关于推动智能微电网高质量发展的思考

随着我国新型能源体系和新型电力系统建设深入推进，分布式新能源快速发展，智能微电网日益成为行业关注的热点。2024年11月，国家能源局印发《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》，明确智能微电网属于资源聚合类新型经营主体，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。基于智能微电网发展的新态势，本文梳理了我国微电网政策演进历程和发展现状，分析了智能微电网发展面临的问题和挑战，并提出有关建议。

智能微电网的政策背景

2013年印发的《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”的概念，鼓励开展适合分布式光伏发电运行特点、规模化应用的新能源智能微电网试点和示范项目建设。2017年，国家发展改革委、国家能源局发布《推进并网型微电网建设试行办法》，明确微电网是指由分布式电源、用电负荷、配电设施、监控和保护装置等组成的小型发配用电系统，分为并网型和独立型，具备微型、清洁、自治和友好等基本特征。2024年下发的《国家能源局关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》进一步明确，智能微电网是以新能源为主要电源、具备一定智能调节和自平衡能力、可独立运行也可与大电网联网运行的小型发配用电系统。

近年来，国家发展改革委、国家能源局陆续批准了28个新能源微电网示范项目，推出了一批源网荷储一体化项目和分布式发电市场化交易试点项目。工信部组织开展了多个批次的智能光伏微电网示范项目，发布了工业绿色微电网典型案例。2025年6月，国家能源局为加快推进新型电力系统建设，部署了新型电力系统第一批试点工作，包括智能微电网、虚拟电厂等7个方向。同时，一些省市结合地方实际，积极探索多种形式的智能微电网。例如，广东以提升供电可靠性和落实社会责任为导向开展试点；江苏以南京为试点创新，提出微电网“1135”规范发展路径，期望形成技术共识；山东以源网荷储一体化试点布局智能微电网项目。

总的来看，智能微电网是一种适应分布式新能源就地消纳的新型电力生产组织形式，在微电网基础上进一步强化源网荷储协同控制，有望在促进新能源就地消纳、提高供电可靠性和经济性等方面发挥积极作用。当前我国智能微电网仍处于示范试点阶段。

智能微电网的应用场景

根据应用场景的不同，智能微电网有以下五种类别：一是工商业类，通常处于工商业负荷中心，旨在满足用户多样化用能需要，实现多能互补、能源梯级利用、需求侧响应等应用，如广州南沙“多位一体”微能源网示范工程，集成光伏发电、太阳能光热、基岩储能、燃料电池等多种能源使用方式，实现源网荷储有机互动。二是居民社区类，主要推动居民侧可再生能源本地消纳，同时参与大电网互动，保障供电相对可靠，如云南独龙江乡20千伏智能微电网项目，实现小水电站、柴油发电机、储能设备等互济电源与大电网自动切换。三是主网替代类，主要是指电网企业为提高偏远地区供电可靠性而投资建设的智能微电网，相比于传统输配电网延伸建设，具有成本较低、建设周期短等优势，如惠州市大亚湾区三门岛微电网项目，其通过建设海岛离网型“风光储”微电网，作为大电网延伸的替代方案，具有良好的供电可靠性。四是保供类，以保障关键负荷持续供电为首要目标，提升能源独立性和可靠性，提高防灾减灾能力，主要适用于大学、医院、数据中心等公共类机构。五是车网互动类，聚合海量电动汽车的充放电资源并构建储能系统，如江门鹤山市雁山公共充电站项目，通过建设充电站、光伏和储能，具备自发自用、谷充峰放的响应能力。

其中，工商业类和居民社区类的智能微电网主要以提高资源利用效率、降低用能成本为导向；主网替代类和保供类的智能微电网在兼顾经济性的基础上侧重于提高供电可靠性；车网互动类智能微电网属于新型电力系统中的新业态，以提高局部地区的需求侧响应能力为重点。不同类别的智能微电网适用于不同的应用场景，宜因地制宜推广建设。

智能微电网发展面临的问题和挑战

经历一段时间的试点应用，智能微电网在丰富配电网形态、促进发用两侧互动等方面进行了探索。在实践中主要面临以下四个方面的问题和挑战：

一是技术标准体系有待完善。智能微电网涉及的自平衡、源网荷储协同控制等技术要求较高，现行微电网技术标准无法覆盖智能微电网建设需要，相关技术标准需要加快更新，以适应当前技术发展。智能微电网的大规模并网可能给电力系统保护和潮流控制带来影响，对于潜在风险需要加以辨识应对，对于大电网的安全支撑作用有待探索。

二是建设应用亟须协同规划。智能微电网是多层次电网的组成部分，智能微电网的建设和布局与源荷紧密相关，但在实践中与地方产业规划和电源规划结合不紧密，与电力规划融合不足。智能微电网与零碳园区、“绿电直连”等新业态概念界定不够清晰，存在混淆的可能。此外，一些地区对智能微电网的建设管理要求不清晰。

三是经营发展机制需要健全。离网型智能微电网供电成本较高，投资回收难度较大，相关投资机制有待完善。对于发挥电网替代作用的偏远地区智能微电网，存在部分电源、储能投资成本暂未纳入输配电价回收的情况。智能微电网的电力交易细则有待明确，需要加快探索智能微电网参与电力市场。

四是运营管理的规范性有待提升。部分分布式光伏项目利用微电网并网服务的绿色通道申报并网，但在验收并网后即调整运营策略，高度依赖电量上网，背离了智能微电网建设初衷。部分项目因储能设备缺乏维护，功率容量不足，与实现自平衡的要求差距较大。智能微电网的供电服务和供电质量需要加强监管。

有关建议

一是加快完善智能微电网相关标准体系。明确规范智能微电网的技术参数要求，形成规划建设、并网运行、计量结算、安全管理等体系化技术标准。细化智能微电网的涉网安全管理要求，推动提升所在地区的供电可靠性，探索发挥智能微电网对电力系统的应急支撑作用。

二是加强智能微电网发展的统筹规划。在地方电力规划中，应结合电网电源建设、产业布局、零碳园区建设等因素，对智能微电网的布局和规模统筹规划，指导智能微电网项目建设。完善和明确智能微电网的备案申请标准，因地制宜开展存量微电网的智能化升级改造，提高供电可靠性和安全水平。

三是健全智能微电网运营机制。研究细化智能微电网参与市场交易的具体规则，加快完善相关电价机制，出台备用费、系统运行费等费用标准。建立电网替代型智能微电网认定标准，将符合标准的智能微电网设施成本整体纳入输配电价回收。

四是完善智能微电网监管机制。进一步明确智能微电网的监管标准和要求，保障客户用电权益。加强对试点项目的动态评估和过程监管，提高智能微电网运营的规范性。建立健全试点项目的退出机制。

（广东电网公司冯浩洋、王清玲、廖凯茵、张谨立，南方电网公司政策研究部彭波、周杨，南方电网改革发展研究中心张朋宇对本文有贡献）