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各?。▍^(qū)、市）發(fā)展改革委（能源局）、新疆生產(chǎn)建設(shè)兵團發(fā)展改革委，國家電網(wǎng)公司、南方電網(wǎng)公司，各主要發(fā)電投資企業(yè)，中國電建集團、中國能建集團、水電水利規(guī)劃設(shè)計總院，中科院:
可再生能源發(fā)展“十二五”規(guī)劃把新能源微電網(wǎng)作為可再生能源和分布式能源發(fā)展機制創(chuàng)新的重要方向。近年來，有關(guān)研究機構(gòu)和企業(yè)開展新能源微電網(wǎng)技術(shù)研究和應用探索，具備了建設(shè)新能源微電網(wǎng)示范工程的工作基礎(chǔ)。為加快推進新能源微電網(wǎng)示范工程建設(shè)，探索適應新能源發(fā)展的微電網(wǎng)技術(shù)及運營管理體制，現(xiàn)提出以下指導意見：
一、充分認識新能源微電網(wǎng)建設(shè)的重要意義
新能源微電網(wǎng)代表了未來能源發(fā)展趨勢，是貫徹落實習近平總書記關(guān)于能源生產(chǎn)和消費革命的重要措施，是推進能源發(fā)展及經(jīng)營管理方式變革的重要載體，是“互聯(lián)網(wǎng)+”在能源領(lǐng)域的創(chuàng)新性應用，對推進節(jié)能減排和實現(xiàn)能源可持續(xù)發(fā)展具有重要意義。同時，新能源微電網(wǎng)是電網(wǎng)配售側(cè)向社會主體放開的一種具體方式，符合電力體制改革的方向，可為新能源創(chuàng)造巨大發(fā)展空間。各方面應充分認識推進新能源微電網(wǎng)建設(shè)的重要意義，積極組織推進新能源微電網(wǎng)示范項目建設(shè)，為新能源微電網(wǎng)的發(fā)展創(chuàng)造良好環(huán)境并在積累經(jīng)驗基礎(chǔ)上積極推廣。
二、示范項目建設(shè)目的和原則
新能源微電網(wǎng)示范項目建設(shè)的目的是探索建立容納高比例波動性可再生能源電力的發(fā)輸（配）儲用一體化的局域電力系統(tǒng)，探索電力能源服務(wù)的新型商業(yè)運營模式和新業(yè)態(tài)，推動更加具有活力的電力市場化創(chuàng)新發(fā)展，形成完善的新能源微電網(wǎng)技術(shù)體系和管理體制。
新能源微電網(wǎng)示范項目的建設(shè)要堅持以下原則：
（一）因地制宜，創(chuàng)新機制。結(jié)合當?shù)貙嶋H和新能源發(fā)展情況選擇合理區(qū)域建設(shè)聯(lián)網(wǎng)型微電網(wǎng)，在投資經(jīng)營管理方面進行創(chuàng)新；在電網(wǎng)未覆蓋的偏遠地區(qū)、海島等，優(yōu)先選擇新能源微電網(wǎng)方式，探索獨立供電技術(shù)和經(jīng)營管理新模式。
（二）多能互補，自成一體。將各類分布式能源、儲電蓄熱（冷）及高效用能技術(shù)相結(jié)合，通過智能電網(wǎng)及綜合能量管理系統(tǒng)，形成以可再生能源為主的高效一體化分布式能源系統(tǒng)。
（三）技術(shù)先進、經(jīng)濟合理。集成分布式能源及智能一體化電力能源控制技術(shù)，形成先進高效的能源技術(shù)體系；與公共電網(wǎng)建立雙向互動關(guān)系，靈活參與電力市場交易，使新能源微電網(wǎng)在一定的政策支持下具有經(jīng)濟合理性。
（四）典型示范、易于推廣。首先抓好典型示范項目建設(shè)，因地制宜探索各類分布式能源和智能電網(wǎng)技術(shù)應用，創(chuàng)新管理體制和商業(yè)模式；整合各類政策，形成具有本地特點且易于復制的典型模式，在示范的基礎(chǔ)上逐步推廣。
三、建設(shè)內(nèi)容及有關(guān)要求
新能源微電網(wǎng)是基于局部配電網(wǎng)建設(shè)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(yōu)化配置實現(xiàn)本地能源生產(chǎn)與用能負荷基本平衡，可根據(jù)需要與公共電網(wǎng)靈活互動且相對獨立運行的智慧型能源綜合利用局域網(wǎng)。新能源微電網(wǎng)項目可依托已有配電網(wǎng)建設(shè)，也可結(jié)合新建配電網(wǎng)建設(shè)；可以是單個新能源微電網(wǎng)，也可以是某一區(qū)域內(nèi)多個新能源微電網(wǎng)構(gòu)成的微電網(wǎng)群。鼓勵在新能源微電網(wǎng)建設(shè)中，按照能源互聯(lián)網(wǎng)的理念，采用先進的互聯(lián)網(wǎng)及信息技術(shù)，實現(xiàn)能源生產(chǎn)和使用的智能化匹配及協(xié)同運行，以新業(yè)態(tài)方式參與電力市場，形成高效清潔的能源利用新載體。
（一）聯(lián)網(wǎng)型新能源微電網(wǎng)
聯(lián)網(wǎng)型新能源微電網(wǎng)應重點建設(shè)：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(wǎng)的綜合能量管理系統(tǒng)，實現(xiàn)冷熱電負荷的動態(tài)平衡及與大電網(wǎng)的靈活互動；在用戶側(cè)應用能量管理系統(tǒng)，指導用戶避開用電高峰，優(yōu)先使用本地可再生能源或大電網(wǎng)低谷電力，并鼓勵新能源微電網(wǎng)接入本地區(qū)電力需求側(cè)管理平臺；具備足夠容量和反應速度的儲能系統(tǒng)，包括儲電、蓄熱（冷）等。聯(lián)網(wǎng)型新能源微電網(wǎng)優(yōu)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(qū)建設(shè)。
聯(lián)網(wǎng)型新能源微電網(wǎng)示范項目技術(shù)要求：1、最高電壓等級不超過110千伏，與公共電網(wǎng)友好互動，有利于削減電網(wǎng)峰谷差，減輕電網(wǎng)調(diào)峰負擔；2、并網(wǎng)點的交換功率和時段要具備可控性，微電網(wǎng)內(nèi)的供電可靠性和電能質(zhì)量要能滿足用戶需求。微電網(wǎng)內(nèi)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(tǒng)作為微電網(wǎng)快速調(diào)節(jié)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(nèi)連續(xù)供電，并在電網(wǎng)故障時作為應急電源使用。
（二）獨立型新能源微電網(wǎng)
獨立型（或弱聯(lián)型）新能源微電網(wǎng)應重點建設(shè)：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(fā)電裝置；基于智能配電網(wǎng)的綜合能量管理系統(tǒng)，實現(xiàn)冷熱電負荷的動態(tài)平衡；技術(shù)經(jīng)濟性合理的儲能系統(tǒng)，包括儲電、蓄熱（冷）等。獨立型（或弱聯(lián)型）新能源微電網(wǎng)主要用于電網(wǎng)未覆蓋的偏遠地區(qū)、海島等以及僅靠小水電供電的地區(qū)，也可以是對送電到鄉(xiāng)或無電地區(qū)電力建設(shè)已經(jīng)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(wǎng)示范項目技術(shù)要求：1、通過交流總線供電，適合多種可再生能源發(fā)電系統(tǒng)的接入，易于擴容，容易實現(xiàn)與公共電網(wǎng)或相鄰其它交流總線微電網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)；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(fā)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(shù)經(jīng)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(qū)配電網(wǎng)供電可靠性水平。
四、組織實施
