2025年底，国家发展改革委、国家能源局联合印发了《关于促进电网高质量发展的指导意见》，明确提出要加快建设主配微协同的新型电网平台。当前，新能源高比例接入、负荷波动加剧、源网荷储多向互动等新形势，对传统电网的网架结构和运行管理模式提出了巨大挑战。“十五五”时期是实现碳达峰目标的决胜阶段，也是新型电力系统加速转型的关键窗口期。推动主配微协同，不仅是物理架构的升级，更是保障系统安全、提升运行效率、催生业态创新的重要路径，将为能源强国战略实施筑牢坚实根基。

主配微协同发展的重要意义

当前，新型电力系统建设已进入攻坚期，电网正加速从单一输电载体向多元价值载体演进，传统源随荷动的电网架构和运行模式已难以为继。主配微协同不仅是物理层面的网架连通与互济，更是实现电力资源优化配置、提高系统运行弹性与催生新业态新场景的重要抓手。

打造新型电力系统资源配置枢纽

随着分布式发电、新型储能、电动汽车等分布式资源广泛接入，电力“产消者”大量涌现，推动电力潮流从单向变为双向甚至多向流动，源荷边界日益模糊，电力系统形态正发生深刻变革。这种变化对系统供需平衡和安全稳定都提出了更高的要求，仅依靠传统自上而下、统一调度的平衡管理模式难以适应电力潮流的剧烈变化和频繁反转的形势要求。打造主配微协同的新型电网平台，是发挥各层级电网平衡作用的关键。其中，主干电网承担着跨区域、大容量电力输送与系统安全稳定的支撑功能；配电网发挥着承上启下和就近平衡的载体功能；微电网则是自主运行与快速响应的最小自治单元。三者依托各自的功能定位，以及多层级电网间实时数据交互、灵活柔性调度与智能协同控制，将成为新能源规模化发展和灵活性资源高效配置的重要保障。

为新质生产力发展奠定坚实基础

随着5G、物联网、人工智能等数智化技术与各层级电网融合程度不断加深，电网对末端资源的感知能力和管控能力将不断提升。电网正从传统电力传输网络升级为集能量流、数据流、价值流等多流交互于一体的复合型基础设施体系。配电网与微电网作为衔接分布式光伏、新型储能及柔性负荷的终端枢纽，其感知精度与调控速度，直接决定了分布式资源协同参与电力系统灵活互动和自我平衡的实际效能。国家发展改革委、国家能源局在《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》中明确提出，到2030年全国虚拟电厂调节能力将达到5000万千瓦以上。这一目标必须依托坚强主网、智能配网与灵活微网的协同发展，才能支撑起虚拟电厂等新业态的快速发展与广泛应用。

提升电力系统运行效益和效率

在“双碳”目标驱动下，我国新能源发电装机规模呈高速增长态势。截至2025年底，我国风电、光伏发电装机容量达到18.4亿千瓦，“十四五”期间风光成为新增电源装机的绝对主体，年均增速达28%。受新能源出力间歇性、波动性、随机性特征影响，电力系统灵活调节资源需求刚性增长，跨省跨区电力资源优化配置难度与频次也随之显著增加。在此背景下，电力系统的平衡成本、容量备用成本将持续上涨。面对系统成本上升的现实压力，构建主配微协同的新型电网平台具有重要价值和战略意义，一方面，其能够为规模化增长的新能源装机提供多元消纳渠道，有效破解新能源集中并网带来的区域消纳瓶颈与电压稳定问题；另一方面，依托“分层分区、就地平衡”的精细化运行模式，可将分散的调节能力转化为系统可调度的柔性资源。通过不同层级电网间功率平衡与协同运行，有利于优化电力资源的时空配置路径，延缓输变电工程投资改造进程，降低电网运营成本，从而实现电力系统运行效率提升、经济效益优化与安全稳定性增强的协同目标。

筑牢电力系统安全基石

长期以来，传统电网安全以主干电网为核心，而在高比例新能源接入和极端天气频发的双重冲击下，系统脆弱性日益凸显，局部扰动极易引发系统的连锁反应。过去十年中，全球约70%的大规模停电事故都与新能源占比大幅提升及电力电子设备广泛应用有关，如2025年4月发生的西班牙、葡萄牙大停电事故。而科学合理的电网架构是电力系统安全稳定的基础，主配微多级电网协同建设和运行有利于重构安全边界，形成立体化、分布式的电网安全防护体系。微电网在极端情况下可孤岛运行守住安全底线；配电网通过自愈功能切断故障传导；主干电网则聚焦广域资源的互补互济。通过多层级电网间的动态互补互济，将显著提升系统韧性与抗扰动能力，这是新形势下保障能源安全的必然选择。

