國家能源局關於推進新能源微電網示範項目建設的指導意見

morris_2007

各省（區、市）發展改革委（能源局）、新疆生產建設兵團發展改革委，國家電網公司、南方電網公司，各主要發電投資企業，中國電建集團、中國能建集團、水電水利規劃設計總院，中科院:

可再生能源發展“十二五”規劃把新能源微電網作為可再生能源和分布式能源發展機制創新的重要方向。近年來，有關研究機構和企業開展新能源微電網技術研究和應用探索，具備了建設新能源微電網示範工程的工作基礎。為加快推進新能源微電網示範工程建設，探索適應新能源發展的微電網技術及運營管理體制，現提出以下指導意見：

一、充分認識新能源微電網建設的重要意義
新能源微電網代表了未來能源發展趨勢，是貫徹落實習近平總書記關於能源生產和消費革命的重要措施，是推進能源發展及經營管理方式變革的重要載體，是“互聯網+”在能源領域的創新性應用，對推進節能減排和實現能源可持續發展具有重要意義。同時，新能源微電網是電網配售側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，可為新能源創造巨大發展空間。各方面應充分認識推進新能源微電網建設的重要意義，積極組織推進新能源微電網示範項目建設，為新能源微電網的發展創造良好環境並在積累經驗基礎上積極推廣。

二、示範項目建設目的和原則
新能源微電網示範項目建設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輸（配）儲用一體化的局域電力系統，探索電力能源服務的新型商業運營模式和新業態，推動更加具有活力的電力市場化創新發展，形成完善的新能源微電網技術體系和管理體制。

新能源微電網示範項目的建設要堅持以下原則：
（一）因地制宜，創新機制。結合當地實際和新能源發展情況選擇合理區域建設聯網型微電網，在投資經營管理方面進行創新；在電網未覆蓋的偏遠地區、海島等，優先選擇新能源微電網方式，探索獨立供電技術和經營管理新模式。
（二）多能互補，自成一體。將各類分布式能源、儲電蓄熱（冷）及高效用能技術相結合，通過智能電網及綜合能量管理系統，形成以可再生能源為主的高效一體化分布式能源系統。
（三）技術先進、經濟合理。集成分布式能源及智能一體化電力能源控制技術，形成先進高效的能源技術體系；與公共電網建立雙向互動關系，靈活參與電力市場交易，使新能源微電網在一定的政策支持下具有經濟合理性。
（四）典型示範、易於推廣。首先抓好典型示範項目建設，因地制宜探索各類分布式能源和智能電網技術應用，創新管理體制和商業模式；整合各類政策，形成具有本地特點且易於復制的典型模式，在示範的基礎上逐步推廣。

三、建設內容及有關要求
新能源微電網是基於局部配電網建設的，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，採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；基於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，並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範項目技術要求：1、最高電壓等級不超過110千伏，與公共電網友好互動，有利於削減電網峰谷差，減輕電網調峰負擔；2、併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，並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；基於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於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範項目技術要求：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，易於擴容，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（對於冬夏季負荷差異大的海島，該指標可以放寬到40%）；在有條件並技術經濟合理的情況下，可採用（LNG或CNG為燃料的）天然氣分布式能源。3、供電可靠性要不低於同類地區配電網供電可靠性水平。

四、組織實施
（一）示範項目申報。各省（區、市）能源主管部門負責組織項目單位編制示範項目可行性研究報告（編制大綱見附件2），並聯合相關部門開展項目初審和申報工作。示範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併網運行達成初步意見。

（二）示範項目確認。國家能源局組織專家對各地區上報的示範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範項目，原則上每個省（區、市）申報1~2個。

（三）示範項目建設。各省（區、市）能源主管部門牽頭組織示範項目建設。項目建成後，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後，組織編制項目驗收報告，並上報國家能源局。

（四）國家能源局派出機構負責對示範項目建設和建成後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範項目進行後評估，將評估報告上報國家能源局，對後期運行不符合示範項目技術要求的，應責令項目單位限期整改。

