国家启动村镇微能网试点，农村能源进入源网荷储协同新阶段

        2026年7月，国家能源局正式发布村镇微能网建设试点通知，提出在全国范围内探索“村能村用”新模式。政策释放出明确信号：农村能源建设正在从单一安装光伏、风电，转向电、热、冷、气协同和源网荷储一体化发展。

      按照规划，到2028年底，全国将建成一批村镇微能网试点项目，初步形成清洁能源供应、安全运行和投资运营机制；到2030年底，经过验证的成熟模式将在农村地区推广应用。

      此次试点主要分为三个方向。

      第一类以农村居民生产生活用能为主，由电网企业统一谋划并牵头实施，重点配置新能源、储能、充电设施和清洁供暖系统。项目建成后，可再生能源消费比重原则上不低于50%，新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于40%。

      第二类面向乡镇产业园区、大型农业基地和特色文旅村镇，建设电、热、汽、冷、气多能互补的综合微能网。此类项目可由内部企业或符合条件的第三方机构投资，电力系统电压等级应在110千伏及以下，装机容量不超过50兆瓦。项目建成后，可再生能源消费比重原则上不低于50%，新能源年自发自用比例不低于60%。

      这意味着，农产品加工、冷链仓储、设施农业、乡镇工业和文旅项目，可以将分布式光伏、分散式风电、生物质能、储能、充电设施及负荷管理统一规划，并聚合成为虚拟电厂参与电力市场。

      第三类主要解决边远地区和自然灾害频发地区的供电保障问题。边远地区可建设以可再生能源和储能为主的独立电力系统；应急型微电网则需具备并离网切换、黑启动和重要负荷保障能力，在上级电网中断时快速恢复基本供电。

      值得注意的是，村镇微能网并不等于脱离公共电网。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和安全责任界面，并按照有关价格机制承担供电保障费用。

      从申报节奏看，各省最多可申报2个不同方向的项目，实施方案需在2026年8月底前报送国家能源局，纳入全国试点范围的每类项目数量不超过20个。零碳园区等已申报其他国家试点的项目不得重复申报。

      村镇微能网政策的落地，为农村新能源消纳、乡镇产业升级和综合能源投资打开了新空间。未来项目竞争的关键，不只是拥有风光资源，更在于能否准确匹配负荷、储能、电网接入和长期运营机制。

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