四省明确：红区配建储能可安全分布式光伏！

6月18日，《分布式电源接入电力系统承载力评估导则》（DL/T 2041-2025）开始正式实施，标志着沿用了6年的“变压器反向负载率不得超过80%”一刀切硬性红线正式废止。新规以配网负载率划分绿、黄、红三区，实行差异化并网策略，尤其是红区和黄区可以通过配件储能盘活光伏市场：

绿区（负载率＜60%）：即报即接无条件备案，储能可自愿选择是否配建储能；

黄区（60%≤负载率＜85%）：需配套储能或安控装置，配置储能可将光伏接入上限放宽至85%-90%；

红区（负载率≥85%）：强制配储后光伏接入上限最高拉至95%。

国内分布式光伏装机持续扩容，多地配电网承载力趋于饱和，多数地区对无剩余容量区域暂停新增光伏备案与并网。为兼顾电网安全与新能源发展，山西、山东、安徽、河北四省已相继发文明确表示，在暂无可开放容量的区域，通过配建储能满足相关技术要求后，仍可建设全部自发自用的分布式光伏项目。

具体如下：

山西：红区配储后可建设全部自用分布式光伏

2026年6月17日，山西省能源局发布《关于优化分布式可再生能源发电项目管理的通知》，鼓励支持10千伏及以下分布式独立储能示范应用。

通知明确：基于承载力评估结果，对分布式可再生能源发电项目实施差异化接网管理，红色区域原则上仅支持“全部自发自用”项目开发建设，根据源荷匹配情况，合理配置分布式独立储能设施，确保不发生反向重过载、电压越限、短路电流超标、谐波越限等问题；黄色区域优先支持“全部自发自用”项目开发建设，鼓励“自发自用余电上网”项目加装必要规模的储能设施；绿色区域在保证电网安全的前提下，支持各类项目按相关规定有序开发、及时并网。

山东：红区配储后可建设全部自用分布式光伏

2026年5月22日，山东省发展和改革委员会 山东省能源局关于印发《促进光伏发电高质量发展的实施意见》的通知。

通知表示，鼓励光伏电站配建储能，推动在运光伏发电项目自愿新配或增配储能，支持光伏发电与配建储能一体调用，建设系统友好型新能源场站。重点在大规模光伏发电汇集区和分布式光伏集中开发区的电网枢纽站点等布局储能设施，在新能源开发受限地区探索配置台区储能、“云储能”等，拓展消纳空间。在电网暂无可开放容量的地区，鼓励用户侧加装储能设施，在保证不发生反向重过载、电压越限、短路电流超标、谐波越限情况下，建设全部自发自用的分布式光伏。

支持光伏发电与配建储能作为统一整体参与电力市场，实行“统一报价、统一结算”。鼓励分布式光伏和分布式储能资源，通过虚拟电厂等模式聚合参与市场交易。

安徽：暂无可开放容量地区，存量负荷配储可并网接入

2025年7月23日，安徽省能源局发布关于贯彻落实《分布式光伏发电开发建设管理办法》的通知。

通知提出，鼓励分布式光伏发电项目通过光储充一体化、源网荷储协同互动等方式提升就地消纳能力。对于暂无可开放容量地区，依托存量负荷建设的分布式光伏发电项目，可由各市发展改革委组织电网企业开展评估，在自愿通过加装适当规模的储能设施满足相关要求时并网接入；依托新增负荷建设的全部自发自用分布式光伏发电项目，不受可接入容量限制。

河北：红区配储后可建设全部自用分布式光伏

2025年10月28日，河北省发展和改革委员会 国家能源局华北监管局关于印发《河北省分布式光伏发电开发建设管理实施细则（试行）》的通知。

通知明确：对于暂无可开放容量地区，若在用户侧加装了可存储分布式光伏发电量的储能设施，通过光储协同，在保证不发生反向重过载、电压越限、短路电流超标、谐波越限等情况下，可接入全部自发自用的分布式光伏发电项目。

四省政策全文如下：

山西省能源局关于优化分布式可再生能源发电项目管理的通知

晋能源新能源发〔2026〕89号

各市能源局，国网山西省电力有限公司、山西地方电力有限公司，各有关发电企业：

为深入贯彻国家“双碳”目标战略部署，规范分布式可再生能源发电项目管理，按照国家能源局《分布式光伏发电开发建设管理办法》《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》和我省《分布式光伏发电开发建设管理实施细则（试行）》有关要求，充分挖掘资源开发和电网接入潜力，推动可再生能源多元融合、高质量发展，现就有关事项通知如下。

一、有序推动多领域融合发展。落实《国家能源局关于促进新能源集成融合发展的指导意见》《国家发展改革委 国家能源局关于促进新能源消纳和调控的指导意见》等文件精神，推进分布式新能源与交通、建筑、农业农村等多领域融合开发，积极拓展分布式新能源开发与消纳空间。增强分布式新能源自调节能力，提高自发自用比例。

二、分级分类规范项目管理。实行分级分类管理，屋顶分布式光伏项目、“全部自发自用”地面分布式光伏项目、“全部自发自用”分散式风电项目，由各市能源局自行组织实施，其余分布式可再生能源项目纳入省级年度建设规模管理。根据国家政策，农光互补、渔光互补以及小型地面电站光伏发电项目按集中式光伏电站管理。

三、调整公共机构光伏用电比例。自发自用余电上网的一般工商业分布式光伏项目，自发自用电量占年发电量的比例不低于50%。利用党政机关、学校、医院建设的一般工商业分布式光伏项目，在向电网企业提供有效建筑物权属、用途等印证材料后，自发自用电量不受该比例限制。

四、优化承载力测算与发布机制。电网企业要组织各市供电公司以县为单位，按照《分布式电源接入电力系统承载力评估导则》（DL/T2041-2025）等标准，实施系统级承载力评估，优化设备级承载力评估，完善可开放容量评估等级划分标准，高质量组织开展分布式电源接入电网承载力测算，充分释放电网接入资源。按照《分布式光伏发电开发建设管理实施细则（试行）》有关要求，按月公布分布式发电项目可接入容量，向能源主管部门和监管机构报送当月并网情况和下月承载力报告。

