又过去了一年，又到了年终总结的时候。总体而言，2023年增量配电业务发展整体比较平稳，既有项目该建设的建设、该运营的运营。而新开展的纯粹增量配电项目几乎没有，有一些是借助零碳园区或源网荷储一体化发展需求开展的项目。而由于缺乏新政策的出台和主管部门的正面表态，行业也一度怀疑配电改革的持续性。幸好在新型电力系统建设的客观需求下，中央及时发布了重要文件稳住了大家对配售电改革的预期。
（来源：微信公众号“爱能界”作者：吴俊宏）
一、政策层面
2023年国家发改委、能源局层面并没有出台针对增量配电业务的专项政策。唯一一个专项文件可能只是《增量配电业务配电区域划分实施办法（征求意见稿）》在多轮征求各方意见，而该文件迟迟未正式发布足以看出背后博弈的激烈、以及主管部门的谨慎。考虑到配电区域划分是增量配电业务工作开展的重中之重，且文件一旦正式印发将实施多年，所以谨慎出台也在情理之中。缺乏新的专项政策，直接影响了增量配电工作的信心、间接助长了增量配电改革的阻力，甚至有坊间传闻将停止增量配电改革，这直接影响了新项目的开展以及拖后了既有项目的进度。
然而下半年，一份中央文件彻底打消了对增量配电改革以及源网荷储一体化业务、微电网等相关衍生业务的质疑。7月11日，新闻联播播报中央全面深化改革委员会第二次会议审议通过了《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》；10月19日，《中共中央办公厅 国务院办公厅关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的意见》（中办发(2023) 47号）正式印发，该文件明确提出“建立增量配电网常态化发展机制”、“完善微电网、配电网等建设运营机制”。毫无疑问，中办发(2023) 47号文既会坚定增量配电相关参与者的信心和决心、打消各方关于改革持续性的质疑，又会激发各级主管部门主动作为的动力、减弱业务工作中的阻力。
综上，从中央对增量配电网常态化发展要求以及过去两三年出台的诸如《电网公平开放监管办法》等文件来看，增量配电业务管理要求已经逐步融合到和传统电网一样的监管性文件中，逐步的从“试点”的管理要求发展到常态化项目的管理要求。因此，相关参与者无需对缺乏持续性的增量配电专项政策感到失望，各方也不应产生改革停滞的错觉而误判形势。
二、实践需求
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。
三、2024年发展展望
一是增量配电业务的定位将由投资目标转变为投资工具。前五批试点项目基本都是为了增量配电网而投资增量配电网，即以获得区域供电经营权为首要目标。而未来增量配电网的投资价值将成为解决源网荷储一体化项目、园区普通分布式电源项目合法直供电用户的工具，即其价值体现不仅在于为用户供电获得过网费收益，更多在于和新能源协同发展获得的收益。
二是电源接入增量配电网将更加普遍。自我国提出双碳战略目标以后，多文件均提出鼓励新能源接入增量配电网消纳。而在过去1、2年的实践中，已经出现可以有参考性的电源接入增量配电网典型项目。对于2024年而言，无论是新的增量配电项目，或是既有的前五批增量配电项目，将看到更多的电源接入增量配电网消纳案例。
三是增量配电常态化发展机制将越发完善。其实2020年以后增量配电已经进入常态化发展阶段，即不再需要组织国家试点项目的申报和管理，优质项目可以有渠道立项、有方式落地、有规则生存，只是这几年实践工作并不理想。而在中办发(2023) 47号发布以后，相信2024年及以后，会建立更加完善的增量配电常态化机制。
四是既有增量配电项目有望获得价格机制的突破。不少上级文件提出要进一步研究合理的配电网价格机制。河南、贵州、浙江等地已经实现了本地价格机制的合理创新。在这些省份的示范下，其它各地的增量配电网也有望在2024年通过努力获取合理的配电价格。
