9月8日，宁波市住房和城乡建设局发布关于征求《关于大力推进建筑屋顶分布式 光伏发电系统应用工作的若干意见》 （征求意见稿）意见的通知！

图片来源：宁波市住房和城乡建设局

通知中表示，为认真贯彻全省碳达峰碳中和工作推进会精神，全面提升以分布式光伏发电系统等主要清洁能源的应用水平，促进建筑领域绿色低碳转型，我局起草了《关于大力推进建筑屋顶分布式光伏发电系统应用工作的若干意见（征求意见稿）》，现向社会公开征求意见，各有关单位如有意见请于10月8日前反馈。

附件中提到：光伏发电系统设备及安装部分纳入光伏补贴专项资金结算，基础及屋面改造部分由财政全额补助并纳入老旧住宅小区财政补助资金结算，由市级财政对2021年至2025年期间并网的建筑屋顶光伏项目按0．3元／千瓦时标准给予补贴，补贴时限为并网发电之后第二个完整抄表月起12个月。未列入老旧住宅小区改造计划的住宅小区设置分布式光伏的，统一纳入光伏补贴专项资金结算。

具体内容如下：

关于大力推进建筑屋顶分布式光伏发电系统

应用工作的若干意见（征求意见稿）

各区县（市）人民政府，市直及部省属驻甬各单位：

为认真贯彻全省碳达峰碳中和工作推进会精神，全面提升以分布式光伏发电系统等主要清洁能源的应用水平，促进建筑领域绿色低碳转型，经市政府同意，现就建筑领域建筑屋顶分布式光伏发电系统推广应用工作提出以下意见，请遵照执行。

一、充分认识大力发展建筑屋顶分布式光伏发电的重要意义。

分布式光伏发电是我市重要的战略性新兴产业，也是我市未来重点发展的可再生清洁能源。2016年以来，我市建筑领域分布式光伏发电系统应用全面启动，特别是2019年我市调整了建筑领域的分布式光伏发电政策以来，新建建筑项目屋顶分布式光伏发电系统应用取得了积极成效，成为我市建成全国重要光伏产业基地的标志性成果之一。但是，必须清醒认识到，随着我市确定2027年建筑领域实现碳达峰目标，大量既有建筑屋顶资源闲置浪费，建筑能耗居高不下，碳减排压力依然很大，各地各部门必须深入学习贯彻习近平生态文明思想和关于碳达峰碳中和重要论述精神，深入践行“绿水青山就是金山银山”理念，准确把握新发展阶段，深入贯彻新发展理念，加快构建新发展格局，统筹考虑“经济增长、能源安全、碳排放、居民生活”四个维度，对标对表能耗总量、能耗强度、碳排放总量和碳排放强度四个指标，加大建筑屋顶分布式光伏发电系统的推广应用力度，切实打造“重要窗口”模范生重大标志性工程，为国家、省、市实现碳达峰碳中和做出更大贡献。

二、基本原则和总体目标

（一）指导思想

全面贯彻党的十九大和十九届二中、三中、四中、五中全会精神，以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，坚持创新、协调、绿色、开放、共享的新发展理念，充分发挥我市光伏产业发展基础较好的优势，和各类建筑用电量较高的现状需求，以推进建筑领域碳达峰碳中和为契机，大力推进建筑屋顶分布式光伏发电系统建设，推动建筑领域特别是公共建筑能耗占比较高的局面得到有效改善，培育全社会良好的建筑节能用能意识。

（二）基本原则

——政府引导、社会参与。通过新建非住宅建筑强制安装，住宅建筑财政补助引导安装、既有民用建筑督促推动安装方式，充分利用建筑屋顶现有闲置资源，最大限度地利用可再生能源。

——能建则建、应建尽建。政府（含国有企业，下同）投融资新建建筑必须按照同步规划、同步设计、同步施工、同步验收的要求，在建筑屋顶配套安装光伏发电设施，基本实现屋顶光伏建筑一体化型式全覆盖。

——因地制宜、合法合理。充分考虑既有建筑屋顶的特殊性和资源有限性，探索利用专业总承包＋运维模式（EPCO）、合同能源管理（EMC）以及跨建筑、跨区域能源托管方式，推动建设规模较小的建筑或建筑群推广应用可再生能源。

（三）总体目标

——到2025年底，全市推进屋顶分布式光伏发电建设工作，力争30％以上的建筑屋顶设置分布式光伏发电系统，90％以上新建建筑全面落实分布式光伏发电系统，建筑领域分布式光伏装机容量占全社会累计光伏并网容量超过3％。