（五）關於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。

附件：1、新能源微電網技術條件
　　　2、示範項目實施方案編制參考大綱
　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　國家能源局   
　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　2015年7月13日

morris_2007

附件2：示範項目實施方案編制參考大綱

新能源微電網示範項目可行性研究報告應滿足國家有關法律法規和管理辦法要求，以因地制宜、清潔高效、穩定可靠、求是創新為原則，充分收集資源、負荷、建設條件等各項基礎資料，按照可再生能源可行性研究階段設計深度要求開展示範項目實施方案編制工作。

實施方案按照如下章節進行編制，明確提出相應技術方案和運行管理機制，明確提出設計成果等量化指標。

1 概述
1.1項目背景。項目地理位置、社會經濟基本情況，已與有關部門、企業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性質及股東構成、經營年限、主營業務、可再生能源行業及電力行業主要業績、資產負債等。

1.3主要編制原則及依據。

1.4 項目工程特性表。包括但不限於供電可靠性指標、各主要項目投資、經濟性評價基本邊界條件與結論、可再生能源在微網系統的容量/電量比、微電網容量/電量自給自足比率等。

2負荷現狀與供需分析
2.1 工程擬供能區域負荷（冷、熱、電）現狀。說明區域經濟發展和能源需求概況，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。結合當地過去5年電力電量發展、經濟和電力發展現狀及規劃，分析本工程設計水平年及遠景水平年各時間斷面負荷特性。

2.3 根據擬供電區域內負荷類型提出其供電電能質量和供電可靠性需求。

2.4 分析新能源微電網供電和公共電網弱連接供電間的關系以及技術需求。

3 新能源資源
對示範項目擬建地區新能源資源可利用條件進行分析，作為示範項目建設方案的基礎。新能源類型主要包括風能資源、太陽能資源、水能資源、生物質能資源和天然氣資源等，對所採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模和布局下地典型出力特性、保證率與不確定性指標，並對生物質能、天然氣等需要成本的初級燃料成本進行分析。

4  項目目標、任務和規模
4.1 建設目標、必要性與基本原則

提出項目整體建設運行的目標，包括新能源利用目標、微電網能源自給自足目標、微電網經濟性目標與微電網運行機制目標，並論述各目標之間的辯證統一關系。

簡述項目所在地各類可再生能源資源及開發條件，供電範圍內負荷現狀及規劃，從能源資源合理利用角度論證項目開發必要性。分析對當地經濟和居民生產生活的促進作用。論述本工程建設條件和環境經濟效益，論證本工程建設的必要性。

明確微電網示範的基本原則，論述因地制宜、創新機制、多能互補、技術先進、經濟合理和示範推廣的具體要求，以及在項目中的體現方式。

4.2 工程任務
4.2.1 簡述工程所在地國民經濟和社會發展狀況、能源資源概況、電力系統現狀。

4.2.2 說明本工程場址概況、分析與用地、環保、電網等規劃的符合性和協調性。

4.2.3 統籌考慮負荷特性、電力系統特性及各方對本工程要求，提出工程開發任務。

4.3 工程規模
4.3.1 根據項目的電力需求，結合新能源資源評價結論，簡述各類電源的容量、年均發電量/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、輸配電線路等電網工程建設方案。

4.3.3 提出本工程各項主要電源、儲能裝置的建設時序。

4.3.4 提出本工程可再生能源年均和全生命周期發電量分別占系統年均和全生命周期總發電量的比例。

4.3.5 如本工程為聯網型新能源微電網，提出本工程為用戶供電量占供電區域內用戶總用電量的比例。

5 新能源微電網方案總體設計
5.1微電網系統總體方案

5.1.1電源與電網建設分析。根據項目所在地各種能源特性與負荷特性，按照微電網項目目標與原則統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，進行綜合技術經濟比較，提出微電網電源構成與電網建設需求。

5.1.2 儲能系統（如有）。根據項目目標與原則，提出本工程儲能系統配置原則、配置容量。

5.1.3 系統出力特性和電力電量平衡。根據系統配置方案和負荷特性及規劃期內裝機安排，充分考慮“互聯網+”技術方案的可行性和優勢，統籌進行工程電力、電量平衡計算。明確微電網系統出力特性, 微電網與公共電網(如為聯網型微電網)之間的電力流向及互相交換的電力電量。

