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T/GSEA 002-2024 户用分布式光伏发电项目服务规范
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资料介绍
ICS 27.160
CCS F 12
广东省太阳能协会团体标准
T/GSEA 002—2024
户用分布式光伏发电项目服务规范
Service Specification for Residential Distributed Photovoltaic (PV) PowerGeneration Project
2024-12-30 发布2024-12-31 实施
广东省太阳能协会发布
目 次
前 言............................................................................ III
1 范围................................................................................ 1
2 规范性引用文件...................................................................... 1
3 术语和定义.......................................................................... 1
3.1 光伏发电系统.................................................................... 1
3.2 户用分布式光伏发电.............................................................. 1
3.3 自然人户用分布式光伏............................................................ 1
3.4 非自然人户用分布式光伏.......................................................... 1
3.5 户用分布式光伏发电项目服务...................................................... 1
3.6 项目业主........................................................................ 1
3.7 场地业主........................................................................ 1
3.8 服务企业........................................................................ 2
4 基本要求............................................................................ 2
4.1 服务基本要求.................................................................... 2
4.2 资质要求........................................................................ 2
4.3 人员要求........................................................................ 2
4.4 企业场所要求.................................................................... 2
5 商务服务............................................................................ 2
5.1 业务咨询........................................................................ 2
5.2 勘察评估........................................................................ 3
5.3 合同和付款...................................................................... 3
5.4 手续办理........................................................................ 4
5.5 结算与项目移交.................................................................. 4
6 安装服务............................................................................ 4
6.1 项目设计........................................................................ 4
6.2 设备和原材料采购与进场.......................................................... 5
6.3 施工安装........................................................................ 5
6.4 明确标识........................................................................ 6
6.5 自检与调试...................................................................... 6
6.6 项目验收........................................................................ 6
7 运维服务............................................................................ 6
7.1 签订合同........................................................................ 6
7.2 响应速度承诺保障................................................................ 7
7.3 电量监控和主动运维: ............................................................. 7
7.4 质量保障........................................................................ 7
T/GSEA 002—2024
II
7.5 安全保障........................................................................ 7
7.6 拆除回收........................................................................ 7
8 服务评价与改进...................................................................... 8
8.1 服务评价........................................................................ 8
8.2 服务质量反馈与公开.............................................................. 8
8.3 投诉与争议处理.................................................................. 8
附录A （规范性）服务评价反馈表.................................................... 9
附录B （规范性）自然人户用分布式光伏发电项目项目业主验收单....................... 10
附录C （规范性）非自然人户用分布式光伏发电项目场地业主验收单..................... 12
附录D （资料性）服务流程图示范文本............................................... 13
附录E （资料性）光伏发电系统发电量测算方法....................................... 14
附录F （资料性）安装方案示范文本（自然人户用分布式光伏项目） ..................... 15
附录G （资料性）安装方案示范文本（非自然人户用分布式光伏项目） ................... 16
附录H （资料性）户用光伏发电项目销售安装服务合同示范文本......................... 17
附录I （资料性）使用维保手册示范文本............................................. 24
附录J （资料性）广东省分布式光伏发电项目建设规范企业（单位）名单管理办法......... 32
参考文献............................................................................. 37
T/GSEA 002—2024
III
前 言
本文件依据GB/T 1.1-2020给出的规则编写。
本文件替代T/GSEA 001—2021《居民分布式光伏发电项目服务规范》，与T/GSEA 001—2021相比，
除标准名称调整外，主要技术变化如下：
——更改了文件的范围（见第1章，2021年版的第1章）；
——更改了规范性引用文件（见第2章，2021版的第2章）；
——更改了术语和定义，增加户用分布式光伏发电、自然人户用分布式光伏和非自然人户用分布式
光伏术语和定义（见第3章，2021版的第3章）；
——增加非自然人户用分布式光伏设计服务企业的资质要求（见4.2.2）；
——更改了第5章标题，对内容进行修改，增加了屋顶租赁、合作共建、融资租赁/经营性租赁模式
下的商务服务内容（见5.1.8、5.1.9、5.1.10、5.2.3、5.3.4、5.3.5、5.4.2、5.4.6、5.5.4）；
——更改了安装服务，修改项目设计（见6.1.3、6.1.4，2021版的6.1.2、6.1.3），对设备和原材
料采购与进场、施工安装、明确标识、项目验收内容进行补充（见6.2.3、6.3、6.4、6.6，2021版的6.3、
6.4、6.6）
——更改了运维服务，修改电量监控和主动运维、质量保障、安全保障（见7.3，7.4，2021年版,7.3，
7.4，7.5），增加拆除回收（见7.6）。
请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。
本文件由广东省太阳能协会提出，广东省太阳能协会标准化技术委员会归口管理。
本文件起草单位：广东省太阳能协会、广东产品质量监督检验研究院、广州三晶电气股份有限公司、
隆基乐叶光伏科技有限公司、锦浪科技股份有限公司、环晟光伏（江苏）有限公司、广东金源光能股份
有限公司、广东博通新能源科技有限公司、广东晴天太阳能科技有限公司、光点绿色建筑科技（广东）
有限公司、东莞市昊光新能源科技有限公司、广东南能新能源有限公司、佛山市光生伏打新能源有公司、
佛山市脉冲电力科技有限公司、广东伏光新能源科技有限公司、广东威阳科技有限公司、广东安和电业
科技有限公司、广东汇太新能源有限公司、广东晓光新能源有限公司、广州昱科新能源有限公司、固德
威技术股份有限公司、广东德日光伏科技有限公司、广东弘丰能源发展有限公司、特变电工新疆新能源
股份有限公司、惠州TCL光伏科技有限公司、广州越秀新能源投资有限公司、广东华成电力能源股份有
限公司、广州金阳电力有限公司。
本文件主要起草人：朱薇桦、沈贞文、胡振球、曾飞、严国庆、胡立锋、张鹍、潘秀建、张文平、
余新杰、李印权、黄涛、谢敬聪、黄惠乐、梁振南、刘付志新、冯昊权、谢永浩、曹立、吴劲东、柯琼
芬、吴荣矾、徐洪元、江涛、肖应春、孟桃力、詹爱刚、周磊、邓赞高、任舒宁、谌享炉。
本文件于2021年首次发布，本次为第一次修订。
T/GSEA 002—2024
1
户用分布式光伏发电项目服务规范
1 范围
本文件规定了户用分布式光伏发电项目在基本原则与要求、商务服务、安装服务、运维服务过程中
的服务要求以及服务评价与改进。
本文件适用于广东省行政区域内面向居民开展户用分布式光伏发电项目的服务，其它分布式光伏发
电项目服务可参考执行。
2 规范性引用文件
下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，
该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文
件。
GB 50057 建筑物防雷规范
GB 50794 光伏发电站施工规范
GB 55037 建筑防火通用规范
GB/T 29319 光伏发电系统接入配电网技术规定
GB/T 36963 光伏建筑一体化系统防雷技术规范
GB/T 51368 建筑光伏系统应用技术标准
T/CPIA 0011 户用光伏并网发电系统
3 术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1 光伏发电系统
利用太阳能电池的光生伏特效应，将太阳辐照能转换成电能的发电系统。
3.2 户用分布式光伏发电
利用自然人所有的屋顶或附近场地建设的分布式光伏。
3.3 自然人户用分布式光伏
是指自然人利用自有住宅投资建设、公共连接点电压等级不超过380伏的分布式光伏。
3.4 非自然人户用分布式光伏
是指非自然人利用居民住宅投资建设、公共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。
3.5 户用分布式光伏发电项目服务
实施户用分布式光伏发电项目全过程所涉及的服务，包括业务咨询、勘察调研、设计、手续办理、
安装、运维、拆除回收等专业化服务。
3.6 项目业主
户用分布式光伏发电项目的投资人，即产权所有人。
3.7 场地业主
户用分布式光伏发电系统安装场地的产权所有人。
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2
3.8 服务企业
向项目业主和场地业主提供设计、安装、运维等专业化服务的企业。
4 基本要求
4.1 服务基本要求
4.1.1 户用分布式光伏发电项目服务应遵循安全、环保、节能、经济适用、高效便捷的基本原则。
4.1.2 服务企业实施服务活动时向项目业主和场地业主明示服务流程（参见附录D），并在重要服务
