封红丽 杨牧儒 李天伊 赵乐源 张浩  

随着光储等技术成本持续走低、政策支持体系不断深化，叠加商业模式的创新突破，微电网正加速成长为新型电力系统的重要组成部分，推动能源生产与消费模式从传统“集中式”向“分布式+聚合式”深度转型。其商业价值也正在突破单一的成本节约范畴，拓展至能源服务、市场交易、碳收益挖掘等多元领域，形成立体化的价值生态。未来，微电网与虚拟电厂、氢储能、车网互动（V2G）等技术的深度融合，将进一步释放其在零碳园区、智慧交通等场景的应用潜力，成为实现“双碳”目标的关键支撑。然而，当前微电网发展仍面临多重瓶颈，亟待通过制度创新、技术攻坚与市场改革协同破解，以加速微电网的规模化、商业化落地，为新型电力系统建设与“双碳”目标的早日实现提供坚实支撑。

新型电力系统背景下微电网的商业价值

新型电力系统的核心特征（高比例可再生能源、分布式智能互动、多能互补、数字化智能化）为微电网发展创造了广阔空间。

一是促进可再生能源消纳。“十四五”以来，分布式光伏呈爆发式增长，造成局部电网反向重过载、用户过电压、调峰压力大等问题，接入消纳空间大幅下降。微电网可有效整合、优化控制分布式可再生能源，实现就地消纳，减少对主网的冲击，提升可再生能源渗透率。

二是减缓大电网投资压力。一些偏远的地区或海岛，电网结构相对薄弱，负荷密度较低。通过微电网建设，能有效延缓大电网的投资压力。

三是提升用电可靠性。一些地区，片区分布分散、电网结构薄弱的特点与供电可靠性要求较高之间的矛盾日益凸显，对该类地区电网经济建设和安全运行提出了更高的要求。在大电网故障或是高峰时刻，可通过微电网为关键负荷提供持续供电，保障重要设施的运行安全。

四是降低用能成本。工商业用户电价高、峰谷价差拉大，用户有强烈的降本增效意愿。通过微电网调控制分布式电源、储能和可控负荷，谷充峰放实现系统运行成本最低，同时也可以聚合后参与辅助服务市场、需求响应等获取一部分收益。

微电网发展的四大趋势

（一）发展阶段：从试点示范向规模化发展转变

微电网发展历经十余年，从概念提出、试点示范逐步向规模化发展过渡，经历了三个重要阶段。

萌芽阶段（2008-2013年）：2013年，《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》首次提出“智能微电网”概念。这一时期，光伏发电成本相对较高，分布式能源的建设主要以风力发电为主，研发投入的提高与国家政策的支持催生微电网的萌芽。

起步阶段（2013-2023年）：该阶段微电网政策以方向性指引、示范项目试点建设为主，逐步明确微电网的市场主体地位，参与电力交易市场和辅助服务市场的角色定位，以及承担费用成本的责任义务。

规模化发展阶段（2024起）：近年来，在“双碳”目标的背景下，我国可再生能源装机占比超半。随着新能源成本的快速下降，微电网项目经济性逐步显现，建设率有所提升。2024年5月，国务院印发《2024-2025年节能降碳行动方案》，明确提出“大力发展微电网、虚拟电厂、车网互动等新技术新模式”。同年8月，中共中央、国务院发布《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》，要求“建设智能电网，加快微电网、虚拟电厂、源网荷储一体化项目建设”。这两份重要文件相继部署微电网发展，标志着我国微电网建设进入快速发展新阶段。2016年，国内首批新能源微电网示范项目共28个。2024年则新增174个光储充/分布式光伏配储等微电网装机项目，装机规模共485.01MW/1284.62MWh。

国家能源局数据显示，截至2025年12月，已有近20个省级行政区陆续发布了“十五五”规划建议稿，其中山东、内蒙古等10余个省份明确将“智能电网与微电网建设”纳入了规划建议之中。其中，内蒙古、新疆等地规划了超40个独立微电网项目。国家电网在“十五五”期间计划投资4万亿元建设新型电网平台，明确将智能微电网作为与主干电网、配电网协同发展的关键组成部分。?这充分表明微电网建设在2025年已进入规模化发展的快车道。

（二）政策：允许向红线内用户售电

允许向红线内用户售电。2017年发布的《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，鼓励分布式光伏参与市场化交易，将电卖给配电网内就近的电力用户。

“绿电直连”允许向红线外用户售电。2024 年，国家能源局发布《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》，明确“支持具备条件的工业企业、工业园区等开展智能微电网建设，提高新能源就地消纳水平。探索建立通过新能源直连增加企业绿电供给的机制”。2025年，国家发展改革委、国家能源局出台《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，明确提出“绿电直连项目电源可由负荷投资，也可由发电企业或双方成立的合资公司投资，直连专线原则上应由负荷、电源主体投资。项目电源和负荷不是同一投资主体的，应签订多年期购电协议或合同能源管理协议”。上述政策，打破了此前“红线内消纳”的限制。

电价机制逐步厘清：2025年，国家能源局修订的《分布式光伏发电开发建设管理办法》明确，跨红线售电需承担输配电费、系统运行费和政府性基金，费用标准根据电压等级在0.12-0.45元/千瓦时之间。这一规则为市场主体提供了明确的成本核算依据，此前因交叉补贴导致的电价倒挂问题逐步得到解决。

