中国储能网讯：对于现代能源体系来说，传统电力系统好比一条条宽阔的“主动脉”，能源单向流动，稳定却稍显笨重。一旦遇到极端天气、设备故障，可能会“牵一发而动全身”，引发大面积停电事故。

同时，随着新能源快速发展，大量风光分布式新能源涌入电网，从而导致传统电网“消化不良”，这就促使微电网应运而生，它是一种集成了分布式电源、储能装置、能量转换装置、负荷、监控和保护装置等组成的小型发配电系统，主要着眼于局部区域的电力自给自足和可靠供电，具有明确的物理边界和相对独立的运行管理体系。

对于电网来说，微电网可视为电网中的一个可控元件，既能作为可控电源向电网提供电能，又可作为一般电力负荷从电网吸收功率。对于用户来说，微电网是一个具有较高灵活性和可靠性的供配电系统，能够满足用户多样性的供电需求。

微电网的四大重要作用

一、保供作用。微电网能够在特定区域内提供可靠的电力供应，特别是在偏远地区或电力供应薄弱的区域，有效弥补主电网的不足。在主电网发生故障时，微电网的孤岛运行能力可以确保关键设施的电力供应，减少停电带来的损失。

二、消纳作用。微电网可以充分利用本地的太阳能、风能等可再生能源，提高可再生能源的利用率，推动清洁能源的发展，并通过智能控制系统优化可再生能源的发电和消纳过程。

三、成本效益。微电网通过智能化的能源管理系统，实时监测和优化能源使用情况，通过优化能源结构和提高能效，能够显著降低能源消耗和运行成本，实现更加经济的电力供应。

四、减排效果。微电网的应用有助于减少对化石燃料的依赖，减少温室气体排放，推动能源结构转型，实现环保和减碳目标。通过配置光伏储能系统实现的园区自发自用电量皆为清洁能源，具有显著的减排效益。

在传统模式下，电网调度系统需针对微电网内的所有主体，包括新能源和用户分别进行调度管理，各主体均参与交易中心的工作，交易出清和调度管理繁杂。而借助智能微电网，其以新型经营主体的身份参与整个交易和调度管理，不仅简化了交易流程，还提高了电力系统调度的效率，使得电力资源的调配更加灵活高效。

需要注意的是，在对供电可靠性有重要要求的特定场景中，智能微电网的设计可以满足孤网运行的技术能力；而对于其他场景，孤网运行的技术能力不作为强制性要求，可根据实际情况和需求进行灵活配置。

政策赋能加速发展

作为新型电力系统的重要组成部分，新能源微电网得到了国家和地方政府的高度重视和支持，出台了一系列政策来推动微电网发展。

2015年7月，国家能源局在《关于推进新能源微电网示范项目建设的指导意见》中明确，探索适应新能源发展的微电网技术及运营管理体制，推动电力市场化创新发展，并形成完善的新能源微电网技术体系和管理体制。

2017年7月，国家发展改革委、国家能源局在《推进并网型微电网建设试行办法》中提出，推进能源供给侧结构性改革，促进微电网健康发展，引导分布式电源和可再生能源的就地消纳，建立多元融合、供需互动、高效可靠的能源系统。

2022年1月，国家发展改革委、国家能源局在《“十四五”现代能源体系规划》明确提出，积极发展以消纳新能源为主的智能微电网，实现与大电网兼容互补。

2022年2月，国家发展改革委、国家能源局在《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》中明确，鼓励建设绿色用能产业园区和企业，发展工业绿色微电网。

2022年11月，国家发展改革委、能源局发布《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》，提出推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易。

2023年1月，国家能源局在《新型电力系统发展蓝皮书》提出，提升分布式能源、电动汽车和微电网接入互动能力，推动源网荷储协同互动、柔性控制。

2023年3月，国家能源局发布《关于加快推进能源数字化智能化发展的若干意见》，明确提出：推动新能源微网和高可靠性数字配电系统的发展。

2024年3月，工业和信息化部、国家发展改革委等7部门联合印发《关于加快推动制造业绿色化发展的指导意见》提出，鼓励具备条件的企业、园区建设工业绿色微电网，推进多能高效互补利用，就近大规模高比例利用可再生能源。

2024年3月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》，推动微电网建设，明确物理边界，合理配比源荷储容量，强化自主调峰、自我平衡能力。