结束时完成服务评价反馈记录（参见附录A）。
4.1.3 服务企业具备规范的工作规程和管理体系，建立客户档案管理制度。
4.2 资质要求
4.2.1 服务企业应具备满足光伏发电项目服务所需的能力，注册登记的经营范围包括光伏发电设施（或
太阳能光伏项目）销售、投资、建设或运营等领域。
4.2.2 非自然人户用分布式光伏设计服务企业应具备以下资质之一：
1）工程设计综合甲级资质证书；
2）电力行业工程设计资质乙级及以上；
3）电力行业工程设计资质新能源发电专业乙级及以上；
4）电力行业工程设计（送电工程、变电工程）专业乙级及以上。
4.2.3 安装和运维服务企业应具备安全生产许可证，以及以下资质之一：
1）建筑机电安装工程专业承包三级及以上资质；
2）输变电工程专业承包三级及以上资质证书；
3）电力工程施工总承包三级及以上资质；
4）承装（修、试）电力设施许可证五级及以上资质。
4.3 人员要求
4.3.1 服务企业应配备光伏发电领域持有职业技能证书的专职技术人员。
4.3.2 安装、运维企业，必须配备持有电工上岗资格证书的电工，涉及高处作业的人员还应持有高处
作业特种作业操作证，涉及焊接作业的人员应持有电焊特种作业证，具备与服务内容相匹配的技术能力。
4.4 企业场所要求
安装与运维服务企业应在项目所在地级市范围内有固定办公场所或售后服务网点。
5 商务服务
5.1 业务咨询
5.1.1 应充分了解和明确项目业主和场地业主的需求。
5.1.2 应明确告知项目业主户用分布式光伏发电项目的发电量及使用寿命与环境温度、屋顶的朝向、
倾角、遮阴程度和后期运维有关，且随着组件性能衰减逐年降低。
5.1.3 不应对光伏发电收益、功能进行虚假宣传、夸大宣传。现有技术条件下，广东地区宣传的常规
组件系统每千瓦平均年发电量一般不超过1200kWh（参见附录E），超过该值的技术应提供权威数据证
明。
5.1.4 在风景名胜区、历史文化（名镇名村）保护区、历史文化街区的核心保护范围和建控地带、历
史建筑的核心保护范围、传统村落、世界遗产地的遗产区和缓冲区、文物保护单位保护范围和建控地带
内安装光伏发电系统应遵循相关规定，根据相关部门的意见办理手续。
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5.1.5 应明确告知项目业主和场地业主户用分布式光伏发电项目应安装在合法合规、产权清晰的场地，
不应违规违章建设。
5.1.6 应建议项目业主和场地业主在项目建设前征询周围居民意见，对项目建设可能存在的眩光、噪
声、影响相邻建筑物的采光和原有功能等问题进行协调沟通。
5.1.7 在物业共有部分安装光伏发电项目时，服务企业应提示项目业主和场地业主应根据《民法典》
要求，取得共有业主书面同意。
5.1.8 应明确告知项目业主分布式发电项目验收移交后，需承担项目安全主体责任。项目运行期内，
必须为项目购买第三者责任保险(因意外事故或自然灾害造成的第三者人身伤亡)，保单每次事故责任限
额不低于100 万，每人责任限额不低于50 万。自然人户用分布式光伏销售安装服务宜包含项目运行五
年及以上的保险服务。
5.1.9 应告知项目业主采用光伏贷、融资租赁模式下可能存在的风险，项目业主承担信贷责任、设备
租金支付义务；告知项目有可能出现因天气、遮挡、灰尘、不正当使用等客观原因影响发电量而导致收
益不足以还贷或偿还设备租金的风险。
5.1.10 应告知场地业主在租赁模式下可能存在的风险，场地业主承担的保证设备正常运行的责任，明
确告知其对于物业进行变更或处置以及其他因素导致设备无法正常运行相对应的赔偿或设备回购要求。
5.1.11 应明确告知场地业主需要提供的客户信息资料用途，并按规定用途使用。
5.1.12 应明确告知项目业主和场地业主户用分布式光伏发电项目可能存在的电气安全、防雷安全等风
险。
5.1.13 服务企业宜与项目业主和场地业主签订风险知情确认函。
5.2 勘察评估
5.2.1 应现场勘察建筑布局、屋面整体情况，包括屋顶形状、屋顶层高、女儿墙高度、屋面设备、斜
屋面朝向、倾角等；勘察周边环境条件，包括周边遮挡物方位与高度，设备材料进场条件；勘察建筑进
线线径、电柜与电表位置等，初步判断安装光伏的可行性及安装容量。
5.2.2 应向项目业主提供安装方案，包括但不限于项目安装方式、关键产品和设备选型、项目收益、
费用支出情况、质保信息、风险提示。安装方案示范文本参见附录F。
5.2.3 应向场地业主提供安装方案，包括但不限于安装方式、设备进场方式、关键产品和设备选型、
收益、风险提示。安装方案示范文本参见附录G。
5.3 合同和付款
5.3.1 根据提出的安装方案，经与项目业主和场地业主协商一致后，服务企业应与项目业主和场地业
主签订服务合同。
5.3.2 非自然人户用分布式光伏项目与场地业主签订的合同与协议应责、权、利对等，不应转嫁不合
理的责任与义务，不应采用欺骗、诱导等方式侵害场地业主合法权益。
5.3.3 自然人户用分布式光伏项目销售安装服务合同应包含：安装内容、实施周期、安装质量、所需
费用、验收标准；应提供光伏发电系统配置，主要设备与材料清单，相关质量认证与质保期限，双方的
权利义务，违约条款，争议解决方式等；应明确售后服务内容与售后服务电话。合同示范文本参见附录
H。
5.3.4 屋顶租赁合同应包含：在合同中明确租赁期限，电站权属及到期处理方式、租金及支付方式，
电站勘察、设计、施工、运维、改造各环节场地业主方的权利义务；场地业主折旧回购的要求、折旧回
购计价方式；对于物业产权变更、拆迁、征用、抵押、翻新、扩建的处理方式；房屋损坏漏水的处理方
式及处理时限；明确光伏电站设备引起的第三方责任义务；提供光伏发电系统配置，主要设备与材料清
单，相关质量认证与质保期限。
5.3.5 合作共建合同应包含：在合同中明确合作期限，电站权属及到期处理方式，收益分配方式及分
配期限，电站勘察、设计、施工、运维、改造各环节场地业主方的权利义务；场地业主折旧回购的要求、
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折旧回购计价方式；对于物业产权变更、拆迁、征用、抵押、翻新、扩建的处理方式；房屋损坏漏水的
处理方式及处理时限；明确光伏电站设备引起的第三方责任义务；提供光伏发电系统配置，主要设备与
材料清单，相关质量认证与质保期限。
5.3.6 付款方式应至少保留合同总价一定比例金额至项目验收通过后支付（采用贷款模式、融资租赁/
经营性租赁模式的除外）。
5.4 手续办理
5.4.1 服务企业应根据地方项目备案管理制度和地方电网公司规定，协助项目业主完成项目备案、报
批相关手续。
5.4.2 对于采用光伏贷和融资租赁/经营性租赁模式的项目，应协助项目业主办理项目贷款和融资租赁
/经营性租赁的有关手续。
5.4.3 应协助项目业主到电网公司办理项目接入系统申请，办妥项目接入系统相关手续，取得电网的
接入系统方案，并予以确认。
5.4.4 项目建成后，应协助业主办理项目并网验收申请，直至并网验收通过。
5.4.5 政府及相关部门有其他验收要求的，服务企业应协助业主办理，直至项目正常、合规发电。
5.4.6 项目并网发电后，应协助项目业主完成项目建档立卡，完成电费、租金等相关结算手续。
5.5 结算与项目移交
5.5.1 项目验收后，服务企业与项目业主应依照合同进行项目结算，并向项目业主提供项目结算资料。
5.5.2 服务企业应根据合同规定进行项目资料移交，内容应包含基本信息、图纸、设备材料相关资料、
监控账号、使用维保手册（示范文本参见附录I）等。
5.5.3 服务企业应为项目业主提供培训，包括监控设备使用，日常运维操作，使用注意事项以及紧急
事件处理措施等。
5.5.4 服务企业应为场地业主提供培训，包括日常运维操作、安全注意事项、紧急事件处理措施等。
6 安装服务
6.1 项目设计
6.1.1 服务企业依据T/CPIA 0011 相关规定开展项目设计，设计运行年限不应低于25 年。项目设计及
施工方案在实施前应与项目业主充分协调沟通，完成项目设计及施工方案后交由项目业主和场地业主签
字确认。
6.1.2 服务企业应根据项目所在地电网企业的并网接入要求开展接入系统设计，并满足GB/T 29319
的有关规定。
6.1.3 项目设计应符合以下安全性要求：
1）应对建筑物结构和电气安全进行检查和评估，必要时委托有资质的单位进行结构可靠性鉴定；
2）光伏系统的支架及其支撑件应具有足够的承载能力，应与主体结构有可靠的连接和锚固，并具有足
够的强度和刚度及抗震、抗风和抗腐蚀能力；
3）光伏发电系统防雷设计应满足GB/T 36963、GB/T 51368 以及GB50057 的有关规定；
4）光伏发电系统防火设计应满足GB/T 51368以及GB 55037的有关规定；
5）光伏方阵基座、支架、各类管线、电气等部件安装的防水和密封性，在系统的使用寿命周期内， 应
满足所在建筑的防水功能要求；
6）光伏发电系统设计时应考虑相关安全标识的设置；
7) 光伏系统应具备故障预警及诊断功能，宜具备快速关断的能力；
8）项目设计应充分考虑安装、运维、消防应急需求，设置必要的运维和消防设施，预留合理的运维通
道、安装通道、消防和救援通道。
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6.1.4 项目设计应符合如下美观性要求：
1）项目的设计安装应与周边建筑、人文景观相协调。充分结合当地建筑与文化特征，体现广府、潮汕、
客家等岭南地域文化及少数民族特色。应满足地方规划和风貌管控要求；
2）一般区域宜采用双坡式、四面坡式设计，应选用与建筑本体色彩协调的光伏支撑构件、光伏系统边
框等材料，保持与建筑整体造型、色彩协调一致，按照整洁、协调、美观的基本要求，保持建筑立面的
统一性、连续行和视觉景观的完整性；
3）县区镇入口通道、主干街道、圩镇客厅、商业中心、绿道碧道、公园、铁路沿线、国省道及高速公
路沿线、历史文化名镇名村、传统村落、特色保护类村庄等重点区域，除落实对一般区域的要求外，应
进一步在山墙、檐口、屋脊、女儿墙、门窗等建筑构件中融入具有当地鲜明文化特征的元素，充分体现
广府、潮汕、客家等岭南文化特色。平屋顶加装，组件方阵设计坡度一般不小于10 度。考虑晾晒、水
箱放置等需求，设置部分开敞空间。应做加装后风貌效果对比分析；
4）坡屋面应顺坡安装，组件不应超过该安装屋面的最高点，组件方阵表面与安装屋面尽量贴合；
5）光伏发电系统加装高度从屋面起算最高点不宜超过2.8m，当组件下方需要人员通过时光伏组件最低
点距屋面完成面不宜小于2.2m，四周不围蔽。屋顶有楼梯间且需在楼梯间屋顶安装光伏组件时，最高
点不高于楼梯间屋面1.0 m，楼梯间与屋面的光伏组件宜分级分层设计，避免出现屋顶体量过大，与建
筑风貌不协调的现象；
6）项目电缆走线宜使用建筑现有电井管道，如需单独走线且存在裸露风险的，应采用套管保护，避免
电线裸露。
6.2 设备和原材料采购与进场
6.2.1 服务企业应对设备与原材料供应商进行企业信誉、产品质量、价格、环保、售后服务等综合评
价，建立合格供应商档案。应核查组件、逆变器等主要设备的认证证书或第三方检测试验报告，并查验
产品的可追溯性。
6.2.2 服务企业应对施工中所使用的设备与材料（以下简称上述材料）做好进场检验记录，由合同双
方确认、符合要求后方可投入使用。凡上述材料发生变更的，应告知项目业主并签名确认。
6.2.3 进场设备存放应分区规划、物资堆放整齐、采取有效防护措施、存放标识清晰、预留通道、设
备定期检查、做好环境维护。
6.3 施工安装
6.3.1 应严格按照合同约定的期限做好项目现场的施工组织和管理，主要内容包括：现场施工的人员
配置、材料准备、施工质量管理、进度管理、安全与环境管理等。
6.3.2 涉及安装施工特种作业人员应具备专项作业能力。持证上岗，在安装过程中应严格执行安全生
产相关规定。
6.3.3 施工前应检查安装区域的其他设备、物品情况，做好防护，如需移动、拆卸应经场地业主同意。
6.3.4 在施工现场实施支架裁切、焊接、钻孔等操作时，应避免可能的噪音对业主及周边居民的影响。
6.3.5 施工人员应严格按照施工图纸进行施工，满足GB 50794、T/CPIA 0011 规范以及地方管理规定
的要求，不应降低工程的质量安全标准，不应随意更改，偷工减料，确因现场条件需要更改的，应经设
计人员及业主共同确认。
6.3.6 应做好现场施工各阶段的安全防护措施，保持施工现场道路畅通，确保消防措施满足区域工程
施工管理的相关规定。
6.3.7 施工安装属于隐蔽工程的应有相关影像记录。鼓励施工单位对施工过程和检测过程建立影像记
录留存管理制度。
6.3.8 应在现场施工过程中保障项目业主、场地业主和施工人员的人身安全，应购买施工保险，并满
足以下要求：
1）施工人员应佩戴保险绳、防滑鞋和安全帽；
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2）严禁在雨雪、雷电、大风天气进行施工作业；
3）在高温天气施工应做好防暑措施；
4）施工区域应设立安全警戒，吊装区域应由专人警戒。
6.3.9 施工过程中应严格执行操作规程，不应违章指挥或违章作业。
6.3.10 工程完工后，应及时将安装区域内的其他设备、物品恢复原状，并将施工遗留垃圾清理干净。
6.4 明确标识
6.4.1 在光伏发电系统的显要位置，应设置禁止烟火、禁止用水灭火标识。
6.4.2 在光伏组件及阵列的显要位置，应设置禁止踩踏组件、当心高温表面、禁止遮挡组件等标识。
6.4.3 在人员有可能接触或靠近的电气设备（如光伏组件、逆变器、配电箱等）附近，应设置有电禁
止触碰、当心触电、禁止用水灭火标识。
6.4.4 系统配电箱外壳应清晰注明光伏系统安装容量、服务企业名称以及售后服务电话，并在箱内注
明项目并网日期。
6.4.5 项目走线应根据项目情况，规范设置电缆标识牌、号码管等。
6.5 自检与调试
6.5.1 项目安装完成后，服务企业应按施工图纸及合同约定的相关标准和规范进行全面的安全和质量
检查。
6.5.2 项目自检结束后，应由服务企业组织进行项目电气系统调试，调试内容包括但不限于：
1）组串电压检测，检查整个组串电压是否符合规定要求；
2）启动逆变器，检查系统是否发电正常；
3）监控调试，检查数据传输和显示是否正常，调试完成后安装单位应同时告知运维服务企业和项目业
主；
4）并网箱及内部断路器等保护设备性能复核调试，以确保并网箱内的过流、过欠压保护装置等具备正
常保护功能。
6.5.3 检查、测试、调试应作专门记录。记录应齐全、准确。
6.6 项目验收
6.6.1 项目完工后，服务企业应配合项目业主向所在地电网公司提交并网申请，由电网公司上门完成
并网验收工作，并出具《并网验收意见书》。对于并网验收合格的，电网企业出具《并网验收意见书》；
对于验收不合格的，提出整改方案，服务企业应负责执行整改，直至达到并网验收要求。
6.6.2 服务企业应协助项目业主完成并网协议、购售电合同和并网调度协议签订，完成并网调试，协
助项目业主办理电费结算手续，直至光伏项目正常运行，相关费用正常结算至项目业主账户。
6.6.3 地方如有其他验收要求的，服务企业应积极配合开展验收，直至项目正常发电可实现正常结算。
6.6.4 项目验收应由项目业主、场地业主、服务企业共同参加。
6.6.5 自然人户用分布式光伏项目并网交付时，服务企业应协助项目业主根据《自然人户用分布式光
伏发电项目项目业主验收单》（附录B）开展验收。
6.6.6 非自然人户用分布式光伏项目并网交付时，服务企业应协助场地业主根据《非自然人户用分布
式光伏发电项目场地业主验收单》（附录C）开展验收。
7 运维服务
7.1 签订合同
7.1.1 户用光伏发电项目的运行维护工作可由原安装服务企业实施，也可以由项目业主委托其他光伏
