在 “双碳” 目标与新型能源体系建设的双重牵引下，微电网作为分布式能源高效利用的核心载体，正从试点示范迈向规模化发展的关键阶段。

  “十五五” 规划（2026-2030 年）明白准确地提出 “加快智能电网和微电网建设”，叠加能源转型与市场化改革的深度演进，微电网迎来前所未有的发展机遇。

  10月28日，新华社受权发布《中央关于制定国民经济与社会持续健康发展第十五个五年规划的建议》，《建议》提出，全方面提升电力系统互补互济和安全韧性水平，科学布局抽水蓄能，全力发展新型储能，加快智能电网和微电网建设。

  这意味着，微电网已经被纳入新型电力系统建设核心内容，与抽水蓄能、新型储能等形成协同发展格局。

  这背后的推动因素是，全球低碳发展高速推进过程中能源系统加速由集中式向分布式转换。

  根据《国际能源署 IEA 全球能源展望2023》数据，到2030年，全球新增可再次生产的能源容量中，超过40%将来自分布式项目。

  数据显示，截至2024年底，我国分布式光伏发电累计装机达到3.7亿千瓦，是2013年底的121倍，占全部光伏发电装机的42%，2013年这一比例仅为16%。

  发电量方面，2024年分布式光伏发电量3462亿千瓦时，占光伏发电量的41%，分布式与集中式并举发展形态趋势明显，分布式光伏发电已成为能源转型的重要力量。

  随着分布式能源爆发式增长，接网消纳成为制约其发展的主要矛盾，2024年中，有11个省份报告了阻塞和并网限制情况，这些省份因需求较低或配电网投资有限，导致分布式光伏注入超过了当地的承载力。

  微电网作为新型电力系统的重要创新模式，凭借其分布式供能、自主运行、高可靠、高灵活、高适应性、智能调控等优势成为破题的关键。

  微电网是由分布式电源、储能装置、能量转换设备、负荷及监控保护设施等组成的小型自治电力系统，具备 “并网 / 离网双模式运行” 的核心优势，既可在大电网正常时同步运行并实现能源互补，也能在大电网故障时可快速切换至孤网模式，保障医院、工业园区、数据中心等关键负荷供电。

  风光等可再次生产的能源发电具有较强的间歇性和随机性，受环境影响较大，电压和频率时常不稳定，易对大电网导致非常严重冲击。

  研究表明，将分布式电源以微电网的形式接入到电网中并网运行，与大电网互为支撑，是发挥分布式电源效能的有效方式，在大电网没有覆盖的地区，微电网还能发挥更大的作用，以弥补大电网的不足。

  在微电网中，储能是必不可少的一部分，通过能源管理系统(EMS)，将分布式能源与储能系统、主电网协同控制，可以平稳分布式能源的波动，稳定输出，实现分布式能源的就地消纳、就地平衡，同时也可以和大电网进行能量交换，互为辅助。

  储能系统的运用还能够对微电网电能质量的提升发挥重要的作用，系统通过对储能系统中PCS控制，在稳定电能输出的同时，调节储能系统向微电网输出的有功、无功，同时解决电压骤降/跌落问题。

  另外，储能系统在微电网中还可以在负荷低谷时候，存储分布式能源发出的多余电能，在负荷用电高峰时候释放电能，调节负荷需求。

  近年来，各级政府和地方企业纷纷积极探索“储能+”的新模式，使得储能与微电网这对组合成为电力市场建设中的重点发展方向。

  “十五五” 规划对微电网重点“着墨”，标志着未来五年微电网将迎来新一轮快速地发展期。

  纵观全球范围内微电网发展历史，大概能分为4个阶段，2000年以前属于早期阶段，受限于储能技术和智能控制水平，微电网未形成完整概念，主要为孤立电网、岛屿等独立供电系统。

  2000年-2010年的十年是微电网试点阶段，随着美国DOE、日本智能社区项目等示范工程启动，可再次生产的能源技术慢慢的提升，微电网概念初步形成。

  2010-2020年为微电网商业化推广阶段，新能源和储能技术的结合促使微电网商业模式逐步成熟，这一过程中，AI与智能控制管理系统的应用提升了经济性，电动汽车、区块链等技术助推了微电网市场发展。

  2020年以来，微电网进入智能化发展成熟期，逐步形成“风光+储能+智能调度”等多能互补系统。

  中国的微电网技术起步较晚，但随着政策体系逐渐完备，在技术、商业模式、市场地位等几个关键点发力，构筑了微电网发展根基。

  2015年，国务院发布了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，明白准确地提出要建立分布式电源发展的新机制，并鼓励开展微电网项目建设，这为微电网在中国的发展奠定第一块国家国家层面的政策基石。

  此后，《关于推进新能源微电网示范项目建设的指导意见》《推进并网型微电网建设试行办法》明确了微电网的定义及建设联网型和独立型微电网的技术要求。

  2021年9月，国务院发布的《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》强调了推进电网体制改革的重要性，明确了以消纳可再次生产的能源为主体的增量配电网、微电网和分布式电源的市场主体地位。

