分布式光伏发电项目资本金比例

1)解决无电人口和贫困地区用电。独立光伏每3460 元的投资即可解决一人的用电而投资电网却需要13385 元，是独立光伏的3.87 倍。

2)实现精准扶贫。2015~2017年三年光伏扶贫的开展，将使约200万户贫困群众在未来的20年获得每年3000元的稳定收入，相当于每年提供了60亿元的扶贫资金。

3)促进中西部融合。西部以低廉的能源、人力成本吸引光伏制造企业前去投资。目前硅料环节57%的产能在西部，2018年底时这一数字可能达到76%其他环节的新增产能基本也都在西部。同时，截止2016年底，全国40%的光伏装机在西部省份，充分利用了当地丰富的太阳能资源和沙漠化土地，并能有效改善土地的沙漠化情况。

4)活跃民营资本，促进能源行业主体多元化。传统能源从开采到发电，基本是控制在国有企业手中。而光伏产业，尤其是分布式光伏，打破了传统能源的地缘因素，降低了准入门槛，为更大范围的中小企业与公众参与能源事业提供了可能。在持有量大的企业当中，国有企业和民营企业则各占半壁江山，而小规模持有人更是以民营企业为主。光伏发电的特点决定了其是促进能源行业主体多元化的主要力量。这种角色的转变将对能源系统的演进和发展产生重大而深远的影响。

5)集约用地，普及可再生能源，布局能源互联网光伏发电与其他行业互补的发展新形式已经成为许多地区发展转型的措施之一，并使原有建筑物在原有功能的基础上，增加了发电、节能的功效，提高了利用率。户用光伏的发展，更是让可再生能源走进千家万户，让普通老百姓认识了可再生能源，提高了节能减排意识。分布式光伏的发展，为未来的能源互联网发展奠定了坚实的基础。

6)节约水资源从全生命周期来看，光伏发电的用水量仅是煤电用水量的50%，大力发展光伏发电，能有效节约水资源。

　分布式光伏发电项目所依托的建筑物以及设施应具有合法性，如果业主具有项目单位与项目所依托的建筑物所有权可以采取自建方式，业主出资建设，业主获得收益；如果项目单位与项目所依托的建筑物及设施所有人非统一主体时，项目单位与建筑物及设施的所有人签订建筑物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管理服务协议。

模式一：以园区为单位，集中连片开发模式；

建议：

1、采用园区内统一开发模式。单个工厂屋顶开发费用高，建议采取“园区屋顶、集中开发”的模式，即集中连片区域由单一开发商统一开发，体现规模性、规范性、展示性多样多元推进示范应用，建设模式以屋顶为主，兼顾路灯、户外棚体等。

2、管委会出面统一管理屋顶。对已建成的厂房等建筑物，充分发挥管委会引导、协调作用，统一管理园区内有条件的建筑物屋顶，通过组织屋顶企业业主现场参观、提高企业有序用电等级、优先办理新增用电容量等举措，提前与屋顶企业签订安装光伏电站协议，统一实现光伏发电系统的覆盖。对新建建筑，提前配套分布式光伏的设计和安装、并网等。

3、光伏物业公司统一电站管理。由园区管委会、开发商（或加上电网）成立专业光伏物业管理公司，负责辖区内所有分布式光伏电站的电网对接工作、电费结算、运行维护等服务工作，一旦业主出现用电波动，可以尽快找到新的用电户，最大程度上保障分布式光伏的经济性，彻底解决电费收缴难、常期运营预期收益不确定等问题。

4、国有大型电力开发商等具有较强融资能力的公司，可以直接向政策银行贷款，以获取尽可能低息、长期的融资支持。而民营企业等其它投资机构可成立“专业投资实体”，以股权基金或投资公司的形式，从公有、私营机构或社会民众等多元化投资主体吸引资金投资分布式电站的建设。引导国内分布式市场逐步由实体项目层面的商业模式转变为聚焦于开发、融资和运营一体化，实现实业与资本相融合的商业模式。应用受到认可的PPA和融资租赁模式引入更多长期资本。

模式二：节能服务公司为主，分散零散开发模式；

建议：

1、中小型电力开发商和节能服务公司很难参与第一种集中连片的开发模式，由于规模较小，也较少采取与地方政府和电网合作或合资的模式。但为鼓励分布式光伏的应用和屋顶资源的有效利用，我们仍需要为中小型电力开发商、节能服务公司以及业主营造良好的市场应用条件和配套机制。

