建设新型县域配电网 促进分布式新能源与配电网协调发展

近年来，我国光伏发电进入快速发展阶段。2023年，光伏发电装机占比21%，成为中国第二大装机电源，其中，分布式光伏发电呈现爆发式增长。2023年底，河南、浙江、山东等省份的分布式光伏在当地装机占比超过或接近20%。随着分布式新能源规模和接入电网比例不断增加，配电网在促进分布式新能源就近消纳方面的作用日益显著，成为推动电力系统绿色低碳转型的重要环节。根据用户类型、应用场景和分布式新能源接入等情况的不同，配电网呈现出分化的发展趋势。深刻理解配电网的分化，有助于提高新形势下我国配电网发展质量，实现“双碳”目标。

（来源：微信公众号“电联新媒” 作者：尹明）

新形势下我国配电网的发展趋势

分布式新能源规模化快速发展给我国电力转型和电网发展，特别是配电网发展提出新课题，这在近年来国家出台的一系列相关文件中有所体现。重点文件包括：2022年1月，国家发展改革委、国家能源局印发的《“十四五”现代能源体系规划》；2022年5月，国务院办公厅转发国家发展改革委和国家能源局《关于促进新时代新能源高质量发展实施方案的通知》；2024年2月，国家发展改革委和国家能源局印发的《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》；2024年8月，国家发展改革委、国家能源局和国家数据局印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024~2027年）》和国家能源局印发《配电网高质量发展行动实施方案（2024~2027年）》等。

上述文件指明了在新形势下我国新型配电网的功能定位和发展方向。可以看出，分布式新能源快速发展是推动我国配电网由传统向新型转向的关键驱动因素之一。表1对传统配电网与新型配电网进行了多维度比较。

当前配电网发展和管理模式不适应分布式新能源发展要求

当前，我国分布式新能源（主要是分布式光伏）与配电网之间的关系正发生着深刻变化，配电网发展和管理模式与分布式新能源规模化发展之间存在着明显不协调的地方。主要表现为以下五个方面：

一是当前我国配电网总体规模偏小，不利于提高分布式新能源承载力。我国电网投资长期存在“重输轻配”的现象，配电网发展规模严重滞后。根据国际能源署（IEA）统计，截至2021年，美国、欧盟和全球的配电与输电线路长度比（即配电线路总长度与输电线路总长度的比值）分别为22.2、20.6和13.5，而我国为4.9，远远低于美欧和全球平均水平。我国配电网的总体配电强度（全社会用电量与配电线路长度比）偏高，分别是美国和欧盟的3.1倍和4.5倍，严重制约了对分布式新能源的承载力。加强配电网投资，加快配电网网架建设成为当务之急。

二是我国县域配电发展滞后，影响分布式新能源持续规模化发展。出于电量规模与增长率等顾虑，企业普遍对县域配电网投资意愿不强，建设相对滞后。“十二五”时期以来，电网公司积极开展智能电网建设，城市配电网数字化、自动化、智能化成为投资发展重点，大量资金投入到自动化相关的设备更新和改造上，在县域配电网网架建设上的投入不足，制约了分布式新能源持续开发利用。创新县域配电网投资模式，吸引更多有实力的企业或社会资本参与县域配电网发展，对分布式新能源后续发展作用重大。

三是传统配电网运维管理模式难以为继，建立“源网荷”协同关系难度大。在分布式新能源高比例大规模接入配电网的背景下，电网公司仍然习惯采用传统配电网管理模式，采取传统“以抢代维”“被动抢修”等措施，很难适应点多面广、建设灵活的分布式新能源项目运维管理特点。同时，很多分布式新能源项目尚未实现“可调可控”，加之县域配电网整体配电终端覆盖率不足，数字化、智能化程度尚未形成规模化应用，还不能有效支撑配电网管理模式转型。应加强县域配电网透明化、智能化、配电自动化系统建设，实现向“主动运维”转变。

