德国智能电网治理体系对我国主配微网协同发展的启示

来源：中能传媒研究院 时间：2026-10-22 13:35

德国智能电网治理体系对我国主配微网协同发展的启示

（南方电网能源发展研究院有限责任公司）

余梦琪 曹毅 姚鹏

　　“十五五”时期是新型电力系统加快成型、新型电网夯基提质的关键阶段。随着分布式新能源、新型储能、电动汽车和柔性负荷等快速发展，配电网正由传统单向受电系统加快转变为承载多元源荷接入和双向功率流动的资源配置平台，主网、配网和微电网之间的功率交换、信息交互和控制关联显著增强。2025年12月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于促进电网高质量发展的指导意见》，明确加快建设主配微协同的新型电网平台，推动主干电网、配电网和智能微电网协同规划建设、协同调控运行。

　　从德国实践看，适应海量分布式资源接入的关键，是明确各层级电网运行职责，发挥配电网对区域运行问题的协调作用，通过聚合管理和责任落实将分散资源组织成可调节能力，并以输配协同调度和信息安全制度保障各项措施有序实施。对我国而言，构建主配微协同的新型电网，需要推动协同范围进一步拓展至规划建设、调度运行、资源组织和安全责任等方面。

　　主配微协同运行面临的新挑战

　　（一）配电网有源化加剧系统平衡与安全运行压力

　　随着分布式新能源和用户侧储能加快接入，配电网由传统单向受电系统转变为源荷双向互动的有源电网，局部运行变化对上级电网平衡和安全运行的影响不断增强。一是双向潮流改变传统运行边界。分布式新能源集中出力时，局部区域可能出现反向送电、电压越限和设备重过载等问题，原有按单向潮流构建的规划、保护和运行方式面临调整。二是源荷随机波动放大平衡压力。新能源出力、电动汽车充放电和柔性负荷变化具有较强不确定性，配电侧净负荷偏差可能快速传导至主网，对日前计划、日内调整和实时平衡提出更高要求。三是电力电子化改变故障与支撑特性。大量逆变型资源接入后，故障电流、无功电压支撑和恢复过程与传统同步电源条件下存在差异，需要同步优化保护配合、故障隔离和恢复送电机制。

　　（二）调控对象多元化增加运行感知与资源调用难度

　　分布式光伏、储能、电动汽车、柔性负荷等调控对象数量多、单体容量小、分布范围广，传统面向少量大型电源设备的调度管理方式难以直接延伸。一是低压侧运行状态仍存在感知盲区。部分配电网特别是低压侧量测覆盖、设备模型和运行数据仍不完善，主网对配电侧资源的实时出力、负荷变化和可调能力掌握不足。二是主配微运行信息尚未充分贯通。主网、配网和微电网虽然在物理上紧密连接，但量测数据、功率预测和控制信息仍存在统计口径不一致、更新不同步等问题，跨层级潮流分析、风险研判缺少统一的数据基础。三是海量数据实时处理能力面临压力。若将终端原始数据全部集中上传至上级调度系统，将明显增加通信、算力和实时处理压力，全网状态估计和辅助决策效率也难以满足快速调控要求。

　　（三）主配微协同增加跨层级实时调控难度

　　主网、配网和微电网之间的运行联系日益紧密，传统以各层级相对独立控制为主的调度模式面临调整。一是不同层级调控目标需要加强统筹。主网关注全网平衡和骨干电网安全，配网关注局部潮流和可靠供电，微电网侧重内部优化，各层级分别优化可能导致局部措施与全局安全要求不一致。二是调节需求逐级传递流程尚未理顺。主网需求如何经配网安全分析后分解至微电网、虚拟电厂等资源，执行结果如何逐级反馈，仍需进一步规范，避免出现指令重复下达、调节方向不一致或任务难以落实等问题。三是多时间尺度调控衔接难度上升。面对新能源和负荷快速变化，日前计划、日内调整与实时控制需要协调配合，但现有体系对配电侧可调节资源的快速组织和协同调用能力仍显不足。

