第一篇：国家能源局原局长张国宝：电网拆分不能破除垄断
国家能源局原局长张国宝：电网拆分不能破除垄断
2013年05月06日08:00来源：新京报
如何看待风电等新能源发展？如何破解新能源“盛”与“剩”之间的矛盾？如何推进下一步电力体制改革？就这些热点问题，国家能源局原局长、国家能源委专家咨询委员会主任张国宝日前接受了新华社记者专访。去年弃风200亿千瓦时
问：近年来我国一直鼓励发展风电，但为什么出现很多“弃风”现象？答：我国风力资源主要分布在内蒙古以及东北、西北一带，局部地区风电比例较高（有的地方超过20%），但由于输电线路建设滞后，外送通道不畅，这些地区发了大量风电送不出来，只能“弃风”造成浪费。而中东部地区就不存在这些问题。再加上其他原因，2012年我国弃风约200亿千瓦时左右。
不光是弃风，预计今年弃水问题也会严重。金沙江溪洛渡、向家坝水电站自6月起将陆续有十台世界最大的80万千瓦机组投产，而该电站的电力外送通道建设远远没跟上，预计今年将有约200亿千瓦时弃用。
问：如何解决弃风问题，如何优化能源结构？
答：解决这些问题要多措并举。首先，加快发展风电、太阳能，消纳这些电力根本不是问题，当务之急应尽快审批蒙西锡林浩特至南京，甘肃酒泉外送特高压线路，加紧建设溪洛渡左右岸的外送通道；要大力发展核电，目前核电只占总发电量的1.97%，2030年争取将核电占总发电量的比例提高到8%。拆分电网不是改革标准
问：电力改革的下一步方向备受关注，如何推进？
答：我注意到，今年“两会”后关于电力体制改革，有些人主张要继续拆分电网。但拆分不拆分电网，不是电力体制改革的标准，而应以是否有利于生产力发展为标准。电网拆分并不能破除垄断，何况要细说起来，中国还有约100个分散的电网，比如内蒙古西部电网、四川的茂县和汶川电网是私营电网，还有一些林业、牧业电网和水电网等。
现在提电力改革，我觉得要与时俱进。电价改革是电力改革的重点内容之一，但并不是全属于能源改革的范畴，是价格体系改革。至于该不该输配分开，该不该竞价上网，都是可以讨论的内容。
第二篇：国家能源局正拟定电网发展规划
国家能源局正拟定电网发展规划
摘自：证券新闻国家能源局网站2013-04-29 15:05
近日，国家发展改革委副主任、国家能源局党组书记、局长吴新雄主持召开局长办公会议，研究部署当前要突出抓好的10项重点工作。
一是按照国家的总体部署和要求，研究制定能源行业大气污染防治工作方案，并抓好落实。
二是针对部分地区存在的非正常弃水、弃风、弃光等现象，研究提出解决方案和实施意见。
三是针对风电和光伏发电发展过程中存在的突出问题，研究提出对策措施和落实办法。
四是围绕能源国际合作战略的组织实施，研究提出工作方案，巩固和扩大合作成果。
五是抓紧组织电网发展规划的论证和拟定，推进电网科学发展。六是积极稳妥有序推进能源重大项目和重大科技专项建设。
七是进一步深入分析东、中、西部地区能源供需矛盾，促进能源大基地、大通道建设。
八是加强能源相关管理，促进能源结构优化、能效水平提高，研究拟订或出台有关能源管理的具体办法。
九是认真调研，积极探索深化能源改革的路径和重点。
十是根据经济社会发展和能源发展改革的新形势和新要求，针对事关能源长远发展、科学发展、安全发展的全局性问题，组织好重点调研。
会议强调，抓好10项重点工作要紧密围绕党中央、国务院中心工作，认真贯彻落实国家能源发展方针政策，结合全年能源工作总体部署，突出指导性、针对性、操作性和时效性。
第三篇：国家能源局关于印发风电功率预报与电网协调运行实施细则
