7月13日，國家能源局發布《關于推進新能源微電網示范項目建設的指導意見》，提出加快推進新能源微電網示范工程建設，探索適應新能源發展的微電網技術及運營管理體制。但具體支持政策尚待結合項目具體技術經濟性研究制定。

微電網在中國并非新鮮事物，“十二五”期間，國家就計劃建設30個微電網項目，主要用于解決偏遠地區、海島居民的用電問題。

新能源微電網的最大優點是將風、光、天然氣、地熱等分散的分布式電源進行整合，形成多能互補的能源綜合利用網，以組網的形式克服分布式電源隨機性和間歇性的缺點，擴大分布式電源的利用。新能源微電網被認為是“互聯網+”在能源領域的創新性應用，是未來能源發展的趨勢，對能源可持續發展具有重要意義。

從國家政策和新能源發展趨勢看，新能源微電網前景光明。尤其是在新電改售電側市場化改革的形勢下，未來新能源微電網系統可以參與電力交易。產業園區、經濟開發區、發電企業、獨立售電企業都可利用新能源微電網搭建自己的發、供、用體系，開展配售電業務。

但成本過高、利益分配等問題或成為新能源微電網發展的絆腳石。“微電網需要有強大的電源來支撐才能提供可靠的電力，因此要配有儲能系統，這必然導致成本增加，在‘十三五’期間還須對微電網進行補貼等政策支持。”國家發改委能源研究所研究員王斯成對《財經國家周刊》記者說。

成本難題

近年來，我國在新疆吐魯番、珠海萬山海島、浙江溫州南麂島等地陸續開展了新能源微電網示范工程，金風科技等企業也投資開發了包含風力發電、光伏發電和儲能系統在內的“智能微網示范項目”。但成本過高始終是所有項目共同的煩惱。

儲能是新能源微電網成本過高的核心因素之一。儲能是新能源微電網的關鍵部分，被當作一個非常強大的后備支撐力量。當微電網內發電設備發出的電量不能實時被用戶消納時，通過儲能的方式儲存起來;當發電量不足以滿足用戶需要時，將儲存的電提取出來，以此化解新能源發電間歇性問題。

“儲能項目的平均成本遠高于現行電價，從用戶層面看，目前儲能的成本仍然過高。”中國電力科學院電工與新材料研究所所長來小康告訴《財經國家周刊》記者。

發電成本也是問題之一。以應用較為普遍的分布式光伏發電為例，盡管光伏組件價格近年來快速下降，國家補貼0.42元/千瓦時，用戶依然需要8?10年收回成本。

在當前國家對新能源微電網系統尚未出臺補貼的背景下，發電、儲能成本較高，再加上變配電設施和控制系統以及后期的運營維護支出，新能源微電網在大電網覆蓋的區域普遍應用并不具備優勢。《關于推進新能源微電網示范項目建設的指導意見》提出，在電網未覆蓋的偏遠地區、海島等，優先選擇新能源微電網方式，探索獨立供電技術和經營管理新模式。這是未來新能源微電網的主要應用范圍。

金風科技微網并網技術中心部長谷延輝告訴《財經國家周刊》記者，雖然微電網成本較高，但在大電網發生異常時能夠保證供電不受影響，提高供電的可靠性。對于醫院、礦山、廣播電視、通信等對供電可靠性要求較高的領域，已具有商業應用價值。2015年3月并網運行的金風科技江蘇大豐智能微電網項目，被認為是國內較早商業化并網的工業區微電網項目。

“新能源微電網對能源行業的作用是積極的，但效果顯現需要很長一段時間。”廈門大學中國能源經濟研究中心主任林伯強對《財經國家周刊》記者說。

看電網臉色?

法律限制、標準缺失也是阻礙新能源微電網發展的重要因素之一。

可以預見，新能源微電網未來若在大電網覆蓋區域內發展，必將會出現一個供電營業區內出現多個獨立電力運營商的現象，但這與現行《電力法》“一個供電營業區內只設立一個供電營業機構”的規定相抵觸。

除此之外，新能源微電網發展還看電網企業的支持力度如何。由于新能源微電網存在兩種運行模式：并網模式和孤網模式。如果新能源微電網采用孤網模式，電網的穩定性須依靠自有的發電設備和儲能設備來維持，新能源發電的波動性會影響供電穩定和電能質量。

在有大型電網覆蓋的區域，微電網并入大型電網是較為理想的模式。在并網模式下，用戶既可從大電網獲得電能，也可從微電網獲得電能，同時微電網既可從大電網獲得電能也可向大電網輸送電能，這一模式也被認為能夠增強微電網活力，降低配套儲能成本。

由于微電網的接入，須電網企業對現有設備進行改造升級，同時采取新技術手段和管理方法來保證微電網接入后整個電網系統的穩定運行。但設備的改造升級無疑會增加電網企業投資和運營支出，電網企業對此意愿有多大尚是未知數。即便國家強制要求電網企業進行并網接入，在沒有利益補償機制的情況下，電網企業也不可能有太大積極性。

而且新能源微電網如大范圍推廣參與售電，將對電網企業的經營造成較大影響。業內人士表示，新能源微電網發展必須同步解決好體制、機制問題，否則光伏、風電的并網難現象將重演。