增量配电网发展现状综述及发展趋势研究

韩 刚 周昭志 郝楠楠

(1.浙江省发展规划研究院，浙江 杭州 310030；2.中国电建集团华东勘测设计研究院有限公司，浙江 杭州 311122)

增量配电网业务改革是推动新一轮电力体制改革的重点任务。自2015年3月起，国家层面陆续出台多个政策文件用于支持增量配电业务改革，对配电网业务改革及增量配电网范围作出了详细具体的界定[1-3]。增量配电网是指拥有配电网运营权的配售电公司向用户供给电能，并依法经营的配电网，原则上指110kV及以下电压等级电网和220(330)kV及以下电压等级工业园区(经济开发区)等局域电网。增量配电业务改革旨在鼓励社会资本投资、建设、运营配电网，推动电网业务向社会资本开放。截至2020年底，国家发展改革委、国家能源局先后批复了5批增量配电业务改革试点项目，共计483个，涵盖北京、河北、内蒙古等31个省(直辖市、自治区)，我国增量配电网发展取得显著成绩。

1 增量配电网业务进展及特点分析

从试点项目公布时间上看，我国增量配电网业务改革试点推进整体稳步加速。国家发展改革委、国家能源局于2016年11月发布第一批增量配电网业务改革试点项目(共105个，2017年3月增加到106个)，2017年11月发布第二批增量配电网业务改革试点项目(共89个)，2018年4月发布第三批试点项目(共97个)，2018年6月发布第三批第二批次试点项目(共28个)，2019年6月发布第四批试点项目(共84个)，2020年8月发布了第五批试点项目(共79个)。我国增量配电网业务改革试点发展形势较好。

从试点分布区域情况上看(见图1)，我国增量配电网业务改革试点项目分布逐渐由东部沿海地区向中西部内陆地区转移。第一批增量配电网业务改革试点项目，福建、浙江、安徽各6个项目并列第一；后四批增量配电网业务改革试点，内陆地区省份项目数量明显增多。截至目前，五批增量配电网业务改革试点项目，河南共39个遥遥领先，云南排名第二(29个)，山东和河北并列第三(27个)，然后依次为山西、陕西、甘肃、广西、贵州等；浙江、江苏、安徽各17个项目，并列排名14位，福建排名12位(18个)。内陆地区希望通过增量配电网项目，推动地方招商引资，促进地方经济发展。

图1 增量配电业务改革试点分布情况

从试点分布类型看，增量配电网业务改革试点项目主要集中于负荷相对集中的园区。增量配电网主要以园区型项目为主，主要集中于各地的工业园区、产业园区、经济技术开发区、高新技术开发区、矿区，其中大多数属于国家级新区、重点工业园区、跨境经济合作区、保税区等，包括新建的园区以及现有园区扩建。这些区域大用户居多，电力需求量大，远景用电量大，配电网投资规模大，是拉动地方经济的增长点。优质用户集群更易形成配售电公司，推进增量配电网项目建设运营。存量配电项目若参与增量配电改革，需符合地方政府经济发展规划且是已经得到批复的工业园区(经济开发区)、产业园区等项目。

从试点参与投资主体来看，发电企业、地方政府等社会资本积极参与增量配电网建设运营。目前增量配电网试点项目投资主体主要有当地电网企业、发电企业、地方国资平台以及其他社会资本。以三峡、华能、国电投、大唐、华润、浙能、京能等为代表的发电企业，通过增量配电业务将产业链向下游延伸，通过发配售一体拓展业务空间和盈利空间[4]。以江西建筑陶瓷产业基地管委会、郑州航空港区管委会等为代表的园区管委会，其辖区范围内工业园区数量众多，拥有大量优质用户，用电量占比很大。以协鑫智慧能源等为代表的智慧分布式能源公司、微电网公司，借助增量配电网发展分布式可再生能源，进行资源整合和升级，布局综合能源服务。以金智科技、北京科锐、恒华科技、许继电气等为代表的配电设备制造商，通过工程总承包或资产运维，新建配电网或对存量配电网进行升级，利用自身生产经验开拓后端运维。以新奥、中石油等为代表的非电能源服务企业，依托增量配电网打造“多位一体”的战略协同，谋求多元化发展[5]。目前明确业主的增量配电网业务，绝大多数由电网、发电企业或地方政府控股(见表1)。

表1 增量配电网投资参与主体情况

从试点配电网资产发展趋势特点看，存量配电资产转增量的项目明显增加。相比于纯增量项目，大型企业产业园区转型增量配电网项目明显增加，如第四批试点中的大型矿区、油田开发区、港区等。这些区域由于历史原因，区域较为封闭，资源产业型特征明显，主体较为单一。在增量配电网申报过程中，程序上操作起来相对简单，与纯增量项目相比，不需要重新招标确定投资主体，也更容易快速见成效。

从国家、地方出台政策文件特点来看，增量配电网体制机制不断完善。国家层面发布多个增量配电网相关文件，完善增量配电体制机制，涉及增量配电网业务管理办法、增量配电网业务改革试点、增量配电管理等。部分省市也同步出台相关配套政策文件。就试点项目而言，相比于前三批增量配电业务改革试点方案，第四批和第五批增量配电业务改革试点方案给出了更完整的指导内容，要求务实规范，加强统筹协调，加强信息报送，强化风险自担，健全完善通报和督办机制，健全完善评估和调整机制，并允许在本轮输配电价核定后启动试点项目，鼓励具备条件的省(区、市)自行确定和公布试点项目。