  2022年3月，国家发改委与国家能源局联合印发《“十四五”现代能源体系规划》，指出应创新电网结构形态和运行模式，积极发展以消纳新能源为主的智能微电网，使其与大电网形成兼容互补的关系。

  2023 年底，国家能源局在《关于支持电力领域新型经营主体发展创新的指导意见》中，确立了智能微电网作为新型经营主体的地位，并明确定义其为，以新能源为主要电源，具备智能调节和自平衡能力，可独立运行或与大电网并网运行的小型发配用电系统。

  2024年，《加快构建新型电力系统行动方案（2024-2027年）》出台，鼓励各个地区结合应用场景，因地制宜建设智能微电网项目，支持微电网参与电力市场交易。

  这意味着，微电网能够最终靠峰谷电价差、需求响应等机制实现收益最大化，另外，在新型电力系统架构中，微电网逐步参与市场交易与碳资产管理等业务，重构商业模式，实现减碳、能效优化和收益提升的同步。

  2024年底，《关于新形势下配电网高水平发展的指导意见》明白准确地提出推动微电网建设，增强电力系统灵活性和稳定能力；优化微电网接入条件，简化并网程序，提高并网效率；鼓励各个地区因地制宜建设智能微电网，特别是在偏远和大电网未覆盖地区，推广风光储互补微电网。

  2025年《关于促进能源领域民营经济发展若干举措的通知》，提出研究出台支持智能微电网健康发展的意见，支持非公有制企业投资智能微电网等能源新技术新业态。

  这些政策组合拳为微电网的商业化应用提供了良好的发展环境，加速了其在中国的落地实施。

  地方层面，至少25个省市出台微电网建设补贴政策，形成“国家+地方”双轮驱动格局。

  例如，海南、广东等地通过海岛微电网示范工程，提升偏远地区供电可靠性；浙江、江苏等工业大省则聚焦工业园区能源管理，推动微电网与碳排放交易联动。

  其中，走在前列的江苏省依托政策、产业与资源优势，建成86个微电网项目，形成覆盖人机一体化智能系统、建筑能效、车网互动、园区源网荷储协同及虚拟电厂等五大典型场景，实用价值高，为全国微电网建设提供可复制的“江苏经验”。

  从技术层面将，光伏、储能等关键技术的迭代突破大幅度降低应用门槛。光伏组件价格较2012年下降超80%，锂电池储能系统全方面进入0.4/Wh时代，大幅度的降低微电网项目投资回收期。

  液流电池、飞轮储能等长时储能技术商业化加速，有助于解决微电网间歇性能源消纳难题。

  经过十年的发展，国内微电网进入加快速度进行发展期，尤其是2025年，微电网市场全面爆发。

  据CESA储能应用分会不完全统计，2025年1-9月，共有包括分布式光伏配储、光储充、光储充一体化等场景221个微电网项目并网，规模总计718.49MW/1632.5MWh。

  该项目是国内率先通过“点对点”直供方式，为数据中心提供绿电的新能源项目，利用数字化、信息化手段，灵活调配电站发电、算力用电和储能系统，并与公用电网形成“良性互动”，有效提升清洁能源的就地消纳水平，助力数据中心产业绿色低碳发展。

  9月，由智光储能供应120MW/240MWh构网型高压直挂储能系统设备的靖江特殊钢有限公司“风光储”绿色低碳能源介质供给项目成功并网。

  该项目是全国最大用户侧构网型储能项目，还是国内首例钢铁行业构网型风光储一体化微网示范项目，同时还是国内首个近零碳炼钢示范工厂，为钢铁行业智能化和绿色低碳转型提供了有效样本。

  另外，1-9月，国内新增备案了1722个分布式光伏配储/光储充等微电网储能项目，数量同比增长30%。其中，498个公布了计划投资金额，总额达340亿元，金额同比增长161.5%；356个项目公示了配储规模，总规模达751MW/2273.8MWh，容量同比增长79.4%。

  1-9月，国内分布式光伏配储/光储充等微电网储能采招落地项目达318个。其中，145个项目公布了配储规模，总规模高达838MW/2396.7MWh；113个项目公示了中标金额，总金额达79.8亿元。

  值得关注的是，136号文发布，宣告新能源全面入市进入了新的阶段，虚拟电厂、电力现货、绿电交易等机制进入常态运行，大型用能单位对独立控制、能碳协同与策略响应能力的需求也将快速增长。

  政策、机制与负荷多方面的发展正推动微电网的部署加速，具备负荷基础和调节目标的园区与企业，已来到部署微电网系统的战略窗口期。

  另外，国家发改委明确“十五五” 时期力争建成的100个左右国家级零碳园区，对要求单位能耗碳排放指标提出明确要求，且绿电直供比例不低于 50%，必须依赖微电网实现能源本地化平衡，也代表着，未来五年，国家级零碳园区将成为微电网核心增量场。