微电网+多能互补要点一文全解析！

越来越多的能源企业在向综合能源服务商转型。未来，用户只需选择一个综合能源服务商，即可获得冷热电气全方位能源供应，并获得从能源需求-融资建设-运营管理-提效减排的一站式综合能源服务。这种商业形态将是能源供应商未来的发展趋势。

上周，能源局发布了两个有关综合能源服务的重要文件：发布《微电网管理办法》(征求意见稿)，并公布了第一批多能互补集成优化示范项目名单(执行意见已在去年发布)。这两个相关文件中提到了透露了哪些重要信息?本文将带你细读这两个文件。

《微电网管理办法》

2月7日，国家能源局发布《微电网管理办法》(征求意见稿)。文件指出，微电网作为“互联网+”智慧能源的重要支撑以及与大电网友好互动的技术手段，可以提高电力系统的安全性和可靠性，促进清洁能源的接入和就地消纳，提升能源利用效率。

一、什么是微电网

定义

分布式电源+用电负荷+配电设施+监控设施+保护装置+(储能装置)

分类

并网型，即微电网可以与外部电网并网运行，也可离网独立

独立型，即微电网不与外部电网连接，电力电量自我平衡

特点

微型：电压等级≤35KV;系统容量≤20MW

清洁：电源以可再生能源为主、天然气多联供等能源综合利用为目标的发电形式。

自治：微电网内部实现电力供需自平衡。并网型微电网与外部电网年交换电量≤年供电量50%，独立运行时能保障重要负荷在一段时间内连续供电。

友好：大规模分布式电源接入✔并网型微电网↔外部电网交换功率、时段可控。

应用

适应新能源、分布式电源和电动汽车发展、多元化接入需求;

适用于城市、工商业园区、新型城镇、新农村以及海岛、绿洲等发展需要，鼓励利用当地资 源，进行融合创新，培育能源生产和消费新业态。

二、微电网建设&并网&运行要求

建设上

应符合国家能源产业政策、能源发展规划、电力发展规划;省级地区配电网规划。

并网上

符合国家及行业微电网技术标准(待国家能源局拟定)，符合接入电网的安全标准;

符合省级地区并网业务管理相关制度和办法(待省级能源管理部门拟定);

符合微电网并网程序、时限、相关服务标准及细则，应用统一的并网调度协议和购售电合同示范文本(待电网公司拟定);

业主↔电网企业签订[并网调度协议]、[购售电合同]：明确双方责任义务、电能计量、电价及电费结算、调度管理方式等。

注：并网型微电网接入公用配电网及由此引起的公用配电网建设与改造原则上由电网企业承担。因特殊原因由项目业主建设的，电网企业、项目业主应协商一致，并报能源管理部门备案。

运行上

[供电可靠性&电能质量]满足国家及行业相关要求。独立型微电网可适当调整，并接受能源管理部门监督。

[调度]并网运行、电力交换应接受电力调度机构统一调度，向电力调度机构上报必要的运行信息。

[运行管理]微电网运营主体应建立运行管理机构，负责微电网内分布式电源、储能与负荷平衡，以及与大电网的电力交换，促进微电网内多种能源的协同供应和综合梯级利用。

[辅助服务]并网型微电网可为电网提供调峰、负荷侧响应等辅助服务，在紧急情况下可作地区应急电源，根据电力调度机构指令，为地区电网提供必要支持。

三、试点示范&政策扶持

试点示范

从微电网存在形式与功能出发，因地制宜探索各类分布式能源和智能电网技术应用，构建完善的技术标准体系，推动产学研结合，提升装备制造能力，促进产业升级。

在城市、商业、工业、新型城镇等地区鼓励建设以风、光发电、燃气三联供系统为基础的微电网，提高能源综合利用效率。

在海岛、绿洲等偏远地区鼓励因地制宜建设充分利用当地自然资源的微电网，促进独立供电技术与经营模式创新。

对示范项目实行优先并网，优先纳入政策性资金支持。

注：申报参考《国家电力示范项目管理办法》

计划单列企业集团和中央管理企业根据国家能源局确定的示范项目内容，经商项目所在地省级政府能源主管部门后，向国家能源局提出拟参与的示范项目申请。其它企业通过项目所在地省级政府能源主管部门提交示范项目申请。企业(含主机厂和设计院)联合申请的同一示范内容的项目，不得重复申报或多头申报。项目单位须提交示范项目实施方案，具体内容包括：示范项目概况、工程技术方案、示范内容研究报告、项目单位相关工作基础及业绩、项目实施方案以及知识产权管理等内容。

