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增量配电网改革长期以来涉及的地方保护、利润不及预期、投资意愿下降等问题，有望逐渐得到解决。
近日，国家发改委、国家能源局印发《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》（以下简称《意见》），首次以文件形式对配电网提出要求，明确到2025年，配电网网架结构更加坚强清晰，供配电能力合理充裕；配电网承载力和灵活性显著提升，具备5亿千瓦左右分布式新能源、1200万台左右充电桩接入能力。
在受访的业内专家看来，《意见》的出台是对当前增量配电网改革中遇到的问题的回应和指导，是初步共识和方向性指引，为配电网改革提供了方向和动力。
系统向高效配置转变
《意见》提出，推动配电网在形态上从传统的“无源”单向辐射网络向“有源”双向交互系统转变，在功能上从单一供配电服务主体向源网荷储资源高效配置平台转变。电力行业资深专家赵克斌对《中国能源报》记者表示，“如果说输电网是主动脉，那么配电网就是毛细血管，在源网荷储融合互动中起重要作用。”
能源研究人士吴俊宏接受《中国能源报》记者采访时表示，传统配电网规划、建设和调度目标较为单一，以满足供电安全可靠为主要目标。随着新型电力系统建设的推进，配电网正逐步由单纯接受、分配电能给用户的电力网络转变为源网荷储融合互动、与上级电网灵活耦合的电力网络。现在，配电网高质量发展是一个综合性问题，不仅仅是配电网软硬件的建设要满足安全、低碳、灵活、经济等多重目标，配电网的调度运营模式也需适应灵活互动的市场机制。
谈及功能转变对配电网发展带来的挑战，清华四川能源互联网研究院电力市场与碳市场研究所副所长蔡元纪对《中国能源报》记者表示，《意见》对配电网的发展方向提出了非常明确的目标和愿景。这一提法，正是为解决目前配电网建设中遇到的实际困难。这些困难概括起来有三个方面，即海量分布式资源与配电网互动时的接入、感知和运行问题。在接入方面，越来越多的分布式可再生能源、充电桩、储能设施、新型负荷等要接入配电网，必然会对配电网的运行造成冲击。比如，中午时段光伏大发造成反送，夜间时段充电桩集体充电造成功率激增等。因此，需要合理评估配电网的整体可接入能力，选择合理的接入点，开展增容扩容建设等。
“其次是感知，配电网的监测感知能力一直比较薄弱。对于海量资源的电气、环境等量值，应该进行更高频次、更加精准的采集感知，才能为配电网的安全稳定运行提供基础。”蔡元纪表示，再次是运行，配网从无源转为有源，从单向辐射变为双向交互，其运行方式、安全稳定条件、继电保护动作等都将发生很大变化，而网络本身的调节能力不足，需要依托于大电网和配网新接入的海量资源进行调控和平衡。因此，配网必然变为一个源网荷储的资源高效配置平台。
对目标完成度谨慎乐观
《意见》提出，到2025年，配电网网架结构更加坚强清晰，供配电能力合理充裕；配电网承载力和灵活性显著提升，具备5亿千瓦左右分布式新能源、1200万台左右充电桩接入能力。
武汉大学电气与自动化学院院长董旭柱认为，《意见》明确要求的“提升配电网承载能力”，恰是配电网高质量发展的重中之重。配电网承载能力内涵丰富，既包括规模化分布式新能源安全并网，又包括大规模电动汽车等新型复合灵活用电，还包括新型储能与负荷侧灵活性资源安全即插即用等方面。尤其是高比例分布式光伏接入造成配电网变时空重过载或电能质量劣化的问题，本质上是随机时序潮流问题，需要系统性评估配电网的承载能力。
