近日，國家發展改革委、國家能源局聯合印發《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》，推動風電、太陽能發電等新能源上網電量全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。

業內分析認為，這一舉措將標志著我國新能源電價機制從“計劃主導”向“市場主導”邁出關鍵一步。此后，新能源將與煤電同臺競爭，公平承擔電力系統調節成本。如火電靈活性改造、儲能規模化應用、智能微電網及虛擬電廠等靈活性資源的發展或將得到極大促進。

尤其是，隨著能源轉型提速，分布式新能源正廣泛接入電網。電力企業結合各地發展特色和需求，在園區（景區）、村鎮、海島等場景，通過靈活高效集成分布式電源，布局打造多類型智能微電網項目，為區域供電可靠性的提升添磚加瓦。

例如，去年山西省投建國內首個百兆瓦級混合儲能調頻項目永濟市國云微控100MW/50.43MWh獨立混合儲能項目和新疆首個“水光柴儲”微電網項目都已具備通過技術手段提升系統調節能力。

事實上，微電網并非新生產物。據北極星儲能網了解，此前，國家層面已經出臺多份文件，支持微電網建設。2022年3月，國家發改委、國家能源局印發的《“十四五”現代能源體系規劃》中明確指出，要創新電網結構形態和運行模式，積極發展以消納新能源為主的智能微電網，實現與大電網兼容互補。

據悉，這也是國家首次于頂層設計層面，將微電網建設上升到與大電網并列、互為補充的地位。

而去年8月，中央、國務院印發《關于加快經濟社會發展全面綠色轉型的意見》，明確提出加快微電網、虛擬電廠、源網荷儲一體化項目建設，再次強調了微電網在綠色轉型中的重要地位。

近年來，分布式光伏、工商業儲能以及光儲充等多類場景的開發都具備一定的微網架構元素，除上述所提到的，園區、村鎮、海島等場景外，在多能互補、礦區、油氣田、新能源場站等更多場景下，微電網的需求正持續擴大。

今年1月，三一硅能建設的贊比亞瑞達礦山光伏儲能微網發電項目完成首發并網，該項目投運的同時也宣告了非洲首個且單體規模最大的光儲柴礦山微電網項目投入運營。在國外，因為電價、能源結構以及政治等多種因素，部分國家和地區還存在著缺電甚至是無電的情況，分布式光伏+儲能的智能微電網剛好可以滿足這類情況的用電需要。

而在國內，同類型的礦區+分布式能源+儲能+微電網場景化應用也非常多，包括近期，漢星能源中標的安徽省羅河礦光伏、儲能項目。該項目同時也是安徽省首個礦用工商業儲能項目，項目規模包括3.35MW光伏電站和15MW/30MWh儲能電站，光伏部分年發綠電約335萬kwh，儲能部分年調節約1800萬kWh。

事實上，此前在野外采礦、石油勘探等行業，儲能并非首選。柴油發電機等傳統方案往往是作為備用電源的第一選擇，用以保障現場電力持續可靠供應。而當前，隨著“雙碳”規劃的逐步深入，綠色節能低碳的能源方案越來越為項目主單位所重視，分布式能源+儲能+微電網的方案成為一個重點應用方向，但在規劃搭建微電網時，傳統的柴油發電機通常還會繼續存在。

“微電網主要以風、光等新能源為主體電源，與大電網相比，新能源波動性難以避免，即便是配置一定量的儲能設備，對于長時間的穩定供電需求、系統穩定性依然是保證項目持續運轉的核心要素。因此，通常還是會配備柴發，有備無患。”從事相關工作的網友分析指出。

礦山、油氣田、海島以及地處偏遠的新能源場站等，往往離城市較遠，無法接入市電網絡，供電可靠性往往無法保證。而且，這類情況多數都處于離網工況下，儲能系統長期工作于電壓源模式，也會出現SOC與實際狀況偏差較大的情況。維持系統穩定運行，對智能微電網系統、儲能系統、PCS、BMS，尤其是EMS都有著非常高的要求。

不久前，新疆華電天山北麓50MW/200MWh微電網儲能項目剛剛順利并網投運。據北極星儲能網了解，該項目距離最近的電源點直線距離有近80公里，上能電氣為該項目提供了20套上能電氣新一代2.5MW構網型集中式變流升壓一體機，通過光儲柴微電網協同支撐工作模式，確保了對負荷的穩定供電，輕松克服了電力接入難、用電成本高、柴油污染重等廣泛存在的行業挑戰。

從這一例子來看，構網型儲能技術通過優化儲能系統的控制策略，可以實現對電力系統動態特性的有效調節，提高電力系統的穩定性和可靠性，對解決上述問題有明顯的幫助。

當然，從項目上來看，目前國內的微電網項目仍以試點示范為主，方案定制化程度較高，并未有大規模地建設和應用。但隨著新能源全量入市之后，新能源尤其是分布式也將有機會被要求參與系統調節，在確保分布式新能源、負荷協調以及配電網承載力上，微電網的作用將會越來越大。相關企業或可通過這一次的變革浪潮，抓住政策紅利與行業機遇。