（一）示范項目申報。各?。▍^(qū)、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(lián)合相關(guān)部門開展項目初審和申報工作。示范項目要落實建設(shè)用地、天然氣用量等條件，與縣級及以上電網(wǎng)企業(yè)就電網(wǎng)接入和并網(wǎng)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(qū)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(lián)合相關(guān)部門發(fā)文確認。2015年啟動的新能源微電網(wǎng)示范項目，原則上每個?。▍^(qū)、市）申報1~2個。
（三）示范項目建設(shè)。各?。▍^(qū)、市）能源主管部門牽頭組織示范項目建設(shè)。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(gòu)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(gòu)負責對示范項目建設(shè)和建成后的運行情況進行監(jiān)管。省級能源主管部門會同國家能源局派出機構(gòu)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(shù)要求的，應責令項目單位限期整改。
（五）關(guān)于新能源微電網(wǎng)的相關(guān)配套政策，國家能源局將結(jié)合項目具體技術(shù)經(jīng)濟性會同國務(wù)院有關(guān)部門研究制定具體支持政策，鼓勵各地區(qū)結(jié)合本地實際制定支持新能源微電網(wǎng)建設(shè)和運營的政策措施。
附件：1、新能源微電網(wǎng)技術(shù)條件
2、示范項目實施方案編制參考大綱
國家能源局
2015年7月13日
附件1：新能源微電網(wǎng)技術(shù)條件
一、聯(lián)網(wǎng)微電網(wǎng)
聯(lián)網(wǎng)微電網(wǎng)是解決波動性可再生電力高比例接入配電網(wǎng)的有效方案。相對于不帶儲能的簡單可再生能源分布式并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)具有如下功能和優(yōu)勢：
1、通過微電網(wǎng)形式可以有效提高波動性可再生能源接入配電網(wǎng)的比例，功率滲透率（微電網(wǎng)額定裝機功率與峰值負荷功率的比值）可以做到100%以上，此次申報項目原則上要求做到50%以上；
2、微電網(wǎng)具備很強的調(diào)節(jié)能力，能夠與公共電網(wǎng)友好互動，平抑可再生能源波動性，消減電網(wǎng)峰谷差，替代或部分替代調(diào)峰電源，能接受和執(zhí)行電網(wǎng)調(diào)度指令；
3、與公共電網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)運行時，并網(wǎng)點的交換功率和交換時段可控，且有利于微電網(wǎng)內(nèi)電壓和頻率的控制；
4、在微電網(wǎng)自發(fā)自用電量效益高于從電網(wǎng)購電時，或在公共電網(wǎng)不允許“逆功率”情況下，可以有效提高自發(fā)自用電量的比例，避免損失可再生能源發(fā)電量，提高效益；當公共電網(wǎng)發(fā)生故障時，可以全部或部分孤島運行，保障本地全部負荷或重要負荷的連續(xù)供電；
5、延緩公共電網(wǎng)改造，不增加甚至減少電網(wǎng)備用容量；
6、在電網(wǎng)末端可以提高供電可靠性率，改善供電電能質(zhì)量，延緩電網(wǎng)（如海纜）改造擴容，節(jié)約電網(wǎng)改造投資；
7、與其它清潔能源（如CHP）和可再生能源不同利用形式結(jié)合，可以同時解決當?shù)責崴?、供熱、供冷和炊事用能問題。
主要技術(shù)條件
1、與公共配電網(wǎng)具有單一并網(wǎng)點，應能實現(xiàn)聯(lián)網(wǎng)和孤島2種運行模式，根據(jù)所在地區(qū)資源特點、負荷特性以及電網(wǎng)需求和架構(gòu)，可以具備上節(jié)聯(lián)網(wǎng)微電網(wǎng)的一種或多種功能。
2、微電網(wǎng)接入110kV公共配電網(wǎng)，并網(wǎng)點的交換功率應≤40MW，微電網(wǎng)接入35kV公共配電網(wǎng)，并網(wǎng)點的交換功率應≤20MW，微電網(wǎng)接入10kV公共配電網(wǎng)，并網(wǎng)點的交換功率應≤6MW，微電網(wǎng)接入400V公共配電網(wǎng)，并網(wǎng)點的交換功率應≤500kW；
3、儲能裝置的有效容量由所希望實現(xiàn)的功能、負荷的日分布特性、孤島運行時間以及電網(wǎng)調(diào)峰需求決定，應根據(jù)實際情況設(shè)計；
4、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(tǒng)，作為微電網(wǎng)快速調(diào)節(jié)電源，為消納高比例、大規(guī)?？稍偕茉窗l(fā)電提供快速調(diào)節(jié)能力；
5、具有從發(fā)電到用電的智能能量管理系統(tǒng)，具有用戶用能信息采集功能和遠程通信接口；
6、微電網(wǎng)與公共配電網(wǎng)并網(wǎng)，應符合分布式發(fā)電接入電力系統(tǒng)的相關(guān)技術(shù)規(guī)定；微電網(wǎng)供電范圍內(nèi)的供電安全和電能質(zhì)量亦應符合相關(guān)電力標準。
二、獨立微電網(wǎng)
獨立微電網(wǎng)適用于電網(wǎng)未覆蓋的農(nóng)村、海島等邊遠無電地區(qū)，僅有小水電但供電不可靠的地區(qū)，以及對于在國家“送電到鄉(xiāng)”工程中已經(jīng)建成，但供電能力已嚴重下降的光伏或風光互補村落電站的改造。
獨立微電網(wǎng)建設(shè)的主要目的是有效解決我國邊遠無電地區(qū)和無電海島的用電問題，替代柴油發(fā)電機組，降低供電成本。示范要求采用交流總線技術(shù)，與傳統(tǒng)的直流總線技術(shù)相比，交流總線微電網(wǎng)更高效、更靈活，更適合于多種可再生能源發(fā)電系統(tǒng)的接入，供電半徑寬，易于擴容，通過從發(fā)電到用電的能量管理系統(tǒng)可以做到實時的供需平衡，大大提高供電保證率，在將來還可以很容易地同公共電力系統(tǒng)或相鄰其它交流總線微電網(wǎng)并網(wǎng)。
主要技術(shù)條件
1、微電網(wǎng)采用交流總線技術(shù)，在解決電力供應的同時，盡可能利用可再生能源解決熱水、采暖、供冷、炊事用能問題；
2、微電網(wǎng)電壓等級110kV，可再生能源總裝機應≤ 200MW（不含水電和柴油發(fā)電裝機）；微電網(wǎng)電壓等級35kV，可再生能源總裝機應 ≤ 100MW（不含水電和柴油發(fā)電裝機）；微電網(wǎng)電壓等級10kV，可再生能源總裝機應≤ 20MW（不含水電和柴油發(fā)電裝機）；微電網(wǎng)電壓等級400V，可再生能源總裝機應≤ 2MW；
3、供電保證率不低于同類地區(qū)配電網(wǎng)供電可靠性水平；柴油機組作為備用，對于季節(jié)性負荷差異較小的地區(qū)和海島，柴油發(fā)電替代率要求不低于80%，柴油機組發(fā)電量占總電量需求的20%以下；對于季節(jié)性負荷差異較大的地區(qū)和海島，柴油發(fā)電替代率允許放寬到40%；在有條件并技術(shù)經(jīng)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。
4、獨立微電網(wǎng)應具有從發(fā)電到用電的能量管理系統(tǒng)；
5、微電網(wǎng)的供電安全和電能質(zhì)量應符合相關(guān)電力標準。
附件2 示范項目實施方案編制參考大綱
新能源微電網(wǎng)示范項目可行性研究報告應滿足國家有關(guān)法律法規(guī)和管理辦法要求，以因地制宜、清潔高效、穩(wěn)定可靠、求是創(chuàng)新為原則，充分收集資源、負荷、建設(shè)條件等各項基礎(chǔ)資料，按照可再生能源可行性研究階段設(shè)計深度要求開展示范項目實施方案編制工作。
實施方案按照如下章節(jié)進行編制，明確提出相應技術(shù)方案和運行管理機制，明確提出設(shè)計成果等量化指標。
1 概述
