原理
光伏發電原理圖光伏發電，其基本原理就是“光伏效應”。光子照射到金屬上時，它的能量可以被金屬中某個電子全部吸收，電子吸收的能量足夠大，能克服金屬內部引力做功，離開金屬表面逃逸出來，成為光電子。
白天採用高能vcz晶體發電板和太陽光互感對接和全天候24小時接收風能發電互補，通過全自動接收轉換櫃接收，直接滿足所有家電用電需求。並通過國家信息產業化學物理電源產品質量監督檢驗中心檢測合格。
光照使不均勻半導體或半導體與金屬結合的不同部位之間產生電位差的現象。它首先是由光子(光波)轉化為電子、光能量轉化為電能量的過程;其次，是形成電壓過程。有了電壓，就像築高了大壩，如果兩者之間連通，就會形成電流的迴路。
光伏發電的主要原理是半導體的光電效應。矽原子有4個外層電子，如果在純矽中摻入有5個外層電子的原子如磷原子，就成為N型半導體；若在純矽中摻入有3個外層電子的原子如硼原子，形成P型半導體。當P型和N型結合在一起時，接觸面就會形成電勢差，成為太陽能電池。當太陽光照射到P－N結後，空穴由P極區往N極區移動，電子由N極區向P極區移動，形成電流。
多晶矽經過鑄錠、破錠、切片等程式後，製作成待加工的矽片。在矽片上摻雜和擴散微量的硼、磷等，就形成P－N結。然後採用絲網印刷，將精配好的銀漿印在矽片上做成柵線，經過燒結，同時製成背電極，並在有柵線的面塗一層防反射塗層，電池片就至此製成。電池片排列組合成電池組件，就組成了大的電路板。一般在組件四周包鋁框，正面復蓋玻璃，反面安裝電極。有了電池組件和其他輔助設備，就可以組成發電系統。為了將直流電轉化交流電，需要安裝電流轉換器。發電後可用蓄電池存儲，也可輸入公共電網。發電系統成本中，電池組件約占50%，電流轉換器、安裝費、其他輔助部件以及其他費用占另外50%。
轉化率
單晶矽
大規模生產轉化率：19.8——21%；大多在17.5%。目前來看再提高效率超過30%以上的技術突破可能性較小。
多晶矽
大規模生產轉化率：18——18.5%；大多在16%。和單晶矽一樣，因材料物理性能限制，要達到30%以上的轉化率的可能性較小。
砷化鎵
砷化鎵太陽能電池組的轉化率比較高，約23%。但是價格昂貴，多用於航空航天等重要地方。基本沒有規模化產業化的實用價值。
薄膜
薄膜光伏電池具有輕薄、質輕、柔性好等優勢，套用範圍非常廣泛，尤其適合用在光伏建築一體化之中。如果薄膜電池組件效率與晶矽電池相差無幾，其性價比將是無可比擬的。在柔性襯底上製備的薄膜電池，具有可捲曲摺疊、不怕摔碰、重量輕、弱光性能好等優勢，將來的套用前景將會更加廣闊。
目前非晶矽薄膜轉化率9%左右。非晶矽的轉化率卻有希望提升得更高。
效率衰減
晶矽光伏組件安裝後，暴曬50——100天，效率衰減約2——3%，此後衰減幅度大幅減緩並穩定有每年衰減0.5——0.8%，20年衰減約20%。單晶組件衰減要約少於多晶組件。非晶光做組件的衰減約低於晶矽。
因此，提升轉化率、降低每瓦成本仍將是光伏未來發展的兩大主題。無論是哪種方式，大規模套用如果能夠將轉化率提升到30%，成本在每千瓦五千元以下（和水電相平），那么人類將在核聚變發電研究成功之前得到最為廣泛、最清潔、最廉價的幾乎無限的可靠新能源。
發展趨勢
早期歷史
早在1839年，法國科學家貝克雷爾（Becqurel）就發現，光照能使半導體材料的不同部位之間產生電位差。這種現象後來被稱為“光生伏特效應”，簡稱“光伏效應”。1954年，美國科學家恰賓和皮爾松在美國貝爾實驗室首次製成了實用的單晶矽太陽電池，誕生了將太陽光能轉換為電能的實用光伏發電技術。