五、科学有序做好项目接入工作。优先支持“全部自发自用”项目，根据备案时间、并网意向书答复时间统筹做好各类项目接网工作。基于承载力评估结果，对分布式可再生能源发电项目实施差异化接网管理，红色区域原则上仅支持“全部自发自用”项目开发建设，根据源荷匹配情况，合理配置分布式独立储能设施，确保不发生反向重过载、电压越限、短路电流超标、谐波越限等问题；黄色区域优先支持“全部自发自用”项目开发建设，鼓励“自发自用余电上网”项目加装必要规模的储能设施；绿色区域在保证电网安全的前提下，支持各类项目按相关规定有序开发、及时并网。

六、加强新型配电系统建设。电网企业要认真落实《国家发展改革委 国家能源局关于促进电网高质量发展的指导意见》，持续提升配电网承载多元化源荷开放接入、双向互动能力，支撑分布式新能源发展。鼓励支持10千伏及以下分布式独立储能示范应用。常态化对承载力（可开放容量）为“红区”和“黄区”的县域进行分析，研提承载力提升措施建议。针对县域有可开放容量但部分设备级承载力受限的情况，及时加大相关设备的升级改造力度。各市、县（区）能源局主管部门要将电网企业配电网投资建设及改造计划执行情况纳入日常监管。

七、严格项目退出机制。各市、县（区）能源局主管部门要及时开展项目梳理，及时退出抢占接网资源、建设进度缓慢的项目。对已取得并网答复意见但备案超一年仍未建成并网的分布式光伏项目，电网企业应报属地能源主管部门后会同属地能源主管部门进行现场核查。对无实质性进展的项目，由市能源局组织电网公司废止或核减项目规模，及时释放电网接入空间。

八、做好全周期安全管理。各投资主体要深入贯彻落实习近平总书记关于安全生产的重要论述和指示精神，严格落实安全生产主体责任；要切实加强施工现场及运行维护安全管理，认真做好风险管控和隐患排查整治，防范遏制各类安全生产事故发生。各级相关部门要严格按照“三管三必须”要求履行职责，在各自职责范围内依法依规做好分布式可再生能源发电项目的安全生产监督管理工作，共同推动分布式可再生能源安全高质量发展。

山西省能源局

2026年6月17日

关于印发《促进光伏发电高质量发展的实施意见》的通知

鲁发改能源〔2026〕374号

各市发展改革委（能源局），国网山东省电力公司，有关企业：

为深入落实省委、省政府工作要求，促进光伏发电高质量发展，进一步发挥能源扩投资、稳增长作用，我们研究制定了《促进光伏发电高质量发展的实施意见》，现予以印发，请结合实际认真组织实施。

山东省发展和改革委员会         山东省能源局

国家能源局山东监管办公室

2026年5月22日

促进光伏发电高质量发展的实施意见

为深入贯彻落实党的二十大和二十届历次全会精神，加快推进光伏发电集成融合、拓展场景和多元利用，积极培育生产消费新模式新业态，推动光伏发电高质量发展，制定本实施意见。

一、总体要求

坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入践行“四个革命、一个合作”能源安全新战略，坚决扛牢“走在前、挑大梁”的使命担当，坚持“系统谋划、协同开发，集成发展、多元替代，模式创新、业态融合，深化改革、科技引领”，推动光伏发电与其他电源、储能等一体化建设，强化在工业、农业农村、交通、建筑等领域应用，加快绿电直连等就近就地消纳场景培育，完善电力市场机制，加强科学技术创新，推动光伏发电高质量发展。到2030年，全省光伏发电装机达到1.15亿千瓦，集成融合成为光伏发展的重要方式，市场竞争力显著提升，为能源绿色低碳转型示范区建设提供有力支撑。

二、推进多维度集成融合

（一）推动光伏与其他能源互补开发。发挥风光互补特性，推进光伏、风电同场建设或就近布局，实现输变电设施共建共享，提升综合出力能力。鼓励光伏发电与煤电、天然气发电联营发展和优化组合，分别计量不同类型电源上网电量，增强能源供给体系稳定性。发挥生物质发电灵活布局和支撑调节优势，通过就近就地消纳等方式，因地制宜建设“风光生储”一体化项目，提高企业绿色电力消费比例和综合效益。

（二）提升光储一体化聚合运营水平。鼓励光伏电站配建储能，推动在运光伏发电项目自愿新配或增配储能，支持光伏发电与配建储能一体调用，建设系统友好型新能源场站。重点在大规模光伏发电汇集区和分布式光伏集中开发区的电网枢纽站点等布局储能设施，在新能源开发受限地区探索配置台区储能、“云储能”等，拓展消纳空间。在电网暂无可开放容量的地区，鼓励用户侧加装储能设施，在保证不发生反向重过载、电压越限、短路电流超标、谐波越限情况下，建设全部自发自用的分布式光伏。

（三）强化光伏开发空间集约复合利用。充分利用潍坊、滨州、东营等市未利用地资源，建设鲁北风光储输一体化基地，推进光伏发电规模化、集约化发展，项目优先接入主网，支持全省低碳转型。接入和消纳确实存在困难的，可以通过绿电直连等就近就地消纳模式接入周边新上用电项目。以枣庄、济宁、泰安、菏泽等重点产煤市为重点，充分利用采煤沉陷区、工业广场、排土场、复垦区等场地，有序建设光伏电站，为矿区提供更多绿色电力。发挥胜利油田、中原油田等太阳能资源禀赋和建设条件较好的优势，推进光伏发电就近布局，推动油气勘探开发绿色转型。

三、推动多领域清洁替代

（一）推动光伏与工业领域集成发展。在工业园区周边区域因地制宜布局光伏发电项目，通过绿电聚合直供、绿电直连、工业绿色微电网等模式，加快推进用能清洁替代。支持电解铝、化工、钢铁等高载能行业通过优化生产工艺流程、提升负荷调节能力，构建与光伏发电特性相适应的用能体系。鼓励拥有自备电厂的企业“少发多购”，拓展光伏消纳空间，满足企业绿色用能需求。