1.1項目背景。項目地理位置、社會經(jīng)濟基本情況，已與有關(guān)部門、企業(yè)或個人開展的前期工作進展。
1.2項目單位概況。說明項目單位各投資方資產(chǎn)性質(zhì)及股東構(gòu)成、經(jīng)營年限、主營業(yè)務(wù)、可再生能源行業(yè)及電力行業(yè)主要業(yè)績、資產(chǎn)負債等。
1.3主要編制原則及依據(jù)。
1.4 項目工程特性表。包括但不限于供電可靠性指標、各主要項目投資、經(jīng)濟性評價基本邊界條件與結(jié)論、可再生能源在微網(wǎng)系統(tǒng)的容量/電量比、微電網(wǎng)容量/電量自給自足比率等。
2負荷現(xiàn)狀與供需分析
2.1 工程擬供能區(qū)域負荷（冷、熱、電）現(xiàn)狀。說明區(qū)域經(jīng)濟發(fā)展和能源需求概況，說明用電負荷類型，對各類負荷進行不同時間斷面負荷特性分析（至少包括典型季節(jié)和典型日）。說明各類負荷的用能價格體系與年度使用成本。
2.2 負荷水平預測。結(jié)合當?shù)剡^去5年電力電量發(fā)展、經(jīng)濟和電力發(fā)展現(xiàn)狀及規(guī)劃，分析本工程設(shè)計水平年及遠景水平年各時間斷面負荷特性。
2.3 根據(jù)擬供電區(qū)域內(nèi)負荷類型提出其供電電能質(zhì)量和供電可靠性需求。
2.4 分析新能源微電網(wǎng)供電和公共電網(wǎng)弱連接供電間的關(guān)系以及技術(shù)需求。
3 新能源資源
對示范項目擬建地區(qū)新能源資源可利用條件進行分析，作為示范項目建設(shè)方案的基礎(chǔ)。新能源類型主要包括風能資源、太陽能資源、水能資源、生物質(zhì)能資源和天然氣資源等，對所采用的能源資源分別按照類型進行分析與評價。
各類新能源資源特性應包括其不同規(guī)模和布局下地典型出力特性、保證率與不確定性指標，并對生物質(zhì)能、天然氣等需要成本的初級燃料成本進行分析。
4 項目目標、任務(wù)和規(guī)模
4.1 建設(shè)目標、必要性與基本原則
提出項目整體建設(shè)運行的目標，包括新能源利用目標、微電網(wǎng)能源自給自足目標、微電網(wǎng)經(jīng)濟性目標與微電網(wǎng)運行機制目標，并論述各目標之間的辯證統(tǒng)一關(guān)系。
簡述項目所在地各類可再生能源資源及開發(fā)條件，供電范圍內(nèi)負荷現(xiàn)狀及規(guī)劃，從能源資源合理利用角度論證項目開發(fā)必要性。分析對當?shù)亟?jīng)濟和居民生產(chǎn)生活的促進作用。論述本工程建設(shè)條件和環(huán)境經(jīng)濟效益，論證本工程建設(shè)的必要性。
明確微電網(wǎng)示范的基本原則，論述因地制宜、創(chuàng)新機制、多能互補、技術(shù)先進、經(jīng)濟合理和示范推廣的具體要求，以及在項目中的體現(xiàn)方式。
4.2 工程任務(wù)
4.2.1 簡述工程所在地國民經(jīng)濟和社會發(fā)展狀況、能源資源概況、電力系統(tǒng)現(xiàn)狀。
4.2.2 說明本工程場址概況、分析與用地、環(huán)保、電網(wǎng)等規(guī)劃的符合性和協(xié)調(diào)性。
4.2.3 統(tǒng)籌考慮負荷特性、電力系統(tǒng)特性及各方對本工程要求，提出工程開發(fā)任務(wù)。
4.3 工程規(guī)模
4.3.1 根據(jù)項目的電力需求，結(jié)合新能源資源評價結(jié)論，簡述各類電源的容量、年均發(fā)電量/耗電量，工程總體布置方案以及占地面積。
4.3.2 簡述變電站、輸配電線路等電網(wǎng)工程建設(shè)方案。
4.3.3 提出本工程各項主要電源、儲能裝置的建設(shè)時序。
4.3.4 提出本工程可再生能源年均和全生命周期發(fā)電量分別占系統(tǒng)年均和全生命周期總發(fā)電量的比例。
4.3.5 如本工程為聯(lián)網(wǎng)型新能源微電網(wǎng)，提出本工程為用戶供電量占供電區(qū)域內(nèi)用戶總用電量的比例。
5 新能源微電網(wǎng)方案總體設(shè)計
5.1微電網(wǎng)系統(tǒng)總體方案
5.1.1電源與電網(wǎng)建設(shè)分析。根據(jù)項目所在地各種能源特性與負荷特性，按照微電網(wǎng)項目目標與原則統(tǒng)籌分析相應各種電源的容量及其配比，分析各類電源各時間斷面的出力特性，進行綜合技術(shù)經(jīng)濟比較，提出微電網(wǎng)電源構(gòu)成與電網(wǎng)建設(shè)需求。
5.1.2 儲能系統(tǒng)（如有）。根據(jù)項目目標與原則，提出本工程儲能系統(tǒng)配置原則、配置容量。
5.1.3 系統(tǒng)出力特性和電力電量平衡。根據(jù)系統(tǒng)配置方案和負荷特性及規(guī)劃期內(nèi)裝機安排，充分考慮“互聯(lián)網(wǎng)+”技術(shù)方案的可行性和優(yōu)勢，統(tǒng)籌進行工程電力、電量平衡計算。明確微電網(wǎng)系統(tǒng)出力特性, 微電網(wǎng)與公共電網(wǎng)(如為聯(lián)網(wǎng)型微電網(wǎng))之間的電力流向及互相交換的電力電量。
5.1.4 系統(tǒng)接入方案。提出本項目變電設(shè)備（包括交流變壓器與電力電子變電設(shè)施）的布點和規(guī)模，確定各類電源接入系統(tǒng)的方案，提出微電網(wǎng)電源接入系統(tǒng)方案、與外部主電網(wǎng)的連接方案。
5.2 微電網(wǎng)工程總體布置
5.2.1 說明構(gòu)成新能源微電網(wǎng)的各電源工程、電網(wǎng)工程的總體布置。
5.2.2 說明新能源微電網(wǎng)工程的永久用地和施工臨時用地的范圍和面積。
5.3 微電網(wǎng)工程建設(shè)方案
結(jié)合新能源微網(wǎng)工程項目的技術(shù)特點，提出新能源微網(wǎng)各組成單元的建設(shè)時序安排及總體建設(shè)方案。
5.4 微電網(wǎng)工程運行方案
5.4.1 結(jié)合新能源微網(wǎng)能源流和信息流的技術(shù)特點，提出新能源微電網(wǎng)組網(wǎng)與各階段調(diào)試、試運行方案。
5.4.2 結(jié)合微電網(wǎng)區(qū)域負荷要求、工程技術(shù)特點、電力系統(tǒng)特性和信息互聯(lián)網(wǎng)技術(shù)特性，分析系統(tǒng)電能質(zhì)量、運行穩(wěn)定性等因素，提出微電網(wǎng)工程運行期內(nèi)各電源及儲能系統(tǒng)在典型狀態(tài)、極端狀態(tài)下的運行方案、負荷響應特性及其經(jīng)濟性需求，與電網(wǎng)調(diào)度協(xié)調(diào)運行方案，智能通信和控制系統(tǒng)方案等。
6 工程建設(shè)方案
6.1 工程建設(shè)條件
6.1.1微電網(wǎng)電源、電網(wǎng)工程所在區(qū)域自然條件。說明各電源、電網(wǎng)工程（含進站道路）所在區(qū)域的地形地貌、用地類型及面積、工程地質(zhì)、地下礦藏資源、水文氣象、拆遷工程及工程量、站區(qū)自然地面標高等。
6.1.2各電源、電網(wǎng)工程周圍環(huán)境。說明工程與周圍各類建筑物、保護區(qū)、河流湖泊、機場、道路、軍事設(shè)施等的關(guān)系及可能存在的相互影響。
6.2 各電源、電網(wǎng)工程站址比較與推薦意見
應根據(jù)微電網(wǎng)工程建設(shè)基本條件和要求，對多個站址方案進行綜合技術(shù)經(jīng)濟比較，說明推薦站址的意見。
6.3 電源建設(shè)方案
應根據(jù)新能源微電網(wǎng)的系統(tǒng)構(gòu)成，分別說明各種電源涉及的設(shè)備、電氣系統(tǒng)、熱力系統(tǒng)、燃氣系統(tǒng)、土建、消防、施工等的方案。
6.4 配電網(wǎng)與儲能系統(tǒng)建設(shè)方案
根據(jù)電力電量平衡和必要的潮流計算成果，結(jié)合電網(wǎng)建設(shè)現(xiàn)狀及規(guī)劃，明確配電網(wǎng)系統(tǒng)接線方案（含過渡方案）、變電站配置及建設(shè)方案、線路方案和儲能設(shè)施具體布置方案。
7 微電網(wǎng)實施機制
7.1 能源與信息深度融合機制
根據(jù)能源流和信息流在微電網(wǎng)中的技術(shù)特性，結(jié)合“互聯(lián)網(wǎng)+”工程的有關(guān)要求，提出兩者間深度融合的企業(yè)合作機制和運行實施機制。
