小编为大家整理了2023年四川省光伏电站开发建设条件要求及管理办法详情如下，看完之后如果还有疑问，或是想要了解更多内容，可以直接致电咨询，政策小编在线解答。
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　　第一章 总 则

　　第一条  为提升太阳能资源开发利用水平，规范高效推进光伏 电站开发建设， 促进光伏发电行业高质量发展， 根据《中华人民共 和国电力法》《中华人民共和国可再生能源法》《企业投资项目核准 和备案管理条例》《电力监管条例》《关于促进新时代新能源高质量 发展实施方案》《光伏电站开发建设管理方法》等有关规定，结合

　　四川省实际，制定本办法。

　　第二条  本办法适用于四川省行政区域内的集中式光伏电站

　　开发建设管理。分布式光伏发电管理另行规定。

　　第三条  省发展改革委（省能源局）在国家能源局指导下，负  责全省光伏电站开发建设的监督管理工作， 市（州）能源主管部门  在省发展改革委（省能源局）指导下，负责本辖区光伏电站开发建  设的监督管理工作。电网企业承担光伏电站并网条件的落实或认定、 电网接入、调度能力优化、电量收购等工作， 配合省发展改革委（省  能源局）分析测算电网消纳能力与接入送出条件。各级经济和信息  化、能源等电力管理有关部门按照国家法律法规和部门职责等规定，履行光伏电站安全生产管理责任，国家能源局派出能源监管机构履行光伏电站安全生产监管职责。

　　第二章 规划管理

　　第四条  光伏发展规划工作按照全省光伏资源开发管理办法

　　有关规定组织开展。光伏电站开发建设应符合各级光伏发展规划。

　　第五条  光伏规划选址应与国土空间规划、区域规划以及土地 利用、林业、农业、水利、交通、电力等其他专项规划衔接和协调， 符合生态环境分区管控要求， 符合能源高质量发展要求。规划选址 须避开光伏电站禁止开发区域， 避让耕地、生态保护红线、永久基 本农田、基本草原、天然林地、Ⅰ级保护林地、历史文化保护线、特 殊自然景观价值和文化标识区域、国家沙化土地封禁保护区（光伏 电站项目送出线路允许穿越）、军事用地、文物保护区、宗教敏感区、民俗保护区、地质灾害易发区等区域。

　　第六条  光伏资源评估应满足相关规范要求，收集规划场址周 边参证气象站近 10 年以上实测数据，对光伏电站所在地太阳能资 源进行分析与评估，工程站址区域附近气象站无可供利用的太阳辐 射观测数据时，应注明选择的推算数据方法及经论证后的再分析数 据。鼓励按照半径不超过 100 公里设立测光塔或测风测光同塔开展 实地测光， 有效观测期不低于 1 年，所获取的太阳能资源资料交由县级能源主管部门汇总整理，纳入全省太阳能资源数据库。

　　第七条  光伏场址宜优先使用不大于 25 度的坡地，满足水土保持规范要求； 区域工程地质、岩土物理力学性质等工程地质应满 足光伏电站建设要求； 实行水风光一体化开发项目， 原则上选择直 线距离水电站 60 公里范围内的光伏场址； 根据电网建设现状和规 划情况， 优先选择接入条件好、 送出工程距离适中、交通运输和施工安装条件较好的项目开发。

　　第八条  鼓励实施多能互补开发，利用已有送出通道打捆送出； 鼓励统筹当地土地利用特点实施“ 光伏+” 开发，实现多能互补和综合利用。

　　第九条  光伏发展规划按照“适度超前、网源协同” 的原则，结 合光伏场址接入送出条件、消纳条件、多能互补条件，进行市场需 求分析、光伏规划布局、开发时序论证， 加快太阳能资源科学开发利用。

　　第十条  能源主管部门根据光伏发展规划，统筹做好配套电网 规划； 电网企业按照适度超前原则，加快配套电网建设， 实现网源同步，协调发展。

　　第三章 开发管理

　　第十一条  光伏电站结合地方发展需要和本地实际，分类确定 为并网发电项目和离网型发电项目，其中并网发电项目包括保障性并网项目和市场化并网项目。

　　第十二条  保障性并网项目指完成国家能源局下达四川省年度非水电最低可再生能源电力消纳责任权重所必需的新增并网项 目， 由电网企业实行保障性并网。省发展改革委（省能源局）组织 电网企业， 根据全省可再生能源发展规划目标、年度非水电可再生 能源电力消纳责任权重目标、电力系统接入消纳条件等， 确定全省 保障性并网项目年度开发规模。其中， 按照省人民政府关于加快推 进多能互补电源建设激励措施有关要求确定的激励项目纳入保障性并网项目范畴。

