国家能源局部署：主配微协同、柔性构网与长时储能，新型电网怎么建？

近日，国家能源局召开的新型电网建设工作部署会提出，“十五五”期间将着力构建主配微协同电网新架构，加快研发应用人工智能+、柔性构网、智能调控、长时储能等电网新技术，并提升电网对新能源高效并网消纳、高品质供电、算电协同等新业态的适配能力。会议同时提出守牢安全运行底线，确保大电网安全稳定运行，提升电网防灾应急能力和安全韧性水平。

主配微协同：从分层建设走向协调运行

国家发展改革委、国家能源局此前印发的《关于促进电网高质量发展的指导意见》明确提出，到2030年，初步建成以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，主配微网形成界面清晰、功能完善、运行智能、互动高效的有机整体。

从功能定位看，主干电网着重保障电力安全、支撑清洁能源广域配置；配电网承载多元化源荷开放接入和双向互动；智能微电网则以自平衡、自调节为重要特征，促进新能源就近开发、就地消纳。因此，主配微协同并不是简单增加不同层级之间的连接，更重要的是让不同层级的运行目标、调节能力和安全约束相互协调。

以配置光伏和储能的园区微电网为例，园区可以根据负荷、新能源出力和电价安排储能充放电，但局部运行方案还需要满足并网点交换功率、线路和变压器容量、电压水平等配电网约束。如果多个微电网同时按照自身目标运行，还需要考虑这些运行行为叠加后对上级配电网潮流和运行方式产生的影响。

这意味着，微电网不仅要做到内部资源可观、可测、可调、可控，还需要能够向上级调控系统提供运行状态和可用调节能力，并按要求执行相应的运行指令。

四类技术，落地应用的难点是什么？

1. 人工智能+：重点在预测、诊断和辅助决策

新能源占比提高后，电力系统面对的不确定性进一步增加。风光出力受气象条件影响，负荷结构也随着电动汽车、数据中心和分布式能源等新型主体接入不断变化。2025年印发的《关于推进“人工智能+”能源高质量发展的实施意见》，已经将新能源功率预测、负荷预测、在线安全分析、调度辅助决策、设备状态评价与故障诊断、配电网实时感知及源网荷储协同调控等列入具体应用方向。

国家能源局在相关政策解读中也指出，人工智能在能源领域仍存在技术可靠性不足等问题。因此，“人工智能+电网”进入工程应用，关注点不能只有模型算得准不准，还要回答结果在什么条件下可以进入运行决策，以及异常情况下如何保证安全。

2. 柔性构网：关键在并网装备的动态性能

本次会议提出“柔性构网”，但公开报道并未进一步界定这一表述的具体技术内涵。因此，从工程角度讨论时，不宜将其简单等同于某一种控制算法。从其中涉及的构网型技术来看，核心问题之一是：随着新能源和电力电子装备占比提高，并网变流器如何在不同电网条件下保持稳定运行，并提供相应的电压、频率等电网支撑能力。

国家能源局2025年部署新型电力系统建设第一批试点时，已将构网型技术单列为试点方向，重点面向高比例新能源接入的弱电网地区和大规模新能源外送场景，提出解决短路容量下降、惯量降低、宽频振荡等问题。

3. 智能调控：让分散资源真正形成可调用能力

随着分布式新能源、储能、电动汽车和柔性负荷大量接入，电力系统中的可调资源正在由少量集中式电源向大量分散设备扩展。2024年《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》提出，增强气象、水情以及源网荷储各侧状态数据的实时采集、感知和处理能力，实现海量资源可观、可测、可调、可控；同时推动配电网调度控制技术升级，建立配电网层面的源网荷储协同调控机制。

真正的难点在于，设备的额定容量并不等于系统实际能够调用的调节能力。

例如，一套额定功率10 MW的储能系统，并不意味着调度系统在任意时刻都可以调用10 MW。其实际能力还受到SOC、剩余可用能量、充放电功率限制以及后续运行任务等条件影响。工业负荷同样如此。设备额定功率并不等于可调节功率，还要考虑生产工艺、允许调节幅度、响应速度、持续时间以及恢复过程。

因此，智能调控的一个重要任务，是把大量设备的物理状态转化成调度系统可以识别和使用的可调节能力。与此同时，上层形成的优化结果还必须能够被下层设备执行。如果预测出现偏差、设备退出或者通信异常，运行计划也需要及时修正。

4. 长时储能：解决更长时间尺度的能量平衡

储能参与电力系统调节时，需要区分功率问题和能量问题。快速频率支撑、功率波动抑制等任务更关注储能能够以多快的速度、提供多大的功率；而当新能源低出力或供需不匹配持续数小时甚至更长时间时，更重要的是储能能够持续提供多少能量。

2024年相关指导意见明确提出，着力攻克长时储能技术，解决新能源大规模并网带来的“日以上时间尺度的系统调节需求”。需要注意的是，“日以上时间尺度”描述的是系统调节需求的时间尺度，并不是对长时储能持续放电时长作出的统一定义。

从控制角度看，构网能力与长时储能能力也属于不同维度：前者主要涉及电力电子装备的动态控制和涉网控制能力，后者主要涉及持续能量供应能力。两种能力可以由同一储能系统共同提供，但需要分别设计和验证。

不同场景，关注的问题并不相同

新型电网建设最终要落实到具体应用场景。不同场景的系统条件和运行目标不同，对装备和控制技术的要求也不同。

新能源场站接入弱电网

重点关注场站与电网之间的动态相互作用，包括构网型与跟网型设备的配合、控制参数、电网强度变化以及故障期间和故障后的响应。评价范围也不能只停留在单台变流器，还需要考虑场站级控制以及场站与外部电网的相互作用。高比例新能源弱电网和大规模新能源外送，已被列入国家能源局构网型技术试点重点场景。

工业园区及智能微电网

重点是光伏、储能、可调负荷与配电网之间的协同。园区可以进行内部能源优化，但需要同时满足生产工艺和公共电网的运行约束。对柔性负荷而言，应首先明确可调功率、响应速度、持续时间以及恢复条件，再确定能够参与电网调节的实际容量。

数据中心与算电协同

需要区分可以调整执行时间的计算任务和必须连续运行的关键业务，在新能源利用、负荷调节与储能运行之间寻找协调空间，同时保证关键负荷的供电可靠性。算力与电力协同也已被列入国家能源局新型电力系统建设试点方向。

结 语

从此次部署可以看到，新型电网建设正在从传统网架扩展，进一步进入多层级协同调控、电力电子装备涉网性能、海量分布式资源调用和跨时间尺度能量平衡等领域。配微协同解决的是各级电网如何协调运行；人工智能+和智能调控主要提升系统的感知、分析和资源调用能力；柔性构网涉及电力电子化条件下的并网支撑与稳定控制；长时储能则面向更长时间尺度的能量调节需求。

来源：电气传动杂志

原标题：国家能源局部署新型电网建设：主配微协同、柔性构网与长时储能，工程上要解决什么？