增量配网闹“电荒”阻碍电改前进的到底是啥？

“园区内负荷稳步增长，增量配网却不能满足日益增长的用电需求，园区内电源建设受到限制，从其他电网企业买电也面临诸多困难。增量配网电源点不够用，发展面临天花板。”江西和惠配售电有限公司（以下简称“和惠配售电”）董事长赵杞直言，配电网建好了却“无电可配”的怪象正在圈内蔓延。

（来源：微信公众号“中国能源报”ID：cnenergy 作者：赵紫原）

增量配网原则上是指新建的110千伏及以下电压等级电网和220（330）千伏及以下电压等级工业园区（经济开发区）等局域电网。作为本轮电改的新生事物，增量配网肩负着提升配电效率、提高一般工商业和大工业用户供电可靠性、降低用电成本等重任。我国于2016年启动增量配电业务试点改革，分五个批次确定了459个试点。和惠配售电是国家发改委、国家能源局批复的第一批增量配电业务试点项目“江西省高安市建筑陶瓷产业基地”的业主单位。

记者在采访调研中了解到，和惠配售电正在面临的“缺电”困局并非个别现象。目前除了少数在存量网架基础上开展试点的项目外，能够成功接入电源的新增试点项目屈指可数。更值得注意的是，国家多项文件早已明确指出，允许符合政策且纳入规划的可再生能源、分布式电源以适当电压等级就近接入增量配网，但鲜有新能源、分布式能源接入增量配网的成功案例。

政策支持，试点亟需，到底哪里出了问题？

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增量配网试点普遍存在缺电问题

电网接入电源“天经地义”，但对增量配网来说这却成了“老大难”问题。“我们建陶基地已开发面积虽然仅有21平方公里，但去年全年用电量已近19亿千瓦时，负荷重、用电量大。其他增量配网试点情况也跟我们差不多，都普遍面临着电源点单一问题。”赵杞指出。

据介绍，现行政策规定，试点项目内不得以常规机组“拉专线”的方式向用户直接供电。增量配网要想获得新电源，只能通过电网企业接入。即使是在增量配网覆盖区域内的发电机组，也需要先并入电网企业，再由电网企业将电卖给增量配网。换言之，配电网没有直接接入电源的权利，只能通过向电网企业购电，来满足试点区域内用电需求。

北京鑫诺律师事务所律师展曙光告诉记者：“增量配网与电网企业会签订相关协议，锁定配网用电容量上限。若超出容量，增容部分需要电网企业审核，一般走到这就‘卡’住了。”

一位不愿具名的增量配网业主表示：“从项目规划到接入电源，通常要耗费一两年时间，电网企业只要提出周边负荷情况发生了变化，没有可接入的多余容量了，否则会给电网带来运行风险，增量配网就没了电源。增量配网没了电源，用户自然不愿意来，用户不来增量配网就没有负荷，电网企业自然不同意分给增量配网用电容量，没有容量也就意味着增量配网无法开展经营业务。由此陷入‘先有鸡还是先有蛋’的困境，导致增量配网面临严峻的生存问题。”

无法接入配网的不仅仅是常规机组，新能源和分布式电源也不能幸免。“我国提出碳达峰、碳中和目标，需要大量新能源接入配电网。国家也明确鼓励增量配网合规接入分布式能源和可再生能源，依托增量配网建设源网荷储综合能源试点，没想到这些电源类型也接不上。”上述增量配网业主说，“以分布式光伏接入增量配网为例，除自发自用电量外，可能会有多余电量送入大电网，这种情况需要电网企业提出认证意见，但对方通常以容量不足、危及运行安全为由拒绝出具评审意见。”

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问题出在“合乎文件但不合法”

“国家多份文件规定，增量配网与省级电网拥有平等的市场主体地位，那为什么增量配网不能接入电源？试问，哪一个省级电网不能接入电源呢？”展曙光指出。

在中国社科院财经战略研究院副研究员冯永晟看来，这是改革博弈的结果。“从技术层面看，增量配网接入电源，与传统配电网接入电源没有任何差异，差别只是网与网的投资方不同。可再生能源接入增量配网，其实是对传统利益格局的调整，可再生能源接入增量配网主要是自发自用，这会减少增量配网经营区内大用户对电网企业的电量依赖。换言之，增量配网从电网企业购买的电量减少了，分走了电网企业‘一杯羹’，进而影响了电网企业的‘过路费’收入。”

展曙光告诉记者，增量配网是个新兴的市场主体，相关顶层制度建设仍是空白状态，成为绝“源”体不足为奇。“以《电力法》为代表的电力行业法律法规中，并未明确配电网的法律地位，更没有明确其具有与电网企业网网互联、接入电源、参与交易等基本权利。也就是说，当前增量配网企业处于‘合乎文件但不合法’的尴尬境地，这是增量配网接入电源受阻的根本原因。”

同时，很多政策缺乏落地细则，影响增量配网接入电源。重庆市配售电行业协会秘书长陈曦表示：“增量配网接入分布式电源的政策不清晰。国家虽然允许分布式电源接入增量配电网，但只有纳入国家分布式发电市场化交易试点的项目才能接入。全国纳入试点的项目本就不多，若增量配网企业自建分布式电源，大概率不属于分布式市场化交易试点，由于分布式电源通常为风电、光伏和天然气等高成本小容量的机组，园区自己消纳也需向上级电网缴纳高昂的‘过路费’和‘座机费’，如此一来，接入分布式电源就没什么价值了。”

