主配微高效协同，电网“量质齐升”路径何在？

2026-02-28

应对挑战，电网高质量发展明确新目标。根据国家能源局的最新数据，截至2025年底，全国累计发电装机容量38.9亿千瓦，同比增长16.1%。其中，太阳能发电装机容量12.0亿千瓦，同比增长35.4%；风电装机容量6.4亿千瓦，同比增长22.9%。风光发电装机的不断增长，给电力系统的安全稳定运行带来了挑战。

供需平衡方面，新能源已经成为新增装机和新增电量主体，但其高峰电力保供能力不足，而负荷低谷和光伏大发时段电力富余情况将进一步凸显。在极端天气情景下，空调负荷规模大、攀升快，新能源出力断崖式下降，若煤电投产不及预期，甚至可能存在电力电量“双缺”的问题。电力供需平衡压力长期存在。

系统安全方面，新能源超预期发展、大容量直流密集接入，替代大量同步发电机，系统稳定基础持续弱化。系统惯量水平降低、频率调节能力弱化、电压支撑能力不足，电源支撑不足带来的风险日益突出。西葡大停电是新能源高占比系统稳定破坏风险的一次集中体现，是低频振荡、电压升高、新能源脱网等多重因素叠加下的偶然事件，暴露出在安全裕度、源网协调、故障防线、体制机制等方面不适应由新能源主导的新型电力系统新特性。与此同时，电力监控系统遭受网络攻击的威胁与日俱增，极端灾害频发并朝“突破常规、超越认知、远超设防”态势发展，电网工程安全运行风险与灾害防御难度加剧。

调节能力方面，新能源电源日内及日间波动增大，调节需求持续增加。随着新能源装机规模的增加、气候异常带来的出力不确定性，新能源的日内和日间的波动的规模仍在上升。多地已出现新能源大发时段系统调节能力不足的情况，平衡难度前所未有。2024年全国新能源日内最大波动超过3亿千瓦，电力系统的调节压力持续增加。“十五五”期间新能源装机将接近最大负荷的2倍，系统平衡调节问题更加严峻。

新主体新业态方面，源网荷储一体化项目、智能微电网、绿电直连等新主体新业态，有助于引导分布式新能源就地平衡就近消纳，作为市场参与者，既激发了市场活力、各类市场主体积极性，但也带来了安全风险管控、权责利公平共担机制、成本分摊和疏导等方面的新挑战，主配微各级电网的功能定位与协调机制日益复杂。参与系统调节的市场机制仍需完善，国家积极鼓励微电网规模化、高效化、市场化发展，但在具体机制设计上仍存在调节价值难以体现、各类市场衔接不顺畅等问题。

应对上述挑战，国家发展改革委和国家能源局在2025年底发布《关于促进电网高质量发展的指导意见》，明确了“到 2030 年，主干电网和配电网为重要基础、智能微电网为有益补充的新型电网平台初步建成”的目标，提出“优化主配微网协同发展格局。坚持统一规划，一体推进主干电网、配电网和智能微电网发展”。

当前形势下提出的微电网，不同于微电网项目、源网荷储一体化项目等项目层级的源网荷储协同系统，而更趋于一种分布式系统形态，即在需求侧，因地因网制宜地融合分布式清洁能源、多元负荷和各类非能源需求，通过数智赋能实现源网荷储碳协同，成为大电网的有益补充。

加强规划，建设新型电网平台。在“十五五”期间打造新型电网平台，需要根据资源禀赋、源荷特性等，坚持统一规划和统一调度，主配微一体化发展，注重分层分区平衡，合理构建主配微协调、源网荷储协同的形态格局。 

主配微协同规划方面，强化规划统一管理，加强主配一体化规划，确保电网整体安全，实现技术经济最优。强化主配多级协同，优化电力流向，按照源荷时空互补原则，统筹优化220千伏分区及配电网高压分区、中压网格划分，减少新能源跨层级“大进大出”；坚持强简有序，统筹优化各层级网架结构，提升跨层级相互支援水平，上下级电网结构坚强时适度简化本级电网网架，探索直流配电等新技术。把智能微电网纳入电网发展全局，面向大电网薄弱区域构建末端保供型公用微电网、提升极端情况下保障能力，引导新能源资源丰富园区及用户建设自用型微电网、促进分布式新能源就地消纳。 

系统平衡和调节方面，建立系统运行平衡责任共担，鼓励建设自平衡自调节自安全的微电网。针对当前我国分布式新能源、新型储能等小微资源参与系统运行的平衡责任传导难，推动配电网的各类聚合要素与常规主体逐步同责同权，建立“逐级传导机制”促进配电网通过商业合同等形式将自身背负的偏差考核责任、运行约束等分解至其聚合对象，并将聚合资源收益与责任约束挂钩，促进各类小微资源在电力系统安全运行中贡献价值。鼓励建设自平衡自调节自安全的微电网，增强配微协调能力。通过微电网模式引导，促进分布式新能源就地平衡，以模式创新实现绿色电力可靠支撑。考虑系统整体最优，微电网需具备“自平衡、自安全、小微化、绿色化、数智化、共享化”的特征，从而实现系统交互友好性、盈利模式可复制、用户负担不增加、绿色价值提升快等多重利好。自平衡、自安全侧重电力电量平衡时优质交互，合理控制与外部电网交换电量，联络线功率曲线满足平稳性、准确性、持续性要求，保障分布式新能源的就地平衡消纳。 

调度运行方面，加强新型并网主体多层级协同调控。强化主配微协同控制能力，建立调节能力逐级汇聚上报、全网资源统筹决策、调节策略分解下发的分层协同控制模式，推进主配协同的有功调节及负荷调控能力建设，提高分层分区平衡调节水平。强化智能微电网、源网荷储一体化项目等聚合调控，对内通过自身控制中心实现有功/电压控制、故障处理等自我管理，对外以发用电计划曲线接受调度管理。明确新型并网主体调度关系，按照“统一调度，分级管理”的原则，将分布式光伏、智能微电网、源网荷储一体化项目等与电网直接发生电力连接的新型主体纳入调度统一管理，内部电源、新型储能、可调节负荷等应具备“可观可测、可调可控”条件，能够提供满足稳定分析计算用的设备模型参数。明确新型主体支撑系统安全稳定的责任义务，在系统需要时，电源、新型储能按调度要求运行，向大电网提供支撑。

系统安全方面，科学界定微电网涉网安全管理范围，以标准完善和强化执行提升故障耐受能力和主动调节支撑能力。将影响电网安全运行的微电网及其涉网一二次设备设施、监控系统等，纳入涉网安全管理范围，避免按照产权分界点进行粗放式涉网安全管理，确保内部安全问题不外溢影响系统安全。健全微电网涉网技术强制性标准，在提升故障穿越能力基础上，强化动态无功无偿等主动构网支撑能力，严防涉网性能不足导致的大面积脱网事件。 

 市场引导方面，加快完善电力市场体系，优化电能量、辅助服务、容量市场相关机制。目前辅助服务市场机制还不完善、补偿费用偏低，现阶段我国辅助服务补偿费用占上网电费总额的比例不足2%，低于美国PJM市场的2.5%、英国市场的8%。积极探索爬坡、惯量、无功支撑等新型辅助服务交易品种，完善容量补偿机制，探索建设容量市场，引导各类分布式资源和新型主体服务新型电力系统安全运行需求。完善市场运行规则，推动各类分布式资源和新型主体参与中长期分时段、现货交易和削峰响应，提升微电网参与系统调节的有效性。完善微电网调节能力可信度评估和认证机制，提升参与系统调节的有效性。

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