7.2 微電網(wǎng)市場化運行機制
根據(jù)能源生產(chǎn)與消費革命和電力體制改革的原則要求，結(jié)合微電網(wǎng)的基本技術(shù)特征，提出微電網(wǎng)市場化運行機制及其初步經(jīng)濟性結(jié)論。
7.3 微電網(wǎng)示范及其推廣
根據(jù)微電網(wǎng)建設(shè)運行實際，提出示范的重點內(nèi)容、對產(chǎn)業(yè)及地方經(jīng)濟的帶動作用，提出微電網(wǎng)示范推廣的后續(xù)工作。
8 環(huán)境保護與水土保持
詳細說明新能源微電網(wǎng)工程環(huán)境保護和水土保持設(shè)計方案和所需投資概算。
9 勞動安全與工業(yè)衛(wèi)生
詳細說明新能源微電網(wǎng)勞動安全與工業(yè)衛(wèi)生設(shè)計方案的主要內(nèi)容及專項投資。
10 節(jié)能降耗
10.1 詳細說明本新能源微電網(wǎng)工程主要能耗種類、數(shù)量和能源利用效率。
10.2 結(jié)合擬采取的主要節(jié)能降耗措施，分析提出微網(wǎng)系統(tǒng)相對于燃煤火電機組可節(jié)約化石能源總量、溫室氣體和其他污染物減排量。
11 設(shè)計概算
11.1 測算條件
11.1.1 編制原則及依據(jù)
1） 說明工程設(shè)計概算價格水平年。
2） 說明定額、費用標準及有關(guān)文件規(guī)定。
11.1.2 基礎(chǔ)單價、取費標準
包括人工、機械、材料、建筑與安裝等各項費用標準與依據(jù)。
11.1.3 主要設(shè)備價格
1） 說明各電源、儲能系統(tǒng)主要設(shè)備、變電站主要設(shè)備、配電線路導線（/電纜）價格。
2） 設(shè)備運雜費計算標準。
11.1.4建設(shè)項目資金來源和資本金比例、基本預備費率、年物價上漲指數(shù)、貸款利率、匯率等計算標準。
11.2 主要技術(shù)經(jīng)濟指標
11.2.1 新能源微電網(wǎng)工程靜態(tài)投資，單位靜態(tài)投資；工程動態(tài)投資，單位動態(tài)投資；
11.2.2 各電源與儲能系統(tǒng)靜態(tài)投資，單位靜態(tài)投資；工程動態(tài)投資，單位動態(tài)投資；
11.2.3 變電站工程靜態(tài)投資，單位靜態(tài)投資；工程動態(tài)投資，單位動態(tài)投資；
11.2.4 配電線路本體工程投資，單位投資；工程靜態(tài)投資，單位靜態(tài)投資；工程動態(tài)投資，單位動態(tài)投資。
11.2.5 設(shè)計概算表。主要包括新能源微電網(wǎng)工程總概算表；各電源與儲能工程、變電站工程、配電線路工程的總概算表、設(shè)備及安裝工程概算表、建筑工程概算表和其他費用概算表。
12 財務(wù)評價和社會效果分析
12.1 財務(wù)評價邊界條件
12.1.1 項目可明確享受的有關(guān)政策。包括工程擬建地區(qū)已明確的價格政策、優(yōu)惠及補貼政策（如財稅優(yōu)惠、補貼等），并附有關(guān)文件掃描件。
12.1.2 項目建設(shè)情況。說明各電源、配電網(wǎng)、變電站、儲能等各主要配置的建設(shè)工期及其財務(wù)評價計算期（包括建設(shè)期和運營期）。
12.1.3 資金來源與融資方案。說明項目資金來源、籌措方式。說明投資各方的出資比例、幣種和分利方式；項目債務(wù)資金應說明債務(wù)資金條件，包括支付方式、貸款期限、貸款利率、還本付息方式及其他附加條件等。
12.2 財務(wù)評價
12.2.1總成本費用計算
1） 固定資產(chǎn)價值和其他資產(chǎn)價值計算。
2） 總成本計算。
電源與儲能項目的發(fā)電成本，主要包括燃料費、外購電力費、水費、其他材料費、工資及福利、折舊費、攤銷費、修理費、保險費、財務(wù)費用、其他費用等。
配電網(wǎng)絡(luò)項目的供電成本。
12.2.2發(fā)/供電、售電效益計算
根據(jù)微電網(wǎng)運行機制、合理的負荷需求預測與發(fā)電出力預測、儲能特性和各類運行邊界條件下的電力電量成本及網(wǎng)絡(luò)成本，測算微電網(wǎng)整體運行成本最低方式下的發(fā)電、儲能應用組合。
測算采用替代供能方式下的建設(shè)運行成本進行比較，提出新能源微電網(wǎng)的整體效益。
對于明確各類能源價格的微電網(wǎng)，說明發(fā)/供電效益、售電效益的計算方法和參數(shù)。包括發(fā)/供、售電收入、稅金、利潤及分配。
12.2.3 清償能力分析。進行借款還本付息計算和資產(chǎn)負債計算，分析項目的償債能力，提出利息備付率、償債備付率和資產(chǎn)負債率。
12.2.4 盈利能力分析。通過項目財務(wù)現(xiàn)金流量計算，分析項目技術(shù)方案的經(jīng)濟可行性和項目的盈利能力水平，計算項目總投資收益率、資本金凈利潤率等財務(wù)評價指標。
12.2.5 財務(wù)生存能力分析。在分析項目總投資計劃與資金籌措、發(fā)/供、售電收入與稅金、總成本費用和利潤與利潤分配的基礎(chǔ)上編制財務(wù)計劃現(xiàn)金流量表，分析項目是否有足夠的凈現(xiàn)金流量維持正常運營，以實現(xiàn)財務(wù)可持續(xù)性。
12.2.6 不確定性分析。進行盈虧平衡分析和敏感性分析。
12.2.7 財務(wù)評價結(jié)論。編制財務(wù)評價指標匯總表及各項財務(wù)評價表，提出工程項目財務(wù)可行性評價結(jié)論。
12.3 社會效果評價
12.3.1 分析評價項目建設(shè)對所在地經(jīng)濟發(fā)展、城鎮(zhèn)建設(shè)、勞動就業(yè)、生態(tài)環(huán)境等方面現(xiàn)實和長遠影響。
12.3.2 分析本項目在提高項目所在地的用電水平的同時，對進一步促進可再生能源的發(fā)展的影響。
13 結(jié)論及建議
13.1綜述本新能源微電網(wǎng)在技術(shù)、經(jīng)濟、社會與環(huán)境等方面的可行性研究主要結(jié)論。
13.2 分析實施項目的創(chuàng)新性成果及其歸類（技術(shù)產(chǎn)品創(chuàng)新、系統(tǒng)集成創(chuàng)新、商業(yè)模式創(chuàng)新），評述成果推廣應用前景。
13.3 提出今后工作的意見或建議。
14 附錄：基礎(chǔ)資料收集清單
進行可行性研究工作時，應對新能源微電網(wǎng)工程的建設(shè)條件進行深入調(diào)查，取得真實、客觀、可靠的基礎(chǔ)資料。主要包括（不限于）如下內(nèi)容。
14.1 項目所在地區(qū)（市、縣或區(qū)）社會經(jīng)濟現(xiàn)狀及發(fā)展規(guī)劃，主要能源資源儲量與分布，能源資源的開發(fā)與利用現(xiàn)狀及發(fā)展規(guī)劃。
14.2 項目所在地區(qū)（市、縣或區(qū)）電力系統(tǒng)現(xiàn)狀及發(fā)展規(guī)劃，主要電源形式、規(guī)模容量及其分布，主要用電負荷特性、容量及其分布，電網(wǎng)地理接線圖。
14.3 項目所在地區(qū)（市、縣或區(qū)）行政區(qū)劃圖。構(gòu)成新能源微電網(wǎng)系統(tǒng)各電源站（/場）址、變電站址、輸配電線路路徑1/10000地形圖，工程地質(zhì)資料，水文氣象資料，土地利用規(guī)劃、自然保護區(qū)等資料。
14.4 項目站（/場）址附近長期測站氣象資料、災害情況，長期測站基本情況（位置，高程，周圍地形地貌及建筑物現(xiàn)狀和變遷，資料記錄，儀器，測風儀位置變化的時間和位置），收集長期測站近30年歷年各月平均風速、歷年年最大風速和極大風速以及與風電場現(xiàn)場測站測風同期完整年逐時風速、風向資料。
風電場場址處至少連續(xù)一年的現(xiàn)場實測數(shù)據(jù)和已有的風能資源評估資料，有效數(shù)據(jù)完整率應大于90%。
14.5 工程所在區(qū)域有代表性的長期觀測輻射資料、日照資料、降水和氣溫等氣象資料，項目現(xiàn)場太陽輻射觀測站至少連續(xù)一年的逐分鐘太陽能的總輻射、直射輻射、散射輻射、氣溫等的實測時間序列數(shù)據(jù)。
14.6 生物質(zhì)燃料的品種、儲量（/產(chǎn)量）、供應半徑以及可供數(shù)量，生物質(zhì)燃料品質(zhì)、價格、運輸距離及運輸方式等資料。
