增量配電網建設在工業園區的應用與實踐分析

劉東斌， 郭澤林， 王淑慶， 劉洪東， 韓文杰

(金川集團股份有限公司， 甘肅 金昌 737100)

0 前言

增量配電網建設，是電力改革配套的主要政策措施之一。自提出增量配電網建設試點以來，引起全社會的廣泛關注。目前已經進入改革試點的第四個年頭，總體改革推進緩慢，出現了方方面面的影響因素，更凸顯了電改政策的復雜性和艱巨性。通過論述改革政策的實施過程和要點，希望給電力改革的參與者和實施者一個參考和借鑒。

1 增量配電網的概念及意義

根據國家發展改革委、國家能源局文件明確了增量配電網業務范圍內容,主要指新增或擴建的對110 kV及以下電壓等級電網或330 kV及以下電壓等級工業園區形成的針對存量電網而言的局域電網，所形成的投資、建設、運營或增容擴建內容。

2016年8月～2018年6月，國家在全國范圍內實施了三批增量配電業務320個試點。2018年12月19日，又組織開展了第四批試點項目，將試點進一步延伸。

增量配電改革試點成功后，將會形成由社會資本投資的相對國家電網以外的配電網企業，并通過競爭和創新，不僅會對傳統電網企業的配電業務在經營、管理、可靠供應等方面形成激勵促進效應，促使傳統電網企業在配網投資、布局、運營效率、城鄉配電網可靠性、用戶服務方面進一步改進和優化，更重要的是新的社會資本投資控股的增量配電網，有利于分布式發電、儲能、電動汽車充電設施等新型電源按市場資源配置原則公平接入配網，有利于微電網、多能互補、智慧能源、綜合能源服務的發展，有利于風能、光伏等清潔能源發展和消納。

2 增量配電網在工業園區的實踐情況分析

增量配電業務改革試點項目包含項目規劃、項目論證、業主確定、項目核準、項目建設、公網接入、價格核定、許可申請和配電運營等多個步驟。

增量配電網實施過程中，項目規劃與論證、價格核定、配電網運營是整個增量配電網建設運營的核心。具體包括以下幾點。

2.1 項目規劃論證

工作重點是項目業主提供編制可行性研究報告，主要從技經角度論證項目建設的必要性和可行性，初步對系統方案、建設規模、投運配合方面論證，并比選變電站站址和配套線路路徑方案.提出項目的主要設計原則和設計比選預案，評估投資方案的經濟性和可行性。

配電網可行性研究報告一般由系統方案(一、二次)、變電站站址及工程預案、路徑方案及工程設想、環境安全、能耗分析、抗災減災論述、投資估算及經濟評價等幾部分組成。

以某經濟技術開發區產業園增量配電網規劃建設方案可研編制內容為例，主要要點如下：

(1)以實體產業為基礎，明確規劃背景、規劃范圍和年限、規劃編制依據，明確項目建設的必要性

這是增量配電網試點的根本和成敗所在。園區的基礎就是實體產業規劃。有了實體產業，才會有用電負荷。有了用電負荷，才會有配電網建設的基礎。

規劃范圍和年限是是否具有可行性的基礎。擬建增量配電網在什么區域，和國網現有配電區域的界限劃分是否明確，否則無法操作實施。規劃年限的近期、遠期規劃決定了項目的發展前景，論述是必要的。

項目建設的必要性主要從330 kV及110 kV電網現狀及規劃 、配電網存在的主要問題 、供電能力分析、發展配電網的必要性，從而進一步明確滿足增量負荷用電需求、完善配電網結構性不足、推動電改進程，降低用電成本。

(2)電力需求預測及電源規劃，分析供電能力和電力電量平衡

電力需求預測和電源規劃，是電力平衡分析的基礎，也是電網建設的專業基礎。

電力需求預測以產業規劃的項目負荷為基礎，以近期和遠期劃分，近期主要明確項目內容、負荷及用電量預測、用電量統計預測，遠期電力負荷采用分類用地飽和負荷密度法預測，包括遠期總負荷、增量用電量、年總用電量。分高、中、低三個方向進行統計預測。通過統計預測，可以確認地區和工業園區的“十三五”負荷預測年均增長率，預計2020年最大負荷及比較現狀的負荷增長情況。

