對于現代能源體系來說，傳統電力系統好比一條條寬闊的“主動脈”，能源單向流動，穩定卻稍顯笨重。一旦遇到極端天氣、設備故障，可能會“牽一發而動全身”，引發大面積停電事故。

同時，隨著新能源快速發展，大量風光分布式新能源涌入電網，從而導致傳統電網“消化不良”，這就促使微電網應運而生，它是一種集成了分布式電源、儲能裝置、能量轉換裝置、負荷、監控和保護裝置等組成的小型發配電系統，主要著眼于局部區域的電力自給自足和可靠供電，具有明確的物理邊界和相對獨立的運行管理體系。

對于電網來說，微電網可視為電網中的一個可控元件，既能作為可控電源向電網提供電能，又可作為一般電力負荷從電網吸收功率。對于用戶來說，微電網是一個具有較高靈活性和可靠性的供配電系統，能夠滿足用戶多樣性的供電需求。

微電網的四大重要作用

一、保供作用。微電網能夠在特定區域內提供可靠的電力供應，特別是在偏遠地區或電力供應薄弱的區域，有效彌補主電網的不足。在主電網發生故障時，微電網的孤島運行能力可以確保關鍵設施的電力供應，減少停電帶來的損失。

二、消納作用。微電網可以充分利用本地的太陽能、風能等可再生能源，提高可再生能源的利用率，推動清潔能源的發展，并通過智能控制系統優化可再生能源的發電和消納過程。

三、成本效益。微電網通過智能化的能源管理系統，實時監測和優化能源使用情況，通過優化能源結構和提高能效，能夠顯著降低能源消耗和運行成本，實現更加經濟的電力供應。

四、減排效果。微電網的應用有助于減少對化石燃料的依賴，減少溫室氣體排放，推動能源結構轉型，實現環保和減碳目標。通過配置光伏儲能系統實現的園區自發自用電量皆為清潔能源，具有顯著的減排效益。

在傳統模式下，電網調度系統需針對微電網內的所有主體，包括新能源和用戶分別進行調度管理，各主體均參與交易中心的工作，交易出清和調度管理繁雜。而借助智能微電網，其以新型經營主體的身份參與整個交易和調度管理，不僅簡化了交易流程，還提高了電力系統調度的效率，使得電力資源的調配更加靈活高效。

需要注意的是，在對供電可靠性有重要要求的特定場景中，智能微電網的設計可以滿足孤網運行的技術能力；而對于其他場景，孤網運行的技術能力不作為強制性要求，可根據實際情況和需求進行靈活配置。

政策賦能加速發展

作為新型電力系統的重要組成部分，新能源微電網得到了國家和地方政府的高度重視和支持，出臺了一系列政策來推動微電網發展。

2015年7月，國家能源局在《關于推進新能源微電網示范項目建設的指導意見》中明確，探索適應新能源發展的微電網技術及運營管理體制，推動電力市場化創新發展，并形成完善的新能源微電網技術體系和管理體制。

2017年7月，國家發展改革委、國家能源局在《推進并網型微電網建設試行辦法》中提出，推進能源供給側結構性改革，促進微電網健康發展，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、高效可靠的能源系統。

2022年1月，國家發展改革委、國家能源局在《“十四五”現代能源體系規劃》明確提出，積極發展以消納新能源為主的智能微電網，實現與大電網兼容互補。

2022年2月，國家發展改革委、國家能源局在《關于完善能源綠色低碳轉型體制機制和政策措施的意見》中明確，鼓勵建設綠色用能產業園區和企業，發展工業綠色微電網。

2022年11月，國家發展改革委、能源局發布《電力現貨市場基本規則（征求意見稿）》，提出推動儲能、分布式發電、負荷聚合商、虛擬電廠和新能源微電網等新興市場主體參與交易。

2023年1月，國家能源局在《新型電力系統發展藍皮書》提出，提升分布式能源、電動汽車和微電網接入互動能力，推動源網荷儲協同互動、柔性控制。

2023年3月，國家能源局發布《關于加快推進能源數字化智能化發展的若干意見》，明確提出：推動新能源微網和高可靠性數字配電系統的發展。

2024年3月，工業和信息化部、國家發展改革委等7部門聯合印發《關于加快推動制造業綠色化發展的指導意見》提出，鼓勵具備條件的企業、園區建設工業綠色微電網，推進多能高效互補利用，就近大規模高比例利用可再生能源。

2024年3月，國家發展改革委、國家能源局發布《關于新形勢下配電網高質量發展的指導意見》，推動微電網建設，明確物理邊界，合理配比源荷儲容量，強化自主調峰、自我平衡能力。

