三、建設內容及有關要求

　　新能源微電網是基于局部配電網建設的，風、光、天然氣等各類分布式能源多能互補，具備較高新能源電力接入比例，可通過能量存儲和優化配置實現本地能源生產與用能負荷基本平衡，可根據需要與公共電網靈活互動且相對獨立運行的智慧型能源綜合利用局域網。新能源微電網項目可依托已有配電網建設，也可結合新建配電網建設;可以是單個新能源微電網，也可以是某一區域內多個新能源微電網構成的微電網群。鼓勵在新能源微電網建設中，按照能源互聯網的理念，采用先進的互聯網及信息技術，實現能源生產和使用的智能化匹配及協同運行，以新業態方式參與電力市場，形成高效清潔的能源利用新載體。

　　(一)聯網型新能源微電網

　　聯網型新能源微電網應重點建設：利用風、光、天然氣、地熱等可再生能源及其他清潔能源的分布式能源站;基于智能配電網的綜合能量管理系統，實現冷熱電負荷的動態平衡及與大電網的靈活互動;在用戶側應用能量管理系統，指導用戶避開用電高峰，優先使用本地可再生能源或大電網低谷電力，并鼓勵新能源微電網接入本地區電力需求側管理平臺;具備足夠容量和反應速度的儲能系統，包括儲電、蓄熱(冷)等。聯網型新能源微電網優先選擇在分布式可再生能源滲透率較高或具備多能互補條件的地區建設。

　　聯網型新能源微電網示范項目技術要求：1、最高電壓等級不超過110千伏，與公共電網友好互動，有利于削減電網峰谷差，減輕電網調峰負擔;2、并網點的交換功率和時段要具備可控性，微電網內的供電可靠性和電能質量要能滿足用戶需求。微電網內可再生能源裝機功率與峰值負荷功率的比值原則上要達到50%以上，按照需要配置一定容量的儲能裝置;在具備天然氣資源的條件下，可應用天然氣分布式能源系統作為微電網快速調節電源。3、具備孤島運行能力，保障本地全部負荷或重要負荷在一段時間內連續供電，并在電網故障時作為應急電源使用。

　　(二)獨立型新能源微電網

　　獨立型(或弱聯型)新能源微電網應重點建設：利用風、光、天然氣、地熱等可再生能源及其他清潔能源的分布式能源站;應急用柴油或天然氣發電裝置;基于智能配電網的綜合能量管理系統，實現冷熱電負荷的動態平衡;技術經濟性合理的儲能系統，包括儲電、蓄熱(冷)等。獨立型(或弱聯型)新能源微電網主要用于電網未覆蓋的偏遠地區、海島等以及僅靠小水電供電的地區，也可以是對送電到鄉或無電地區電力建設已經建成但供電能力不足的村級獨立光伏電站的改造。

　　獨立型新能源微電網示范項目技術要求：1、通過交流總線供電，適合多種可再生能源發電系統的接入，易于擴容，容易實現與公共電網或相鄰其它交流總線微電網聯網；2、可再生能源裝機功率與峰值負荷功率的比值原則上要達到50%以上，柴油機應作為冷備用，其發電量占總電量需求的20%以下(對于冬夏季負荷差異大的海島，該指標可以放寬到40%)；在有條件并技術經濟合理的情況下，可采用(LNG或CNG為燃料的)天然氣分布式能源；3、供電可靠性要不低于同類地區配電網供電可靠性水平。

　　四、組織實施

　　(一)示范項目申報。各省(區、市)能源主管部門負責組織項目單位編制示范項目可行性研究報告(編制大綱見附件2)，并聯合相關部門開展項目初審和申報工作。示范項目要落實建設用地、天然氣用量等條件，與縣級及以上電網企業就電網接入和并網運行達成初步意見。

　　(二)示范項目確認。國家能源局組織專家對各地區上報的示范項目申請報告進行審核。對通過審核的項目，國家能源局聯合相關部門發文確認。2015年啟動的新能源微電網示范項目，原則上每個省(區、市)申報1~2個。

　　(三)示范項目建設。各省(區、市)能源主管部門牽頭組織示范項目建設。項目建成后，項目單位應及時向省級能源主管部門提出竣工驗收申請，省級能源主管部門會同國家能源局派出機構驗收通過后，組織編制項目驗收報告，并上報國家能源局。

　　(四)國家能源局派出機構負責對示范項目建設和建成后的運行情況進行監管。省級能源主管部門會同國家能源局派出機構對示范項目進行后評估，將評估報告上報國家能源局，對后期運行不符合示范項目技術要求的，應責令項目單位限期整改。

　　(五)關于新能源微電網的相關配套政策，國家能源局將結合項目具體技術經濟性會同國務院有關部門研究制定具體支持政策，鼓勵各地區結合本地實際制定支持新能源微電網建設和運營的政策措施。