　　第十三条  市场化并网项目指对于保障性并网范围以外仍有 意愿并网的项目， 可通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式 落实并网条件后， 由电网企业予以并网； 并网条件主要包括配套新 增的抽水蓄能、储热型光热发电、火电调峰、新型储能、可调节负 荷等灵活调节能力。省发展改革委（省能源局）组织电网企业，根 据国家对市场化并网项目有关要求、新能源利用率等， 每年测算公 布市场化并网项目调峰能力挂钩比例下限。配套新增调峰项目应与 光伏电站同步规划、同步建成、同步并网。鼓励光伏电站开发企业自带用电负荷， 增加消纳能力。

　　第十四条  离网型发电项目指光伏电站系统不与电网连接，光  伏发电不上网， 电力就地转化运输或就近发电使用。鼓励市（州） 在电网薄弱区域， 结合光伏制氢等应用场景， 合理规划离网型发电项目，能建尽建。

　　第十五条  光伏电站开发权执行全省光伏资源开发有关管理规定，采用市场化优选、依申请批准两种方式，按照规定程序授予。

　　第十六条  在省发展改革委（省能源局） 指导下， 市（州） 能 源主管部门组织编制市（州）光伏电站年度开发建设方案， 明确项 目清单、 项目并网类型、开发模式、建设投产时间、建设要求、接 入送出建议方案、保障措施等内容， 每年 1 月份、6 月份（各地可 结合实际， 一次性或分批确定项目清单）上报省发展改革委（省能 源局）审定后， 及时向社会公布并报备国家能源局。纳入光伏电站 年度开发建设方案的项目，须已按程序明确开发权， 电网企业应及 时办理电网接入手续。鼓励市（州）能源主管部门采用建立项目库的管理方式，做好光伏电站项目储备。

　　第十七条  纳入光伏电站年度开发建设方案的项目法人按照 规程规范开展项目前期工作， 省发展改革委（省能源局）依法对项 目进行备案。光伏电站项目备案容量原则上为交流侧容量（即逆变 器额定输出功率之和，其中海拔 4000 米以上的超高海拔光伏电站按照设备厂商提供的功率曲线降容修正后的容量作为额定容量）。

　　第十八条  市（州）各级能源主管部门要规范市场化配置资源 条件，按政策规定实事求是提出合理诉求，杜绝不当市场干预行为，营造良好营商环境。

　　第四章 技术方案编制

　　第十九条  项目法人取得光伏电站开发权后，按照国家有关规定、规程规范要求，及时开展项目可行性研究阶段工作， 组织编制 光伏电站技术方案，并委托具备相应资质的技术咨询单位评审后报备省、市（州） 能源主管部门。

　　第二十条  光伏电站应根据地形、地质条件开展项目总体设计， 以集约、节约用地为原则， 土地利用严格执行自然资源主管部门关  于光伏电站用地控制指标有关规定。光伏场尽量减少土石方开挖，  减少工程扰动， 减少对原有植被的破坏， 减少雨水集中冲刷， 防止  水土流失；场内升压站（或开关站）、运行管理用房等设施建设，尽  量做到挖填平衡， 减少弃土弃渣； 加强场区汛期防洪和地质灾害防  治，干旱地区应注重场内雨水收集和利用。涉及土地综合利用的，  应明确土地综合利用方式及商业模式。鼓励采用新技术、新工艺、新设备、新材料。

　　第二十一条  鼓励采用先进技术，单晶硅、多晶硅、薄膜等组 件平均光电转换效率、衰减率应满足光伏制造行业规范条件（2021 年本）及后续修订要求， 技术先进性和可靠性应达到市场主流产品 要求；鼓励采用跟踪、固定可调等多元化系统优化方案； 光伏电站 容配比根据有关技术标准和规程规范要求科学合理确定，原则上选 取技术经济性最优容配比进行建设；原则上采用单面组件的光伏电 站系统效率不低于 81%，采用双面组件的光伏电站系统效率不低于84%，并根据光伏技术进步不断更新。

