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国家认监委关于提升认证机构数字化 管理能力的指导意见(2025—2029年)

2025-10-21 00:00:00 浏览量:284

各认证机构:

在认证活动中建立健全数字化管理手段和能力,是提升认证有效性和公信力的重要保障。为引导认证机构加大数字化基础设施投入,加强数字化能力建设,提高认证关键环节的质量管控能力与效率,现就提升认证机构数字化管理能力提出如下意见

一、总体目标

全面落实《质量强国建设纲要》《“十四五”市场监管现代化规划》的要求,充分运用云计算、大数据、人工智能等数字化技术和手段,实现质量认证全过程数据可追溯,推动数字化治理模式创新,以数字化管理能力的提升推动质量认证行业高质量发展。

2025年,拟订《认证机构数字化管理技术指南》行业标准,指导质量认证全行业明确数字化管理的工作路径和方向;指20家以上认证机构发挥数字化管理能力示范作用,全面实现覆盖认证全过程的数字化管理和安全可靠的数据追溯100以上认证机构初步实现覆盖认证业务关键环节的数字化管理,认证流程的规范性和数据追溯能力有明显提升。

2029年,《认证机构数字化管理技术指南》行业标准得到全面落实和应用;60%以上认证机构实现覆盖认证全过程的数字化管理和数据可追溯;指导30家以上的认证机构发挥数字化管理能力标杆作用,运用数字化管理工具赋能认证业务发展,具备技术先进、安全可靠的数字化基础设施和优质的专业性人才,运用数据分析、数据加工等数字化应用能力服务认证业务创新实践;100家以上认证机构全面实现覆盖认证全过程的数字化管理和安全可靠的数据追溯,认证流程的规范性、认证风险防控得到全面提升;全行业初步建成基于数字化管理的统一、规范、高效、可靠的认证服务市场体系。

二、建立健全数字化管理手段和运行机制

(一)加强覆盖认证全过程的数字化管理平台建设。支撑认证机构日常业务运行的数字化管理平台是认证机构实现数字化管理的基础手段,体现认证机构的技术能力、管理水平和竞争力。认证机构应根据组织规模、业务特点,不断加强覆盖认证业务全过程的数字化管理平台建设,实现认证申请、审核策划与实施、认证决定、证书管理和证后监督等关键认证活动的数字化管理和数据追溯,完成信息公示、数据上报和统计报告等管理要求,以进一步规范认证流程、增强风险管控、优化认证服务、提高运营效率。认证机构应持续保障必要的资源投入,确保数字化管理平台的可用、可靠、可扩展,不断提升数字化管理平台的业务支撑和综合管理能力。

(二)建立规范认证流程的数字化管理工作制度。认证机构应围绕认证流程的规范管理,建立清单化的数字化管理工作制度和更新机制,通过制定业务流程管理规范、平台操作使用规范等内部管理性文件,保证认证流程和要素的完整性,强化数字化管理工作制度对规范认证流程的约束作用。

(三)提高认证基础数据质量。认证业务基础数据的质量是认证机构数字化管理能力的核心要素。认证机构应实现对基础数据的收集、产生和加工的规范处理。一是加强证书编号、认证依据、组织名称、组织地址、统一社会信用代码、业务范围等基础数据管理,保证认证证书相关信息的真实性和准确性。二是对重要的基础数据实施结构化管理,重点实现手工输入数据的字典化、业务数据的结构化以及审核依据和评价结论的条款化等。三是强化对基础数据的技术校验,重点是基于认证业务领域代码、国家地区区域代码、经济领域分类代码、基础字典等,通过数据类型匹配、数据来源验证、数据自动生成等方式,建立对结构化数据的自动校验手段,最大限度降低手工操作出错率。

(四)确保认证数据的可靠性和可追溯性。一是通过数据备份、数据复用等技术手段,确保认证数据的可靠性,防止未经授权的访问和数据泄露。二是通过数字签名、时间戳等技术手段,确保业务数据处理活动的全过程可追溯。三是鼓励认证机构逐步实现电子档案替代纸质文件,对认证活动产生的记录、报告、结论、证书等档案文件,以不可篡改的文件格式(OFD等)实现电子档案的可靠存储与交换。