运维服务企业实施。运维服务企业应与项目业主签订运维服务合同，或在销售安装服务合同中明确运维
服务内容。
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7.1.2 运行维护合同中应该明确涉及的电站范围，服务期限、费用及结算、服务质量要求及双方权利
义务等内容。
7.1.3 运行维护服务可按年度收费或按次收费。
7.2 响应速度承诺保障
7.2.1 应配置相应专业技术人员负责故障处理，并承诺响应时间。
7.2.2 运维期内需现场应急故障处理的项目，运维服务企业应为项目业主和场地业主提供全天24h 的
热线服务及紧急联络人信息。
7.2.3 运维服务企业的响应时间要求不应超过1h，现场服务不应超过24h，紧急现场服务不应超过8h。
7.2.4 项目业主反馈设备损坏或故障等情况，运维服务企业经确认后应在48h 内安排运维人员上门服
务。
7.3 电量监控和主动运维:
7.3.1 应为项目业主安装监控APP，开放远程运行监控权限，并应获得场地业主授权。监控系统应能
实现在线发电量监测与动态分析、故障报警提醒以及运维操作指引。
7.3.2 提供运维服务的企业应建立后台监控平台，主动为项目业主开展发电异常监控和故障排查。在
发电量或发电系统设备出现异常时安排必要的设备更换或检修，并记录运维情况。
7.3.3 鼓励运维服务企业提供信息提醒服务以及光伏贷和融资租赁/经营性租赁模式下对项目业主的
还贷和租金支付时间提醒服务。
7.3.4 运维服务企业应依据T/CPIA 0011。
7.4 质量保障
7.4.1 光伏发电系统及所有设备材料的质保期应从并网运行之日起计算。
7.4.2 原则上自然人分布式光伏项目的系统质保期不应低于5 年。非自然人分布式光伏项目的系统质
保期根据项目业主要求确定。
7.4.3 光伏组件质保时间不应低于10 年，功率有效质保时间不应低于25 年；并网逆变器、光伏支架、
线缆质保时间不应低于5 年；配电箱的质保时间不应低于3 年。质保的具体条款由厂家与购方另行约定，
但不能低于国家相关标准与规范。
7.4.4 服务企业应定期进行服务质量评价。服务质量评价内容可参见附录C 的要求进行。
7.5 安全保障
7.5.1 运维服务企业应明确火灾、雷电、台风等灾害的应急预案。
7.5.2 运行维护人员应具有光伏系统专业知识、电气知识、安全消防知识或经过专业单位培训合格，
定期参加安全培训，在执行运维操作时应严格执行安全作业相关规定。
7.5.3 光伏发电系统现场应合理配置消防器材，保留消防通道。
7.5.4 鼓励服务企业为项目购买不少于五年第三者责任保险。
7.5.5 运维服务企业应严格遵守相关安全生产政策规范，建立安全文明管理制度，采取一切必要措施
和手段强化安全管理，提高安全水平，确定严格的安全工作秩序以保证相关人员的安全与健康，并确保
项目运维的顺利实施。
7.5.6 运维服务企业应严格执行安全文明检查制度，做好专项检查及各类检查工作，并及时整理现场
及技术资料。
7.6 拆除回收
7.6.1 项目的拆除、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，不应造成环境污染破坏与安全事故事件。
7.6.2 运维服务企业应负责对光伏组件、逆变器、储能电池等设施因损坏或到期进行更换或拆除，并
交由有相应资质的公司回收处理。
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8
7.6.3 运维服务企业应建立健全的光伏系统设备更换、拆除、拆迁等特殊原因导致的设备拆除回收管
理制度，规范物料处理流程。
7.6.4 电站拆除、更换的设备全部进行分类回收，对有残余价值的物料寻原回收企业进行残值处理，
对无残余价值的物料进行专项无害处理。
8 服务评价与改进
8.1 服务评价
8.1.1 销售、安装、运维服务完成后，应由项目业主对服务企业开展服务评价，填写《服务评价反馈
记录》。
8.1.2 服务企业应结合业主服务评价，完善服务管理，提高服务质量。
8.2 服务质量反馈与公开
8.2.1 地方行业协会可根据本文件对项目进行抽查。对违反本文件开展服务、发现重大质量问题、或
业主多次投诉的服务企业，在行业协会网站平台进行通报；多次出现问题而不能整改到位的服务企业，
地方行业协会可提交相关管理部门，纳入信用体系管理。
8.2.2 服务企业可选择自愿接受《广东省分布式光伏发电项目建设规范企业（单位）名单管理办法》
（附录J）管理，广东省太阳能协会应将接受管理的企业名单进行公示。
8.3 投诉与争议处理
8.3.1 服务企业应设立并公布投诉电话，有条件的服务企业还应开通服务热线。
8.3.2 服务企业应建立投诉管理制度，规范投诉处理流程。建立健全业主投诉处理规定，包括：投诉
的界定、投诉处理的组织体系、投诉处理的原则及操作流程、投诉处理的赔偿权限规定和投诉事项的善
后处理及考核等。
8.3.3 接到业主投诉后，服务企业应在24h 内主动与业主取得联系，一般问题应在3 个工作日内予以
解决，与业主另行商定处理时间除外。
8.3.4 业主与服务企业双方发生争议且协商无效时，可向广东省太阳能协会投诉或提请调解，双方应
予以积极配合。对调节无法达成一致的，可按下列方式解决：
1）提交消费者权益保护部门调解；
2）提交当地仲裁委员会仲裁；
3）依法向项目所在地人民法院提起诉讼。A
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9
BA
附录A（规范性）服务评价反馈表
尊敬的用户：
您好！感谢您为节能减排事业做出的贡献。为了完善我们的服务，完成行业监督，烦请您对我
们的服务过程进行评价。
用户姓名安装地址
安装容量并网日期
商务服务评价□ 非常满意□ 比较满意□ 满意一般□ 不满意
1、对项目收益及发放周期是否了解□ 是□ 否
2、服务企业宣传的单瓦年发电量是否合理（现有技术下一般不超过1.2度/年/W） □ 是□ 否
3、是否告知项目可能存在的风险，包括投资、贷款、安全风险□ 是□ 否
4、在签订合同之前，是否进行勘察并出具服务方案，明确服务内容与费用结算□ 是□ 否
5、是否签订合同□ 是□ 否
6、是否已向您移交所有项目资料□ 是□ 否
7、是否提供合同金额对应的发票□ 是□ 否
8、是否安装监控APP □ 是□ 否
9、是否就电站的运行使用及安全应急措施对您进行了培训□ 是□ 否
10、服务企业是否为您的项目购买了不少于五年第三者责任保险□ 是□ 否
11、户用分布式光伏发电项目验收单是否递交广东省太阳能协会□ 是□ 否
安装服务评价□ 非常满意□ 比较满意□ 满意一般□ 不满意
12、是否存在超高安装（超过2.8m，或超过楼梯间最高点1m） □ 是□ 否
13、使用的支架是否达到标准要求□ 是□ 否
14、使用设备（组件与逆变器）是否有认证证书□ 是□ 否
15、组件、逆变器、电箱有否做好防触电标识□ 是□ 否
16、是否配备消防灭火装置□ 是□ 否
17、工程完工时，工业垃圾是否清理干净□ 是□ 否
18、您认为是否得到了专业的安装服务□ 是□ 否
19、安装完毕后，是否进行了自检和调试□ 是□ 否
运维服务评价□ 非常满意□ 比较满意□ 满意一般□ 不满意
20、项目总体发电性能是否满意□ 是□ 否
21、问题投诉回复是否及时□ 是□ 否
22、问题投诉处理效果是否满意□ 是□ 否
23、您认为是否得到了专业的运维服务□ 是□ 否
其他意见或建议：
用户签名：
C 日期： 年月日
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10
DB
附录B（规范性）自然人户用分布式光伏发电项目项目业主验收单
用户姓名电力户号
身份证号码联系方式
序号验收内容是否
必查项（请√）
1 是否有项目设计方案及施工图纸，实际施工是否和图纸一致
2 是否发现屋顶有漏水现象或存在漏水的风险
3 光伏系统安装位置和安装方位是否整体朝阴或大部分受到遮挡
4 是否发现屋顶光伏系统结构存在安全隐患
5 是否有施工单位出具的竣工报告或自检调试报告，报告中相关参数是否符合要求
6
组件、逆变器、光伏连接器、电缆、电器开关、成套配电箱、光伏专用直流电缆等
主要设备和材料是否有认证证书或质检报告
7 逆变器是否具有故障时自动故障解列功能
8 支架是否满足安全要求
9 电缆是否满足最大发电时电流的要求
10
计量装置附近是否有发热源或易燃易爆物品，安装的位置是否符合要求，接线方式
和上网模式是否匹配
11
组件、逆变器、光伏连接器、电缆、电器开关、成套配电箱、光伏专用直流电缆等
主要设备和材料安装工艺是否符合要求
12
带边框组件、支架、逆变器外壳、电表箱外壳、电缆外皮、金属电缆保护管或线槽
是否可靠接地
13
是否有明确的标识：包括防触电警示标识；系统配电箱外壳是否清晰注明光伏系统
功率、销售或安装服务企业名称以及售后服务电话，并在箱内注明项目并网日期
14 是否已经完成电网企业并网验收，并获得分布式光伏项目并网验收意见单
15
是否完整提供了完整的项目资料，包括合同、发票、设计方案、施工图纸、使用维
保手册、光伏组件和并网逆变器可追溯的产品编号、配电箱编码、安装记录、设备
和系统调试记录、设备材料合格证、保修单和认证证书、系统验收报告、并网验收
单、监控账号等。
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项目验收意见
经资料审查与现场检查，形成验收意见如下（请√）：
□ 提供验收的资料基本齐全，符合验收要求，同意通过验收。
□ 提供验收的资料不齐全，不符合验收要求，不同意通过验收，请在等方面进行整改后重新
申请验收。
核准的实际装机容量
瓦
并网日期
年月日
用户（签名）
验收日期： 年月日
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12
EC
附录C（规范性）非自然人户用分布式光伏发电项目场地业主验收单
用户姓名电力户号
身份证号码联系方式
序号验收内容是否
必查项（请√）
1 是否有项目设计方案及施工图纸，实际施工是否和图纸一致
2
组件、逆变器、光伏连接器、电缆、电器开关、成套配电箱、光伏专用直流电缆等
主要设备和材料用材用量是否与合同签订的一致
3
组件、逆变器、光伏连接器、电缆、电器开关、成套配电箱、光伏专用直流电缆等
主要设备和材料是否有认证证书或质检报告
4 是否发现屋顶有漏水现象或存在漏水的风险
5 支架是否满足安全要求
6 是否发现屋顶光伏系统结构存在安全隐患
7
带边框组件、支架、逆变器外壳、电表箱外壳、电缆外皮、金属电缆保护管或线槽
是否可靠接地
8
是否有明确的标识：包括防触电警示标识；系统配电箱外壳是否清晰注明光伏系统
功率、销售或安装服务企业名称以及售后服务电话，并在箱内注明项目并网日期
9 项目接入系统满足GB/T 29319-2024要求，项目建设不会对配电网造成影响
10 是否对用户进行了日常维护、安全培训，提供了使用手册/指南等
项目验收意见
经资料审查与现场检查，形成验收意见如下（请√）：
□ 提供验收的资料基本齐全，符合验收要求，同意通过验收。
□ 提供验收的资料不齐全，不符合验收要求，不同意通过验收，请在等方面进行整改后重新
申请验收。
核准的实际装机容量
瓦
并网日期
年月日
用户（签名）
验收日期： 年月日
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附录D（资料性）服务流程图示范文本
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附录E（资料性）光伏发电系统发电量测算方法
要估算光伏发电系统的发电量，需要知道系统安装当地的峰值日照时数（将光伏组件面上接收到的
太阳能总辐射量，折算成辐照度1000W/m2 下的小时数），系统效率，系统安装容量。
例如25kW 的光伏发电系统，安装地点为阳江，组件安装水平面多年平均峰值日照时数为1,298 小
时，光伏并网系统效率约为80%(其中包含了光伏组件线性衰降的2%)，所以该系统年发电量计算公式=
组件安装容量×年峰值日照时数×系统效率=25×1298×80%=25960kWh，平均每天发电量=25960÷
365=71.12 度电。
各地光伏发电系统发电量测算表
序号地市
峰值日照
时数(h)
每千瓦平均日发
电量（kWh）
每千瓦平均年
发电量(kWh)
25kW 系统平均
日发电量（kWh/
日）
1 汕头市1,435 3.145 1148 78.63
2 揭阳市1,416 3.104 1132.8 77.59
3 潮州市1,415 3.101 1132 77.53
4 汕尾市1,401 3.071 1120.8 76.77
5 珠海市1,391 3.049 1112.8 76.22
6 湛江市1,373 3.009 1098.4 75.23
7 中山市1,372 3.007 1097.6 75.18
8 梅州市1,368 2.998 1094.4 74.96
9 深圳市1,358 2.976 1086.4 74.41
10 江门市1,326 2.906 1060.8 72.66
11 惠州市1,309 2.869 1047.2 71.73
12 阳江市1,298 2.845 1038.4 71.12
13 河源市1,296 2.841 1036.8 71.01
14 东莞市1,281 2.808 1024.8 70.19
15 茂名市1,268 2.779 1014.4 69.48
16 云浮市1,256 2.753 1004.8 68.82
17 佛山市1,232 2.700 985.6 67.51
18 肇庆市1,225 2.685 980 67.12
19 广州市1,224 2.683 979.2 67.07
20 韶关市1,218 2.670 974.4 66.74
21 清远市1,213 2.659 970.4 66.47
注：水平面多年平均辐照量数据引自Meteonorm 数据库
光伏实际发电量受实际光照情况、安装角度、运维情况等因素影响，实际发电量会有一定偏差。
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附录F（资料性）安装方案示范文本（自然人户用分布式光伏项目）
公司名称项目编号
销售工程师勘察工程师
客户姓名联系电话
安装地址
安装面积计划安装容量
安装方式（附平面图或效果图）
设备清单
名称品牌型号
光伏组件
逆变器
支架
线缆
项目费用
设备材料费
安装施工费
加项费用
总价
项目收益
单价（元/度） 年限（年） 年发电量（度） 年收益（元） 合计（元）
电费节省25
卖电收入（税后） 25
其他（税后）
收益合计
备注： 假设自用电30%，卖电70%
贷款/融资预估
贷款/融资金额（元） 贷款/融资年限（年） 还款/租金支付方式
年利息（元） 每月还本付息/支付租金（元）
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FD
附录G（资料性）安装方案示范文本（非自然人户用分布式光伏项目）
公司名称项目编号
销售工程师勘察工程师
客户姓名联系电话
安装地址
安装面积计划安装容量
安装方式（附平面图或效果图）
电站配置光伏组件、逆变器、配电箱、线缆、支架等辅件电站价格（元）
主要设备
名称品牌型号数量
光伏组件
逆变器
项目收益
结算周期年限（年） 结算单价年收益（元） 合计（元）
租赁模式
合作共建模式
其他（税后）
收益合计
备注： 全额上网
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附录H（资料性）户用光伏发电项目销售安装服务合同示范文本
