就上述项目来看，在电源方面，基本上既有单独以一种新能源为主的，或者光伏，或者风电；也有混合多种新能源的。
分析来看，此次微电网项目主要看点大体有如下几个：
一是对储能的拉动作用。纵观此次微电网项目，大都配有数量不等的储能容量。因此，通过这些项目，一来可以检验储能的成本，二则在于验证新能源+储能这种应用模式的合理性。
二是验证小范围的电力输配业务的盈利能力和盈利前景。虽然，从表面上看，电网是整个电力系统盈利能力最强的，但其有许多不可忽略的优势，一是范围够大，在全国范围内配置资源；二是电价成本低，西部水电以及煤电的上网价格基本在两三角钱，但销售价格最低的居民用电价格也在五角钱，更不用提供商业用电价格了。这种低成本的电价是微网所不具备的。
此外，其他需要验证的问题还包括，在微电网这种仍然处于小范围的垄断业态下，作为电源的光伏、风电发电方、微电网运营主体、微电网内的电力用户，能否很好的协调各自的利益分歧。尤其是在直购电用户导致的电价普降的大背景下，则更是难题所在，这也决定了微电网的商业模式的持续性。
产业园区唱主角
此次公布的示范微电网项目类型主要包括两类。一是并网型，整个微电网系统仍然与大电网相连；二是独立型。其中，并网型项目是主体，数量达到24个，独立型项目只有4个。
根据通知，入选本次示范项目的条件为，再生能源电力渗透率不低于50%、清洁能源发电自给率不低于50%、微电网与主电网单一并网点交换功率不超过与大电网连接之变电站的单体变压器容量。
对于上述入选项目，官方也给予了一定的政策让利。包括微电网内部的新能源发电项目建成后按程序纳入国家可再生能源发展基金补贴范围，享受分布式可再生能源发电补贴等一系列优惠政策。
此外，其他的政策利好还包括配售电资格方面。新能源微电网可以作为独立的售电主体，与配电网内的电力用户以及微网外的新能源发电项目直接开展电力交易；项目运营方可以获得电力业务许可证（供电类）或赋予其他相应资质，不附件前置条件。
粗略来看，上述微电网运营区域大体都以产业开发区为主，这可能是基于相对较高的工商业电价所考虑。
三大看点
就上述项目的投资额度来看，大小不等，多者甚至超过百亿，少者则在千万左右。
在投资额上，位于山西太原西山生态产业区新能源示范园区的微网项目，无疑是最惹眼的一个，其总投资高达111.9亿元，将有19个微网组成微网群。电源项目上，包括500MW的光伏、60MW的风电以及天然气热电联产125MW；储能方面，则包括400MW的抽水蓄能、60MW电池储能以及126MW热储能，与之相对应的负荷为470MW。
与上述项目类似，纵观此次微电网项目，大都配有数量不等的储能容量。因此，通过这些项目，可能会对储能发展起到一定的拉动作用，但同时也是对储能应用的一个巨大的检验，包括储能的成本以及“新能源+储能”这种应用模式的合理性。
上述通知还规定，当新能源微电网与外部电力用户和发电企业的电力交易无法满足平衡需要时，其可以与当地电网展开电力交易，购电价格则以当地煤电标杆电价加相应的电网输配电价构成，而售电价格则只能是以燃煤机组标杆上网电价。
这将是对微电网系统中电源、负荷、储能各个环节比例配置以及日常运营的巨大考验。
除了政策设计上的考验外，对微电网盈利能力的考验还包括，从表面上看，电网是整个电力系统盈利能力最强的，但其有许多不可忽略的优势因素，一是范围够大，在全国范围内配置资源；二是电价成本低，西部水电以及煤电的上网价格基本在两三角钱，但销售价格最低的居民用电价格也在五角钱，更不用提供商业用电价格了。这种低成本的电价是微网所不具备的。
此外，其他需要验证的问题还包括，在微电网这种仍然处于小范围的垄断业态下，作为电源的光伏、风电发电方、微电网运营主体、微电网内的电力用户，能否很好的协调各自的利益分歧。尤其是在直购电用户导致的电价普降的大背景下，则更是难题所在，这也决定了微电网的商业模式的持续性。