国家能源局关于印发风电功率预报与电网协调运行实施细则(试行)的通知
国能新能[2012]-12文件
各省(区、市)发展改革委、能源局、中国气象局，国家电网公司、南方电网公司、华能集团公司、大唐集团公司、华电集团公司、国电集团公司、中电投集团公司、神华集团公司、中广核集团公司、三峡集团公司、中国节能环保集团公司、水电水利规划设计总院、各相关协会:
为促进风电功率预测预报与电网调度运行的协调，根据《风电场功率预测预报管理暂行办法》的有关要求，现将〈风电功率预报与电网协调运行实施细则~(试行)印发你们，请参照执行。
附:风电功率预报与电网协调运行实施细则(试行)
风电功率预报与电网协调运行实施细则(试行)
第-章 总则
第一条 根据《中华人民共和国可再生能源法》和《节能调度管理办法}，为贯彻落实国家能源局《风电场功率预测预报管理暂行办法}C国能新能(2011)177号)，制定本实施细则。
第二条 中国气象局负责建立风能数值天气预报服务平台和业务运行保障体系，为风电功率预测提供数值天气预报公共服务产品和相关技术支持系统。
第三条 风电开发企业负责风电场发电功率预报工作，按照要求上报风电场发电功率预报曲线，并执行电网调度机构下发的发电功率计划曲线。
第四条 电网调度机构负责电力系统风电发电功率预测工作，建立以风电功率预测预报为辅助手段的电力调度运行机制，保障风电优先调度，落实风电全额保障性收购措施。
风电功率预测预报和并网运行的有关考核办法另行制定。
第五条 各有关单位应保证安全接收、传送、应用气象和电力运行等信息，确保涉密信息的获取和使用符合国家相关保密规定。
第二章 气象数据服务及功率预测
第六条 中国气象局负责建立风能数值天气预报公共服务平台体系;制定风电预测预报专业观测网建设和运行技术规定，负责风电预测预报专业观测网观测数据的提交和共享服务管理。
第七条 中国气象局负责通过适当方式向风电场企业或风电功率预测技术服务单位等用户免费提供风能数值预报产品。
申请风能公共预报服务的企业和技术服务单位应按有关规定办理备案和登记手续，具体办法由中国气象局制定，并报国家能源局备案。
第八条 风电场企业根据风能数值天气预报数据，并结合风电场地形、现场测风塔风能资源实测数据和风电场发电运行统计数据等开展风电场发电功率预报工作。
风电场发电功率预报工作也可由风电场企业委托风电功率预测技术服务单位承担。
第九条 风电场要按照有关气象观测规范标准，配套建立实时测风塔，测风塔位置应尽可能具有代表性和不易受风电场尾流效应影响，采集量至少应包括lOm，50m及轮最高度的风速和风向以及某一层高的气温、气压等信息。
第十条 中国气象局可根据全国风能资源观测需要，提出将部分风电开发企业的测风塔纳入全国风能资源观测网的具体方案，经国家能源局批准后实施。各风电开发企业应按照有关技术规范建设和完善测风塔，并负责后期维护工作，按要求向中国气象局传送气象观测数据。
第三章 预测预报数据要求及报送
第十一条 风电场功率预测时间尺度分短期预测和超短期预测两种，短期预测为风电场次日O时至未来72小时的功率预测，超短期预测为未来15分钟到4小时内的功率预测。
第十二条 风电场功率预报系统应至少包括数值天气预报产品接收和处理、实时气象信息处理、短期和超短期预测、系统人机界面、数据库与数据交换接口等功能。电网调度机构的风电功率预测系统除具备上述功能外，还应具备风电场预报数据接收、预报考核和信息发布等功能。