（二）推进光伏与城市农村耦合发展。积极探索光伏发电赋能城市治理路径，依托大型公共建筑、现代物流园区、商业综合体、新型示范小区等打造就近就地利用场景，增强城市精细化、智慧化、低碳化治理水平。推动光伏发电与新农村建设深度融合，在具备条件的地区组织开展农村微能网试点建设，构建具有自平衡能力、满足农村生活用能需求的新型农村能源体系。

（三）加强光伏与交通领域协同发展。以董梁等高速公路为重点，利用服务区、公路边坡等建设光伏发电与用能一体化设施，打造光伏廊道。以日照港等港口为重点，利用港区堆场空闲地和办公楼、仓库、厂房等屋顶开发光伏发电，积极探索涉海光伏就近接入港口，为岸电设施、场内机械提供绿色电力。以济青等铁路为重点，利用沿线火车站、停车场、维修工区、生产生活房屋等开发光伏发电，构建以公共电网为主体、以沿线绿电供应为补充的电力供给体系。

（四）深化光伏与建筑领域一体发展。支持有条件的既有建筑屋顶和新建厂房、新建公共设施安装光伏系统，发展多功能光伏屋顶和光伏幕墙，推动光伏系统与建筑同步规划、同步施工、同步运行，实现与建筑采光、通风、遮阳、隔热等多功能融合。提高新建公共建筑电气化水平，鼓励应用电热泵热水器等技术产品，探索“光伏+蓄热电锅炉”集中供暖。推广“光储直柔”等柔性用电技术，推动建筑从用能终端向能源中心转变。

四、打造多元化利用模式

（一）培育光伏就近消纳新业态。有序推动绿电直连、“光储充”一体化、智能微电网、新能源接入增量配电网等就近就地消纳新模式，高标准建设烟台万华新一代电池材料等绿电产业园、东营宁德时代等零碳园区。积极探索光伏发电接入存量负荷，促进重点企业节能降碳。以济南起步区为重点，试点公网绿电聚合模式，依托周边变电站、输配电线路等电网设备，聚合附近光伏、生物质等绿电资源，实现绿电清晰溯源。

（二）推进光伏开发与区域经济互促。聚焦济南、青岛都市圈以及青岛鳌山湾、烟台丁字湾、威海石岛湾等重点区域，发挥绿色电力吸引作用，引导重大生产力布局，促进新兴产业与光伏产业融合发展。强化光伏上下游产业链协同，推进可再生能源装备制造产业实现更高比例“以绿制绿”，提升绿电应用水平与空间集聚效能。加强光伏与算力基础设施协同规划布局和优化运行，推动算力设施绿色低碳发展。

（三）拓展光伏非电利用领域。结合交通、冶金、化工、新材料制造等领域用氢需求，在东营、滨州、烟台等新能源富集区域，探索推进“风光氢氨醇”一体化开发。创新光伏制氢新模式新业态，建设绿氢（氨、醇）项目。在确保安全前提下，鼓励在内河航运、沿海港口布局绿色能源加注中心，加快绿色液体燃料推广应用。鼓励在纺织、医药、造纸、食品加工等用热（冷）需求旺盛的产业园区，通过光伏发电供热、热泵供热（制冷）等方式，探索建立“电、热、冷、汽、氢”等多能互补能源供应体系。

五、健全多环节支撑体系

（一）完善电力市场改革机制。统筹新能源上网电价市场化改革、光伏行业健康发展和企业绿色用能需求，科学确定机制电量规模，引导企业从建设成本出发理性报价。支持光伏发电与配建储能作为统一整体参与电力市场，实行“统一报价、统一结算”。鼓励分布式光伏和分布式储能资源，通过虚拟电厂等模式聚合参与市场交易。推动新能源发电纳入可靠容量补偿范围，对机组可靠容量按统一原则进行补偿，激发光伏场站主动配储积极性。加强省级绿证交易服务中心建设，促进绿证绿电高效联动、绿电环境价值合理体现。

（二）提高电力系统接纳能力。加快建设主配微协同的新型电网平台，提升电力系统承载力。围绕鲁北、烟威等重点区域，加强主网架及送出线路建设，满足新能源大规模开发与高水平消纳需求。推动配电网与主干电网深度耦合，加快建设智能微电网，提升系统自平衡和自调节能力，充分发挥微网支撑作用，促进就近就地开发。实施农村电网巩固提升工程，提高农村电力系统综合承载能力，推动农村用能清洁低碳转型。

（三）加强光伏发电技术创新。依托山东能源研究院等科研机构，加速钙钛矿等新一代高效电池技术研发，在济南、青岛等地依规有序布局钙钛矿电池及组件项目。提升光伏电站发电功率预测精度，积极探索构网型技术，全面提升光伏发电可观、可测、可调、可控能力，打造一批系统友好型光伏电站。科学评估分布式光伏接入电力系统承载力、可开放容量，有序推动分布式光伏发展。

六、保障措施

省发展改革委、省能源局、国家能源局山东监管办统筹推进光伏发电高质量发展工作，加强光伏发电项目与国土空间等规划的衔接，支持符合条件的项目纳入省级重点项目，强化用地用海等要素保障，规范电力市场秩序、监管电网公平开放，协调解决工作推进中的重大事项和重点问题。各市能源主管部门要切实履行属地责任，加强事前事中事后监管，优化新能源领域营商环境，支持各类市场主体公平参与项目开发建设，严格落实降低项目非技术成本有关要求，提高项目建设质效。电网企业要持续加强电网建设，做好接入系统研究，优化并网服务，保障项目及时并网。发电企业要切实履行主体责任，按照国家政策要求，在相关部门指导下，依法依规开发建设，积极拓展应用场景，加强调节资源建设，提升光伏发电可靠替代能力。

《分布式光伏发电开发建设管理办法》的通知

各市及广德市、宿松县发展改革委，省电力公司：

为贯彻落实《国家能源局关于印发〈分布式光伏发电开发建设管理办法〉的通知》（国能发新能规〔2025〕7号，以下简称《管理办法》）要求，结合我省现行相关政策，进一步规范分布式光伏发电开发建设管理，现就有关事项通知如下：

