增量配电：为新一轮电改“破冰”

  增量配电改革堪称新一轮电体改的“破冰”之举。从最初的“试点探索”逐步迈向“深度耕耘”，十年来，在政策的强劲推动、地方的积极探索和社会资本的踊跃参与下，这项改革见证了电力市场投资主体日益丰富多元、拓宽新能源消纳渠道、供电服务的品质持续提升等一次次突破，为电力行业蒸蒸日上注入活力。

  2015年，“9号文”提出“有序放开配售电业务”，首次明确增量配电改革方向，旨在引入社会资本参与配电网建设。2016年，《有序放开配电网业务管理办法》提出，鼓励社会资本热情参加增量配电网业务，通过市场之间的竞争确定投资主体，同时启动三批共320个增量配电试点项目，覆盖工业园区、开发区等区域。至此，增量配电试点工作在全国范围铺开。2018年，《增量配电业务配电区域划分实施办法(试行)》发布，随后对试点项目开展督导调研，要求地方政府和电网企业配合改革，并逐步完善配套政策，如明确增量配电网与公用电网的接入规则、优化电价结算机制等。

  2015—2018年，增量配电改革处于启动摸索阶段，不仅首次尝试通过社会资本参与配电网建设，推动电力市场化竞争，还为分布式光伏等新能源的本地化消纳提供初步载体。2019年开始，增量配电改革步入政策调整与深化试点期。一方面，政策督导与配套更完善，明确增量配电网与公用电网的接入规则等；另一方面，开始混合所有制探索，同时加大新能源就地消纳力度，直接推动增量配电网成为分布式新能源就地消纳的重要平台，进一步吸引更加多社会资本。

  近年来，增量配电改革进一步深化并实现体制突破。今年1月，国家电网宣布建立增量配电改革常态长效机制，全力支持增量配电改革试点各项工作，并积极研究虚拟电厂、新型储能、源网荷储一体化、负荷聚合商等新型主体经济技术特性和商业模式，引导更多主体参与电力市场。

  中国社科院能源经济研究中心副主任冯永晟表示，“双碳”目标、能源转型赋予增量配电网新的功能和价值，其跟大电网之间的关系不应是简单的利益分割，而是超越现有定位的新角色，包括解决新能源消纳和维持电力系统平衡等。“好比将‘蛋糕’做得更大，大家都能分得更多，而不再仅仅局限于之前的定位和分工。”

  十年间，增量配电改革经历从政策设计到试点探索、从局部突破到深化调整的过程，通过混合所有制、绿电消纳和服务创新，激活了社会资本活力，并为新能源消纳提供了新路径。

  罗兰贝格全球高级合伙人许季刚向《中国能源报》记者表示，在新一轮电改大棋中，增量配电改革作为电网市场化的重要尝试，自从2016年以来经历加快速度进行发展，并肩负绿电消纳重任。

  从最初试点到当前的450多个试点，从最初的单一增量配电网模式到源网荷储一体化、新能源微电网示范等多元化形式，增量配电通过试点探索为电力体制转型积累了经验。《2024年度新型配售电发展蓝皮书》显示，截至2024年12月，国家五批次增量配电试点项目459个，已有331个试点项目完成规划编制，360个试点项目完成业主优选，256个试点项目确定供电范围，227个试点项目取得电力业务许可证（供电类）。

  试点效果好的第一梯队有江苏、福建、浙江、河南。目前，河南、广西、吉林等省区在增量配电“源网荷储一体化”发展模式的实践中开展了积极探索。

  供电营业区17.11平方公里，规划最高电压等级220千伏，集变电、运维、检修、营销以及调度业务于一体——广星电网晨丰220kV变电站去年9月并网。这是内蒙古及东北地区第一家由非公有制企业投资的具备全电压等级的增量配电网项目，也是国家第二批增量配电改革试点项目，为全国增量配电网项目发展提供了借鉴。