20世紀70年代後，隨著現代工業的發展，全球能源危機和大氣污染問題日益突出，傳統的燃料能源正在一天天減少，對環境造成的危害日益突出，同時全球約有20億人得不到正常的能源供應。這個時候，全世界都把目光投向了可再生能源，希望可再生能源能夠改變人類的能源結構，維持長遠的可持續發展。
太陽能以其獨有的優勢而成為人們重視的焦點。豐富的太陽輻射能是重要的能源，是取之不盡、用之不竭的、無污染、廉價、人類能夠自由利用的能源。太陽能每秒鐘到達地面的能量高達80萬千瓦時，假如把地球表面0.1%的太陽能轉為電能，轉變率5%，每年發電量可達5.6×1012千瓦小時，相當於世界上能耗的40倍。正是由於太陽能的這些獨特優勢，20世紀80年代後，太陽能電池的種類不斷增多、套用範圍日益廣闊、市場規模也逐步擴大。
20世紀90年代後，光伏發電快速發展，到2006年，世界上已經建成了10多座兆瓦級光伏發電系統，6個兆瓦級的聯網光伏電站。美國是最早制定光伏發電的發展規劃的國家。1997年又提出“百萬屋頂”計畫。日本1992年啟動了新陽光計畫，到2003年日本光伏組件生產占世界的50%，世界前10大廠商有4家在日本。而德國新可再生能源法規定了光伏發電上網電價，大大推動了光伏市場和產業發展，使德國成為繼日本之後世界光伏發電發展最快的國家。瑞士、法國、義大利、西班牙、芬蘭等國，也紛紛制定光伏發展計畫，並投巨資進行技術開發和加速工業化進程。
世界光伏組件在1990年——2005年年平均增長率約15%。20世紀90年代後期，發展更加迅速，1999年光伏組件生產達到200兆瓦。商品化電池效率從10%～13%提高到13%～15%，生產規模從1～5兆瓦/年發展到5～25兆瓦/年，並正在向50兆瓦甚至100兆瓦擴大。光伏組件的生產成本降到3美元/瓦以下。
現狀趨勢
光伏發電2011年，全球光伏新增裝機容量約為27.5GW，較上年的18.1GW相比，漲幅高達52%，全球累計安裝量超過67GW。全球近28GW的總裝機量中，有將近20GW的系統安裝於歐洲，但增速相對放緩，其中義大利和德國市場占全球裝機增長量的55%，分別為7.6GW和7.5GW。2011年以中日印為代表的亞太地區光伏產業市場需求同比增長129%，其裝機量分別為2.2GW，1.1GW和350MW。此外，在日趨成熟的北美市場，新增安裝量約2.1GW，增幅高達84%。
2015年9月7日，江蘇省首個供電所光伏發電項目在南京市浦口區正式併網運行，農村居民也用上了“綠色電”，接下來光伏發電項目將在農村變電所推廣。
其中中國是全球光伏發電安裝量增長最快的國家，2011年的光伏發電安裝量比2010年增長了約5倍，2011年電池產量達到20GW，約占全球的65%。截至2011年底，中國共有電池企業約115家，總產能為36.5GW左右。其中產能1GW以上的企業共14家，占總產能的53%;在100MW和1GW之間的企業共63家，占總產能的43%;剩餘的38家產能皆在100MW以內，僅占全國總產能的4%。規模、技術、成本的差異化競爭格局逐漸明晰。國內前十家組件生產商的出貨量占到電池總產量的60%。
無論從世界還是從中國來看，常規能源都是很有限的，中國的一次能源儲量遠遠低於世界的平均水平，大約只有世界總儲量的10%。太陽能是人類取之不盡用之不竭的可再生能源，具有充分的清潔性、絕對的安全性、相對的廣泛性、確實的長壽命和免維護性、資源的充足性及潛在的經濟性等優點，在長期的能源戰略中具有重要地位。但是，太陽能電池板的生產卻具有高污染、高能耗的特點，在現有的條件下，生產國內自己使用的電池板還說的過去，不過大量出口等於污染中國，造福世界了，據統計，生產一塊1m×1.5m的太陽能板必須燃燒超過40公斤煤，但即使中國最沒有效率的火力發電廠也能夠用這些煤生產130千瓦時的電--這足夠讓2.2瓦的發光二極體(LED)燈泡按照每天工作12小時計算發光30年。而一塊太陽能電池板的設計壽命只有20年。
