基于增量配网规划实施方案的研究

中国电建集团河南省电力勘测设计院 梁建宾 李明源 河南省工程咨询中心 李 宁

目[前，增量配网规划报告均依据（发改经体2019]27号）文执行增量配网规划设计，但项目能否实施，是否存在资源浪费、是否存在重复建设以及是否具备可靠的电源都是规划后常见问题。通过国家发改委下发的4个批次404家增量配网规划执行情况分析，增量配网规划及落地情况有待推进，项目进度滞后严重，部分项目已经被取消。增量配网规划区别于以往的电网规划，是以试点区域为抓手，可逐片逐点落实项目的可行性，方案的可执行性、路径的可用性以及项目投产的可确定性，是区别于常规配电网规划及专项电力规划技术性报告的。针对园区本身特点，提出合理的负荷预测结果、合理的网架接线方案、合理的项目建设周期，对分布式电源、微电网、综合能源考虑其接入的协调性，并探讨项目整体投入产出比，从而可知增量配网规划具有很强的落地性。

项目能否落地主要考虑新售电公司与现有供电公司之间的协调持续性；因处于同等地位但又受制于现有电网结构，在开展业务中难免存在因考虑问题不全面导致项目无法实施、项目可研变更、建设滞后等，因此在以后的规划和实施工程中要优先考虑遇到的相关问题，本文针对目前存在的问题进行分析，并从规划设计角度出发，提出了一些有关项目落地的措施，供讨论学习。

增量配网存在的主要问题

在规划评审和项目实施调研，诸多项目进展较慢且存在多方质疑或项目建设申报不畅等问题。通过近4个批次项目的分析梳理，从规划角度出发，主要存在存增量界限划分不明、变电站布点落地难、网架接入方案的不可预见性、投资产出的不确定性以及对电网布局是否重复性等问题；从实施角度出发，主要存在项目的后期接入系统方案、近期用电接入等问题。

从众多参与增量配网试点而言，能否完整的将存增量做很好切割尚存争议。以产业集聚区为例，部分企业入驻的临时用电、建设用电即为供电公司所有，少数居民生活用电、尤其跨试点区域两侧供电（线路条数少，供电能力有限等）情况存在。此种情况下，试点区域假如由供电公司供电，一来与存增量划分依据有背离，二来已有的变电站不足于满足周边区域用电，不具备扩容能力。

图1为某试点区域的存增量划分图，蓝色为试点区域增量部分，绿色为供电公司存量区域，黄色为大用户供电区域。蓝色地块并未完全相连，图中有一蓝色小地块被供电公司区域分开，供电负荷不足20兆瓦；因此，在划分及确定供电方案中是否因存增量划分导致交叉供电、重复建设等需提前筹划。

图1 某试点区域存增量划分图

作为试点区域，针对空白区域新增负荷，考虑试点区域业主的独立产权，新增变电站布点进行周边负荷供电是有必要的。但是从区域电网考虑，现有存量变电站能否通过扩建或增容改造满足用电需求在目前阶段尚未很好落地，按照城市电力设计规范，单座110kV变电站可满足2公里以内用户的供电需求；试点区域变电站建设与存量变电站是否存在资源的浪费有待分析。

图2为供电公司变电站与试点区域待建变电站，两站距离1.4km，现有的供电公司A01变电站为单台主变、具备扩容性，但周边负荷增长较快，供电公司现有区域对A01需求较大，A01仅能满足供电公司用电需求。但从地域考虑，增量区域可由A01供电，后期可通过变电站倒供负荷或优化电网结构满足周边供电需要。

图2 某试点区域变电站相对示意图

试点规划区域电网规划中330kV、220kV、110kV、10kV各个电压等级均存在，项目规划接入方案多样，能否最终落地有待下一步确定，关键点在试点变电站与接入网架是否存在有效预留间隔。因此仅从设计角度出发，完全不能确定后期的可实施性。

网架接入点的道路走廊问题，前期规划是否预留高压电力通道，周边企业用户是否对高压电力安全距离及安全运行存在模糊认知都是问题，是否将增量配网规划有效纳入试点区域的城市整体规划中有待进一步明确；变电站、配电房、开闭所布点的可利用性及合理性，主要针对园区内的布点落地需提前筹划，尤其是产业集聚区需实时滚动城市规划编制，合理调整土地利用性质，满足后期供电设施落地性。

