国家发改委、国家能源局、国家数据局联合发布的《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》（简称“方案”）提出，建设一批智能微电网项目。鼓励各地结合应用场景，因地制宜建设智能微电网项目。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，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，缓解大电网调节和消纳压力，积极支持新业态新模式发展.
智能微电网，也称微电网，是一种由分布式发电、用电负荷、监控、保护和自动化装置等组成的小型供电网络，能够实现内部电力平衡。近年来，随着新能源和储能成本的下降，智能微电网的经济性逐渐显现，市场已进入商业化应用阶段。
微网应用场景众多，涉及居民、商业、园区、工业用电及虚拟电厂等。智能微电网建设领先的地区为江苏、广东、山东、浙江、安徽等分布式能源发展比较集中的省份。
目前，国际上对微电网尚未形成统一的认识，微电网最初由美国电力可靠性技术解决方案协会于1999年提出，目的是将其作为输电网建设困难情况下提高电网供电可靠性的一种技术。相比之下，欧盟和日本提出微电网的概念，主要是为了解决分布式可再生能源高渗透率接入的问题。而我国提出微电网，旨在促进分布式能源的发展。
结合我国国情，现行国家标准提出了我国微电网的定义，即微电网是由分布式发电、用电负荷、监控、保护和自动化装置等组成，这是一个能够实现内部电力电量基本平衡的小型供用电系统。2017年，国家发改委、国家能源局发布《推进并网型微电网建设试行办法》，进一步细化了微电网的基本特征，包括微型、清洁、自治、友好四个方面。
“在国家推动能源转型和电力市场建设的过程中，涌现出了一些与微电网相似的概念，如增量配电网、分布式智能电网、源网荷储一体化、新能源直供电等。尽管这些概念在某种程度上与微电网相似，但它们与微电网在特性上存在明显差异。
为实现国家“双碳”目标，集中式电源与分布式电源的结合、大电网长距离高压直流输电与微电网的建设相结合，已成为发展趋势。“海量分布式能源的出现为微电网的建设提供了机遇，而以虚拟电厂为代表的新的商业模式的出现进一步证明了这一点。”浙江大学电气工程学院教授李祖毅认为，多个微电网可以通过公共耦合节点连接到配电网，确保在并网、孤岛以及集群模式下的运行。在极端条件下，一个微电网可以为集群中的其他微电网供电，确保关键负荷的持续供电。
形成组网、配网与微网协同新形态：建设微电网的核心意义在于其能够有效促进可再生能源的消纳，保障供电的可靠性，这两方面构成了微电网的独特优势，也是推进微电网建设的根本意义所在。
我国微电网的发展历程可分为三个阶段：第一阶段为探索阶段。这一阶段主要在学习和借鉴国外的微电网发展经验，逐步研究和探索我国的微电网技术和发展模式；第二阶段为技术应用与示范建设阶段。在这一阶段，微电网技术得到了实际应用，开展了示范项目的建设，并积累了相关的运行经验；当前，微电网已步入第三阶段，此阶段的主要任务是适应新型电力系统的发展需求，形成主网、配网与微网协同发展的新形态。
“微电网以风、光等新能源为主，与大电网相比，新能源的波动性，如光伏的辐照度变化、风速变化导致微电网运行的稳定性难题。”唐成虹分析，微电网具备并网和离网运行模式，并离网切换时的模式控制，尤其在发生短路故障时如何能真正实现并网和离网的不停电切换尚存在技术挑战。“另外，微电网在顶层设计、统一接口规范和技术标准仍存在空白，如何提高投资回报率和经济性，形成可持续发展的商业模式也是微电网发展的关键因素。”
业内人士普遍认为，微电网发展面临的一大障碍是运营模式和市场机制不健全，目前缺乏可持续商业模式和成熟运营模式。“微电网参与市场方面，国家政策明确了其可以参与各类电力市场，但目前尚无实施细则，也没有微电网实际参与市场的情况，导致微电网收益来源较为单一。
建设要“规划先行”：通过近年示范项目建设，我国在微电网设计、能量管理、控制技术方面已较为成熟，但受限于项目主要以示范为主，微电网技术扩展性、标准化、模块化程度不高。技术标准方面，现有国标行标主要以技术规范为主，缺乏管理标准。项目应用方面，尚未开展大规模应用，主要以试点示范为主。
为了更好地促进微电网的科学发展，业内人士强调微电网建设要“规划先行”，其规划设计是顶层设计的核心环节。最大化吸纳可再生能源，遵循因地制宜的原则，进行风光资源评估。
一是规范微电网建设管理，规范微电网准入标准，强化安全供电主体责任，明晰安全责任主体。二是加快标准制修订工作微电网规划设计标准和微电网运行维护标准。三是健全运行管理制度，明确微电网并网运行和电力交换应接受电力调度机构的统一调度，以及微电网的供电可靠性和电能质量应满足国家相关技术要求。四是完善市场交易机制，出台微电网参与电能量市场、辅助服务、需求侧响应等市场实施细则。此外，还要建立系统备用费用机制，完善微电网作为需求侧资源参与电网互动和市场交易的支持政策。