甲方（买方）： 乙方（卖方）：
证件号码： 统一社会信用代码：
地址： 地址：
联系电话： 服务电话：
根据《中华人民共和国合同法》等有关法律法规的规定，结合本光伏发电系统销售安装服务项目（以
下简称项目）的具体情况，甲乙双方在遵循自愿、平等、诚实守信的基础上，经双方协商一致，签订本
合同。
第一条项目内容
1.1 项目名称： 户用家庭分布式光伏发电项目。
1.2 项目地址： 。
1.3 项目容量： Wp。
第二条项目服务范围
2.1 乙方负责光伏发电项目的总体建设，服务范围包括：咨询、勘察设计、手续办理、设备提供、
施工安装、自检调试、取得电网企业的验收至并网发电的所有工作，并完成用户交付与使用培训。
2.2 销售安装产品：包括光伏组件、逆变器、支架、电缆及配套设备等。（详见本合同所附的《主
要设备材料清单》）。
2.3 配置选择：
2.4 运维服务：乙方负责保证设备、系统安全、稳定、经济运行，开展电量监控与主动运维，对光
伏发电组件进行定期清洗，定期现场检查排除故障隐患。
第三条项目周期
3.1 设计工期：自合同签订之日起天内，乙方完成项目勘察设计。
3.2 施工工期：自甲方提交完整且符合要求的报装、贷款资料、确认施工方案和甲方移交施工场地
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给乙方起天内，乙方完成光伏发电项目施工安装，确保项目达到并网条件。若因甲方提供的施工
场地暂不适合施工、甲方变更施工方案、天气原因（指雨、雷、霜冻或台风天气）、停电或甲方没有按
本合同约定按期支付进度款等相关原因导致工程不能如期进行，工期相应顺延，即上述原因导致工程延
期的时间不予以计算在工期内。
3.3 竣工验收日期：自合同签订后天内（或自施工完成后天内）。
3.4 运维服务期限：3 年。
第四条项目标准
4.1 工程质量：项目安全性与质量，应符合或者客户约定的其他标准。
4.2 发电量的测量与验证方法：通过读取发电单表的实际发电量(或另行商定)，来判断是否符合合
同约定。
4.3 执行技术标准。
4.4 乙方保障项目符合《户用分布式光伏发电项目服务规范》的规定。
第五条合同价款
5.1 该项目的合同总价为￥元人民币（大写：人民币拾万仟佰拾元整）。
5.2 乙方办理所有与项目相关的报建至竣工验收的相关手续，并承担相关费用。
5.3 乙方应对现场水电位置、施工安装条件进行勘察了解，并将中可能遇到的情况进行考虑，此部
分造价乙方应考虑并包含在合同总价款内。
第六条付款信息及方式
6.1 甲方采用以下第种方式付款：
第1 种方式：使用现金支付方式
1、合同签订后五个工作日内，由甲方支付给乙方该项目合同总额%的预付款：￥元人民币
（大写：人民币拾万仟佰拾元整）。如甲方未按期足额付款，工期相应予以顺延。注：甲
方有支付定金的，预付款对应减去已支付部分。
2、项目施工完成后三个工作日内，由甲方支付给乙方该项目合同总额%的进度款：￥元人
民币（大写：人民币拾万仟佰拾元整）。
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3、项目由电网企业验收合格后三个工作日内，由甲方支付给乙方该项目合同总额%的项目尾款：
￥元人民币（大写：人民币拾万仟佰拾元整）。
第2 种方式：使用银行贷款方式
1、合同签订后五个工作日内，由甲方支付给乙方设备定金：￥元人民币（大写：人民币
拾万仟佰拾元整）。如甲方未按期足额付款，工期相应予以顺延。
2、甲方在乙方指定的银行办理户用光伏发电设备信用卡专项分期借款业务，并与银行签订《光伏
发电设备专项分期合作协议》，提供银行要求的所有资料及办理相关手续。
3、乙方在项目并网验收通过后，全额免息退还甲方所支付的定金。
6.2 乙方账户信息：
账户名称： 。
账号： 。
开户行： 。
6.3 其他说明：
（付款时请让相关人员出示加盖公章的营业执照复印件、合同原件、收据以及身份证原件。）
第七条甲方权利义务
7.1 甲方应提供光伏发电系统安装项目的设计、安装、运维所需的交通、环卫和防治施工噪音管理
等必备手续。
7.2 甲方应根据合同约定提供项目的相关资料，并确保其真实、准确、完整。
7.3 甲方因申报和审批项目手续不齐的原因，延误工期或并网调试的，应当场或三天内电话告知乙
方业务人员，产生的费用和责任由甲方承担。
7.4 甲方应当场验收外包装质量，并按材料清单清点数量，如有问题，应当场或三个工作日内告知
乙方业务人员，甲方可保留现场照片或摄像。
7.5 甲方在安装前应无偿保管乙方运送至甲方的设备、原材料、施工工具等物品，并应提供存放场
地或仓库。
7.6 在项目施工阶段，甲方应为乙方提供施工方便与协助。
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7.7 对乙方提交的咨询、设计、施工、运维方案，甲方应在收到之日起个工作日内以书面形式予
以确认；如甲方认为乙方提交的咨询、设计、施工、运维方案与合同不符，应在该期限内提出书面意见。
7.8 如设备发生故障、损坏，甲方应在获悉情况后个工作日内通知乙方，并对乙方检测和维保工
作予以配合。
7.9 在项目运行阶段，甲方在屋顶增加附属设备设施时，应与乙方进行协商，防止产生不必要的遮
挡影响光伏发电。
7.10 在项目运行阶段，甲方不应私自拆装光伏设备及变更现有光伏装机容量，如有实际变更需求，
须同乙方协调沟通后由乙方或者有相同资质的第三方单位进行变更，根据规定，装机容量变更必须到电
网部门进行登记，并且应和乙方明确变更后的后续电费和政策补贴结算，将根据变更后的并网时间来计
算。
第八条乙方权利义务
8.1 乙方应协助甲方到相关部门办理项目接入系统手续以及并网验收申报工作。
8.2 如采用贷款模式，乙方应协助甲方办理项目贷款的有关手续。办理贷款时，乙方应明确告知甲
方该模式下存在的风险。项目的发电量因天气变化有可能会出现月发电补贴不足以还贷的情况，乙方应
明确告知甲方。
8.3 乙方应根据本合同约定的安装设计方案，采购和供应相关设备，并按照设计方案进行施工、安
装和调试。
8.4 在收到甲方确认开工之日起个工作日内，乙方应书面答复甲方对设计、施工方案提出的要求
或意见。
8.5 项目实施前，乙方应将设计、施工等资料及项目计划表提交甲方。
8.6 为保护施工现场及相邻区域的安全，乙方应为工程现场及工程区域提供适当及充分安全措施，
负责施工区域临时设施建设；组织施工人员、施工用的工具和设备进场；做好施工管理，保持现场的清
洁和道路通畅，按要求做到安全文明施工，遵守施工现场的有关规章制度，在施工过程中发生的安全事
故的责任后果均由乙方负责。
8.7 乙方应对光伏发电系统进行自检和调试，并依据《项目验收清单》开展验收。
8.8 项目竣工验收合格后，乙方应对甲方指派的操作人员进行光伏系统的工作原理、操作规程、常
见故障及处理、安全应急措施等知识的免费培训，并确保甲方学会使用移动终端设备查看项目运行情况
和发电数据。
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8.9 乙方应做好分项验收记录、竣工验收记录、项目结算记录、项目竣工图，设备和系统调试记录
及报告、设备和原材料合格证等的归档工作。项目结算后应移交本项目档案资料及继续运行所必需的相
关技术资料给甲方。
8.10 乙方应为项目购买不少于五年第三者责任保险（因意外事故或自然灾害造成第三者的人身伤
亡）。保险须符合以下条件：1、保险期限涵盖项目施工期间；2、保单每次事故责任限额不低于100 万，
每人责任限额不低于50 万，保险机构须具备国家保险监督管理委员会颁发的《经营保险业务许可证》，
经营业务范围包含责任保险。
8.11 项目验收完成后，乙方将对项目进行实时的性能监控，如乙方发现数据异常，应在24h 内及
时向甲方进行故障报警；或甲方发现设备损坏或故障，乙方应在获悉通知后24h 日内，对工程项目予以
检测和维保工作。
8.12 乙方对项目的安全运转情况要连续3 年每年进行一次检查并记录。
第九条质保服务
9.1 质保期限：自工程竣工验收合格之日起，乙方就安装工程提供年质保（推荐不低于5 年），
光伏组件提供年质保（推荐不低于10 年），并网逆变器提供年质保（推荐不低于5 年）。其
他设备应根据设备生产厂家或供应商的质保期承诺执行。质保期自各种设备交付给甲方之日起开始计
算（非人为的情况下）。
9.2 质保责任：在规定的质保期内，非甲方原因造成的故障及设备或工程质量事故和质量缺陷应由
乙方无偿保修；甲方原因造成的故障，乙方只收取设备、材料的成本费，以及合理的上门服务费。在
质保期外的故障，乙方根据实际情况收取设备、材料费以及合理的上门服务费。甲方应确保不发生人
为因素对发电系统的损害；对自然灾害等不可抗拒因素造成的设备损坏，乙方不承担责任。乙方在接
到甲方的报修通知后，及时协商上门维修时间。
9.3 质保范围：本工程范围内的所有设备和工程建设。
第十条违约责任
10.1 由于乙方原因逾期竣工的，甲方有权向乙方提出合同总额%的违约金。因雨雪霜或其他原
因导致屋面湿滑、七级以上大风致使高空站立不稳、高温以及其它不可抗拒因素等不可归责于乙方的原
因无法安装施工，造成项目工期顺延的除外。
10.2 由于甲方原因导致延期开工或中途停工的，甲方应补偿乙方因停工所造成的损失。需乙方后
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续进场施工的，甲方承担后续进场费用。
10.3 如甲方未按合同约定付款的，乙方有权向甲方提出合同总额%的违约金。
10.4 如乙方提供的光伏发电系统设备存在质量问题或设计方案存在缺陷，致使设备不能稳定运行，
则甲方可要求乙方修理更换，并赔偿相应损失。
10.5 一方违反保密义务，致使另一方受到损失的，责任方应当对受损方给予赔偿。
10.6 本合同一旦终止，甲方应在三日内向乙方返还全部乙方为执行本合同向甲方提供的各种文档、
资料、工具、设备、仪器及其他物品。
10.7 双方发生争议的，可协商解决；协商不成的，可向广东省太阳协会或地方消费者权益保护机
构申请调解；对调节无法达成一致的，可提交当地仲裁委员会仲裁或依法向项目所在地人民法院提起诉
讼。
第十一条其他约定
本合同约定的光伏发电项目，所发清洁电力形成碳减排资产归甲方（或乙方）所有。
第十二条附则
本合同自双方签字或盖章之日起生效。本合同一式肆份，甲乙双方各执贰份，具有同等法律效力。
我已阅读上述内容，知晓自己权利义务。
甲方（签字）： 乙方（盖章）：
日期： 日期：
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主要设备材料清单
序号材料名称品牌/厂家规格及型号单位数量产品认证/检测报告质保期备注
1 组件
2 逆变器
3 支架
4 连接器
5 直流电缆
6 交流电缆
7 成套配电箱
注：1、以上产品应具备使用说明书。
2、组件、逆变器、连接器：应出具由国家认监委认可的认证机构提供的产品认证报告（通常为CQC、CGC、CTC、TÜV、UL、CCC 或领跑者认证报告）；
3、交流电缆：型式试验报告或检测报告，成套配电箱：CCC 认证；
4、直流电缆：CQC、TÜV 或UL 认证报告。
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GE
附录I（资料性）使用维保手册示范文本
目录
01 一般电工安全知识..........................................................25
02 分布式发电的概念......................................................... 25
03 光伏并网系统组成..........................................................25
04 电气连接................................................................. 26
05 光伏组件使用注意事项..................................................... 26
06 逆变器的运行与维护注意事项............................................... 28
07 光伏系统通讯系统的运行与维护............................................. 28
08 光伏系统交流配电柜基本保养和维护......................................... 28
09 光伏系统项目维护人员要求................................................. 29
10 光伏系统消防注意事项..................................................... 29
11 光伏系统的抗台风注意事项................................................ 29
12 其它注意事项............................................................ 30
特别说明
1、本使用堆护手册播述了光伏发电系统的安装、功能、操作及堆护等事项的一般通用信息
（仅供参考）。
2、本手册中带有或标志的内容请特别注意。
3、本手册中所示圈片仅供参考，具体以实物为准。
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25
01 一般电工安全知识
1.1 所有电气设备的金属外壳均应有良好的接地装置。使用中禁止拆除接地装置或对其进行任何工作。
1.2 任何电气设备上的标示牌，除专业技术人员外，其他任何人员不准移动。
1.3 禁止靠近或接触任何有电设备的带电部分。特殊许可的工作，应遵守南方电网有限责任公司《电力
安全工作规程（变电站和发电厂电气部分）》和《电力安全工作规程（电力线路部分）》。
1.4 禁止湿手触摸电气开关以及其它电气设备。
1.5 电源开关外壳和电线绝缘有破损、不完整或带电部分外露时，应立即切断电源，禁止使用，并找专
业的维修人员维修。维修人员修理时不应改动电源开关和安全保护装置。
1.6 发现有人触电，应立即切断电源，在触电人员脱离电源后，实施抢救。如在高空作业，抢救时应注
意防止高空坠落。
1.7 遇有电气设备着火时，应立即将有关设备的电源切断，进行救火。对可能带电的电气设备，应使用
干粉灭火器、二氧化碳灭火器灭火。
1.8 配电箱必须上锁，箱内禁止放置小工具等杂物。
1.9 在靠近带电部分作业时，应保持与带电设备的安全距离，参照下表∶
电压等级（kV） 安全距离（m）
10 及以下0.7
20、35 1
110 1.5
220 3
02 分布式发电的概念
分布式光伏发电特指采用光伏组件，将太阳能直接转换为电能的分布式发电系统。光伏组件将太阳
能转换为直流电，经过汇流箱汇流之后送入逆变器，逆变器把直流电转换为日常生活中使用的交流电，
可广泛安装在居民屋顶、工商业厂房屋顶、公共建筑屋顶，为居民生活、工商业生产经营、公共服务设
备提供清洁可靠的绿色能源。并入电网并同时给用户负载供电。
03 光伏并网系统组成
光伏并网发电系统由光伏组件、光伏汇流箱、光伏并网逆变器、计量装置及配电系统组成。太阳能
能量通过光伏组件转化为直流电，再通过并网逆变器将直流电转化为与电网同频率、同相位的正弦波交
流电汇入电网。
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描述备注