2024年5月，國務院發布《2024—2025年節能降碳行動方案》，明確提出大力發展微電網、虛擬電廠、車網互動等新技術新模式。

2024年7月，國家發展改革委、國家能源局、國家數據局印發《加快構建新型電力系統行動方案（2024—2027年）》提出，鼓勵各地結合應用場景，因地制宜建設智能微電網項目。

2024年8月，中共中央、國務院發布《關于加快經濟社會發展全面綠色轉型的意見》，要求建設智能電網，加快微電網、虛擬電廠、源網荷儲一體化項目建設。這些政策為微電網的發展提供了堅實的政策保障。

2024年11月，國家能源局發布《關于支持電力領域新型經營主體創新發展的指導意見》提出，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。探索建立通過新能源直連增加企業綠電供給的機制。新型經營主體原則上可豁免申領電力業務許可證，另有規定除外。

2025年4月，國家能源局發布《關于促進能源領域民營經濟發展若干舉措的通知》，其中提出支持發展能源新業態新模式：加快發展虛擬電廠，有序推動發展綠電直連模式，研究出臺支持智能微電網健康發展的意見，制定推動大功率充電、提升充電基礎設施運營服務質量等政策，支持民營企業積極投資新型儲能、虛擬電廠、充電基礎設施、智能微電網等能源新技術新業態新模式。

同時，地方政府也積極響應國家號召，出臺了一系列地方性政策促進微電網的建設和發展。例如，《關于推動雄安新區建設綠色發展城市典范的意見》《重慶市新能源汽車便捷超充行動計劃》等，不僅明確了微電網的發展方向，還鼓勵了“光儲直柔”、智能微電網等新技術的應用，為行業帶來了前所未有的發展機遇。

國家與地方政策的積極推動對微電網產業的發展起到了決定性作用。一方面，政策明確了微電網的發展方向，為產業提供了清晰的發展路徑；另一方面，政策通過財政補貼、稅收優惠等措施，降低了微電網的建設和運營成本，提高了行業的經濟效益。

2024年微電網新增裝機項目超1284MWh

雖然中國的微電網起步較晚，但近年來中國分布式光伏及光儲充業務的高速發展卻加快了微電網市場規模的擴大，目前，微電網的應用場景已經從初期階段的偏遠地區供電、海島供電等應用場景，逐漸擴展到城市配電網擴容和升級、工業園區能源管理、電動汽車充電站等領域，并在智能化進程推動下加速向城市社區滲透。

在城市配電網升級中，微電網將承擔“最后一公里”供電責任，解決高密度負荷區的可靠性問題，如杭州雙花瓣網架結構為數據中心提供雙倍供電保障。在工業園區（如江西吉安木林森工業園），可通過定制化微電網實現能效優化，預計到2030年，50%以上工業園區將標配智能微電網系統。

據CESA儲能應用分會產業數據庫統計，2024年至2025年一季度，國內共有210個微電網項目并網，并網總規模為599.6MW/1597.54MWh。其中，2024年共174個光儲充/分布式光伏配儲等微電網新增裝機項目，裝機規模共485.01MW/1284.62MWh，總投資超27.13億元。隨著用戶對清潔能源需求的不斷增長，以及技術進步和成本下降的推動，預計2025年全年，中國微電網市場仍將繼續保持高速增長態勢。

一、省份分布

就省份分析，2024年內蒙古光儲充/分布式光伏配儲等微電網儲能項目新增裝機規模最大，達94.05MW/371.1MWh，容量占比28.89%。新疆新增裝機規模87.7MW/275.43MWh，容量占比21.44%。江蘇新增裝機項目24個，共46.79MW/97.07MWh，容量占比7.56%。此外，廣東新增裝機31個，數量在全國排第一。

2024年各省新增光儲充/分布式光伏配儲等微電網項目新增裝機規模及數量

二、地區分布

據CESA儲能應用分會產業數據庫統計，2024年華北地區共18個光儲充/分布式光伏配儲等微電網儲能項目新增裝機，規模達116.44MW/428.78MWh，容量規模居全國首位，容量占比33.38%。西北地區共10個微電網儲能項目新增裝機，其中4個超30MWh，包括1個百兆瓦時級項目。新增裝機總規模125.16MW/351.24MWh，功率規模居全國第一，容量規模排第二，容量占比18.55%。華東地區新增裝機83個光儲充/分布式光伏配儲等微電網儲能項目，數量排第一，總規模116.15MW/238.34MWh，容量占比18.55%。