　　第二十二条  方阵布置根据建设方式和土地利用方式设计，尽量整齐美观，节约土地， 方便后期运行维护，发挥综合利用效益。 支架基础型式应结合项目所在地土地性质、地质条件、建设方式等 因素确定， 优先采用对地面扰动小的微孔灌注桩、螺旋钢桩及静压 桩等基础型式， 限制使用大开挖方式的基础型式。支架高度应根据 地表植被的生长成熟高度和光伏项目建设方案科学合理确定，原则 上， 非综合利用项目光伏板前端下沿高度不低于 0.8 米； 农光互补 项目光伏板前端下沿高度不低于 1.5 米； 涉及使用林地的，须采用 林光互补模式， 光伏支架最低点应高于灌木高度 1 米以上； 涉及使 用草原的， 鼓励采用草光互补模式，年降水量低于 250 毫米的区域， 光伏板前端下沿高度不低于 1 米， 年降雨量 250 毫米—400 毫米的 区域， 光伏板前端下沿高度不低于 2 米。每列光伏板南北方向应合理设置净间距， 确保地表植被正常生长状态。

　　第二十三条 根据用地性质、地质条件选择合适的集电线路方 案。原则上植被较好地区采用架空线路架设，草地、林地、石漠化 土地等生态敏感地区尽量减少对植被的破坏， 造成水土流失。利用 草地建设的光伏电站项目， 原则上箱变、集中式逆变器禁止采用大开挖方式的基础形式。

　　第二十四条  结合区域电网现状及规划、项目实施方案， 初步 分析电站接入方案，论证消纳情况，并说明多能互补、储能配置等 方案。单独开发的光伏电站原则上按照不低于装机容量 10%、储能时长 2 小时以上配置新型储能， 鼓励水风光一体化、抽水蓄能+风光等多能互补一体化电站配置新型储能。

　　第二十五条  鼓励光伏电站采用智能运维技术，提高运维水平； 鼓励项目法人通过市场化手段， 选择专业化公司开展智能化、集约化、规模化运维服务，提高发电效率、降低运维成本。

　　第五章 建设管理

　　第二十六条  光伏电站备案后，项目法人应办理环境影响评价、 水土保持评价等相关报建手续，依法选择具备相应资质的参建单位， 完成工程质量监督注册，按照建设工程有关规定和承诺时限及时开  工建设， 同步报告项目所在县级能源主管部门。 原则上光伏电站备  案后 6 个月内应实现项目开工建设。 光伏电站开工以主体工程（光伏场区桩基）施工为标志。

　　第二十七条  项目法人应严格质量管控，建立健全质量管理体 系， 明确参建单位质量管理责任， 强化主要设备、主要材料检验检 测管理和光伏支架基础等关键环节质量控制，按照工程进度主动申报质量监督检查并及时完成整改闭环。

　　第二十八条  项目法人负责电站建设运营，是光伏电站安全生 产责任主体。项目法人应建立健全安全管理制度， 严格落实首席安 全官、安全员制度，建立责任清单、风险管控清单， 督促参建单位 严格执行安全生产“ 三同时”制度，做到文明施工。强化重大危险源和危险性较大的分部分项工程安全管控， 加强隐患排查， 制定应急预案， 做好森林草原防灭火、防洪度汛、地灾防治等工作， 确保施工安全。

　　第二十九条  光伏电站建设应选用对环境影响较小的施工方 案， 从光伏支架基础形式、道路和集电线路方案、施工组织等方面 开展优化工作， 土石方工程宜综合平衡， 减少项目占地面积、减少 土石方开发。严格落实“ 三同时”制度，按照批复的环境保护和水土 保持方案， 强化工程措施， 及时开展生态环境修复， 防止水土流失和环境破坏。

　　第三十条  光伏电站施工道路和运维道路应尽可能利用既有 道路、通村公路、现有森林（草原） 防火通道、林区道路、乡村道 路等道路。进场道路建设标准不低于泥结碎石道路， 升压站内道路 可采用泥结碎石、混凝土路面或是沥青路面； 阵列区不得建设混凝 土或沥青路等永久性道路； 临时施工道路在工程建设完成后， 应及时恢复到原有地貌。

　　第三十一条  采用林光互补开发项目， 应采取有效措施， 确保 灌木覆盖度等生长状态不低于林光互补前水平；按规定使用灌木林 地的， 施工期间应办理临时使用林地手续， 运营期间相关方签订协 议，电站服务期满后应当恢复林地原状。采用草光互补开发项目，应采取有效保护措施，确保光伏板下生态修复和有效管护。

　　第三十二条  项目备案后原则上不得变更项目法人、建设地点、建设规模及主要内容。确需变更的，由原备案机关按照有关规定办理。

　　第三十三条  备案后一年内未开工建设的项目（不可抗力因素 除外），由原备案机关予以废止， 项目法人纳入省新能源开发建设 不良信用记录；未在规定或承诺时限内建成投产的项目（不可抗力 因素除外），由原备案机关组织清退， 项目法人纳入省新能源开发建设不良信用记录。