2 增量配电网业务发展存在的问题

2.1 配电价格不合理

2017年底，国家层面制定了增量配电网电价指导意见，进一步明确了增量配电网定价方式采用准许成本加合理收益。随后各省相继出台了各自的配电价格机制文件，但少有能反映增量配电投资合理收入的具体操作办法。大部分省份将核定的各电压等级之间的电价差作为增量配电网价格上限[6]。然而，目前省级输配电价以电网投资回收成本作为核定依据，很难反映不同电压等级真实成本。由于电压等级间价差过小，具体操作层面缺乏电价定价文件，致使增量配电价格很难有盈利空间。因此，在这种情况下，社会资本对增量配电网投资热情大大减退。另外，指导意见也提出：若不同电压等级输配电价与实际真实成本存在较大差异，省级价格主管部门可以根据实际情况向国家主管部门申请调整，但这种办法实际操作起来相当困难，要有足够依据，并且耗费时间过长。

2.2 项目投资回报周期长

增量配电网项目具有前期投资规模大、建设周期长、投资回报周期长等共性问题，经常会导致在实施过程中社会资本退出，项目推进困难。尤其在新的园区，企业入驻较慢，市场培育周期较长，用电需求短时间内难以达到预期水平。增量配电网经营收入不足以支撑企业运营，影响增量配电项目开展运营。有些地方希望依托增量配电项目进行招商引资，最终园区负荷无法落实，导致配网和售电业务无法开展[7]。目前大部分增量配电网试点项目仍处于起步探索阶段，配电网资产和用户尚未形成规模效应。

2.3 投资主体选择不当

目前，增量配电网试点项目投资主体主要为当地电网企业、地方政府国资平台、发电企业、电气设备制造商以及其他社会资本。在政府、电网和用户配电资产多方参与的情况下，由于各方利益诉求不同，导致公司决策缓慢、股东意见难以统一，各方投资股东就如何参与很难达成一致意见，导致项目难以落地。

2.4 政策法规及标准不完善

目前，我国增量配电相关政策法规、标准不够完善，突出体现是存量配电资产处置程序不明确、配电网技术和服务标准不明确、项目遴选缺少明确的准入标准、增量配电业务改革相关市场有效监管尚未形成、缺少试点项目退出机制。虽然近几年国家出台多个政策，但是实际落地方面实操性不强。

2.5 地位认定存在争议

相关社会主体对于增量配电网企业市场地位的理解存在一定分歧，在接入公用电网、参与市场化交易、与省级电网结算等环节被当成“大用户”，要求配电网企业按照电压等级缴纳价差，导致增量配电网与省级电网之间的结算问题突出。然而，增量配电网建设运营需要投入设备和运营队伍，承担保底供电，为用户提供供电服务。目前增量配电网项目地位处于大用户和转供电两者之间，需要承担电网企业的责任和义务，但不具备电网的营商环境和法律地位，导致增量配电网项目开展困难。

2.6 规划管理水平薄弱

增量配电网规划与传统配电网规划相比，规划范围、建设规模、建设时序、经济性分析等都是难点。由于增量配电网规划、审批权限下放地方，不同地方对于增量配电网规划把握尺度不一，造成重复规划、重复建设，甚至与当地区域电网脱节。相关规划编制单位调研不深，致使用电需求与实际出现较大偏差，从而导致后续项目建设及盈利水平未达预期，甚至出现“烂尾”现象。

3 增量配电网业务发展趋势

3.1 源网荷储一体化是未来增量配电网发展的主要形态

随着碳达峰、碳中和目标的提出，电力体制改革从推动电网垄断环节向发展和消纳大规模可再生能源方向转变。为进一步推动改革，落实碳达峰、碳中和目标，国家发展改革委、国家能源局发布了《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》[8]。该文件提出了区域级、市县级、园区级三大类示范试点方向，强调在工业负荷大、新能源条件好的地区，支持分布式电源开发建设和就近接入消纳，结合增量配电网，开展源网荷储一体化绿色供电园区建设。因此，以源网荷储一体化开展增量配电网，推动构建以新能源为主体的电力系统已经成为未来发展的主要形态。

3.2 电力市场体系建设是增量配电网发展的重要机遇

2022年1月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，文件要求加快形成统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系。随着我国电力市场体系建设的稳步推进，电力中长期交易逐步成熟，电力现货市场试点有序启动，增量配电网运营权限全面放开。鼓励增量配电网区域内分布式电源就近接入增量配电网，在有消纳空间的前提下，允许增量配电网适当接入符合规划要求的可再生电源。允许增量配电网企业及其网区内用户按照相关政策要求通过市场主体资格注册，开展电力市场化交易业务。

4 结 论

增量配电业务改革作为新一轮电力体制改革的重要任务，是推动社会资本进入电网竞争环节的重要突破口。本文梳理了国家五批483个试点项目，分别从试点公布时间、区域分布情况、区域类型、投资主体、资产发展趋势和配套政策六个方面进行归纳，分析了配电价格不合理、项目投资回报周期长、投资主体选择不当、政策法规及标准不完善、地位认定存在争议和规划管理水平薄弱六个方面的问题，最后从源网荷储一体化和电力市场体系建设两个角度提出了增量配电网业务改革的发展趋势。