三、强化数字化管理支持工具的赋能作用

(五)认证审核管理数字化支持工具。认证审核活动的实施与管理是确保认证有效性的关键环节。鼓励认证机构开发和使用数字化审核管理支持工具,更好支撑审核活动的可追溯性,减少人员工作量和出错率。一是实现审核活动关键过程的数字化协同与信息确认,做到从审核计划到审核问题关闭过程的多方线上协同,以及审核工作实施与取证环节的线上线下融合等。二是实现审核计划与报告的辅助性自动生成,做到基于线上任务管理的审核任务自动分配和跟踪管理,基于结构化数据的审核方案和报告的自动编制等。三是实现审核问题描述与整改验证措施的智能化匹配和闭环管理。四是实现审核计划、审核结果等应上报信息的自动化、无人工操作的即出即报。

(六)认证风险管理数字化支持工具。认证风险管理是认证机构提升认证有效性和公信力的基础性管理措施。鼓励认证机构实现覆盖认证活动全生命周期的数字化认证风险管理。一是将具体的认证风险管理工作措施转化为数字化的认证风险管理模型,将现行的法规、认证规则等要求转化为业务信息流中可识别、可量化的数字化控制点或阈值,通过建立相应的触发和管控机制,实现覆盖认证业务全过程的风险管理,重点关注认证机构资质与人员能力的保持和符合性、审核方案与实施的合规性与公正性、信息上报的完整性和及时性等关键环节。二是建立各类人员工作强度数字化模型,动态识别工作强度区间指标,对超过合理区间的认证人员及其认证活动采取风险预警措施。三是建立数字化、自动化风险处置措施,对发现严重风险隐患的认证活动或结果,应触发自动化的证后管理处置措施,暂停或撤销相关认证证书,实现风险管理的及时性和规范性。

(七)获证组织信用信息管理数字化支持工具。质量认证是市场经济运行的信用管理工具,认证公信力离不开对相关信用信息的收集和管理。鼓励认证机构开发获证组织信用信息管理数字化支持工具,实现相关信用信息的及时、准确收集和有效利用。一是动态收集获证组织信用信息,依托国家企业信用信息公示系统、第三方信用信息平台等,通过数据接口、数据库导入等方式,实现对获证组织信用信息的动态收集,自动收集更新获证组织有关的违法失信记录、经营异常等信用信息。二是动态分析获证组织信用信息,重点关注违法失信、经营异常、地址变更、兼并重组等信息,研判获证组织关联证书的相互影响,为认证风险处置提供信息输入。三是推动建立和积极参与面向行业产业、认证联盟的信用信息共享机制,重点共享获证组织在证书转换、跨机构获证等过程中产生的认证关联信用信息,提升获证组织信用信息应用效率和水平。

四、加强数字化基础设施和数据安全保障能力建设

(八)加快数字化基础设施建设。算力、存储与网络是数字化管理平台安全稳定运行的核心资源保障。鼓励认证机构通过国家公共数字化基础设施的有效供给,利用云计算、大数据、人工智能等成熟的数字化产品,构建满足认证机构自身发展需要的高效、安全、可扩展的数字化基础设施。一是使用具有充足算力和扩展性的自建或云端服务器等方式,保障各类数字化业务平台的高效运行。二是利用互联网数据中心(IDC)资源,采用多链路组网等技术,实现全国范围高效稳定的网络和存储技术保障。三是主动使用我国自主可控的操作系统、数据库等软件工具。

(九)提升网络与数据安全保障能力。认证机构应根据我国《网络安全法》《数据安全法》等法律要求,参照《网络安全等级保护条例》等规定,确保认证业务数据的收集、处理和使用安全合规。一是鼓励认证机构自建或租赁的网络基础设施和数字化管理平台达到等级保护二级以上的技术要求。二是在日常参与国际组织、国家和地区之间的认证业务活动过程中,确保不出现任何形式的违规数据出境行为。三是确保获证组织有关信息的数据安全,加强对恶意入侵、篡改破坏、非法获取利用等违法行为的主动防范。

