關于增量配電業務改革的討論，早已隨著大部分項目的停滯而平息了，再講起也是老生常談。但是近期發生的國網收購鄭州航空港區增量配電網事件又引起熱議，增量配電業主興港電力的興衰際遇，引起了一大批曾經躊躇滿志，最終卻折戟沉沙的增量配電從業者的共鳴。復雜的利益博弈，以及增量配電的特有商業模式，決定了增量配電改革必然要導向當前的局面。而當下借助分布式發電的興起和可再生能源技術的發展，重新以微電網、源網荷儲等方式對既有供電格局的挑戰，能否開辟新的局面？

一、增量配電改革難題

2015年9號文確定的“三放開”是新一輪電力市場改革的核心，其中“有序向社會資本放開配售電業務”吹響了增量配電改革的號角，相對于有序放開“輸配以外的競爭性環節電價”和“公益性和調節性以外的發用電計劃”，增量配電網要在高度壟斷的電網輸配體系中扎下一堆釘子，涉及更復雜的資產所有權變化，增量配電的特殊模式以及各方利益博弈，最終導向了當前停滯不前的局面。增量配電面臨的難題主要包括以下幾點：

1.配電網VS負荷，先有雞還是先有蛋？

增量配電業務主要瞄準增量負荷，必然存在負荷增長不確定性的風險。各地在紛紛申報增量配網試點時，其中不乏地方政府對“土地財政”的依賴，在產業規劃中過度突出示范區的美好愿景，實際上并沒有明確的供電范圍和優質的用戶負荷。僅靠規劃“畫餅”但缺少保底負荷，配電業主基于回報考慮就不會有投資意愿，而沒有配電網投資更引不來優質用戶，“雞蛋矛盾”或多或少影響著增量配電項目的推進。

2.增量配網VS大電網，嬰孩與巨人的博弈

增量配電企業遭遇電網公司的阻擊一直是社會關注的焦點。既然要在原有垂直一體的輸配電業務中爭得一席之地，必然面臨與巨人博弈的重大難題。增量配電網要從公用電網接電，同時也要處理增量配電網范圍內的已有電網資產，而電網公司在供電方面又肩負著“守土有責”的任務，從各自利益角度出發，引發增量配電企業與電網公司相互抗衡。毫無疑問，在博弈中增量配電企業處于全面劣勢，部分增量配電試點因為電源接入問題裹足不前，而部分只能以妥協合作的方式開展業務。根據中國能源研究會配售電研究中心統計，在第一批93個確定業主的試點項目中，電網參與的48個，其中絕對控股的26個，占30%。

3.輸電價格VS配電價格，誰輕誰重？

現今發布的輸配電價中，配電業務（110kV及以下）對應部分電價較低，也導致增量配電盈利難的問題。我國尚沒有實現輸電業務和配電業務分離，輸電價格與配電價格的核算難以做到透明，尤其以省級電網為單位進行核定時，企業的人力成本、管理費用、其他費用等如何在不同電壓等級進行分攤影響各電壓等級電價的合理性，當前電壓等級的差價并不足以反映配電業務的實際成本。圖1、圖2顯示了部分省份輸配電價構成（兩部制），配電網部分的占比僅在30%-40%。增量配電企業由于其規模效應更小，管理費用分攤壓力更大，相較省級電網公司能在全省層面均衡成本，增量配電企業通過配電網較低的輸配電價實現盈利難度更大。

二、增量配電改革的一個縮影——興港電力的消亡

盡管增量配電改革困難重重，但仍不乏堅持闖關者，此次電網收購事件的主角——興港電力（全名：鄭州航空港興港電力有限公司）就是曾經的明星。2017年，興港電力競標成為鄭州航空港經濟綜合實驗區增量配電業主，該增量配電項目是國家第一批改革試點之一，營業范圍為航空港區共330平方公里范圍，區域內存增量供電負荷較大，具有非常優質的經營潛力。興港電力分別于2019年、2021年獲得起步區和全區域的電力業務許可證。

航空港區增量配電項目條件優越，而興港電力的出身也絕非“草根”，興港電力控股股東為鄭州航空港興港公用事業有限公司，該公司上一級母公司的實控人是河南省財政廳；興港電力第二大股東為華能國際。政府和央企聯合的背景，加上經營區優良的條件，航空港區項目被河南省發改委評價為改革的“試驗田”和“風向標”。在眾多增量配電試點停步不前甚至被取消的局面下，航空港區項目可以說是一個正在成長的“火種”。

但即便如此，當下航空港區試點項目似乎也走向了死局，近期報出的試點項目將被電網公司收購的消息，再次掀起各界對于增量配電改革的失望。興港電力遇到的試點區域內既有資產處置、與上級電網并網難等問題是增量配網改革路上的一個縮影，將興港電力的遭遇放到改革的整體困局中，讓人感到“意料之外、情理之中。”改革至今已進入第8個年頭，國家先后5批次的400多家增量配電改革試點項目，截至目前正常開展經營并有利潤的項目屈指可數，而大部分項目實際進展緩慢，已投入資產沒有回收途徑，增量配電企業坐吃山空，試點項目名存實亡，最終只能走向鄭州航空港區項目的結局。