增量配网编制的经济效益分析是否合理，数据是否准确主要建立在增售电量和利润价差上。从各省市发布的电网销售电价表看各地区有所不同，110kV与10kV工商业价差上，宁夏价差0.05元、河南价差0.04元、上海价差0.08元、山西价差0.03元，因此从利润价差分析，增量配网售电盈利有限、存在较大亏本可能，如何规划增量配电网建设时序及如何产生盈利点是下一步业主考虑重点。

远期规划主要考虑变电站的扩容性和分布式能源接入。随着分布式能源、储能、充电桩等电网周边的建设，未来区域电网建设将充分树立综合能源服务理念，能否通过调动园区周边资源及有效接入电网网架，形成对试点区域电网的优化设计，提升园区电网盈利点。远期规划对电网后期建设影响较大，从目前规划角度分析，很多时候尚不足于被人所重视，但远期规划的接入点是影响试点区域后期能否扩增扩容的重点，建议规划者或试点业主提前筹谋。

是否存在变电站重复建设、是否存在线路交叉供电是当前规划的疑难问题，从目前收集到的增量配网规划而言，均存在供电公司变电站具备辐射园区供电的能力，同时存在10kV线路横跨试点区域供电的情况。根据《发改经体[2019]27号》文，尚未核准或备案的配电网项目和已获核准或备案、但在相关文件有效期内未开工建设的配电网项目均属于增量配电业务范围。因此从以上分析，如何划分区域、如何确定售电公司业务范围都是辨识环节的问题。从设计角度出发，增量配网能否落地、项目能否主动推进，可通过以下方面考虑。

存增量划分是否合理。近期用户的电源接入方案，试点区域变电站建设周期滞后项目用电需求；变电站接入网架问题。变电站接入的系统方案审批流程较长，项目实施过程中受到不稳定因素较多，导致变电站建设时序滞后。如果接入变电站为待建变电站，规划设计时应考虑第二路电源，确保项目的前期可实施性；电网规划与供电公司前期未协调清楚，项目实施过程中存在变电站已建成或线路已架设，电网建设问题冲突等，售电公司与国网公司分歧较大；电网价格问题。购电成本、输配电成本是影响增量配网试点的主要因素，能否为试点带来利润，试点区域的未来盈利模式通过何种措施或者手段盈利；新能源接入的落地问题。分布式光伏、储能、充电桩如何进入增量配网试点中，如何对未来的盈利产生影响。

解决增量配网可能方案

增量配电业务改革旨在落实国家发展战略和混合所有制改革政策、促进地方经济社会发展。通过以上问题分析，从规划角度，依据目前试点改革存在的问题，提出几种可行性解决问题的办法供讨论。

能否打破存增量划分，统筹考虑，对试点区域内存增量纳入统一规划。对于有可能交叉的位置统一考虑（考虑供电公司变电站或线路入股），由下一步试点区域业主统筹考虑，形成试点获批区域统一规划，资源利用达到最大化，变电站及通道资源利用最大化。加强政府对电网规划的主导权，落实电网统一规划，让增量配电网规划回归电网规划本质；试点区域盈利问题。统筹考虑分布式光伏、储能及充电桩的接入，随着技术的进步，分布式光伏及储能设备价格将降低，充电桩的需求越来越旺盛，因此加入分布式能源是提升试点区域经济效益的重要手段。

提升管理水平。采用一体化管理模式，统筹园区内用能、节能管理，实施远程监控操作，减少人员配置，提升故障排除效率等，通过技术手段降低园区整体用电成本，可通过区域内用电负荷统计，给出合理的用能控制模型；滚动修编试点规划。

做到大用户入驻建设与变电站、开闭所、环网柜等设施同步，完善业主投资方式及投资模式；统一规划电网接入点问题。增强供电公司服务客户的代入感，将供电公司的收益与试点业主收益挂钩，提升国家在相关方面的政策实施性。

试点单位的能源数字化管控。提升综合能源服务模型，打造以试点区域增量配网规划为主体的多元化规划思路，统筹资源节能循环利用，提升周边服务水平，降低用电用能成本，提升试点业主单位的盈利能力；从企业运营角度出发，构建增量配电业务放开环境下配售电公司的企业投资收益。合理控制购售电价，提升容量使用率，增加用户对用电需求粘度，提升服务质量。作为售电公司，消除中间环节，配电网运营商获取电力用户数据后直接完成集运维、交易、金融、用电服务于一体的工作，降低中间成本。