在今後的十幾年中，中國光伏發電的市場將會由獨立發電系統轉向併網發電系統，包括沙漠電站和城市屋頂發電系統。中國太陽能光伏發電發展潛力巨大，配合積極穩定的政策扶持，到2030年光伏裝機容量將達1億千瓦，年發電量可達1300億千瓦時，相當於少建30多個大型煤電廠。國家未來三年將投資200億補貼光伏業，中國太陽能光伏發電又迎來了新一輪的快速增長，並吸引了更多的戰略投資者融入到這個行業中來。
2015年上半年，全國累計光伏發電量190億千瓦時。
光伏發電2015年9月7日，江蘇省首個供電所光伏發電項目在南京市浦口區正式併網運行，農村居民也用上了“綠色電”。接下來光伏發電項目將在農村變電所推廣。
2015年11月，安徽省來安縣全面啟動鄉村光伏發電項目，11個美好鄉村“空殼村”裝機容量為60KW以上的光伏電站進入招標程式。據初步估算，併網發電後各村每年能提供72000KWh清潔電能，村級集體經濟能增收5萬元以上。
2015年1-6月，全國新增光伏發電裝機容量773萬千瓦，截至2015年6月底，全國光伏發電裝機容量達到3578萬千瓦。
自2013年起，光伏發電連續3年新增裝機容量超過1000萬千瓦；截至2015年底，光伏發電累計裝機容量達到約4300萬千瓦，超過德國成為全球第一。此外，光伏產業正發力“走出去”。國家能源局數據顯示，2015年光伏電池及組件出口量達到2500萬千瓦以上，出口額達到144億美元。
系統組成
電池方陣
在有光照（無論是太陽光，還是其它發光體產生的光照）情況下，電池吸收光能，電池兩端出現異號電荷的積累，即產生“光生電壓”，這就是“光生伏特效應”。在光生伏特效應的作用下，太陽能電池的兩端產生電動勢，將光能轉換成電能，是能量轉換的器件。太陽能電池一般為矽電池，分為單晶矽太陽能電池，多晶矽太陽能電池和非晶矽太陽能電池三種。
蓄電池組
其作用是貯存太陽能電池方陣受光照時發出的電能並可隨時向負載供電。太陽能電池發電對所用蓄電池組的基本要求是：a.自放電率低；b.使用壽命長；c.深放電能力強；d.充電效率高；e.少維護或免維護；f.工作溫度範圍寬；g.價格低廉。
控制器
是能自動防止蓄電池過充電和過放電的設備。由於蓄電池的循環充放電次數及放電深度是決定蓄電池使用壽命的重要因素，因此能控制蓄電池組過充電或過放電的充放電控制器是必不可少的設備。
逆變器
是將直流電轉換成交流電的設備。由於太陽能電池和蓄電池是直流電源，而負載是交流負載時，逆變器是必不可少的。逆變器按運行方式，可分為獨立運行逆變器和併網逆變器。獨立運行逆變器用於獨立運行的太陽能電池發電系統，為獨立負載供電。併網逆變器用於併網運行的太陽能電池發電系統。逆變器按輸出波型可分為方波逆變器和正弦波逆變器。方波逆變器電路簡單，造價低，但諧波分量大，一般用於幾百瓦以下和對諧波要求不高的系統。正弦波逆變器成本高，但可以適用於各種負載。
跟蹤系統
由於相對於某一個固定地點的太陽能光伏發電系統，一年春夏秋冬四季、每天日升日落，太陽的光照角度時時刻刻都在變化，如果太陽能電池板能夠時刻正對太陽，發電效率才會達到最佳狀態。世界上通用的太陽跟蹤控制系統都需要根據安放點的經緯度等信息計算一年中的每一天的不同時刻太陽所在的角度，將一年中每個時刻的太陽位置存儲到PLC、單片機或電腦軟體中，也就是靠計算太陽位置以實現跟蹤。採用的是電腦數據理論，需要地球經緯度地區的的數據和設定，一旦安裝，就不便移動或裝拆，每次移動完就必須重新設定數據和調整各個參數；原理、電路、技術、設備複雜，非專業人士不能夠隨便操作。把加裝了智慧型太陽跟蹤儀的太陽能發電系統安裝在高速行駛的汽車、火車，以及通訊應急車、特種軍用汽車、軍艦或輪船上，不論系統向何方行駛、如何調頭、拐彎，智慧型太陽跟蹤儀都能保證設備的要求跟蹤部位正對太陽！
