7月20日，国家能源局发布《关于深入推进农村能源革命 开展村镇微能网建设试点工作的通知》。
总体要求方面，通知显示，统筹可再生能源高质量发展和能源供应安全，立足农村资源禀赋和用能需求，探索“村能村用”新模式、新业态，协同推进电力与非电开发利用，加强源荷协同聚合管理，创新项目建设投资和运行模式，减轻农村电网升级改造投资压力，提升农村用能清洁低碳水平和自主平衡保障能力，降低综合用能成本，为建设农村新型电网、新型能源体系探索解决方案。
到2028年底，在全国范围内建成一批村镇微能网试点项目，试点项目所在区域内清洁能源供应保障体系基本建立，运行机制、安全质量等管理体系基本健全，新技术、新业态、新模式基本成熟，绿色生产生活方式基本形成。到2030年底，试点成功经验、成熟模式在农村地区有效实践。
重点建设方向方面，《通知》主要阐述了三个方向，包括，以满足农村生产生活用能需求为主的村镇微能网（群），以满足村镇工商业用能需求为主的综合微能网，边远地区可再生能源独立电力系统（智能微电网）和自然灾害频发地区的应急型微电网。
以满足农村生产生活用能需求为主的村镇微能网（群）方向上，《通知》显示，在可再生能源资源较丰富、有一定能源需求的村镇，构建以绿电利用为核心、非电可再生能源利用同步发展的公益性微能网及互联互济的微能网群。
电力方面，支持电网企业开展新能源和负荷的资源聚合管理，以保障农村绿色生产生活用能为核心，统一布局、建设、运维新能源和储能设施。在用电高峰、新能源出力集中和消纳困难时段，通过适当的经济激励措施引导用户动态调整用电时序，促进新能源发电就地消纳，增强电力供应自平衡能力和自主保障能力。加强微能网统筹谋划，稳步提升用能终端电气化替代水平，推动新能源和农业生产集成开发，配套提供新能源汽车和电动农用车具充电等服务，探索开展新能源汽车、大型农用机具车网互动等，服务农村地区多样化用电需求。
该类试点项目坚持公益属性，在省级能源主管部门组织领导下，由电网企业统一谋划、牵头实施，鼓励发电企业、综合能源服务企业按照市场机制参与试点项目建设。电力部分纳入公共电网统一管理，试点项目建成后可再生能源消费最低比重不应低于50%，新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于40%。电网企业按年对微能网建设运营投资、供能成本等项目经济性要素进行测算和对比，试点结束时一并报送。
以满足村镇工商业用能需求为主的综合微能网方向上，《通知》指出，在乡镇产业园区、大型农业基地、特色文旅村镇等工商业负荷集中区，以市场化方式打造“电、热、汽、冷、气”多能互补的高效综合能源系统。
电力方面，加强与周边可再生能源发电资源的匹配对接，推动新能源与工业、新型农业设施和旅游产业集成发展，充分利用厂房屋顶、停车场等资源推动分布式光伏、分散式风电规模化开发，鼓励依托具备支撑调节能力的生物质发电、已建绿色小水电等电源，科学配置储能设施，加强源网荷储协调协控管理，强化负荷与发电出力的匹配，逐步提高新能源就地消纳水平、实现清洁可靠的电力供应。
综合微能网可由内部主体投资，也可由第三方机构（不含中央电网企业和内蒙古电力集团）投资，按照新型经营主体模式建设和运营，其中，电力系统电压等级应在110千伏及以下，系统装机容量不超过50兆瓦。试点项目建成后原则上可再生能源最低消费比重不应低于50%，新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%。
边远地区可再生能源独立电力系统（智能微电网）和自然灾害频发地区的应急型微电网方向上，《通知》明确，在大电网未覆盖和电网末端供电能力不足、不具备实施大电网延伸覆盖条件或成本过高的边远地区建设可再生能源独立电力系统（智能微电网），在自然灾害易发频发等地区建设应急型微电网。
可再生能源独立电力系统（智能微电网），以落实电力普遍服务义务、保障电力基本供应为核心目标，以可再生能源发电作为主要电源、储能系统作为补充，结合实际适当配置柴油发电机等备用电源，具备条件的应保持与大电网的联络线连接，增强系统稳定性和供电可靠性。鼓励因地制宜提供充电基础设施、可再生能源供暖等服务。
边远地区可再生能源独立电力系统（智能微电网）和应急型微电网不作为新型经营主体进行管理。应急型微电网新能源项目按照市场化机制开发建设，服务应急保障的电网建设改造、储能及能量管理、电力系统运行及安全控制等项目由电网企业投资建设。
《通知》指出，经评估具备建设条件的试点项目，由国家能源局发文公布名单，开展项目建设。纳入全国试点范围的每类项目数量不超过20个，各地不得擅自扩大试点范围、不得擅自在试点范围外实施试点政策。
试点确定后，省级能源主管部门要在根据新能源利用率目标确定的新增并网新能源规模上限内，安排试点项目配套新能源规模，指导试点项目建设经营主体及电网企业统筹好负荷和配套新能源、调节资源开发建设时序，合理安排项目建设节奏。
来源：国家能源局