  “配网端的核心矛盾在于消纳，尤其是分布式新能源的区域内消纳。”许季刚坦言，开发用户绿电需求、保障变压器容量的更新、提升配网智能化水平、推动绿电直供等，是增量配电网改善消纳、提升主体性、真正的完成价值破局的根本所在。

  配售电改革资深专家吴俊宏告诉《中国能源报》记者，增量配电网规模更小、更灵活，在发展“源网荷储”一体化或微电网方面独具优势，有望成为此类模式创新的重要突破口。“这种基于增量配电网发展的新模式，对新能源消纳更友好，能更高效地实现能源优化配置与利用，推动电力行业向更清洁、智能、高效的方向发展。”

  当前，增量配电网在“源网荷储”一体化技术提升上遭遇瓶颈，关键制约因素在于电源接入权、调度权以及合理收费权未有效落实。部分增量配电网具备接入更高容量新能源并实现合理消纳的条件，却因多种原因无法接入，使“源网荷储”一体化技术在增量配电网的应用缺乏必要的客观条件。

  吴俊宏认为，要突破这一困境，重点是明确增量配电网与传统电网平等的主体地位。“当增量配电网能毫无障碍地合理接入电源，在相关业务中获取合理收入，并拥有自主调度权，源网荷储一体化等有关技术将在增量配电网中得到更广泛的应用。”

  许季刚表示，增量配电网开发商需逐步超越配网角色限制，将自身定位于区域综合能源运营商和服务商，全面打通域内电力的供给与消纳，最终实现“源网荷储”一体化的切实落地，同步实现自身在增量配电网市场地位的实质性突破。

  受访专家一致认为，增量配电网改革需在体制突破、市场化机制和政策协同上持续发力，以支撑“双碳”目标下的新型电力系统建设。一方面要深化输配分开，另一方面要强化市场化机制，还要强化区域协同发展。尤其是，进一步明确增量配电网公平的主体地位，是解锁其技术提升与发展模式创新潜力的关键钥匙。

  增量配电改革堪称新一轮电体改的“破冰”之举。从最初的“试点探索”逐步迈向“深度耕耘”，十年来，在政策的强劲推动、地方的积极探索和社会资本的踊跃参与下，这项改革见证了电力市场投资主体日益丰富多元、拓宽新能源消纳渠道、供电服务的品质持续提升等一次次突破，为电力行业蒸蒸日上注入活力。

  2015年，“9号文”提出“有序放开配售电业务”，首次明确增量配电改革方向，旨在引入社会资本参与配电网建设。2016年，《有序放开配电网业务管理办法》提出，鼓励社会资本热情参加增量配电网业务，通过市场之间的竞争确定投资主体，同时启动三批共320个增量配电试点项目，覆盖工业园区、开发区等区域。至此，增量配电试点工作在全国范围铺开。2018年，《增量配电业务配电区域划分实施办法(试行)》发布，随后对试点项目开展督导调研，要求地方政府和电网企业配合改革，并逐步完善配套政策，如明确增量配电网与公用电网的接入规则、优化电价结算机制等。

  2015—2018年，增量配电改革处于启动摸索阶段，不仅首次尝试通过社会资本参与配电网建设，推动电力市场化竞争，还为分布式光伏等新能源的本地化消纳提供初步载体。2019年开始，增量配电改革步入政策调整与深化试点期。一方面，政策督导与配套更完善，明确增量配电网与公用电网的接入规则等；另一方面，开始混合所有制探索，同时加大新能源就地消纳力度，直接推动增量配电网成为分布式新能源就地消纳的重要平台，进一步吸引更加多社会资本。

  近年来，增量配电改革进一步深化并实现体制突破。今年1月，国家电网宣布建立增量配电改革常态长效机制，全力支持增量配电改革试点各项工作，并积极研究虚拟电厂、新型储能、源网荷储一体化、负荷聚合商等新型主体经济技术特性和商业模式，引导更多主体参与电力市场。

