政策此前已明确以消纳可再生能源为主的增量配电网、微电网和分布式电源的市场主体地位。而回溯近期产业动态可以发现，增量配电网项目建设及落地速度进一步加快，且多数与新能源/储能相挂钩。

　　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。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。

　　顾名思义，可简单看作“新增加的配电网”。而《增量配电网接入电力系统技术规定》征求意见稿曾给出明确定义——

　　增量配电网指满足电力配送需要和规划要求的新增的1100千伏及以下电压等级电网正常方式下近具备配电功能的规划内220（330）千伏及以下电压等级工业园区（经济开发区）等局域电网，以及除电网企业存量资产外，由其他企业投资、建设和运营的存量配电网。

　　去年10月底，中央、国务院公布《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，提出“推进电网体制改革”，明确以消纳可再生能源为主的增量配电网、微电网和分布式电源的市场主体地位。

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　　2023年是我国提出双碳目标以后的第四年，也是提出新型电力系统建设目标的第二年。从我国新型电力系统构建的客观技术经济性机理来看，增量配电业务是很有必要的。从2023年各地开展新的增量配电业务的实践情况来看，主要围绕以下需求。

　　一是新能源绿电认证唯一性和低价使用的需求。2023年多地为满足新增负荷绿色用电、低价用电的需求而开展了零碳园区或源网荷储一体化项目，但最后解决方案都指向了增量配电这一政策工具，通过构建独立的配电网环境实现周边一定范围内绿电专项供电以及园区的低价用电；

　　二是分布式电源隔墙售电的需求。一些生物质电厂、分布式热电联产对于园区供热发挥了重要作用，但却无法就近为电力用户提供低价电力，还不得不并网接入远处变电站，既增加了项目投资成本又增加了电力传输损耗。而在双碳相关文件鼓励清洁电源就近供电园区后，2023年一些生物质电厂、分布式热电联产已经在开始策划进一步构建增量配电网以实现电力的隔墙销售；

　　三是满足园区负荷供电的需求。增量配电改革之初，其初衷之一就是引入社会资金解决电网公司投资能力不足的问题，进而满足园区负荷增长提升园区电力营商环境。通过几年的增量配电改革，园区电力设施投资已经有了明显好转，但在一些地方仍然还是有些不足。2023年仍然存在为解决供电问题而自建变电站的需求情况。

　　综上，表面上看自第五批增量配电业务试点以后增量配电项目发展似乎陷入低谷。但在双碳战略目标、地方经济发展的客观需求下，各地新的增量配电项目已经暗流涌动。

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　　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。

　　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。

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