電源規劃主要從近期和遠期，對熱電聯產項目、分布式光伏、風電項目來論述地區電源的發電能力和發電量。

區域電力電量平衡分析基于負荷和電源的統計結果，按冬季和夏季、最大最小運行方式進行平衡計算，統計增量配電網在各種運行方式的電力缺額和余量，從而為增量配電網建設的方向和效果提供辦法：用電量的需求和購電量的方向。

區域變電站的平衡分析主要論證工業園區符合需求和地區電網配套的條件，能否滿足園區符合的接入需求。

通過平衡分析，明確了項目建設的基礎數據，為增量配電網建設提供技術數據支撐。

(3)高壓、中壓配電網建設規劃及接線方案

園區增量配電網的電壓等級分高壓110 kV和中壓10 kV(遠期建設330 kV)。

配電網建設規劃主要從電壓等級設置、電網接線方案(近期、遠期)、110 kV變電站和線路建設、系統二次配置、配電自動化、通信規劃等幾個方面論證。

除常規論證外，論證的核心應該在電壓等級設置和近遠期電網接線方案。

電壓等級配置根據5年、10年預測負荷遞增量，園區電壓等級在近期重點考慮按110 kV配置，遠期考慮按330 kV配置。

開發區中壓配電網采用10 kV。中壓配電網主干網架的建設思路是按三級網架原則進行建設，分為一、二、三級網絡。一級主干線主要考慮事故備用容量，備用容量根據供電可靠性一級聯絡線的最大允許載荷考慮轉移負荷量。二級網絡主要考慮負荷轉移備用容量，備用容量按線路N-1和配電網絡情況確定，一般為線路安全電流限值的30%～50%。三級網絡線路按線路經濟運行電流進行控制主干線建設原則。

2.2 價格核定

(1)總體要求

增量配電區域的配電價格由政府價格主管部門依據有關輸配電價改革政策制定。一方面，政府對配電網的成本、價格形成監管，規定配電網企業的價格制度，形成科學有效、公開明確、配套激勵的配電價格體系；另一方面，采取彌補成本與約束激勵相配合的引導機制；第三是公平開放與平等負擔相結合。配電網與省級電網享有同樣的市場主體地位。省級電網應向地方電網和增量配電網無歧視開放，配電網應向售電公司無歧視開放。配電網企業應按照相同的標準和準則承擔政策性交叉補貼。

(2)定價方法

增量配電網范圍內工業園區用戶的用電價格，由網購電價或平臺交易電價、公布的上一級電網輸配電價、增量配網的供電價格、政府性基金及附加組成。園區工業用戶承擔的增量配電網供電電價格與上一級電網輸配電價之和應低于或等同于直接接入相同電壓等級對應的現行國網輸配電價。

省級價格主管部門負責在公開征求企業和社會反饋結果后，確定合適的用戶配電價格定價方法。確定用戶配電價格時，應在全面考慮本地區用戶上網電價、明確的省級電網輸配電價、躉售電價、銷售電價等現行規定，并結合本地區經濟發展現狀、交叉補貼等情況，合理確定定價參數。對于招標方式確定投資主體的配電網項目，采用招標價格。對于非招標方式確定投資主體的配電網項目，可依據準許收入法、最高限價法和標尺競爭法的原則確定。

(3)調整機制

為體現公平、適應市場，政府部門相應制定了調整機制，明確了價格周期，確定了平滑過渡價格機制和校核、考核機制。

通過確定價格監管周期，體現了市場公平原則；通過過渡價格銜接，保障了市場穩定；通過激勵機制的建立，形成配電網和用戶共同分享電改成果，最終激勵企業自主提高經營水平、降低配電成本。

(4)結算制度

配電網與省級國網之間的電價結算，以現行國網相應電壓等級輸配電價為原則考慮。增量配電網企業可根據市場經營情況，依據分類結算電價或綜合結算電價方法與省級電網企業結算。對不同電壓等級輸配電價與實際經營成本差異過大的，由省級價格主管部門負責向國務院價格主管部門申請調整。

2.3 配電網運營

項目業主在取得政府能源管理部門批準開展增量配電網業務的，同時享有配電區域內與電網企業相同的權利， 并需同樣履行相同的責任和義務。除電網企業存量資產外， 擁有增量配電網絕對控股權的公司， 包括工業產業園區、 新興產業開發區、地方電網、 躉售縣等，之前未取得經營增量配網業務的， 可申請地方政府能源管理部門取得配電網業務許可。