圖2024年各地區光儲充/分布式光伏配儲/微電網等項目新增裝機規模及數量

此外，華中地區新增裝機74.27MW/149.53MWh，容量占比11.64%。華南地區新增裝機34個，數量居全國第二，規模37.96MW/78.50MWh，容量占比6.11%。西南地區新增裝機16個，總規模14.94MW/37.95MWh，容量占比2.95%。

圖2024年各地區光儲充/分布式光伏配儲等微電網項目新增裝機容量占比

三、容量分布

據CESA儲能應用分會產業數據庫不完全統計，2024年光儲充/分布式光伏配儲/微電網等新增裝機項目中，有155個項目容量規模明確，近半數項目容量規模在1MWh以下。容量規模在0.1MWh-0.5MWh區間內的項目數量最多，達56個，數量占比36.13%。容量在1MWh-5MWh區間內的項目達45個，數量占比29.03%。5MWh以上的項目共34個，數量占比21.94%。

2024年新增裝機的光儲充/分布式光伏配儲等微電網項目容量分布

四、離網型微電網

2024年，CESA儲能應用分會產業數據庫共追蹤到7個新增投運離網型微電網儲能項目，總規模11.165MW/28.524MWh，其中包含1個“磷酸鐵鋰+全釩液流”混合儲能離網型微電網，1個鐵鉻液流儲能電站。

表2024年新增投運的部分離網型微電網儲能項目

2024年，共追蹤到83個光儲充新增裝機項目，新增裝機115.08MW/227.87MWh，廣東省數量最多，湖南省裝機規模最大。51個為2h儲能項目，容量占光儲充新增裝機的86%。

就規模來說，2024年新增投運規模最大的是兩個30MW/60MWh光儲充項目。

就技術路線來看，2024年新增投運的光儲充項目中，有一個“磷酸鐵鋰+鈉離子電池”混合儲能光儲充一體化項目，兩個全釩液流電池光儲充項目，其余皆為磷酸鐵鋰電池儲能項目。

表2024年新增并網的部分光儲充項目

六、分布式光伏/風電配儲微電網項目

2024年，CESA儲能應用分會產業數據庫共追蹤到75個分布式光伏/風電配儲微電網并網項目，新增裝機規模320.675MW/946.765MWh，總投資超26.76億元。

就技術路線來看，其中包括1個液流電池儲能項目，還有一個鉛炭電池儲能項目。

就省份分析，江蘇、浙江、山東、廣東新增裝機項目數量較多，內蒙古、新疆新增裝機規模較大。

表2024年新增并網的分布式光伏/風電配儲微電網項目（部分）

微電網儲能項目盈利模式

微電網中的儲能項目可以依據特定項目條件，如當地電價與產業促進政策、電力系統特點與發展需求、企業用電系統與負荷特性等，以靈活可靠的運行策略，為項目相關方創造多元化價值。目前，微電網中的儲能項目的運行策略及盈利模式包括峰谷套利、需求響應、分布式能源消納、虛擬電廠和配電增容等。

一、峰谷套利

分時電價政策下，儲能系統在電價低谷時段充電、電價高峰時段放電，通過充放電價差實現套利。該策略可以降低用戶電費，也有助于促進當地電網供需平衡，收益較穩定且便于測算，是目前儲能項目的主要盈利來源。微電網的儲能的盈利模式主要是“峰谷套利”——即在用電低谷時利用低電價充電，在用電高峰放電供給微電網的用戶。由于各省的峰谷價差不同，微電網的儲能經濟效益差異也較大。

二、需求響應

作為優質的電力靈活性資源，儲能系統可在電力市場價格明顯變化或系統安全可靠性存在風險時，靈活調整充放電功率以執行電力需求側響應，電網負荷高峰時放電、負荷低谷時充電，從而促進電力供需平衡、保障電網穩定運行、抑制電價上升，企業獲得需求響應補貼。電力需求響應，即企業在電力用電緊張時，主動減少用電，通過削峰等方式，響應供電平衡，并由此獲得經濟補償。以廣東省印發《廣東省市場化需求響應實施細則（試行）》的通知為例，廣東對用戶側儲能給出鼓勵價可到3.5元/kWh，按照廣東省往年歷史數據得出一年響應需求約60次左右，投資回收期可縮短一年。

三、分布式能源消納

與分布式新能源聯合，平滑新能源出力，在新能源發電過剩時充電，在發電不足時放電以補充電力供應，解決其發電間歇性、隨機性、波動性的問題。此模式綜合收益較好但結算復雜，當儲能資產與新能源資產由相同運營方持有時可行性較高。目前，微電網儲能市場中光伏+儲能的應用比例不斷提高。蘇州、珠海等地區已經提出了關于分布式光伏+儲能的補貼鼓勵政策。

