近日，安徽省合肥市发改委发布<<关于进一步规范分布式光伏发电开发建设及运行管理工作的通知>>，文件指出，各县(市)区发改委、开发区经发局应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。分布式光伏发电项目在暂无可开放容量地区排队时，供电公司应告知用户可通过配储实现所在地区并网接入，并同步告知配储比例，供用户决策参考。依托存量负荷建设的分布式光伏发电项目，在红色区域原则配备不低于装机容量100%、2小时新型储能设施。
各县（市）区发改委、开发区经发局，国网合肥供电公司：
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）《安徽省能源局关于贯彻落实〈分布式光伏发电开发建设管理办法〉的通知》（皖能源新能函〔2025〕40号）要求，结合我市现行相关政策，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
各县（市）区发改委、开发区经发局认真落实文件要求，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，提高经济社会综合效益。结合本地区经济社会发展规划，综合考虑电力供需形势、系统消纳条件、电网接入承载力等，统筹集中式与分布式新能源开发布局，加快实施工业园区、公共建筑等具备建设条件的典型场景分布式光伏全覆盖行动。
二、规范分布式光伏发电备案管理
各县（市）区发改委、开发区经发局应制定并公开分布式光伏发电项目备案服务指南，列明备案所需项目信息内容、办理流程及办理时限要求等，在办理备案时及时告知风险、义务、安全要求等情况。
（一）场址证明材料。分布式光伏发电项目备案主体需提供正式的房屋产权证明或土地权属证明。利用居民住宅、庭院及农村公共建筑建设的分布式光伏发电项目，无房屋产权证明、土地证或宅基地证的，可由乡镇或街道及以上人民政府据实出具房屋物权证明，作为发电地址权属证明材料。户用光伏项目办理备案时，用电户名与新装屋顶光伏户主身份证明一致的，无需提供产权证明。利用非自有场所建设的，需提供与建设场所所有权人签订的使用或者租用协议；利用楼宇屋顶或外墙等公共部位建设，需提供涉及公共部位的物权所有人或被授权管理单位出具的证明材料。
（二）户用光伏备案。由供电企业代理备案的自然人户用分布式光伏项目，属地供电公司受理业务时，应提前告知客户代理备案周期、频次及备案不通过等潜在风险。鼓励自然人通过“安徽省投资项目在线审批监管平台”提交备案申请材料，属地发改部门对提交材料进行审核，实现线上备案。
（三）光伏并网要求。分布式光伏发电项目建设前，需按相关法律法规要求，完成选址意见、规划许可、安全生产、房屋结构安全等手续的办理，并向属地供电公司正式申请办理接入方案。未申请项目，供电公司不予办理电网接入手续。对自然人户用分布式光伏项目，由供电公司直接向项目投资主体提供典型接入方案；对于接入380/220伏低压配电网的非自然人户用、一般工商业分布式光伏项目，由供电公司直接向项目投资主体提供典型接入方案，若项目投资主体不认可该方案，可自行委托具有相应资质的设计单位开展接入系统设计；对于接入10千伏的非自然人户用、一般工商业分布式光伏项目，大型工商业分布式光伏项目，由项目投资主体委托具有相应资质的设计单位开展接入系统设计，供电公司做好配合工作，及时一次性提供所需的基础资料。
三、超期分布式光伏发电项目清理
各县（市）区发改委、开发区经发局建立超合理建设周期未开工分布式光伏发电项目（以下简称超期项目）清退机制，及时释放消纳空间，提升电网资源利用效率，服务新能源更好更快并网。
（一）组织现场核查。每季度末，属地供电公司应对核查时间点前溯12个月前已取得电网接入系统方案但未并网发电的项目，组织开展现场核查。梳理汇总现场未开工的项目形成超周期项目清单，属地发改部门做好配合（现场未开工指现场未安装逆变器或光伏组件安装不足10%）。