　　（四）末端自主控制能力强化安全责任与数字支撑需求

　　随着微电网、低压台区和用户侧资源自主控制能力不断增强，配电系统逐步由集中控制为主转向上级协调与末端自主调节相结合，运行责任和安全风险相应向配电侧、用户侧延伸。一是微电网自主运行范围需要合理确定。微电网可以自主优化内部源荷储运行，但其对外交换功率、电压控制、保护配合和异常处置仍应满足公共电网安全要求。二是故障和应急场景下的控制关系需要明确。在通信中断、设备故障、并离网切换和恢复送电等情况下，需要明确主网、配网和微电网之间的状态上报、控制权限和处置责任。三是数字化和安全防护压力明显增加。海量终端接入扩大了通信链路和控制系统的风险范围，数据不完整、权限管理不严、控制指令异常等问题可能进一步影响电网安全，需要同步加强终端管理、通信保障和网络安全防护。

　　德国智能电网治理的主要做法

　　（一）以分层履责为基础，推动配电网由被动供电向主动系统运营转变

　　德国按照电网影响范围划分输配运行职责，输电系统运营商重点负责系统平衡、频率稳定和骨干电网安全，配电系统运营商重点承担区域潮流、电压控制、分布式资源接入和局部约束管理。欧盟电力规则进一步要求输配电网运营商共享电网结构、设备检修、发电和负荷预测、实时潮流电压、分布式资源运行状态及长期电网发展规划等信息，并协调利用分布式发电、储能和需求响应资源。其关键不在于简单“下放调度权”，而在于优先由最了解本地网络约束的配电网运营商识别和处置局部问题，同时通过统一规则确保局部控制服从系统安全。由此，配电网从传统电能分配环节逐步转变为区域运行状态的感知者、局部安全约束的管理者和分布式灵活资源的组织者。

　　（二）以资源聚合及平衡责任把分散灵活性转化为可管理能力

　　面对海量分布式资源，德国并非要求上级调度系统直接管理每个终端，而是通过虚拟电厂、聚合商等市场主体，将分布式光伏、储能、电动汽车和柔性负荷组织成可预测、可申报、可执行的资源组合。同时，欧盟和德国电力市场实行平衡责任机制，市场主体原则上需要对自身造成的电量偏差承担经济责任，或将该责任委托给相应平衡责任主体。这样就把资源聚合、计划管理、执行控制和偏差责任连接起来，使“聚合”不只是设备和数据的汇集，更是形成有明确责任主体、响应能力可以验证、执行偏差能够追溯的调节单元。

　　（三）以再调度2.0打通跨电压层级的拥塞管理链条

　　针对新能源出力和负荷预测存在偏差、日内潮流需要及时调整，以及配电网内资源数量多、分布散等问题，德国实行再调度2.0，将100千瓦及以上的发电和储能设施纳入调整范围。当最新预测或设备状态变化表明线路、变压器可能发生过载时，发现问题的电网运营商确定需要调整的区域、方向、规模和时段。涉及其他层级电网内资源的，由有关输配电网运营商交换设备状态、功率预测和资源可调能力等信息，协同确定具体调整措施；相关配电网运营商再组织发电设施、储能或聚合主体执行，并反馈完成情况。有关各方根据调整后的运行情况重新进行分析，必要时继续采取措施。

　　（四）以公共电网安全责任和信息安全制度为末端自治划定底线

　　针对分布式资源和终端控制能力不断增强带来的安全责任问题，德国在允许相关主体自主优化运行的同时，仍由电网运营商承担公共电网安全管理责任。接入配电网的分布式资源和局部能源系统，可以根据自身条件安排运行，但不得突破所在电网的安全约束；当电网发生阻塞或其他安全风险时，应按照电网运营商要求调整运行方式。德国还通过信息安全目录，对电网运营商以及纳入关键基础设施范围的能源设施提出通信和数据处理安全要求，重点保障系统和数据的可用性、完整性和保密性，并要求建立信息安全管理体系。由此形成末端自主运行服从电网安全要求、运行责任与信息安全责任同步落实的制度安排。