政策扶持

[指标&补贴]微电网内部的分布式电源纳入当年的建设规模指标，可执行现有分布式能源发电和可再生能源发电的补贴政策。通过城镇电网建设改造、智能电网等现有专项建设基金专项，加大微电网建设的资金支持力度。

[社会资本&特许经营]充分发挥市场机制作用，调动社会资本参与微电网建设的积极性。鼓励地方政府和社会资本合作(PPP)，以特许经营等方式开展微电网项目的建设和运营。

[售配电业务]鼓励微电网项目运营主体在具备售电公司准入条件、履行准入程序后，开展售电业务。支持微电网项目运营主体获得供电资质，依法取得电力业务许可证(供电类)，开展配售电业务，并承担微电网内的保底供电服务。

[融资&绿色信贷支持]鼓励微电网项目单位通过发行企业债券、专项债券、项目收益债券、中期票据等方式直接融资，参照《配电网建设改造专项债券发行指引》 (发改办财金〔2015〕2909号)，享有绿色信贷支持。

注：按照《配电网建设改造专项债券发行指引》 规定，配电网建设改造企业在相关手续齐备、偿债措施完善的基础上：

1.可适当调整债券现行审核政策和部分准入条件：①允许上市公司子公司发行配电网建设改造专项债券。②对企业尚未偿付的短期高利融资余额占总负债比例不进行限制，但发行人需承诺采取有效的风险隔离措施。③项目建设期限较长的，企业可申请将专项债券核准文件的有效期从现行的1年延长至2年。在该期限内根据项目建设资金需求和市场情况自主择机发行，但需确保企业发行债券资质在此期间未发生不良变化，同时应持续做好信息披露工作。

2.可优化债券品种方案设计：①可根据项目资金回流的具体情况科学设计债券发行方案，支持合理灵活设置债券期限、选择权及还本付息方式;②支持发债企业利用债券资金优化债务结构，在偿债保障措施较为完善的情况下，允许企业使用不超过50%的募集资金用于偿还银行贷款和补充运营资金。

3.可创新融资担保方式：①允许配售电企业以应收售电款、电网资产收益权等为专项债券提供质押担保;②允许装备制造企业以对资质优良且无不良信用记录的企业应收账款为专项债券提供抵押担保。

4.鼓励采取“债贷组合”增信方式。“债贷组合”是按照“融资统一规划、债贷统一授信、动态长效监控、全程风险管理”的模式，由商业银行为企业制定系统性融资规划，根据项目建设融资需求，将企业债券和贷款统一纳入银行综合授信管理体系，对企业债务融资实施全程管理。

[缴纳政府性基金、政策性交叉补贴]在微电网项目服务范围内，鼓励建立购售双方自行协商的价格体系，构建冷、热、电多种能源市场交易机制。微电网应公平承担社会责任，交易电量(含内部和外部)按政府规定标准缴纳政府性基金和政策性交叉补贴。研究并网型微电网与外部电网进行电量交换的价格机制。

[需求侧管理]研究制定微电网所在地区的分时电价等需求侧管理政策，探索建立微电网可作为市场主体参与的可中断负荷调峰、电储能调峰调频等辅助服务补偿机制。研究新型备用容量定价机制，由微电网运营主体根据微电网自平衡情况自主申报备用容量，并统一缴纳相应的备用容量费用。

多能互补集成优化项目实施意见

2016年11月，国家能源局发布《多能互补集成优化项目实施意见》，于上周公布了首批示范项目名单。《实施意见》中明确，多能互补集成优化示范工程主要有两种模式：终端一体化集成供能系统、风光水火储多能互补系统。

模式一：终端一体化集成供能系统(因地制宜)

定义

面向终端用户电、热、冷、气等多种用能需求，因地制宜、统筹开发、互补利用传统能源和新能源，优化布局建设一体化集成供能基础设施，通过天然气热电冷三联供、分布式可再生能源和能源智能微网等方式，实现多能协同供应和能源综合梯级利用。

应用区域

在新城镇、新产业园区、新建大型公用设施(机场、车站、医院、学校等)、商务区和海岛地区等新增用能区域。

能源供给来源

因地制宜实施传统能源与风能、太阳能、地热能、生物质能等能源的协同开发利用。

实现方式

天然气热电冷三联供、分布式可再生能源和能源智能微网等方式。

主要任务

1.加强终端供能系统统筹规划和一体化建设

2.优化布局电力、燃气、热力、供冷、供水管廊等基础设施

3.为用户提供高效智能的能源供应和相关增值服务、能源需求侧管理

4.推动能源就地清洁生产和就近消纳，提高能源综合利用效率

5.加强余热、余压以及工业副产品、生活垃圾等能源资源回收和综合利用(主要在既有产业园区、大型公共建筑、居民小区等集中用能区域)