2024年5月，国务院发布《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。

2024年7月，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》提出，鼓励各地结合应用场景，因地制宜建设智能微电网项目。

2024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。这些政策为微电网的发展提供了坚实的政策保障。

2024年11月，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》提出，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。新型经营主体原则上可豁免申领电力业务许可证，另有规定除外。 

2025年4月，国家能源局发布《关于促进能源领域民营经济发展若干举措的通知》，其中提出支持发展能源新业态新模式：加快发展虚拟电厂，有序推动发展绿电直连模式，研究出台支持智能微电网健康发展的意见，制定推动大功率充电、提升充电基础设施运营服务质量等政策，支持民营企业积极投资新型储能、虚拟电厂、充电基础设施、智能微电网等能源新技术新业态新模式。

同时，地方政府也积极响应国家号召，出台了一系列地方性政策促进微电网的建设和发展。例如，《关于推动雄安新区建设绿色发展城市典范的意见》《重庆市新能源汽车便捷超充行动计划》等，不仅明确了微电网的发展方向，还鼓励了“光储直柔”、智能微电网等新技术的应用，为行业带来了前所未有的发展机遇。

国家与地方政策的积极推动对微电网产业的发展起到了决定性作用。一方面，政策明确了微电网的发展方向，为产业提供了清晰的发展路径；另一方面，政策通过财政补贴、税收优惠等措施，降低了微电网的建设和运营成本，提高了行业的经济效益。

2024年微电网新增装机项目超1284MWh

虽然中国的微电网起步较晚，但近年来中国分布式光伏及光储充业务的高速发展却加快了微电网市场规模的扩大，目前，微电网的应用场景已经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。

在城市配电网升级中，微电网将承担“最后一公里”供电责任，解决高密度负荷区的可靠性问题，如杭州双花瓣网架结构为数据中心提供双倍供电保障。在工业园区（如江西吉安木林森工业园），可通过定制化微电网实现能效优化，预计到2030年，50%以上工业园区将标配智能微电网系统。

据CESA储能应用分会产业数据库统计，2024年至2025年一季度，国内共有210个微电网项目并网，并网总规模为599.6MW/1597.54MWh。其中，2024年共174个光储充/分布式光伏配储等微电网新增装机项目，装机规模共485.01MW/1284.62MWh，总投资超27.13亿元。随着用户对清洁能源需求的不断增长，以及技术进步和成本下降的推动，预计2025年全年，中国微电网市场仍将继续保持高速增长态势。

一、省份分布

就省份分析，2024年内蒙古光储充/分布式光伏配储等微电网储能项目新增装机规模最大，达94.05MW/371.1MWh，容量占比28.89%。新疆新增装机规模87.7MW/275.43MWh，容量占比21.44%。江苏新增装机项目24个，共46.79MW/97.07MWh，容量占比7.56%。此外，广东新增装机31个，数量在全国排第一。

图2024年各省新增光储充/分布式光伏配储等微电网项目新增装机规模及数量

二、地区分布

据CESA储能应用分会产业数据库统计，2024年华北地区共18个光储充/分布式光伏配储等微电网储能项目新增装机，规模达116.44MW/428.78MWh，容量规模居全国首位，容量占比33.38%。西北地区共10个微电网储能项目新增装机，其中4个超30MWh，包括1个百兆瓦时级项目。新增装机总规模125.16MW/351.24MWh，功率规模居全国第一，容量规模排第二，容量占比18.55%。华东地区新增装机83个光储充/分布式光伏配储等微电网储能项目，数量排第一，总规模116.15MW/238.34MWh，容量占比18.55%。 

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图2024年各地区光储充/分布式光伏配储/微电网等项目新增装机规模及数量

此外，华中地区新增装机74.27MW/149.53MWh，容量占比11.64%。华南地区新增装机34个，数量居全国第二，规模37.96MW/78.50MWh，容量占比6.11%。西南地区新增装机16个，总规模14.94MW/37.95MWh，容量占比2.95%。