2、为解决融资难问题，可借鉴佛山三水案例中应用的“统借统还——融资平台”的模式，鼓励地方政府和企业在试点地区，成立以企业信用为基础，以市场化运作方式为核心的融资平台。政策性银行向具备借款资格和承贷能力的融资平台提供授信，或鼓励大型光伏企业参与并承担融资职能，融资平台则以委托贷款等有效的资金运作方式，向符合条件的对象提供融资支持。

3、针对中小型企业一次性投入成本过高的情况，可配套初装费用补贴(包括设备补贴和工程补贴)，可按照装机规模采用阶梯补贴方式，鼓励屋顶资源的使用效率。此外，鼓励地方出台分布式光伏项目补贴政策，加大支持力度，并在税收优惠上进行调整。

4、上网电量的统一消纳和协调。分散式的分布式光伏项目一般装机规模较小，部分地区负荷主要集中在夜间，日间自用电量较小，导致项目可获收益相对较差。建议电网以“高于脱硫标杆电价，低于销售电价”的价格收购分布式光伏的上网电量。

皇明公司提供全方位光伏电站服务。

1、备案流程简化

根据国能新能〔2013〕433号、国家电网财[2013]2044号文，分布式是光伏项目的前期工作和并网办理流程大大简化。

1)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

2)个人项目由电网公司代备案

自然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。

2、建设并网手续最简化

根据国家电网财[2013]2044号文，分布式是光伏项目的并网办理流程大大简化。

1)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光伏发电项目备案、竣工验收等一站式服务体系，简化办理流程

2)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，并免费提供并网咨询、电能表安装、并网调试及验收等服务

3、不受规模指标限制

根据《关于完善光伏发电规模管理和实行竞争方式配置项目的指导意见》(发改能源[2016]1163号)，光伏项目的备案被分为三类：

普通光伏项目和领跑者项目，都要采取竞争性配置的方式获得规模指标。

屋顶项目不分“自发自用、余电上网”还是“全额上网”，都不限指标。

4、屋顶预留有要求

为了解决屋顶难找的问题，地方政府也在想办法解决。很多地方政府都对下辖的现有建筑、新建建筑的标准作出规定，提出要按照分布式光伏的标准考虑。

对于现有建筑屋顶，全国9个省/市/县(北京市、南昌市、太原市、杭州市、富阳市、德清县、龙游县、江山市、安吉县)规定下辖区域内，已有企业年综合能耗达到1000~5000吨标煤等不同标准时，政府鼓励或强制要求在屋顶上安装光伏发电项目。

对于新建建筑屋顶，全国18个省/市/县(合肥市、洛阳市、无锡市、镇江市、南昌市、太原市、浙江省、杭州市、德清县、嘉兴市、温州市、洞头县、瑞安市、乐清市、永嘉县、绍兴市、安吉县、丽水市)规定下辖区域内，新建建筑屋顶面积达到1000~3000等不同标准时，政府鼓励或强制要求屋顶按照安装分布式光伏项目的要求进行同步规划、设计、施工和验收。

5、国家、地方补贴高

除了国家补贴以外，全国很多有实力的省、市、县，在国家补贴的基础上又出台了地方补贴

据不完全统计，目前，全国共9个省(北京、山东省、江苏省、江西省、河北省、上海市、吉林省、湖南省、浙江省)有省级单独的度电补贴10个地级市(合肥市、南昌市、商洛市、杭州市、宁波市、嘉兴市、温州市、绍兴市、衢州市、丽水市)有市级单独的度电补贴12个县级单位(萧山区、富阳市、建德市、德清县、安吉县、洞头县、瑞安市、乐清市、永嘉县、龙游县、江山县、余姚市)有县级单独的度电补贴。

全国共2个省(江西省、陕西省)、4个市(无锡市、合肥市、嘉兴市、绍兴市)、8个县(富阳市、建德市、德清县、安吉县、洞头县、永嘉县、龙游县、江山县)给予初始投资补贴。

6、补贴结算有保障

国家可再生能源补贴实行由电网企业按月转付补贴资金的制度。

当可再生能源附加不足时，优先发放分布式光伏项目的补贴而且，自然人投资的分布式光伏项目，补贴由电网公司垫付。

另外，在刚刚颁布的《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》中，未把分布式光伏项目纳入绿证范围之内。可见，国家计划在地面电站领域，用市场化的手段解决补贴问题然而，在分布式光伏领域，将仍然采用可再生能源附加的形式来解决。由于绿证价格低于可再生能源附加，因此，分布式光伏项目的补贴保障性更强!

