国能综通新能〔2026〕75号

各省（自治区、直辖市）能源局，有关省（自治区、直辖市）及新疆生产建设兵团发展改革委，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司：

为进一步深入推进农村能源革命，经研究，国家能源局决定在全国范围内组织开展村镇微能网建设试点工作，现将有关事项通知如下。

一、总体要求

以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻党的二十大和二十届历次全会精神，认真落实四中全会部署，统筹可再生能源高质量发展和能源供应安全，立足农村资源禀赋和用能需求，探索“村能村用”新模式、新业态，协同推进电力与非电开发利用，加强源荷协同聚合管理，创新项目建设投资和运行模式，减轻农村电网升级改造投资压力，提升农村用能清洁低碳水平和自主平衡保障能力，降低综合用能成本，为建设农村新型电网、新型能源体系探索解决方案。

到2028年底，在全国范围内建成一批村镇微能网试点项目，试点项目所在区域内清洁能源供应保障体系基本建立，运行机制、安全质量等管理体系基本健全，新技术、新业态、新模式基本成熟，绿色生产生活方式基本形成。到2030年底，试点成功经验、成熟模式在农村地区有效实践。

二、重点建设方向

村镇微能网建设在乡村或镇区，兼具多品种能源接纳能力和较强自平衡能力，坚持电与非电并进、多能协同开发、源网荷储协调发展，是县域能源体系的“小规划、小平衡”单元。主要按以下方向开展试点工作。

（一）以满足农村生产生活用能需求为主的村镇微能网（群）

在可再生能源资源较丰富、有一定能源需求的村镇，构建以绿电利用为核心、非电可再生能源利用同步发展的公益性微能网及互联互济的微能网群。电力方面，支持电网企业开展新能源和负荷的资源聚合管理，以保障农村绿色生产生活用能为核心，统一布局、建设、运维新能源和储能设施。在用电高峰、新能源出力集中和消纳困难时段，通过适当的经济激励措施引导用户动态调整用电时序，促进新能源发电就地消纳，增强电力供应自平衡能力和自主保障能力。加强微能网统筹谋划，稳步提升用能终端电气化替代水平，推动新能源和农业生产集成开发，配套提供新能源汽车和电动农用车具充电等服务，探索开展新能源汽车、大型农用机具车网互动等，服务农村地区多样化用电需求。非电方面，创新屋顶、闲置土地等资源租赁和利益共享模式，在居民生活领域推广太阳能、空气能、地热能、农林废弃物、风光电等集热供热技术，提供定制化的可再生能源供暖制冷服务。鼓励具备条件的村镇推动沼气利用、生物天然气开发并接入燃气管网，在农业生产、农产品加工、冷链仓储等领域推广清洁能源替代。

该类试点项目坚持公益属性，在省级能源主管部门组织领导下，由电网企业统一谋划、牵头实施，鼓励发电企业、综合能源服务企业按照市场机制参与试点项目建设。电力部分纳入公共电网统一管理，试点项目建成后可再生能源消费最低比重不应低于50%，新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于40%。电网企业按年对微能网建设运营投资、供能成本等项目经济性要素进行测算和对比，试点结束时一并报送。

（二）以满足村镇工商业用能需求为主的综合微能网

在乡镇产业园区、大型农业基地、特色文旅村镇等工商业负荷集中区，以市场化方式打造“电、热、汽、冷、气”多能互补的高效综合能源系统。电力方面，加强与周边可再生能源发电资源的匹配对接，推动新能源与工业、新型农业设施和旅游产业集成发展，充分利用厂房屋顶、停车场等资源推动分布式光伏、分散式风电规模化开发，鼓励依托具备支撑调节能力的生物质发电、已建绿色小水电等电源，科学配置储能设施，加强源网荷储协调协控管理，强化负荷与发电出力的匹配，逐步提高新能源就地消纳水平、实现清洁可靠的电力供应。非电方面，针对工商业用能需求，因地制宜发展生物质能、地热能、空气能和工业余热、余压、余气等清洁资源，加快工业电锅炉、电热泵、聚光集热等清洁供热技术应用，有序替代燃煤、燃气锅炉，建立以清洁能源为主的供热供汽和制冷体系。推动交通、作业车辆电气化，积极发展和利用绿色氢氨醇、生物天然气、生物质固体成型燃料等绿色燃料。

