今年4月，新能源汽車市場滲透率首次超過傳統燃油乘用車。我國2023年新型儲能新增裝機規模是“十三五”末裝機規模的近10倍。早在2021年，分布式光伏新增裝機首次超過集中式。據業內專家測算，未來將有數千萬個用戶側的分布式發電設備與數十億甚至上百億千瓦的各類用電負荷進行電能量交換互動，控制規模呈指數級增長……
以上這些在電力系統用戶側出現的變化，深刻影響著配電網的發展格局。“不論是物理形態，還是運行邏輯，配電網都不是以前的那張網了。”《中國電力企業管理》雜志記者近年來走訪多地調研有關新型電力系統的建設狀況，而“配電網已成為新型電力系統建設的‘主戰場’”這句話頻繁被提及。
新業態在用戶側落地生根，并形成了足以影響電力系統運行的規模和體量。作為連接供給側和消費側的樞紐，配電網的地位已然舉足輕重。自“雙碳”目標和構建新型電力系統任務提出以來，我國密集出臺政策推動配電網高質量發展：2021年，《中華人民共和國國民經濟和社會發展第十四個五年規劃和2035年遠景目標綱要》發布，“堅持集中式和分布式并舉”成為構建現代能源體系的一大亮點；2022年發布的《“十四五”現代能源體系規劃》明確，加快配電網改造升級，提高配電網接納新能源和多元化負荷的承載力和靈活性；2024年3月，全國兩會上的《政府工作報告》提出“推動分布式能源開發利用”，同年3月發布的《關于新形勢下配電網高質量發展的指導意見》指出，要推動配電網在形態上從傳統的“無源”單向輻射網絡向“有源”雙向交互系統轉變，在功能上從單一供配電服務主體向源網荷儲資源高效配置平臺轉變。7月，《加快構建新型電力系統行動方案（2024~2027年）》（發改能源〔2024〕1128號）發布，提出配電網高質量發展行動等9項專項行動，組織編制建設改造實施方案，健全配電網全過程管理，制定修訂一批配電網標準，建立配電網發展指標評價體系等。
在現實需求與政策導引的雙重激勵下，配電網步入了一場前所未有的革新。
觀察配電網的發展，不僅要看新業態增長之“量”，更要看轉型之“效”、發展之“質”。從表面看，是新業態沖擊配電網，而實質是，當下的傳統配電網難以滿足新型電力系統建設的需要。前者是被動適應，后者需主動應變，配電網發展的頂層設計和底層邏輯亦在顛覆中被重構。
量變：配電網面臨多重挑戰
牽一發而動全身，配電網的變化日新月異，在聚光燈下，其“接不進、控不住、看不清”挑戰格外突出。
“接不進”即配電網的承載能力不強。去年6月，國家能源局開展分布式光伏接入電網承載力及提升措施評估試點工作，對6省開展分布式光伏剩余可接入電網容量摸底。結果顯示，除浙江外，其他省份均出現了并網困難的情況。今年以來，多省份陸續暫緩戶用光伏備案，“紅區”不斷蔓延。
常年身處配電網一線的電網企業工作人員寧徐波（化名）表示，分布式新能源、電動汽車、新型儲能接入需求快速增長，和配電網有限承載力之間存在不平衡，局部區域、局部時段存在電力電量反送與正向重過載并存等問題。例如電動汽車負荷單體功率大、時空疊加特性顯著，易產生局部短時大功率沖擊，加重配電網負擔。
例如，浙江麗水龍泉樟溪外村公變，公變容量200千伏安，臺區下分布式光伏接入32戶、合計容量173.73千瓦，光伏滲透率達到86.9%，白天光照條件良好的時段是分布式光伏發電高峰期，潮流逆向流動，將導致局部電壓抬升，最高用戶電壓高達267.7伏（電壓合格上限值為235伏）；而夜晚用電高峰期，光伏停發，臺區末端又會出現電壓偏低情況，最低用戶電壓低至186伏，這種電壓“日高夜低”的“雙向越限”的電能質量問題影響了用戶的用電體驗。