5.1.4 系統接入方案。提出本項目變電設備（包括交流變壓器與電力電子變電設施）的布點和規模，確定各類電源接入系統的方案，提出微電網電源接入系統方案、與外部主電網的連接方案。

5.2 微電網工程總體布置

5.2.1 說明構成新能源微電網的各電源工程、電網工程的總體布置。

5.2.2 說明新能源微電網工程的永久用地和施工臨時用地的範圍和面積。

5.3 微電網工程建設方案
結合新能源微網工程項目的技術特點，提出新能源微網各組成單元的建設時序安排及總體建設方案。

5.4 微電網工程運行方案
5.4.1 結合新能源微網能源流和信息流的技術特點，提出新能源微電網組網與各階段調試、試運行方案。

5.4.2 結合微電網區域負荷要求、工程技術特點、電力系統特性和信息互聯網技術特性，分析系統電能質量、運行穩定性等因素，提出微電網工程運行期內各電源及儲能系統在典型狀態、極端狀態下的運行方案、負荷響應特性及其經濟性需求，與電網調度協調運行方案，智能通信和控制系統方案等。

6 工程建設方案
6.1 工程建設條件

6.1.1微電網電源、電網工程所在區域自然條件。說明各電源、電網工程（含進站道路）所在區域的地形地貌、用地類型及面積、工程地質、地下礦藏資源、水文氣象、拆遷工程及工程量、站區自然地面標高等。

6.1.2各電源、電網工程周圍環境。說明工程與周圍各類建築物、保護區、河流湖泊、機場、道路、軍事設施等的關系及可能存在的相互影響。

6.2 各電源、電網工程站址比較與推薦意見
應根據微電網工程建設基本條件和要求，對多個站址方案進行綜合技術經濟比較，說明推薦站址的意見。

6.3 電源建設方案
應根據新能源微電網的系統構成，分別說明各種電源涉及的設備、電氣系統、熱力系統、燃氣系統、土建、消防、施工等的方案。

6.4 配電網與儲能系統建設方案
根據電力電量平衡和必要的潮流計算成果，結合電網建設現狀及規劃，明確配電網系統接線方案（含過渡方案）、變電站配置及建設方案、線路方案和儲能設施具體布置方案。

7 微電網實施機制
7.1 能源與信息深度融合機制
根據能源流和信息流在微電網中的技術特性，結合“互聯網+”工程的有關要求，提出兩者間深度融合的企業合作機制和運行實施機制。

