文件指出，随着全省新能源发电占比的不断提高，电网消纳能力滞后的问题将常态化，各级能源主管部门、电网企业和新能源开发主体要坚持系统观念，从政策引导、技术支撑和市场调节等多个方面同向发力，努力扩充屋顶分布式光伏发展空间。
各级能源主管部门要加强新能源与火电、抽蓄、储能和高载能项目等协同规划，电网企业要定期组织开展以县域为单位的屋顶分布式光伏承载力评估和可接入容量测算，明确可开发空间规模及消纳风险预警。
文件强调，优先支持绿色区域内的屋顶分布式光伏项目的建设，但不应将预警信息作为限制项目开发的依据。对屋顶分布式光伏接网和消纳矛盾突出的区域，电网企业按季度(或按月份)逐站、逐线、逐台区公布可接入屋顶分布式光伏容量。要加大电网薄弱环节的强化改造，积极借鉴行业先进经验，采取科学的调控技术和方法做到“应并尽并”。同时，各级电网主变(配变)反向负载率不超过80%,避免因分布式光伏接入导致向220千伏及以上电网反送电。
新增屋顶分布式光伏项目应具备“可观、可测、可控、可调”功能，加快建设坚强可靠的智能电网。屋顶分布式光伏电站应签订并网安全协议，在存在影响电网供电质量和电网安全稳定运行风险时，电力调度机构可对屋顶分布式光伏采取限制出力等措施。
对于户用光伏，针对接入消纳存在风险的户用光伏项目，电网在备案服务中要出示风险提示函，并与备案主体进行确认。不得化整为零拆分项目，户用光伏备案管理，按照“谁投资、谁申请”的原则，明确项目备案申请主体。
户用光伏项目开发建设合同(协议)应避免企业利用居民信息贷款或变相贷款等方式将项目运行风险、金融风险转嫁居民。要合理规划装机，不应一昧追求装机容量而导致出现组件投影面积大于屋顶面积等现象，光伏组件安装应与房屋建筑协调得体，不得影响建筑物安全和建筑风貌。
对于开发企业，要充分分析市场风险，谨慎在可开发空间规模不足、消纳风险预警等级高的区域开发光伏发电项目。充分考虑电力消纳预警信号提示的利用率风险，自主决策是否开展项目申报并承担相关风险，主动承担调峰义务，自愿接受电网调度，承诺承担因无法及时接网以及发电运行利用率下降影响项目收益的风险。
鼓励各开发主体系统化开发屋顶分布式光伏，主动挖掘屋顶分布式光伏的消纳潜力。要防止出现地方保护和市场分割等问题，防止用行政命令将屋顶分布式光伏强行纳入到单一开发主体，确保市场秩序的规范有序。
此外，江西省能源局进一步简化工商业屋顶分布式光伏发电项目管理流程，将全省工商业屋顶分布式光伏发电项目纳规、优选环节合并，取得有效接入意见等支持文件的项目通过绿色通道按月纳入建设规模。
备案文件应当载明备案有效期，超过有效期限未开工的项目自动失效。屋顶分布式光伏发电项目原则上应在纳入建设规模后一年内全容量建成并网，对于超出时限或确认无法推进的项目，由所在设区市能源主管部门及时予以清理。