7、电量可计入节能量

根据《“十三五”节能减排综合工作方案》，到2020年全国万元GDP能耗要下降15%，各企业节能压力大。

然而，根据各地的分布式光伏政策：企业建设自发自用的分布式光伏项目，使用的分布式光伏项目产生电量，可计入企业的节能量。

8、不参与竞争售电

在《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)中，对于分布式电站的提法：

(五)稳步推进售电侧改革，有序向社会资本放开售电业务。

18、多途径培育市场主体。

允许符合条件的高新产业园区或经济技术开发区，组建售电主体直接购电鼓励社会资本投资成立售电主体，允许其从发电企业购买电量向用户销售允许拥有分布式电源的用户或微网系统参与电力交易鼓励供水、供气、供热等公共服务行业和节能服务公司从事售电业务允许符合条件的发电企业投资和组建售电主体进入售电市场，从事售电业务。

同时，根据电改系列文件中的配套附件4《关于有序放开放用电计划的实施意见》：

三、建立优先发电制度

(一)优先发电基本内容。

优先发电是指按照政府定价或同等优先原则，优先出售电力电量。优先发电容量通过充分安排发电量计划并严格执行予以保障，拥有分布式风电、太阳能发电的用户通过供电企业足额收购予以保障，目前不参与市场竟争。

(二)优先发电适用范围。

为便于依照规划认真落实可再生能源发电保障性收购制度，纳入规划的风能、太阳能、生物质能等可再生能源发电优先发电。

光伏投资领域的熙熙攘攘之势，几乎发生在一夜之间，时代催生的新能源大潮大有带领行业重回2018年之前的热闹之势。

近日，光伏们数次接到读者咨询，大多围绕光伏电站买卖以及股权合作、开发等相关事宜。其中咨询对象主要围绕两类，一类是以项目中间商为主，鉴于当前光伏电站项目需求骤增，越来越多的人再次重回光伏行业，启动资源对接买方与卖方；

另一类则是以自持项目为主的投资商或者基金公司，这些企业要么是被碳中和目标催化的央国企投资方，要么是看好绿色资产的投标价值，继而手握重金雄心勃勃的杀入光伏行业。

这其中，既有双碳目标下的企业主动转型为之，也有分布式光伏整县推进掀起的全民光伏大时代之契机。

蜂拥而至的央国企投资大潮

自国家30·60双碳目标提出之后，2021年初，以国家电投、华电、三峡、大唐等为代表的电力央企陆续提出碳中和、碳达峰目标，自此拉开了能源央企轰轰烈烈的新能源开发大潮。

日前，光伏们获悉，中国长江三峡集团全面授权二级子公司及分公司开发风、光新能源项目。有行业人士告诉光伏们，三峡集团控股上市公司——水电“巨无霸”长江电力控股的三峡电能近日在光伏项目收购、开发市场上较为活跃，已经参与了多个项目的竞标及谈判。

众所周知，作为央企中净利润率最高的企业之一，三峡集团拥有全球数座水电“印钞机”。而作为三峡集团电力生产运行主体，长江电力目前拥有三峡（世界最大）、溪洛渡（世界第4）、向家坝（世界第11）、葛洲坝四座大型水电站，是水电投资领域当之无愧的龙头，同时也是A股乃至全球最大的电力上市公司。据长江电力1月27日发布的2020年业绩快报显示，公司2020年度营业收入为578.51亿元，同比增长15.99%；归母净利润263.15亿元，同比增长22.15%。

事实上，在30·60目标的指引下，央企投资商在新能源开发投资领域的竞争军备赛已然打响。此前在《中国电力建设集团（股份）有限公司新能源投资业务指导意见》中，中国电建集团对下属28家子企业分解下达了“十四五”新能源开发目标，新增规模合计48.5GW。着是中国电建首次明确大力发展新能源投资运营业务，进一步放宽集团下属企业新能源项目投资主体范围。

另一家世界顶级的电力设计院——中国能源建设集团有限公司也在近日发布的《践行碳达峰、碳中和“30·60”战略目标行动方案（白皮书）》中，明确加大新能源“投建营一体化”项目开发力度，孵化开发以新能源为主的新型综合能源基地项目，大力发展新能源产业；培育在新能源产业方面的核心竞争力，创新新能源发展模式和业态，提供优质的新能源综合解决方案，发展多能互补和源网荷储一体化项目。到2025年，控股新能源装机容量力争达到2000万千瓦以上。

