新能源微电网代表了未来能源发展趋势，是推进能源发展及经营管理方式变革的重要载体，是“互联网+”在能源领域的创新性应用，对推进节能减排和实现能源可持续发展具有重要意义。
近日，国家能源局发布了《关于推进新能源微电网示范项目建设的指导意见》（以下简称 《意见》），要求各地结合当地实际和新能源发展情况选择合理区域建设联网型微电网，在投资经营管理方面进行创新，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。
消纳更多新能源的配电网
新能源微电网是基于局部配电网建设的，风、光、天然气等各类分布式能源多能互补，具备较高新能源电力接入比例，可通过能量存储和优化配置实现本地能源生产与用能负荷基本平衡，可根据需要与公共电网灵活互动且相对独立运行的智慧型能源综合利用局域网。
近年来，有关研究机构和企业大力开展新能源微电网技术研究和应用探索，具备了建设新能源微电网示范工程的工作基础，为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，起到积极作用。
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厦门供电公司副总工程师刘文亮对中国电力报记者说，该公司承担的国家863项目 “主动配电网关键技术研究及示范”项目的研究示范，已经开展了主动规划、网络潮流的主动管理、分布式能源的主动控制、多能源间的协同优化等研究工作，取得了一定成效。
《意见》指出，新能源微电网示范项目建设的目的是探索建立容纳高比例波动性可再生能源电力的发输配储用一体化的区域电力系统，探索电力能源服务的新型商业运营模式和新业态，推动更加具有活力的电力市场化创新发展，形成完善的新能源微电网技术体系和管理体制。
同时，新能源微电网是电网配售侧向社会主体放开的一种具体方式，符合电力体制改革的方向，可为新能源创造巨大发展空间。
《意见》指出，项目示范的目的是将各类分布式能源、储电蓄热及高效用能技术相结合，通过智能电网及综合能量管理系统，形成以可再生能源为主的高效一体化分布式能源系统。集成分布式能源及智能一体化电力能源控制技术，形成先进高效的能源技术体系，与公用电网建立双向互动关系，灵活参与电力市场交易，使新能源微电网在一定的政策支持下，具有经济合理性。
可独立可靠运行的微电网
《意见》提出进行联网型新能源微电网和独立型新能源微电网两种模式示范，两种模式均利用风、光、天然气、地热等可再生能源及其他清洁能源的分布式能源站，建立基于智能配电网的综合能量管理系统，实现冷热电负荷的动态平衡，但联网型新能源微电网要同时实现与大电网的灵活互动。
联网型新能源微电网优先选择在分布式可再生能源渗透率较高或具备多能互补条件的地区建设
独立型新能源微电网则主要用于电网未覆盖的偏远地区、海岛，以及仅靠小水电供电的地区，也可以是对送电到乡或无电地区电力建设已经建成但供电能力不足的村级独立光伏电站的改造
同时，联网型新能源微电网要优先使用本地可再生能源或大电网低谷电力，并鼓励新能源微电网接入本地区电力需求侧管理平台
联网型新能源微电网示范项目最高电压等级不超过110千伏，可以与公共电网友好互动，有利于削减电网峰谷差，减轻电网调峰负担，并网点的交换功率和时段要具备可控性，微电网内的供电可靠性和电能质量要满足用户需求。
独立型新能源微电网则通过交流总线供电，适合多种可再生能源发电系统的接入，易于扩容，容易实现与公共电网或相邻其他交流总线微电网联网。
联网型新能源微电网内可再生能源装机功率与峰值负荷功率的比值原则上要达到50%以上，按照需要配置一定容量的储能装置。
独立型新能源微电网内可再生能源装机功率与峰值负荷功率的比值原则上要达到50%以上，柴油机应作为冷备用，其发电量占总电量需求的20%以下，对于冬夏季负荷差异大的海岛，该指标可以放宽到40%。
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刘文亮对记者表示，50%的新能源负荷占比是一个较高的要求值，但从技术可行性考虑，未来可以实现。
《意见》要求联网型新能源微电网示范项目具备孤岛运行能力，保障本地全部负荷或重要负荷在一段时间内连续供电，并在电网故障时作为应急电源使用。独立型新能源微电网示范项目供电可靠性要不低于同类地区配电网供电可靠性水平。