A 光伏阵列单晶硅、多晶硅、薄膜电池等
B 光伏汇流箱（可选） 不同逆变器输入的直流电大小不一样（可选）
C 光伏并网逆变器将直流电逆变成和电网相同频的交流电
D 电表逆变器输出电能标准计
CCS F 12
广东省太阳能协会团体标准
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户用分布式光伏发电项目服务规范
Service Specification for Residential Distributed Photovoltaic (PV) PowerGeneration Project
2024-12-30 发布2024-12-31 实施
广东省太阳能协会发布
目 次
前 言............................................................................ III
1 范围................................................................................ 1
2 规范性引用文件...................................................................... 1
3 术语和定义.......................................................................... 1
3.1 光伏发电系统.................................................................... 1
3.2 户用分布式光伏发电.............................................................. 1
3.3 自然人户用分布式光伏............................................................ 1
3.4 非自然人户用分布式光伏.......................................................... 1
3.5 户用分布式光伏发电项目服务...................................................... 1
3.6 项目业主........................................................................ 1
3.7 场地业主........................................................................ 1
3.8 服务企业........................................................................ 2
4 基本要求............................................................................ 2
4.1 服务基本要求.................................................................... 2
4.2 资质要求........................................................................ 2
4.3 人员要求........................................................................ 2
4.4 企业场所要求.................................................................... 2
5 商务服务............................................................................ 2
5.1 业务咨询........................................................................ 2
5.2 勘察评估........................................................................ 3
5.3 合同和付款...................................................................... 3
5.4 手续办理........................................................................ 4
5.5 结算与项目移交.................................................................. 4
6 安装服务............................................................................ 4
6.1 项目设计........................................................................ 4
6.2 设备和原材料采购与进场.......................................................... 5
6.3 施工安装........................................................................ 5
6.4 明确标识........................................................................ 6
6.5 自检与调试...................................................................... 6
6.6 项目验收........................................................................ 6
7 运维服务............................................................................ 6
7.1 签订合同........................................................................ 6
7.2 响应速度承诺保障................................................................ 7
7.3 电量监控和主动运维: ............................................................. 7
7.4 质量保障........................................................................ 7
T/GSEA 002—2024
II
7.5 安全保障........................................................................ 7
7.6 拆除回收........................................................................ 7
8 服务评价与改进...................................................................... 8
8.1 服务评价........................................................................ 8
8.2 服务质量反馈与公开.............................................................. 8
8.3 投诉与争议处理.................................................................. 8
附录A （规范性）服务评价反馈表.................................................... 9
附录B （规范性）自然人户用分布式光伏发电项目项目业主验收单....................... 10
附录C （规范性）非自然人户用分布式光伏发电项目场地业主验收单..................... 12
附录D （资料性）服务流程图示范文本............................................... 13
附录E （资料性）光伏发电系统发电量测算方法....................................... 14
附录F （资料性）安装方案示范文本（自然人户用分布式光伏项目） ..................... 15
附录G （资料性）安装方案示范文本（非自然人户用分布式光伏项目） ................... 16
附录H （资料性）户用光伏发电项目销售安装服务合同示范文本......................... 17
附录I （资料性）使用维保手册示范文本............................................. 24
附录J （资料性）广东省分布式光伏发电项目建设规范企业（单位）名单管理办法......... 32
参考文献............................................................................. 37
T/GSEA 002—2024
III
前 言
本文件依据GB/T 1.1-2020给出的规则编写。
本文件替代T/GSEA 001—2021《居民分布式光伏发电项目服务规范》，与T/GSEA 001—2021相比，
除标准名称调整外，主要技术变化如下：
——更改了文件的范围（见第1章，2021年版的第1章）；
——更改了规范性引用文件（见第2章，2021版的第2章）；
——更改了术语和定义，增加户用分布式光伏发电、自然人户用分布式光伏和非自然人户用分布式
光伏术语和定义（见第3章，2021版的第3章）；
——增加非自然人户用分布式光伏设计服务企业的资质要求（见4.2.2）；
——更改了第5章标题，对内容进行修改，增加了屋顶租赁、合作共建、融资租赁/经营性租赁模式
下的商务服务内容（见5.1.8、5.1.9、5.1.10、5.2.3、5.3.4、5.3.5、5.4.2、5.4.6、5.5.4）；
——更改了安装服务，修改项目设计（见6.1.3、6.1.4，2021版的6.1.2、6.1.3），对设备和原材
料采购与进场、施工安装、明确标识、项目验收内容进行补充（见6.2.3、6.3、6.4、6.6，2021版的6.3、
6.4、6.6）
——更改了运维服务，修改电量监控和主动运维、质量保障、安全保障（见7.3，7.4，2021年版,7.3，
7.4，7.5），增加拆除回收（见7.6）。
请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。
本文件由广东省太阳能协会提出，广东省太阳能协会标准化技术委员会归口管理。
本文件起草单位：广东省太阳能协会、广东产品质量监督检验研究院、广州三晶电气股份有限公司、
隆基乐叶光伏科技有限公司、锦浪科技股份有限公司、环晟光伏（江苏）有限公司、广东金源光能股份
有限公司、广东博通新能源科技有限公司、广东晴天太阳能科技有限公司、光点绿色建筑科技（广东）
有限公司、东莞市昊光新能源科技有限公司、广东南能新能源有限公司、佛山市光生伏打新能源有公司、
佛山市脉冲电力科技有限公司、广东伏光新能源科技有限公司、广东威阳科技有限公司、广东安和电业
科技有限公司、广东汇太新能源有限公司、广东晓光新能源有限公司、广州昱科新能源有限公司、固德
威技术股份有限公司、广东德日光伏科技有限公司、广东弘丰能源发展有限公司、特变电工新疆新能源
股份有限公司、惠州TCL光伏科技有限公司、广州越秀新能源投资有限公司、广东华成电力能源股份有
限公司、广州金阳电力有限公司。
本文件主要起草人：朱薇桦、沈贞文、胡振球、曾飞、严国庆、胡立锋、张鹍、潘秀建、张文平、
余新杰、李印权、黄涛、谢敬聪、黄惠乐、梁振南、刘付志新、冯昊权、谢永浩、曹立、吴劲东、柯琼
芬、吴荣矾、徐洪元、江涛、肖应春、孟桃力、詹爱刚、周磊、邓赞高、任舒宁、谌享炉。
本文件于2021年首次发布，本次为第一次修订。
T/GSEA 002—2024
1
户用分布式光伏发电项目服务规范
1 范围
本文件规定了户用分布式光伏发电项目在基本原则与要求、商务服务、安装服务、运维服务过程中
的服务要求以及服务评价与改进。
本文件适用于广东省行政区域内面向居民开展户用分布式光伏发电项目的服务，其它分布式光伏发
电项目服务可参考执行。
2 规范性引用文件
下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，
该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文
件。
GB 50057 建筑物防雷规范
GB 50794 光伏发电站施工规范
GB 55037 建筑防火通用规范
GB/T 29319 光伏发电系统接入配电网技术规定
GB/T 36963 光伏建筑一体化系统防雷技术规范
GB/T 51368 建筑光伏系统应用技术标准
T/CPIA 0011 户用光伏并网发电系统
3 术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1 光伏发电系统
利用太阳能电池的光生伏特效应，将太阳辐照能转换成电能的发电系统。
3.2 户用分布式光伏发电
利用自然人所有的屋顶或附近场地建设的分布式光伏。
3.3 自然人户用分布式光伏
是指自然人利用自有住宅投资建设、公共连接点电压等级不超过380伏的分布式光伏。
3.4 非自然人户用分布式光伏
是指非自然人利用居民住宅投资建设、公共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。
3.5 户用分布式光伏发电项目服务
实施户用分布式光伏发电项目全过程所涉及的服务，包括业务咨询、勘察调研、设计、手续办理、
安装、运维、拆除回收等专业化服务。
3.6 项目业主
户用分布式光伏发电项目的投资人，即产权所有人。
3.7 场地业主
户用分布式光伏发电系统安装场地的产权所有人。
T/GSEA 002—2024
2
3.8 服务企业
向项目业主和场地业主提供设计、安装、运维等专业化服务的企业。
4 基本要求
4.1 服务基本要求
4.1.1 户用分布式光伏发电项目服务应遵循安全、环保、节能、经济适用、高效便捷的基本原则。
4.1.2 服务企业实施服务活动时向项目业主和场地业主明示服务流程（参见附录D），并在重要服务
结束时完成服务评价反馈记录（参见附录A）。
4.1.3 服务企业具备规范的工作规程和管理体系，建立客户档案管理制度。