第十三条 风电场功率预报系统硬件应至少包括气象数据接收系统和处理服务器、系统应用服务器、安全隔离装置、人机工作站等;电网调度机构的风电功率预测系统的硬件除具备上述功能外，还应包括与风电场数据进行交王的服务器o系统部署及数据交互应满足《电力二次系统安全防护规定》的要求.第十四条 风电场安装使用的功率预报系统应具备自动向电网调度机构上报数据的功能，上报内容应包括用于日前发电计划编制的相关信息、目内超短期预测信息和运行情况O
第十五条 日前发电功率预报信息包括次日∞: 15至24 :00 的短期预测功率及同期的预计开机容量，每日在电网调度机构规定的报送截止时间之前报迭。数据的时间分辨率为15分钟。第十六条日内超短期预测信息和运行情况包括:(1)每15分钟滚动上报未来15分钟至4小时的风电功率预报数据，数据的时间分辨率为15分钟。(2)每15分钟上报当前时刻的开机总容量。(3)每5分钟上报风电场实时测风数据。
第十七条 风电场的计划申报模块通过调度数据网E区与调度端连接，按照Dν1719-20∞的要求并以E文本格式传送发电计划建议曲线。调度机构以E文本格式向风电场下达风电计划曲线。
风电功率预报信息的报送流程及数据交换的技术要求由各省级以上电网调度机构根据本实施细则制定，并报国家能源局备案。
第四章 凤电计划编制、下达和执行
第十八条 电网调度机构应建立覆盖整个调度管辖区的风电功率预测系统，开展调度区域内的风电功率预测工作，并负责对风电场上报数据进行统计和分析。
第十九条 风电场要按照要求配备专门人员负责预报工作，相关人员信息及风电预报系统信息应在电网调度机构备案，如有变动应及时通知电网调度机构。委托风电功率预测技术服务单位承担风电功率预报的企业，应将服务单位的负责人员与风电场企业负责人员的信息同时报电网调度机构备案。
第二十条 风电场应具备在线有功功率调节能力，能够自动执行调度机构下达的发电计划，保证发电功率在发电计划允许偏差的范围内。
第二十一条 电网调度机构和风电场应充分利用厂网联席会议等信息交流平台，促进风电运行信息的公开。电网调度机构应通过电力调度E区数据网公开包含风电功率预测服务单位等信息在内的各风电场预报结果和实时运行数据。
第二十二条 电网调度机构要按照《电力系统安全稳定导则》和《电网运行准则》的要求，合理调配调峰资源，充分发挥快速调节电源的调节能力，为风电场顺利并网运行提供保障。
第二十三条 电网调度机构应充分应用风电功率预报结果，综合考虑系统负荷预测，结合电网和电厂运行工况，最大限度的保障风电全额消纳。
第二十四条 在系统运行不受约束情况下，电网调度机构原则上按风电场报送的计划曲线安排风电场运行;如系统运行受到约束，风电场不能按报送曲线运行，调度机构应公示限制出力的原因、限制容量及电网约束条件。系统运行约束条件一般有:(1)系统安全约束;(2)系统调峰能力不足;(3)电力系统处于故障或紧急状态。
第二十五条 电网调度机构每天在规定时间前向其调度管辖的风电场下达次日00: 15至24:∞的发电计划，电网调度机构可根据风电场实时预报结果和系统安全运行状况，实时修正调整风电场发电计划，并下达风电场执行。
第二十六条 在电力系统故障或紧急情况下，风电场应按有关规程规定进行故障处理和运行调整，并记录和保存故障期间的有关运行信息以备调查分析。
第二十七条 鼓励同一区域的小规模和分散式风电项目以适当方式联合开展风电功率预报工作。
第五章 附则
第二十八条本实施细则由国家能源局负责解释。
第二十九条 本实施细则自印发之日起执行。
第四篇：国家能源局关于印发汶川地震灾区电网恢复重建导则的通知（精选）
国家能源局关于印发汶川地震灾区
电网恢复重建导则的通知
国能局电力[2008]38号