五是新的增量配电项目会稳步推动。虽然中办发(2023) 47号文提出了对增量配电、微电网等业态的支持，但在进一步的细则出台前，不能盲目乐观增量配电网以及以它为基础的源网荷储一体化项目在2024年可以大规模、无障碍的发展。但在各地对于绿电需求、低电价需求的激励下，各地仍然会新增一些有代表性的源、网、荷、储一体化的增量配电项目。
随笔
2023年笔者配售电工作感触
1、增量配电网已经成为一种解决绿电/分布式电源直供的工具。前五批试点项目，基本都是为了增量配电网而投资增量配电网。而现在向笔者咨询的新增项目，其目标基本都是为了解决各自电源的直供需求而不得不开展增量配电业务，包括以大规模新能源供电为目标的源网荷储一体化项目，以及园区普通分布式电源项目。增量配电网的价值已经成为了在我国既有电力体制下合法合规实现绿电直供、隔墙售电的重要工具。
2、电力央企开始正式入局增量配电业务。增量配电业务改革伊始，电力央企对于增量配电业务投资还是充满了兴趣，笔者就曾参与过某电力央企总部对于布局国内增量配电网的规划。但随着试点项目遇到各种困难以及财务模型的不完善，这几年电力央企对于增量配电网几乎没有实质性介入和投资。而随着新能源项目开发的越来越困难，以及获得新能源项目对于消纳、接入和产业发展的要求，以及实现区域分布式热电项目更有经济性的要求，传统电力投资央企逐步意识到需要发展增量配电业务，甚至有些上升到公司战略产业的高度。
3、增量配电价格机制正在各个突破。增量配电价格机制是保障增量配电网健康发展的重要因素，且不少文件也提出要进一步研究合理的配电网价格机制。虽然上级文件还缺乏更加明细的价格办法，但河南、贵州、浙江等地已经通过本地价格机制的合理创新，满足了本地增量配电网合理发展的需求。其它省份的一些增量配电网也在和笔者交流怎样的价格机制才是适合他们的合理配电价格，并也在和地方主管部门积极沟通有望突破。
4、负荷增量是影响既有增量配电项目成败的重要原因。自第一批试点项目开展以来，已经落地运营了不少项目。但一些项目仍然不温不火，处于盈亏平衡的边缘甚至亏损。除了配电价格机制合理性的原因之外，负荷过低是造成这类项目困境的关键因素。增量配电网项目的投资和运营已经不是电力问题，而是招商引资和电力营商环境的综合性问题。这也对今后新的项目带来了启示，不能圈地以后以守株待兔的思维等着电力负荷发展，而应以源网荷一体化思维提升区域电力营商环境促进负荷和配电项目、电源项目的协同发展。
5、全社会配电网投资力度仍然不足。无论是笔者和一些地方园区管委会的交流，还是参加一些投资机构一对一的咨询会，他们均从自己的角度谈到了配电网投资不足的情况。在和上述单位的沟通中，园区管委会是希望有更加客观的配电网投资和技术方案去解决园区电力用户的供电问题；投资机构则是希望分析未来配电网投资前景对相关上市公司的影响。预判传统电网企业大规模增加配电网投资并不太现实，既因为企业有投资总额的限制，又因为电网投资成本最终会转嫁给输配电价成本并抬高用户电价。那么在用户用电接入、新能源接入又有客观需求的情况下，通过社会资本投资配电网并且通过源网荷储一体化运营模式创新去自我消化这部分投资成本，是解决配电网投资力度不足的重要可选项。
6、用户型微电网或在短期内相比其它配售电业态有更大发展空间。虽然中办发(2023) 47号文提出了对增量配电、微电网等业态的支持，但在进一步的细则出台前，也不能盲目乐观增量配电网以及以它为基础的源网荷储一体化项目会在短期内大规模、无障碍的发展。而在各省对于新能源消纳困难却仍然有大规模分布式光伏发展需求的客观情况下，以及在分时电价机制、用户对于自发绿电更高比例消纳要求下，用户侧储能以及基于用户侧储能、分布式光伏构建的用户侧微电网，以及基于用户侧微电网的需求响应/虚拟电厂将有相比其它配售电业态更大的发展空间。