“控不住”體現在配電網調節能力不夠。“隨著大量分散、間歇性、隨機性的分布式電源及充電樁接入配電網，配網運行特征極其復雜，供需平衡、故障恢復、經濟運行等面臨巨大挑戰。”寧徐波說。
國網冀北電力有限公司經濟技術研究院高級工程師岳昊表示，配電網還面臨調峰消納問題。此前，調峰問題主要集中在主網，如今這一壓力已不斷向配電網蔓延。由于新能源裝機增速遠超負荷增速，尤其是光伏裝機規模和占比大幅提升，分布式光伏“午間用不完，晚間用不了”的情況客觀存在，電網調峰壓力增大。目前新能源棄電全部由集中式場站承擔，而配網側的分布式光伏未參與調峰。分布式發電享受固定電價上網，保障性收購，不參與調峰，不分攤輔助服務費用、政府性基金及附加和其他運行成本等待遇，與集中式新能源相比權責不對等。河南多次出現屋頂光伏短時大發時段，將火電出力壓至最低、集中式新能源全停調峰情況。上述矛盾在春節期間最為突出，由于負荷大幅回落、火電“以熱定電”，導致電網調峰與保供保暖“兩頭堵”。
以冀北電網為例，2024年1~10月，因分布式光伏接入導致反向重過載配變數量同比增加75%，配變過電壓越限數量同比增加66%。隨著城鎮化進程加快，新增負荷大都集中在城市和縣城地區，而新增分布式光伏大部分接入農村低壓配電網。電源裝機與負荷中心城鄉逆向分布態勢快速加劇，由此帶來的縣域電網與大電網潮流大進大出、縣域配電網內部電網潮流隨機雙向流動等問題，對電網建設、運行帶來全新挑戰。
“看不清”是指配電網感知能力不足。新業態的大規模發展，不可控因素增多，配電網對感知控制元件的需求海量增長，但當前電網信息感知能力不足、調控技術手段不適應等問題突出，為配電網安全穩定運行帶來挑戰。
寧徐波指出，新能源感知調控能力需補強。當前配電網對這些新能源設備的感知能力較弱，無法實時掌握運行狀態，同時這些以分布式光伏為代表的新能源分布于用戶側，配電網缺乏對其進行調節控制的手段。同時，主配網協同互動體系需補強，整個源荷不確定性、復雜性大大增加，傳統場景或設備已無法滿足高復雜、高不確定性的運行現狀，需要更先進的主-配-微多層級控制與管理體系的介入。
岳昊告訴記者，冀北地區“煤改電”、旅游、農灌等季節性負荷占比較大，導致區域負荷同時率較低，在整體供電能力較為充裕的情況下，仍然存在局部地區站間轉供能力不足問題，主變重過載現象頻發，2023年，冀北最大負載率超過70%的35千伏及以上變電站占比達24%。目前，冀北配電網饋線自動化覆蓋率僅為41.5%，自動化設備配置難以支撐源網荷儲資源高效配置，需加快推進功能形態轉型升級。
清華四川能源互聯網研究院電力市場與碳市場研究所副所長蔡元紀從三個方面分析配電網的重點變化，其一是配電網的負荷形態發生了顯著變化，大規模的分布式可再生能源接入，儲能、電動汽車、數據中心等新型負荷快速增長，提供了一定的負荷側柔性調節能力。其二是配電網的結構形態發生了變化，從傳統的單鏈環、輻射狀配電網，發展為多鏈環或環網結構，從傳統的交流配電網發展為交直流混聯配電網，運行模式也從傳統的單向傳輸、實時平衡轉變為源網荷儲協同互動的非完全實時平衡模式，增加了主網與配電網的協同控制要求。其三是配電網的數字化要求顯著提升，配電網的信息監測、狀態感知、多方通信等需求顯著提升。
嬗變：透視配電網改革的來時路