综合微能网可由内部主体投资，也可由第三方机构（不含中央电网企业和内蒙古电力集团）投资，按照新型经营主体模式建设和运营，其中，电力系统电压等级应在110千伏及以下，系统装机容量不超过50兆瓦。对于以存量负荷为主的综合微能网试点项目，应在现有电网设施基础上开展建设，避免重复投资，相关费用由试点项目建设主体与电网企业协商确定，应遵循当地政府有关规定；鼓励试点项目内部新能源、储能、充电基础设施、负荷等聚合为虚拟电厂参与电力市场。对于以新增负荷为主的综合微能网试点项目，应整体接入公共电网，形成清晰的物理界面与责任界面，接入系统应满足国家相关技术标准要求，自主合理申报并网容量，并与电网企业协商确定并网容量以外的供电责任，按照《国家发展改革委、国家能源局关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》规定缴纳相关费用。试点项目建成后原则上可再生能源最低消费比重不应低于50%，新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%。

（三）边远地区可再生能源独立电力系统（智能微电网）和自然灾害频发地区的应急型微电网

在大电网未覆盖和电网末端供电能力不足、不具备实施大电网延伸覆盖条件或成本过高的边远地区建设可再生能源独立电力系统（智能微电网），在自然灾害易发频发等地区建设应急型微电网。可再生能源独立电力系统（智能微电网），以落实电力普遍服务义务、保障电力基本供应为核心目标，以可再生能源发电作为主要电源、储能系统作为补充，结合实际适当配置柴油发电机等备用电源，具备条件的应保持与大电网的联络线连接，增强系统稳定性和供电可靠性。鼓励因地制宜提供充电基础设施、可再生能源供暖等服务。应急型微电网，按“平急结合”原则，因地制宜在自然灾害易发频发等地区建设以新能源发电为主的应急型微电网，应具备离并网快速平稳切换、黑启动、电压和频率稳定支撑等能力，并配备必要的储能和柴油发电机组等设备。日常运行状态下新能源和电网按照现有机制运营，因突发情况导致上级电网停止供电时可迅速转为离网运行模式，由电力调度机构统一安排运行方式，实现快速复电，保障重要负荷和居民基本用电。

边远地区可再生能源独立电力系统（智能微电网）和应急型微电网不作为新型经营主体进行管理。可再生能源独立电力系统是大电网的必要延伸和补充，是公共电网的组成部分，在充分论证项目建设可行性、对比常规电网延伸覆盖方案经济性的基础上，由电网企业投资建设。省级能源主管部门要与新型电力系统建设能力提升试点中的大电网未覆盖地区“风光储互补智能微电网”方向做好衔接，统筹各种支持途径，因地制宜确定试点方案，保障民生供电兜底。应急型微电网新能源项目按照市场化机制开发建设，服务应急保障的电网建设改造、储能及能量管理、电力系统运行及安全控制等项目由电网企业投资建设。

三、工作程序及要求

（一）方案编制。试点工作按照“政府指导、电网牵头、各方参与”的原则开展，由省级能源主管部门会同电网企业自愿组织优选符合条件的地区，科学统筹能源供需情况，合理确定试点项目新增新能源及配套调节资源规模，因地制宜选择建设方向并编制试点项目建设实施方案。实施方案内容包括但不限于项目所在地基本情况、建设目标、建设内容和重点任务、运行方式、运营主体和模式等内容，应于2026年8月底前报送国家能源局（新能源和可再生能源司）。各省（区、市）能源主管部门最多可报送2个不同方向的试点项目，已申报零碳园区、新型电力系统建设能力提升等试点的项目不得重复申报。

（二）方案评估。国家能源局组织实施方案评估。经评估具备建设条件的试点项目，由国家能源局发文公布名单，开展项目建设。纳入全国试点范围的每类项目数量不超过20个，各地不得擅自扩大试点范围、不得擅自在试点范围外实施试点政策。

（三）项目实施。试点确定后，省级能源主管部门要在根据新能源利用率目标确定的新增并网新能源规模上限内，安排试点项目配套新能源规模，指导试点项目建设经营主体及电网企业统筹好负荷和配套新能源、调节资源开发建设时序，合理安排项目建设节奏。试点项目建设经营主体要严格按照实施方案开展建设，切实履行主体责任，及时完成建设任务，保障好供应安全底线。推进不力的项目，将被移出试点名单。

四、组织保障

坚持边试点、边总结、边推广，动态完善试点建设方案，及时梳理总结先进经验和成熟模式，经评估后适时推广。鼓励省级能源主管部门结合试点建设探索创新的实际需要，加大支持力度，优化项目审批流程，强化项目要素保障，营造有利于试点项目实施的政策环境。电网企业做好试点建设全过程的统筹衔接、技术指导和并网服务，支持以存量负荷为主综合微能网的电网设施建设改造。统筹用好各类资金和政府支持渠道，对符合支持方向和政策要求的试点项目建设、改造和运营予以支持。国家能源局持续推动研究完善适合我国农村特点的微能网建设运营模式和公共服务安全保障疏导机制，不断深化农村能源革命。

  国家能源局综合司

  2026年7月14日