分布式光伏“红区”蔓延，配电网建设要如何“破题”？

从西到东，由南及北，新能源发展都在“最后一公里”处遇到了瓶颈：如果说集中式受困于特高压通道建设进度，那分布式则是受限于配电网的容量极限。

分布式光伏接网红区在各个省内持续蔓延。近日，就连西南部省份广西，也罕见对外公布了新能源接网消纳红区，它们包括钦州市5个县、桂林市3个县、崇左市3个县、贵港市1个县。

华夏能源网&华夏光伏(公众号hxgf3060)经不完全统计，从2023年上半年迄今，接网难题已经席卷了全国逾10个省份，有近400个县先后出现低压承载力红色区域，不少地区暂时叫停了分布式光伏项目备案。

基于分布式光伏遭遇到接网难题在内的一系列问题，3月1日，国家发改委、国家能源局发布《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》，提出到2025年，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接入能力。

然而，尽管国家层面制定了配电网翻一番的规划，但是，囿于相关机制体制，配电网建设的进度还是难及预期，分布式光伏接网难题短期内还是难以得到有效化解。

红区告急

红区陆续公布，源于国家能源局在2023年中对重点省市的一次“摸底”。

2023年上半年，在分布式光伏率先取得充分发展的冀鲁豫地区，因部分市县配电网承载能力饱和，户用光伏在380伏侧被叫停了并网申请。

其后，2023年6月，国家能源局下发《关于印发开展分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估试点工作的通知》，要求山东、黑龙江、河南、浙江、广东、福建6个试点省份会同电网企业按照要求，按期完成分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估。

半年后，上述各省相继公布评估结果显示，有超过150个县区分布式光伏已无新增接入空间。

令人大感意外的是，即便如黑龙江这样的分布式光伏装机很少的省份，彼时也给出了81地剩余容量为0的评估结果，分布式光伏严重受困于配电网容量可见一斑。

受配电网容量限制，各地相继为分布式光伏的发展按下“暂停键”。这一局面的持续发酵，一度让市场产生了政策口径不一的错觉：上面要求“应并尽并”，下面却不得不严令“应停当停”。

而早在2023年10月，中国宏观经济研究院能源研究所研究员时璟丽等业内专家就公开建议称，要加大配电网改造工作，提高户用光伏在低压侧的接入能力。我国北方省份户均配电容量大多在3千瓦左右，而国际上德国等发达国家和国内浙江等省份这一数据在6-8千瓦。

仅以德国对比，国内现有的配电网，通过改造和扩容可以有一倍左右的增长空间。这一增长空间无疑也对应着户用光伏新增装机的潜力。

截至目前，“红区”版图仍在迅速蔓延和扩大。根据公开信息，全国已有近400个县出现低压承载力红区，分布式光伏接入受限。

前述广西省10余县之外，还包括广东省37个县出现消纳困难，山西省73个县已无分布式消纳空间，河南全省超一半地区为红区、涉及县级行政区划超70个，辽宁省超过20个县成为红色区域，黑龙江省81个县级单位划为红区并暂停分布式接入，山东省37个县已无消纳空间，福建省4个试点县无可开放容量，河北南网53个县一无消纳空间。

进入2024年以来，红区频现的形势，已经进一步向更多外围省份扩散开来。

2月底，湖南省湘潭市区全境内屋顶分布式光伏项目宣布暂停;5月23日，内蒙古自治区通辽市开鲁县暂缓办理户用分布式光伏项目备案;6月17日，海南省陵水县暂停受理分布式光伏项目备案......

告急的红区，对配电网建设的进度提出了挑战。

谁来建设

根据2016年国家能源局发布的《有序放开配电网业务管理办法》，明确了配电网是指“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”，不涉及220千伏及以上输电网。

而大力扩容建设配电网面临的首要问题是：由谁来担负起主体责任呢?