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亟需打破“玻璃门”“旋转门”

多位受访人士认为，明确增量配网的法律地位、破除行业信息壁垒，是破解增量配网“缺电”难题的关键。

贵州盘北大秦电网首席信息官王显龙告诉记者：“这就好比你正行驶在高速公路上，司机说前面堵车了无法通行，因所有路况信息都在司机手里，你不知道具体情况，就只能干等着，设备跟着一起‘晒太阳’。如果没有科学的监管、开放的电网关键数据作支撑，各种怪诞现象还会陆续发生，建议政府出台相关的信息公开和上报法规制度，破除行业信息壁垒。”

展曙光表示：“当前亟需打破‘玻璃门’‘旋转门’，以更大力度破除新能源并入配电网的一切体制机制障碍，对于其中涉及的具体问题，建议借鉴负面清单的做法，明确不得接入、不得并入配电网的具体条件。”

一位不愿具名的业内人士指出：“增量配网与其他电网的连接，既不是作为用户接入，也不是下级电网与上级电网相连，严格意义上讲是‘不同电网之间的互联’。目前国家有关部门尚未出台相关规定，界定增量配网与其他电网连接模式。当前迫切需要国家出台相关技术规范，明确双方的权利和义务，提高谈判效率，避免出现以技术壁垒为借口的接入障碍。”

中国能源研究会中小配电企业发展战略研究中心副秘书长贾豫认为，鉴于网间互联属于公用电网间的互联互通，有别于电力用户接入电力系统，建议网间互联方案的审批权交由当地能源主管部门，尽快修订相关文件规定，进一步明确增量配网的网间互联、公平调度等权利。

评论：增量配网不应低人一等

增量配网与其他电网不互联、不互济，也无法接入分布式能源和可再生能源，这样的事情出现在已经作出碳达峰、碳中和承诺，并拥有全球最大互联规模、最强互济能力电网的我国，令人匪夷所思。但追溯原委，又有其合理之处。因为增量配电网是“外来户”，它的投资方并非传统电网企业，而是其他社会资本，所以要想“融入”现有电力系统格局并“分一杯羹”，必将面临不少阻碍。

作为本轮电力体制改革的重要内容，因肩负着探索提升电网效率、提高用户供电可靠性、降低用电成本、推动可再生能源就近消纳、优化营商环境、实践科技创新成果等重任，增量配网在改革之初就被寄予厚望，要求覆盖所有地级市及各种应用场景。为此，国家先后分五个批次确定了459个试点，并持续出台相关政策措施，加快试点落地。期间，因对政策理解不准确、不具备可操作性等原因，出现了部分试点退出等情况。经过市场洗牌，落地的增量配网初步站住了脚，但却摇摇晃晃，有的甚至闹起了“电荒”。究其原因，并非项目经营管理不善，也非技术落后，而是配网被“孤立”，成了绝“源”体，与电网互联互济的属性完全背离。

从表面上看，“合乎文件但不合法”似乎是增量配网难以顺利联网、接通电源的病根，但这一理由经不住推敲。改革本就是摸着石头过河。不可否认，法规政策不完善是增量配电网没有被平等对待的重要原因之一，但绝不是决定因素，也不应成为部分既得利益群体不主动推动电力体制改革的挡箭牌。

回顾我国四十多年的改革开放史，在政策缺失、法规缺位的情况下，改革实践的成功案例不在少数。往远了看，安徽小岗村18位庄稼汉把分田到组“秘密”改为分田到户，搞“大包干”，催生了家庭联产承包制。往近了看，在我国风电大发展之初，由于其间歇性、不稳定等特点，一度被电网视为“垃圾电”限制上网，导致出现弃风弃电等问题。随后，包括主管部门、电网企业、新能源企业等在内的各方统一思想、共同施策，尤其是出台可再生能源配额制等系列举措，很快便扭转了业界对风电的认识，解决了风电发展中的各种问题。

再回顾我国电网互联的发展史，1999年前，我国各区域电网互不相连，尤其是在地广人稀的新疆和西藏，又分为若干个小的地方电网，经过20多年发展，我国逐步建成了全国统一交直流互联大电网。配电网方面，在同一区域增量配网不能接入同级或上级电网的同时，我国配电网互联程度却在持续提高，并逐渐打破了行政区划限制，如闽赣配电网实现互联，上海市青浦区、江苏省苏州市吴江区、浙江省嘉善县配电网实现互联……由此可见，把增量配网作为一般电网同等看待，统筹调度，增强互济能力，不是不能做，也不是做不到，而是主动作为的意识缺失。

随着我国作出碳达峰、碳中和承诺，中央财经委员会第九次会议明确提出“实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统”。要大力发展可再生能源，西部集中式、东中部分布式均要发展，这意味着作为直接连接用户的配电网，必须得到大力发展，而兴建配网也是构建新型电力系统的必选项。

临难不避。增量配网改革推进中出现这样那样的问题，并不可怕，往往问题充分暴露才有利于得到解决。关键在于参与电力体制改革的各方，尤其是政策、规则制定者，要以更包容的态度平等对待增量配电网，提升主动服务意识，完善各项法规政策，在改革浪潮中主动作为，这样才能不辱改革使命。