而在此之前，中国电建与中国能建是新能源领域两大设计院“霸主”，虽然两家各有所长，但业务领域多以电力、能源领域项目规划设计、EPC业务为主。光伏们了解到，早在2020年，中国能建系便已经先一步布局新能源项目开发投资业务，进入2021年，中国能建更是凭借火电优势等陆续签约了近15GW的多能互补一体化项目。

事实上，今年以来，大部分的央国企正全面发动各级省分公司、二级公司参与新能源的开发建设。在此前广西省公布的2021年保障性并网光伏项目名单中，仅国家电投就有包括国家电投贵州金元、国家电投海南新能源、国家电投江西中业兴达以及五凌电力、中电国际等多家二级公司参与其中。

分布式光伏成“新宠”

站在新能源的时代风口上，越来越多的投资商对自持分布式光伏资产表达出浓厚的兴趣。分布式光伏电站项目以体量小、资金规模少、模式灵活等优势正成为中小投资商的首选。

与此同时，整县推进政策也最大程度的唤醒了行业内外对于分布式光伏投资的热情与动力，其中既包括上述提到的行业之外的资金方与选择自投的中小企业，同时，也包括已经在大型地面电站项目“霸屏”的央国企电力投资企业，根据光伏们统计，截止目前已经有超过100个县市区与企业签约或者启动整县推进工作。其中仍以央国企为主，也不乏深入参与其中的民营光伏企业。

不仅如此，在今年供应链剧烈波动的情势下，以户用光伏为主导的分布式光伏撑起了上半年的新增光伏装机。根据中国光伏行业协会数据，分布式新增装机同比增长97.5%，户用新增装机首超集中式，占比最高 42%，成为新增装机主要来源。2021年1-6月，户用装机容量超5861MW，同比增长280%。

分布式光伏的潜力正被快速释放，整县推进则成为提高市场认知度的催化剂，政策加持进一步提高了地方政府以及资金方对于分布式光伏的了解与认可，以往的“苍蝇腿”也成为了大型投资商跑马圈地的重点领域。随着分布式光伏整县推进的落地，有望将成为中国分布式光伏市场一个划时代的起点。

然而，随着更多资本的进入，政策双刃剑的另一面在于国家能源局的五大“不”要求挡不住地方政府以市场之名行垄断之实。政策迟迟未落地，备案、接入无法办理、在建项目无法推动，仍然困扰着相当一部分的从业者。光伏们将针对整县推进持续跟踪，期待行业可以理性、有序的发展。

1、太阳能资源丰富地区占全国总面积2/3以上

从中国太阳年辐射总量的分布来看,西藏、青海、新疆、宁夏南部、甘肃、内蒙古南部、山西北部、陕西北部、辽宁、河北东南部、山东东南部、河南东南部、吉林西部、云南中部和西南部、广东东南部、福建东南部、海南岛东部和西部以及台湾省的西南部等广大地区的太阳辐射总量很大。尤其是青藏高原地区,平均海拔高度在4000m以上,大气层薄而清洁,透明度好,纬度低,日照时间长。

根据各地接受太阳总辐射量的数值大小,将全国划分为如下五类地区:

一、二、三类地区,年日照时数大于2200h,太阳年辐射总量高于5016MJ/m2,是中国太阳能资源丰富或较丰富的地区,面积较大,约占全国总面积的2/3以上,具有利用太阳能的良好条件。四、五类地区,虽然太阳能资源条件较差,但是也有一定的利用价值,其中有的地方是有可能开发利用的。

从全国来看,中国是太阳能资源相当丰富的国家,具有发展太阳能利用事业得天独厚的优越条件,太阳能利用事业在我国是有着广阔的发展前景的。

2、分布式光伏处于快速上升期

根据国家能源局数据,2014-2019年,中国光伏发电累计装机容量逐年增长,新增装机容量呈现先增长后下降的趋势。2019年,全国光伏发电累计装机容量达到20430万千瓦,同比增长17．3%,其中集中式光伏14167万千瓦,同比增长14．5%。截止2020年6月底,光伏发电累计装机达到2．16亿千瓦,其中集中式光伏1．49亿千瓦。