四是现有市县配电调度业务无法满足分布式新能源发展需求，需要加快转型。在现有五级调度体系中，主网调度以省为实体（平衡和保供责任实体）、辅之以跨区跨省电力互济，由国调、区域调度和省调承担，侧重于保证电网安全稳定运行，确保电网频率和电压稳定，优化在全国、区域和省内的资源配置。配电网调度主要由市县调度承担，重点满足用户用电需求，确保供电质量，优化配电网运行方式，减少线损，尽可能多地接入和消纳分布式新能源等。分布式新能源接入配电网，会造成配电网运行方式更多样，保护配置参数整定更复杂。这需要市县调度加快转型，提高各配电电压等级电网分级分层调控和当地电网的内部平衡自治能力。

五是现有配电网与分布式新能源投资管理不协调，增加了源网矛盾。分布式新能源项目通常具有项目立项审批流程简洁快速、投资规模有限、建设周期短、接入电网需求分散且数量大的特点。配电网项目建设立项审批流程复杂耗时，廊道和间隔资源有限，具有较强的“稀缺性”和“排他性”。建设周期和资源使用上，分布式新能源项目与相关配电网项目存在不协调的地方，需要通过不断完善调整项目投资管理政策、接入模式、技术标准，引导配电网与分布式新能源项目协调发展，实现源网协同发展。

在分布式新能源发展势头迅猛的背景下，我国配电网发展需要在创新投资模式、完善县域配电网运维和调控体系、形成适应分布式新能源规模化开发利用新模式及优化监管等方面进行深度变革。

分布式新能源促进了配电网分化

分布式新能源发电多出现在县域等土地附着资源不紧张的地方，以及产业园区或工矿企业等有较强自用电源需求的场景。因此，配电网可进一步细分为以下四类：

第一类是以城市配电网为主的无源配电网，可统称为城市配电网。通常在此类配电网中，分布式新能源发电规模很小。无源配电网投资规模大、负荷密度大，配电网发展与城市发展规划紧密相关。

第二类是以县域配电网为主的有源配电网，统称为县域配电网。通常，此类配电网有较多的分布式新能源项目，有源化趋势明显、负荷密度小，用电负荷和用电量增长较慢。

第三类、第四类分别是具有自控电源（如自备电源或大规模分布式新能源发电）和不具有自控电源的产业园区或工矿企业电力配套配电网，前者称为有源生产配套型配电网，后者称为无源生产配套型配电网。

由表2可见，四类配电网存在较明显的差异性，这也是制定配电网相关政策时需要考虑的。当前，构建新型电力系统主要涉及城市配电网和县域配电网，而生产配套型配电网则是增量配电改革的主要对象。城市配电网侧重于安全可靠供电，保民生与市政正常运转；县域配电网需要兼顾民生用电与新能源持续发展。由于第二产业和制造业用电量分别占到我国全社会用电量的近70%和50%，因此，生产配套型配电网侧重于用电经济性的同时，在节能减排、清洁能源消纳等方面应发挥重要作用。相关部门在制定配电网相关政策与市场机制时，应该考虑到这些差异，提高政策措施的针对性和执行效能。

我国电力碳达峰阶段的转型工具组合应满足规模化创新要求

我国电力碳达峰已经进入关键阶段，同时也是发电量较快增长的阶段。结构调整叠加需求保障，是这个阶段电力转型的特点。因此，为实现电力碳达峰所采取的技术、机制、政策或方案（简称“工具组合”），需要体现规模化创新要求。

工具组合的创新性要求是由我国发用电体量大、东西部地区分布不平衡、用电结构偏工业、电源结构偏煤电等国情决定的。在新能源高占比条件下，我国电力绿色转型可参考的经验和样本也越来越少，很多政策、机制等需要创新和探索，如能耗“双控”与碳排放“双控”政策、新能源参与电力市场交易机制等。因此，创新性工具组合是解决我国电力绿色转型的根本之策。

对工具组合的规模化要求，是由我国发电量规模庞大（占到全球总发电量的1/3）且保持较大新增规模（年均新增发电量超过欧洲经济规模最大国家的全年发电量）的基本国情决定的。这种“大存量、大增量”的电力国情，要求所采用的转型工具组合应该是可规模化的，最好是可快速规模化。只有这样，工具组合的效果和作用才能不被每年的“大增量”所淹没，并顺利实现由解决“大增量”问题向解决“大存量”问题过渡。