多维错配制约主配微协同发展

随着源网荷储各环节互动持续深化，传统基于确定性控制逻辑建立的电力规划、调度运行及市场治理体系，已不适应新型电网形态发展需要，制约了系统各类要素潜能的有效释放。

一是长周期规划难以适配新业态短周期随机发展。电网规划遵循“五年规划、适度超前”的静态逻辑，决策链条长、沉没成本高。但新业态的发展则完全不同，分布式电源、电动汽车、虚拟电厂等呈现出短周期、爆发式的指数级增长特征。2022~2024年间，江苏、广东的分布式光伏装机翻了约三倍，这种速度远超电网规划的静态边界，导致电网建设陷入“计划赶不上变化”的被动局面。此外，重输轻配现象仍然存在。主干电网依托全光纤通信，已基本实现广域可观可控。但配电网的自动化水平严重滞后，部分地区馈线自动化覆盖率不足50%。对于调度而言，存在显著的监测盲区与控制短板，运行状态近乎“黑箱”。面对分布式资源大规模接入带来的反向潮流、电压越限等挑战，传统辐射状配电网的承载力明显不足，规划建设与实际运行需求之间的结构性错配被进一步放大。

二是集中调控模式难以适配海量主体离散波动特性。传统电网基于源随荷动原则，构建了以常规电源为主要调控对象的五级垂直调度体系，其核心职责聚焦电力安全稳定运行。随着新型电力系统快速发展，调度范围已延伸至分布式光伏、可调节负荷、新型储能、电动汽车、虚拟电厂等多元分散主体。以山东为例，其分布式光伏装机位居全国首位，截至2025年底装机规模突破6000万千瓦，虚拟电厂聚合调控能力超600万千瓦，分布式资源的规模和数量均不断增加。传统集中式调度模式在模型精度、通信容量、隐私保护、计算复杂度等方面均存在局限，难以满足海量分布式资源参与高频、秒级实时互动与精准控制的需求。

三是价格传导机制难以体现分布式资源时空价值。当前，分布式资源已具备参与系统调节、延缓电网投资等多重功能，但现有的市场价格体系无法有效释放新业态的多维价值。一方面，价格传导机制的时空颗粒度较粗，难以精准反映不同区域、不同时段的供需紧张程度与调节稀缺性。在时间维度，批发侧现货市场虽然能够实时反映主干电网的供需情况，但零售侧海量中小用户执行的仍是相对固定的分时电价。批发与零售的脱节，使得分布式资源无法依据价格信号及时感知系统运行状态，也就无法响应系统调节需要。在空间维度，配电网层面缺乏分区、分层的精细化定价机制。无论是在负荷高度密集的城市中心，还是在潮流反送频繁的偏远台区，用户往往执行同一套价格标准，无法体现分布式资源在局部电网中的实际调节价值。

另一方面，现行价格体系的价值维度单一。虚拟电厂、车网互动等新业态不仅能为系统提供电能量支撑，还具有容量备用和绿色低碳价值。但目前结算体系仍以单一电量交易为主，缺乏成熟的容量补偿机制和绿色环境市场。多元价值激励机制的缺失，使得新业态难以形成稳定、可预期的商业回报，更制约了社会资本参与主配微协同与创新的内生动力。

四是风险管理机制难以应对多维耦合风险叠加。当前，电力系统的风险形态正从单一的物理故障演变为物理安全与信息安全深度交织的复杂形态。随着海量分布式电源与新型负荷的接入，在提升系统灵活性的同时，也使得风险源高度分散、系统抗扰动能力下降。故障传导路径已由传统的单向辐射，演变为双向互动、跨层级传递的复杂模式。局部故障极易通过电气连接转变为跨电压等级、跨时间尺度的连锁反应。此外，电力系统数智化升级带来的数据安全风险正在重构电网安全边界。随着人工智能、大数据、云计算等数智技术在源网荷储各环节广泛应用，电力系统已成为典型的物理信息融合系统。海量智能终端的接入以及频繁的数据交互，增加了网络攻击面与数据泄露风险。通过网络入侵伪造数据、篡改指令，将直接引发物理设备的异常动作，从而破坏系统安全稳定。