系統分類
獨立光伏發電
獨立光伏發電也叫離網光伏發電。主要由太陽能電池組件、控制器、蓄電池組成，若要為交流負載供電，還需要配置交流逆變器。獨立光伏電站包括邊遠地區的村莊供電系統，太陽能戶用電源系統，通信信號電源、陰極保護、太陽能路燈等各種帶有蓄電池的可以獨立運行的光伏發電系統。
併網光伏發電
併網光伏發電就是太陽能組件產生的直流電經過併網逆變器轉換成符合市電電網要求的交流電之後直接接入公共電網。可以分為帶蓄電池的和不帶蓄電池的併網發電系統。帶有蓄電池的併網發電系統具有可調度性，可以根據需要併入或退出電網，還具有備用電源的功能，當電網因故停電時可緊急供電。帶有蓄電池的光伏併網發電系統常常安裝在居民建築；不帶蓄電池的併網發電系統不具備可調度性和備用電源的功能，一般安裝在較大型的系統上。
併網光伏發電有集中式大型併網光伏電站一般都是國家級電站，主要特點是將所發電能直接輸送到電網，由電網統一調配向用戶供電。但這種電站投資大、建設周期長、占地面積大，還沒有太大發展。而分散式小型併網光伏，特別是光伏建築一體化光伏發電，由於投資小、建設快、占地面積小、政策支持力度大等優點，是併網光伏發電的主流。
分散式光伏發電
分散式光伏發電系統，又稱分散式發電或分散式供能，是指在用戶現場或靠近用電現場配置較小的光伏發電供電系統，以滿足特定用戶的需求，支持現存配電網的經濟運行，或者同時滿足這兩個方面的要求。
分散式光伏發電系統的基本設備包括光伏電池組件、光伏方陣支架、直流匯流箱、直流配電櫃、併網逆變器、交流配電櫃等設備，另外還有供電系統監控裝置和環境監測裝置。其運行模式是在有太陽輻射的條件下，光伏發電系統的太陽能電池組件陣列將太陽能轉換輸出的電能，經過直流匯流箱集中送入直流配電櫃，由併網逆變器逆變成交流電供給建築自身負載，多餘或不足的電力通過聯接電網來調節。
優缺點
優點
無論從世界還是從中國來看，常規能源都是很有限的。中國的一次能源儲量遠遠低於世界的平均水平，大約只有世界總儲量的10%。太陽能是人類取之不盡用之不竭的可再生能源，具有充分的清潔性、絕對的安全性、相對的廣泛性、確實的長壽命和免維護
光伏發電與常用的火力發電系統相比，光伏發電的優點主要體現於：
①無枯竭危險；
②安全可靠，無噪聲，無污染排放外，絕對乾淨（無公害）；
③不受資源分布地域的限制，可利用建築屋面的優勢；例如，無電地區，以及地形複雜地區；
④無需消耗燃料和架設輸電線路即可就地發電供電；
⑤能源質量高；
⑥使用者從感情上容易接受；
⑦建設周期短，獲取能源花費的時間短。
缺點
但是，太陽能電池板的生產卻具有高污染、高能耗的特點，在現有的條件下，生產國內自己使用的電池板還說的過去，不過大量出口等於污染中國，造福世界了，據統計，生產一塊1m×1.5m的太陽能板必須燃燒超過40公斤煤，但即使中國最沒有效率的火力發電廠也能夠用這些煤生產130千瓦時的電（一般一塊1mx1.6m的太陽能板一年發電量在250千瓦時以上）——這足夠讓2.2瓦的發光二極體（LED）燈泡按照每天工作12小時計算發光30年。①照射的能量分布密度小，即要占用巨大面積；②獲得的能源同四季、晝夜及陰晴等氣象條件有關。
③目前相對於火力發電，發電機會成本高。
④光伏板製造過程中不環保。
套用領域
一、用戶太陽能電源：（1）小型電源10-100W不等，用於邊遠無電地區如高原、海島、牧區、邊防哨所等軍民生活用電，如照明、電視、收錄機等；（2）3-5KW家庭屋頂併網發電系統；（3）光伏水泵：解決無電地區的深水井飲用、灌溉。