尽管国家相关文件中并未明确配电网的建设主体，但是能做这件事的，无非是电网公司(两网)、社会资本以及未来的省级政府。

先来看电网公司。南方电网已明确将配电网建设列入“十四五”期间工作重点，规划投资3200亿元，约占其同期电网投资一半;国家电网则提出，“十四五”期间配电网建设投资超过1.2万亿元，占其电网建设总投资的60%以上。

然而，相比如火如荼的分布式光伏发展，上述配电网建设规划恐怕无法满足需求。

通常认为配电网建设非电网企业莫属，其实不然。由于输电网是电力系统的枢纽和安全稳定的基础，具有全局性的影响力，电网企业无论过去、现在和将来都必然将输电而非配电作为自己的主要业务与工作重点。

两网对配电网建设积极性不足，事出有因。高电压等级的输电网与低电压等级的配电网的输配电价比是7：3，但是建设成本则是倒过来，3：7。这种局面下，电网企业缺乏动力去建设低电价、高成本的的配电网，可谓“费力不讨好”。

那么，再来看社会资本。吸引社会资本来扩容建设配电网，此路还通不通呢?

2015年中发9号文提出鼓励以混合所有制方式发展配电业务，向符合条件的市场主体放开增量配电业务，引入社会资本多元化投资。此次的有源配电网建设，政策思路上还是延续了励社会资本参与。

可是，社会资本投资配电网建设的前提，是要投资了能换来回报。然而，为了照顾分布式新能源，现行“过网费”标准过低，每度电可能仅有1.5分到5分钱的空间，如在同一电压等级之下，“过网费”甚至为零。

而这一标准执行前，在同档情况下，电网公司收取的包括交叉补贴和政府性基金及附加在内的输配电价一般都在0.2元/千瓦时以上。也就是说，现行标准下配电网恐怕是难以“养活自己”。

最让增量配电网“意难平”的，还不是过网费标准过低，而是在大电网的围追堵截之下，增量配电网难以接网。

目前政策引导是鼓励将周边新能源分配给增量配电网，使之成为有源配电网。但是，新能源具有随机性、间歇性、波动性，大电网不给配电网接入火电等支撑性电源，有源配电网也仍然是“呼应不灵”。

因是之故，新电改九年多以来，社会资本已经对参与配电网望而却步。

如何破局

既然在建设意愿上，电网企业和社会资本各有难处。那么，要实现有效破局，就需要引入新的主体。

中国能建西南电力设计院原副总工程师吴安平建议，下一步可以对中东部省级电网进行输配产权分开改革，即输电网仍由央企经营，配电网事权划归省政府，实行政府特许经营制。也就是说引入省级地方政府作为配电网建设的新主体。

配电网事权划归省政府后，下一步是允许并积极吸引民营资本参股或控股部分配电企业或配电项目，鼓励央属发电集团参与建设和运营配电网，加上新成立的和原来的地方配电企业及增量配电企业等，形成配电领域投资多元，大、中、小企业并存的格局。

同时，新主体牵头建设下的配电网，也要向新型电网模式转型。

《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》指出，新型电力系统的构建将“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。”

由此可见，有源化、局域化是配电网的发展方向，而提高自平衡能力则是配电网高质量发展的基本任务。而之所以要在配电网区域内实现电力电量“自平衡”，这与新能源为主体的新型电力系统的要求息息相关。

传统电力系统平衡模式的特点是自上而下，“电从远方来”，电源高度集中，且潮流单向流动，也即“源随荷动”，电源的建设和运行服从于负荷的布局和变化。

而新型电力系统，尤其是在配电网区域内，大量分布式风光新能源接进来，大量分布式储能设施接进来，“电从身边来”，同时由于新能源的随机性、间歇性、波动性，需要在配电网区域内实现高度的源荷互动，充分挖掘需求响应潜力，推动源网荷储一体化、车网互动、虚拟电厂等新模式的发展。

也就是说，配电网在新型电力系统的建设中，可以实施“就近开发优先”方针，充分开发和利用本地各种新能源，将配电网建设成一个或若干个“基本平衡单元”，不断提高配电网的自平衡能力，为输电网减轻压力甚至提供必要支撑。

这一思路，既是新型电力系统平衡模式的要求，也是配电网高质量发展的基本任务。

展望未来输配分开的电网格局，我国新型电力系统的电网基本形态或许是，“柔性化、数字化、平台化输电网+有源化、局域化、个性化配电网(智能配电网)”。同时，输电企业和配电企业各自承担主体责任，互相配合，方能确保新能源为主体的新型电力系统的有效运转和高质量发展。