图2024年各地区光储充/分布式光伏配储等微电网项目新增装机容量占比

三、容量分布

据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，2024年光储充/分布式光伏配储/微电网等新增装机项目中，有155个项目容量规模明确，近半数项目容量规模在1MWh以下。容量规模在0.1MWh-0.5MWh区间内的项目数量最多，达56个，数量占比36.13%。容量在1MWh-5MWh区间内的项目达45个，数量占比29.03%。5MWh以上的项目共34个，数量占比21.94%。

图2024年新增装机的光储充/分布式光伏配储等微电网项目容量分布

四、离网型微电网

2024年，CESA储能应用分会产业数据库共追踪到7个新增投运离网型微电网储能项目，总规模11.165MW/28.524MWh，其中包含1个“磷酸铁锂+全钒液流”混合储能离网型微电网，1个铁铬液流储能电站。

表 2024年新增投运的部分离网型微电网储能项目

五、光储充微电网项目

2024年，CESA储能应用分会产业数据库共追踪到83个光储充新增装机项目，新增装机115.08MW/227.87MWh，广东省数量最多，湖南省装机规模最大。51个为2h储能项目，容量占光储充新增装机的86%。

就规模来说，2024年新增投运规模最大的是两个30MW/60MWh光储充项目。

就技术路线来看，2024年新增投运的光储充项目中，有一个“磷酸铁锂+钠离子电池”混合储能光储充一体化项目，两个全钒液流电池光储充项目，其余皆为磷酸铁锂电池储能项目。

表 2024年新增并网的部分光储充项目

六、分布式光伏/风电配储微电网项目

2024年，CESA储能应用分会产业数据库共追踪到75个分布式光伏/风电配储微电网并网项目，新增装机规模320.675MW/946.765MWh，总投资超26.76亿元。

就技术路线来看，其中包括1个液流电池储能项目，还有一个铅炭电池储能项目。

就省份分析，江苏、浙江、山东、广东新增装机项目数量较多，内蒙古、新疆新增装机规模较大。

表 2024年新增并网的分布式光伏/风电配储微电网项目（部分）

微电网储能项目盈利模式

微电网中的储能项目可以依据特定项目条件，如当地电价与产业促进政策、电力系统特点与发展需求、企业用电系统与负荷特性等，以灵活可靠的运行策略，为项目相关方创造多元化价值。目前，微电网中的储能项目的运行策略及盈利模式包括峰谷套利、需求响应、分布式能源消纳、虚拟电厂和配电增容等。 

一、峰谷套利

分时电价政策下，储能系统在电价低谷时段充电、电价高峰时段放电，通过充放电价差实现套利。该策略可以降低用户电费，也有助于促进当地电网供需平衡，收益较稳定且便于测算，是目前储能项目的主要盈利来源。微电网的储能的盈利模式主要是“峰谷套利”——即在用电低谷时利用低电价充电，在用电高峰放电供给微电网的用户。由于各省的峰谷价差不同，微电网的储能经济效益差异也较大。

二、需求响应

作为优质的电力灵活性资源，储能系统可在电力市场价格明显变化或系统安全可靠性存在风险时，灵活调整充放电功率以执行电力需求侧响应，电网负荷高峰时放电、负荷低谷时充电，从而促进电力供需平衡、保障电网稳定运行、抑制电价上升，企业获得需求响应补贴。电力需求响应，即企业在电力用电紧张时，主动减少用电，通过削峰等方式，响应供电平衡，并由此获得经济补偿。以广东省印发《广东省市场化需求响应实施细则（试行）》的通知为例，广东对用户侧储能给出鼓励价可到3.5元/kWh，按照广东省往年历史数据得出一年响应需求约60次左右，投资回收期可缩短一年。

三、分布式能源消纳

与分布式新能源联合，平滑新能源出力，在新能源发电过剩时充电，在发电不足时放电以补充电力供应，解决其发电间歇性、随机性、波动性的问题。此模式综合收益较好但结算复杂，当储能资产与新能源资产由相同运营方持有时可行性较高。目前，微电网储能市场中光伏+储能的应用比例不断提高。苏州、珠海等地区已经提出了关于分布式光伏+储能的补贴鼓励政策。

光伏发电具有很强的间歇性和波动性，自发自用、余电上网的光伏电站发电量超出企业用户所需电量时，多余的电以较低价格送入电网。当发电量不足以覆盖用户所需电力时，用户不得不向电网购买电能作为补充。因此，在仅配备光伏发电的情况下，企业用户的用电成本并没有得到最大化的降低。而配置储能系统后，光伏电量将优先存在储能系统中，余电供应负荷，待光伏电量不足时，由储能向负荷供电，通过储能系统平滑发电量和用电量，提升光伏发电的消纳率，最大程度上实现用电利益最大化。

