南網政研

隨著我國新型能源體系和新型電力系統建設深入推進，分布式新能源快速發展，智能微電網日益成為行業關注的熱點。2024年11月，國家能源局印發《關于支持電力領域新型經營主體創新發展的指導意見》，明確智能微電網屬于資源聚合類新型經營主體，支持具備條件的工業企業、工業園區等開展智能微電網建設，提高新能源就地消納水平。基于智能微電網發展的新態勢，本文梳理了我國微電網政策演進歷程和發展現狀，分析了智能微電網發展面臨的問題和挑戰，并提出有關建議。

智能微電網的政策背景

2013年印發的《國務院關于促進光伏產業健康發展的若干意見》首次提出“智能微電網”的概念，鼓勵開展適合分布式光伏發電運行特點、規模化應用的新能源智能微電網試點和示范項目建設。2017年，國家發展改革委、國家能源局發布《推進并網型微電網建設試行辦法》，明確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，分為并網型和獨立型，具備微型、清潔、自治和友好等基本特征。2024年下發的《國家能源局關于支持電力領域新型經營主體創新發展的指導意見》進一步明確，智能微電網是以新能源為主要電源、具備一定智能調節和自平衡能力、可獨立運行也可與大電網聯網運行的小型發配用電系統。

近年來，國家發展改革委、國家能源局陸續批準了28個新能源微電網示范項目，推出了一批源網荷儲一體化項目和分布式發電市場化交易試點項目。工信部組織開展了多個批次的智能光伏微電網示范項目，發布了工業綠色微電網典型案例。2025年6月，國家能源局為加快推進新型電力系統建設，部署了新型電力系統第一批試點工作，包括智能微電網、虛擬電廠等7個方向。同時，一些省市結合地方實際，積極探索多種形式的智能微電網。例如，廣東以提升供電可靠性和落實社會責任為導向開展試點;江蘇以南京為試點創新，提出微電網“1135”規范發展路徑，期望形成技術共識;山東以源網荷儲一體化試點布局智能微電網項目。

總的來看，智能微電網是一種適應分布式新能源就地消納的新型電力生產組織形式，在微電網基礎上進一步強化源網荷儲協同控制，有望在促進新能源就地消納、提高供電可靠性和經濟性等方面發揮積極作用。當前我國智能微電網仍處于示范試點階段。

智能微電網的應用場景

根據應用場景的不同，智能微電網有以下五種類別：一是工商業類，通常處于工商業負荷中心，旨在滿足用戶多樣化用能需要，實現多能互補、能源梯級利用、需求側響應等應用，如廣州南沙“多位一體”微能源網示范工程，集成光伏發電、太陽能光熱、基巖儲能、燃料電池等多種能源使用方式，實現源網荷儲有機互動。二是居民社區類，主要推動居民側可再生能源本地消納，同時參與大電網互動，保障供電相對可靠，如云南獨龍江鄉20千伏智能微電網項目，實現小水電站、柴油發電機、儲能設備等互濟電源與大電網自動切換。三是主網替代類，主要是指電網企業為提高偏遠地區供電可靠性而投資建設的智能微電網，相比于傳統輸配電網延伸建設，具有成本較低、建設周期短等優勢，如惠州市大亞灣區三門島微電網項目，其通過建設海島離網型“風光儲”微電網，作為大電網延伸的替代方案，具有良好的供電可靠性。四是保供類，以保障關鍵負荷持續供電為首要目標，提升能源獨立性和可靠性，提高防災減災能力，主要適用于大學、醫院、數據中心等公共類機構。五是車網互動類，聚合海量電動汽車的充放電資源并構建儲能系統，如江門鶴山市雁山公共充電站項目，通過建設充電站、光伏和儲能，具備自發自用、谷充峰放的響應能力。

其中，工商業類和居民社區類的智能微電網主要以提高資源利用效率、降低用能成本為導向;主網替代類和保供類的智能微電網在兼顧經濟性的基礎上側重于提高供電可靠性;車網互動類智能微電網屬于新型電力系統中的新業態，以提高局部地區的需求側響應能力為重點。不同類別的智能微電網適用于不同的應用場景，宜因地制宜推廣建設。

智能微電網發展面臨的問題和挑戰

經歷一段時間的試點應用，智能微電網在豐富配電網形態、促進發用兩側互動等方面進行了探索。在實踐中主要面臨以下四個方面的問題和挑戰：

一是技術標準體系有待完善。智能微電網涉及的自平衡、源網荷儲協同控制等技術要求較高，現行微電網技術標準無法覆蓋智能微電網建設需要，相關技術標準需要加快更新，以適應當前技術發展。智能微電網的大規模并網可能給電力系統保護和潮流控制帶來影響，對于潛在風險需要加以辨識應對，對于大電網的安全支撐作用有待探索。

二是建設應用亟須協同規劃。智能微電網是多層次電網的組成部分，智能微電網的建設和布局與源荷緊密相關，但在實踐中與地方產業規劃和電源規劃結合不緊密，與電力規劃融合不足。智能微電網與零碳園區、“綠電直連”等新業態概念界定不夠清晰，存在混淆的可能。此外，一些地區對智能微電網的建設管理要求不清晰。

三是經營發展機制需要健全。離網型智能微電網供電成本較高，投資回收難度較大，相關投資機制有待完善。對于發揮電網替代作用的偏遠地區智能微電網，存在部分電源、儲能投資成本暫未納入輸配電價回收的情況。智能微電網的電力交易細則有待明確，需要加快探索智能微電網參與電力市場。

四是運營管理的規范性有待提升。部分分布式光伏項目利用微電網并網服務的綠色通道申報并網，但在驗收并網后即調整運營策略，高度依賴電量上網，背離了智能微電網建設初衷。部分項目因儲能設備缺乏維護，功率容量不足，與實現自平衡的要求差距較大。智能微電網的供電服務和供電質量需要加強監管。

有關建議

一是加快完善智能微電網相關標準體系。明確規范智能微電網的技術參數要求，形成規劃建設、并網運行、計量結算、安全管理等體系化技術標準。細化智能微電網的涉網安全管理要求，推動提升所在地區的供電可靠性，探索發揮智能微電網對電力系統的應急支撐作用。

二是加強智能微電網發展的統籌規劃。在地方電力規劃中，應結合電網電源建設、產業布局、零碳園區建設等因素，對智能微電網的布局和規模統籌規劃，指導智能微電網項目建設。完善和明確智能微電網的備案申請標準，因地制宜開展存量微電網的智能化升級改造，提高供電可靠性和安全水平。

三是健全智能微電網運營機制。研究細化智能微電網參與市場交易的具體規則，加快完善相關電價機制，出臺備用費、系統運行費等費用標準。建立電網替代型智能微電網認定標準，將符合標準的智能微電網設施成本整體納入輸配電價回收。

四是完善智能微電網監管機制。進一步明確智能微電網的監管標準和要求，保障客戶用電權益。加強對試點項目的動態評估和過程監管，提高智能微電網運營的規范性。建立健全試點項目的退出機制。

(廣東電網公司馮浩洋、王清玲、廖凱茵、張謹立，南方電網公司政策研究部彭波、周楊，南方電網改革發展研究中心張朋宇對本文有貢獻)