对于我国电力系统具备5亿千瓦左右分布式新能源接入目标，业内专家一致持谨慎乐观态度。数据显示，截至2023年底，分布式光伏装机突破2.5亿千瓦，2023年分布式光伏新增装机约9600万千瓦。“目前分布式风电和生物质的数据我们还不清楚，不过预计分布式新能源合计总装机在2.8亿千瓦到3亿千瓦之间。按照这个增速，2025年达到5亿千瓦，还是有一定挑战的。特别是随着整县分布式光伏开发等进入深水区，部分地区接入能力已亮起红灯。”蔡元纪说。
“部分地区承载力已经接近极限，存在电网电压越限、电网调峰困难等情况。《意见》提出的2025年承载力提升目标，对于充电桩接入能力而言问题不大，但对于分布式能源接入却有一定难度。”吴俊宏也表示，虽然电网企业在应对新能源、电动汽车大规模发展的新形势下，早已开始研究并解决潮流双向、需求响应等问题，但面对更大规模的新能源、电动汽车充电设施和储能等发展需求，技术层面和管理层面仍存在很多待解决的问题。“为满足《意见》目标要求，不仅需要电网企业加大对配电网的改造升级，也需要政策引导分布式新能源合理布局有序开发、激励源荷互动提升本地消纳能力，同时还需要相关投资企业创新技术模式和商业模式以减少对配电网接入能力和调峰能力的需求。”
在赵克斌看来，新型电力系统强调源、网、荷的互动，配电网作为“毛细血管”，对于实现这一目标至关重要。配电网不仅是电能传输的通道，还需要具备灵活调节和响应能力。因此，配电网的改革不仅仅是建设更多基础设施，更重要的是实现技术和运营模式的创新。配电网改革是一个复杂过程，需要技术创新、政策支持和市场机制的协同作用。未来，配电网将不仅仅是电能传输管道，更是能源互联网中的关键节点，其作用和地位将日益凸显。
亟需细化体制机制改革
值得注意的是，《意见》虽然提出健全市场交易机制、持续优化电价机制、完善财政金融政策等，但总体较为空泛，需要在政策及体制机制上不断完善。记者了解到，为解决新型电力系统中增量配电网体制机制难题，国家能源局已于近日召开了小范围会议进行研究。
“从历史的角度看，增量配电网的尝试和探索是电改的一个组成部分，反映了改革过程中的复杂性和困难，也体现了在不同利益诉求之间寻求平衡的必要性和挑战。”赵克斌对《中国能源报》记者坦言，我国电力系统的输电和配电环节存在着不同的经济特性，其中输电环节由于长距离传输和大规模资本投入，通常被视为自然垄断领域，而配电环节则因为连接用户最终端，涉及到更多的用户交互和服务，投资回报周期长且利润较低。所以，在未来的改革中，如何平衡电网企业、地方政府、投资者之间的各种利益关系，是确保政策得到有效执行，推动深化改革顺利进行的关键。
那么，如何深化配电网改革？蔡元纪认为，一要进一步推动电力市场建设，形成以现货市场发现价格、中长期市场稳定价格、辅助服务和容量市场等协同发展的格局，通过真实的分时、分地价格曲线，引导配网中的海量资源根据市场价格动态调整自身发用电行为，更好地发挥市场优化资源配置的作用；二要进一步扩大市场开放范围，在保障居民、农业等用电平稳的基础上，推动一般工商业按照市场化的价格结算，对于同类同质的资源，采用公平的市场准入和市场结算手段；三是在市场建设过程中，可以针对性地先出台一些电价政策作为过渡性激励措施，比如，山东地区的中午时间电动汽车充电价格优惠等，让细分行业的分时电价从分段、定价等维度更加精准合理。
在吴俊宏看来，有两种思路深化体制机制改革，一是在此轮电改针对配电改革和输配电价改革的总体思路上，进一步完善及优化细则，补足缺失政策，压实各方责任，通过减少改革阻力推动实现配电网高质量发展的目标。另一种是更大胆地实施电网体制改革，以配电网公司法人主体独立、财务主体独立等形式探索输配分开，划小输配电价监管单元，激励配电网企业提升投资效益并积极应对新形势下各类业态的发展需求，在更公平维度上促进配电网各类主体的多元竞争，以更加市场化的方式满足配电网高质量发展的目标。
（责编：张若涵）