四、虚拟电厂

储能既可作为独立电力灵活性资源，也可与分布式新能源或可控负荷组合，并通过虚拟电厂平台聚合与调度，形成虚拟电厂，通过参与电力现货交易或提供电力辅助服务并获得相应收益。目前，虚拟电厂已经在部分地区试点运行。

五、配电增容

随着企业用电需求的不断扩大，原申请使用的用电容量（通常按照变压器的容量来计算）已经不能满足生产经营需要，必须在原有的基础上申请增加容量。

若微电网系统中配置一定储能系统，当用户原有配电容量不足时，储能系统在短期用电功率大于变压器容量时，可以继续快速充电，满足负荷电能需量要求。降低变压器使用成本、减少变压器投资及扩容周期。

智能微电网的九大应用场景

一、虚拟电厂

虚拟电厂是一种通过先进信息通信技术和软件系统，实现分布式能源、储能系统、可控负荷、电动汽车等分布式能源资源的聚合和协调优化，以作为一个特殊电厂参与电力市场和电网运行的电源协调管理系统。在未来，智能微电网将与虚拟电厂深度融合，实现更高效、更灵活的能源调度和管理。

二、偏远地区智能微电网

在偏远山区、草原牧区、边疆海岛等电网末端地区，以及大电网暂时无法覆盖的村落，通过智能微电网建设，不仅能提高当地居民生活质量，还能为区域经济发展提供有力支持。

三、公共设施智能微电网

学校、医院、车站等公共设施作为社会公共服务的重要组成部分，对稳定可靠的能源供应有着极高的要求。智能微电网能够为这些公共设施提供高效、清洁的能源供应，同时降低运营成本，提升社会责任感。

四、交通领域智能微电网

随着电动汽车的普及和交通基础设施的不断完善，交通领域对能源的需求不断增加。智能微电网将在停车场、充电站、加油站等场所发挥重要作用，为电动汽车提供绿色电力，推动交通领域的可持续发展。如通过在加油站的屋顶、停车区、便利店等场所安装高效光伏组件，提供稳定的清洁能源供应，降低运营成本，提升能源利用效率。此外，光伏系统还可以为加油站的电动汽车充电设施提供绿色电力，推动交通领域的绿色转型。

五、园区智能微电网

园区作为能源消耗的大户，具有安装分布式能源系统的天然优势。智能微电网将为工业园区提供定制化的能源解决方案，实现园区内能源的优化配置和高效利用，同时降低运营成本，提升园区的整体竞争力。

六、物流、厂库中心智能微电网

针对物流中心和厂库中心的特殊需求，智能微电网可提供定制化的能源解决方案。通过在仓库屋顶、停车场等场所安装高效光伏组件和储能设备，实现能源的优化配置和高效利用，降低运营成本。

七、建筑一体化智能微电网

建筑一体化智能微电网将光伏技术与建筑设计相结合，不仅提高建筑的能源自给率，还能降低建筑的综合运营成本。此外，通过与建筑内其他系统的互联互通，实现建筑的智能化管理。

八、农业智能微电网

农业智能微电网是光伏技术与现代农业的完美结合。通过开发适用于农业场景的光伏系统和智能控制系统，实现农业生产的高效化和节能减排，助力农业现代化发展。

九、家庭智能微电网

随着智能家居的普及，家庭智能微电网将成为未来家庭能源管理的重要组成部分。通过集成光伏发电、储能设备和智能控制系统，家庭智能微电网能够实现能源的自给自足和优化配置，降低能源成本，提高能源利用效率。

制约中国微电网与大电网协同发展的三大难题

有专家认为，在制约中国微电网与大电网协同发展的三大难题当中，首先是社会各界对微电网认识不统一，导致对微网与大电网协同发展的核心工作认知不同。虽然自2015年以来，国家颁布了一系列政策和技术标准指导引领微电网发展，现行国家标准侧重从技术和物理层面进行定义，概念清晰明确。但相关政策没有严格与国家标准保持一致，对微电网电压等级和指标要求不统一，难以有效指导微电网与大电网的协同运行。