二、交通領域如航標燈、交通/鐵路信號燈、交通警示/標誌燈、宇翔路燈、高空障礙燈、高速公路/鐵路無線電話亭、無人值守道班供電等。
三、通訊/通信領域：太陽能無人值守微波中繼站、光纜維護站、廣播/通訊/尋呼電源系統；農村載波電話光伏系統、小型通信機、士兵GPS供電等。
光伏發電四、石油、海洋、氣象領域：石油管道和水庫閘門陰極保護太陽能電源系統、石油鑽井平台生活及應急電源、海洋檢測設備、氣象/水文觀測設備等。
五、家庭燈具電源：如庭院燈、路燈、手提燈、野營燈、登山燈、垂釣燈、黑光燈、割膠燈、節能燈等。
六、光伏電站：10KW-50MW獨立光伏電站、風光（柴）互補電站、各種大型停車廠充電站等。
七、太陽能建築將太陽能發電與建築材料相結合，使得未來的大型建築實現電力自給，是未來一大發展方向。
八、其他領域包括：（1）與汽車配套：太陽能汽車/電動車、電池充電設備、汽車空調、換氣扇、冷飲箱等；（2）太陽能制氫加燃料電池的再生髮電系統；（3）海水淡化設備供電；（4）衛星、太空飛行器、空間太陽能電站等。
發電成本
光伏發電過去5年，光伏發電的成本已下降了三分之一，在南美等國光伏發電已經與零售電價持平，甚至是低於零售電價，未來光伏發電的成本還將進一步凸顯。其次，火力發電會帶來極高的環境治理成本，二十次的巴黎氣候峰會便是引導各國積極啟動碳交易市場定價機制，由此給高耗能企業帶來的成本增加則顯而易見，因此從這個角度而言煤炭發電成本將高於光伏發電。
投資成本降至8元/瓦以下，度電成本降至0.6-0.9元/千瓦時。
相關政策
國家能源局於2013年11月18日發布《分散式光伏發電項目管理暫行辦法》第一章總則
第一條為規範分散式光伏發電項目建設管理，推進分散式光伏發電套用，根據《中華人民共和國可再生能源法》、《中華人民共和國電力法》、《中華人民共和國行政許可法》，以及《國務院關於促進光伏產業健康發展的若干意見》，制定本辦法。
第二條分散式光伏發電是指在用戶所在場地或附近建設運行，以用戶側自發自用為主、多餘電量上網且在配電網系統平衡調節為特徵的光伏發電設施。
第三條鼓勵各類電力用戶、投資企業、專業化契約能源服務公司、個人等作為項目單位，投資建設和經營分散式光伏發電項目。
第四條國務院能源主管部門負責全國分散式光伏發電規劃指導和監督管理；地方能源主管部門在國務院能源主管部門指導下，負責本地區分散式光伏發電規劃、建設的監督管理；國家能源局派出機構負責對本地區分散式光伏發電規劃和政策執行、併網運行、市場公平及運行安全進行監管。
第五條分散式光伏發電實行“自發自用、余電上網、就近消納、電網調節”的運營模式。電網企業採用先進技術最佳化電網運行管理，為分散式光伏發電運行提供系統支撐，保障電力用戶安全用電。鼓勵項目投資經營主體與同一供電區內的電力用戶在電網企業配合下以多種方式實現分散式光伏發電就近消納。
第二章規模管理
第六條國務院能源主管部門依據全國太陽能發電相關規劃、各地區分散式光伏發電發展需求和建設條件，對需要國家資金補貼的項目實行總量平衡和年度指導規模管理。不需要國家資金補貼的項目不納入年度指導規模管理範圍。
第七條省級能源主管部門根據本地區分散式光伏發電發展情況，提出下一年度需要國家資金補貼的項目規模申請。國務院能源主管部門結合各地項目資源、實際套用以及可再生能源電價附加徵收情況，統籌協調平衡後，下達各地區年度指導規模，在年度中期可視各地區實施情況進行微調。
第八條國務院能源主管部門下達的分散式光伏發電年度指導規模，在該年度內未使用的規模指標自動失效。當年規模指標與實際需求差距較大的，地方能源主管部門可適時提出調整申請。
