数字储能网讯：2025年底，国家发展改革委、国家能源局出台《关于促进电网高质量发展的指导意见》，明确提出加快建设主配微协同的新型电网平台和新型电力调度体系。在“双碳”目标及能源强国战略的驱动下，广西新型电力系统建设加快，电力领域新业态不断涌现，调度运行正面临高比例可再生能源和高比例电力电子设备特性、海量新型经营主体并网、配网有源化调控转型、调度与市场运行深度耦合等多重挑战。为此，本文结合广西实际，围绕新型经营主体高效统一调度、电网安全稳定运行保障等探讨优化举措。
一、广西电力领域新型经营主体发展现状
国家能源局印发的《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》明确提出，新型经营主体是具备电力、电量调节能力且具有新技术特征、新运营模式的配电环节各类资源，包括分布式光伏、分散式风电、储能、虚拟电厂（负荷聚合商）、智能微电网等。近年来，广西落实国家战略，立足自身能源资源禀赋与沿边沿海独特区位优势，大力推进新能源开发建设，积极培育新型电力系统新业态新模式，初步形成绿色低碳转型发展的新格局。一是新能源发展迅猛。截至2025年底，广西新能源装机规模突破6000万千瓦，占总装机比重超50%。其中，分布式新能源占新能源总装机比重已超过30%。从数量上看，接入380伏电压等级的分布式新能源约32万户，而接入10—110千伏电压等级的分布式新能源约500户，数量占比不到1%，容量占比接近20%。新能源大规模接入对电网安全稳定控制、电力保供与高效消纳提出更高要求。二是微电网多样化组合。广西结合产业用电，协同新能源开发利用，进一步发挥主配电网协同成效的空间较大，正在多点推进智能微电网建设。例如，柳州、南宁等地的工业园区微电网集群覆盖多家车企与制造企业，通过分布式光伏、储能与柔性负荷的协同调度，有效提升区域供电可靠性与绿电消纳比例。三是灵活调节潜力逐步释放。截至2025年底，广西虚拟电厂聚合调节能力超过30万千瓦，省级调控平台已实现对1.6万个可调资源的实时调控，打通了虚拟电厂直接参与电网灵活调控的技术路径。四是储能侧多元化发展。广西新型储能加快建设，总容量超350万千瓦，建成全国首个大容量钠离子储能电站；首座抽水蓄能电站——南宁抽水蓄能电站于2025年实现全容量并网，玉林、贵港等抽水蓄能电站陆续开工，系统调节能力得到显著提升。
二、广西新型经营主体调度运行面临的挑战
随着新型经营主体大规模接入，广西电力系统转型持续深入，电力调度运行面临以下挑战：
（一）新能源与调节资源规划不匹配引发消纳压力
截至2025年底，纳入广西电网平衡的风电、光伏、生物质等新能源装机总规模近6000万千瓦，是2020年的近7倍；而水电、火电、新型储能、抽水蓄能等调节电源装机仅为4700万千瓦，为2020年的1.4倍。与此同时，存量调节资源未能充分释放，广西部分自备电厂未全面纳入统一调度管理，2025年广西部分燃煤自备电厂年平均利用小时数是其他公共火电机组的2倍以上，既加剧了调度的公平性矛盾，也影响了新能源的高效利用和替代降碳。
（二）新型经营主体在统一调度体系中的权责有待完善
现阶段，新型经营主体与调度机构之间在调控权限、安全责任划分等方面的法律制度支撑、协议约定仍不完善，调度机构难以全面、实时掌握各主体运行特性，大量调节潜力沉淀于配网与微网侧未能充分释放，仍然存在一定程度上的调节资源碎片化问题。
（三）适应海量新型经营主体的主配微协同调控技术及风险防控体系尚不健全
广西分布式能源并网主体已超32万个，但与配套的“四可”（可观、可测、可调、可控）覆盖率偏低，目前可观测率仅20%、可控率不足10%，难以支撑源网荷储高效协同调控，在极端天气、自然灾害等场景下容易引发安全风险连锁传导。各类主体涉网安全管理水平参差不齐，新能源及用户侧涉网安全基础相对薄弱，源网荷储协同治理体系尚不健全。适应多元并网主体动态特性与调节目标的大规模主配微协同调度技术尚未成熟，电力系统仿真分析能力有待提升。
（四）适应新型经营主体参与的市场机制还需完善
新型经营主体参与电力调节的市场机制尚不健全，缺少应对新能源波动的功率型交易品种，爬坡、惯量支撑等快速响应价值缺乏市场化变现渠道，引导关键技术升级的投资信号不足。批发市场报量报价机制尚未覆盖新型储能、虚拟电厂及用户侧主体，配网侧参与电力调节、响应价格波动的内生动力不足。此外，地方电网、增量配电网内的发用电主体尚未完全参与统一电力市场。
三、对新型主体并网调度管理机制的思考
随着新型电力系统的建设不断推进，亟须在坚持电力统一调度、分级管理原则的基础上，不断健全电力调度运行机制、加强技术赋能、完善市场机制，加快提升适应主配微网协同的调度运行能力。
（一）健全电网规划与调度运行衔接机制
加强新型经营主体并网对系统运行影响的前置分析研判，健全电网承载力定期发布与分级预警机制，从规划源头引导新能源有序接入，及时解决建设发展不匹配、运行风险隐患等问题。健全各级调度对新型经营主体的协同调控机制及权责边界，完善新型电力系统各类主体涉网技术监督体系，优化“两个细则”中的考核评价条款，加强运行过程中的涉网性能评估，确保并网主体涉网性能满足系统安全稳定运行要求。探索建立存量调节资源的评估与盘活利用机制，分类施策推动自备电厂、用户侧储能等闲置灵活性资源参与电力系统统一调节。
（二）坚持电力统一调度，明确各方涉网权责
严格执行《电网调度管理条例》及国家有关政策法规，坚持统一调度、分级管理的原则，将新能源、虚拟电厂、微电网等新型经营主体全面纳入统一调度和涉网安全管理体系，分级规范签订并网调度协议，明确源网荷储各方及设备制造厂商、第三方检测机构等参与方的涉网安全管理主体责任。鼓励虚拟电厂、微电网运营商在与大电网清晰界定安全责任边界的前提下，对虚拟电厂聚合的源网荷储资源和微电网内部设备实施调控。积极探索智能微电网在平等承担经济、社会和安全责任的前提下，实现灵活并网和离网运行。
（三）升级适应海量主体的调度技术
对已纳入涉网安全管理范围但暂不满足调控要求的存量新型经营主体，积极推进多方共建实施“四可”改造。积极发展虚拟电厂聚合调控技术，结合电网调控需求与资源特点拓展聚合模式与范围。探索建立针对极端场景的分布式资源群控群调机制，提升系统韧性与故障快速恢复能力。深入推进智能调度技术应用，部署具备人工智能决策支持功能的调度辅助系统，升级人工智能赋能的协同预测与调控模式，从源、网、荷、储各环节保障电力供应安全与新能源消纳。
（四）完善适应新型经营主体的市场化运行机制
落实全国统一电力市场建设要求，推进发用两侧各类经营主体全面报量报价参与市场。支持新能源、新型储能、虚拟电厂及绿电直连项目等参与多周期中长期电力交易，创新丰富辅助服务交易品种，充分体现各类并网主体的差异化调节价值。推进10千伏及以下分布式新能源以聚合交易、直接交易等方式参与市场，完善分布式电力交易机制，健全支撑新能源就近就地消纳的价格政策，探索建立面向东盟的跨境绿电交易与调度协同机制。
