小组，负责协助乙方办理项目有关手续。做好项目的跟踪服务，帮助协调解决项目推进和建设中的困难问题，为乙方营造一个良好的投资环境。

3.甲方协调其他土地拥有者，以有偿租赁、征租结合的方式将项目用地提供给乙方。甲方负责协助办理项目建设用地的选址意见书、土地使用证、建设用地规划许可证、建设工程规划许可证、施工许可证等相关行政审批手续，甲方保障乙方项目所用土地的整体合规性。

4.甲方对乙方上报提交的项目有关文件、资料及相关商业机密予以保密。

5.甲方协助乙方将该项目列为市招商引资光伏电站项目，享受国家关于光伏产业有关扶持政策及市招商引资的有关优惠政策。

6.甲方协助乙方实现项目地通水、通电、通路。协助乙方取得项目必须的当地气象、地质、地形图等相关基础材料。

7.甲方承诺协助办理投资项目的前期手续，积极协助乙方进行融资和申报政策补贴。

（二）乙方责任和义务

1.乙方负责筹措该项目建设所需的建设资金，负责所有与项目有关的工程类工作，包括项目前期工作。

2.乙方要按属地管理和属地纳税的原则，将该项目工商注册登记和纳税申报在本地市工商局和本地市国税局、地税局。3.在甲方的协调下，乙方负责向省发改委申报项目前期有关手续，直至完成项目核准及电网接入手续。

4.在甲方的配合下，乙方负责将该项目向国家发改委申请国家太阳能地面发电站电价优惠政策，以期最终获得国家优惠电价补贴。5.乙方必须依法依规建设和生产经营，按要求认真填报投资报表和项目生产经营情况。

6.乙方设立项目公司时，同意甲方作为该光伏项目的投资方参股项目公司，股权比例不得高于30%。

7.乙方承诺在该项目具备开工建设条件后，按照国家和行业规定通过招投标方式，同等条件下选用乙方举荐的施工建设单位。

三、双方约定

1.由于自然灾害（包括火灾，水灾，地震，风暴，飓风或其他自然灾害），战争，侵略，外国战斗人员，恐怖分子的行为，军事或其他侵占的行为，政治没收，国有化，政府的制裁或禁运等不可抗力因素，致使本协议有关条款不能履行，双方协商后，自动终止本协议。2.协议签订后，双方成立联合工作领导小组，开展前期工作。3.双方如有争议，应协商解决，协商不成提交被告方所在地人民法院诉讼解决。

四、其他事项

1、本协议书一式肆陆份，双方各执贰叁份。

2、本协议为框架协议，具体事宜另行签订合同，本协议自甲、乙双方签字并盖章后生效。

甲 方：

签字代表：

签约地点：乙 方： 签字代表：

签约时间：2013年 月 日

第五篇：《分布式光伏发电项目管理暂行办法》全文

《分布式光伏发电项目管理暂行办法》全文

为推进分布式光伏发电应用，规范分布式光伏发电项目管理，近日，国家能源局以国能新能【2013】433号文，印发《分布式光伏发电项目管理暂行办法》。其全文如下：

《分布式光伏发电项目管理暂行办法》

第一章总则

第一条

为规范分布式光伏发电项目建设管理，推进分布式光伏发电应用，根据《中华人民共和国可再生能源法》、《中华人民共和国电力法》、《中华人民共和国行政许可法》，以及《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》，制定本办法。

第二条

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。

第三条 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。

第四条

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，负责本地区分布式光伏发电规划、建设的监督管理，国家能源局派出机构负责对本地区分布式光伏发电规划和政策执行、并网运行、市场公平及运行安全进行监管。

第五条 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。电网企业采用先进技术优化电网运行管理，为分布式光伏发电运行提供系统支撑，保障电力用户安全用电。鼓励项目投资经营主体与同一供电区内的电力用户在电网企业配合下以多种方式实现分布式光伏发电就近消纳。

第二章 规模管理

第六条

国务院能源主管部门依据全国太阳能发电相关规划、各地区分布式光伏发电发展需求和建设条件，对需要国家资金补贴的项目实行总量平衡和指导规模管理。不需要国家资金补贴的项目不纳入指导规模管理范围。

第七条 省级能源主管部门根据本地区分布式光伏发电发展情况，提出下一需要国家资金补贴的项目规模申请。国务院能源主管部门结合各地项目资源、实际应用以及可再生能源电价附加征收情况，统筹协调平衡后，下达各地区指导规模，在中期可视各地区实施情况进行微调。

第八条

国务院能源主管部门下达的分布式光伏发电指导规模，在该内未使用的规模指标自动失效。当年规模指标与实际需求差距较大的，地方能源主管部门可适时提出调整申请。

第九条

鼓励各级地方政府通过市场竞争方式降低分布式光伏发电的补贴标准。优先支持申请低于国家补贴标准的分布式光伏发

电项目建设。

第三章

项目备案

第十条

省级及以下能源主管部门依据国务院投资项目管理规定和国务院能源主管部门下达的本地区分布式光伏发电的指导规模指标，对分布式光伏发电项目实行备案管理。具体备案办法由省级人民政府制定。