14.7 天然氣燃料供應量、供應點及可供數(shù)量，燃料品質(zhì)、價格、運輸距離及運輸方式等資料。
可再生能源發(fā)展“十二五”規(guī)劃把新能源微電網(wǎng)作為可再生能源和分布式能源發(fā)展機制創(chuàng)新的重要方向。近年來，有關(guān)研究機構(gòu)和企業(yè)開展新能源微電網(wǎng)技術(shù)研究和應用探索，具備了建設(shè)新能源微電網(wǎng)示范工程的工作基礎(chǔ)。為加快推進新能源微電網(wǎng)示范工程建設(shè)，探索適應新能源發(fā)展的微電網(wǎng)技術(shù)及運營管理體制，現(xiàn)提出以下指導意見：
一、充分認識新能源微電網(wǎng)建設(shè)的重要意義
新能源微電網(wǎng)代表了未來能源發(fā)展趨勢，是貫徹落實習近平總書記關(guān)于能源生產(chǎn)和消費革命的重要措施，是推進能源發(fā)展及經(jīng)營管理方式變革的重要載體，是“互聯(lián)網(wǎng)+”在能源領(lǐng)域的創(chuàng)新性應用，對推進節(jié)能減排和實現(xiàn)能源可持續(xù)發(fā)展具有重要意義。同時，新能源微電網(wǎng)是電網(wǎng)配售側(cè)向社會主體放開的一種具體方式，符合電力體制改革的方向，可為新能源創(chuàng)造巨大發(fā)展空間。各方面應充分認識推進新能源微電網(wǎng)建設(shè)的重要意義，積極組織推進新能源微電網(wǎng)示范項目建設(shè)，為新能源微電網(wǎng)的發(fā)展創(chuàng)造良好環(huán)境并在積累經(jīng)驗基礎(chǔ)上積極推廣。
二、示范項目建設(shè)目的和原則
新能源微電網(wǎng)示范項目建設(shè)的目的是探索建立容納高比例波動性可再生能源電力的發(fā)輸（配）儲用一體化的局域電力系統(tǒng)，探索電力能源服務(wù)的新型商業(yè)運營模式和新業(yè)態(tài)，推動更加具有活力的電力市場化創(chuàng)新發(fā)展，形成完善的新能源微電網(wǎng)技術(shù)體系和管理體制。
新能源微電網(wǎng)示范項目的建設(shè)要堅持以下原則：
（一）因地制宜，創(chuàng)新機制。結(jié)合當?shù)貙嶋H和新能源發(fā)展情況選擇合理區(qū)域建設(shè)聯(lián)網(wǎng)型微電網(wǎng)，在投資經(jīng)營管理方面進行創(chuàng)新；在電網(wǎng)未覆蓋的偏遠地區(qū)、海島等，優(yōu)先選擇新能源微電網(wǎng)方式，探索獨立供電技術(shù)和經(jīng)營管理新模式。
（二）多能互補，自成一體。將各類分布式能源、儲電蓄熱（冷）及高效用能技術(shù)相結(jié)合，通過智能電網(wǎng)及綜合能量管理系統(tǒng)，形成以可再生能源為主的高效一體化分布式能源系統(tǒng)。
（三）技術(shù)先進、經(jīng)濟合理。集成分布式能源及智能一體化電力能源控制技術(shù)，形成先進高效的能源技術(shù)體系；與公共電網(wǎng)建立雙向互動關(guān)系，靈活參與電力市場交易，使新能源微電網(wǎng)在一定的政策支持下具有經(jīng)濟合理性。
（四）典型示范、易于推廣。首先抓好典型示范項目建設(shè)，因地制宜探索各類分布式能源和智能電網(wǎng)技術(shù)應用，創(chuàng)新管理體制和商業(yè)模式；整合各類政策，形成具有本地特點且易于復制的典型模式，在示范的基礎(chǔ)上逐步推廣。
三、建設(shè)內(nèi)容及有關(guān)要求
新能源微電網(wǎng)是基于局部配電網(wǎng)建設(shè)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(yōu)化配置實現(xiàn)本地能源生產(chǎn)與用能負荷基本平衡，可根據(jù)需要與公共電網(wǎng)靈活互動且相對獨立運行的智慧型能源綜合利用局域網(wǎng)。新能源微電網(wǎng)項目可依托已有配電網(wǎng)建設(shè)，也可結(jié)合新建配電網(wǎng)建設(shè)；可以是單個新能源微電網(wǎng)，也可以是某一區(qū)域內(nèi)多個新能源微電網(wǎng)構(gòu)成的微電網(wǎng)群。鼓勵在新能源微電網(wǎng)建設(shè)中，按照能源互聯(lián)網(wǎng)的理念，采用先進的互聯(lián)網(wǎng)及信息技術(shù)，實現(xiàn)能源生產(chǎn)和使用的智能化匹配及協(xié)同運行，以新業(yè)態(tài)方式參與電力市場，形成高效清潔的能源利用新載體。
（一）聯(lián)網(wǎng)型新能源微電網(wǎng)
聯(lián)網(wǎng)型新能源微電網(wǎng)應重點建設(shè)：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(wǎng)的綜合能量管理系統(tǒng)，實現(xiàn)冷熱電負荷的動態(tài)平衡及與大電網(wǎng)的靈活互動；在用戶側(cè)應用能量管理系統(tǒng)，指導用戶避開用電高峰，優(yōu)先使用本地可再生能源或大電網(wǎng)低谷電力，并鼓勵新能源微電網(wǎng)接入本地區(qū)電力需求側(cè)管理平臺；具備足夠容量和反應速度的儲能系統(tǒng)，包括儲電、蓄熱（冷）等。聯(lián)網(wǎng)型新能源微電網(wǎng)優(yōu)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(qū)建設(shè)。
聯(lián)網(wǎng)型新能源微電網(wǎng)示范項目技術(shù)要求：1、最高電壓等級不超過110千伏，與公共電網(wǎng)友好互動，有利于削減電網(wǎng)峰谷差，減輕電網(wǎng)調(diào)峰負擔；2、并網(wǎng)點的交換功率和時段要具備可控性，微電網(wǎng)內(nèi)的供電可靠性和電能質(zhì)量要能滿足用戶需求。微電網(wǎng)內(nèi)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(tǒng)作為微電網(wǎng)快速調(diào)節(jié)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(nèi)連續(xù)供電，并在電網(wǎng)故障時作為應急電源使用。
（二）獨立型新能源微電網(wǎng)
獨立型（或弱聯(lián)型）新能源微電網(wǎng)應重點建設(shè)：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(fā)電裝置；基于智能配電網(wǎng)的綜合能量管理系統(tǒng)，實現(xiàn)冷熱電負荷的動態(tài)平衡；技術(shù)經(jīng)濟性合理的儲能系統(tǒng)，包括儲電、蓄熱（冷）等。獨立型（或弱聯(lián)型）新能源微電網(wǎng)主要用于電網(wǎng)未覆蓋的偏遠地區(qū)、海島等以及僅靠小水電供電的地區(qū)，也可以是對送電到鄉(xiāng)或無電地區(qū)電力建設(shè)已經(jīng)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(wǎng)示范項目技術(shù)要求：1、通過交流總線供電，適合多種可再生能源發(fā)電系統(tǒng)的接入，易于擴容，容易實現(xiàn)與公共電網(wǎng)或相鄰其它交流總線微電網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)；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(fā)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(shù)經(jīng)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(qū)配電網(wǎng)供電可靠性水平。
四、組織實施