一、推动分布式光伏发电有序发展

各地应认真落实《管理办法》要求，加强分布式光伏发电项目规范化管理，调动各类投资主体积极性，破解行业发展制约因素，创新开发利用场景、投资建设模式和收益共享机制，提高经济社会综合效益。结合本地区经济社会发展规划，统筹集中式与分布式新能源开发布局，综合考虑电力供需形势、系统消纳条件、电网接入承载力、消纳责任权重落实等，提出本地区分布式光伏发电建设规模，根据实际情况动态调整，并抄送省能源局。

二、做好分布式光伏发电项目分类管理

切实做好对自然人户用、非自然人户用、一般工商业、大型工商业分布式光伏发电项目的分类管理。严格按照四类标准管理新增项目，全面梳理存量项目并推进规范管理。《安徽省能源局关于做好2024年度6兆瓦以下地面光伏电站项目建设规模管理工作的通知》（皖能源新能函〔2024〕94号）明确纳入建设规模管理的6兆瓦以下地面光伏电站归于集中式光伏项目管理。

鉴于负荷特性存在明显差异，我省对工商业分布式光伏年自发自用电量比例暂不作要求，鼓励通过光储协同、柔性负荷调度等方式提高自发自用比例。大型工商业分布式光伏原则上选择全部自发自用模式，也可采用自发自用余电上网模式参与我省电力现货市场，当用户负荷发生较大变化时，可向省能源局申请调整为集中式光伏电站。

三、规范分布式光伏发电项目备案管理

分布式光伏发电项目实行属地备案管理。备案机关应依法依规提供备案服务，建立简便高效规范的备案管理工作机制，及时制定并公开本地区分布式光伏发电项目备案服务指南，指导项目投资主体依托安徽省投资项目在线审批监管平台办理备案。不得以统筹开发、市场整顿、容量限制等为由暂停或暂缓项目备案，确因特殊原因暂不宜开展分布式光伏发电项目建设的，应履行相关程序并按照政府信息公开有关规定及时向社会公布。项目开工后，备案主体应当及时通过安徽省投资项目在线审批监管平台如实报送项目开工建设、建设进度、竣工时间和运维主体等信息。项目投产之前，不得擅自转让给其他投资主体。项目并网一个月内依托国家可再生能源发电项目信息管理平台完成建档立卡填报。对于完成备案并取得电网接入意见后12个月内未建成并网的项目，应明确清理原则与标准，及时组织清理。

四、提升电网接入能力与服务水平

省电力公司应按照《国家发展改革委国家能源局关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》（发改能源〔2024〕187号）等文件要求，针对性加强配电网建设，配套完善电网稳定运行手段，加快构建满足分布式光伏规模化开发和就近消纳要求的分布式智能电网；积极落实分布式光伏发电项目接入服务责任，提高接入服务水平，制定并公开分布式光伏并网接入服务指南，明确并网申请材料，规范安全技术标准，优化并网办理流程；做好分布式光伏发电接入电网承载力及提升措施评估，健全完善配电网可开放容量按季度发布和预警机制，公开项目申请接入排序情况等，引导分布式光伏科学合理布局、安全接入、高效消纳。

省电力公司应及时汇总分析全省分布式光伏承载力受限情况，会同有关方面开展系统性研究，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、明确解决时限，并及时报送省能源局。

鼓励分布式光伏发电项目通过光储充一体化、源网荷储协同互动等方式提升就地消纳能力。对于暂无可开放容量地区，依托存量负荷建设的分布式光伏发电项目，可由各市发展改革委组织电网企业开展评估，在自愿通过加装适当规模的储能设施满足相关要求时并网接入；依托新增负荷建设的全部自发自用分布式光伏发电项目，不受可接入容量限制。

电网企业及其调度机构应加强涉网安全管理，并积极推进分布式光伏发电项目实现“可观、可测、可调、可控”功能。新建项目应在并网验收前通过相关安全功能测试，存量项目由电网企业、项目单位根据产权分界点，加大投资建设改造力度，原则上于2027年12月31日前完成改造。

五、加强建设与运营安全管理

分布式光伏发电项目投资主体和项目法人单位应落实项目安全生产主体责任，严格贯彻执行国家及行业安全生产管理规定，依法加强项目建设与运营全过程的安全生产管理，同时接受电力调度机构统一调度，满足系统安全稳定运行需求，并公平参与系统调节。各地应根据《中华人民共和国安全生产法》等法律法规，明确部门职责分工，建立健全信息共享与协同配合机制，做好分布式光伏发电项目的建设与运营安全管理监督工作。对于违规建设及违反安全生产规范的，由相应监管部门提出整改要求，并视情依法追究责任。

各市发展改革委要加强对贯彻落实工作的组织协调和调查研究，遇到重大情况和问题，及时向省能源局报告。

2025年7月17日

河北省发展和改革委员会 国家能源局华北监管局关于印发《河北省分布式光伏发电开发建设管理实施细则（试行）》的通知

冀发改能源规[2025]3号

各市（含定州、辛集市）发展改革委（局）、行政审批局，张家口市能源局，雄安新区改革发展局，国网河北省电力有限公司、国网冀北电力有限公司：

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，我们制定了《河北省分布式光伏发电开发建设管理实施细则（试行）》，现印发给你们，请遵照执行。

河北省发展和改革委员会

国家能源局华北监管局

2025年10月28日

河北省分布式光伏发电开发建设管理实施细则（试行）

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《中华人民共和国能源法》《中华人民共和国可再生能源法》《河北省新能源发展促进条例》《电网公平开放监管办法》《分布式光伏发电开发建设管理办法》等有关法律法规和政策规定，结合河北省实际，制定本细则。