在2010-2015年间,我国集中式光伏电站一直处于投资风口,大批电站项目集中上马,而分布式光伏项目几乎无人问津。随着国家密集出台光伏分布式能源相关政策,各地加大投资及建设力度,2014-2019年,中国分布式光伏发电累计装机容量逐年增长,其中2016年起呈快速增长趋势新增装机容量呈现先增长后下降的走势。

2019年,全国分布式光伏发电累计装机容量达到6435万千瓦,同比增长23．75%2020年1-6月,全国新增分布式光伏发电装机443．5万千瓦。截止6月底,分布式光伏发电累计装机达到6707万千瓦。

2014-2019年,分布式光伏发电累计装机容量在光伏发电中的占比呈增长趋势。

其中,国家在下调2016年地面电站电价时,并没有调低分布式光伏的电价补贴,同时在国家电网地区的分布式光伏享受“预结算”的优待自旺旺集团在上海金山区立旺工厂的“旺旺百兆瓦屋顶光伏计划”引入银行和第三方平台,形成“分布式光伏三方模式”,拓宽了分布式光伏建设项目资金渠道来源。

因此,在政策和资本的共同助推下,2016-2018年我国分布式光伏快速发展,其占比从13．33%增长至29．00%。截止至2020年6月底,我国分布式光伏发电累计装机容量占全国光伏发电装机容量的比重为31．08%。

3、政策利好,助推中东部分布式光伏发电系统发展

目前,我国集中式光伏电站主要集中在西部地区,但由于项目过于集中,电网消纳困难、高线损等问题,当地出现弃光现象,局部地区弃光率甚至高于20%中、东部地区是分布式光伏发电布局的主战场,也是用电消费重地。

根据《太阳能利用十三五发展规划征求意见稿》,到2020年底,光伏发电总装机容量达到1．5亿千瓦,其中分布式光伏发电规模显著扩大,累计装机达到7000万千瓦,形成西北部大型集中式电站和中东部分布式光伏发电系统并举的发展格局。同时按照国家能源局提出的目标,到“十三五”末,力争太阳能发电规模较2015年翻两番,成本下降30%。

前瞻产业研究院分析认为,国家在“十四五”期间将坚持清洁低碳战略方向不动摇,加快化石能源清洁高效利用,大力推动非化石能源发展,持续扩大清洁能源消费占比,推动能源绿色低碳转型。而分布式光伏发电作为绿色环保的发电方式,符合国家能源改革以质量效益为主的发展方向。综合来看,分布式光伏发电发展前景广阔。

一、加强分布式光伏发电应用规划工作。各地区应高度重视光伏发电应用对优化能源结构、防治大气污染、促进新型城镇化建设的重大意义，将光伏发电纳入相关规划。各级能源主管部门要组织工业企业集中的市县及其经济开发区和各类工业园区，系统开展可安装光伏建筑屋顶及其他场所的资源调查工作，综合考虑屋顶面积，用电负荷等条件，编制分布式光伏发电应用规划，综合建筑业主单位安装光伏的意愿和准备工作情况提出建设计划。各省级能源主管部门在分配年度规划指标时，优先保障规划明确且建设条件已落实的项目。各新能源示范城市、绿色能源示范县、新能源应用示范园区、分布式光伏发电应用示范区要制定和完善分布式光伏发电应用规划，并按年度落实重点建设项目，国家在年度规划管理上对各类示范区的项目优先保障。

二、鼓励开展多种形式的分布式光伏发电应用。重点支持屋顶面积大、用电负荷大、电网供电价格高的工业园区和大型工商企业开展光伏应用，使具备条件的大屋顶资源得到充分利用。鼓励各级地方政府在国家电量政策基础上制定配套的投资补助或电量补贴政策，并且对学校、医院、公共机构等公益性领域以及各类保障性住宅和农村的分布式光伏应用适当加大支持力度。在火车站（含高铁站）、高速公路服务区及相关设施、飞机场航站楼、大型综合交通枢纽屋顶、大型体育馆和停车场等公共设施推广应用分布式光伏发电。鼓励大型企业集团对其下属企业统一组织建设分布式光伏发电工程，并将分布式光伏发电应用作为企业节能减排的重要工作。利用废弃土地、荒山荒坡、农业大棚、滩涂、鱼塘、湖泊等土地资源建设的光伏发电项目，在35千伏及以下电压等级接入电网（项目容量不超过20MW）且所发电量在并网点变压台区消纳，可执行当地光伏电站标杆电价政策，电网企业参照分布式电源通过“绿色通道”提供高效便捷接入服务。