4.2 资质要求
4.2.1 服务企业应具备满足光伏发电项目服务所需的能力，注册登记的经营范围包括光伏发电设施（或
太阳能光伏项目）销售、投资、建设或运营等领域。
4.2.2 非自然人户用分布式光伏设计服务企业应具备以下资质之一：
1）工程设计综合甲级资质证书；
2）电力行业工程设计资质乙级及以上；
3）电力行业工程设计资质新能源发电专业乙级及以上；
4）电力行业工程设计（送电工程、变电工程）专业乙级及以上。
4.2.3 安装和运维服务企业应具备安全生产许可证，以及以下资质之一：
1）建筑机电安装工程专业承包三级及以上资质；
2）输变电工程专业承包三级及以上资质证书；
3）电力工程施工总承包三级及以上资质；
4）承装（修、试）电力设施许可证五级及以上资质。
4.3 人员要求
4.3.1 服务企业应配备光伏发电领域持有职业技能证书的专职技术人员。
4.3.2 安装、运维企业，必须配备持有电工上岗资格证书的电工，涉及高处作业的人员还应持有高处
作业特种作业操作证，涉及焊接作业的人员应持有电焊特种作业证，具备与服务内容相匹配的技术能力。
4.4 企业场所要求
安装与运维服务企业应在项目所在地级市范围内有固定办公场所或售后服务网点。
5 商务服务
5.1 业务咨询
5.1.1 应充分了解和明确项目业主和场地业主的需求。
5.1.2 应明确告知项目业主户用分布式光伏发电项目的发电量及使用寿命与环境温度、屋顶的朝向、
倾角、遮阴程度和后期运维有关，且随着组件性能衰减逐年降低。
5.1.3 不应对光伏发电收益、功能进行虚假宣传、夸大宣传。现有技术条件下，广东地区宣传的常规
组件系统每千瓦平均年发电量一般不超过1200kWh（参见附录E），超过该值的技术应提供权威数据证
明。
5.1.4 在风景名胜区、历史文化（名镇名村）保护区、历史文化街区的核心保护范围和建控地带、历
史建筑的核心保护范围、传统村落、世界遗产地的遗产区和缓冲区、文物保护单位保护范围和建控地带
内安装光伏发电系统应遵循相关规定，根据相关部门的意见办理手续。
T/GSEA 002—2024
3
5.1.5 应明确告知项目业主和场地业主户用分布式光伏发电项目应安装在合法合规、产权清晰的场地，
不应违规违章建设。
5.1.6 应建议项目业主和场地业主在项目建设前征询周围居民意见，对项目建设可能存在的眩光、噪
声、影响相邻建筑物的采光和原有功能等问题进行协调沟通。
5.1.7 在物业共有部分安装光伏发电项目时，服务企业应提示项目业主和场地业主应根据《民法典》
要求，取得共有业主书面同意。
5.1.8 应明确告知项目业主分布式发电项目验收移交后，需承担项目安全主体责任。项目运行期内，
必须为项目购买第三者责任保险(因意外事故或自然灾害造成的第三者人身伤亡)，保单每次事故责任限
额不低于100 万，每人责任限额不低于50 万。自然人户用分布式光伏销售安装服务宜包含项目运行五
年及以上的保险服务。
5.1.9 应告知项目业主采用光伏贷、融资租赁模式下可能存在的风险，项目业主承担信贷责任、设备
租金支付义务；告知项目有可能出现因天气、遮挡、灰尘、不正当使用等客观原因影响发电量而导致收
益不足以还贷或偿还设备租金的风险。
5.1.10 应告知场地业主在租赁模式下可能存在的风险，场地业主承担的保证设备正常运行的责任，明
确告知其对于物业进行变更或处置以及其他因素导致设备无法正常运行相对应的赔偿或设备回购要求。
5.1.11 应明确告知场地业主需要提供的客户信息资料用途，并按规定用途使用。
5.1.12 应明确告知项目业主和场地业主户用分布式光伏发电项目可能存在的电气安全、防雷安全等风
险。
5.1.13 服务企业宜与项目业主和场地业主签订风险知情确认函。
5.2 勘察评估
5.2.1 应现场勘察建筑布局、屋面整体情况，包括屋顶形状、屋顶层高、女儿墙高度、屋面设备、斜
屋面朝向、倾角等；勘察周边环境条件，包括周边遮挡物方位与高度，设备材料进场条件；勘察建筑进
线线径、电柜与电表位置等，初步判断安装光伏的可行性及安装容量。
5.2.2 应向项目业主提供安装方案，包括但不限于项目安装方式、关键产品和设备选型、项目收益、
费用支出情况、质保信息、风险提示。安装方案示范文本参见附录F。
5.2.3 应向场地业主提供安装方案，包括但不限于安装方式、设备进场方式、关键产品和设备选型、
收益、风险提示。安装方案示范文本参见附录G。
5.3 合同和付款
5.3.1 根据提出的安装方案，经与项目业主和场地业主协商一致后，服务企业应与项目业主和场地业
主签订服务合同。
5.3.2 非自然人户用分布式光伏项目与场地业主签订的合同与协议应责、权、利对等，不应转嫁不合
理的责任与义务，不应采用欺骗、诱导等方式侵害场地业主合法权益。
5.3.3 自然人户用分布式光伏项目销售安装服务合同应包含：安装内容、实施周期、安装质量、所需
费用、验收标准；应提供光伏发电系统配置，主要设备与材料清单，相关质量认证与质保期限，双方的
权利义务，违约条款，争议解决方式等；应明确售后服务内容与售后服务电话。合同示范文本参见附录
H。
5.3.4 屋顶租赁合同应包含：在合同中明确租赁期限，电站权属及到期处理方式、租金及支付方式，
电站勘察、设计、施工、运维、改造各环节场地业主方的权利义务；场地业主折旧回购的要求、折旧回
购计价方式；对于物业产权变更、拆迁、征用、抵押、翻新、扩建的处理方式；房屋损坏漏水的处理方
式及处理时限；明确光伏电站设备引起的第三方责任义务；提供光伏发电系统配置，主要设备与材料清
单，相关质量认证与质保期限。
5.3.5 合作共建合同应包含：在合同中明确合作期限，电站权属及到期处理方式，收益分配方式及分
配期限，电站勘察、设计、施工、运维、改造各环节场地业主方的权利义务；场地业主折旧回购的要求、
T/GSEA 002—2024
4
折旧回购计价方式；对于物业产权变更、拆迁、征用、抵押、翻新、扩建的处理方式；房屋损坏漏水的
处理方式及处理时限；明确光伏电站设备引起的第三方责任义务；提供光伏发电系统配置，主要设备与
材料清单，相关质量认证与质保期限。
5.3.6 付款方式应至少保留合同总价一定比例金额至项目验收通过后支付（采用贷款模式、融资租赁/
经营性租赁模式的除外）。
5.4 手续办理
5.4.1 服务企业应根据地方项目备案管理制度和地方电网公司规定，协助项目业主完成项目备案、报
批相关手续。
5.4.2 对于采用光伏贷和融资租赁/经营性租赁模式的项目，应协助项目业主办理项目贷款和融资租赁
/经营性租赁的有关手续。
5.4.3 应协助项目业主到电网公司办理项目接入系统申请，办妥项目接入系统相关手续，取得电网的
接入系统方案，并予以确认。
5.4.4 项目建成后，应协助业主办理项目并网验收申请，直至并网验收通过。
5.4.5 政府及相关部门有其他验收要求的，服务企业应协助业主办理，直至项目正常、合规发电。
5.4.6 项目并网发电后，应协助项目业主完成项目建档立卡，完成电费、租金等相关结算手续。
5.5 结算与项目移交
5.5.1 项目验收后，服务企业与项目业主应依照合同进行项目结算，并向项目业主提供项目结算资料。
5.5.2 服务企业应根据合同规定进行项目资料移交，内容应包含基本信息、图纸、设备材料相关资料、
监控账号、使用维保手册（示范文本参见附录I）等。
5.5.3 服务企业应为项目业主提供培训，包括监控设备使用，日常运维操作，使用注意事项以及紧急
事件处理措施等。
5.5.4 服务企业应为场地业主提供培训，包括日常运维操作、安全注意事项、紧急事件处理措施等。
6 安装服务
6.1 项目设计
6.1.1 服务企业依据T/CPIA 0011 相关规定开展项目设计，设计运行年限不应低于25 年。项目设计及
施工方案在实施前应与项目业主充分协调沟通，完成项目设计及施工方案后交由项目业主和场地业主签
字确认。
6.1.2 服务企业应根据项目所在地电网企业的并网接入要求开展接入系统设计，并满足GB/T 29319
的有关规定。
6.1.3 项目设计应符合以下安全性要求：
1）应对建筑物结构和电气安全进行检查和评估，必要时委托有资质的单位进行结构可靠性鉴定；
2）光伏系统的支架及其支撑件应具有足够的承载能力，应与主体结构有可靠的连接和锚固，并具有足
够的强度和刚度及抗震、抗风和抗腐蚀能力；
3）光伏发电系统防雷设计应满足GB/T 36963、GB/T 51368 以及GB50057 的有关规定；
4）光伏发电系统防火设计应满足GB/T 51368以及GB 55037的有关规定；
5）光伏方阵基座、支架、各类管线、电气等部件安装的防水和密封性，在系统的使用寿命周期内， 应
满足所在建筑的防水功能要求；
6）光伏发电系统设计时应考虑相关安全标识的设置；
7) 光伏系统应具备故障预警及诊断功能，宜具备快速关断的能力；
8）项目设计应充分考虑安装、运维、消防应急需求，设置必要的运维和消防设施，预留合理的运维通
道、安装通道、消防和救援通道。
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5
6.1.4 项目设计应符合如下美观性要求：
1）项目的设计安装应与周边建筑、人文景观相协调。充分结合当地建筑与文化特征，体现广府、潮汕、
客家等岭南地域文化及少数民族特色。应满足地方规划和风貌管控要求；
2）一般区域宜采用双坡式、四面坡式设计，应选用与建筑本体色彩协调的光伏支撑构件、光伏系统边
框等材料，保持与建筑整体造型、色彩协调一致，按照整洁、协调、美观的基本要求，保持建筑立面的
统一性、连续行和视觉景观的完整性；
3）县区镇入口通道、主干街道、圩镇客厅、商业中心、绿道碧道、公园、铁路沿线、国省道及高速公
路沿线、历史文化名镇名村、传统村落、特色保护类村庄等重点区域，除落实对一般区域的要求外，应
进一步在山墙、檐口、屋脊、女儿墙、门窗等建筑构件中融入具有当地鲜明文化特征的元素，充分体现
广府、潮汕、客家等岭南文化特色。平屋顶加装，组件方阵设计坡度一般不小于10 度。考虑晾晒、水
箱放置等需求，设置部分开敞空间。应做加装后风貌效果对比分析；
4）坡屋面应顺坡安装，组件不应超过该安装屋面的最高点，组件方阵表面与安装屋面尽量贴合；
5）光伏发电系统加装高度从屋面起算最高点不宜超过2.8m，当组件下方需要人员通过时光伏组件最低
点距屋面完成面不宜小于2.2m，四周不围蔽。屋顶有楼梯间且需在楼梯间屋顶安装光伏组件时，最高
点不高于楼梯间屋面1.0 m，楼梯间与屋面的光伏组件宜分级分层设计，避免出现屋顶体量过大，与建
筑风貌不协调的现象；
6）项目电缆走线宜使用建筑现有电井管道，如需单独走线且存在裸露风险的，应采用套管保护，避免
电线裸露。
6.2 设备和原材料采购与进场
6.2.1 服务企业应对设备与原材料供应商进行企业信誉、产品质量、价格、环保、售后服务等综合评
价，建立合格供应商档案。应核查组件、逆变器等主要设备的认证证书或第三方检测试验报告，并查验
产品的可追溯性。
6.2.2 服务企业应对施工中所使用的设备与材料（以下简称上述材料）做好进场检验记录，由合同双
方确认、符合要求后方可投入使用。凡上述材料发生变更的，应告知项目业主并签名确认。
6.2.3 进场设备存放应分区规划、物资堆放整齐、采取有效防护措施、存放标识清晰、预留通道、设
备定期检查、做好环境维护。
6.3 施工安装
6.3.1 应严格按照合同约定的期限做好项目现场的施工组织和管理，主要内容包括：现场施工的人员
配置、材料准备、施工质量管理、进度管理、安全与环境管理等。
6.3.2 涉及安装施工特种作业人员应具备专项作业能力。持证上岗，在安装过程中应严格执行安全生
产相关规定。
6.3.3 施工前应检查安装区域的其他设备、物品情况，做好防护，如需移动、拆卸应经场地业主同意。
6.3.4 在施工现场实施支架裁切、焊接、钻孔等操作时，应避免可能的噪音对业主及周边居民的影响。
6.3.5 施工人员应严格按照施工图纸进行施工，满足GB 50794、T/CPIA 0011 规范以及地方管理规定
的要求，不应降低工程的质量安全标准，不应随意更改，偷工减料，确因现场条件需要更改的，应经设
计人员及业主共同确认。
6.3.6 应做好现场施工各阶段的安全防护措施，保持施工现场道路畅通，确保消防措施满足区域工程
施工管理的相关规定。
6.3.7 施工安装属于隐蔽工程的应有相关影像记录。鼓励施工单位对施工过程和检测过程建立影像记
录留存管理制度。
6.3.8 应在现场施工过程中保障项目业主、场地业主和施工人员的人身安全，应购买施工保险，并满
足以下要求：
1）施工人员应佩戴保险绳、防滑鞋和安全帽；
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2）严禁在雨雪、雷电、大风天气进行施工作业；
3）在高温天气施工应做好防暑措施；
4）施工区域应设立安全警戒，吊装区域应由专人警戒。
6.3.9 施工过程中应严格执行操作规程，不应违章指挥或违章作业。
6.3.10 工程完工后，应及时将安装区域内的其他设备、物品恢复原状，并将施工遗留垃圾清理干净。
6.4 明确标识
6.4.1 在光伏发电系统的显要位置，应设置禁止烟火、禁止用水灭火标识。
6.4.2 在光伏组件及阵列的显要位置，应设置禁止踩踏组件、当心高温表面、禁止遮挡组件等标识。
6.4.3 在人员有可能接触或靠近的电气设备（如光伏组件、逆变器、配电箱等）附近，应设置有电禁
止触碰、当心触电、禁止用水灭火标识。
6.4.4 系统配电箱外壳应清晰注明光伏系统安装容量、服务企业名称以及售后服务电话，并在箱内注
明项目并网日期。
6.4.5 项目走线应根据项目情况，规范设置电缆标识牌、号码管等。
6.5 自检与调试
6.5.1 项目安装完成后，服务企业应按施工图纸及合同约定的相关标准和规范进行全面的安全和质量
检查。
6.5.2 项目自检结束后，应由服务企业组织进行项目电气系统调试，调试内容包括但不限于：
1）组串电压检测，检查整个组串电压是否符合规定要求；
2）启动逆变器，检查系统是否发电正常；
3）监控调试，检查数据传输和显示是否正常，调试完成后安装单位应同时告知运维服务企业和项目业
主；
4）并网箱及内部断路器等保护设备性能复核调试，以确保并网箱内的过流、过欠压保护装置等具备正
常保护功能。
6.5.3 检查、测试、调试应作专门记录。记录应齐全、准确。
6.6 项目验收
6.6.1 项目完工后，服务企业应配合项目业主向所在地电网公司提交并网申请，由电网公司上门完成
并网验收工作，并出具《并网验收意见书》。对于并网验收合格的，电网企业出具《并网验收意见书》；
对于验收不合格的，提出整改方案，服务企业应负责执行整改，直至达到并网验收要求。
6.6.2 服务企业应协助项目业主完成并网协议、购售电合同和并网调度协议签订，完成并网调试，协
助项目业主办理电费结算手续，直至光伏项目正常运行，相关费用正常结算至项目业主账户。
6.6.3 地方如有其他验收要求的，服务企业应积极配合开展验收，直至项目正常发电可实现正常结算。
6.6.4 项目验收应由项目业主、场地业主、服务企业共同参加。
6.6.5 自然人户用分布式光伏项目并网交付时，服务企业应协助项目业主根据《自然人户用分布式光
伏发电项目项目业主验收单》（附录B）开展验收。
6.6.6 非自然人户用分布式光伏项目并网交付时，服务企业应协助场地业主根据《非自然人户用分布
式光伏发电项目场地业主验收单》（附录C）开展验收。
7 运维服务
7.1 签订合同
7.1.1 户用光伏发电项目的运行维护工作可由原安装服务企业实施，也可以由项目业主委托其他光伏
运维服务企业实施。运维服务企业应与项目业主签订运维服务合同，或在销售安装服务合同中明确运维
服务内容。
