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7月20日，国家能源局综合司正式发布《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》，明确到2028年底在全国范围内建成一批村镇微能网试点项目，到2030年底实现试点成功经验在农村地区的有效实践。

这份文件标志着农村能源转型从过去分散、零散的试点探索，正式迈入全国层面统一标准、规范建设的标准化阶段。

此次试点工作的核心在于确立了“村能村用”的新模式，将村镇微能网定位为县域能源体系的“小规划、小平衡”单元，强调多品种能源接纳与较强的自平衡能力。政策明确了三个重点建设方向，分别对应不同的农村用能场景与运营模式。

首先是满足农村生产生活用能需求的公益性微能网（群）。这类项目坚持公益属性，由电网企业统一谋划、牵头实施，支持开展新能源和负荷的资源聚合管理，统一布局、建设与运维新能源及储能设施。

在电力方面，通过经济激励引导用户动态调整用电时序，促进新能源就地消纳；在非电方面，推广太阳能、空气能、地热能等集热供热技术，并鼓励沼气利用与生物天然气开发。政策对这类项目设定了明确的量化指标，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%。

其次是满足村镇工商业用能需求的综合微能网。这类项目主要布局于乡镇产业园区、大型农业基地及特色文旅村镇，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。与公益性微能网不同，综合微能网可由内部主体或第三方机构（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，系统电压等级在110千伏及以下，装机容量不超过50兆瓦。

政策鼓励将项目内部的新能源、储能、充电设施及负荷聚合为虚拟电厂参与电力市场，并对可再生能源消费比重提出了更高要求，原则上不低于50%，新能源年自发自用电量占比不低于60%。

第三类是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。前者作为大电网的必要延伸和补充，由电网企业投资建设，以落实电力普遍服务义务、保障基本供应为核心目标；后者则遵循“平急结合”原则，具备离并网快速切换、黑启动及电压频率稳定支撑等能力，在突发情况下可迅速转为离网运行，保障重要负荷与居民基本用电。这两类系统不作为新型经营主体管理，而是作为公共电网的组成部分或应急保障设施。

从行业影响来看，此次试点通知的发布为产业链上下游提供了清晰的政策指引与市场空间。对电网企业而言，这既是明确的责任也是“硬任务”，国家电网与南方电网作为核心参与主体，需配合地方完成方案编制与后续建设，推动农村电网从单一供电向综合能源服务转型。

对新能源设备与综合能源服务企业而言，农村分布式光伏、储能、热泵、生物质能及虚拟电厂等领域将迎来规模化落地机会，但同时也对产品的农村场景适配性与跨主体协同能力提出了更高要求。

值得注意的是，政策对试点申报设定了严格的时间表与规模限制。各省级能源主管部门需在2026年8月底前会同电网企业完成试点方案编制并报送国家能源局，每类试点全国总规模不超过20个，各省最多报送2个不同方向的试点项目。

这意味着全国村镇微能网试点总数至多60个，竞争激烈，只有具备成熟方案与良好基础的地区才能入选。这一安排既避免了盲目扩张，也确保了试点项目的质量与可复制性，为2030年成熟模式在全国农村的有效实践奠定了坚实基础。