（一）示范項目申報。各?。▍^(qū)、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(lián)合相關(guān)部門開展項目初審和申報工作。示范項目要落實建設(shè)用地、天然氣用量等條件，與縣級及以上電網(wǎng)企業(yè)就電網(wǎng)接入和并網(wǎng)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(qū)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(lián)合相關(guān)部門發(fā)文確認。2015年啟動的新能源微電網(wǎng)示范項目，原則上每個?。▍^(qū)、市）申報1~2個。
（三）示范項目建設(shè)。各?。▍^(qū)、市）能源主管部門牽頭組織示范項目建設(shè)。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(gòu)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(gòu)負責對示范項目建設(shè)和建成后的運行情況進行監(jiān)管。省級能源主管部門會同國家能源局派出機構(gòu)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(shù)要求的，應責令項目單位限期整改。
（五）關(guān)于新能源微電網(wǎng)的相關(guān)配套政策，國家能源局將結(jié)合項目具體技術(shù)經(jīng)濟性會同國務(wù)院有關(guān)部門研究制定具體支持政策，鼓勵各地區(qū)結(jié)合本地實際制定支持新能源微電網(wǎng)建設(shè)和運營的政策措施。
附件：1、新能源微電網(wǎng)技術(shù)條件
2、示范項目實施方案編制參考大綱
國家能源局
2015年7月13日
附件1：新能源微電網(wǎng)技術(shù)條件
一、聯(lián)網(wǎng)微電網(wǎng)
聯(lián)網(wǎng)微電網(wǎng)是解決波動性可再生電力高比例接入配電網(wǎng)的有效方案。相對于不帶儲能的簡單可再生能源分布式并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)具有如下功能和優(yōu)勢：
1、通過微電網(wǎng)形式可以有效提高波動性可再生能源接入配電網(wǎng)的比例，功率滲透率（微電網(wǎng)額定裝機功率與峰值負荷功率的比值）可以做到100%以上，此次申報項目原則上要求做到50%以上；
2、微電網(wǎng)具備很強的調(diào)節(jié)能力，能夠與公共電網(wǎng)友好互動，平抑可再生能源波動性，消減電網(wǎng)峰谷差，替代或部分替代調(diào)峰電源，能接受和執(zhí)行電網(wǎng)調(diào)度指令；
3、與公共電網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)運行時，并網(wǎng)點的交換功率和交換時段可控，且有利于微電網(wǎng)內(nèi)電壓和頻率的控制；
4、在微電網(wǎng)自發(fā)自用電量效益高于從電網(wǎng)購電時，或在公共電網(wǎng)不允許“逆功率”情況下，可以有效提高自發(fā)自用電量的比例，避免損失可再生能源發(fā)電量，提高效益；當公共電網(wǎng)發(fā)生故障時，可以全部或部分孤島運行，保障本地全部負荷或重要負荷的連續(xù)供電；
5、延緩公共電網(wǎng)改造，不增加甚至減少電網(wǎng)備用容量；
6、在電網(wǎng)末端可以提高供電可靠性率，改善供電電能質(zhì)量，延緩電網(wǎng)（如海纜）改造擴容，節(jié)約電網(wǎng)改造投資；
7、與其它清潔能源（如CHP）和可再生能源不同利用形式結(jié)合，可以同時解決當?shù)責崴?、供熱、供冷和炊事用能問題。
主要技術(shù)條件
1、與公共配電網(wǎng)具有單一并網(wǎng)點，應能實現(xiàn)聯(lián)網(wǎng)和孤島2種運行模式，根據(jù)所在地區(qū)資源特點、負荷特性以及電網(wǎng)需求和架構(gòu)，可以具備上節(jié)聯(lián)網(wǎng)微電網(wǎng)的一種或多種功能。
2、微電網(wǎng)接入110kV公共配電網(wǎng)，并網(wǎng)點的交換功率應≤40MW，微電網(wǎng)接入35kV公共配電網(wǎng)，并網(wǎng)點的交換功率應≤20MW，微電網(wǎng)接入10kV公共配電網(wǎng)，并網(wǎng)點的交換功率應≤6MW，微電網(wǎng)接入400V公共配電網(wǎng)，并網(wǎng)點的交換功率應≤500kW；
3、儲能裝置的有效容量由所希望實現(xiàn)的功能、負荷的日分布特性、孤島運行時間以及電網(wǎng)調(diào)峰需求決定，應根據(jù)實際情況設(shè)計；
4、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(tǒng)，作為微電網(wǎng)快速調(diào)節(jié)電源，為消納高比例、大規(guī)?？稍偕茉窗l(fā)電提供快速調(diào)節(jié)能力；
5、具有從發(fā)電到用電的智能能量管理系統(tǒng)，具有用戶用能信息采集功能和遠程通信接口；
6、微電網(wǎng)與公共配電網(wǎng)并網(wǎng)，應符合分布式發(fā)電接入電力系統(tǒng)的相關(guān)技術(shù)規(guī)定；微電網(wǎng)供電范圍內(nèi)的供電安全和電能質(zhì)量亦應符合相關(guān)電力標準。
二、獨立微電網(wǎng)
獨立微電網(wǎng)適用于電網(wǎng)未覆蓋的農(nóng)村、海島等邊遠無電地區(qū)，僅有小水電但供電不可靠的地區(qū)，以及對于在國家“送電到鄉(xiāng)”工程中已經(jīng)建成，但供電能力已嚴重下降的光伏或風光互補村落電站的改造。
獨立微電網(wǎng)建設(shè)的主要目的是有效解決我國邊遠無電地區(qū)和無電海島的用電問題，替代柴油發(fā)電機組，降低供電成本。示范要求采用交流總線技術(shù)，與傳統(tǒng)的直流總線技術(shù)相比，交流總線微電網(wǎng)更高效、更靈活，更適合于多種可再生能源發(fā)電系統(tǒng)的接入，供電半徑寬，易于擴容，通過從發(fā)電到用電的能量管理系統(tǒng)可以做到實時的供需平衡，大大提高供電保證率，在將來還可以很容易地同公共電力系統(tǒng)或相鄰其它交流總線微電網(wǎng)并網(wǎng)。
主要技術(shù)條件
1、微電網(wǎng)采用交流總線技術(shù)，在解決電力供應的同時，盡可能利用可再生能源解決熱水、采暖、供冷、炊事用能問題；
2、微電網(wǎng)電壓等級110kV，可再生能源總裝機應≤ 200MW（不含水電和柴油發(fā)電裝機）；微電網(wǎng)電壓等級35kV，可再生能源總裝機應 ≤ 100MW（不含水電和柴油發(fā)電裝機）；微電網(wǎng)電壓等級10kV，可再生能源總裝機應≤ 20MW（不含水電和柴油發(fā)電裝機）；微電網(wǎng)電壓等級400V，可再生能源總裝機應≤ 2MW；
3、供電保證率不低于同類地區(qū)配電網(wǎng)供電可靠性水平；柴油機組作為備用，對于季節(jié)性負荷差異較小的地區(qū)和海島，柴油發(fā)電替代率要求不低于80%，柴油機組發(fā)電量占總電量需求的20%以下；對于季節(jié)性負荷差異較大的地區(qū)和海島，柴油發(fā)電替代率允許放寬到40%；在有條件并技術(shù)經(jīng)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。
4、獨立微電網(wǎng)應具有從發(fā)電到用電的能量管理系統(tǒng)；
5、微電網(wǎng)的供電安全和電能質(zhì)量應符合相關(guān)電力標準。
附件2 示范項目實施方案編制參考大綱
新能源微電網(wǎng)示范項目可行性研究報告應滿足國家有關(guān)法律法規(guī)和管理辦法要求，以因地制宜、清潔高效、穩(wěn)定可靠、求是創(chuàng)新為原則，充分收集資源、負荷、建設(shè)條件等各項基礎(chǔ)資料，按照可再生能源可行性研究階段設(shè)計深度要求開展示范項目實施方案編制工作。
實施方案按照如下章節(jié)進行編制，明確提出相應技術(shù)方案和運行管理機制，明確提出設(shè)計成果等量化指標。
1 概述
1.1項目背景。項目地理位置、社會經(jīng)濟基本情況，已與有關(guān)部門、企業(yè)或個人開展的前期工作進展。
1.2項目單位概況。說明項目單位各投資方資產(chǎn)性質(zhì)及股東構(gòu)成、經(jīng)營年限、主營業(yè)務(wù)、可再生能源行業(yè)及電力行業(yè)主要業(yè)績、資產(chǎn)負債等。