三、加强对建筑屋顶资源使用的统筹协调。在分布式光伏应用的示范区和其他潜力大的地区，地方政府应建立光伏应协调工作机制，引导建筑业主单位（含使用单位）积极开展光伏应用。对屋顶面积大且适宜安装光伏的建筑物，地方政府应积极协调建筑业主单位（含使用单位）自建或与专业化光伏发电企业合作建设屋顶光伏工程，并且在办理电网接入、项目备案、建筑管理等方面予以协调支持。对超过一定规模的新建和改扩建建筑物，可要求同步安装光伏发电设施或预留安装条件，太阳能资源条件好且屋顶较大的节能建筑应包含光伏发电应用。政府投资或财政补助的公共建筑、保障性住房、新城镇和新农村建设，应优先考虑光伏发电应用。地方政府可根据本地实际，在符合有关法规和政策的前提下，对合同能源管理方式投资经营的光伏发电项目的电价优惠幅度（或屋顶租金）等规定统一的条件。地方政府应将建筑光伏应用纳入节能减排考核及奖惩制度，消纳分布式光伏发电量的单位可按折算的节能量和碳减排量参加相关交易。

四、加强分布式光伏发电的电费结算和补贴保障。各电网企业按月（或双方约定）与分布式光伏发电项目单位（含个人）结算电费和转付国家财政补贴资金。可采取预留国家财政补贴资金的方式，保障分布式光伏发电项目的国家财政补贴资金及时足额转付到位。国网企业要抓紧商当地税务部分处理好非法人项目售电发票开具问题并做好代开发票服务。电网企业应做好项目补贴资格和补贴资金申请及发放等情况的统计，并按要求向能源管理部分和监管部分报送相关信息。项目补贴资格申请实行按季定期上报并形成目录的工作制度。“自发自用”比例较低、用电负荷不稳定或者光伏发电企业与电力用户无法履行能源服务合同的项目，可执行光伏电站标杆电价政策，光伏发电量由当地电网企业按国家规定的当地光伏电站标杆电价政策全额收购，不再享受国家分布式光伏财政补贴政策，但项目单位一旦选定了执行光伏电站标杆电价政策，原则上不在变更。

五、建立简便高效规范的分布式光伏项目备案管理工作机制。各省（区、市）能源主管部分要抓紧制定和完善分布式光伏发电项目备案管理工作细则，督促市县（区）能源主管部分设立分布式光伏发电项目备案受理窗口，建立简便高效规范的工作流程，明确办理条件和时限，并向社会公布，鼓励市县（区）级政府设立“一站式”管理服务窗口，建立多部分高效协调的管理工作机制。市县（区）能源管理部门要做好项目备案与电网企业并网审核的衔接，当地电网企业出具并网意向函即可以认为符合项目备案要求的接网条件。对个人利用住宅（或营业性建筑）安装分布式光伏发电项目，电网企业直接受理并网申请并代办项目备案。各省市（区）能源主管部门要按月向升级能源主管部门报送备案项目信息并抄报国家能源局派出机构。各省级能源主管部门要按国家光伏发电信息报送的有关规定做好信息汇总和报送工作。

六、完善分布式光伏发电接网和并网运行服务。在市县（区）电网企业设立分布式光伏发电接网“一站式”服务窗口，明确办理并网手续的工作流程、申请条件，并在电网企业相关网站公布。对法人单位申请并网的光伏项目，电网企业应按当地能源主管部门项目备案工作流程，及时出具项目并网意向（或意见）。对非法人（及个人）项目，电网企业应直接受理和代备案。电网企业应按规定的并网点及时完成应承担的接网工程。在符合电网运行安全技术要求的前提下，尽可能在用户侧以较低电压等级接入，如项目单位希望在内部多点接入配电系统，应尽量满足要求，避免安装不必要的升压设备。项目单位和电网企业要相互配合，如对接网方式存在争议，可申请国家能源局派出机构协调。电网企业免费安装电能计量表，明确明确区分项目总发电量、“自发自用”电量（包含合同能源服务方式中光伏企业向电力用户的供电量）和上网电量，并具备向电力运行调度机构传送项目运行信息的功能。