第二条 本细则适用于河北省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、运行调度等。

第三条 分布式光伏发电是指在用户侧开发、在配电网接入、原则上在配电网系统就近平衡调节的光伏发电设施。

第四条鼓励符合法律规定的各类电力用户、投资企业、专业化合同能源服务公司、光伏设备企业、自然人等作为投资主体，依法依规开发建设和经营分布式光伏发电项目。

第五条分布式光伏发电项目分为自然人户用、非自然人户用、一般工商业和大型工商业四种类型。

自然人户用分布式光伏是指自然人利用自有住宅、庭院投资建设，与公共电网连接点电压等级不超过380伏的分布式光伏；

非自然人户用分布式光伏是指非自然人利用居民住宅、庭院投资建设，与公共电网连接点电压等级不超过10千伏、总装机容量不超过6兆瓦的分布式光伏；

一般工商业分布式光伏是指利用党政机关、学校、医院、市政、文化、体育设施、交通场站等公共机构以及经营用途住宅、工商业厂房等建筑物及其附属场所建设，与公共电网连接点电压等级不超过10千伏、总装机容量原则上不超过6兆瓦的分布式光伏；

大型工商业分布式光伏是指利用建筑物及其附属场所建设，接入用户侧电网或者与用户开展专线供电（不直接接入公共电网且用户与发电项目投资方为同一法人主体），与公共电网连接点电压等级为35千伏、总装机容量原则上不超过20兆瓦或者与公共电网连接点电压等级为110千伏、总装机容量原则上不超过50兆瓦的分布式光伏。

电力用户负荷发生较大变化无法全部自用的大型工商业分布式光伏发电项目（连续两年自发自用消纳比例低于80%或者用户原有受电容量以永久性减容、暂停等方式降低用电总容量超过50%的），可转为集中式光伏电站，纳入当年风电光伏年度建设方案。

分布式光伏所依托的建筑物及其附属场所，应当位于同一用地红线范围内。

第六条利用农业种植设施、渔业养殖设施、牲畜养殖设施、林业种植培育设施等农业设施建设的光伏电站为集中式光伏电站，按照集中式光伏项目管理。

利用固定建筑物屋顶及其附属场所建设的容量、电压等级超出第五条规定的光伏发电项目，按集中式光伏电站管理，可参照分布式光伏项目相关政策自由选择三类上网模式；选择自发自用余电上网模式的，自发自用比例原则上不低于50%。

利用空闲建设用地建设的光储充一体化项目，可参照工商业分布式光伏项目管理；在建筑物用地红线以外道路、空地建设的光伏电站为集中式光伏电站，按照集中式光伏项目管理。

在建筑物及其附属场所建设的离网型光伏设施（发电、用电侧均与电网无公共连接点），由县级行政审批部门（行政审批职责未划转的由承担行政审批事项的县级行业主管部门负责，下同）备案后自行建设即可。

第七条分布式光伏发电上网模式包括全额上网、全部自发自用、自发自用余电上网三种。其中，全额上网和自发自用余电上网项目，按照河北省有关规定参与市场化交易。涉及自发自用的，用户与分布式光伏项目应位于同一用地红线范围内；大型工商业分布式光伏与用户开展专线供电的可跨越用地红线。

自然人户用、非自然人户用分布式光伏可选择全额上网、全部自发自用或者自发自用余电上网模式；

一般工商业分布式光伏可选择全部自发自用或者自发自用余电上网模式；

大型工商业分布式光伏原则上选择全部自发自用模式，电力现货市场连续运行地区，也可选择自发自用余电上网模式参与现货市场。

上网模式选择自发自用余电上网的，年自发自用电量占发电量的比例，依托公共机构建设的一般工商业分布式光伏原则上不低于30%，依托工商业厂房建设的一般工商业分布式光伏原则上不低于50%。县（市、区）能源主管部门会同当地电网企业对工商业分布式光伏自发自用电量比例（自并网投产次月起）进行监测评估，对于年自发自用电量低于上述规定的项目，年超比例上网电量结算部分，由电网企业按本项目同年上网电量平均结算价格在次年扣除，扣除部分的电费纳入系统运行费由全体工商业用户分享。

第八条 各地要优化营商环境，规范市场秩序，不得设置违反市场公平竞争的相关条件。各类投资主体要充分考虑电网承载力、消纳能力等因素，规范开发建设行为，保障分布式光伏发电健康有序发展。

第二章 行业管理

第九条 各级能源主管部门和电力管理部门负责辖区内分布式光伏发电开发建设和运行的行业管理工作，推动有关方面按照国家法律法规等规定做好分布式光伏发电的安全生产监督管理工作。国家能源局华北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。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、电量收购等工作，配合各级能源主管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。

第十条 河北省发展和改革委员会在国家能源局指导下，统筹考虑全省分布式光伏发电发展需要，推动分布式光伏发电在建筑、交通、工业等领域实现多场景融合开发应用；会同有关部门做好对分布式光伏发电开发建设与运行的全过程监测，规范开发建设秩序，优化发展环境，根据发展新形势及时健全完善行业政策、标准规范等。

河北省发展和改革委员会做好新能源发展与国家级能源、电力、可再生能源发展规划的衔接，平衡集中式新能源与分布式光伏的发展需求，指导市级能源主管部门综合考虑电力供需形势、系统消纳条件、电网接入承载力、新能源利用率等，提出本地区分布式光伏发电建设规模，并根据实际情况动态调整，引导合理布局，指导电网企业做好配套的改造升级与投资计划。

第十一条 县级能源主管部门应当会同有关部门积极推进辖区内分布式光伏发电开发利用，负责指导电网企业、项目业主、投资主体、设备厂商等做好分布式光伏发电项目的相关业务，协调解决项目中存在的问题。

第十二条 电网企业在每季度第十个工作日前，按照国家关于分布式电源接入电网承载力评估相关规定完成辖区内分布式光伏可开放容量测算，并向省级能源主管部门报备。省级能源主管部门对可接入容量进行复核，每季度第十五个工作日前通过官方网站、国网App等渠道向社会公开，引导分布式光伏优先在具有可接入容量的区域开发建设。

第十三条 分布式光伏发电开发应当尊重建筑产权人意愿，各地不得以特许权经营方式控制屋顶等分布式光伏发电开发资源，不得限制各类符合条件的投资主体平等参与分布式光伏发电开发建设，不得将强制配套产业或者投资、违规收取项目保证金等作为项目开发建设的门槛。利用农户住宅建设的，应当征得农户同意，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。