第九條鼓勵各級地方政府通過市場競爭方式降低分散式光伏發電的補貼標準。優先支持申請低於國家補貼標準的分散式光伏發電項目建設。
第三章項目備案
第十條省級及以下能源主管部門依據國務院投資項目管理規定和國務院能源主管部門下達的本地區分散式光伏發電的年度指導規模指標，對分散式光伏發電項目實行備案管理。具體備案辦法由省級人民政府制定。
第十一條項目備案工作應根據分散式光伏發電項目特點儘可能簡化程式，免除發電業務許可、規劃選址、土地預審、水土保持、環境影響評價、節能評估及社會風險評估等支持性檔案。
第十二條對個人利用自有住宅及在住宅區域內建設的分散式光伏發電項目，由當地電網企業直接登記並集中向當地能源主管部門備案。不需要國家資金補貼的項目由省級能源主管部門自行管理。
第十三條各級管理部門和項目單位不得自行變更項目備案檔案的主要事項，包括投資主體、建設地點、項目規模、運營模式等。確需變更時，由備案部門按程式辦理。
第十四條在年度指導規模指標範圍內的分散式光伏發電項目，自備案之日起兩年內未建成投產的，在年度指導規模中取消，並同時取消享受國家資金補貼的資格。
第十五條鼓勵地市級或縣級政府結合當地實際，建立與電網接入申請、併網調試和驗收、電費結算和補貼發放等相結合的分散式光伏發電項目備案、竣工驗收等一站式服務體系，簡化辦理流程，提高管理效率。
第四章建設條件
第十六條分散式光伏發電項目所依託的建築物及設施應具有合法性，項目單位與項目所依託的建築物、場地及設施所有人非同一主體時，項目單位應與所有人簽訂建築物、場地及設施的使用或租用協定，視經營方式與電力用戶簽訂契約能源服務協定。
第十七條分散式光伏發電項目的設計和安裝應符合有關管理規定、設備標準、建築工程規範和安全規範等要求。承擔項目設計、諮詢、安裝和監理的單位，應具有國家規定的相應資質。
第十八條分散式光伏發電項目採用的光伏電池組件、逆變器等設備應通過符合國家規定的認證認可機構的檢測認證，符合相關接入電網的技術要求。
第五章電網接入和運行
第十九條電網企業收到項目單位併網接入申請後，應在20個工作日內出具併網接入意見，對於集中多點接入的分散式光伏發電項目可延長到30個工作日。
第二十條以35千伏及以下電壓等級接入電網的分散式光伏發電項目，由地市級或縣級電網企業按照簡化程式辦理相關併網手續，並提供併網諮詢、電能表安裝、併網調試及驗收等服務。
第二十一條以35千伏以上電壓等級接入電網且所發電力在併網點範圍內使用的分散式光伏發電項目，電網企業應根據其接入方式、電量使用範圍，本著簡便和及時高效的原則做好併網管理，提供相關服務。
第二十二條接入公共電網的分散式光伏發電項目，接入系統工程以及因接入引起的公共電網改造部分由電網企業投資建設。接入用戶側的分散式光伏發電項目，用戶側的配套工程由項目單位投資建設。因項目接入電網引起的公共電網改造部分由電網企業投資建設。
第二十三條電網企業應採用先進運行控制技術，提高配電網智慧型化水平，為接納分散式光伏發電創造條件。在分散式光伏發電安裝規模較大、占電網負荷比重較高的供電區，電網企業應根據發展需要建設分散式光伏發電併網運行監測、功率預測和最佳化運行相結合的綜合技術體系，實現分散式光伏發電高效利用和系統安全運行。
第六章計量與結算
第二十四條分散式光伏發電項目本體工程建成後，向電網企業提出併網調試和驗收申請。電網企業指導和配合項目單位開展併網運行調試和驗收。電網企業應根據國家有關標準制定分散式光伏發電電網接入和併網運行驗收辦法。
第二十五條電網企業負責對分散式光伏發電項目的全部發電量、上網電量分別計量，免費提供並安裝電能計量表，不向項目單位收取系統備用容量費。電網企業在有關併網接入和運行等所有環節提供的服務均不向項目單位收取費用。