四川、甘肃、陕西省发展改革委：
为明确汶川地震灾区电网恢复重建的原则和标准，指导和规范电网恢复重建工作，国家能源局组织制定了《汶川地震灾区电网恢复重建导则》，现印发你们，请遵照执行。
汶川地震灾区电网恢复重建导则
一、总 则
第一条 根据《汶川地震灾后恢复重建条例》（国务院令第526号）、《国务院批转发展改革委、电监会关于加强电力系统抗灾能力建设若干意见的通知》（国发[2008]20号）、《国务院关于做好汶川地震灾后恢复重建工作的指导意见》（国发〔2008〕22号）、《国家发展改革委关于做好地震灾区电网抢修和恢复重建工作的通知》（发改能源[2008]1500号）和《汶川地震灾后能源基础设施恢复重建规划》的要求，为明确汶川地震灾区电网恢复重建的原则、标准，指导和规范恢复重建工作，制定本导则。
第二条 电网恢复重建要在各级政府统一领导下，以科学发展观为指导，坚持统筹协调、突出重点、分步实施、适度超前，按照重在恢复重建、兼顾规划发展的原则，尽快恢复电网正常运行，满足灾后重建和灾区经济社会发展用电需要。
第三条 电网恢复重建的范围包括对汶川地震中受损的电网设施进行抢修恢复、原地和异地恢复重建，受损的营销、生产用房等恢复重建，以及为灾区群众安置、新建城镇和受损企业搬迁等配套新建的电网设施。
第四条 按照适度超前的原则，灾区在建和原规划建设项目，在进行地震复核和地质灾害评估的基础上，纳入电网恢复重建范围。为改善灾区电网结构，提高电网供电可靠性，部分新规划电网项目可纳入恢复重建范围。
第五条 地处国家自然保护区核心区域内的电网设施，已经损毁报废的，原则上不再恢复重建。项目法人应研究提出安全措施及善后处理方案，并将处理情况报原核准（审批）机关备案。报废电网原承担的负荷，由电网企业另行研究供电方案，相应电网项目纳入恢复重建范围。
二、深入调查，科学设防
第六条 电网企业应查清受损电网设施的数量、地点、性质和受损程度，进行工程质量和抗震性能鉴定，保存有关资料和样本，为改进电网建设工程抗震设计规范和工程建设标准，采取抗震设防措施提供科学依据。
第七条 电网企业和相关设计单位要在认真研究的基础上，提出修订电网抗震设计规程规范的建议。在相关标准正式出台前，灾区电网恢复重建，应依据所处地震带烈度分级，适当提高抗震标准，增强电网抗灾能力。
第八条 变电站站址选择应在无不良地质地带、地质构造相对稳定的区域，避免在地震断裂带附近建站，原则上不宜在9度抗震设防烈度地区建站。确需在地震活动区建站的，应严格按照现行国家标准《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001）的要求，掌握地震活动情况、工程地质和地震地质的有关资料，并提出抗震措施。抗震设防烈度要采用新的中国地震动参数区划图规定的地震基本烈度。
第九条 变电站内建筑物的设计应严格按照《建筑工程抗震设防分类标准》的要求。330千伏及以上变电站和220千伏及以下枢纽变电站的主控通讯楼、配电装置楼、就地继电器室的抗震设防类别为乙类。对必须在发生地震较频繁且地震强度较大的区域建设变电站，变电站规模应尽可能小型化，站内建筑最好采用单层建筑，分散布置。
第十条 变电站屋外构（支）架的抗震措施。地震烈度7度及以上地区屋外配电装置构（支）架结构，要在满足结构受力和设备变形要求的前提下，具有适当的地震变形的延性特征；如有必要可采用钢结构。组合电气设备和有硬连接的设备基础，应采用整体钢筋混凝土基础或加强基础之间联系梁，以抵抗不均匀变形造成设备损坏。