第十四条从事分布式光伏发电项目设计、施工、安装、调试等环节的主体应当满足相应资质要求，并在市场监管部门登记，具有独立法人资格，没有严重不良信誉和违法记录。分布式光伏生产、建设单位应有固定办公场所并明确服务流程，应有必要的售后服务体系、售后服务网点，在光伏项目并网后应将服务网点、售后服务电话等信息张贴在逆变器及其他便于查看的位置。

投资主体应主动接受能源主管部门和监管部门的监督指导，严禁在业主不知情的情况下，以租用屋顶的名义使用业主身份证等证件办理光伏贷款或从事其他损害群众权益、扰乱光伏行业健康发展的行为。

分布式光伏项目设备厂商应按标准生产工艺流程生产设备，对设备质量负责，确保设备质量可追溯，设备性能应符合国家检测标准以及该设备的出厂标准，所提供的设备必须具有合法手续。

第三章 备案管理

第十五条 分布式光伏发电项目实行备案管理。备案机关为县级行政审批部门，县级行政审批部门备案后的分布式光伏项目，要同时抄送当地能源主管部门，协同做好后期监管工作。县级行政审批部门应当遵循便民、高效原则，提高办事效率，做好备案政策解读，制定并公开分布式光伏发电项目备案服务指南，明确备案所需信息内容、办理流程等，为投资主体等提供指导和服务。

备案机关及其工作人员应当依法对项目进行备案，不得擅自增加备案文件要求，不得超出办理时限。除法律法规明确规定外，不得要求企业必须在某地登记注册，不得为企业跨区域经营或者迁移设置障碍，不得以备案、认证、要求设立分公司等形式设定或者变相设定准入障碍。

第十六条分布式光伏发电项目按照“谁投资、谁备案”的原则确定备案主体。

自然人户用分布式光伏发电项目由自然人选择备案方式，可由电网企业集中代理备案，也可由自然人自行备案。选择集中代理备案的，电网企业代为向备案机关办理备案手续，代备案周期不低于每月一次。备案机关须以自然人为投资主体分别备案。备案后，电网企业应当及时主动将备案信息提供给投资主体。

非自然人户用、一般工商业、大型工商业分布式光伏发电项目由投资主体备案。

非自然人投资开发建设的分布式光伏发电项目，不得以自然人名义备案。《分布式光伏发电开发建设管理办法》（国能发新能规〔2025〕7号）印发前已按自然人备案的，可不作备案主体变更，仍按原备案项目类型管理，但投资主体应当主动向备案机关和电网企业告知相关信息，明确承担运行维护的主体及相应法律责任。

工商业分布式光伏发电项目投资主体利用非自有场所建设分布式光伏发电的，仍应当由分布式光伏发电项目投资主体备案，并可按第七条有关要求灵活选择上网模式。

第十七条分布式光伏发电项目备案主体应当通过河北省投资项目在线审批监管平台向备案机关进行备案。分布式光伏发电项目的备案信息应当包括项目名称、投资主体、建设地点、项目类型、建设规模、上网模式等。分布式光伏发电项目的容量为交流侧容量（即逆变器额定输出功率之和）。自然人户用光伏项目备案应提供申请人有效身份证明、电站地址权属证明、拟建项目基本信息等材料；非自然人户用、一般工商业、大型工商业分布式光伏发电项目备案应提供投资主体统一信用代码、与建设场所所有权人签订的使用或租用协议、拟建项目基本信息等材料。投资主体对提交备案等信息的真实性、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，地方有关部门可按照有关规定进行处理。

第十八条 对于非自然人户用分布式光伏，允许合并备案并分别接入电网，其余情况不得将分布式光伏发电项目合并备案。合并备案需满足以下条件：投资主体相同、备案机关相同、单个项目的建设场所地址及产权归属、建设规模、上网模式等内容明确，合并备案的各具体项目内容需在备案证中列明。

同一用地红线内，通过分期建设、不同投资主体分别开发等形式建设的工商业分布式光伏发电项目，不得新增与公共电网的连接点。

第十九条 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。项目备案后并网前，项目法人发生变化，项目建设地点、规模、内容发生重大变更，或者放弃项目建设的，项目投资主体应当及时告知备案机关并修改相关信息。

项目建成后，项目主体发生变更的，由新的收益主体向电网企业申请变更，电网企业依照规定办理过户。在发电地址、发电容量、上网模式不变且满足建筑产权、发电户、用电户等权属匹配的条件下，按并网当年原电价补贴标准执行。

地方能源主管部门可根据不同类型分布式光伏发电项目的建设周期和当地实际情况，组织核查在建项目。对不具备建设条件的项目，按照有关规定通知备案机关移除备案信息，移除内容推送至电网企业，由电网企业终止并网申请。

第四章 建设管理

第二十条 分布式光伏发电项目投资主体应当做好选址工作，备案后应尽快向电网企业提交并网申请，电网公司正式受理并出具接入系统方案意见后，方可开工建设。建设场所必须合法合规，手续齐全，产权清晰。

第二十一条分布式光伏发电项目投资主体利用非自有场所建设分布式光伏发电的，应当与建设场所所有权人签订使用或者租用协议，可视经营方式与位于建设场所内的电力用户签订合同能源管理服务协议。对于非自然人户用分布式光伏，分布式光伏发电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。

第二十二条 分布式光伏发电项目建设前，应由建筑物设计单位或有资质的第三方完成对建筑结构和建筑电气安全的验算，并出具相关证明文件，由电网企业在意向受理阶段进行核对；在现场勘查阶段要核实项目开工等有关情况，对于违规开工建设的，待相关手续完善后再进行并网。

第二十三条 分布式光伏项目获得接入系统方案意见后，应尽快建成并网，原则上，接入系统电压等级380伏及以下的，并网有效期为三个月，其他电压等级并网有效期为六个月。逾期未报验收的，接入系统设计方案答复意见作废。遇有特殊情况，需延长接入系统设计方案答复意见有效期的，应当在有效期到期前十日向电网企业提出申请，电网企业应当视情况予以办理延长手续，延长时间不得超过三个月，接入系统设计方案答复意见仅可延长一次。

