7月13日，国家能源局发布《关于推进新能源微电网示范项目建设的指导意见》，提出加快推进新能源微电网示范工程建设，探索适应新能源发展的微电网技术及运营管理体制。但具体支持政策尚待结合项目具体技术经济性研究制定。
微电网在中国并非新鲜事物，“十二五”期间，国家就计划建设30个微电网项目，主要用于解决偏远地区、海岛居民的用电问题。
新能源微电网的最大优点是将风、光、天然气、地热等分散的分布式电源进行整合，形成多能互补的能源综合利用网，以组网的形式克服分布式电源随机性和间歇性的缺点，扩大分布式电源的利用。新能源微电网被认为是“互联网+”在能源领域的创新性应用，是未来能源发展的趋势，对能源可持续发展具有重要意义。
从国家政策和新能源发展趋势看，新能源微电网前景光明。尤其是在新电改售电侧市场化改革的形势下，未来新能源微电网系统可以参与电力交易。产业园区、经济开发区、发电企业、独立售电企业都可利用新能源微电网搭建自己的发、供、用体系，开展配售电业务。
但成本过高、利益分配等问题或成为新能源微电网发展的绊脚石。“微电网需要有强大的电源来支撑才能提供可靠的电力，因此要配有储能系统，这必然导致成本增加，在‘十三五’期间还须对微电网进行补贴等政策支持。”国家发改委能源研究所研究员王斯成对《财经国家周刊》记者说。
成本难题
近年来，我国在新疆吐鲁番、珠海万山海岛、浙江温州南麂岛等地陆续开展了新能源微电网示范工程，金风科技等企业也投资开发了包含风力发电、光伏发电和储能系统在内的“智能微网示范项目”。但成本过高始终是所有项目共同的烦恼。
储能是新能源微电网成本过高的核心因素之一。储能是新能源微电网的关键部分，被当作一个非常强大的后备支撑力量。当微电网内发电设备发出的电量不能实时被用户消纳时，通过储能的方式储存起来；当发电量不足以满足用户需要时，将储存的电提取出来，以此化解新能源发电间歇性问题。
“储能项目的平均成本远高于现行电价，从用户层面看，目前储能的成本仍然过高。”中国电力科学院电工与新材料研究所所长来小康告诉《财经国家周刊》记者。
发电成本也是问题之一。以应用较为普遍的分布式光伏发电为例，尽管光伏组件价格近年来快速下降，国家补贴0.42元/千瓦时，用户依然需要8〜10年收回成本。
在当前国家对新能源微电网系统尚未出台补贴的背景下，发电、储能成本较高，再加上变配电设施和控制系统以及后期的运营维护支出，新能源微电网在大电网覆盖的区域普遍应用并不具备优势。《关于推进新能源微电网示范项目建设的指导意见》提出，在电网未覆盖的偏远地区、海岛等，优先选择新能源微电网方式，探索独立供电技术和经营管理新模式。这是未来新能源微电网的主要应用范围。
金风科技微网并网技术中心部长谷延辉告诉《财经国家周刊》记者，虽然微电网成本较高，但在大电网发生异常时能够保证供电不受影响，提高供电的可靠性。对于医院、矿山、广播电视、通信等对供电可靠性要求较高的领域，已具有商业应用价值。2015年3月并网运行的金风科技江苏大丰智能微电网项目，被认为是国内较早商业化并网的工业区微电网项目。
“新能源微电网对能源行业的作用是积极的，但效果显现需要很长一段时间。”厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强对《财经国家周刊》记者说。
看电网脸色？
法律限制、标准缺失也是阻碍新能源微电网发展的重要因素之一。
可以预见，新能源微电网未来若在大电网覆盖区域内发展，必将会出现一个供电营业区内出现多个独立电力运营商的现象，但这与现行《电力法》“一个供电营业区内只设立一个供电营业机构”的规定相抵触。
除此之外，新能源微电网发展还看电网企业的支持力度如何。由于新能源微电网存在两种运行模式：并网模式和孤网模式。如果新能源微电网采用孤网模式，电网的稳定性须依靠自有的发电设备和储能设备来维持，新能源发电的波动性会影响供电稳定和电能质量。
在有大型电网覆盖的区域，微电网并入大型电网是较为理想的模式。在并网模式下，用户既可从大电网获得电能，也可从微电网获得电能，同时微电网既可从大电网获得电能也可向大电网输送电能，这一模式也被认为能够增强微电网活力，降低配套储能成本。
由于微电网的接入，须电网企业对现有设备进行改造升级，同时采取新技术手段和管理方法来保证微电网接入后整个电网系统的稳定运行。但设备的改造升级无疑会增加电网企业投资和运营支出，电网企业对此意愿有多大尚是未知数。即便国家强制要求电网企业进行并网接入，在没有利益补偿机制的情况下，电网企业也不可能有太大积极性。
而且新能源微电网如大范围推广参与售电，将对电网企业的经营造成较大影响。业内人士表示，新能源微电网发展必须同步解决好体制、机制问题，否则光伏、风电的并网难现象将重演。
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