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7.1.2 运行维护合同中应该明确涉及的电站范围，服务期限、费用及结算、服务质量要求及双方权利
义务等内容。
7.1.3 运行维护服务可按年度收费或按次收费。
7.2 响应速度承诺保障
7.2.1 应配置相应专业技术人员负责故障处理，并承诺响应时间。
7.2.2 运维期内需现场应急故障处理的项目，运维服务企业应为项目业主和场地业主提供全天24h 的
热线服务及紧急联络人信息。
7.2.3 运维服务企业的响应时间要求不应超过1h，现场服务不应超过24h，紧急现场服务不应超过8h。
7.2.4 项目业主反馈设备损坏或故障等情况，运维服务企业经确认后应在48h 内安排运维人员上门服
务。
7.3 电量监控和主动运维:
7.3.1 应为项目业主安装监控APP，开放远程运行监控权限，并应获得场地业主授权。监控系统应能
实现在线发电量监测与动态分析、故障报警提醒以及运维操作指引。
7.3.2 提供运维服务的企业应建立后台监控平台，主动为项目业主开展发电异常监控和故障排查。在
发电量或发电系统设备出现异常时安排必要的设备更换或检修，并记录运维情况。
7.3.3 鼓励运维服务企业提供信息提醒服务以及光伏贷和融资租赁/经营性租赁模式下对项目业主的
还贷和租金支付时间提醒服务。
7.3.4 运维服务企业应依据T/CPIA 0011。
7.4 质量保障
7.4.1 光伏发电系统及所有设备材料的质保期应从并网运行之日起计算。
7.4.2 原则上自然人分布式光伏项目的系统质保期不应低于5 年。非自然人分布式光伏项目的系统质
保期根据项目业主要求确定。
7.4.3 光伏组件质保时间不应低于10 年，功率有效质保时间不应低于25 年；并网逆变器、光伏支架、
线缆质保时间不应低于5 年；配电箱的质保时间不应低于3 年。质保的具体条款由厂家与购方另行约定，
但不能低于国家相关标准与规范。
7.4.4 服务企业应定期进行服务质量评价。服务质量评价内容可参见附录C 的要求进行。
7.5 安全保障
7.5.1 运维服务企业应明确火灾、雷电、台风等灾害的应急预案。
7.5.2 运行维护人员应具有光伏系统专业知识、电气知识、安全消防知识或经过专业单位培训合格，
定期参加安全培训，在执行运维操作时应严格执行安全作业相关规定。
7.5.3 光伏发电系统现场应合理配置消防器材，保留消防通道。
7.5.4 鼓励服务企业为项目购买不少于五年第三者责任保险。
7.5.5 运维服务企业应严格遵守相关安全生产政策规范，建立安全文明管理制度，采取一切必要措施
和手段强化安全管理，提高安全水平，确定严格的安全工作秩序以保证相关人员的安全与健康，并确保
项目运维的顺利实施。
7.5.6 运维服务企业应严格执行安全文明检查制度，做好专项检查及各类检查工作，并及时整理现场
及技术资料。
7.6 拆除回收
7.6.1 项目的拆除、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，不应造成环境污染破坏与安全事故事件。
7.6.2 运维服务企业应负责对光伏组件、逆变器、储能电池等设施因损坏或到期进行更换或拆除，并
交由有相应资质的公司回收处理。
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7.6.3 运维服务企业应建立健全的光伏系统设备更换、拆除、拆迁等特殊原因导致的设备拆除回收管
理制度，规范物料处理流程。
7.6.4 电站拆除、更换的设备全部进行分类回收，对有残余价值的物料寻原回收企业进行残值处理，
对无残余价值的物料进行专项无害处理。
8 服务评价与改进
8.1 服务评价
8.1.1 销售、安装、运维服务完成后，应由项目业主对服务企业开展服务评价，填写《服务评价反馈
记录》。
8.1.2 服务企业应结合业主服务评价，完善服务管理，提高服务质量。
8.2 服务质量反馈与公开
8.2.1 地方行业协会可根据本文件对项目进行抽查。对违反本文件开展服务、发现重大质量问题、或
业主多次投诉的服务企业，在行业协会网站平台进行通报；多次出现问题而不能整改到位的服务企业，
地方行业协会可提交相关管理部门，纳入信用体系管理。
8.2.2 服务企业可选择自愿接受《广东省分布式光伏发电项目建设规范企业（单位）名单管理办法》
（附录J）管理，广东省太阳能协会应将接受管理的企业名单进行公示。
8.3 投诉与争议处理
8.3.1 服务企业应设立并公布投诉电话，有条件的服务企业还应开通服务热线。
8.3.2 服务企业应建立投诉管理制度，规范投诉处理流程。建立健全业主投诉处理规定，包括：投诉
的界定、投诉处理的组织体系、投诉处理的原则及操作流程、投诉处理的赔偿权限规定和投诉事项的善
后处理及考核等。
8.3.3 接到业主投诉后，服务企业应在24h 内主动与业主取得联系，一般问题应在3 个工作日内予以
解决，与业主另行商定处理时间除外。
8.3.4 业主与服务企业双方发生争议且协商无效时，可向广东省太阳能协会投诉或提请调解，双方应
予以积极配合。对调节无法达成一致的，可按下列方式解决：
1）提交消费者权益保护部门调解；
2）提交当地仲裁委员会仲裁；
3）依法向项目所在地人民法院提起诉讼。A
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BA
附录A（规范性）服务评价反馈表
尊敬的用户：
您好！感谢您为节能减排事业做出的贡献。为了完善我们的服务，完成行业监督，烦请您对我
们的服务过程进行评价。
用户姓名安装地址
安装容量并网日期
商务服务评价□ 非常满意□ 比较满意□ 满意一般□ 不满意
1、对项目收益及发放周期是否了解□ 是□ 否
2、服务企业宣传的单瓦年发电量是否合理（现有技术下一般不超过1.2度/年/W） □ 是□ 否
3、是否告知项目可能存在的风险，包括投资、贷款、安全风险□ 是□ 否
4、在签订合同之前，是否进行勘察并出具服务方案，明确服务内容与费用结算□ 是□ 否
5、是否签订合同□ 是□ 否
6、是否已向您移交所有项目资料□ 是□ 否
7、是否提供合同金额对应的发票□ 是□ 否
8、是否安装监控APP □ 是□ 否
9、是否就电站的运行使用及安全应急措施对您进行了培训□ 是□ 否
10、服务企业是否为您的项目购买了不少于五年第三者责任保险□ 是□ 否
11、户用分布式光伏发电项目验收单是否递交广东省太阳能协会□ 是□ 否
安装服务评价□ 非常满意□ 比较满意□ 满意一般□ 不满意
12、是否存在超高安装（超过2.8m，或超过楼梯间最高点1m） □ 是□ 否
13、使用的支架是否达到标准要求□ 是□ 否
14、使用设备（组件与逆变器）是否有认证证书□ 是□ 否
15、组件、逆变器、电箱有否做好防触电标识□ 是□ 否
16、是否配备消防灭火装置□ 是□ 否
17、工程完工时，工业垃圾是否清理干净□ 是□ 否
18、您认为是否得到了专业的安装服务□ 是□ 否
19、安装完毕后，是否进行了自检和调试□ 是□ 否
运维服务评价□ 非常满意□ 比较满意□ 满意一般□ 不满意
20、项目总体发电性能是否满意□ 是□ 否
21、问题投诉回复是否及时□ 是□ 否
22、问题投诉处理效果是否满意□ 是□ 否
23、您认为是否得到了专业的运维服务□ 是□ 否
其他意见或建议：
用户签名：
C 日期： 年月日
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10
DB
附录B（规范性）自然人户用分布式光伏发电项目项目业主验收单
用户姓名电力户号
身份证号码联系方式
序号验收内容是否
必查项（请√）
1 是否有项目设计方案及施工图纸，实际施工是否和图纸一致
2 是否发现屋顶有漏水现象或存在漏水的风险
3 光伏系统安装位置和安装方位是否整体朝阴或大部分受到遮挡
4 是否发现屋顶光伏系统结构存在安全隐患
5 是否有施工单位出具的竣工报告或自检调试报告，报告中相关参数是否符合要求
6
组件、逆变器、光伏连接器、电缆、电器开关、成套配电箱、光伏专用直流电缆等
主要设备和材料是否有认证证书或质检报告
7 逆变器是否具有故障时自动故障解列功能
8 支架是否满足安全要求
9 电缆是否满足最大发电时电流的要求
10
计量装置附近是否有发热源或易燃易爆物品，安装的位置是否符合要求，接线方式
和上网模式是否匹配
11
组件、逆变器、光伏连接器、电缆、电器开关、成套配电箱、光伏专用直流电缆等
主要设备和材料安装工艺是否符合要求
12
带边框组件、支架、逆变器外壳、电表箱外壳、电缆外皮、金属电缆保护管或线槽
是否可靠接地
13
是否有明确的标识：包括防触电警示标识；系统配电箱外壳是否清晰注明光伏系统
功率、销售或安装服务企业名称以及售后服务电话，并在箱内注明项目并网日期
14 是否已经完成电网企业并网验收，并获得分布式光伏项目并网验收意见单
15
是否完整提供了完整的项目资料，包括合同、发票、设计方案、施工图纸、使用维
保手册、光伏组件和并网逆变器可追溯的产品编号、配电箱编码、安装记录、设备
和系统调试记录、设备材料合格证、保修单和认证证书、系统验收报告、并网验收
单、监控账号等。
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项目验收意见
经资料审查与现场检查，形成验收意见如下（请√）：
□ 提供验收的资料基本齐全，符合验收要求，同意通过验收。
□ 提供验收的资料不齐全，不符合验收要求，不同意通过验收，请在等方面进行整改后重新
申请验收。
核准的实际装机容量
瓦
并网日期
年月日
用户（签名）
验收日期： 年月日
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12
EC
附录C（规范性）非自然人户用分布式光伏发电项目场地业主验收单
用户姓名电力户号
身份证号码联系方式
序号验收内容是否
必查项（请√）
1 是否有项目设计方案及施工图纸，实际施工是否和图纸一致
2
组件、逆变器、光伏连接器、电缆、电器开关、成套配电箱、光伏专用直流电缆等
主要设备和材料用材用量是否与合同签订的一致
3
组件、逆变器、光伏连接器、电缆、电器开关、成套配电箱、光伏专用直流电缆等
主要设备和材料是否有认证证书或质检报告
4 是否发现屋顶有漏水现象或存在漏水的风险
5 支架是否满足安全要求
6 是否发现屋顶光伏系统结构存在安全隐患
7
带边框组件、支架、逆变器外壳、电表箱外壳、电缆外皮、金属电缆保护管或线槽
是否可靠接地
8
是否有明确的标识：包括防触电警示标识；系统配电箱外壳是否清晰注明光伏系统
功率、销售或安装服务企业名称以及售后服务电话，并在箱内注明项目并网日期
9 项目接入系统满足GB/T 29319-2024要求，项目建设不会对配电网造成影响
10 是否对用户进行了日常维护、安全培训，提供了使用手册/指南等
项目验收意见
经资料审查与现场检查，形成验收意见如下（请√）：
□ 提供验收的资料基本齐全，符合验收要求，同意通过验收。
□ 提供验收的资料不齐全，不符合验收要求，不同意通过验收，请在等方面进行整改后重新
申请验收。
核准的实际装机容量
瓦
并网日期
年月日
用户（签名）
验收日期： 年月日
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附录D（资料性）服务流程图示范文本
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附录E（资料性）光伏发电系统发电量测算方法
要估算光伏发电系统的发电量，需要知道系统安装当地的峰值日照时数（将光伏组件面上接收到的
太阳能总辐射量，折算成辐照度1000W/m2 下的小时数），系统效率，系统安装容量。
例如25kW 的光伏发电系统，安装地点为阳江，组件安装水平面多年平均峰值日照时数为1,298 小
时，光伏并网系统效率约为80%(其中包含了光伏组件线性衰降的2%)，所以该系统年发电量计算公式=
组件安装容量×年峰值日照时数×系统效率=25×1298×80%=25960kWh，平均每天发电量=25960÷
365=71.12 度电。
各地光伏发电系统发电量测算表
序号地市
峰值日照
时数(h)
每千瓦平均日发
电量（kWh）
每千瓦平均年
发电量(kWh)
25kW 系统平均
日发电量（kWh/
日）
1 汕头市1,435 3.145 1148 78.63
2 揭阳市1,416 3.104 1132.8 77.59
3 潮州市1,415 3.101 1132 77.53
4 汕尾市1,401 3.071 1120.8 76.77
5 珠海市1,391 3.049 1112.8 76.22
6 湛江市1,373 3.009 1098.4 75.23
7 中山市1,372 3.007 1097.6 75.18
8 梅州市1,368 2.998 1094.4 74.96
9 深圳市1,358 2.976 1086.4 74.41
10 江门市1,326 2.906 1060.8 72.66
11 惠州市1,309 2.869 1047.2 71.73
12 阳江市1,298 2.845 1038.4 71.12
13 河源市1,296 2.841 1036.8 71.01
14 东莞市1,281 2.808 1024.8 70.19
15 茂名市1,268 2.779 1014.4 69.48
16 云浮市1,256 2.753 1004.8 68.82
17 佛山市1,232 2.700 985.6 67.51
18 肇庆市1,225 2.685 980 67.12
19 广州市1,224 2.683 979.2 67.07
20 韶关市1,218 2.670 974.4 66.74
21 清远市1,213 2.659 970.4 66.47
注：水平面多年平均辐照量数据引自Meteonorm 数据库
光伏实际发电量受实际光照情况、安装角度、运维情况等因素影响，实际发电量会有一定偏差。
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附录F（资料性）安装方案示范文本（自然人户用分布式光伏项目）
公司名称项目编号
销售工程师勘察工程师
客户姓名联系电话
安装地址
安装面积计划安装容量
安装方式（附平面图或效果图）
设备清单
名称品牌型号
光伏组件
逆变器
支架
线缆
项目费用
设备材料费
安装施工费
加项费用
总价
项目收益
单价（元/度） 年限（年） 年发电量（度） 年收益（元） 合计（元）
电费节省25
卖电收入（税后） 25
其他（税后）
收益合计
备注： 假设自用电30%，卖电70%
贷款/融资预估
贷款/融资金额（元） 贷款/融资年限（年） 还款/租金支付方式
年利息（元） 每月还本付息/支付租金（元）
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FD
附录G（资料性）安装方案示范文本（非自然人户用分布式光伏项目）
公司名称项目编号
销售工程师勘察工程师
客户姓名联系电话
安装地址
安装面积计划安装容量
安装方式（附平面图或效果图）
电站配置光伏组件、逆变器、配电箱、线缆、支架等辅件电站价格（元）
主要设备
名称品牌型号数量
光伏组件
逆变器
项目收益
结算周期年限（年） 结算单价年收益（元） 合计（元）
租赁模式
合作共建模式
其他（税后）
收益合计
备注： 全额上网
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附录H（资料性）户用光伏发电项目销售安装服务合同示范文本
甲方（买方）： 乙方（卖方）：
证件号码： 统一社会信用代码：
地址： 地址：
联系电话： 服务电话：
根据《中华人民共和国合同法》等有关法律法规的规定，结合本光伏发电系统销售安装服务项目（以