三、全面提升新建建筑分布式光伏发电系统建设标准。

严格落实国家、省、市有关分布式光伏发电系统政策要求和标准规范，推动分布式光伏发电系统高标准设计、高质量建设、高效率应用。自2022年1月1日起申领施工许可证或提交施工图设计审查公共建筑和工业建筑的，总建筑面积不小于3万平方米新建住宅建筑应当设置光伏发电系统，但建筑屋顶规划设计有明确使用功能和用途的，或设计采用已列入国家发改委、科技部、工信部、自然资源部编制的《绿色技术推广目录》、且可用于建筑屋顶节能减排技术的绿色建筑建材除外。光伏发电系统的设计容量应结合《民用建筑可再生能源应用核算标准》DB33／1105综合考虑。未经施工图设计审查或审查不合格的，建设单位、施工单位不得施工；事后审查的项目，施工图未经审查合格的，不得作为后续施工的依据。新建住宅建筑的分布式光伏发电系统，建成后应当全部移交物业服务企业管理，并由物业服务企业委托第三方专业光伏运维机构进行运维管理，有效保障电站长周期运行的安全及居民生活不受影响。

四、科学合理安排老旧住宅小区分布式光伏推广应用。

以房屋使用安全为前提，对符合结构安全要求的住宅小区，将分布式光伏发电系统基础部分纳入到老旧住宅小区改造项目清单基础项。分布式光伏发电系统参照“EPCO”或“EMC”方式分包给第三方专业机构，支持政府和社会资本共建分布式光伏发电系统，并控制其投资回收期在相对合理水平，以规模化推动老旧小区集中连片式的屋顶分布式光伏发电系统改造。积极创新老旧住宅小区“共同缔造”方式。既有建筑加装分布式太阳能光伏的，鼓励按照整街道推进模式，由街道统筹协调区域内房屋所有权人或使用权人，按照统一设施、统一采购、统一施工、统一运维原则，采取能源托管方式进行管理，实行分布式光伏发电系统设计、采购、施工、运行维护一体化，确保长期有效运行。创新分布式光伏发电系统应用并网的措施。光伏发电系统在小区专变、公变配电房低压并网时，单点并网容量不应超过400KWp，并网容量不应超过上级变压器额定容量，单个项目总并网点数量不应超过 4 个；其中：老旧住宅小区可采用就近多点并网模式，允许按照一幢楼或者几幢楼设置一个并网点，并网点应当设置在楼幢总配电箱（有专变的小区优先选择专变供电的总配电箱）处或者集中电表箱处。

五、大力促进既有非居住建筑分布式光伏发电系统推广应用。

公共建筑原则上应优先采用合同能源管理模式，吸引更多的社会资本投入，并积极优化并网条件，最大程度上保障社会资本的合理化收益。自2022年1月1日提交施工图设计审查的、政府投融资或以政府投融资为主的公共建筑维修、整治、改造，应当在确保结构安全的基础上，原设计单位或具有相同资质的设计单位在设计时应当综合考虑设置光伏发电系统，通过能源合同管理或能源托管等模式，做到“应设尽设”。高等院校等学生集体宿舍或公寓等使用热水频率较高的建筑物，可以优先使用可再生能源生活热水系统，提高可再生能源的应用效率。积极引导和促进既有工业建筑推广应用分布式光伏发电系统。推进医院、酒店、商业综合体、写字楼、旅游景区、仓库等建筑物的分布式光伏电站加装工作。加大公交停车场站、轨道交通车辆检修站、飞机场、高铁站等分布式光伏发电系统改造。全方位提高农村屋顶、多层居住建筑群的光伏电站覆盖率。

六、创新推广应用分布式光伏发电系统的方式方法

区县（市）、功能园区住房城乡建设主管部门要按照以街道为基本单元统筹推动既有建筑光伏发电系统，推动跨街区、跨社区统筹布置分布式光伏发电系统。支持街道（乡镇）统筹推动跨建筑类型的分布式光伏发电系统应用，发电收益按投资额或约定方式进行分摊，进一步降低建设成本，提高运维效率。机关事务管理、教育、卫生、体育等部门所属公共建筑可以以区县（市）为单位，以能源托管的方式开展分布式光伏发电系统推广工作，经营收益全部上缴财政。进一步落实未来社区低碳场景要求，未来社区所有建筑屋顶、应当设置分布式光伏发电系统，鼓励按照光伏建筑一体化、光伏幕墙等要求推广应用光伏技术。结合老旧住宅小区改造实际，适当推动分布式太阳能光伏系统向建筑屋顶外延伸。对脱落安全隐患大、雨水渗漏点多的外墙面，在立面结构及光照条件符合光伏幕墙设计标准的老旧住宅小区，试点采用耐候性更强的BIPV光伏薄膜幕墙系统，大胆探索从技术和经济等方面统筹解决外墙脱落更新成本高、资金筹措难的矛盾。