(十)夯实专业人才队伍建设。认证机构应积极建立专业化人才队伍,提升全员数字化意识和能力水平。一是建立一支兼备认证技术、系统设计、数据分析和数据安全能力的专业队伍,保障数字化管理平台的高质量建设和安全稳定运行。二是提升全员数字化意识和能力水平,加强数字化技能培训,激励全员积极运用各类数字化工具,全面提升数字化认证服务能力。三是鼓励认证机构在管理层设立首席数字官,负责数字化管理目标的制定、数字化管理平台及基础设施的建设等。

五、加强组织领导和示范引导

认证机构管理层应加强数字化管理工作的组织领导和统筹协调,细化工作措施和责任落实,持续加大资源和要素的投入。国家认监委将对实现全过程数字化管理和数据追溯的认证机构,在行政监管工作中直接采信认证机构的追溯数据,减少提供相关证明性资料;组织分享相关先进经验和工作成果,引导全行业加速提升数字化管理水平。

 

 

 

国家认监委

20251021日      

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工信部、水利部联合印发《节水装备高质量发展实施方案(2025—2030年)》 2025-10-22 00:00:00

各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团工业和信息化主管部门、水利(水务)厅(局):


现将《节水装备高质量发展实施方案(2025—2030年)》印发给你们,请结合实际认真抓好落实。


工业和信息化部

水利部

2025年10月22日




节水装备高质量发展实施方案(2025—2030年)


水是国家经济社会发展不可或缺的战略资源,节水装备是推进水资源节约集约利用的重要载体,也是保障国家水安全的基础和支撑。为贯彻落实《节约用水条例》,实施全面节约战略,提升节水装备自主创新和供给能力,加快构建节水型生产方式,特制定本方案。


一、总体要求

以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导,贯彻落实党的二十大和二十届二中、三中全会精神,全面贯彻习近平生态文明思想,完整、准确、全面贯彻新发展理念,深入践行“节水优先、空间均衡、系统治理、两手发力”治水思路,聚焦重点缺水、水资源超载、水环境敏感、水生态脆弱地区和重点领域用水需求,落实水资源刚性约束制度,建立健全工业节水减排政策体系,强化节水装备科技创新和产业创新融合发展,增强源头到末端的全链条节水装备保障和供给能力,推动节水装备制造业高端化、智能化、绿色化发展,为经济社会发展全面绿色转型提供有力支撑。

到2027年,重点领域供水、用水和循环利用等节水装备取得突破,掌握一批具有自主知识产权的核心技术,高效循环冷却、高端膜分离、智慧用水管控等技术装备实现产业化应用。节水装备标准体系更加健全,培育一批节水装备龙头企业和制造业单项冠军、专精特新“小巨人”企业,推动建立节水装备中试平台,形成大中小企业、产业链上中下游协同发展的良好生态。到2030年,构建覆盖全面、技术先进的节水装备体系,高性能、高效率、高可靠性的节水装备供给能力持续增强,节水装备制造达到世界先进水平。


二、增强供水装备技术创新水平

(一)净水装备。围绕工业用常规水净化过程关键技术装备,重点攻关高精度、大通量、低能耗且抗污染的过滤设备,提升对复杂水质的适应性。推广活性炭过滤器模块化集成设备,增强对有机污染物的去除能力。研发多介质、活性炭、精密过滤功能一体化的复合式过滤装置。推广紫外线与臭氧等高效协同的复合消毒设备,提高消毒效率,减少消毒副产物。研发新型软化设备,推广反冲洗水回收利用装置,提升离子去除效率和软化水得率。

(二)非常规水利用装备。以解决缺水、水资源超载、水环境敏感、水生态脆弱地区用水需求为重点,在工业领域积极鼓励非常规水利用,推动再生水、海水及海水淡化水、矿坑(井)水和微咸水等处理利用以及集蓄雨水收集利用等装备创新应用。将再生水作为工业生产用水的重要水源,开展再生水利用关键技术装备攻关。实施沿海工业园区海水淡化水替代行动,加大沿海工业企业、园区海水直接利用以及海水淡化技术装备应用力度,扩大海水利用规模。支持有条件的矿区及周边工业企业、园区积极采用矿坑(井)水分级处理、分质利用装置,用于煤化工、钢铁等行业生产用水。适度超前布局具有智能感知和响应能力的非常规水利用装备,实现复杂条件下多种污染物的高效选择性去除,提高非常规水处理效率。