第二十六條享受電量補貼政策的分散式光伏發電項目，由電網企業負責向項目單位按月轉付國家補貼資金，按月結算余電上網電量電費。
第二十七條在經濟開發區等相對獨立的供電區統一組織建設的分散式光伏發電項目，余電上網部分可向該供電區內其他電力用戶直接售電。
第七章產業信息監測
第二十八條組織地市級或縣級能源主管部門按月匯總項目備案信息。省級能源主管部門按季分類匯總備案信息後報送國務院能源主管部門。
第二十九條各省級能源主管部門負責本地區分散式光伏發電項目建設和運行信息統計，並分別於每年7月、次年1月向國務院能源主管部門報送上半年和上一年度的統計信息，同時抄送國家能源局及其派出監管機構、國家可再生能源信息中心。
第三十條電網企業負責建設本級電網覆蓋範圍內分散式光伏發電的運行監測體系，配合本級能源主管部門向所在地的能源管理部門按季報送項目建設運行信息，包括項目建設、發電量、上網電量、電費和補貼發放與結算等信息。
第三十一條國務院能源主管部門委託國家可再生能源信息中心開展分散式光伏發電行業信息管理，組織研究制定工程設計、安裝、驗收等環節的標準規範，統計全國分散式光伏發電項目建設運行信息，分析評價行業發展現狀和趨勢，及時提出相關政策建議。經國務院能源主管部門批准，適時發布相關產業信息。
第八章違規責任
第三十二條電網企業未按照規定收購分散式光伏發電項目余電上網電量，造成項目單位損失的，應當按照《中華人民共和國可再生能源法》的規定承擔經濟賠償責任。
第九章附則
第三十三條本辦法由國家能源局負責解釋，自發布之日起施行。
光伏發電國家發展改革委關於2018年光伏發電項目價格政策的通知發改價格規〔2017〕2196號
各省、自治區、直轄市發展改革委、物價局、能源局、扶貧辦，國家電網公司、南方電網公司、內蒙古電力公司：
為落實國務院辦公廳《能源發展戰略行動計畫(2014-2020)》關於新能源標桿上網電價逐步退坡的要求，合理引導新能源投資，促進光伏發電產業健康有序發展，決定調整2018年光伏發電標桿上網電價政策。經商國家能源局，現就有關事項通知如下：
一、根據當前光伏產業技術進步和成本降低情況，降低2018年1月1日之後投運的光伏電站標桿上網電價，Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類資源區標桿上網電價分別調整為每千瓦時0.55元、0.65元、0.75元(含稅)。自2019年起，納入財政補貼年度規模管理的光伏發電項目全部按投運時間執行對應的標桿電價。
二、2018年1月1日以後投運的、採用“自發自用、餘量上網”模式的分散式光伏發電項目，全電量度電補貼標準降低0.05元，即補貼標準調整為每千瓦時0.37元(含稅)。採用“全額上網”模式的分散式光伏發電項目按所在資源區光伏電站價格執行。分散式光伏發電項目自用電量免收隨電價徵收的各類政府性基金及附加、系統備用容量費和其他相關併網服務費。
三、村級光伏扶貧電站(0.5兆瓦及以下)標桿電價、戶用分散式光伏扶貧項目度電補貼標準保持不變。
四、各新能源發電企業和電網企業必須真實、完整地記載和保存相關發電項目上網交易電量、價格和補貼金額等資料，接受有關部門監督檢查，並於每月10日前將相關數據報送至國家可再生能源信息管理中心。各級價格主管部門要加強對新能源上網電價執行和電價附加補貼結算的監管，督促相關上網電價政策執行到位。
五、鼓勵地方按國家有關規定開展光伏發電就近消納配電價格改革和市場化招標定價試點，逐步完善通過市場發現價格的機制。
六、上述規定自2018年1月1日起執行。