七、开发建筑屋顶分布光伏发电系统全生命周期监测。

结合开发建设的宁波市建筑领域全生命周期碳排放在线监测应用平台（简称建筑碳平台），统筹建设建筑屋顶分布式光伏发电系统全生命周期监测应用子模块，提供面向工程建设单位、设计单位、施工单位、监理单位、物业机构、第三方专业机构等与区级政府、市级政府多方交互端，实现建筑在设计阶段、施工阶段、运行阶段直至拆除阶段屋顶分布式光伏发电系统全生命期实时监测和管理，形成以数据为客观依据的可再生能源评价体系，及时掌握真实的光伏发电量和自发自用及余量上网情况及电站的运行健康状态，提高能源管理效率，助力实现“碳中和、碳达峰”气候环保目标。光伏发电投资人或专业运维机构有运维管理系统的，属于本市行政区域范围内的项目，应当允许市级建筑碳平台接入企业系统，适时了解光伏发电系统运行健康情况。

八、加大财政资金激励引导力度。

加大对既有住宅建筑设置分布式光伏发电系统的补助，各区县（市）要按照投资回收期内业主投资收益分成比例不低于净收益的20％、资产不流失、年发电量不降低的原则（以下简称“三不原则”）开展住宅小区屋顶分布式光伏发电系统设计、施工、交付验收和运维等总承包模式；其中：光伏发电系统设备及安装部分纳入光伏补贴专项资金结算，基础及屋面改造部分由财政全额补助并纳入老旧住宅小区财政补助资金结算，由市级财政对2021年至2025年期间并网的建筑屋顶光伏项目按0．3元／千瓦时标准给予补贴，补贴时限为并网发电之后第二个完整抄表月起12个月。未列入老旧住宅小区改造计划的住宅小区设置分布式光伏的，统一纳入光伏补贴专项资金结算。明确归全体业主所有的光伏发电净收益属性；归全体业主所有的光伏发电净收益专项用于补贴物业专项维修资金，按照物业专项维修资金界定属性和管理，实行建账到户，任何单位或个人不得以任何名义用于向业主个人发放和违规使用，增强住宅小区“输血”“造血”功能新途径，实现政府、社会和业主“多赢”。

本办法自印发之日起30日内施行。

附件：住宅小区分布光伏发电系统用料质量标准指南；

宁波市住房和城乡建设局

宁波市发展和改革委员会

宁波市财政局

宁波市能源局

宁波市机关事务管理局

2021年×月×日

附件

住宅小区分布光伏发电系统产品质量标准

一、技术标准

设备、材料和施工安装工艺符合下列相关法律法规、规范、标准

（1）《建筑结构荷载设计规范》GB50009；

（2）《建筑物防雷设计规范》GB50057；

（3）《地面用晶体硅光伏组件（PV）－设计鉴定和定型》IEC61215；

（4）《家用太阳能光伏电源系统技术条件和试验方法》GB／T19064；

（5）《光伏系统并网技术要求》GB／T 19939；

（6）《光伏（PV）系统电网接口特性（IEC 61727：2004，MOD）》GB／T 20046；

（7）《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB／Z 19964；

（8）《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB／T19964；

（9）《继电保护和安全自动装置技术规程》GB／T14285；

（10）《光伏发电站无功补偿技术规范》GB／T29321；

（11）《低压配电设计规范》GB50054；

（12）《电力工程电缆设计规范》GB 50217；

（13） 《建筑电气工程施工质量验收规范》 GB 50303；

（14）《光伏发电站设计规范》GB 50797；

（15）《光伏发电工程验收规范》GB／T50796；

（16）《光伏发电接入配电网设计规范》GB／T50865；

（17）《光伏电站接入电网技术规定》Q／GDW 617；

（18）《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》GB 50169；

（19）国家电网公司《分布式电源接入配电网设计规范》Q／GDW11147；

（20）国家电网公司《分布式电源接入系统设计内容深度规定》Q／GDW11148；

（21）《光伏（PV）发电系统的过电压保护—导则》SJ／T11127；

（22）《既有民用建筑加装太阳能光伏系统设计导则》；

（23）本行业其它相关规范。

二、主要产品质量标准

（一）光伏组件

本项目光伏组件选用高效单晶硅太阳能电池组件，应符合IEC61215、IEC61646、IEC61730等国际和国内标准要求，须通过国家批准认证机构的认证（中标后提供认证证书原件备查）。光伏组件的选型应遵循“性能可靠、技术先进、环境适配、经济合理、产品合规”的基本原则。