　　总体看，德国并不是依靠某一项智能电网技术解决分布式资源接入问题，对我国最有价值的经验，也并非照搬其输配电主体结构或市场制度，而是借鉴其将海量分散资源纳入可感知、可组织、可调用、可核验、可追责的系统运行体系。

　　完善主配微协同发展的有关建议

　　优化主配微网协同发展格局，主网加强柔性配置能力，支撑能源资源广域调配，夯实物理基础；配网加强韧性互动能力，支撑新能源高水平消纳，筑牢安全可靠供电保障根基；微网加强弹性平衡能力，支撑终端用户实现高效用能组合，提升末端自主自治水平。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。

　　（一）强化统一规划建设，夯实主配微协同物理基础

　　一是强化主配微统一规划。围绕全网电力电量平衡、安全稳定边界和新能源消纳需求，统筹主干网架、配电网承载能力、智能微电网布局和灵活资源配置，避免主网、配网、微电网分别追求局部最优而造成整体失配。二是建立配电网承载力动态评估机制。结合城市核心区、产业园区、县域乡村地区、分布式资源富集区等不同场景，分类提升高压配电网支撑能力、中压网架联络能力和低压台区柔性承载能力，动态发布可开放容量和接入预警，引导新能源、储能和充电设施合理布局。三是分类明确微电网功能定位。区分末端保供型、新能源消纳型、园区综合用能型等应用场景，明确接入边界、备用要求和运行方式，推动微电网由分散项目建设转向统一规划下的局部功能单元。

　　（二）创新资源组织方式，提升分布式资源调节能力

　　一是推动分布式资源主动调节。加强分布式新能源、储能和可调负荷的运行控制能力建设，拓展有功功率调节、无功电压调节、负荷调节和新能源消纳等应用场景，提高配电网应对源荷波动的能力。二是加强分散资源组织。基于微电网等基本单元组成“小单元自治、大系统协同”的分布式新型电网结构，通过分布式单元内部源网荷储协同控制，实现分布式资源优先自用与就地平衡。三是规范聚合主体和平台职责。支持虚拟电厂、负荷聚合商、园区能源管理平台等主体整合分散资源，但应明确预测申报、任务分解、执行控制、数据质量管控和结果核验责任；对已有企业平台，在符合调度接口、数据标准和网络安全要求的前提下优先复用，避免重复建设。

　　（三）构建分层调度机制，完善主配微协同运行体系

　　一是明确主配微调控职责边界。主网重点负责全网平衡、骨干网安全和跨区资源统筹，并向下形成区域交换功率、安全约束和调节需求；配网负责区域潮流、电压和分布式资源协调；微电网、低压台区在规定边界内开展就地优化。二是推动配电调度向低压侧和资源侧延伸。逐步将调度管理范围由中压配电网延伸至低压台区和用户侧，推动配电调度由以检修、停复电和设备操作为主，向分布式新能源、储能和可调负荷等资源调度转变，提高低压侧可知、可控、可协同水平。三是建立异常状态下的控制接管机制。明确通信中断、越限、故障和并离网切换等场景下的控制优先级和紧急干预权限，确保末端自治始终处于系统安全边界之内。

　　（四）推进云边协同和分级自治，提升末端实时响应与韧性

　　一是坚持“就地快速处置、上级全局协调”。低压台区和微电网重点承担秒级至分钟级的本地感知、快速控制和一般故障处置，上级调度重点掌握必要运行状态、风险信息和可调能力，避免将全部原始数据集中上传造成通信和算力压力。二是提升末端自平衡和故障恢复能力。围绕功率波动、电压越限、短时通信失联和局部故障等场景，完善储能、柔性负荷和分布式电源协同控制，提高孤岛支撑、并网恢复和关键负荷保障能力。三是推动分级控制策略标准化。围绕上级控制边界、配网协调逻辑和微电网自治策略制定可验证的技术规范，减少不同厂家、不同平台之间因控制逻辑不一致带来的运行风险。

　　责任编辑：沈馨蕊