光伏發電具有很強的間歇性和波動性，自發自用、余電上網的光伏電站發電量超出企業用戶所需電量時，多余的電以較低價格送入電網。當發電量不足以覆蓋用戶所需電力時，用戶不得不向電網購買電能作為補充。因此，在僅配備光伏發電的情況下，企業用戶的用電成本并沒有得到最大化的降低。而配置儲能系統后，光伏電量將優先存在儲能系統中，余電供應負荷，待光伏電量不足時，由儲能向負荷供電，通過儲能系統平滑發電量和用電量，提升光伏發電的消納率，最大程度上實現用電利益最大化。

四、虛擬電廠

儲能既可作為獨立電力靈活性資源，也可與分布式新能源或可控負荷組合，并通過虛擬電廠平臺聚合與調度，形成虛擬電廠，通過參與電力現貨交易或提供電力輔助服務并獲得相應收益。目前，虛擬電廠已經在部分地區試點運行。

五、配電增容

隨著企業用電需求的不斷擴大，原申請使用的用電容量（通常按照變壓器的容量來計算）已經不能滿足生產經營需要，必須在原有的基礎上申請增加容量。

若微電網系統中配置一定儲能系統，當用戶原有配電容量不足時，儲能系統在短期用電功率大于變壓器容量時，可以繼續快速充電，滿足負荷電能需量要求。降低變壓器使用成本、減少變壓器投資及擴容周期。

智能微電網的九大應用場景

一、虛擬電廠

虛擬電廠是一種通過先進信息通信技術和軟件系統，實現分布式能源、儲能系統、可控負荷、電動汽車等分布式能源資源的聚合和協調優化，以作為一個特殊電廠參與電力市場和電網運行的電源協調管理系統。在未來，智能微電網將與虛擬電廠深度融合，實現更高效、更靈活的能源調度和管理。

二、偏遠地區智能微電網

在偏遠山區、草原牧區、邊疆海島等電網末端地區，以及大電網暫時無法覆蓋的村落，通過智能微電網建設，不僅能提高當地居民生活質量，還能為區域經濟發展提供有力支持。

三、公共設施智能微電網

學校、醫院、車站等公共設施作為社會公共服務的重要組成部分，對穩定可靠的能源供應有著極高的要求。智能微電網能夠為這些公共設施提供高效、清潔的能源供應，同時降低運營成本，提升社會責任感。

四、交通領域智能微電網

隨著電動汽車的普及和交通基礎設施的不斷完善，交通領域對能源的需求不斷增加。智能微電網將在停車場、充電站、加油站等場所發揮重要作用，為電動汽車提供綠色電力，推動交通領域的可持續發展。如通過在加油站的屋頂、停車區、便利店等場所安裝高效光伏組件，提供穩定的清潔能源供應，降低運營成本，提升能源利用效率。此外，光伏系統還可以為加油站的電動汽車充電設施提供綠色電力，推動交通領域的綠色轉型。

五、園區智能微電網

園區作為能源消耗的大戶，具有安裝分布式能源系統的天然優勢。智能微電網將為工業園區提供定制化的能源解決方案，實現園區內能源的優化配置和高效利用，同時降低運營成本，提升園區的整體競爭力。

六、物流、廠庫中心智能微電網

針對物流中心和廠庫中心的特殊需求，智能微電網可提供定制化的能源解決方案。通過在倉庫屋頂、停車場等場所安裝高效光伏組件和儲能設備，實現能源的優化配置和高效利用，降低運營成本。

七、建筑一體化智能微電網

建筑一體化智能微電網將光伏技術與建筑設計相結合，不僅提高建筑的能源自給率，還能降低建筑的綜合運營成本。此外，通過與建筑內其他系統的互聯互通，實現建筑的智能化管理。

八、農業智能微電網

農業智能微電網是光伏技術與現代農業的完美結合。通過開發適用于農業場景的光伏系統和智能控制系統，實現農業生產的高效化和節能減排，助力農業現代化發展。

九、家庭智能微電網

隨著智能家居的普及，家庭智能微電網將成為未來家庭能源管理的重要組成部分。通過集成光伏發電、儲能設備和智能控制系統，家庭智能微電網能夠實現能源的自給自足和優化配置，降低能源成本，提高能源利用效率。