项目采用的光伏组件必须是经国家认监委或省级质监部门批准的第三方检验检测认证机构认证且达标的产品，且必须为正A级品。对于抗风等级要求不高的安装区域单晶不低于445瓦／块，PERC组件72片串或144片串。对于抗风等级要求高的区域，建议选用60片／120半片370W以上单晶。立面、车棚及加装电梯等幕墙、BIPV屋面、防火等级高的场景建议采用100W以上薄膜组件。以上组件推荐选用黑边框／隐框／无框组件，减少光污染对其他用户造成的影响。

1、光伏组件的基本技术参数

图片来源：宁波市住房和城乡建设局

2、基本要求

（1）组件类型：光伏组件选用单晶硅光伏组件／薄膜光伏组件；

（2）质量等级：光伏组件正A级；

（3）峰值功率：标称峰值功率0～3％；

（4）寿命及功率衰减：光伏组件使用寿命不应低于25年；提供25年线性质保（25年80％的有效功率保证）；

光伏组件自项目投产运行之日起，一年内衰减率分别不高于（单晶硅）3％，之后每年衰减率不高于0．7％，项目全生命周期内衰减率不高于20％。

3、产品质量

（1）光伏组件通过CQC或金太阳、TUV相关认证；

（2）中标后提供所有组件的EL检测图片；

（3）光伏组件质保期不少于10年。

4、绝缘要求

按照IEC 61215－2005中10．3条进行绝缘试验。要求在此过程中无绝缘击穿或表面破裂现象。测试绝缘电阻乘以组件面积应不小于40MΩ·m2。

5、机械强度要求

光伏组件的强度测试，应该按照 IEC61215－2005太阳电池的测试标准10．17节中的测试要求，即：可以承受直径25mm±5％、质量7．53克±5％的冰球以23m／s速度的撞击。

（1）表面最大承压：正、背面风载负荷≥2400Pa；正面雪载负荷≥5400Pa。

（2）工作温度范围：－40℃～＋85℃。

（3）组件尺寸误差：±0．5mm。

（4）光伏组件应设有能方便地与安装支架可靠连接的连接螺栓孔。

6、支架及安装要求

（1）光伏阵列支架的安装结构应该简单、结实耐用。制造安装光伏阵列支架结构不能焊接，材料要求为：热镀锌支架的材质为Q235B，镀锌层厚度不小于65μm；铝合金支架材质为AL6005－T5／AL6063－T5，表面采用阳极氧化，氧化膜厚度不低于10μm。要能够耐受抗风12级以上和风吹雨淋的侵蚀及各种腐蚀。支架制作质量符合国家标准要求。

（2）在光伏阵列基础与支架的施工过程中，应尽量避免对安装场所相关建筑物及附属设施的破坏，如因施工需要不得已造成局部破损，应在施工结束后及时修复。

（3）安装光伏阵列时，每个立柱必须单独做混泥土基础，当设计基座预埋件与主体结构的钢筋牢固连接时，预埋件必须隐藏地面之下。具备承重要求的屋面，可采用对屋面非破坏式的独立基础模块。

（4）光伏电池组件边框及支架要与接地系统可靠连接。

（5）支架使用寿命不低于25年，质保期不少于10年。

（6）对于采用BIPV型式安装的光伏组件屋面系统拼接处要进行防水处理，质保不少于20年。

（7）光伏支架连接螺栓采用具有防松动功能不锈钢螺栓，螺栓紧固后做好防松动标记。

（二）并网逆变器

项目使用的并网逆变器必须是经国家认监委或省级质监部门批准的第三方检验检测认证机构检测认证且达标的产品。鼓励采用经CQC或TUV国家光伏产品“领跑者”认证计划认证的产品。

1、技术要求

（1）光伏并网逆变器直流输入及要求均带有DC断路开关。

（2）光伏并网逆变器要求具有有功功率及无功功率调节功能，可以根据电网调度在0～100％范围内调节逆变 器的发电功率，同时在0．8（滞后）～0．8（超前）的范围内调节逆变器的功率因数。额定功率工作时，电流总谐波畸变率不大于3％，功率因数大于等于1（±0．8可调）。应具备夜间自动断电休眠的功能。