  中国社科院能源经济研究中心副主任冯永晟表示，“双碳”目标、能源转型赋予增量配电网新的功能和价值，其跟大电网之间的关系不应是简单的利益分割，而是超越现有定位的新角色，包括解决新能源消纳和维持电力系统平衡等。“好比将‘蛋糕’做得更大，大家都能分得更多，而不再仅仅局限于之前的定位和分工。”

  十年间，增量配电改革经历从政策设计到试点探索、从局部突破到深化调整的过程，通过混合所有制、绿电消纳和服务创新，激活了社会资本活力，并为新能源消纳提供了新路径。

  罗兰贝格全球高级合伙人许季刚向《中国能源报》记者表示，在新一轮电改大棋中，增量配电改革作为电网市场化的重要尝试，自从2016年以来经历加快速度进行发展，并肩负绿电消纳重任。

  从最初试点到当前的450多个试点，从最初的单一增量配电网模式到源网荷储一体化、新能源微电网示范等多元化形式，增量配电通过试点探索为电力体制转型积累了经验。《2024年度新型配售电发展蓝皮书》显示，截至2024年12月，国家五批次增量配电试点项目459个，已有331个试点项目完成规划编制，360个试点项目完成业主优选，256个试点项目确定供电范围，227个试点项目取得电力业务许可证（供电类）。

  试点效果好的第一梯队有江苏、福建、浙江、河南。目前，河南、广西、吉林等省区在增量配电“源网荷储一体化”发展模式的实践中开展了积极探索。

  供电营业区17.11平方公里，规划最高电压等级220千伏，集变电、运维、检修、营销以及调度业务于一体——广星电网晨丰220kV变电站去年9月并网。这是内蒙古及东北地区第一家由非公有制企业投资的具备全电压等级的增量配电网项目，也是国家第二批增量配电改革试点项目，为全国增量配电网项目发展提供了借鉴。

  “配网端的核心矛盾在于消纳，尤其是分布式新能源的区域内消纳。”许季刚坦言，开发用户绿电需求、保障变压器容量的更新、提升配网智能化水平、推动绿电直供等，是增量配电网改善消纳、提升主体性、真正的完成价值破局的根本所在。

  配售电改革资深专家吴俊宏告诉《中国能源报》记者，增量配电网规模更小、更灵活，在发展“源网荷储”一体化或微电网方面独具优势，有望成为此类模式创新的重要突破口。“这种基于增量配电网发展的新模式，对新能源消纳更友好，能更高效地实现能源优化配置与利用，推动电力行业向更清洁、智能、高效的方向发展。”

  当前，增量配电网在“源网荷储”一体化技术提升上遭遇瓶颈，关键制约因素在于电源接入权、调度权以及合理收费权未有效落实。部分增量配电网具备接入更高容量新能源并实现合理消纳的条件，却因多种原因无法接入，使“源网荷储”一体化技术在增量配电网的应用缺乏必要的客观条件。

  吴俊宏认为，要突破这一困境，重点是明确增量配电网与传统电网平等的主体地位。“当增量配电网能毫无障碍地合理接入电源，在相关业务中获取合理收入，并拥有自主调度权，源网荷储一体化等有关技术将在增量配电网中得到更广泛的应用。”

  许季刚表示，增量配电网开发商需逐步超越配网角色限制，将自身定位于区域综合能源运营商和服务商，全面打通域内电力的供给与消纳，最终实现“源网荷储”一体化的切实落地，同步实现自身在增量配电网市场地位的实质性突破。

  受访专家一致认为，增量配电网改革需在体制突破、市场化机制和政策协同上持续发力，以支撑“双碳”目标下的新型电力系统建设。一方面要深化输配分开，另一方面要强化市场化机制，还要强化区域协同发展。尤其是，进一步明确增量配电网公平的主体地位，是解锁其技术提升与发展模式创新潜力的关键钥匙。