其次是微电网政策指引不明晰，影响微电网规范发展。其一，严格按照标准建设的微电网，因为较高自治能力要求，建设成本高于同等条件下的输配电网，目前电价政策和市场交易方面的支持细则和机制尚未落实，难以通过参与电力辅助服务等方式获取更多收益。其二，并网型微电网享受与输配电网连接的诸多红利，但后者为此提供的备用容量缺乏合理的补偿机制，增加了输配电网的负担。其三，微电网项目在“源网荷储”各环节可能存在多个投资主体，利益诉求不尽一致，管理模式复杂多样，全流程管理规则缺失，安全职责界定相对模糊，增加了大电网的运行风险和压力。

最后是微电网相关技术成熟度和稳定性还未完全满足大电网的要求。现阶段，微电网多为示范项目，方案定制化程度高，相关技术的成熟度、稳定性和“含金量”需要进一步提升。目前，由于微电网对建设运行成本尚未实现优化管理，运行效率效益还存在一定的提升空间，在系统控制、能量管理、运维等方面经验不足，未形成完整成熟的与大电网协同运行的标准化运行方式。而储能作为微电网的重要组成部分，其安全性和经济性也有待进一步提高。

未来十年展望

国际能源署（IEA）表示，微电网是解决全球7亿无电人口供电问题的关键方案，尤其在偏远地区和发展中国家具有显著社会价值。如神州智电在非洲的离网项目已解决“电力最后一公里”问题，未来十年此类项目覆盖率有望提升至30%，又如赞比亚瑞达矿山光储柴微电网项目已实现非洲首个大规模离网供电，业内预计此类项目未来十年将增长5倍以上。 

随着新能源发电渗透率的持续提升，微电网市场势必迎来更大的发展机遇。而物联网、大数据和AI算法将深度融入微电网的预测、调度与优化中，促使微电网变得越来越智能化，能够实现电力系统的智能监测、调度和管理，提高能源分配的效率，增强电力系统的稳定性和可靠性。例如通过数字孪生技术实时模拟电网运行状态，提升故障预警和能源调度效率。目前，苏州试点项目已通过数字孪生平台实现充电桩远程监控，未来此类技术将覆盖更多场景。

有机构预测，2025年全球微电网市场规模将达395亿美元，年复合增长率超20%，而中国作为亚太地区的主力市场，预计2025年微电网渗透率将达18%，累计市场空间或突破1440亿元。到2035年，微电网可提升可再生能源就地消纳率至40%，减少输电损耗15%-20%，助力全球减少碳排放超10亿吨。

业内人士分析认为，未来十年，微电网建设将重点聚焦三大场景：

一、在电网末端和大电网未覆盖地区，建设一批风光储互补的智能微电网项目，提高当地电力供应水平。在偏远山区、草原牧区、边疆海岛等电网末端地区，以及大电网暂时无法覆盖的村落，电力供应常常是个难题。通过智能微电网建设，偏远地区也能用上充足、稳定的电力，不仅能提高当地居民生活质量，还能为区域经济发展提供有力支持。

二、在新能源资源条件较好的地区，建设一批源网荷储协同的智能微电网项目。当前一些区域新能源占比快速提升，电力系统消纳新能源的压力越来越大。通过提高微电网自调峰、自平衡能力，提升新能源发电自发自用比例，可有效缓解大电网调节和消纳压力，也为新的能源利用方式和商业模式提供了发展空间。

三、在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。零碳园区、零碳工厂是重要发展方向，智能微电网通过多能源组合和智能管理，在故障时自动切换备用能源，可提高园区供电可靠性。通过高效利用新能源，并根据市场价格和需求智能调整能源使用，不仅能降低企业用能成本，也能大幅减少碳排放量。

可以说，未来十年，智能微电网将从技术试点迈向规模化应用的黄金十年发展期，并成为能源系统“去中心化”与“智能化”的核心载体。其发展需依赖技术迭代、政策协同、市场机制完善及全球合作，最终实现能源安全、经济性与可持续性的三重目标。因此，政府、企业与研究机构更需形成合力，加快推动微电网从“关键拼图”升级为“能源革命主力军”。

本文数据统计与制表：裴丽娟、王虎斌