（二）及时通知公示。供电公司采取书面函告形式，并在属地发改部门网站连续挂网公示一个月，通知超期项目单位加快项目建设。超期项目单位应在收到书面函告后的5个工作日内，或在属地发改部门网站公示期间，书面反馈属地发改部门、供电公司项目合理建设计划，并于15天内开工建设（以现场安装逆变器或安装10%及以上光伏组件为标志）。接入系统方案超期的，项目单位及时向供电公司申请延期。
（三）终止并网流程。对未在规定期限内书面反馈合理建设计划或规定期限内仍未开工的项目，供电公司将终止其并网流程，并向属地发改部门报备。
四、接入受限区域开发建设要求
各县（市）区发改委、开发区经发局应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。
（一）主动公开信息。分布式光伏发电项目在暂无可开放容量地区排队时，供电公司应告知用户可通过配储实现所在地区并网接入，并同步告知配储比例，供用户决策参考。
（二）明确配储标准。依托存量负荷建设的分布式光伏发电项目，在红色区域原则配备不低于装机容量100%、2小时新型储能设施，储能装置应随光伏项目同步规划、同步建设、同步投运，与新建分布式光伏发电项目在同一受限接入层级内的新型储能租赁容量视同配建容量。与新增用电户在同一用地红线内的新建全部自发自用分布式光伏发电项目，不受可接入容量限制。
（三）加强运行监测。供电公司应加强分布式光伏发电配储项目运行情况监测，根据需要开展项目周边电网及上级电网运行评估。
五、加强智能化调控装置监督检查
加装分布式光伏项目（含户用、工商业）的“可观、可控、可测、可调”智能化调控装置（以下简称“四可”装置）是保障电网安全、实现高效调度的重要技术手段，任何单位或个人不得擅自拆除、停运或调整其功能及参数。各县（市）区发改委、开发区经发局在项目备案时，应做好“四可”装置要求的告知。
（一）积极配合加装。对于存量项目，应逐步实现“四可”功能全覆盖，若“四可”功能不完善，供电公司、分布式光伏投资主体应当根据产权分界点开展“四可”建设改造，提升分布式光伏发电接入电网承载力和调控能力。新建项目并网时，必须按要求配置“四可”功能，并经供电公司验收合格后方可接入。
（二）定期开展检查。供电公司应定期组织专项检查，重点核查“四可”装置的完整性、运行状态及数据上传情况，检查结果应及时向属地发改部门报备。
（三）违约处理措施。对检查中发现擅自拆除、停运或调整“四可”装置的行为，视为损坏电力计量装置行为，根据《供电营业规则》下达整改通知单，项目单位应在5个工作日内整改完成，逾期未整改的，供电公司可依法采取解网等相关措施。
六、规范并网运行要求
所有分布式光伏项目逆变器出口电压应进行规范设置，并网电压380伏分布式光伏逆变器出口电压设置范围为353.4伏-406.6伏，220伏分布式光伏逆变器出口电压设置范围为198伏-235.4伏。
供电公司应加强分布式光伏运行监督管理，常态化监测辖区内分布式光伏逆变器出口电压。组织开展涉网检查，包括有无保护装置及投运情况、是否私自调整逆变器参数、电能质量是否合格、涉网设备是否存在安全隐患、是否造成电网运行风险等情况，对违反有关法律法规及文件要求的，应依规向用户和相关单位下达限期整改通知书，拒不整改的依规解网。
七、工作要求
（一）提升重视程度。属地发改部门要严格履行安全生产属地责任，协调有关部门，加大对分布式光伏项目的日常监管，协调化解项目建设过程中存在的矛盾纠纷问题，对违反相关规定的项目依法督促整改或拆除。供电公司要加强项目监测管理，及时发现并处理违规行为，处理结果及时向属地发改部门报送。分布式光伏业主单位应加强内部管理，确保分布式光伏项目安全规范运行。
（二）加强部门协作。属地发改部门、供电公司应加强沟通协作，共同推进治理工作。建立重要信息共享机制，定期会商处理问题、共享治理经验，必要时对存在严重违规行为的开发企业实施联合惩戒，加强有关企业项目备案审查，确保全链条治理闭环。
（三）加大政策宣传。属地发改部门、供电公司应就分布式光伏发电项目相关事宜向辖区内企业做好宣传工作，引导各方自觉遵守相关规定，共同维护电力系统安全稳定运行，推动分布式光伏健康有序发展。
本通知自发布之日起实施，有效期2年。视工作情况可适时调整，如与国家、省有关法律法规相抵触，以国家、省法律法规为准。
合肥市发展和改革委员会
2025年12月17日