制約中國微電網與大電網協同發展的三大難題

有專家認為，在制約中國微電網與大電網協同發展的三大難題當中，首先是社會各界對微電網認識不統一，導致對微網與大電網協同發展的核心工作認知不同。雖然自2015年以來，國家頒布了一系列政策和技術標準指導引領微電網發展，現行國家標準側重從技術和物理層面進行定義，概念清晰明確。但相關政策沒有嚴格與國家標準保持一致，對微電網電壓等級和指標要求不統一，難以有效指導微電網與大電網的協同運行。

其次是微電網政策指引不明晰，影響微電網規范發展。其一，嚴格按照標準建設的微電網，因為較高自治能力要求，建設成本高于同等條件下的輸配電網，目前電價政策和市場交易方面的支持細則和機制尚未落實，難以通過參與電力輔助服務等方式獲取更多收益。其二，并網型微電網享受與輸配電網連接的諸多紅利，但后者為此提供的備用容量缺乏合理的補償機制，增加了輸配電網的負擔。其三，微電網項目在“源網荷儲”各環節可能存在多個投資主體，利益訴求不盡一致，管理模式復雜多樣，全流程管理規則缺失，安全職責界定相對模糊，增加了大電網的運行風險和壓力。

最后是微電網相關技術成熟度和穩定性還未完全滿足大電網的要求。現階段，微電網多為示范項目，方案定制化程度高，相關技術的成熟度、穩定性和“含金量”需要進一步提升。目前，由于微電網對建設運行成本尚未實現優化管理，運行效率效益還存在一定的提升空間，在系統控制、能量管理、運維等方面經驗不足，未形成完整成熟的與大電網協同運行的標準化運行方式。而儲能作為微電網的重要組成部分，其安全性和經濟性也有待進一步提高。

未來十年展望

國際能源署（IEA）表示，微電網是解決全球7億無電人口供電問題的關鍵方案，尤其在偏遠地區和發展中國家具有顯著社會價值。如神州智電在非洲的離網項目已解決“電力最后一公里”問題，未來十年此類項目覆蓋率有望提升至30%，又如贊比亞瑞達礦山光儲柴微電網項目已實現非洲首個大規模離網供電，業內預計此類項目未來十年將增長5倍以上。

隨著新能源發電滲透率的持續提升，微電網市場勢必迎來更大的發展機遇。而物聯網、大數據和AI算法將深度融入微電網的預測、調度與優化中，促使微電網變得越來越智能化，能夠實現電力系統的智能監測、調度和管理，提高能源分配的效率，增強電力系統的穩定性和可靠性。例如通過數字孿生技術實時模擬電網運行狀態，提升故障預警和能源調度效率。目前，蘇州試點項目已通過數字孿生平臺實現充電樁遠程監控，未來此類技術將覆蓋更多場景。

有機構預測，2025年全球微電網市場規模將達395億美元，年復合增長率超20%，而中國作為亞太地區的主力市場，預計2025年微電網滲透率將達18%，累計市場空間或突破1440億元。到2035年，微電網可提升可再生能源就地消納率至40%，減少輸電損耗15%-20%，助力全球減少碳排放超10億噸。

業內人士分析認為，未來十年，微電網建設將重點聚焦三大場景：

一、在電網末端和大電網未覆蓋地區，建設一批風光儲互補的智能微電網項目，提高當地電力供應水平。在偏遠山區、草原牧區、邊疆海島等電網末端地區，以及大電網暫時無法覆蓋的村落，電力供應常常是個難題。通過智能微電網建設，偏遠地區也能用上充足、穩定的電力，不僅能提高當地居民生活質量，還能為區域經濟發展提供有力支持。

二、在新能源資源條件較好的地區，建設一批源網荷儲協同的智能微電網項目。當前一些區域新能源占比快速提升，電力系統消納新能源的壓力越來越大。通過提高微電網自調峰、自平衡能力，提升新能源發電自發自用比例，可有效緩解大電網調節和消納壓力，也為新的能源利用方式和商業模式提供了發展空間。

三、在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。零碳園區、零碳工廠是重要發展方向，智能微電網通過多能源組合和智能管理，在故障時自動切換備用能源，可提高園區供電可靠性。通過高效利用新能源，并根據市場價格和需求智能調整能源使用，不僅能降低企業用能成本，也能大幅減少碳排放量。

可以說，未來十年，智能微電網將從技術試點邁向規模化應用的黃金十年發展期，并成為能源系統“去中心化”與“智能化”的核心載體。其發展需依賴技術迭代、政策協同、市場機制完善及全球合作，最終實現能源安全、經濟性與可持續性的三重目標。因此，政府、企業與研究機構更需形成合力，加快推動微電網從“關鍵拼圖”升級為“能源革命主力軍”。