网讯：2024年8月11日，中共中央、国务院印发《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》，提出加快微电网、源网荷储一体化项目建设。
2024年8月8日，由中国能源研究会、中国电力企业联合会主办，自然资源保护协会支持的“2024电力低碳转型年会暨电力圆桌年中会议”在北京举办。与会嘉宾认为，微电网有利于降低大电网分布式可再生能源消纳压力。然而，目前微电网与大电网多种协同机制尚不清晰，建议完善相关市场机制，激励微电网主动支撑大电网。
当前我国分布式可再生能源发展迅速。据国家能源局发布的数据，2024年上半年，新增分布式光伏装机52.88吉瓦，再度超过新增集中式光伏装机，累计分布式光伏装机309.51吉瓦，占总光伏装机的43.41%。
2024年8月6日，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局发布《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》（发改能源〔2024〕1128号），提出在新能源资源条件较好的地区，建设一批源网荷储协同的智能微电网项目，提高微电网自调峰、自平衡能力，提升新能源发电自发自用比例，缓解大电网调节和消纳压力。
随着分布式可再生能源迅速扩张，微电网迎来新的发展机遇和挑战。
需承担更多平衡责任
中国能源研究会智慧能源与产业零碳化发展专委会委员、中国能源研究会青年工作委员会执行主任委员元博介绍，现行国家标准（GB/T33589-2017、GB/T51341-2018等）对我国微电网进行了定义，即由分布式发电、用电负荷、配电设施、监控、保护和自动化装置等组成（必要时含储能装置），能够基本实现内部电力电量平衡的小型供用电系统，分为并网型微电网和独立型微电网。
元博认为，微电网是输配电网的有益补充，可缓冲新能源接入对输配电网的冲击。微电网有利于降低大电网新能源消纳压力，作为独立可控单元接受电网调度、参与市场化交易，提升分布式新能源消纳水平。
不过，为保持实时供需平衡，微电网运行时一般需要输配电网提供功率和备用支撑。目前微电网在面对电力不足或电力过剩时，通常将大电网作为灵活备用；微电网借助变流器实现并/离网切换，而变流器普遍缺乏旋转备用容量和转动惯量，不能提供与传统发电机类似的惯性响应。
元博建议，微电网要提升构网控制能力。未来微电网将成为配电网规划的重要部分，并作为全网运行的关键一环，需要承担一定调节和转动惯量支撑责任，不能仅实现自发自用。
因此，应用分层分区的聚合和控制技术是微电网与大电网友好互动的关键解决方案。目前，微电网大多处于低压侧，且用户资源点多面广，未来通过分层分区聚合控制，可以在横向上实现电力互济、纵向上实现电压协同。
此外，还应在全局视角下测算微电网全寿命周期发展下的综合成本。探索好的商业模式，实现大电网和微电网双赢。
需完善市场机制
中国能源研究会副理事长兼秘书长孙正运说，目前微电网还没有实现规模化发展，原因包括商业模式尚未成熟，各方面协调成本太高。“但前景应该是广阔的。”
元博说，微电网有较高“自治”能力要求，成本高于同等条件下的配电网，目前电价政策和市场交易方面的支持细则和机制尚未落实；并网型微电网享受与输配电网连接的诸多红利，但后者为此提供的备用容量缺乏合理的补偿机制，这些成本由全社会分担；微电网规避了输配电价交叉补贴等，谋求局部低电价，容易导致不公平竞争；微电网项目可能存在多个投资主体，利益诉求不尽一致，管理模式复杂多样，增加了建设运营风险。
孙正运认为，微电网成功落地最关键的是建立让各方都有收益的商业模式和数字化支撑系统。商业模式方面，建议因地制宜深入推进电力市场建设，积极探索用市场方式聚合微电网调节平衡能力。
元博建议，微电网要具备响应外部电力市场价格或调度指令等功能。电力市场要完善价格引导和成本疏导机制，激发微电网灵活性资源广泛参与大电网互动。