7.2 微電網市場化運行機制
根據能源生產與消費革命和電力體制改革的原則要求，結合微電網的基本技術特征，提出微電網市場化運行機制及其初步經濟性結論。

7.3 微電網示範及其推廣
根據微電網建設運行實際，提出示範的重點內容、對產業及地方經濟的帶動作用，提出微電網示範推廣的後續工作。

8 環境保護與水土保持
詳細說明新能源微電網工程環境保護和水土保持設計方案和所需投資概算。

9 勞動安全與工業衛生
詳細說明新能源微電網勞動安全與工業衛生設計方案的主要內容及專項投資。

10 節能降耗
10.1 詳細說明本新能源微電網工程主要能耗種類、數量和能源利用效率。

10.2 結合擬採取的主要節能降耗措施，分析提出微網系統相對於燃煤火電機組可節約化石能源總量、溫室氣體和其他貪染物減排量。

11 設計概算
11.1 測算條件

11.1.1 編制原則及依據
1）  說明工程設計概算價格水平年。
2）  說明定額、費用標準及有關文件規定。

11.1.2 基礎單價、取費標準
包括人工、機械、材料、建築與安裝等各項費用標準與依據。

11.1.3 主要設備價格
1）  說明各電源、儲能系統主要設備、變電站主要設備、配電線路導線（/電纜）價格。
2）  設備運雜費計算標準。

11.1.4建設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、貸款利率、匯率等計算標準。

11.2 主要技術經濟指標
11.2.1 新能源微電網工程靜態投資，單位靜態投資；工程動態投資，單位動態投資；

11.2.2 各電源與儲能系統靜態投資，單位靜態投資；工程動態投資，單位動態投資；

11.2.3 變電站工程靜態投資，單位靜態投資；工程動態投資，單位動態投資；

11.2.4 配電線路本體工程投資，單位投資；工程靜態投資，單位靜態投資；工程動態投資，單位動態投資。

11.2.5 設計概算表。主要包括新能源微電網工程總概算表；各電源與儲能工程、變電站工程、配電線路工程的總概算表、設備及安裝工程概算表、建築工程概算表和其他費用概算表。

12 財務評價和社會效果分析
12.1 財務評價邊界條件

12.1.1 項目可明確享受的有關政策。包括工程擬建地區已明確的價格政策、優惠及補貼政策（如財稅優惠、補貼等），並附有關文件掃描件。

12.1.2 項目建設情況。說明各電源、配電網、變電站、儲能等各主要配置的建設工期及其財務評價計算期（包括建設期和運營期）。

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；項目債務資金應說明債務資金條件，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 財務評價
12.2.1總成本費用計算
1）  固定資產價值和其他資產價值計算。
2）  總成本計算。

電源與儲能項目的發電成本，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、財務費用、其他費用等。

配電網絡項目的供電成本。

12.2.2發/供電、售電效益計算
根據微電網運行機制、合理的負荷需求預測與發電出力預測、儲能特性和各類運行邊界條件下的電力電量成本及網絡成本，測算微電網整體運行成本最低方式下的發電、儲能應用組合。

測算采用替代供能方式下的建設運行成本進行比較，提出新能源微電網的整體效益。

對於明確各類能源價格的微電網，說明發/供電效益、售電效益的計算方法和參數。包括發/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、償債備付率和資產負債率。

12.2.4 盈利能力分析。通過項目財務現金流量計算，分析項目技術方案的經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評價指標。

12.2.5 財務生存能力分析。在分析項目總投資計劃與資金籌措、發/供、售電收入與稅金、總成本費用和利潤與利潤分配的基礎上編制財務計劃現金流量表，分析項目是否有足夠的凈現金流量維持正常運營，以實現財務可持續性。

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 財務評價結論。編制財務評價指標匯總表及各項財務評價表，提出工程項目財務可行性評價結論。

12.3 社會效果評價
12.3.1 分析評價項目建設對所在地經濟發展、城鎮建設、勞動就業、生態環境等方面現實和長遠影響。

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展的影響。

13 結論及建議
13.1綜述本新能源微電網在技術、經濟、社會與環境等方面的可行性研究主要結論。

13.2 分析實施項目的創新性成果及其歸類（技術產品創新、系統集成創新、商業模式創新），評述成果推廣應用前景。

13.3 提出今後工作的意見或建議。

14 附錄：基礎資料收集清單
進行可行性研究工作時，應對新能源微電網工程的建設條件進行深入調查，取得真實、客觀、可靠的基礎資料。主要包括（不限於）如下內容。

14.1 項目所在地區（市、縣或區）社會經濟現狀及發展規劃，主要能源資源儲量與分布，能源資源的開發與利用現狀及發展規劃。

14.2 項目所在地區（市、縣或區）電力系統現狀及發展規劃，主要電源形式、規模容量及其分布，主要用電負荷特性、容量及其分布，電網地理接線圖。

14.3 項目所在地區（市、縣或區）行政區劃圖。構成新能源微電網系統各電源站（/場）址、變電站址、輸配電線路路徑1/10000地形圖，工程地質資料，水文氣象資料，土地利用規劃、自然保護區等資料。

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，周圍地形地貌及建築物現狀和變遷，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一年的現場實測數據和已有的風能資源評估資料，有效數據完整率應大於90%。

14.5 工程所在區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，項目現場太陽輻射觀測站至少連續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據。

