1月22日，由华北电力大学国家能源发展战略研究院组织编写的《2023年度增量配电发展研究白皮书》（以下简称《白皮书》）正式发布。《白皮书》显示，截至2023年12月31日，在国家批复的五批次459个增量配电试点中，329个试点完成规划编制，359个试点完成业主优选，256个试点确定供电范围，227个试点取得电力业务许可证。

自2015年“9号文”启动新一轮电改以来，增量配电网改革就成为电改突破口。如今，增量配电改革试点已推行多年。多年来，配售电改革在曲折中前行。多位受访的业内人士认为，增量配电改革试点的这几年中，地方政府推动意愿强烈的、边界条件好的增量配电改革试点均已陆续落运营。在已落地运营的增量配电改革试点中，根据所在区域资源禀赋和用户结构，建设以新能源为主、源网荷储一体化、多能互补、综合能源供应的绿色有源配电网成为共识。目前，增量配网正在成为构建新型电力系统的重要组成部分。

良性运营依旧面临困难

《白皮书》显示，五批次试点中已完成增量配电网规划编制的共计329个，占比超过试点总量的七成。其中，第一批86个，第二批72个，第三批79个，第四批53个，第五批39个。七年来，五批次试点中已完成增量配网规划编制的情况是，2018—2022年增速较快，2023年新增1个。

《白皮书》显示，五批次试点中已发布招标公告的共计246个，占比超过试点数量的五成。公开招标和竞争性磋商是试点主要招标方式，两种方式占比超过已发布招标公告试点总量的九成。七年来，五批次试点中已发布招标公告的情况为：2018—2022年增速较快，2023年新增1个。五批次试点中已确定业主的共计359个，确定业主的试点约占试点总量的八成。

《中国能源报》记者采访了解到，2018—2020年是增量配电改革试点的快速发展期。2021年之后，增量配电改革试点进展比较慢，原因在于前期都是程序性工作，取得电力业务许可证后的实际落地运营试点项目困难重重、举步维艰。如今，增量配电试点改革推进困难。

一位参与《白皮书》编写的不愿具名的企业人士对《中国能源报》记者表示，增量配电网改革作为电改突破口，近8年来，虽然取得一定成绩，但在试点落地过程中，项目的排他性经营权、公平接入上级电网和接入以新能源为主电源的发展权、按照国家政策获取公允合理回报的收益权一直未能得到充分保障和落实，这些因素成为制约和影响试点项目实现良性运营的顽疾。

《白皮书》副主编吴俊宏接受《中国能源报》记者采访时表示，既有的五批次增量配电项目并没有显示出加快发展的趋势。主要是因为五批次优质项目或者较容易开展的项目，过去几年已经开展了规划编制、业主优选、区域划分、项目建设等相关工作，剩下的项目在可行性或开展难度等方面都存在或多或少的问题。

在业内人士看来，“对于难开展的项目，市场信心不足”直接导致不少此前观望的企业放弃参与增量配电网，而参与试点的企业也有选择退出的。

园区增量配电是发展趋势

谈及今年增量配电网改革情况，吴俊宏认为，既有的五批次增量配电项目，仍然会根据各项目自身的情况按部就班向前推动，一旦项目需求或条件发生变化，可能会突然加速某个项目的进展。

榆林电力投资有限公司总经理贾豫接受《中国能源报》记者采访时表示，“增量配网未来的发展，一方面需要政府部门和监管机构加强监管，尊重维护增量配网经营、发展、收益三方面的基本合法权益。一些久拖不决的热点、堵点、难点问题已经严重影响和制约了试点项目的发展，严重挫伤了市场主体的信心和积极性。有关部门应高度重视，尽快纠偏；另一方面，已经落地运营的试点项目需因地制宜大力开展以新能源为主的源网荷储一体化绿色有源微电网建设。需要政策支持和鼓励增量配电改革试点围绕用户安全可靠、绿色低碳、经济高效的用能需求，以新能源为主建设源网荷储一体化的多能互补、综合能源供应的绿色配电网。”

在吴俊宏看来，未来增量配电发展应该关注因绿色高质量发展和招商引资需要而新开展的“园区型增量配电网+新能源”项目。这类项目在过去一两年已经在个别省份进行了尝试。在目前经济发展需求面前，越来对越多的地方开始支持这类业务模式。虽然这类项目每年新增的数量不会太多，但其质量和投资规模都会比过去的增量配电网更有优势。

以黄冈产业园低碳示范园区为例，其依托泰能智慧电力在园区内投资运营的增量配电网，已累计成功并网新能源项目超53兆瓦，在行业内及同类园区中处于领先水平。这些新能源项目的并网投运，每年可为黄冈产业园提供约6185.1万千瓦时的清洁能源，减少碳排放3.6万吨。

创新配电体制促进新能源消纳

业内人士认为，过去在增量配电网里接入电源是比较敏感的话题，增量配电网项目甚少考虑新能源电源接入，但是在碳达峰碳中和目标下，为了发展更大规模新能源，按照传统电力系统发展思维对待大规模的新能源并网，电力系统将面临巨大的建设和使用成本压力。这些压力，一方面来自解决新能源传输和并网的电网投资，另一方面来自新能源波动导致的辅助服务成本需求。因此，在未来增量配电改革中，迫切需要创新配电体制机制，以实现低成本的消纳新能源。

贾豫也表示，在加快建设新型电力系统的背景下考虑电力产供销体系的优化调整完善，应坚持“远方来”与“身边取”结合、集中式与分布式并举，特高压大电网建设与绿色有源配电网建设并重的原则，在满足安全稳定的基本前提下，发挥增量配网体制机制灵活的优势，大力开展分布式新能源建设和集中式新能源就近接入消纳，降低增量配网综合购电成本并鼓励向下游终端用户传导价格波动。

“通过社会资本投资建设增量配电网以及相关的新能源并网线路，可以减少电网公司投资电网的成本，进而减少省级输配电价上涨的压力。另外，通过新能源就近接入增量配电网内消纳，减少了传统方式下新能源并网线路接入电网，再通过电网供电线路去负荷端消纳的潮流迂回损耗。”吴俊宏认为，根据对电网设施付费使用的基本原理以及相关政策要求，直接接入增量配电网里消纳的新能源不用缴纳外部电网的输配电价，直接减少了用户对于这部分新能源的使用成本。此外，通过增量配电网对用户需求侧管理的加强，网内进一步的储能配置，可加强对局部单元源网荷储一体化的互动能力，能够减少新能源波动、负荷波动对于电力系统不平衡的影响，从而降低电力系统消纳新能源以及用户使用新能源的辅助服务成本。

在业内人士看来，“增配电网+新能源”模式能够吸引对低电价、绿电有需求的高耗能企业入驻投产，并提升其产品竞争力。这种模式能有效带动负荷增量，而负荷增量正是经济发展和新能源消纳的基础。

文丨中国能源报记者 苏南