中國儲能網訊：在全球能源轉型和“雙碳”目標的雙重驅動下，電力系統(tǒng)正經歷從傳統(tǒng)集中式大電網向大電網、配電網、微電網多層級協同（以下簡稱主配微協同）的轉型。主配微協同作為實現這一目標的關鍵路徑，逐漸成為行業(yè)關注的焦點。
主配微協同可以打破傳統(tǒng)電網中大電網、配電網和微電網之間的壁壘，實現能源在各級電網之間的優(yōu)化配置和高效利用。通過構建分層承載、分級校驗、多級協同的一體化樞紐平臺，實現分布式新能源、新能源汽車、微電網、新型儲能、虛擬電廠等交互式多元主體友好接入、安全承載。
主配微協同可以提升電網對新能源發(fā)電波動性和負荷隨機性的適應能力，增強電網的穩(wěn)定性和韌性。當新能源發(fā)電出現波動或負荷突然變化時，大電網、配電網和微電網可以實時進行信息交換和能量調配，實現電力系統(tǒng)的動態(tài)平衡。例如，在臺風、冰凍等災害頻發(fā)區(qū)域，抗災型微電網可以通過與大電網和配電網的協同運行，實現局部自治供電，保障重要用戶的用電需求。
主配微協同需要先進信息通信技術、物聯網技術、人工智能算法等的支持，這將推動相關技術的創(chuàng)新和應用。同時，主配微協同也將帶動智能微電網相關產業(yè)的發(fā)展，如分布式電源制造、儲能設備研發(fā)、微電網控制系統(tǒng)集成等，促進產業(yè)升級。
目前，主配微協同發(fā)展主要面臨以下挑戰(zhàn)：
一是調度與控制策略不匹配。微電網與大電網之間的調度與控制策略不匹配主要體現在調度機制的根本差異，以及預測與響應機制的不一致。微電網傾向于采用靈活的本地優(yōu)化調度，而大電網則依賴于中心化調度模式。這種機制上的差異導致微電網難以與大電網實現高效的信息交換和能量管理，在需求高峰或緊急情況下，雙方難以快速有效地調配資源。
二是運營模式與市場機制不完善。目前，微電網運營主體需要安裝量測、協調控制系統(tǒng)等實現微電網多元素的綜合優(yōu)化運行，但受限于政策機制及應用場景問題，缺少成熟且標準化的可持續(xù)商業(yè)模式和確切的盈利途徑。在電力市場準入、電價制定機制，以及財政補助等關鍵方面，缺乏有效的激勵措施。
三是技術標準和規(guī)范不統(tǒng)一。主配微協同涉及多個領域的技術和設備，目前相關技術標準和規(guī)范尚不統(tǒng)一，導致不同廠家的設備之間兼容性低，增大了系統(tǒng)集成和運行的難度，也不利于智能微電網的規(guī)模化推廣和應用。
建議重點從以下幾方面發(fā)力，進一步推進主配微協同發(fā)展：
一是加強規(guī)劃協同。加強頂層設計，完善電網規(guī)劃體系，將智能微電網納入電網發(fā)展全局中，積極支持、主動參與微電網建設。分區(qū)分析電力供需、能源資源開發(fā)情況，結合城市、新型城鎮(zhèn)及新農村等發(fā)展需要，培育和建設以智能微電網為代表的能源生產和消費新業(yè)態(tài)。例如，國網江蘇省電力有限公司開展的“全網+分區(qū)+網格”新型電力平衡模式研究中，通過對電網中的分布式光伏、儲能、充電場站、可調負荷等負荷側各類可調節(jié)資源的精準調控，實現臺區(qū)、線路、變電站、電網分區(qū)等多層級的電力平衡調控，為主配微協同和智能微電網發(fā)展提供了規(guī)劃依據。
二是加速技術協同。健全主配微分級調控機制，推動控制模式由“集中控制”向“主配協同、分層自治”轉變，實現微電網與配電網的實時監(jiān)控、數據分析和優(yōu)化調度。研究計劃性、非計劃性并網轉離網技術，確保微電網在內部故障、大電網計劃檢修、故障時運行模式的快速靈活切換。例如，江蘇常州供電公司自主研發(fā)的新型電網主配微協同控制運行平臺，在江蘇首次實現了地區(qū)電網與資源聚合商、分布式光伏發(fā)電、儲能、充電場站和微能源網等在內的主配微協同控制，為技術協同提供了實踐案例。
三是推動價值協同。優(yōu)化管理與運營，建立微電網運營商與配電網運營商之間的協同運營機制，包括信息共享、運行協調和緊急響應。推動微電網作為主體參與電力市場交易，提升區(qū)域分布式資源承載能力，完善微電網參與電力市場交易的機制，探索微電網參與電網調頻、調峰、緊急無功電壓支撐、黑啟動等電力輔助服務的典型模式與常態(tài)化機制。
四是完善政策支持和市場機制。電網企業(yè)積極配合政府部門出臺相關政策，從財政補貼、稅收優(yōu)惠、電價政策等方面加大對智能微電網和主配微協同的支持，降低微電網的建設和運營成本，提高投資回報率。同時，完善電力市場機制，明確微電網在電力市場中的地位和作用，形成合理的市場準入、電價制定和交易規(guī)則，激發(fā)市場活力。