当然，可规模化的工具组合实施和推广应该主要依赖市场机制，在市场失灵的环节和部分需要考虑政策扶持。

分类施策，创新投资方式，破解配电网与分布式新能源协调发展难题

我国破解配电网与分布式新能源协调发展难题，必须坚持规模化创新思维。面对我国电力碳达峰任务，破解这一难题的工具组合首先要满足可规模化的要求。这是因为配电网既要接纳分配分布式新能源，也要将大部分来自高电压等级电网的集中式大容量新能源发电配送至用户。在常规发电发展放缓的情况下，配电网的发展规模和速度主要是由两类新能源发展共同决定的。从2014～2023年，我国新能源发电装机从不足1亿千瓦增长到超过10亿千瓦，年平均增速达到28%；分布式光伏发电装机从0.03亿千瓦增长到超过2.5亿千瓦，年平均增速超过55%。可见，无论是从新能源整体还是从分布式新能源发展看，近十年，新能源装机规模都处于爆发式增长中，而承载这些新能源装机的配电网建设很难跟上如此快的增长速度。

配电网网架投资和建设不足，以及配电网网络规模偏小是影响我国新能源持续规模化发展的关键问题之一。当前的配电网投资管理模式是按照电压等级划分的，10～110千伏配电网由地市级供电公司提出建设需求和进行运行管理，具体投资规模需要经过网省公司批准。这种投资管理模式主要存在以下三个方面的问题：一是投资管理方式较为粗放，过于依赖个人经验，缺少科学的优化方法；二是配电网建设与当地市政规划和行政计划衔接不充分，反映地方发展实际需求不足；三是配电网投资规模取决于电网企业电网发展战略与投资能力，配电网发展包含了过多的电网企业发展诉求，在更好融入地方经济社会发展方面体现不足。在“沙戈荒”新能源大基地和水风光清洁能源综合基地加快建设及跨省跨区输电通道、省级电网主网架需要不断加强和完善的情况下，电网企业能投入到配电网的资金和资源将很难保障实际发展需要。

解决这一问题需要从各类配电网的特点入手，创新投资方式和监管模式，按照“城市配电网投资运营保持现有格局，县域配电网投资向多元主体开放，有条件的生产配套型配电网开展资产证券化”的思路，减轻电网企业对配电网的投资压力，对不同类型配电网实现差异化监管，释放各类配电网价值。

城市配电网可以继续延续现有投资、运营、管理和监管模式。对生产配套型配电网资产证券化的分析，在前些年增量配电改革推广阶段，已有较多文章和一些案例可供参考。

在现阶段，可通过创新县域配电网投资和运营模式，整合各方资源，形成新型县域配电网，促进分布式新能源本地消纳。这主要出于以下四方面考虑：一是现在分布式新能源项目主要分布在县域和乡村，县域是理想的就近消纳范围；二是很多县域招商引资日益活跃，县域经济发展用电呈现较快增长，用电负荷具有多样性和可调节性，可适应高比例分布式新能源的发展需要；三是县域现有配电网网架基础和调控体系较完善，有助于建立配电网扩展和分布式新能源接入后新型配电网的运营体系；四是我国电力市场建设和发展，必须要考虑纳入分布式新能源的问题，依托新型县域配电网建设，完善市县级别的电力交易平台是大势所趋。建立新型县域配电网，有助于真正形成以用户为中心，有助于更好地将配电网融入当地经济社会发展，有助于促进配电网与分布式新能源的协调发展。

对于新型县域配电网创新发展问题，有业内专家提出了“县域虚拟电厂”的思路，“兰考农村能源革命建设试点”也提供了有益参考。在现有政策体系中，新型县域配电网创新可与增量配电改革政策相衔接。推进新型县域配电网落地，可参考存量配电资产盘活的思路，需要重点考虑股权结构、交易架构、业务组合、运营模式与合理监管等问题，还需要考虑县域配电网与上级电网之间资产边界、调控关系、规划衔接、结算关系等问题。

本文刊载于《中国电力企业管理》（上旬）2024年11期，作者系博众智合能源转型中国电力项目主任、中国可再生能源学会可再生能源发电并网专委会委员。