　　第六章  电网接入管理

　　第三十四条  光伏电站配套电力送出工程（含汇集站， 下同） 应与光伏电站建设相协调。电网企业应根据全省光伏发展规划、年  度开发建设方案等， 结合输电通道规划建设周期长， 新能源项目建  设短、平、快的实际，及时优化电网规划建设方案和投资计划安排，  适度超前、统筹开展光伏电站配套电网建设和改造， 加快构建新型电力系统。

　　第三十五条  光伏电站项目法人负责投资建设项目场址内集 电线路和升压站（开关站）工程， 原则上电网企业负责投资建设项 目场址外配套电力送出工程。电网企业建设有困难或规划建设时序 不匹配的光伏电站配套送出工程， 允许项目法人投资建设， 由电网企业在双方协商同意后依法依规回购。

　　第三十六条  电网企业建立完善新能源云等信息平台， 实现光伏电站项目接网全流程线上办理， 提高接网申请审核效率。光伏电站项目法人在纳入年度开发建设方案后 20 个工作日内向电网企业 提交接入系统设计方案报告， 电网企业按照电网公平开放的有关要求在规定时间内出具书面回复意见。

　　第三十七条  电网企业按照国家有关技术标准和管理规定，在 项目并网前， 与项目法人签订并网调度协议和购售电合同， 配合开 展光伏电站涉网设备和电力送出工程的并网调试等。涉网设备须通 过经国家认可的检测认证机构检测认证， 经检测认证合格的设备，电网企业非必要不得要求重复检测。

　　第三十八条  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，按照有关规定保障光伏电站安全高效并网运行。

　　第七章 验收管理

　　第三十九条  光伏电站完成土建及机电设备安装调试， 至少建 成一条完整集电线路，电站送出工程具备送电条件， 在参建单位质 量验收合格、专项验收合格、质量监督机构对照审定的电站技术方 案复核出具了具备启动试运行结论、并网发电事项办理完成后， 项 目法人及时向省发展改革委（省能源局）报送启动验收申请， 经书 面同意后， 按照有关规程规范要求组织开展启动验收工作。光伏电站启动验收通过后可投入系统调试和并网商业运行。

　　第四十条  光伏电站在完成环保、水保、消防、劳动安全卫生、档案、竣工决算及审计， 以及其他规定的各项专项验收， 取得专项 验收意见一年内，项目法人应按照有关规程规范及时组织项目竣工验收。

　　第八章 事中事后监管

　　第四十一条  省、市（州）能源主管部门根据职能职责， 加强 光伏电站开发建设事中事后监管，督促项目法人落实首席安全官、 安全员制度， 确保工程质量和施工安全。项目法人、参建单位要自觉接受并主动配合各级能源主管部门及其派出机构的监督管理。

　　第四十二条 严禁未批先建和违规建设。重大变更未按规定履行变更手续的光伏电站，不得开展工程验收和投入商业运行。

　　第四十三条  光伏电站应按照有关标准和要求，在建设阶段同 步配置信息化系统， 实现光伏电站和升压站内的信息采集、调度监 控、信息传输和光伏发电功率预测等。相关信息系统与主体工程同 步建成、同步验收。同时按照国家能源主管部门有关要求， 及时在 国家可再生能源发电项目信息管理平台、四川省投资项目在线审批 监管平台注册，项目备案后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， 根据项目进度动态填写、更新项目建档立卡内容。

　　第四十四条  鼓励光伏电站投产发电后，项目法人根据国家可再生能源绿色电力证书有关管理规定，及时申领和交易项目绿证，提升项目综合效益，促进可再生能源电力消费。

　　第四十五条  鼓励光伏电站建成并网发电满一年后，项目法人  组织开展项目后评价工作，对项目实施过程、生产运行、环境影响、  财务效益、社会效益、可持续发展（太阳能资源评估的准确性、光  伏电站性能等） 进行全面评估， 提出对策建议， 报备省、市（州）能源主管部门。

　　第四十六条  支持光伏电站根据项目后评价成果，结合技术进 步和接网消纳条件， 报经省发展改革委（省能源局） 同意后， 因需 在原建设场址区开展改造升级工作， 应用先进、高效、安全的技术 和设备。光伏电站的拆除、设备回收与再利用， 应符合国家资源回 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，鼓励项目法人为设备回收与再利用创造便利条件。

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