國家能源局出臺了《加快構建新型電力系統行動方案（2024-2027年）》《國家能源局關于支持電力領域新型經營主體創新發展的指導意見》等，鼓勵各地結合應用場景，因地制宜建設智能微電網項目。浙江省出臺了《浙江電力領域新型主體市場化響應實施細則(試行)》，允許微電網主體通過虛擬電廠（負荷聚合商）參與電力市場運行。杭州市2022年出臺《關于進一步加快杭州市光伏發電項目建設的實施意見》，鼓勵探索開展以光伏為主體的多能互補、源網荷儲、微電網等項目建設，并對光伏項目給予0.2元/瓦的建設補貼。2023年出臺《杭州市工業領域碳達峰實施方案》，鼓勵加快開展工業綠色低碳微電網建設。同時，2023年-2025年間杭州市均出臺了迎峰度夏（冬）電力保供補貼方案，對參與調峰的用戶側儲能進行放電補貼，其中2025年方案還將V2G充電樁和換電站頂峰放電列入補貼范圍。

2016年以來，國家層面陸續發布了二十余項微電網國家標準及團體標準、行業標準。隨著近兩年來新能源大規模普及，以及儲能技術的快速商業化，微電網也進入高質量發展新階段，相關技術標準也得到進一步完善，僅2025年就有7項國家標準正在修訂或起草，已建立起覆蓋微電網規劃設計、調試運維、并網、運行模式、控制與保護、監控系統等各環節的標準體系。同時，微電網標準制定工作也已向分支領域延伸，如團體標準《建筑智能微電網技術標準》（T/CABEE 106-2025），適用于新建、改建、擴建的民用建筑及園區范圍內的交流電壓等級為1kV或直流電壓等級為1500V及以下的建筑智能微電網建設。

2021年，省能源局組織開展浙江省新型電力系統試點項目申報,杭州市西子航空零碳智慧能源中心源網荷儲一體化示范項目、蕭山泛亞運零碳微電網示范工程等項目入選。2023年，省能源局組織第二批新型電力系統示范項目申報，蕭山“千瓦可控、度電可調”低碳園區示范項目、中恒電氣“零碳”智慧未來工廠源網荷儲一體化示范項目、杭州西站交能互補一體化項目、錢塘風光儲氫多能互補零碳柔直示范工程等項目入選。2025年，國家能源局組織開展新型電力系統建設試點申報，蕭山江南科技城“智能協同、綠色互聯”微電網群、杭州余杭科技城主配微一體高可靠都市電網示范、臨建高速交能融合智能微電網、富陽多元融合智慧山島微電網等4個微電網項目經省級評審后推送至國家能源局參評。

一是應用場景受限。杭州市是資源小市，風光資源相對匱乏，土地面積受限。如嚴格按照國家能源局“以新能源為主要電源、具備一定智能調節和自平衡能力、可獨立運行（孤島運行）”定義來看，絕大多數場景并不符合智能微電網要求，更多是以多能互補、源網荷儲一體化等形式體現。二是企業意愿不強。杭州市供電可靠性達到99.998%以上，電力供應、電能質量能夠得到充分保障，企業建設光伏、儲能等主要考慮經濟收益。且光伏余電直接上網價格高于谷電價格，在現行政策體制下，儲能利用谷電收益更大。因此，企業投資光伏、儲能積極性很高，投建微電網特別是能源管理系統意愿不強。三是盈利模式單一，市場機制尚未健全。目前浙江省微電網用戶主要依靠光伏“自發自用、余電上網”和儲能兩充兩放“峰谷價差” 來節約用能費用。雖然2025年起，微電網用戶通過虛擬電廠等聚合平臺也可參與電力市場日前需求響應（2025年浙江省已開展10次日前削峰交易），但其他調頻、黑啟動、系統備用等服務尚未被納入市場交易范圍。四是安全風險仍舊較大。作為微電網核心的儲能，其安全性仍是第一考慮要素，近些年來，國內外均有儲能電站安全事故發生。鑒于此，杭州市電化學儲能電站防火設計導則要求火災危險性為乙類及以上（包括鋰離子、鈉離子電池）的儲能廠房或預制艙不應設置在人員密集場所、高層建筑、地下（半地下）等建筑和場所。