配電網所面臨的前所未有的形勢與挑戰，已絕非常規的升級改造所能夠應對。我國電力系統建設曾有過“重發輕供不管用”的歷史，配電網建設長期處于滯后狀態。2013年8月，國家電網公司召開電網發展工作電視電話會議，相關負責人指出，將解決配電網薄弱問題作為當務之急。回顧我國配電網近十余年的沿革與變遷，盡管配電網已逐漸從“配角”走到臺前成為“主角”，但相對于主網，配電網仍然相對薄弱。
如今，“雙碳”目標和構建新型電力系統任務的提出，激活了配電網“一池春水”，重“輸”輕“配”逐漸成為過去時。
在投資上，配電網建設引領未來電網大投資時代。3月13日，國務院發布《推動大規模設備更新和消費品以舊換新行動方案》指出，大力推動生產設備、用能設備、發輸配電設備等更新和技術改造。按照去年底中國國際金融股份有限公司的測算，2012年之前，兩大電網公司主網投資比重明顯高于配網，以國家電網公司為例，2003至2012年，主配網投資平均比例約為1.5∶1，而未來三年，配電網年均投資約3000～3500億元，約占當前電網實際年度投資的60%～70%。
同時，國家電網公司各省公司紛紛成立配電部，部署相關工作。南方電網公司正全面推進電網設備大規模更新，預計2024年至2027年，大規模設備更新投資規模將達到1953億元，配電網可靠性提升工程投資比重達到14.66%。內蒙古電力集團已完成《內蒙古電力集團新形勢下配電網高質量發展工作方案》的編制工作，為蒙西配電網高質量發展提供堅實的理論支撐和實踐指導。
盡管各電網企業不斷提高配電網的投資，但是基于負荷飛快變化、分布式發電火速上馬的現實，僅依靠電網企業追加投資仍然難以滿足日益復雜的新型配電網需求。配電網高質量發展急需激活更多資本參與。
實際上，自2015年《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號）發布以來，有關增量配電的改革開展已久，但成效寥寥。
為了貫徹落實“中發9號文”及電力體制改革配套文件精神，2016年10月，國家發改委、國家能源局印發《有序放開配電網業務管理辦法》（發改經體〔2016〕2120號），文件明確，鼓勵社會資本有序投資、運營增量配電網。業內人士認為，增量配網改革的高明之處在于，在不調整存量電力市場利益的同時，放開增量配網投資主體、供區范圍，同時兼具電改、混改的雙重屬性，以小博大，倒逼電力市場改革。
然而，增量配網這條“鯰魚”并未激起太大“浪花”。華北電力大學國家能源發展戰略研究院今年1月發布的《2023年度增量配電發展研究白皮書》顯示，截至2023年12月31日，在國家批復的五批次459個試點中，329個試點完成規劃編制，359個試點完成業主優選，256個試點確定供電范圍，227個試點取得電力業務許可證（供電類）。
部分從業者認為，啟動8年，增量配網改革不及預期，是壟斷環節的蛋糕難分所致。其實不然，增量配網改革不暢卡在價格機制上。
為了兼顧社會公平，政府價格主管部門利用交叉補貼來調劑輸配電價。我國電價交叉補貼主要包括省（區、市）內發達地區用戶對欠發達地區用戶的補貼、高電壓等級用戶對低電壓等級用戶的補貼、大工業和一般工商業用戶對居民和農業用戶的補貼。適度的交叉補貼，有利于保障電力普遍服務；但如果交叉補貼過重，則不利于引導用戶合理消費，并造成社會福利凈損失，“中發9號文”就提出要“結合電價改革進程，妥善處理交叉補貼問題”。