专栏1 非常规水利用重点装备技术创新

1.再生水回用装置。研制针对再生水中复杂污染物具有强吸附能力的新型吸附材料。加快基于双膜(超滤、反渗透)工艺的污水资源化高品质回用技术推广应用,开发基于膜分离的碳源浓缩装备,推进厌氧膜生物反应器、厌氧氨氧化技术等示范应用,形成面向未来的再生水处理与资源化利用技术体系。


2.海水与微咸水处理装置。研制针对海水和微咸水的高效绿色阻垢剂,开发季铵盐类等广谱高效复合杀菌剂。攻克抗氧化、耐海水腐蚀、抗污染的高性能膜材料,提高膜的通量和使用寿命。突破多级水质精准调控装备,实现硬度、盐度、浊度的分级控制。开发紧凑型高压反渗透海水淡化装置,集成能量回收与膜污染自监测功能。优化微咸水梯度脱盐装置,耦合电容去离子与选择性电渗析技术,精准调控离子截留率。探索使用低成本碳膜、陶瓷膜、硅基膜等新型材料。加快高效能量回收装置、海水淡化与可再生能源耦合技术关键材料和设备攻关。


3.集蓄雨水与矿坑(井)水净化装置。研制一体化雨水高效收集装置、雨水净化技术和雨水调蓄设施,提高雨水资源的收集、存储和利用效率,增强供水可靠性。研发矿坑(井)水多级协同处理装备,实现重金属与悬浮物的同步去除。开发重金属离子靶向螯合剂,优化“化学沉淀—吸附—膜分离”组合工艺,研制高选择性离子交换树脂,构建矿坑(井)水处理与资源化利用系统。

(三)特殊用途水处理装备。面向工业领域用除盐水、无菌水、超纯水等不同水质需求,加快突破多元化制水关键装备瓶颈。聚焦工业用水品质升级与精细化管理要求,系统推进特殊用途水处理装备的集成化、智能化创新,深度融合膜分离、过滤吸附、离子交换等前沿技术与传统工艺,形成多种装备协同的复合式解决方案,实现对不同原水水质的精细化、定制化处理。针对特殊工业用水场景,研发模块化、专业化水处理装备,通过创新工艺与智能监测技术的有机结合,确保用水水质安全稳定。强化产学研用协同创新,集中攻克超纯水制备等关键技术难题,实现水质核心指标的精准控制。


三、提高重点用水装备节水效能

(四)洗涤装备。围绕不同工业清洗场景对清洁度、用水效率和微生物含量的差异化需求,重点突破高压高效喷淋装备,通过动态压力调控与多轴联动喷头设计,实现复杂工件表面的全方位、精细化冲刷,自动匹配最佳喷淋参数。研发多功能模块化工业清洗机,集成超声波、电解、高温蒸汽等多种清洗技术。突破洗涤水分级处理回用装备瓶颈,研发高效油水分离、重金属吸附与膜过滤集成装置。推广应用智能变频喷淋装备、撬装式洗涤水分级处理回用装备。探索超临界流体清洗机,实现零残留、高精度清洗。


(五)循环冷却装备。面向工业生产对冷却效率、水循环利用率及系统稳定性等要求,开展新型循环冷却装备结构优化与技术升级,创新传热结构设计,优化流体力学性能与散热机制,提升装备的显热传热效率与散热效能。重点攻关防垢、防腐蚀的高效运行处理技术,提升循环冷却水的浓缩倍数。推广模块化、集成化循环冷却装备,强化余热回收利用,构建能源梯级利用体系,实现工业冷却过程的节水节能降碳协同增效。前瞻布局相变储能冷却技术研发,利用相变材料独特的冷、热存储特性,创新循环冷却装备运行模式,有效提升工业冷却系统对负荷波动的响应能力与调节精度。

面向数据中心、通用算力中心、智能计算中心、超算中心等新型信息基础设施节水需求,因地制宜推广液冷、蒸发冷却、热管、氟泵等高效制冷散热装备,提高自然冷源利用率。鼓励设备冷却水、机房加湿等使用工业废水和生活污水处理后的中水或再生水,实现水资源跨行业梯级利用。深度融合人工智能技术和智能运维平台,通过实时监测、动态优化和精准调控,实现数据中心节水节能高效协同。