第十一条

项目备案工作应根据分布式光伏发电项目特点尽可能简化程序，免除发电业务许可、规划选址、土地预审、水土保持、环境影响评价、节能评估及社会风险评估等支持性文件。

第十二条 对个人利用自有住宅及在住宅区域内建设的分布式光伏发电项目，由当地电网企业直接登记并集中向当地能源主管部门备案。不需要国家资金补贴的项目由省级能源主管部门自行管理。

第十三条 各级管理部门和项目单位不得自行变更项目备案文件的主要事项，包括投资主体、建设地点、项目规模、运营模式等。确需变更时，由备案部门按程序办理。

第十四条 在指导规模指标范围内的分布式光伏发电项目，自备案之日起两年内未建成投产的，在指导规模中取消，并同时取消享受国家资金补贴的资格。第十五条 鼓励地市级或县级政府结合当地实际，建立与电网接入申请、并网调试和验收、电费结算和补贴发放等相结合的分布式先伏发电项目备案、竣工验收等一站式服务率系，简化办理流程，提高管理效率。

第四章 建设条件

第十六条 分布式光伏发电项目所依托的建筑物及设施应具有合法性，项目单位与项目所依托的建筑物、场地及设施所有人非同一主体时，项目单住应与所有人签订建筑物、场地及设施的使用或租用协议，视经营方式与电力用户签订合同能源服务协议。

第十七条 分布式光伏发电项目的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、咨询、安装和监理的单位，应具有国家规定的相应资质。

第十八条 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符合国家规定的认证认可机构的检测认证，符合相关接入电网的技术要求。

第五章 电网接入和运行

第十九条

电网企业收到项目单位并网接入申请后，应在20个工作日内出具并网接入意见，对于集中多点接入的分布式光伏发电

项目可延长到30个工作日。第二十条

以35千伏及以下电压等级接入电网的分布式光伏发电项目，由地市级或县级电网企业按照简化程序办理相关并网手续，并提供并网咨询、电能表安装、并网调试及验收等服务。

第二十一条

以35千伏以上电压等级接入电网且所发电力在并网点范围内使用的分布式光伏发电项目，电网企业应根据其接入方

式、电量使用范围，本着简便和及时高效的原则做好并网管理，提供相关服务。

第二十二条 接入公共电网的分布式光伏发电项目，接入系统工程以及因接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。接入用户侧的分布式光伏发电项目，用户侧的配套工程由项目单位投资建设。因项目接入电网引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。

第二十三条

电网企业应采用先进运行控制技术，提高配电网智能化水平，为接纳分布式光伏发电创造条件。在分布式光伏发电

安装规模较大、占电网负荷比重较高的供电区，电网企业应根据发展需要建设分布式光伏发电并网运行监测、功率预测和优化运行相结合的综合技术体系，实现分布式光伏发电高效利用和系统安全运行。

第六章 计量与结算 第二十四条 分布式光伏发电项目本体工程建成后，向电网企业提出并网调试和验收申请。电网企业指导和配合项目单位开展并网运行调试和验收。电网企业应根据国家有关标准制定分布式光伏发电电网接入和并网运行验收办法。

第二十五条 电网企业负责对分布式光伏发电项目的全部发电量、上网电量分别计量。免费提供并安装电能计量表，不向项目单

位收取系统备用容量费。电网企业在有关并网接入和运行等所有环节提供的服务均不向项目单位收取费用。

第二十六条

享受电量补贴政策的分布或光伏发电项目，由电网企业负责向项目单位按月转付国家补贴资金，按月结算余电上网电量电费。

第二十七条 在经济开发区等相对独立的供电区统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。

第七章 产业信息监测

第二十八条

组织地市级或县级能源主管部门按月汇总项目备案信息。省级能源主管部门按季分类汇总备案信息后报送国务院能

源主管部门。

第二十九条 各省级能源主管部门负责本地区分布式光伏发电项目建设和运行信息统计，并分别于每年7月、次年1月向国务院能源主管部门报送上半年和上一的统计信息，同时抄送国家能源局及其派出监管机构、国家可再生能源信息中心。

第三十条

电网企业负责建设本级电网覆盖范围内分布式光伏发电的运行监测体系，配合本级能源主管部门向所在地的能源管理

部门按季报送项目建设运行信息，包括项目建设、发电量、上网电量、电费和补贴发放与结算等信息。

第三十一条

国务院能源主管部门委托国家可再生能源信息中心开展分布式光伏发电行业信息管理，组织研究制定工程设计、安

装、验收等环节的标准规范，统计全国分布式光伏发电项目建设运行信息，分析评价行业发展现状和趋势，及时提出相关政策建议。经国务院能源主管部门批准，适时发布相关产业信息。

第八章 违规责任

第三十二条

电网企业未按照规定收购分布式光伏发电项目余电上网电量，造成项目单位损失的，应当按照《中华人民共和国可再生能源法》的规定承担经济赔偿责任。

第九章 附则

第三十三条 本办法由国家能源局负责解释，自发布之日起施行。关键字:分布式光伏发电项目管理暂行办法