建设原则&方式

以综合能源效率最大化，热、电、冷等负荷就地平衡调节;

供能经济合理具有市场竞争力为主要目标;

统筹优化系统配置，年平均化石能源转换效率应高于70%。

建设目标

“十三五”期间，建成国家级终端一体化集成供能示范工程20项以上;

到2020年，各省(区、市)新建产业园区采用终端一体化集成供能系统的比例达到50%左右，既有产业园区实施能源综合梯级利用改造的比例达到30%左右。

价格政策制定方向

在能源价格市场化机制形成前，按照市场化改革方向，推行有利于提高系统效率的电价、热价、气价等新的价格形成机制;

实施峰谷价格、季节价格、可中断价格、高可靠性价格、两部制价格等科学价格制度;

推广落实气、电价格联动等价格机制，引导电力、天然气用户主动参与需求侧管理。

注：具体政策由国家及地方价格主管部门确定

模式二：风光水火储多能互补系统(大型综合能源)

定义

利用大型综合能源基地风能、太阳能、水能、煤炭、天然气等资源组合优势，推进风光水火储多能互补系统建设运行。

应用区域

在青海、甘肃、宁夏、内蒙、四川、云南、贵州等省区的大型综合能源基地

电力来源

上述地区风能、太阳能、水能、煤炭、天然气能源基地

主要任务

1.充分发挥流域梯级水电站、具有灵活调节性能火电机组的调峰能力

2.建立配套电力调度、市场交易和价格机制

3.开展风光水火储多能互补系统一体化运行

4.提高电力输出功率的稳定性，提升电力系统消纳风电、光伏发电等间歇性可再生能源的能力和综合效益。

建设原则&方式

风光水火储多能互补系统以优化存量为主，着重解决区域弃风、弃光、弃水问题;

对具备风光水火储多能互补系统建设条件的地区，新建项目优先采用该模式。

建设目标

“十三五”期间，国家级风光水火储多能互补示范工程3项以上。

到2020年，国家级风光水火储多能互补示范工程弃风率控制在5%以内，弃光率控制在3%以内。

价格政策制定方向

统筹市场形成价格与政府模拟市场定价两种手段

加快推进电力和天然气现货市场、电力辅助服务市场建设

完善调峰、调频、备用等辅助服务价格市场化机制

在市场化价格形成前，实施有利于发挥各类型电源调节性能的电价、气价及辅助服务价格机制。

注：具体政策由国家及地方价格主管部门确定

多能互补相关政策、首批示范项目名单

政策扶持

1.[技术&装备]推动产学研结合，加强系统集成、优化运行等相关技术研发，推动技术进步和装备制造能力升级。示范项目应优先采用自主技术装备，对于自主化水平高的项目优先审批和安排。

2.[规划&补贴优先]经国家认定的多能互补集成优化示范项目，优先使用国家能源规划确定的各省(区、市)火电装机容量、可再生能源发展规模及补贴等总量指标额度。

3.[消纳优先]风光水火储多能互补示范项目就地消纳后的富余电量，可优先参与跨省区电力输送消纳。

4.[投资支持]符合条件的多能互补集成优化工程项目将作为能源领域投资的重点对象。符合条件的项目可按程序申请可再生电价附加补贴，各省(区、市)可结合当地实际情况，通过初投资补贴或贴息、开设专项债券等方式给予相关项目具体支持政策。

商业模式

1.[政府+社会资本PPP模式]积极支持采取政府和社会资本合作模式(PPP)建设多能互补集成优化示范工程。

2.[市场化功能+售电+合同能源管理+综合节能服务]创新终端一体化集成供能系统商业模式，鼓励采取电网、燃气、热力公司控股或参股等方式组建综合能源服务公司从事市场化供能、售电等业务，积极推行合同能源管理、综合节能服务等市场化机制。

3.[增值服务、智慧用能信息化服务平台]加快构建基于互联网的智慧用能信息化服务平台，为用户提供开放共享、灵活智能的综合能源供应及增值服务。

4.[余电预热上网]待国家能源局会同有关部门完善电(气、热)网接入、并网运行等技术标准和规范，统筹协调用能、供能、电(气、热)网等各方利益，解决终端一体化集成供能系统并网和余电、余热上网问题。相关电网、气网、热力等管网企业负责提供便捷、及时、无障碍接入上网和应急备用服务，实施公平调度。

政策落实

1.国家发改委、能源局：国家能源规划(确定全国建设目标、任务)、示范工程评价标准&政策&公示;

2.省区市级能源主管部门：省级能源规划(确定地区建设目标、任务)、区域供用能系统综合规划、示范工程实施方案、上报示范重点项目。