下简称项目）的具体情况，甲乙双方在遵循自愿、平等、诚实守信的基础上，经双方协商一致，签订本
合同。
第一条项目内容
1.1 项目名称： 户用家庭分布式光伏发电项目。
1.2 项目地址： 。
1.3 项目容量： Wp。
第二条项目服务范围
2.1 乙方负责光伏发电项目的总体建设，服务范围包括：咨询、勘察设计、手续办理、设备提供、
施工安装、自检调试、取得电网企业的验收至并网发电的所有工作，并完成用户交付与使用培训。
2.2 销售安装产品：包括光伏组件、逆变器、支架、电缆及配套设备等。（详见本合同所附的《主
要设备材料清单》）。
2.3 配置选择：
2.4 运维服务：乙方负责保证设备、系统安全、稳定、经济运行，开展电量监控与主动运维，对光
伏发电组件进行定期清洗，定期现场检查排除故障隐患。
第三条项目周期
3.1 设计工期：自合同签订之日起天内，乙方完成项目勘察设计。
3.2 施工工期：自甲方提交完整且符合要求的报装、贷款资料、确认施工方案和甲方移交施工场地
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给乙方起天内，乙方完成光伏发电项目施工安装，确保项目达到并网条件。若因甲方提供的施工
场地暂不适合施工、甲方变更施工方案、天气原因（指雨、雷、霜冻或台风天气）、停电或甲方没有按
本合同约定按期支付进度款等相关原因导致工程不能如期进行，工期相应顺延，即上述原因导致工程延
期的时间不予以计算在工期内。
3.3 竣工验收日期：自合同签订后天内（或自施工完成后天内）。
3.4 运维服务期限：3 年。
第四条项目标准
4.1 工程质量：项目安全性与质量，应符合或者客户约定的其他标准。
4.2 发电量的测量与验证方法：通过读取发电单表的实际发电量(或另行商定)，来判断是否符合合
同约定。
4.3 执行技术标准。
4.4 乙方保障项目符合《户用分布式光伏发电项目服务规范》的规定。
第五条合同价款
5.1 该项目的合同总价为￥元人民币（大写：人民币拾万仟佰拾元整）。
5.2 乙方办理所有与项目相关的报建至竣工验收的相关手续，并承担相关费用。
5.3 乙方应对现场水电位置、施工安装条件进行勘察了解，并将中可能遇到的情况进行考虑，此部
分造价乙方应考虑并包含在合同总价款内。
第六条付款信息及方式
6.1 甲方采用以下第种方式付款：
第1 种方式：使用现金支付方式
1、合同签订后五个工作日内，由甲方支付给乙方该项目合同总额%的预付款：￥元人民币
（大写：人民币拾万仟佰拾元整）。如甲方未按期足额付款，工期相应予以顺延。注：甲
方有支付定金的，预付款对应减去已支付部分。
2、项目施工完成后三个工作日内，由甲方支付给乙方该项目合同总额%的进度款：￥元人
民币（大写：人民币拾万仟佰拾元整）。
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3、项目由电网企业验收合格后三个工作日内，由甲方支付给乙方该项目合同总额%的项目尾款：
￥元人民币（大写：人民币拾万仟佰拾元整）。
第2 种方式：使用银行贷款方式
1、合同签订后五个工作日内，由甲方支付给乙方设备定金：￥元人民币（大写：人民币
拾万仟佰拾元整）。如甲方未按期足额付款，工期相应予以顺延。
2、甲方在乙方指定的银行办理户用光伏发电设备信用卡专项分期借款业务，并与银行签订《光伏
发电设备专项分期合作协议》，提供银行要求的所有资料及办理相关手续。
3、乙方在项目并网验收通过后，全额免息退还甲方所支付的定金。
6.2 乙方账户信息：
账户名称： 。
账号： 。
开户行： 。
6.3 其他说明：
（付款时请让相关人员出示加盖公章的营业执照复印件、合同原件、收据以及身份证原件。）
第七条甲方权利义务
7.1 甲方应提供光伏发电系统安装项目的设计、安装、运维所需的交通、环卫和防治施工噪音管理
等必备手续。
7.2 甲方应根据合同约定提供项目的相关资料，并确保其真实、准确、完整。
7.3 甲方因申报和审批项目手续不齐的原因，延误工期或并网调试的，应当场或三天内电话告知乙
方业务人员，产生的费用和责任由甲方承担。
7.4 甲方应当场验收外包装质量，并按材料清单清点数量，如有问题，应当场或三个工作日内告知
乙方业务人员，甲方可保留现场照片或摄像。
7.5 甲方在安装前应无偿保管乙方运送至甲方的设备、原材料、施工工具等物品，并应提供存放场
地或仓库。
7.6 在项目施工阶段，甲方应为乙方提供施工方便与协助。
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7.7 对乙方提交的咨询、设计、施工、运维方案，甲方应在收到之日起个工作日内以书面形式予
以确认；如甲方认为乙方提交的咨询、设计、施工、运维方案与合同不符，应在该期限内提出书面意见。
7.8 如设备发生故障、损坏，甲方应在获悉情况后个工作日内通知乙方，并对乙方检测和维保工
作予以配合。
7.9 在项目运行阶段，甲方在屋顶增加附属设备设施时，应与乙方进行协商，防止产生不必要的遮
挡影响光伏发电。
7.10 在项目运行阶段，甲方不应私自拆装光伏设备及变更现有光伏装机容量，如有实际变更需求，
须同乙方协调沟通后由乙方或者有相同资质的第三方单位进行变更，根据规定，装机容量变更必须到电
网部门进行登记，并且应和乙方明确变更后的后续电费和政策补贴结算，将根据变更后的并网时间来计
算。
第八条乙方权利义务
8.1 乙方应协助甲方到相关部门办理项目接入系统手续以及并网验收申报工作。
8.2 如采用贷款模式，乙方应协助甲方办理项目贷款的有关手续。办理贷款时，乙方应明确告知甲
方该模式下存在的风险。项目的发电量因天气变化有可能会出现月发电补贴不足以还贷的情况，乙方应
明确告知甲方。
8.3 乙方应根据本合同约定的安装设计方案，采购和供应相关设备，并按照设计方案进行施工、安
装和调试。
8.4 在收到甲方确认开工之日起个工作日内，乙方应书面答复甲方对设计、施工方案提出的要求
或意见。
8.5 项目实施前，乙方应将设计、施工等资料及项目计划表提交甲方。
8.6 为保护施工现场及相邻区域的安全，乙方应为工程现场及工程区域提供适当及充分安全措施，
负责施工区域临时设施建设；组织施工人员、施工用的工具和设备进场；做好施工管理，保持现场的清
洁和道路通畅，按要求做到安全文明施工，遵守施工现场的有关规章制度，在施工过程中发生的安全事
故的责任后果均由乙方负责。
8.7 乙方应对光伏发电系统进行自检和调试，并依据《项目验收清单》开展验收。
8.8 项目竣工验收合格后，乙方应对甲方指派的操作人员进行光伏系统的工作原理、操作规程、常
见故障及处理、安全应急措施等知识的免费培训，并确保甲方学会使用移动终端设备查看项目运行情况
和发电数据。
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8.9 乙方应做好分项验收记录、竣工验收记录、项目结算记录、项目竣工图，设备和系统调试记录
及报告、设备和原材料合格证等的归档工作。项目结算后应移交本项目档案资料及继续运行所必需的相
关技术资料给甲方。
8.10 乙方应为项目购买不少于五年第三者责任保险（因意外事故或自然灾害造成第三者的人身伤
亡）。保险须符合以下条件：1、保险期限涵盖项目施工期间；2、保单每次事故责任限额不低于100 万，
每人责任限额不低于50 万，保险机构须具备国家保险监督管理委员会颁发的《经营保险业务许可证》，
经营业务范围包含责任保险。
8.11 项目验收完成后，乙方将对项目进行实时的性能监控，如乙方发现数据异常，应在24h 内及
时向甲方进行故障报警；或甲方发现设备损坏或故障，乙方应在获悉通知后24h 日内，对工程项目予以
检测和维保工作。
8.12 乙方对项目的安全运转情况要连续3 年每年进行一次检查并记录。
第九条质保服务
9.1 质保期限：自工程竣工验收合格之日起，乙方就安装工程提供年质保（推荐不低于5 年），
光伏组件提供年质保（推荐不低于10 年），并网逆变器提供年质保（推荐不低于5 年）。其
他设备应根据设备生产厂家或供应商的质保期承诺执行。质保期自各种设备交付给甲方之日起开始计
算（非人为的情况下）。
9.2 质保责任：在规定的质保期内，非甲方原因造成的故障及设备或工程质量事故和质量缺陷应由
乙方无偿保修；甲方原因造成的故障，乙方只收取设备、材料的成本费，以及合理的上门服务费。在
质保期外的故障，乙方根据实际情况收取设备、材料费以及合理的上门服务费。甲方应确保不发生人
为因素对发电系统的损害；对自然灾害等不可抗拒因素造成的设备损坏，乙方不承担责任。乙方在接
到甲方的报修通知后，及时协商上门维修时间。
9.3 质保范围：本工程范围内的所有设备和工程建设。
第十条违约责任
10.1 由于乙方原因逾期竣工的，甲方有权向乙方提出合同总额%的违约金。因雨雪霜或其他原
因导致屋面湿滑、七级以上大风致使高空站立不稳、高温以及其它不可抗拒因素等不可归责于乙方的原
因无法安装施工，造成项目工期顺延的除外。
10.2 由于甲方原因导致延期开工或中途停工的，甲方应补偿乙方因停工所造成的损失。需乙方后
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续进场施工的，甲方承担后续进场费用。
10.3 如甲方未按合同约定付款的，乙方有权向甲方提出合同总额%的违约金。
10.4 如乙方提供的光伏发电系统设备存在质量问题或设计方案存在缺陷，致使设备不能稳定运行，
则甲方可要求乙方修理更换，并赔偿相应损失。
10.5 一方违反保密义务，致使另一方受到损失的，责任方应当对受损方给予赔偿。
10.6 本合同一旦终止，甲方应在三日内向乙方返还全部乙方为执行本合同向甲方提供的各种文档、
资料、工具、设备、仪器及其他物品。
10.7 双方发生争议的，可协商解决；协商不成的，可向广东省太阳协会或地方消费者权益保护机
构申请调解；对调节无法达成一致的，可提交当地仲裁委员会仲裁或依法向项目所在地人民法院提起诉
讼。
第十一条其他约定
本合同约定的光伏发电项目，所发清洁电力形成碳减排资产归甲方（或乙方）所有。
第十二条附则
本合同自双方签字或盖章之日起生效。本合同一式肆份，甲乙双方各执贰份，具有同等法律效力。
我已阅读上述内容，知晓自己权利义务。
甲方（签字）： 乙方（盖章）：
日期： 日期：
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主要设备材料清单
序号材料名称品牌/厂家规格及型号单位数量产品认证/检测报告质保期备注
1 组件
2 逆变器
3 支架
4 连接器
5 直流电缆
6 交流电缆
7 成套配电箱
注：1、以上产品应具备使用说明书。
2、组件、逆变器、连接器：应出具由国家认监委认可的认证机构提供的产品认证报告（通常为CQC、CGC、CTC、TÜV、UL、CCC 或领跑者认证报告）；
3、交流电缆：型式试验报告或检测报告，成套配电箱：CCC 认证；
4、直流电缆：CQC、TÜV 或UL 认证报告。
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GE
附录I（资料性）使用维保手册示范文本
目录
01 一般电工安全知识..........................................................25
02 分布式发电的概念......................................................... 25
03 光伏并网系统组成..........................................................25
04 电气连接................................................................. 26
05 光伏组件使用注意事项..................................................... 26
06 逆变器的运行与维护注意事项............................................... 28
07 光伏系统通讯系统的运行与维护............................................. 28
08 光伏系统交流配电柜基本保养和维护......................................... 28
09 光伏系统项目维护人员要求................................................. 29
10 光伏系统消防注意事项..................................................... 29
11 光伏系统的抗台风注意事项................................................ 29
12 其它注意事项............................................................ 30
特别说明
1、本使用堆护手册播述了光伏发电系统的安装、功能、操作及堆护等事项的一般通用信息
（仅供参考）。
2、本手册中带有或标志的内容请特别注意。
3、本手册中所示圈片仅供参考，具体以实物为准。
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01 一般电工安全知识
1.1 所有电气设备的金属外壳均应有良好的接地装置。使用中禁止拆除接地装置或对其进行任何工作。
1.2 任何电气设备上的标示牌，除专业技术人员外，其他任何人员不准移动。
1.3 禁止靠近或接触任何有电设备的带电部分。特殊许可的工作，应遵守南方电网有限责任公司《电力
安全工作规程（变电站和发电厂电气部分）》和《电力安全工作规程（电力线路部分）》。
1.4 禁止湿手触摸电气开关以及其它电气设备。
1.5 电源开关外壳和电线绝缘有破损、不完整或带电部分外露时，应立即切断电源，禁止使用，并找专
业的维修人员维修。维修人员修理时不应改动电源开关和安全保护装置。
1.6 发现有人触电，应立即切断电源，在触电人员脱离电源后，实施抢救。如在高空作业，抢救时应注
意防止高空坠落。
1.7 遇有电气设备着火时，应立即将有关设备的电源切断，进行救火。对可能带电的电气设备，应使用
干粉灭火器、二氧化碳灭火器灭火。
1.8 配电箱必须上锁，箱内禁止放置小工具等杂物。
1.9 在靠近带电部分作业时，应保持与带电设备的安全距离，参照下表∶
电压等级（kV） 安全距离（m）
10 及以下0.7
20、35 1
110 1.5
220 3
02 分布式发电的概念
分布式光伏发电特指采用光伏组件，将太阳能直接转换为电能的分布式发电系统。光伏组件将太阳
能转换为直流电，经过汇流箱汇流之后送入逆变器，逆变器把直流电转换为日常生活中使用的交流电，
可广泛安装在居民屋顶、工商业厂房屋顶、公共建筑屋顶，为居民生活、工商业生产经营、公共服务设
备提供清洁可靠的绿色能源。并入电网并同时给用户负载供电。
03 光伏并网系统组成
光伏并网发电系统由光伏组件、光伏汇流箱、光伏并网逆变器、计量装置及配电系统组成。太阳能
能量通过光伏组件转化为直流电，再通过并网逆变器将直流电转化为与电网同频率、同相位的正弦波交
流电汇入电网。
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描述备注
A 光伏阵列单晶硅、多晶硅、薄膜电池等
B 光伏汇流箱（可选） 不同逆变器输入的直流电大小不一样（可选）
C 光伏并网逆变器将直流电逆变成和电网相同频的交流电
D 电表逆变器输出电能标准计