7月20日，国家能源局发布《关于深入推进农村能源革命开展村镇微能网建设试点工作的通知》（国能综通新能〔2026〕75号），在全国范围组织开展村镇微能网建设试点工作，明确三类试点方向，其中综合微能网鼓励分布式光伏、储能与虚拟电厂协同参与电力市场，为工商业光储与电力交易开辟了全新应用场景。
7月20日，国家能源局正式印发《关于深入推进农村能源革命开展村镇微能网建设试点工作的通知》（国能综通新能〔2026〕75号），标志着村镇微能网建设从概念探索进入试点实施阶段。通知明确，村镇微能网是县域能源体系的"小规划、小平衡"单元，旨在推动多能协同和源网荷储协调发展，为农村能源清洁化、智能化转型提供系统性解决方案。
通知提出分阶段目标：到2028年底建成一批试点项目，到2030年底成熟模式在农村有效实践。这一时间表为产业链各环节企业提供了明确的参与窗口。全国每类试点不超过20个，各省最多申报2个不同方向项目，申报方案须于2026年8月底前报送，申报节奏紧凑，各地能源主管部门和产业链企业需迅速响应。
通知将试点分为三类。公益性微能网面向农村生产生活用能，由电网企业统一规划建设运维新能源及储能设施，可再生能源消费占比不低于50%，新能源自发自用率不低于40%。边远地区独立电力系统和灾害频发地区应急微电网由电网企业投资建设，承担民生供电和应急保障。
综合微能网则是政策为产业园区、农业基地和文旅村镇量身设计的关键方向。通知鼓励建设分布式光伏、分散式风电、储能及多能互补系统，并聚合为虚拟电厂参与电力市场，可再生能源消费占比不低于50%，自发自用率不低于60%。这一要求直接指向工商业光伏配储与电力市场化交易的深度融合——分布式光伏与储能系统不再仅是单一节能设施，而是作为虚拟电厂的可调节资源，参与现货、辅助服务等电力市场交易，实现能源资产的价值放大。
综合微能网的提出，为工商业分布式光伏和储能赋予了新的价值维度。传统工商业光储项目以自发自用、降低企业用电成本为核心逻辑，而在微能网框架下，分布式光伏、储能设施通过聚合商整合为虚拟电厂资源池，可参与电力现货市场报价、需求响应及辅助服务，拓宽收益渠道。
通知要求综合微能网自发自用率不低于60%，这意味着项目设计需高度注重源荷匹配与储能配置优化。对于电力建设及运维企业而言，从前期选址规划、光伏与储能容量配置、到后期系统运维和市场化交易策略执行，全链条服务能力将成为项目落地的关键支撑。电力交易专业能力在微能网场景下的重要性进一步凸显——聚合商需要精准预判电力市场价格走势，制定充放电策略，在保障园区用能需求的同时争取市场化交易收益。
村镇微能网建设对电力建设运维行业提出了更高要求。综合微能网涉及光伏、风电、储能等多类设备的系统集成，需要跨专业的工程设计与施工协调能力。项目投运后，储能系统的日常巡检、电池健康管理、充放电策略优化等运维工作，直接影响项目的安全运行和经济性表现。
值得关注的是，微能网模式下的运维服务正从被动式设备维护向主动式能源运营转变。运维团队不仅需要保障设备正常运行，还需结合电力市场价格信号，动态调整储能充放电策略，配合聚合商完成虚拟电厂的调度指令响应。这一转变要求运维企业具备电力交易、数据分析与设备管理的复合能力，推动行业从传统工程建设向综合能源服务升级。
此次试点覆盖范围明确、指标要求清晰，为后续规模化推广奠定了基础。综合微能网试点项目若能在产业园区和文旅村镇场景中验证"分布式光伏+储能+虚拟电厂"的商业模式可行性，将为全国广大农村地区的能源转型提供可复制的经验路径。电力交易、工商业光储及电力建设运维企业应密切关注各省试点申报进展，提前布局项目资源与技术能力，把握微能网建设带来的市场机遇。
中高新能源深耕电力交易、工商业光伏及储能、电力建设及运维领域，将持续关注村镇微能网试点政策落地进展，以专业的电力交易运营能力和光储项目建设运维经验，助力工商业客户把握微能网建设机遇，优化能源配置与电费结构，推动清洁能源高效利用。