第十一条 变电站内电气设施的抗震设计应符合本地区抗震设防烈度的要求。一般情况下，当抗震设防烈度为6～8度时，应符合本地区抗震设防烈度提高一度的要求。抗震设防烈度7度及以上时，电压等级为330千伏及以上的电气设施、安装在屋内二层及以上和屋外高架平台上的电气设施应进行抗震设计；抗震设防烈度为8度及以上时，所有电压等级的电气设施都应进行抗震设计。输电线路路径选择应避开易出现滑坡、泥石流、崩塌、地基液化等不良地质地带；当无法避让时，应适当提高抗震设防标准或采取局部加强等措施。地质灾害易发区多回输电线路，宜多通道架设，以降低灾害风险。大跨越工程应进行地震安全评估。
第十三条 输电线路杆塔及基础的抗震设计。对位于地震烈度为七度及以上地区的混凝土高塔和位于地震烈度为九度及以上地区的各类杆塔均应进行抗震验算；对大跨越杆塔及特殊重要的杆塔基础，当位于地震烈度为七度及以上的地区且场地为饱和沙土和粉土时，均应考虑地基液化的可能，并采取必要的稳定地基或基础的抗震措施；对220千伏及以上的耐张转角塔基础，当位于地震烈度为八度以上地区时，均应考虑地基液化的可能，并采取必要的稳定地基或基础的抗震措施。
三、统筹安排，分步实施
第十四条 电网恢复重建工作要分阶段、分重点实施，优先保证骨干网架和受损严重地区电网恢复，保障地震灾区居民生活和灾后重建工作的电力供应。
对于受损较轻的电网设施和直接影响居民生活、基础设施建设的电网设施，应就地抓紧实施抢修。以后再逐步改造加固，提高抗灾能力。
对于受损较重、可在原址恢复重建的电网设施，应在抗震复核和地质灾害评估的基础上，尽早提出恢复重建方案，尽快开工建设。加快岷江水电外送输电通道恢复工作。对于破坏严重、无法原址恢复的电网设施，应科学选址，异地重新建设；对于满足灾后重建城镇、企业用电需求的新增规划项目，应科学设计，兼顾长远。
第十五条 各电网企业原则上应在2008年内恢复受损较轻电网设施和部分受损较重、但供电急需的电网设施；2009年进一步恢复受损较严重电网，丰水期前恢复岷江水电外送输电通道；2010年全面恢复受损较为严重电网供电能力，完成原地重建或异地重建工作。同步恢复生产用房、营销系统等生产辅助设施。
第十六条 电网设施恢复重建工作应严格遵守规程规范，确保工程质量。设计单位应严格按照电力设计抗震设防要求、工程建设强制性标准和电力行业设计规范进行设计；施工单位应严格按照施工图、设计文件和电力行业施工标准进行施工；工程监理单位应严格执行电力工程施工监理相关规定。项目业主应加强安全生产管理，防止抢修和重建过程中发生事故。
第十七条 电网企业应加强恢复重建工程建设概预算管理，积极配合相关部门审定建设工程量，严格资金和费用核算。按照国家要求，救灾专项资金等各种渠道的恢复重建款项要做到专款专用。
第十八条 恢复重建过程中，要加强对施工人员的管理，加强对当地野生动植物的保护。位于自然保护区、风景名胜区、森林公园、地质公园和世界遗产地周边的电网设施，恢复重建工作应尽量减少不利影响。
四、加大协调，支持重建 第十九条 对于抢修恢复和原地恢复重建的输变电设施，原则上按照电网项目投资管理权限，由项目业主上报主管部门备案；异地重建的输变电设施，应按照电力项目基本建设程序，上报相应主管部门核准。有关部门应按照投资体制规定，尽可能简化程序，特事特办，急事急办，加快办理。
第二十条 地方政府应协调规划、林业、交通、铁道和环保等有关部门，及时解决电网设施抢修、重建中的工程选址选线、通道清理、抢险物资运输和污染防控等问题，确保电网恢复重建工作顺利开展。
第二十一条 相关制造企业应抓紧生产，保障电网设施恢复重建所需设备、材料的供应；交通运输部门要提供必要的运输保障，确保恢复重建物资及时运达施工现场。