七、创新分布式光伏融资模式。鼓励银行等金融机构结合分布式光伏特点和融资需要，对分布式光伏发电实行优惠贷款利率，延长贷款年限。鼓励地方政府设立光伏发电投资公共担保资金，为本区域内光伏发电项目提供贷款担保。鼓励采用融资租赁方式为光伏发电提供一体化融资租赁服务。鼓励基金、保险、信托与产业资本结合，探索建立光伏产业投资基金。鼓励担保机构对中小型企业建设分布式光伏开展信息用担保。积极发展再担保机构，强化分散风险、增加信用功能。以个人收入等为信用条件，对个人安装分布式光伏贷款可免除资产担保要求。对优质分布式光伏发电项目，探索售电收益权和项目资产作为质押的贷款机制。推进中小企业信用担保体系建设，对符合条件的信用担保机构免征营业税。

八、完善分布式光伏工程标准和质量管理。加强光伏产品，光伏发电工程和建筑安装光伏的安全性评价和管理工作，对载荷校核、安装方式、抗风、防震、消防、避雷等要严格执行国家标准和工程规范。接人公共电网的光伏发电项目和享受各级政府补贴的非并网独立光伏发电项目，须采用经国家认监委批准的认证机构认证的光伏产品。建设单位进行设备的采购招标时，应明确要求采用获得认证的光伏产品。国家组织的重大专项建设、新产品应用、在特殊地域应用或特殊用途应用的光伏产品，可根据需要提出特定认证要求。市和县（区）政府要建立建筑安装光伏的统筹协调管理工作机制，确保分布式发电项目的质量和安全，要以贯彻落实标准执行为主要工作方式，不得随意设置审批和收费事项，不得向项目单位提出采购本地产品的不合理要求，不得以各种方式为低劣产品提供市场保护。

九、加强政策落实和市场监管。各地区能源监管机构要会同地方能源主管部分等加强分布式光伏发电相关国家和地方支持政策的落实监管。在项目备案之前的开发标准阶段，要指导项目单位与电网企业衔接好接网条件，落实项目供用电关系和电费结算方式在项目备案之后的实施阶段，对电网企业的接网服务、接入方案、运行调试、签订购售电合同和并网运行协议、电能计量、电费结算、国家补贴资金发放各环节进行全面监管。将电力用户的“自发自用、余电上网”和项目单位与电力用户的合同能源管理服务，以及发电量全部上网的光伏发电项目的电力成产运行和电力交易均纳入监管范畴。能源监管机构负责对分布式光伏发电的工程建设和生产运行安全进行监管，电网企业应配合做好安全监管的技术支持工作。在相关方法发生争议时，能源监管机构应会同当地能源主管部门协调解决。在电力投诉工作机制中纳入光伏发电相关内容。各地区能源监管机构要会同地方能源主管部门对分布式光伏发电开展专项监督，按季度向国家能源局上报监管报告，并按规定以适当方式向社会公布监管信息。

十、进一步创新分布式光伏发电示范区建设。在推动示范区已有成效基础上，将分布式光伏发电扩大到公共机构、居民社区、交通设施、新农村建设等领域，探索更多的发展机制和应用方式。系统开展光伏发电屋顶等资源条件调查和多元化应用的规划，建立政府多部门协调工作机制，创新发展模式和管理机制，建立较完备的质量监督管理体系，公平开放市场准入、不搞地方保护。国家能源局会同人民银行、银监会指导国家开发银行、建设银行、农业银行等金融机构与示范区政府合作建立支持光伏应用的融资机制。通过设立公共担保基金，建立统借统还平台等方式为光伏发电提供共便捷的金融服务。探索建立分布式光伏发电向同一变电台区其他电力用户售点的电力交易机制，各示范区提出实施方案报国家能源局，国家能源局将会同价格等部门，在电网企业配合下，指导示范区政府和相关企业开展试点。电网企业应根据示范区的光伏发电应用机制，做好完善配套电网建设并优化电网运行管理，建立智能化的电网运行体系。

十一、完善专业化服务和公共服务。通过市场机制，推进分布式光伏系统设计、安装建设、检测验收、运营维护等环节的专业化服务，培育一批标准化、专业化服务公司。鼓励能力强、技术好、人才储备足的企业延伸分布式光伏专业化服务，逐步建立从业资格认证制度。国家加强光伏产品制造、市场应用、并网服务补贴拨付、行业管理等环节的信息监测，建立产业沟通协调和预警机制，及时发布市场需求、产能、市场应用等重点信息和市场预警预报，引导企业理性发展。