2013年以来，光伏电站建设速度明显加快，但与此同时，部分地区光伏电站与配套电网建设不同步、项目管理不规范、标准和质量管理薄弱的问题也很突出。为进一步规范光伏电站建设和运行管理，提高光伏电站利用效率，保障光伏发电产业健康有序发展，现将有关要求通知如下;
一、加强太阳能光伏电站规划管理工作。国务院能源主管部门统筹制定全国光伏电站开发规划，建立和完善光伏电站规划滚动调整机制。省级能源主管部门根据全国光伏电站开发规划，结合本地区电力消纳条件及电网规划、建设和运行等情况，编制本行政区域光伏电站开发规划和年度计划建议。规划内容应当包含发展目标、主要任务、区域布局、重点项目、实施进度、配套电网建设、服务体系和保障措施等。
二、统筹推进大型光伏电站基地开发规划。将太阳能资源丰富、电网送出条件良好、具备大规模光伏电站开发潜力的大型光伏电站基地开发规划统一纳入全国光伏电站开发规划和年度计划。国务院能源主管部门会同各省（区、市）能源主管部门组织编制大型光伏电站基地开发规划，鼓励结合调节性能好的水电站等常规能源电站建设多能互补光伏电站基地。鼓励结合特高压输电通道建设包括光伏发电在内的清洁能源发电基地。
三、以年度规模管理引导光伏电站与配套电网的协调建设。各省（区、市）能源主管部门应根据国务院能源主管部门头筹确定的光伏电站年度指导规模和布局原则，及时明确光伏电站项目，并与电网企业衔接电力送出工程。电网企业应按国务院能源主管部门下达的年度规模和布局原则，同步确定配套电网建设的资金预算，在省级能源主管部门明确项目名单后及时安排配套电力送出工程建设。电网企业要简化内部审批程序，缩短企业内部决策流程。
四、规范项目配置方式和管理。各级能源主管部门应按照《光伏电站项目管理暂行办法》等要求，会同政府相关管理部门及电网企业，明确光伏发电项目备案管理流程，做好政府对项目的备案管理和电网接入程序的衔接。各地区要制定规范的投资准入条件，科学安排项目布局和建设规范，鼓励各地区采取招标、竞争性比选等方式选择资源条件好、建设条件落实、技术指标先进的项目，并且有利于市场消纳和降低电价。
五、加强电网接入和运行服务。各级电网企业应按照能源主管部门的要求，研究光伏电站的电力送出和市场消纳总体方案，配合开展光伏电站开发规划及年度计划编制工作，合理安排配套电网建设，落实光伏电站项目接网条件；严格按照《光伏电站项目管理暂行办法》和《光伏发电运营监管办法》要求，在规定时限内完成电网接入信息，审核设计方案、并网调试、竣工检验等环节并网服务工作。
六、加强项目建设运行质量管理。国家能源主管部门组织有关技术机构建立健全光伏产品，光伏电站建设和运行的标准体系。各级能源主管部门按照国家能源局有关光伏产品，光伏电站建设和运行质量管理要求，监督本区域内的光伏产品质量，光伏电站建设和运行安全。
接入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。
七、加强检测及信息统计和披露。各级能源主管部门要将光伏电站项目备案、建设、运行及补贴发放等信息的监测、统计和披露等工作作为加强事中事后监管的重要手段。地方能源主管部门应按照《国家能源局关于印发加强光伏产业信息检测工作方案的通知》（国家新能[2014]113号）及《国家能源局综合司关于加强光伏发电项目信息投机及报送工作的通知》（国能综新能[2014]389号）等有关要求，及时向国家能源主管报送有关信息，并做好相关信息披露工作；国家能源主管部门加强信息监测、统计和披露，并将弃光限出力等重要信息作为制定光伏电站开发规划、年度实施计划等行业管理政策的重要依据。弃光限出力较严重的地区。原则上停止下达该地区年度新增指导性规模指标。
八、加强光伏电站并网运行和调度管理。电网企业应进一步采取智能化调度运行技术和管理措施，优化光伏电站规模较大的甘肃、青海、新疆和宁夏等地区的电网调度和运行管理机制，统筹系统内火电、水电等调峰电源与光伏电站的配置和协调运行，深入挖掘系统调峰潜力，确保符合规划和技术标准的光伏电站优先上网和全额收购。各地区能源监管机构要加强对光伏电站并网运行的监管，对发生光伏电站电力送出受限的区域，要查明原因，督促电网企业在规定期限内整改，要将相关情况纳入光伏发电专项监管报告，并向社会公开有关信息。
相关政策阅读：
国能综新能[2014]389号《国家能源局综合司关于加强光伏发电项目信息投机及报送工作的通知》
国家新能[2014]113号 《国家能源局关于印发加强光伏产业信息检测工作方案的通知》