業內人士給記者算了一筆賬：假設，220千伏及以上電壓等級的真實輸電成本（含電網的合理收益）為0.03元/千瓦時，10千伏及以上電壓等級的輸配電成本（含電網的合理收益）為0.07元/千瓦時。在交叉補貼政策下，220千伏最終執行的輸配電價為0.06元/千瓦時，10千伏輸配電價為0.04元/千瓦時，大電網輸配電價不分，吃的是“大鍋飯”，輸配電價比例的高低不會影響大電網整體收入。增量配網產權清晰，與上級電網結算時，是其真實成本與交叉補貼模式下的上級輸電網結算。如若按照上述價格結算，投資0.07元/千瓦時卻僅能回收0.03元/千瓦時。真實情況更為復雜，在實際運營過程中，低壓配電網的運維成本遠高于高壓輸電網，增量配網常常入不敷出，商業模式自然難以為繼。
顛覆：頂層設計和底層邏輯重構在即
面對不斷變化的負荷側業態和不斷增長的接入容量需求，按傳統方式通過變壓器或線路增容等手段提升配電系統供電能力固然是一種辦法，但這不僅對電網企業的投資能力是一個巨大考驗，且可能產生大量低效投資，有損于社會整體福利。現有配電系統的供電能力是否有挖潛空間？中國工程院院士王成山認為，空間是巨大的。
引自《中國能源報》報道，據中國工程院院士王成山研究顯示，現有配電系統的資產利用效率尚未得到充分發揮。主要原因有兩個：一是按照當前的網架設計原則，必須為可能的故障留出備用，對于兩條10千伏饋線手拉手聯絡方式，正常情況下每條饋線只能帶50%的負荷，以便一條饋線故障時能夠將其所帶負荷轉移到另一條饋線上，而此時承接負荷的饋線不會過負荷；二是配電系統在建設時，無論是結構、導線截面還是變電站容量選擇，都是基于全年最大負荷來考慮的。然而，最大負荷占全年的時間可能不到5%，大部分時間的負荷遠低于最大負荷值，這就造成平時配電資產的閑置。前者需要配電系統結構的變革，重點加強饋線間的互聯互通。后者需要通過供需互動等手段，有效降低最大負荷。如果能將30%的資產利用率提升到60%，配電系統的供電能力相當于實現了翻番。
《中國電力企業管理》雜志刊發的《中國工程院院士余貽鑫：電網體系結構管理創新的幾個戰略性議題》一文指出，在傳統模式中，我國將電力需求和分布式發電裝機增長視為外生增長，在此基礎上遵循傳統的可靠性理念，集中規劃基礎設施以滿足高可靠性需求。現實情況是，電網的年持續負荷分布曲線上功率大于75%的時間少于5%。“在20世紀一直使用這種方法，這使得為滿足每年只有幾十小時的高峰負荷條件而增加了基礎設施投資，該理念在大多數情況下導致產能過剩”“電網的變化已經日益偏離20世紀電網發展所依據的基本原理和假設，如果不指出這些，會對電網的可靠性和功能造成嚴重的不良后果”。
岳昊指出，當前，電力市場體系尚不完善、儲能多元價值等“軟件”尚未體現的情況下，短期內仍需通過配電網“硬件”升級解決當前問題。配電網低壓系統保持一定容量裕度、中壓系統保證可擴展能力，配電網改造升級投資強度逐年加強，加劇了配電網建設改造投資規模增加但利用率下降的矛盾。
換言之，在傳統配電網中，將負荷需求看做是剛性的，即按照滿足系統年最大負荷，并留有一定裕度的原則進行規劃和建設。而在實際運行中，大量的配電設備僅用于應對全年的尖峰負荷，形成了資源冗余。新型配電網之新，在于既要保證電力系統安全可靠，又要提高設備利用率。傳統的發展模式已經到了資源約束的“天花板”，或者說傳統模發展已逼近上限，配電網變革的路徑，要從頂層設計和底層邏輯的顛覆上尋找答案。
業內人士表示，新型電力系統的建設對配電網統籌規劃提出了更高要求。長期以來，配電網規劃多沿用傳統的老方法，同時未充分考慮微電網、微能網等新興要素，一味追求可靠裕度，使得配電網在應對新挑戰時顯得力不從心，要么導致局部承載受限，陷入“接不進、送不出”的窘境，要么增加了建設和運維成本、降低系統效率。因此需要加強適應可再生能源跨越式發展的配網規劃體系建設，加強可再生能源、電動汽車、儲能、配電網網架等協同規劃。
