7月24日，發改委、能源局印發《推進并網型微電網建設試行辦法》，鼓勵各地政府對微電網發展給予配套政策支持。《辦法》規定，微電網電源以當地可再生能源發電為主，或以天然氣多聯供等能源綜合利用為目標，鼓勵采用燃料電池等新型清潔技術。要求微電網適應新能源、分布式電源和電動汽車等快速發展，滿足多元化接入與個性化需求。鼓勵地方政府和社會資本合作（PPP），以特許經營等方式開展項目建設和運營。

試行辦法全文如下：

推進并網型微電網建設試行辦法

為推進能源供給側結構性改革，促進并規范微電網健康發展，引導分布式電源和可再生能源的就地消納，建立多元融合、供需互動、高效配置的能源生產與消費模式，推動清潔低碳、安全高效的現代能源體系建設，結合當前電力體制改革，特制定本辦法。

第一章 總則

第一條 微電網是指由分布式電源、用電負荷、配電設施、監控和保護裝置等組成的小型發配用電系統。

微電網分為并網型和獨立型，可實現自我控制和自治管理。并網型微電網通常與外部電網聯網運行，且具備并離網切換與獨立運行能力。本辦法適用于并網型微電網的管理。

第二條 微電網須具備以下基本特征：

（一）微型。主要體現在電壓等級低，一般在 35 千伏及以下；系統規模小，系統容量（最大用電負荷）原則上不大于 20 兆瓦。

（二）清潔。電源以當地可再生能源發電為主，或以天然氣多聯供等能源綜合利用為目標的發電型式，鼓勵采用燃料電池等新型清潔技術。其中，可再生能源裝機容量占比在 50%以上，或天然氣多聯供系統綜合能源利用效率在 70%以上。

（三）自治。微電網內部具有保障負荷用電與電氣設備獨立運行的控制系統，具備電力供需自我平衡運行和黑啟動能力，獨立運行時能保障重要負荷連續供電（不低于 2 小時）。微電網與外部電網的年交換電量一般不超過年用電量的 50%。

（四）友好。微電網與外部電網的交換功率和交換時段具有可控性，可與并入電網實現備用、調峰、需求側響應等雙向服務，滿足用戶用電質量要求，實現與并入電網的友好互動，用戶的友好用能。

第三條 微電網應適應新能源、分布式電源和電動汽車等快速發展，滿足多元化接入與個性化需求。結合城市、新型城鎮及新農村等發展需要，鼓勵利用當地資源，進行融合創新，培育能源生產

消費新業態。

第四條 微電網源-網-荷一體化運營，具有統一的運營主體。微電網項目在規劃建設中應依法實行開放、公平的市場競爭機制，鼓勵各類企業、專業化能源服務公司投資建設、經營微電網項目；鼓勵地方政府和社會資本合作（PPP），以特許經營等方式開展微電網項目的建設和運營。電網企業可參與新建及改（擴）建微電網，投資運營獨立核算，不得納入準許成本。

第五條 微電網運營主體應滿足國家節能減排和環保要求，符合產業政策要求，取得相關業務資質，可自愿到交易機構注冊成為市場交易主體。

第二章 規劃建設

第六條 微電網發展應符合能源發展規劃、電力發展規劃等國家能源專項規劃及其相關產業政策。地方能源管理部門應會同有關部門，做好微電網項目與配電網規劃、城鄉總體規劃的銜接。

第七條 電網企業應為微電網提供公平無歧視的接入服務。第八條 按照《企業投資項目核準和備案管理條例》、《政府核準的投資項目目錄》等有關規定，推進“放管服”等有關工作。新建及改（擴）建微電網項目根據類型及構成，由地方政府按照核準（備案）權限，對微電網源-網-荷等內容分別進行核準（備案）。

第九條 省級投資主管部門和能源管理部門根據微電網承諾用戶、運營主體情況等，組織行業專家按照微電網相關標準進行評審，并將符合標準的微電網項目予以公示，享有微電網相關政策支持。

第三章 并網管理

第十條 國家發展改革委、國家能源局會同有關部門擬定微電網并網相關管理辦法和行業技術標準，指導、監督并網管理工作。

第十一條 微電網并入電網應符合國家及行業微電網技術標準，符合接入電網的安全標準。

第十二條 省級能源管理部門應征求電網企業等相關市場主體意見，制定公布微電網并網程序、時限、相關服務標準及細則。

第十三條 微電網并網前，應由運營主體按照電力體制改革以及電力市場規則有關要求，與并入電網企業簽訂并網調度協議、購售電合同，明確雙方責任和義務，確定電能計量、電價及電費結算、調度管理方式等。