第二十二条 各级政府应组织有关部门加强对电网设施恢复重建资金使用的监督检查。
五、附则
第二十三条 本导则由国家能源局负责解释。自颁布之日起施行。
第五篇：国家能源局关于推进新能源微电网示范项目建设的指导意见
国家能源局关于推进新能源微电网
示范项目建设的指导意见
各省（区、市）发展改革委（能源局）、新疆生产建设兵团发展改革委，国家电网公司、南方电网公司，各主要发电投资企业，中国电建集团、中国能建集团、水电水利规划设计总院，中科院:
可再生能源发展“十二五”规划把新能源微电网作为可再生能源和分布式能源发展机制创新的重要方向。近年来，有关研究机构和企业开展新能源微电网技术研究和应用探索，具备了建设新能源微电网示范工程的工作基础。为加快推进新能源微电网示范工程建设，探索适应新能源发展的微电网技术及运营管理体制，现提出以下指导意见：
一、充分认识新能源微电网建设的重要意义
新能源微电网代表了未来能源发展趋势，是贯彻落实总书记关于能源生产和消费革命的重要措施，是推进能源发展及经营管理方式变革的重要载体，是“互联网+”在能源领域的创新性应用，对推进节能减排和实现能源可持续发展具有重要意义。同时，新能源微电网是电网配售侧向社会主体放开的一种具体方式，符合电力体制改革的方向，可为新能源创造巨大发展空间。各方面应充分认识推进新能源微电网建设的重要意义，积极组织推进新能源微电网示范项目建设，为新能源微电网的发展创造良好环境并在积累经验基础上积极推广。
二、示范项目建设目的和原则
新能源微电网示范项目建设的目的是探索建立容纳高比例波动性可再生能源电力的发输（配）储用一体化的局域电力系统，探索电力能源服务的新型商业运营模式和新业态，推动更加具有活力的电力市场化创新发展，形成完善的新能源微电网技术体系和管理体制。
新能源微电网示范项目的建设要坚持以下原则：
（一）因地制宜，创新机制。结合当地实际和新能源发展情况选择合理区域建设联网型微电网，在投资经营管理方面进行创新；在电网未覆盖的偏远地区、海岛等，优先选择新能源微电网方式，探索独立供电技术和经营管理新模式。
（二）多能互补，自成一体。将各类分布式能源、储电蓄热（冷）及高效用能技术相结合，通过智能电网及综合能量管理系统，形成以可再生能源为主的高效一体化分布式能源系统。
（三）技术先进、经济合理。集成分布式能源及智能一体化电力能源控制技术，形成先进高效的能源技术体系；与公共电网建立双向互动关系，灵活参与电力市场交易，使新能源微电网在一定的政策支持下具有经济合理性。
（四）典型示范、易于推广。首先抓好典型示范项目建设，因地制宜探索各类分布式能源和智能电网技术应用，创新管理体制和商业模式；整合各类政策，形成具有本地特点且易于复制的典型模式，在示范的基础上逐步推广。
三、建设内容及有关要求
新能源微电网是基于局部配电网建设的，风、光、天然气等各类分布式能源多能互补，具备较高新能源电力接入比例，可通过能量存储和优化配置实现本地能源生产与用能负荷基本平衡，可根据需要与公共电网灵活互动且相对独立运行的智慧型能源综合利用局域网。新能源微电网项目可依托已有配电网建设，也可结合新建配电网建设；可以是单个新能源微电网，也可以是某一区域内多个新能源微电网构成的微电网群。鼓励在新能源微电网建设中，按照能源互联网的理念，采用先进的互联网及信息技术，实现能源生产和使用的智能化匹配及协同运行，以新业态方式参与电力市场，形成高效清洁的能源利用新载体。
（一）联网型新能源微电网