对于超出并网时限的项目，终止其并网申请流程，释放接入空间。仍需继续建设的，应重新办理并网手续。

电网企业出具设计方案答复意见后，分布式光伏发电项目投资主体应当严格按照答复意见确定的设计方案施工建设，不得擅自变更设计方案。确实需变更的，在出具答复意见后三十日内，可向电网企业提出一次变更设计复核申请。电网企业受理复核申请后，应当在规定期限内出具接入系统设计方案复核答复意见，复核答复意见有效期与前款规定一致。

第二十四条 分布式光伏发电项目应当符合国土空间规划，合理布置光伏组件朝向、倾角与高度。不应影响建筑及其周边的采光、通风以及原有排水系统的正常运行，不应引起建筑物能耗的增加。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，预留运维空间。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。

分布式光伏发电项目利用新建建筑物及其附属场所的，鼓励在建筑物规划设计、施工建设等阶段统筹考虑安装需求，一并办理规划许可等手续；利用既有建筑物及其附属场所的，可按照简约高效的原则，在符合建设要求的条件下免除用地预审与规划选址、规划许可、节能评估等手续。

第二十五条 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，必须贯彻执行国家及行业安全生产管理规定，依法加强项目建设运营全过程的安全生产管理。市县有关部门按照职责分工对项目建设施工安全、房屋结构质量安全、产品质量安全等进行指导和监督管理。各地履行属地监管职责，加强对分布式光伏项目的日常监管。

第五章 电网接入

第二十六条 电网企业应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，合理优化或者简化工作流程，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，落实接入服务责任，提升接入服务水平。电网企业应当公布，并及时更新分布式光伏发电接入系统典型设计方案。

第二十七条 河北省发展和改革委员会负责组织市县能源主管部门、电网企业及其调度机构等有关单位，按照相关标准规范，定期开展分布式光伏发电接入电网承载力及提升措施评估，基于分布式光伏发电规模、负荷水平、系统安全稳定运行、灵活调节能力、电力设备容量等因素建立配电网可开放容量按季度发布和预警机制，引导分布式光伏发电科学合理布局。国家能源局华北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。

当分布式光伏发电项目已备案并具备建设条件，但是本地区暂无可开放容量时，应暂缓本地区分布式光伏接入。电网企业应配合各级能源主管部门及时组织有关方面开展系统性研究，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。

对于暂无可开放容量地区，若在用户侧加装了可存储分布式光伏发电量的储能设施，通过光储协同，在保证不发生反向重过载、电压越限、短路电流超标、谐波越限等情况下，可接入全部自发自用的分布式光伏发电项目。

第二十八条 电网企业应当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，不得从事下列行为：（一）无正当理由拒绝项目投资主体提出的接入申请，或者拖延接入系统；（二）拒绝向项目投资主体提供接入电网须知晓的配电网络的接入位置、可用容量、实际使用容量、出线方式、可用间隔数量等必要信息；（三）对符合国家要求建设的发电设施，除保证电网和设备安全运行的必要技术要求外，接入适用的技术要求高于国家和行业技术标准、规范；（四）违规收取不合理服务费用；（五）其他违反电网公平开放的行为。

第二十九条 向电网企业申请接入电网的分布式光伏发电项目，应满足相关规划和政策规定，按照以下要求向电网企业提交并网意向申请材料，并对材料真实性负责。

自然人户用分布式光伏发电项目应当提供并网意向书、申请人有效身份证明、电站地址权属证明、自然人户用分布式光伏发电项目自投资承诺书、项目备案证明文件、申请人银行账户等资料。由经办人办理的，应当提供经办人的有效身份证明、办理委托书。

电网企业应在自然人户用分布式光伏发电项目并网前复核光伏设备购置发票抬头（包括光伏组件、逆变器等）和申请人银行账号信息与备案主体的一致性，不一致的待完善相关备案信息后方可并网。

非自然人户用、一般工商业、大型工商业分布式光伏发电项目应当提供并网意向书、项目投资主体统一社会信用代码证书、电站地址权属证明、与建设场所所有权人签订的使用或租用协议、项目备案文件、项目前期工作进展情况等信息，以及申请客户银行账户等申请资料。合同能源管理项目（投资主体经营范围需包含合同能源管理），还需提供签订的合同能源管理合作协议。由经办人办理的，应当提供经办人的有效身份证明、办理委托书。

依托住宅小区公共区域建设的分布式光伏发电项目，按照非自然人户用办理。利用既有住宅小区建筑物及其附属场所建设的，依据相关规定提供物业管理单位和业主同意建设的证明等；利用新建住宅小区建筑物及其附属场所的，需提供新建小区项目（含光伏建设）规划许可等手续。

第三十条电网企业收到分布式光伏发电项目并网意向书后，应当于两个工作日内给予书面回复。分布式光伏发电项目并网意向书的内容完整性和规范性符合相关要求的，电网企业应当出具受理通知书；不符合相关要求的，电网企业应当出具不予受理的书面凭证，并告知其原因；需要补充相关材料的，电网企业应当一次性书面告知。逾期不回复的，电网企业自收到项目并网意向书之日起即视为已经受理。

电网企业出具并网意见应当以分布式光伏发电接入电网承载力及提升措施评估结果为依据，当可开放容量不足时，电网企业应当告知项目投资主体并按照并网意向受理顺序做好登记，具备条件后及时办理相关手续。

第三十一条 分布式光伏发电项目投资主体应当在满足电网安全运行的前提下，统筹考虑建设条件、电网接入点等因素，结合实际合理选择接入系统设计方案。分布式光伏与关联同一附着物产权主体的用电户应接入同一台区。

自然人户用分布式光伏发电项目由电网企业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当由投资主体委托有资质的单位开展接入系统设计工作，鼓励非自然人户用分布式光伏以集中汇流方式接入电网。

电网企业应当按照相关行业标准，根据接入系统设计要求，及时一次性的提供开展接入系统设计所需的电网现状、电网规划、接入条件等基础资料。确实不能及时提供的，电网企业应当书面告知项目投资主体，并说明原因。各方应当按照国家有关信息安全与保密的要求，规范提供和使用有关资料。