第十四條 微電網接入公用配電網及由此引起的公用配電網建設與改造由電網企業承擔。因特殊原因由項目業主建設的，電網企業、項目業主應協商一致。

第四章 運行維護

第十五條 微電網運營主體（或委托專業運營維護機構）負責微電網內調度運行、運維檢修管理，源-網-荷電力電量平衡及優化協調運行，以及與外部電網的電力交換。

第十六條 微電網運營主體要建立健全運行管理規章制度，保障項目安全可靠運行。微電網的供電可靠性及電能質量應滿足國家及行業相關規范要求，且不低于同類供電區域電網企業的供電服務水平。

第十七條 微電網的并網運行和電力交換應接受電力調度機構統一調度，向電力調度機構上報必要的運行信息。

第十八條 并入電網的微電網可視為可中斷系統，不納入《電力安全事故應急處置和調查處理條例》（國務院令第 599 號）對電網企業的考核范圍。

第五章 市場交易

第十九條 微電網運營主體應依法取得電力業務許可證（供電類），承擔微電網內的供電服務。微電網內分布式電源通過配電設施直接向網內用戶供電，源-網-荷（分布式電源、配網、用戶）應

達成長期用能協議，明確重要負荷范圍。

第二十條 微電網運營主體要鼓勵電源、用戶積極參與負荷管理、需求側響應。鼓勵微電網內建立購售雙方自行協商的價格體系，構建冷、熱、電多種能源市場交易機制。

第二十一條 微電網運營主體在具備售電公司準入條件、履行準入程序后，作為擁有配電網經營權的售電公司（第二類售電公司），開展售電業務。

第二十二條 微電網運營主體負責微電網與外部電網的電力電量交換，按照市場規則參與電力市場交易，承擔與外部電網交易電量的輸配電費用。相應的價格機制由國務院價格主管部門研究制定，具體由省級價格主管部門組織實施。微電網應公平承擔社會責任，交易電量按政府規定標準繳納政府性基金和政策性交叉補貼。

第六章 政策支持

第二十三條 微電網內部的新能源發電項目建成后按程序納入可再生能源發展基金補貼范圍，執行國家規定的可再生能源發電補貼政策。鼓勵各地政府對微電網發展給予配套政策支持。

第二十四條 鼓勵微電網項目單位通過發行企業債券、專項債券、項目收益債券、中期票據等方式直接融資，參照《配電網建設改造專項債券發行指引》（發改辦財金〔2015〕2909 號），享有綠色信貸支持。

第二十五條 省級能源管理部門應會同相關部門研究制定微電網所在地區需求側管理政策，探索建立微電網可作為市場主體參與的可中斷負荷調峰、電儲能調峰、黑啟動等服務補償機制，鼓勵微電網作為獨立輔助服務提供者參與輔助服務交易。省級價格主管部門應研究新型備用容量定價機制，由微電網運營主體根據微電網自平衡情況自主申報備用容量，統一繳納相應的備用容量費用。

第七章 監督管理

第二十六條 微電網項目和配套并網工程完工后，項目單位應及時組織竣工驗收，并將竣工驗收報告報送省級能源管理部門和國家能源局派出能源監管機構。

第二十七條 省級能源管理部門組織建立微電網的監測、統計、信息交換和信息公開等體系，開展微電網建設運行關鍵數據等相關統計工作。微電網運營主體應積極配合提供有關信息，如實提供原始記錄，接受監督檢查。

第二十八條 省級能源管理部門要密切跟蹤微電網建設運行，建立健全考評機制，加強對微電網可再生能源就地消納、能源綜合利用效率、節能減排效益等考核與評估。如不滿足本辦法中相關要求及行業標準的微電網項目，不享有微電網相關權利與政策支持。

第二十九條 國家能源局派出能源監管機構負責對微電網運營主體準入、電網公平開放、市場秩序、交易行為、能源普遍服務等實施監管；會同省級能源管理部門建立并網爭議協調機制，切實保障各方權益。

第三十條 微電網項目退出時，應妥善處置微電網資產。若無其他公司承擔微電網內用戶供電業務的，由電網企業接收并提供保底供電服務。

第八章 附則

第三十一條 本辦法由國家發展改革委、國家能源局負責解釋。各省級政府可依據本辦法制定實施細則。

第三十二條 本辦法自發布之日起施行，有效期 3 年。