联网型新能源微电网应重点建设：利用风、光、天然气、地热等可再生能源及其他清洁能源的分布式能源站；基于智能配电网的综合能量管理系统，实现冷热电负荷的动态平衡及与大电网的灵活互动；在用户侧应用能量管理系统，指导用户避开用电高峰，优先使用本地可再生能源或大电网低谷电力，并鼓励新能源微电网接入本地区电力需求侧管理平台；具备足够容量和反应速度的储能系统，包括储电、蓄热（冷）等。联网型新能源微电网优先选择在分布式可再生能源渗透率较高或具备多能互补条件的地区建设。
联网型新能源微电网示范项目技术要求：
1、最高电压等级不超过110千伏，与公共电网友好互动，有利于削减电网峰谷差，减轻电网调峰负担；
2、并网点的交换功率和时段要具备可控性，微电网内的供电可靠性和电能质量要能满足用户需求。微电网内可再生能源装机功率与峰值负荷功率的比值原则上要达到50%以上，按照需要配置一定容量的储能装置；在具备天然气资源的条件下，可应用天然气分布式能源系统作为微电网快速调节电源。
3、具备孤岛运行能力，保障本地全部负荷或重要负荷在一段时间内连续供电，并在电网故障时作为应急电源使用。
（二）独立型新能源微电网
独立型（或弱联型）新能源微电网应重点建设：利用风、光、天然气、地热等可再生能源及其他清洁能源的分布式能源站；应急用柴油或天然气发电装置；基于智能配电网的综合能量管理系统，实现冷热电负荷的动态平衡；技术经济性合理的储能系统，包括储电、蓄热（冷）等。独立型（或弱联型）新能源微电网主要用于电网未覆盖的偏远地区、海岛等以及仅靠小水电供电的地区，也可以是对送电到乡或无电地区电力建设已经建成但供电能力不足的村级独立光伏电站的改造。
独立型新能源微电网示范项目技术要求：
1、通过交流总线供电，适合多种可再生能源发电系统的接入，易于扩容，容易实现与公共电网或相邻其它交流总线微电网联网；
2、可再生能源装机功率与峰值负荷功率的比值原则上要达到50%以上，柴油机应作为冷备用，其发电量占总电量需求的20%以下（对于冬夏季负荷差异大的海岛，该指标可以放宽到40%）；在有条件并技术经济合理的情况下，可采用（LNG或CNG为燃料的）天然气分布式能源。
3、供电可靠性要不低于同类地区配电网供电可靠性水平。
四、组织实施
（一）示范项目申报。各省（区、市）能源主管部门负责组织项目单位编制示范项目可行性研究报告（编制大纲见附件2），并联合相关部门开展项目初审和申报工作。示范项目要落实建设用地、天然气用量等条件，与县级及以上电网企业就电网接入和并网运行达成初步意见。
（二）示范项目确认。国家能源局组织专家对各地区上报的示范项目申请报告进行审核。对通过审核的项目，国家能源局联合相关部门发文确认。2015年启动的新能源微电网示范项目，原则上每个省（区、市）申报1~2个。
（三）示范项目建设。各省（区、市）能源主管部门牵头组织示范项目建设。项目建成后，项目单位应及时向省级能源主管部门提出竣工验收申请，省级能源主管部门会同国家能源局派出机构验收通过后，组织编制项目验收报告，并上报国家能源局。
（四）国家能源局派出机构负责对示范项目建设和建成后的运行情况进行监管。省级能源主管部门会同国家能源局派出机构对示范项目进行后评估，将评估报告上报国家能源局，对后期运行不符合示范项目技术要求的，应责令项目单位限期整改。
（五）关于新能源微电网的相关配套政策，国家能源局将结合项目具体技术经济性会同国务院有关部门研究制定具体支持政策，鼓励各地区结合本地实际制定支持新能源微电网建设和运营的政策措施。
附件：
1、新能源微电网技术条件
附件：
2、示范项目实施方案编制参考大纲
点击咨询 