天津大學電氣自動化與信息工程學院副教授秦超指出，應重視配電網體系結構的建設。通過科學設計分層分群的電網體系結構，以群作為配電系統中源網荷儲資源調度優化的基礎單元，清晰界定各參與主體的責權利，為配電網高效集成管控提供有力支撐；同時，可使配電網在擾動發生時做出自愈的響應，在緊急狀態下實現“自適應孤島運行”，增強系統整體的韌性。
針對當前的矛盾，岳昊認為，首先要補齊電網短板，切實保障配電網高質量發展。持續完善網架結構，按照近遠結合、城鄉統籌的原則，優化電網設施規劃布局，加強主（配）變、線路重過載和電壓越限等突出問題治理，推進配電設施升級改造，盡快消除供電卡口，進一步加強縣域電網與主網聯系，避免大面積停電風險，統籌考慮電動汽車充換電設施接入需求，加大老舊小區配電網建設改造。深度融合先進能源技術、信息通信技術和控制技術，強化配電網自主調峰、自我平衡能力，促進多元主體靈活便捷接入。
其次，應供需協同發力，共同推進配電網高質量發展。“一方面，針對分布式電源建設周期與電網工程不匹配的問題，科學評估配電網承載能力，并建立發布和預警機制，以充分利用現有能力滿足分布式電源就近接入、就地消納的需求。另一方面，建立配電網可接入電動汽車充電設施容量的信息發布機制，加強負荷密度和條件匹配分析，科學銜接充電設施點位布局和配電網建設改造工程，穩步提升配電網供電保障能力。”岳昊說。
加快數字轉型，也是配電網高質量發展的必選項。岳昊指出，拓展網絡通信、大數據、自動控制等技術的應用范圍，持續提升配電自動化有效覆蓋率，綜合解決配網感知能力不足、故障識別不準確、故障切除不精準、恢復供電不快速、過載及電壓異常問題控制不夠優化等問題，提高在新形勢下配電網的可觀、可測、可控、可調能力，加強源網荷儲協同調控，全面打造智慧融合配電網。
從發展機制方面來看，蔡元紀從電力市場角度，為配電網高質量發展建言。一是進一步推動電力市場的建設，形成以現貨市場發現價格、中長期市場穩定價格、輔助服務和容量市場等協同發展的格局，這樣有助于進一步發現真實的分時、分地價格曲線，引導配電網中海量資源根據市場價格動態調整自身的發用電行為。二是進一步擴大市場的開放范圍，在保障居民、農業等用電平穩的基礎上，推動一般工商業用戶按照市場化的價格結算，對于同類同質的資源，采用公平的市場準入和市場結算手段。三是在市場建設過程中，可以針對性地先出臺一些電價政策作為過渡性激勵措施，比如山東地區的中午時間電動汽車充電價格優惠等，讓細分行業的分時電價從分段、定價等維度更加精準合理。
寧徐波從負荷側著眼，他認為，主配微協同將是新型電力系統的關鍵方向，加快實現以配電網為“橋梁”分解傳導系統平衡責任，促進“就地小平衡、區域大平衡”。針對當前小微資源參與系統運行的平衡責任傳導難問題，推動配電網的各類聚合要素與常規主體逐步同責同權，促進各類小微資源在電力系統安全運行中貢獻正向價值。
長遠來說，針對規劃問題，國網浙江電力麗水供電公司數智化配網管理部專職劉方洲表示，配網規劃的統籌性和科學性需要加強。要改變傳統配網規劃模式，構建分層分級分區調控體系，推進源網荷儲協同控制，實現配電網層面源網荷儲協同調控、區域源荷功率實時自治平衡控制，形成“分級平衡、分區自治”典型模式，支撐大規模分布式電源就近消納，大規模電動汽車等新型負荷多元互動。
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