专栏2 循环冷却关键装备技术攻关

1.智能空气冷却器。重点攻关高效换热元件的结构优化与材质改良,通过改进翅片设计和采用新型材料,提升气热交换效率。研发智能风场控制技术,优化风机布局与运行策略,实现精准风量调节,提高冷却效果。推广应用集成高效换热与智能控制系统的新型空冷器,提升设备性能与冷却效果。


2.高效开式冷却塔。重点攻关高效淋水填料结构优化与材质改良技术,提升气水热交换效率,降低冷却能耗。突破智能节水型布水器设计工艺,实现均匀布水与精准流量控制,减少飘水损失。研发塔群等量布水装置,避免由于配管带来的进水口水量不均衡问题。开发智能水质监测与自动加药系统,实时监控水质变化,精准投加药剂防止结垢腐蚀。推广集成高效填料、智能布水、水质管控系统的高效开式冷却塔,耦合差异化节水消雾技术,提升冷却效率与节水性能。


3.闭式冷却循环装备。重点攻关高效热交换器与密封技术,优化换热管材质和结构,突破迅速泄水防冻和管外结垢技术,提高换热系数,增强抗腐蚀性能和密封可靠性。突破智能变频循环泵控制技术,实现流量与压力的动态调节。研发密闭式膨胀水箱精准稳压系统与在线泄漏监测装置,保障系统压力稳定与介质零泄漏。推广集成高效换热、智能调控、全密闭运行的闭式冷却循环装备。


4.数据中心液冷装备。重点攻关液冷服务器的模块化设计,以及液冷系统与数据中心现有架构的兼容性适配装备。研发冷却液—水双回路热回收与再生水补给接口,实现冷凝水、排液在线过滤回用,减少冷却系统新水取用。推广冷板式、浸没式、喷淋式液冷装备应用,通过封闭循环设计减少水资源蒸发损失。


(六)凝结水回收利用装备。聚焦工业热力系统节水需求,加快攻关凝结水回收利用关键装备,研发高效集成式凝结水回收装置,推动气液分离技术与智能调压、多级过滤、防腐阻垢等设备深度融合。攻克高温高压、高杂质工况下凝结水的稳定收集与高效净化难题,实现对不同行业热力系统凝结水的精准回收利用。研发高效节水型蒸汽疏水阀,提升疏水阀的密封性、耐腐蚀性和响应灵敏度,有效降低蒸汽泄漏率,保障蒸汽系统高效运行。研发模块化智能凝结水回收装备,集成温度、压力、水质传感器与变频控制设备,实现凝结水回收过程的自动监测与动态调控。


(七)高效节水灌溉装备。面向精细化、智能化灌溉需求,重点突破节水型微灌、喷灌关键装备与技术。研制高精度、抗堵塞的滴头与微压喷头,优化结构及材料设计,提升出水均匀性和使用寿命。开发长距离小流量滴灌带、智能灌溉控制系统,实现精准施灌。


四、突破废水循环利用装备技术瓶颈

(八)膜分离装备。围绕不同水质工业废水循环利用场景对膜分离装备的高效净化需求,重点攻关抗氧化、耐污染、高性能反渗透膜装置,将膜组件与预处理、后处理设备深度集成,实现高盐度、高硬度水质下的稳定运行。支持智能化膜分离集成系统,融合微滤、超滤、纳滤、反渗透等多种膜技术,集成水质传感器、智能控制系统与远程监控模块,实现多膜系统协同运行、自动监测与动态调控,实现工业复杂水质处理与水资源高效循环利用。


专栏3 膜分离关键装备技术攻关

1.微滤膜装备。重点攻关微滤膜高精度孔隙结构调控与表面修饰技术,优化膜的过滤精度和抗堵塞能力,提升乳化油分离效率,提高对悬浮物、胶体的截留精度与通量稳定性。突破微滤膜组件的强化过滤流道设计工艺,降低跨膜压力损失。研发智能脉冲反冲洗与在线完整性检测系统,实现高效排污与膜性能实时监测。推广融合高性能膜材料、创新流道结构及智能运维的模块化微滤膜装备,实现过滤过程的精准控制与高效运行。


