中国储能网讯：在全球能源转型和“双碳”目标的双重驱动下，电力系统正经历从传统集中式大电网向大电网、配电网、微电网多层级协同（以下简称主配微协同）的转型。主配微协同作为实现这一目标的关键路径，逐渐成为行业关注的焦点。

主配微协同可以打破传统电网中大电网、配电网和微电网之间的壁垒，实现能源在各级电网之间的优化配置和高效利用。通过构建分层承载、分级校验、多级协同的一体化枢纽平台，实现分布式新能源、新能源汽车、微电网、新型储能、虚拟电厂等交互式多元主体友好接入、安全承载。

主配微协同可以提升电网对新能源发电波动性和负荷随机性的适应能力，增强电网的稳定性和韧性。当新能源发电出现波动或负荷突然变化时，大电网、配电网和微电网可以实时进行信息交换和能量调配，实现电力系统的动态平衡。例如，在台风、冰冻等灾害频发区域，抗灾型微电网可以通过与大电网和配电网的协同运行，实现局部自治供电，保障重要用户的用电需求。

主配微协同需要先进信息通信技术、物联网技术、人工智能算法等的支持，这将推动相关技术的创新和应用。同时，主配微协同也将带动智能微电网相关产业的发展，如分布式电源制造、储能设备研发、微电网控制系统集成等，促进产业升级。

目前，主配微协同发展主要面临以下挑战：

一是调度与控制策略不匹配。微电网与大电网之间的调度与控制策略不匹配主要体现在调度机制的根本差异，以及预测与响应机制的不一致。微电网倾向于采用灵活的本地优化调度，而大电网则依赖于中心化调度模式。这种机制上的差异导致微电网难以与大电网实现高效的信息交换和能量管理，在需求高峰或紧急情况下，双方难以快速有效地调配资源。

二是运营模式与市场机制不完善。目前，微电网运营主体需要安装量测、协调控制系统等实现微电网多元素的综合优化运行，但受限于政策机制及应用场景问题，缺少成熟且标准化的可持续商业模式和确切的盈利途径。在电力市场准入、电价制定机制，以及财政补助等关键方面，缺乏有效的激励措施。

三是技术标准和规范不统一。主配微协同涉及多个领域的技术和设备，目前相关技术标准和规范尚不统一，导致不同厂家的设备之间兼容性低，增大了系统集成和运行的难度，也不利于智能微电网的规模化推广和应用。

建议重点从以下几方面发力，进一步推进主配微协同发展：

一是加强规划协同。加强顶层设计，完善电网规划体系，将智能微电网纳入电网发展全局中，积极支持、主动参与微电网建设。分区分析电力供需、能源资源开发情况，结合城市、新型城镇及新农村等发展需要，培育和建设以智能微电网为代表的能源生产和消费新业态。例如，国网江苏省电力有限公司开展的“全网+分区+网格”新型电力平衡模式研究中，通过对电网中的分布式光伏、储能、充电场站、可调负荷等负荷侧各类可调节资源的精准调控，实现台区、线路、变电站、电网分区等多层级的电力平衡调控，为主配微协同和智能微电网发展提供了规划依据。

二是加速技术协同。健全主配微分级调控机制，推动控制模式由“集中控制”向“主配协同、分层自治”转变，实现微电网与配电网的实时监控、数据分析和优化调度。研究计划性、非计划性并网转离网技术，确保微电网在内部故障、大电网计划检修、故障时运行模式的快速灵活切换。例如，江苏常州供电公司自主研发的新型电网主配微协同控制运行平台，在江苏首次实现了地区电网与资源聚合商、分布式光伏发电、储能、充电场站和微能源网等在内的主配微协同控制，为技术协同提供了实践案例。

三是推动价值协同。优化管理与运营，建立微电网运营商与配电网运营商之间的协同运营机制，包括信息共享、运行协调和紧急响应。推动微电网作为主体参与电力市场交易，提升区域分布式资源承载能力，完善微电网参与电力市场交易的机制，探索微电网参与电网调频、调峰、紧急无功电压支撑、黑启动等电力辅助服务的典型模式与常态化机制。

四是完善政策支持和市场机制。电网企业积极配合政府部门出台相关政策，从财政补贴、税收优惠、电价政策等方面加大对智能微电网和主配微协同的支持，降低微电网的建设和运营成本，提高投资回报率。同时，完善电力市场机制，明确微电网在电力市场中的地位和作用，形成合理的市场准入、电价制定和交易规则，激发市场活力。