1.3主要編制原則及依據(jù)。
1.4 項目工程特性表。包括但不限于供電可靠性指標、各主要項目投資、經(jīng)濟性評價基本邊界條件與結(jié)論、可再生能源在微網(wǎng)系統(tǒng)的容量/電量比、微電網(wǎng)容量/電量自給自足比率等。
2負荷現(xiàn)狀與供需分析
2.1 工程擬供能區(qū)域負荷（冷、熱、電）現(xiàn)狀。說明區(qū)域經(jīng)濟發(fā)展和能源需求概況，說明用電負荷類型，對各類負荷進行不同時間斷面負荷特性分析（至少包括典型季節(jié)和典型日）。說明各類負荷的用能價格體系與年度使用成本。
2.2 負荷水平預測。結(jié)合當?shù)剡^去5年電力電量發(fā)展、經(jīng)濟和電力發(fā)展現(xiàn)狀及規(guī)劃，分析本工程設(shè)計水平年及遠景水平年各時間斷面負荷特性。
2.3 根據(jù)擬供電區(qū)域內(nèi)負荷類型提出其供電電能質(zhì)量和供電可靠性需求。
2.4 分析新能源微電網(wǎng)供電和公共電網(wǎng)弱連接供電間的關(guān)系以及技術(shù)需求。
3 新能源資源
對示范項目擬建地區(qū)新能源資源可利用條件進行分析，作為示范項目建設(shè)方案的基礎(chǔ)。新能源類型主要包括風能資源、太陽能資源、水能資源、生物質(zhì)能資源和天然氣資源等，對所采用的能源資源分別按照類型進行分析與評價。
各類新能源資源特性應包括其不同規(guī)模和布局下地典型出力特性、保證率與不確定性指標，并對生物質(zhì)能、天然氣等需要成本的初級燃料成本進行分析。
4 項目目標、任務(wù)和規(guī)模
4.1 建設(shè)目標、必要性與基本原則
提出項目整體建設(shè)運行的目標，包括新能源利用目標、微電網(wǎng)能源自給自足目標、微電網(wǎng)經(jīng)濟性目標與微電網(wǎng)運行機制目標，并論述各目標之間的辯證統(tǒng)一關(guān)系。
簡述項目所在地各類可再生能源資源及開發(fā)條件，供電范圍內(nèi)負荷現(xiàn)狀及規(guī)劃，從能源資源合理利用角度論證項目開發(fā)必要性。分析對當?shù)亟?jīng)濟和居民生產(chǎn)生活的促進作用。論述本工程建設(shè)條件和環(huán)境經(jīng)濟效益，論證本工程建設(shè)的必要性。
明確微電網(wǎng)示范的基本原則，論述因地制宜、創(chuàng)新機制、多能互補、技術(shù)先進、經(jīng)濟合理和示范推廣的具體要求，以及在項目中的體現(xiàn)方式。
4.2 工程任務(wù)
4.2.1 簡述工程所在地國民經(jīng)濟和社會發(fā)展狀況、能源資源概況、電力系統(tǒng)現(xiàn)狀。
4.2.2 說明本工程場址概況、分析與用地、環(huán)保、電網(wǎng)等規(guī)劃的符合性和協(xié)調(diào)性。
4.2.3 統(tǒng)籌考慮負荷特性、電力系統(tǒng)特性及各方對本工程要求，提出工程開發(fā)任務(wù)。
4.3 工程規(guī)模
4.3.1 根據(jù)項目的電力需求，結(jié)合新能源資源評價結(jié)論，簡述各類電源的容量、年均發(fā)電量/耗電量，工程總體布置方案以及占地面積。
4.3.2 簡述變電站、輸配電線路等電網(wǎng)工程建設(shè)方案。
4.3.3 提出本工程各項主要電源、儲能裝置的建設(shè)時序。
4.3.4 提出本工程可再生能源年均和全生命周期發(fā)電量分別占系統(tǒng)年均和全生命周期總發(fā)電量的比例。
4.3.5 如本工程為聯(lián)網(wǎng)型新能源微電網(wǎng)，提出本工程為用戶供電量占供電區(qū)域內(nèi)用戶總用電量的比例。
5 新能源微電網(wǎng)方案總體設(shè)計
5.1微電網(wǎng)系統(tǒng)總體方案
5.1.1電源與電網(wǎng)建設(shè)分析。根據(jù)項目所在地各種能源特性與負荷特性，按照微電網(wǎng)項目目標與原則統(tǒng)籌分析相應各種電源的容量及其配比，分析各類電源各時間斷面的出力特性，進行綜合技術(shù)經(jīng)濟比較，提出微電網(wǎng)電源構(gòu)成與電網(wǎng)建設(shè)需求。
5.1.2 儲能系統(tǒng)（如有）。根據(jù)項目目標與原則，提出本工程儲能系統(tǒng)配置原則、配置容量。
5.1.3 系統(tǒng)出力特性和電力電量平衡。根據(jù)系統(tǒng)配置方案和負荷特性及規(guī)劃期內(nèi)裝機安排，充分考慮“互聯(lián)網(wǎng)+”技術(shù)方案的可行性和優(yōu)勢，統(tǒng)籌進行工程電力、電量平衡計算。明確微電網(wǎng)系統(tǒng)出力特性, 微電網(wǎng)與公共電網(wǎng)(如為聯(lián)網(wǎng)型微電網(wǎng))之間的電力流向及互相交換的電力電量。
5.1.4 系統(tǒng)接入方案。提出本項目變電設(shè)備（包括交流變壓器與電力電子變電設(shè)施）的布點和規(guī)模，確定各類電源接入系統(tǒng)的方案，提出微電網(wǎng)電源接入系統(tǒng)方案、與外部主電網(wǎng)的連接方案。
5.2 微電網(wǎng)工程總體布置
5.2.1 說明構(gòu)成新能源微電網(wǎng)的各電源工程、電網(wǎng)工程的總體布置。
5.2.2 說明新能源微電網(wǎng)工程的永久用地和施工臨時用地的范圍和面積。
5.3 微電網(wǎng)工程建設(shè)方案
結(jié)合新能源微網(wǎng)工程項目的技術(shù)特點，提出新能源微網(wǎng)各組成單元的建設(shè)時序安排及總體建設(shè)方案。
5.4 微電網(wǎng)工程運行方案
5.4.1 結(jié)合新能源微網(wǎng)能源流和信息流的技術(shù)特點，提出新能源微電網(wǎng)組網(wǎng)與各階段調(diào)試、試運行方案。
5.4.2 結(jié)合微電網(wǎng)區(qū)域負荷要求、工程技術(shù)特點、電力系統(tǒng)特性和信息互聯(lián)網(wǎng)技術(shù)特性，分析系統(tǒng)電能質(zhì)量、運行穩(wěn)定性等因素，提出微電網(wǎng)工程運行期內(nèi)各電源及儲能系統(tǒng)在典型狀態(tài)、極端狀態(tài)下的運行方案、負荷響應特性及其經(jīng)濟性需求，與電網(wǎng)調(diào)度協(xié)調(diào)運行方案，智能通信和控制系統(tǒng)方案等。
6 工程建設(shè)方案
6.1 工程建設(shè)條件
6.1.1微電網(wǎng)電源、電網(wǎng)工程所在區(qū)域自然條件。說明各電源、電網(wǎng)工程（含進站道路）所在區(qū)域的地形地貌、用地類型及面積、工程地質(zhì)、地下礦藏資源、水文氣象、拆遷工程及工程量、站區(qū)自然地面標高等。
6.1.2各電源、電網(wǎng)工程周圍環(huán)境。說明工程與周圍各類建筑物、保護區(qū)、河流湖泊、機場、道路、軍事設(shè)施等的關(guān)系及可能存在的相互影響。
6.2 各電源、電網(wǎng)工程站址比較與推薦意見
應根據(jù)微電網(wǎng)工程建設(shè)基本條件和要求，對多個站址方案進行綜合技術(shù)經(jīng)濟比較，說明推薦站址的意見。
6.3 電源建設(shè)方案
應根據(jù)新能源微電網(wǎng)的系統(tǒng)構(gòu)成，分別說明各種電源涉及的設(shè)備、電氣系統(tǒng)、熱力系統(tǒng)、燃氣系統(tǒng)、土建、消防、施工等的方案。
6.4 配電網(wǎng)與儲能系統(tǒng)建設(shè)方案
根據(jù)電力電量平衡和必要的潮流計算成果，結(jié)合電網(wǎng)建設(shè)現(xiàn)狀及規(guī)劃，明確配電網(wǎng)系統(tǒng)接線方案（含過渡方案）、變電站配置及建設(shè)方案、線路方案和儲能設(shè)施具體布置方案。
7 微電網(wǎng)實施機制
7.1 能源與信息深度融合機制
根據(jù)能源流和信息流在微電網(wǎng)中的技術(shù)特性，結(jié)合“互聯(lián)網(wǎng)+”工程的有關(guān)要求，提出兩者間深度融合的企業(yè)合作機制和運行實施機制。
7.2 微電網(wǎng)市場化運行機制
根據(jù)能源生產(chǎn)與消費革命和電力體制改革的原則要求，結(jié)合微電網(wǎng)的基本技術(shù)特征，提出微電網(wǎng)市場化運行機制及其初步經(jīng)濟性結(jié)論。