2.超滤膜装备。重点攻关高通量抗污染超滤膜材料的改性技术,提升膜表面亲水性与机械强度,降低膜污染速率。突破超滤膜组件的错流强化设计工艺,优化水流分布与剪切力,增强抗堵塞能力。研制中空纤维超滤膜,攻克纳米级孔径控制与高通量性能。研发智能反冲洗与化学清洗协同控制系统,实现膜通量的高效恢复。结合模块化、标准化设计理念,实现超滤与微滤装备的灵活组合、快速组装与高效集成,提升循环水水质与系统运行稳定性。推广集成高性能超滤膜、自动反冲洗系统与水质监测功能的超滤膜装备。


3.纳滤膜装备。重点攻关高性能膜材料与抗污染技术,优化膜孔径分布和表面改性工艺,提升膜的选择性与耐化学性,降低膜污染速率。突破膜组件的集成化与智能化控制技术,实现高效分离与自动化运行。研发纳滤膜在线清洗与智能监测系统,实现污染预警和高效清洗策略自动优化。研制具有精准筛分功能的特种纳滤膜装备,解决高盐条件下重金属选择性截留率与膜稳定性协同优化的技术难题。推广集成高性能纳滤膜、优化流道结构、智能运维系统的工业用纳滤膜装备。


4.反渗透膜装备。重点攻关低压高脱盐率反渗透膜材料复合技术,提升盐分截留效率。突破抗污染膜元件流道优化设计工艺,增强膜面流体分布均匀性,延缓污染物附着。研发智能膜性能监测与动态清洗系统,通过大数据分析精准匹配清洗策略,延长膜使用寿命。推广集成高效反渗透膜与节能型增压泵的反渗透膜装备,结合水质在线监测与远程控制系统,实现高效脱盐与稳定供水。


(九)浓水深度处理装备。针对工业浓水成分复杂、处理难度大等问题,加快攻关适应不同工况的高效浓缩与分质减量装备。创新研制分盐与蒸发结晶一体化装备,精准控制结晶温度、浓度与分离工艺,实现废水高效循环及不同盐类资源化。研发集成机械蒸汽再压缩技术(MVR)的低温真空蒸发结晶装备,突破传统蒸发能耗高、结垢快的瓶颈,提升浓水浓缩倍数与结晶效率。研制高压脉冲电催化反应器、超临界水氧化反应器等特种设备,高效分解浓水中难降解有机物。推广撬装式蒸发结晶装备,实现浓水应急处理与分散式处理,提高浓水处理的适应性与灵活性。


五、推动节水装备产业数智化转型升级

(十)提升装备智能制造水平。系统推进人工智能、工业互联网和物联网、5G等新一代信息技术在节水装备制造中的创新融合,推动智能传感设备与具备边缘计算能力的终端深度应用,实现工艺参数动态优化与精准调控。围绕中小型净水装备、一体化膜分离装备、撬装式洗涤装备,推广模块化设计与数字化生产方式,实施智能化改造升级。鼓励龙头企业构建基于人工智能的行业知识图谱与业务协同平台,带动产业链上下游企业开展协同设计和数字化供应链管理。支持制造企业延伸服务链条,发展服务型制造新模式。


(十一)打造智慧化节水应用场景。围绕复杂工业场景下的多元节水需求,推动节水装备与人工智能技术深度融合,加强在节水诊断、合同节水、节水技术改造等方面的集成应用。推广仿真模拟软件、虚拟现实交互式设计、数字孪生等先进技术,实现节水装备从结构优化到性能验证的精准化、智能化设计。研发推广具备恒压、限流、自闭、感应启停等功能的节水型水龙头,推动水表、阀门等终端设备的智能升级,加强与软件平台互联互通。开发基于大数据分析的工业节水大模型,利用人工智能训练技术,对用水数据进行深度分析,形成具备自主感知、分析决策与优化控制能力的智慧节水解决方案。


专栏4 人工智能赋能工业节水典型应用场景

1.水资源优化配置。以工业企业、园区水资源优化配置为大模型应用场景底座,通过物联网传感器实时采集水源特征、用水需求、管网动态等多源数据,整合水质、水量、水压等多维参数。基于深度学习框架,将一水多用的工艺逻辑、分质用水的水质标准、串联用水的路径规划、梯级利用的能量转化关系,与非常规水利用等数据融合建模,利用线性规划和网络流算法优化水资源分配与水流路径。结合动态仿真技术,实时监测用水状态并动态调整,实现水资源高效配置利用。