三、微電網和源網荷儲另開新局？

增量配電改革一地雞毛，但在配售電側逐步打破壟斷的愿望依然強烈。隨著光伏成本的下降以及分布式發電的興起，消費者逐步成為“產銷者”，不與電網公司進行正面較量，而是退而求其次開辟新的戰場，似乎成為打破缺口的出路。

1.微電網的發展

隨著分布式光伏的發展，借助用戶側“紅線內”既有配電設施，搭建集分布式光伏、儲能、柔性負荷為一體的微電網系統，能夠減小用戶對電網公司的供電依賴和降低用電成本。盡管與增量配電對比，微電網沒有根本改變配電業務的格局，但部分避開了受上級電網限制的問題，也適應了分布式電源發展的需求，微電網發展具有邏輯上的必然。

微電網力求“集小勝為大勝”，通過量變引起質變。截止2022年底，我國分布式光伏累計裝機已達到1.5億千瓦，其發展速度也越來越快，2022年分布式新增裝機就超過50GW。支持微電網的發展成為新能源開發消納的重要一級，而以微電網為主體參與電力市場成為用戶側爭取權益的重要途徑，其中分布式發電市場化交易（隔墻售電）又成為交鋒的焦點。

實現分布式發電的隔墻售電，能夠實現可再生能源的就近共享，形成園區、社區之間的零碳電力共享，促進綠色電力的消費。2017年，國家發改委、能源局聯合發布《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》。2019年5月，又公布了分布式發電市場化交易26個試點項目名單，此后又多次出臺文件督促落實。但由于隔墻售電的輸配電費如何收取、分布式發電如何承擔系統備用等問題，隔墻售電成為電網公司嚴防死守的重點。首批隔墻售電試點成效也極為慘淡，竟成為又一個增量配電改革。

但隨著分布式可再生能源的更大規模發展，以及用戶側靈活性資源的覺醒，用戶側更自由地參與電力市場，既是廣大用戶的意愿，也是提升新型電力系統靈活性的要求。而在操作層面，微電網與公用電網界面沒有增量配網那么復雜，分布式光伏、儲能成本的快速下降也使微電網有利可圖，所以其推廣難度相較更低。未來，在理順該承擔的各項成本的基礎上，微電網作為公平的市場成員，以綠電銷售方以及靈活性資源提供方，參與電力市場交易將成為新型電系統發展的主要方向。

2.自成一體的源網荷儲試點

相較微電網在更小范圍內實現突破，內蒙、山西、青海等新能源富集省份，努力通過源網荷儲一體化項目，以不過度依賴電網公司為前提，實現新能源、電網與產業負荷的協同發展。上述三省（自治區）對源網荷儲項目在新增負荷、調峰能力、電網邊界、新能源利用率等方面進行了規定。以內蒙源網荷儲一體化項目為例，要求：

（1）自主調峰。一體化項目按照自我消納自主調峰的原則，不向公用電網反送電，不增加系統調峰壓力。儲能配置比例原則上不低于新能源規模的 15%（4 小時）。因負荷或調峰能力不足造成棄風棄光，自行承擔風險，新能源綜合利用率不低于90%。

（2）與電網的邊界。一體化項目作為一個整體接入公用電網，與公用電網形成清晰的物理分界面。需要公用電網提供備用容量的，要同公用電網企業初步達成一致意見。一體化項目須作為整體接受公用電網統一調度，特殊情況下，公用電網有權將一體化項目作為地區應急資源。

（3）規模與主體。新增負荷年累計用電量原則上要超過5 億千瓦時，電源、電網、負荷、儲能由一個投資主體建設，作為一個市場主體運營。

青海、山西對于源網荷儲項目也提出了類似的要求，總體而言，源網荷儲項目一是要求具有一定規模，用電量滿足一定門檻，能夠支持新能源較大規模發展；二是源網荷儲項目與公用電網界面清晰，原則上自主調峰，在備用方面不過度依賴公用電網，實際上形成自成一體的內部電網格局，以降低公用電網方面的阻力。

源網荷儲項目要實現電力電量的自我平衡，將需要配套大量的儲能裝置，帶來系統成本的增長。但隨著新能源、儲能成本的下降，源網荷儲項目在經濟性上將逐步具有可行性，但源網荷儲項目相對公用電網較為獨立的定位，可能導致一體化項目內部新能源出力不足或發生重大安全事故時，難以獲得上級電網的及時支援，供電可靠性問題仍不容忽視。源網荷儲這劑藥方是否有效，仍需實踐落地來檢驗。

四、總結

盡管增量配電改革成果不如人意，但隨著分布式電源和可再生能源技術的興起，新型電力系統的結構將發生顛覆性改變，在這個大變局中，圍繞配電側的變革遠沒有結束，甚至可能只是剛剛開始。

受阻于增量配電業務改革中的阻力，通過微電網的小天地，以及源網荷儲的迂回，是否能夠撼動既有格局的強大力量，結果尚不可知。但新業態的涌現，正在為進一步改革積蓄經驗和力量。我們期待在政策的助推下，“隔墻售電”的藩籬能夠最終突破，給微電網的發展釋放更大空間；也期待“源網荷儲”試點的開花結果，形成新的可再生能源發展模式。

但電力體制改革的重大勝利不能僅靠迂回來實現，改革實踐表明，真正“管住中間”是“放開兩頭”的前提和基礎，也許在新的創新和變化不斷累積之后，將很快迎來改革的正面對決！