7.3 微電網(wǎng)示范及其推廣
根據(jù)微電網(wǎng)建設(shè)運行實際，提出示范的重點內(nèi)容、對產(chǎn)業(yè)及地方經(jīng)濟的帶動作用，提出微電網(wǎng)示范推廣的后續(xù)工作。
8 環(huán)境保護與水土保持
詳細說明新能源微電網(wǎng)工程環(huán)境保護和水土保持設(shè)計方案和所需投資概算。
9 勞動安全與工業(yè)衛(wèi)生
詳細說明新能源微電網(wǎng)勞動安全與工業(yè)衛(wèi)生設(shè)計方案的主要內(nèi)容及專項投資。
10 節(jié)能降耗
10.1 詳細說明本新能源微電網(wǎng)工程主要能耗種類、數(shù)量和能源利用效率。
10.2 結(jié)合擬采取的主要節(jié)能降耗措施，分析提出微網(wǎng)系統(tǒng)相對于燃煤火電機組可節(jié)約化石能源總量、溫室氣體和其他污染物減排量。
11 設(shè)計概算
11.1 測算條件
11.1.1 編制原則及依據(jù)
1） 說明工程設(shè)計概算價格水平年。
2） 說明定額、費用標準及有關(guān)文件規(guī)定。
11.1.2 基礎(chǔ)單價、取費標準
包括人工、機械、材料、建筑與安裝等各項費用標準與依據(jù)。
11.1.3 主要設(shè)備價格
1） 說明各電源、儲能系統(tǒng)主要設(shè)備、變電站主要設(shè)備、配電線路導線（/電纜）價格。
2） 設(shè)備運雜費計算標準。
11.1.4建設(shè)項目資金來源和資本金比例、基本預備費率、年物價上漲指數(shù)、貸款利率、匯率等計算標準。
11.2 主要技術(shù)經(jīng)濟指標
11.2.1 新能源微電網(wǎng)工程靜態(tài)投資，單位靜態(tài)投資；工程動態(tài)投資，單位動態(tài)投資；
11.2.2 各電源與儲能系統(tǒng)靜態(tài)投資，單位靜態(tài)投資；工程動態(tài)投資，單位動態(tài)投資；
11.2.3 變電站工程靜態(tài)投資，單位靜態(tài)投資；工程動態(tài)投資，單位動態(tài)投資；
11.2.4 配電線路本體工程投資，單位投資；工程靜態(tài)投資，單位靜態(tài)投資；工程動態(tài)投資，單位動態(tài)投資。
11.2.5 設(shè)計概算表。主要包括新能源微電網(wǎng)工程總概算表；各電源與儲能工程、變電站工程、配電線路工程的總概算表、設(shè)備及安裝工程概算表、建筑工程概算表和其他費用概算表。
12 財務(wù)評價和社會效果分析
12.1 財務(wù)評價邊界條件
12.1.1 項目可明確享受的有關(guān)政策。包括工程擬建地區(qū)已明確的價格政策、優(yōu)惠及補貼政策（如財稅優(yōu)惠、補貼等），并附有關(guān)文件掃描件。
12.1.2 項目建設(shè)情況。說明各電源、配電網(wǎng)、變電站、儲能等各主要配置的建設(shè)工期及其財務(wù)評價計算期（包括建設(shè)期和運營期）。
12.1.3 資金來源與融資方案。說明項目資金來源、籌措方式。說明投資各方的出資比例、幣種和分利方式；項目債務(wù)資金應說明債務(wù)資金條件，包括支付方式、貸款期限、貸款利率、還本付息方式及其他附加條件等。
12.2 財務(wù)評價
12.2.1總成本費用計算
1） 固定資產(chǎn)價值和其他資產(chǎn)價值計算。
2） 總成本計算。
電源與儲能項目的發(fā)電成本，主要包括燃料費、外購電力費、水費、其他材料費、工資及福利、折舊費、攤銷費、修理費、保險費、財務(wù)費用、其他費用等。
配電網(wǎng)絡(luò)項目的供電成本。
12.2.2發(fā)/供電、售電效益計算
根據(jù)微電網(wǎng)運行機制、合理的負荷需求預測與發(fā)電出力預測、儲能特性和各類運行邊界條件下的電力電量成本及網(wǎng)絡(luò)成本，測算微電網(wǎng)整體運行成本最低方式下的發(fā)電、儲能應用組合。
測算采用替代供能方式下的建設(shè)運行成本進行比較，提出新能源微電網(wǎng)的整體效益。
對于明確各類能源價格的微電網(wǎng)，說明發(fā)/供電效益、售電效益的計算方法和參數(shù)。包括發(fā)/供、售電收入、稅金、利潤及分配。
12.2.3 清償能力分析。進行借款還本付息計算和資產(chǎn)負債計算，分析項目的償債能力，提出利息備付率、償債備付率和資產(chǎn)負債率。
12.2.4 盈利能力分析。通過項目財務(wù)現(xiàn)金流量計算，分析項目技術(shù)方案的經(jīng)濟可行性和項目的盈利能力水平，計算項目總投資收益率、資本金凈利潤率等財務(wù)評價指標。
12.2.5 財務(wù)生存能力分析。在分析項目總投資計劃與資金籌措、發(fā)/供、售電收入與稅金、總成本費用和利潤與利潤分配的基礎(chǔ)上編制財務(wù)計劃現(xiàn)金流量表，分析項目是否有足夠的凈現(xiàn)金流量維持正常運營，以實現(xiàn)財務(wù)可持續(xù)性。
12.2.6 不確定性分析。進行盈虧平衡分析和敏感性分析。
12.2.7 財務(wù)評價結(jié)論。編制財務(wù)評價指標匯總表及各項財務(wù)評價表，提出工程項目財務(wù)可行性評價結(jié)論。
12.3 社會效果評價
12.3.1 分析評價項目建設(shè)對所在地經(jīng)濟發(fā)展、城鎮(zhèn)建設(shè)、勞動就業(yè)、生態(tài)環(huán)境等方面現(xiàn)實和長遠影響。
12.3.2 分析本項目在提高項目所在地的用電水平的同時，對進一步促進可再生能源的發(fā)展的影響。
13 結(jié)論及建議
13.1綜述本新能源微電網(wǎng)在技術(shù)、經(jīng)濟、社會與環(huán)境等方面的可行性研究主要結(jié)論。
13.2 分析實施項目的創(chuàng)新性成果及其歸類（技術(shù)產(chǎn)品創(chuàng)新、系統(tǒng)集成創(chuàng)新、商業(yè)模式創(chuàng)新），評述成果推廣應用前景。
13.3 提出今后工作的意見或建議。
14 附錄：基礎(chǔ)資料收集清單
進行可行性研究工作時，應對新能源微電網(wǎng)工程的建設(shè)條件進行深入調(diào)查，取得真實、客觀、可靠的基礎(chǔ)資料。主要包括（不限于）如下內(nèi)容。
14.1 項目所在地區(qū)（市、縣或區(qū)）社會經(jīng)濟現(xiàn)狀及發(fā)展規(guī)劃，主要能源資源儲量與分布，能源資源的開發(fā)與利用現(xiàn)狀及發(fā)展規(guī)劃。
14.2 項目所在地區(qū)（市、縣或區(qū)）電力系統(tǒng)現(xiàn)狀及發(fā)展規(guī)劃，主要電源形式、規(guī)模容量及其分布，主要用電負荷特性、容量及其分布，電網(wǎng)地理接線圖。
14.3 項目所在地區(qū)（市、縣或區(qū)）行政區(qū)劃圖。構(gòu)成新能源微電網(wǎng)系統(tǒng)各電源站（/場）址、變電站址、輸配電線路路徑1/10000地形圖，工程地質(zhì)資料，水文氣象資料，土地利用規(guī)劃、自然保護區(qū)等資料。
14.4 項目站（/場）址附近長期測站氣象資料、災害情況，長期測站基本情況（位置，高程，周圍地形地貌及建筑物現(xiàn)狀和變遷，資料記錄，儀器，測風儀位置變化的時間和位置），收集長期測站近30年歷年各月平均風速、歷年年最大風速和極大風速以及與風電場現(xiàn)場測站測風同期完整年逐時風速、風向資料。
風電場場址處至少連續(xù)一年的現(xiàn)場實測數(shù)據(jù)和已有的風能資源評估資料，有效數(shù)據(jù)完整率應大于90%。
14.5 工程所在區(qū)域有代表性的長期觀測輻射資料、日照資料、降水和氣溫等氣象資料，項目現(xiàn)場太陽輻射觀測站至少連續(xù)一年的逐分鐘太陽能的總輻射、直射輻射、散射輻射、氣溫等的實測時間序列數(shù)據(jù)。
14.6 生物質(zhì)燃料的品種、儲量（/產(chǎn)量）、供應半徑以及可供數(shù)量，生物質(zhì)燃料品質(zhì)、價格、運輸距離及運輸方式等資料。
14.7 天然氣燃料供應量、供應點及可供數(shù)量，燃料品質(zhì)、價格、運輸距離及運輸方式等資料。
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