深化主配微协同的路径思考

革新治理架构，强化协同联动

主配微协同发展需要建立覆盖源网荷储全环节、贯通规划建设运行全过程的一体化管理架构。一是建立适应主配微协同的电网规划体系。将分布式资源接入容量、调节能力、响应速度等纳入规划发展考量，统筹主干电网输送能力、配电网承载能力和微电网灵活自治的协同目标，推动各层级电网规划精准衔接。同时，建立规划周期性滚动修订与调整机制，根据分布式资源增长态势进行动态研判，确保电网建设与新业态发展节奏同频。二是优化调度运行管理体系，建立主配微多级协同控制的调度模式，以分层分区平衡来优化电力资源配置，适应新能源与新业态规模大、分布散、不确定性强的特点。明确各级调度的权责界面与交互规则，实现信息流与能量流的高效传递。三是健全跨层级协同的应急响应机制。明确分布式资源在保障系统安全中的主体责任，将其纳入电力安全管理体系。通过理顺主配微在紧急状态下的协同流程与责任，形成全网一盘棋的联动响应能力。

完善市场体系，激发多元价值

推动构建统一开放、竞争有序的市场环境，确保各类新型主体公平进入市场，并通过其对系统的多元价值获得合理回报。一是科学设置市场准入门槛，推动多元主体公平参与交易。支持虚拟电厂、新型储能等新型主体以独立身份平等参与电力中长期、现货及辅助服务市场，明确其准入、出清、结算标准，发挥市场配置资源的决定性作用。构建适配分布式资源参与特性的多时间尺度、多类型市场机制与交易模式，鼓励新主体新业态广泛参与电力市场。二是优化电价形成机制，提升价格信号时空精度。推动分时电价全面由市场动态形成，通过推广与现货市场联动的动态零售套餐，打破批零价格传导壁垒，使电价精准反映不同区域、不同时段的实时供需与阻塞情况，引导资源优化配置。三是健全涵盖多维价值的市场化补偿机制。建立覆盖新业态的容量补偿机制，对支撑系统安全的调节性资源给予合理回报；完善辅助服务市场，持续丰富快速爬坡、无功调节、惯量支撑等辅助服务产品，通过不同时间尺度、不同服务类型的辅助服务设计，激发多元资源的调节潜力。同时，加强绿电、绿证市场与碳市场的协同衔接，在保障系统经济安全运行的情况下，让分布式资源的绿色价值通过市场机制充分体现。

夯实数智底座，赋能高效协同

面对电力系统形态日益复杂的趋势，必须充分利用云大物移智链等先进技术，推动物理电网与数字系统深度融合，为电力系统高效运行提供坚实的数智底座。一是依托数智化技术和装备，加快构建新型配电网。全面提升配电网的感知能力与透明化水平，加大配电自动化建设力度，在关键节点和末端台区部署智能终端，实现对电压电流、潮流分布及电能质量等的实时监测。二是推动主配微各层级数据高效贯通，打通跨层级数据交互壁垒。建立统一的数据交互标准与接口规范，确保主配微系统间信息实时联动、决策协同一致。三是强化数据安全保障能力。推动建设高可靠的网络安全防护体系，特别是在主配微交互的关键边界，部署严格的安全隔离与认证装置，确保在开放互联环境下，电网控制指令的绝对安全与系统运行的平稳受控。

聚焦典型场景，构建多元形态

在推动主配微协同发展过程中，应充分考虑各地不同的资源禀赋与负荷特性，通过差异化的协同策略适应多元化场景需求。一是针对北上广深等超大型负荷中心城市，受土地资源短缺、输电廊道建设困难等因素影响，协同发展的重点在于深度挖掘需求侧灵活性资源，依托虚拟电厂将商业楼宇空调、电动汽车、用户侧储能等分散资源纳入电力系统运行调节，缓解用电高峰时段的供电压力。二是针对新能源富集的县域农村地区，着重提升配电网承载能力和新能源就地就近消纳水平。通过合理配置新型储能和优化控制策略，推进源网荷储一体化建设，强化电压越限和潮流反送的协调控制能力。三是针对电网末端和偏远乡镇，构建具备独立运行能力的微电网，确保在极端情况下保障关键负荷持续供电，提高供电可靠性和系统韧性。