14.6 生物質燃料的品種、儲量（/產量）、供應半徑以及可供數量，生物質燃料品質、價格、運輸距離及運輸方式等資料。

14.7 天然氣燃料供應量、供應點及可供數量，燃料品質、價格、運輸距離及運輸方式等資料。

morris_2007

附件1：新能源微電網技術條件

一、聯網微電網
聯網微電網是解決波動性可再生電力高比例接入配電網的有效方案。相對於不帶儲能的簡單可再生能源分布式並網發電系統具有如下功能和優勢：

1、通過微電網形式可以有效提高波動性可再生能源接入配電網的比例，功率滲透率（微電網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、微電網具備很強的調節能力，能夠與公共電網友好互動，平抑可再生能源波動性，消減電網峰谷差，替代或部分替代調峰電源，能接受和執行電網調度指令；

3、與公共電網聯網運行時，並網點的交換功率和交換時段可控，且有利於微電網內電壓和頻率的控制；

4、在微電網自發自用電量效益高於從電網購電時，或在公共電網不允許“逆功率”情況下，可以有效提高自發自用電量的比例，避免損失可再生能源發電量，提高效益；當公共電網發生故障時，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供電；

5、延緩公共電網改造，不增加甚至減少電網備用容量；

6、在電網末端可以提高供電可靠性率，改善供電電能質量，延緩電網（如海纜）改造擴容，節約電網改造投資；

7、與其它清潔能源（如CHP）和可再生能源不同利用形式結合，可以同時解決當地熱水、供熱、供冷和炊事用能問題。

主要技術條件
1、與公共配電網具有單一並網點，應能實現聯網和孤島2種運行模式，根據所在地區資源特點、負荷特性以及電網需求和架構，可以具備上節聯網微電網的一種或多種功能。

2、微電網接入110kV公共配電網，並網點的交換功率應≤40MW，微電網接入35kV公共配電網，並網點的交換功率應≤20MW，微電網接入10kV公共配電網，並網點的交換功率應≤6MW，微電網接入400V公共配電網，並網點的交換功率應≤500kW；

3、儲能裝置的有效容量由所希望實現的功能、負荷的日分布特性、孤島運行時間以及電網調峰需求決定，應根據實際情況設計；

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，作為微電網快速調節電源，為消納高比例、大規模可再生能源發電提供快速調節能力；

5、具有從發電到用電的智能能量管理系統，具有用戶用能信息采集功能和遠程通信接口；

6、微電網與公共配電網並網，應符合分布式發電接入電力系統的相關技術規定；微電網供電範圍內的供電安全和電能質量亦應符合相關電力標準。

二、獨立微電網
獨立微電網適用於電網未覆蓋的農村、海島等邊遠無電地區，僅有小水電但供電不可靠的地區，以及對於在國家“送電到鄉”工程中已經建成，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。

獨立微電網建設的主要目的是有效解決我國邊遠無電地區和無電海島的用電問題，替代柴油發電機組，降低供電成本。示範要求採用交流總線技術，與傳統的直流總線技術相比，交流總線微電網更高效、更靈活，更適合於多種可再生能源發電系統的接入，供電半徑寬，易於擴容，通過從發電到用電的能量管理系統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或相鄰其它交流總線微電網併網。

主要技術條件
1、微電網採用交流總線技術，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、微電網電壓等級110kV，可再生能源總裝機應≤ 200MW（不含水電和柴油發電裝機）；微電網電壓等級35kV，可再生能源總裝機應 ≤ 100MW（不含水電和柴油發電裝機）；微電網電壓等級10kV，可再生能源總裝機應≤ 20MW（不含水電和柴油發電裝機）；微電網電壓等級400V，可再生能源總裝機應≤ 2MW；

3、供電保證率不低於同類地區配電網供電可靠性水平；柴油機組作為備用，對於季節性負荷差異較小的地區和海島，柴油發電替代率要求不低於80%，柴油機組發電量占總電量需求的20%以下；對於季節性負荷差異較大的地區和海島，柴油發電替代率允許放寬到40%；在有條件並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。

4、獨立微電網應具有從發電到用電的能量管理系統；

5、微電網的供電安全和電能質量應符合相關電力標準。