第三十二条 在接入系统设计工作完成后，分布式光伏发电项目投资主体应当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，电网企业应当于两个工作日内给予书面回复。接入系统设计方案报告的内容完整性和规范性符合相关要求的，电网企业应当出具受理通知书；不符合相关要求的，电网企业出具不予受理的书面凭证，并告知其原因；需要补充相关材料的，电网企业应当一次性书面告知。逾期不回复的，自电网企业收到接入系统设计方案报告之日起即视为已经受理。

电网企业受理接入系统设计方案报告后，应当根据国家和行业技术标准、规范，及时会同项目投资主体组织研究接入系统设计方案，并向项目投资主体出具书面回复意见。

接入系统电压等级为110千伏的，电网企业应当于20个工作日内出具书面答复意见；

接入系统电压等级为35千伏及以下的，电网企业应当于10个工作日内出具答复意见。

第三十三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投资主体投资建设。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。

新建的分布式光伏发电项目应当实现“可观、可测、可调、可控”，提升分布式光伏发电接入电网承载力和调控能力。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和运维。

第三十四条 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当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。为减少办理流程和手续，自然人户用、非自然人户用等低压并网主体的调度协议可与供用电合同一并签订。

第三十五条 分布式光伏发电项目应当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。

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。

分布式光伏发电项目竣工后，项目本体由项目投资主体进行验收；电网企业应当按照有关规定开展涉网设备检验和调试，复核光伏组件、逆变器等主要设备检测报告，并按照相关标准对电气一次和二次接线、涉网保护、电能质量、监控与通信系统、并网点开断设备、防雷和接地、绝缘水平等方面开展并网检验，检验合格后方可并网。

第六章 运行管理

第三十六条 分布式光伏项目按照属地管理和行业监管相结合的原则开展安全管理工作，以光伏发电设施“产权归谁、责任归谁”为原则落实主体责任，在各自职责范围内依法依规落实监管责任。

第三十七条 分布式光伏发电项目投资主体可向电网企业提出注销申请，电网企业按照有关规定办理销户手续。分布式光伏发电项目连续六个月不发电，且经现场确认不具备继续发电条件或存在安全发电隐患的，电网企业应当向投资主体进行告知或公告一个月后，报送地方能源主管部门后予以注销。在已注销的地址重新建设或迁移安装地址的，需重新办理备案、并网手续。

第三十八条 电网企业及其调度机构应当加强有源配电网（主动配电网）的规划、设计、运行方法研究，明确“可观、可测、可调、可控”技术要求，建立相应的调度运行机制，合理安排并主动优化电网运行方式。

对于存量具备条件的分布式光伏发电项目，电网企业、分布式光伏发电项目投资主体应当根据产权分界点，加大投资建设改造力度，提升信息化、数字化、智能化水平，以实现“可观、可测、可调、可控”，保障分布式光伏发电高效可靠利用和电力系统安全稳定运行。

第三十九条 分布式光伏发电可独立或者通过微电网、源网荷储一体化、虚拟电厂等配电环节新型经营主体聚合的形式参与调度。电网企业及其调度机构进行调度应当做到公开、公平、公正，保障电网安全稳定运行。

分布式光伏发电项目与用户开展专线供电的，发电、用电双方应当按照有关规定承担输配电费、系统运行费用、政府性基金及附加等，公平承担相应的责任和义务。

第四十条 分布式光伏发电项目投运后，项目投资主体可自行或者委托专业化运维公司等第三方作为运维管理责任单位。项目投资主体、有关设备制造供应商、运维管理责任单位应当严格执行调度运行、网络安全与数据安全等有关管理规定，并网的分布式光伏发电仅应当按照调管关系接受相应平台的远程调控，禁止擅自设置或者预留任何外部控制接口，并加强涉网设备管理，配合电网企业及其调度机构做好并网调度运行管理，不得擅自停运或者调整涉网参数。

第四十一条 项目投资主体可根据电力用户负荷、自身经营状况等情况，按照第七条规定变更上网模式一次，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，项目投资主体与电网企业及其调度机构应当重新签订并网调度协议和购售电合同。

第四十二条 省级能源主管部门按照国家能源局关于可再生能源项目建档立卡工作有关要求，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。分布式光伏发电项目应当在建成并网一个月内，完成建档立卡填报工作。

自然人户用分布式光伏发电项目原则上由电网企业负责填报并提交相关信息；

非自然人户用、一般工商业、大型工商业分布式光伏发电项目应当由项目投资主体负责填报，电网企业提交相关信息。

每个分布式光伏发电项目的建档立卡号由系统自动生成，作为项目全生命周期的唯一身份识别代码。

各地能源主管部门应当按备案地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。电网企业按照第五条规定做好分类统计和监测。

第四十三条建档立卡的分布式光伏发电项目按全部发电量核发绿证，其中上网电量核发可交易绿证，项目投资主体持有绿证后可根据绿证相关管理规定自主参与绿证交易。

第四十四条 市级能源主管部门组织、指导电网企业以县级行政区域为单元，按季度公布分布式光伏发电并网及消纳情况，并做好预测分析，引导理性投资、有序建设。对分布式光伏发电项目投资主体等有关方面反映的问题，地方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。

第四十五条 鼓励分布式光伏发电项目开展改造升级工作，应用先进、高效、安全的技术和设备。分布式光伏发电项目的拆除、设备回收与再利用，应当符合国家资源回收利用和生态环境、安全生产等相关法律法规与政策要求，不得造成环境污染破坏与安全事故事件，鼓励分布式发电项目投资主体为设备回收与再利用创造便利条件。

第七章 附  则

第四十六条 本细则由河北省发展和改革委员会负责解释。

第四十七条 本细则自发布之日起施行，有效期两年，与该细则不一致的，以该文件为准。

第四十八条 对于2025年1月23日前已备案（包括发布之日后变更备案信息的分布式光伏发电项目）且于2025年5月1日前并网投产的分布式光伏发电项目，仍按原有政策执行。

对于本细则印发之日前已按照《分布式光伏发电开发建设管理办法》备案且于2025年12月31日前并网投产的一般工商业分布式光伏发电项目，不作年自发自用电量比例要求。