2.水循环利用调控。以工业废水处理及循环利用系统为大模型应用场景底座,通过深度学习模型解析水质监测数据、生化处理工艺参数及污染物转化规律,实现水处理工艺的智能调控与能耗优化。整合污水理化指标、生物菌群分布、设备运行状态等数据信息,构建水质变化预测模型与废水循环利用生成方案。开发基于强化学习的药剂投加智能控制、基于计算机视觉的设备故障识别等技术,推动废水循环利用决策管理从“经验驱动”向“数据驱动”转型,形成兼具实时调度、异常预警、策略生成功能的智能决策系统,提升水重复利用率。


3.漏损预警监测。以水资源输配管网为大模型应用场景底座,借助人工智能技术构建高精度漏损监测与定位体系。通过部署智能传感器网络采集供水管网压力、流量、声波等数据,利用深度学习算法识别漏损特征信号,实现漏点的实时监测与精准定位。针对工业园区供水管网、循环冷却水系统等多场景,研发耐腐蚀、防渗漏新型管材以及高密封性接头,突破微弱漏损信号识别算法、管网状态智能评估技术等关键环节,形成“监测—预测—优化—执行”闭环,降低漏损率与水资源浪费。


(十二)构建数智化节水管理平台以监测仪表、数据库、模型软件等为支撑,搭建智慧用水管理系统、水平衡测试系统以及工业水处理大数据平台,重点攻关用水数据实时采集与传输、设备智能诊断与预警等关键技术,实现用水数据实时准确采集与异常智能识别、水平衡在线分析等功能。加快物联网、大数据和人工智能技术融合,开展自主可控工业控制设备、智能传感器、精密计量器具研发,推动巡检机器人、自动节水器等智能终端应用,提升节水管理平台智能化决策水平和运行效率,实现水资源动态管理、全流程智能监测和自适应优化调度。


六、优化产业创新发展环境

(十三)加大政策支持力度。依托节约用水工作部际联席会议等工作机制,加强节水装备发展整体规划布局,扩大水效标识产品范围。落实大规模设备更新和消费品以旧换新相关政策,支持重点行业节水装备设备更新及技术改造。探索设立节水产业基金,发挥绿色金融作用,鼓励金融机构开发“节水贷”等绿色金融服务,引导企业积极采购节水装备,对符合条件的节水项目优先给予支持。落实好首台(套)重大技术装备、首批次新材料保险补偿政策,支持先进节水技术装备推广应用。


(十四)加快完善标准体系。依托节水领域标准化技术组织,健全节水装备标准体系,建立产业链标准化图谱。制定涵盖数据接口、智能运维、安全保障等节水装备基础通用标准,推动智能水表、管网监测装备数据接口规范等标准研制。加快节水装备重点领域急需的产品水效评价、计量技术规范、平台建设指南等标准研制,建立标准实施动态反馈机制,推动节水装备标准化、系列化、成套化。鼓励龙头企业参与国际标准制修订,推动优势领域标准国际化。

(十五)提升科技创新能力。通过国家重点研发计划等现有资金渠道支持节水装备攻关,推动中试平台建设。制定节水产业发展指引,利用“揭榜挂帅”等方式开展工业节水装备和关键共性技术集中攻关及示范,推动建设国家级、省级节水技术创新中心,开展节水先进成熟适用技术设备推广,搭建节水技术装备供需对接平台。利用多双边合作平台加强国际交流合作,积极引进消化吸收国外先进节水技术和管理模式。支持有关企业参与“一带一路”建设,推动先进节水技术装备和服务“走出去”。

(十六)强化人才队伍建设。依托国家卓越工程师实践基地等平台,支持行业协会、第三方机构等针对重点用水行业企业开展节水法规、政策、标准、技术等培训,满足企业、园区在节水装备领域先进制造技术、先进基础工艺等人才需求。加强节水装备制造等相关学科建设,鼓励企业、科研院所和高校建立联合培养机制,培养节水学科应用型人才,实现节水装备人才链与产业链有机链接。

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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) 2025-10-28 00:00:00

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。