（三）应用场景：从偏远区域向核心城区延伸

微电网的应用场景已从初期阶段的偏远地区供电、海岛供电等应用场景，逐渐扩展到城市配电网扩容和升级、工业园区能源管理、电动汽车充电站等领域，并在智能化进程推动下加速向城市社区渗透。

表1：微电网主要应用场景

（四）商业模式：从自发自用向多元盈利拓展

传统微电网的盈利逻辑高度依赖“本地能源自产自销”的闭环模式，核心收益仅来自新能源发电替代市电的成本差额，盈利链条单一且抗风险能力弱。例如，早期偏远地区的光伏微电网仅能满足当地居民用电需求，若遇到连续阴雨天气导致发电量不足，不仅收益中断，还需依赖柴油发电机补能，反而推高运营成本。这种模式下，微电网的价值被局限在“能源供给工具”的范畴，难以突破盈利天花板。

随着电力市场化改革深化与分布式能源技术成熟，微电网的盈利场景已突破物理空间限制，延伸至电力市场交易、辅助服务、碳资产运营等多元领域，正在形成“基础收益+多层级增值收益”的复合盈利结构。

新形势下微电网规模化发展瓶颈

因地制宜发展建设智能微电网，对于提升电力普遍服务水平、促进分布式新能源就地消纳、缓解配电网投资建设压力、降低用电成本等方面具有积极意义。然而，在微电网项目落地过程中存在众多制约其发展的问题。

一是现有微电网项目大多不符合国家规范。国家发展微电网的初衷是促进分布式新能源就近接入、就地消纳，结合分布式新能源特点，按照国家发展改革委、国家能源局印发的《推进并网型微电网建设试行办法》规定，微电网电压等级应在35千伏及以下，系统容量原则上不大于20兆瓦，但在实际执行过程中没有严格落实。例如，某钢铁集团工业绿色微电网项目接入电压等级110千伏，最大负荷30.8万千瓦，电源以煤气和余热余压等传统发电机组为主，借用微电网之名实际属于自备电厂范畴，混淆微电网概念。

二是规划建设统筹难度大。一方面微电网项目内部源网荷储投资主体多元、建设模式复杂，导致资源配置、建设时序协调困难；另一方面项目规划建设、立项审批等环节缺乏系统性管理依据，容易造成“跑马圈地、私拉乱接”等无序发展问题。重庆某微电网项目由于前期负荷预测脱离实际、受电主体项目没有落地等原因，未与地区配电网规划实现有效衔接，被国家发展改革委、能源局取消增量配电业务试点资格。

三是缺乏统一的管理规范和技术标准。微电网接入、规划设计、建设运行和设备制造等环节，都缺乏相应的国家层面的技术标准与管理规范。微电网调控运行、运维管控相关管理办法缺失，供电可靠性、电能质量等标准尚不明确，对正反向交互功率约束等缺乏相应技术要求，难以实现与大电网友好互动。空调、充电桩、照明等资源种类丰富，但其终端规格、通信规约不一，能量管理系统及其终端设备适用性和标准化有待加强。例如，安徽某村微电网项目日间最大上送功率达1060千瓦，上送电量占全年发电量比例达40.8%,年交换电量为其用电量的71.7%,难以实现自主调峰、自我消纳，加重系统调节负担。

四是价格和市场机制不健全。微电网尚无成熟商业模式，独立市场主体地位尚未完全落实，参与电力市场的相关细则缺失，当前价格和市场机制下难以收回投资。例如，新疆某微电网项目20%用电量由光伏自发自用提供、约80%用电量通过大电网购电,购电均价为0.49元/千瓦时，而终端用户到户售电均价为0.37元/千瓦时，项目持续亏损、难以为继。

相关建议

一是加强规范管理和监管。加强政策引导宣传，深化行业交流，推动社会各界在微电网概念定义、技术指标等方面形成统一共识。健全运行管理制度，明确微电网并网运行和电力交换应接受电力调度机构的统一调度，以及微电网的供电可靠性和电能质量应满足国家相关技术要求。推动制定针对性管理办法和技术标准，明确微电网供电区域划分、运营主体资质核准(备案)手续等要求，保障项目依法合规开展。

二是加强规划统筹和管理。推动微电网发展与各级能源、电网发展规划统筹衔接，跟踪摸排微电网发展潜力和建设需求，适应性调整配电网规划，促进配电网与微网协同发展。规范微电网建设管理，规范微电网准入标准，强化安全供电主体责任，明晰安全责任主体。

三是健全技术标准体系。加快标准制修订微电网规划设计和电网运行维护标准，促进微电网规范发展。建议明确微电网供电可靠性、交互功率峰谷差率、新能源就地消纳率等技术指标要求，提升微电网运行友好性。

四是完善市场机制。探索以发用电计划曲线或累积交换电量为基础的偏差考核机制，构建省地配微协同、源网荷储一体的调控机制，提高协调运行水平。推动出台微电网参与电能量、辅助服务等市场的实施细则，明确准入条件、交易规则等，畅通微电网收益渠道。完善微电网作为需求侧资源以虚拟电厂形式参与电网互动和市场交易的支持政策。

（作者系电力行业从业者，文章仅代表个人观点，不代表本刊立场）

编辑 黄燕华

审核 姜黎