（3）光伏并网逆变器满足《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定（试行）》的全部要求。

（4）系统需提供通讯协议，采用GPRS通讯模块传输数据实现监控。

（5）光伏并网逆变器直流输入功率超配不超过额定输入功率1．2倍。

2、产品质量认证

（1）并网逆变器通过CQC 或TUV证书。

（2）质保期不少于10年。

3、保护功能

直流过压，欠压保护，直流过载保护，直流反接保护、直流防雷保护、防反放电保护；交流过压保护、交流欠压保护、频率超限保护、反序保护、缺相保护、孤岛保护、低电压穿越、输出短路保护过流保护、过载保护、过温保护、高温降额、母线短路保护、IGBT过流保护、紧急关机（EPO）保护、风扇故障保护、辅助电源故障保护、绝缘超限保护。

（1）过／欠压保护

当并网逆变器交流输出端电压超出规定的电压允许值范围时，并网逆变器应停止向电网供电，同时发出报警信号。

并网逆变器应能检测到异常电压并做出反应。电压的方均根值在逆变器交流输出端测量，其值应满足相关规定的要求。

（2）过／欠频保护

当并网逆变器交流输出端电压的频率超出规定的允许频率范围时，并网逆变器应在0．2s内停止向电网供电，同时发出报警信号。

（3）防孤岛效应保护

并网逆变器应具有防孤岛效应保护功能。若逆变器并入的电网供电中断，逆变器应在2s内停止向电网供电，同时发出报警信号。

（4）恢复并网保护

由于超限状态导致并网逆变器停止向电网供电后，在电网的电压和频率恢复到正常范围后的20s到5min，并网逆变器不应向电网供电。

（5）过流保护

并网逆变器对交流输出应设置过流保护。并网逆变器的过电流应不大于额定电流的 150％，并在 0．1s 内停止向电网供电，同时发出警示信号。故障排除后，并网逆变器应能正常工作。

（6）防反放电保护

当并网逆变器直流侧电压低于允许工作范围或逆变器处于关机状态时，并网逆变器直流侧应无反向电流流过。

（7）极性反接保护

当光伏方阵的极性接反时，并网逆变器应能保护而不会损坏。极性正接后，并网逆变器应能正常工作。

（8）过载保护

当光伏方阵输出的功率超过并网逆变器允许的最大直流输入功率时，并网逆变器应自动限流工作在允许的最大交流输出功率处，在持续工作 7 小时或温度超过允许值的任何一种情况下，并网逆变器应停止向电网供电。恢复正常后，并网逆变器应能正常工作。

4、绝缘耐压性能

（1）绝缘电阻

并网逆变器的输入电路对地、输出电路对地以及输入电路与输出电路间的绝缘电阻应不小于1M?。绝缘电阻只作为绝缘强度试验参考。

（2）绝缘强度

并网逆变器的输入电路对地、输出电路对地以及输入电路与输出电路间应能承受50Hz、2500V的正弦交流电压1min，且不击穿、不飞弧，漏电电流＜20mA 。

5、监控系统要求

（1）控制设备要求及功能

并网逆变器应提供通讯装置，采用GPRS网络传输方式，要求至少可以连续存储一年以上的逆变器所有的运行数据和所有的故障记录。

（2）并网逆变器的启动及同期

并网逆变器应能根据日出和日落的日照条件，实现自动开机和关机。并能接受来自地方调度中心的开机和关机指令。

并网逆变器启动运行时应确保光伏发电站输出的有功功率变化不超过所设定的最大功率变化率。当光伏电站因系统要求而停运，而后逆变器要重新启动并网时，尤其需要考虑该制约因素。并网逆变器应具有自动与电网侧同期功能。

（3）并网逆变器的人机接口

并网逆变器可以外接LED显示屏，以实现操作人员的现地手动操作。显示屏应能显示逆变器的主要运行参数、状态、故障等信息量。

（4）并网逆变器的显示及报警

显示主要包括（但不限于此）：直流电压、直流电流、直流功率、交流电压、交流电流、时钟、频率、功率因数、当前发电功率、日发电量、累计发电量、每天发电功率曲线等。故障量信号包括：电网电压过高、电网电压过低、电网频率过高、电网频率过低、直流电压过高、并网逆变器过载、并网逆变器过热、并网逆变器短路、散热器过热、光伏并网逆变器孤岛、控制器故障、通讯失败等。

图片来源：宁波市住房和城乡建设局