增量配電網運營者在其獲準的配電區域內從事供配電服務，包括負責增量配電網絡的調配、運行、維護保障；負責配電設施建設與改造；負責用戶用電設備的報審、接入和增項處理；向各類用戶提供表量、自動計量、收費統計、發票催繳欠費處理等業務；向非市場主體提供保底保障服務。

增量配電網運營者可有償為各類用戶提供輔助增值服務，包括但不限于：用戶用電需求及拓展、用能優化、節電及安全保障、替代用能等服務；用戶智能配置、動態優化和需求響應等；用戶綜合能源合同服務；用戶用電設備的檢修維護；用戶多種能源優化配置服務，提供發電、供熱、供冷、供氣、供水等智能化綜合能源配置需求。

3 增量配電網未來發展趨勢及對工業產業的影響分析

通過增量配電網的建設運營，引入市場競爭機制，完善電力市場運行體系，充分發揮市場在能源資源配置中的主導作用，鼓勵社會市場主體參與售電側改革與電價改革、交易制度建立與完善、發用電計劃改革等一整套體系的配套完善，形成有效競爭的市場機構和市場機制，進一步提高能源資源優化配置和利用效率，增進清潔能源消納水平，提升供電安全可靠水平。

增量配電網的建設運營，可以進一步激活電力供應對實體產業的促進作用，改變現有電網供電體制的制約。特別是對于目前電力產能過剩的條件下，通過引進社會資本，創新發用電機制，增強供用電活力，充分利用社會市場要素，達到電改為產業服務的社會宗旨，具有積極的進步與發展的意義。

4 需要進一步注意的問題和設想

增量配電網的建設和發展，改變了現有供用電機制，在試點實際推進過程中，將會遇到新舊體制的碰撞和過渡。也由于電網基礎設施建設屬于現行規劃范疇，既涉及到產業基礎為先導，也涉及到原有體制的制約，還受到電力設施建設的固有特點的影響，在實施過程中還存在許多需要解決和注意的問題。具體如下。

(1)實體產業發展的系統性和電力先行的配套，造成項目建設前期的效益較差

大多數工業園區由于產業發展的布局有階段性要求，負荷梯度并不是一簇而上，需要一個長期的過程，而增量配電網的建設需要提前規劃布局，從而造成新建配電網建成后無電可送，或負荷率不高的現象。

解決好這個問題的方向，一方面要落實好實體項目建設，落實實體項目的實際進度，項目規劃的可靠性和真實性。這就需要和園區管理方和實體產業投資方做深入的接觸和落實，必要時考慮進行風險性評估。只有實體項目落實了，負荷才會有保障，從而配電網建設才會有產生效益的基礎。另一方面，做好增量配電網建設的規劃步驟，可以考慮分步實施、逐項落實的策略。以中壓配電配置滿足現有負荷，以高壓方式規劃遠期負荷，達到分步實施、以電養電的目標。

(2)輸配電價的制定方向和原則，將會是一個配電網是否收益的至關重要的環節

配電網范圍內工業園區用戶的用電價格，由網購電價或平臺交易電價、公布的上一級電網輸配電價、增量配網的供電價格、政府性基金及附加組成。

目前影響增量配電網輸配電價的因素分為三方面：一是市場交易電價的影響；二是輸配電價的制定標準；三是工業園區的用戶定價機制。三個方面將促成增量配電網價格確定的復雜性。

市場交易電價通過近年來大用戶直購電和售電公司代為交易的試點，機制已經較為成熟，但也進入了試點的深水區。由于管住中間、放開兩頭的制約，導致發電側和用電側的盈利空間逐漸壓縮到無利可贏的窘境。國家政策又不許和電廠拉專線，造成供需雙方直接交易困難。市場化交易逐步成為一個夢想。

輸配電價的制定也是一個難點。園區增量配電網建設，基本以110 kV等級為主，但各省制定的110 kV輸電價加上交易市場價，使得園區增量配電網的價格已經沒有盈利空間。

工業園區的用戶定價，在各地方引進實體產業時，均承諾給與低電價優惠，甚至按0.3元/kW定價，造成園區電價無法盈利的困境。

(3)增量配電網的運營成本將是試點是否成功的最終決定性環節

增量配電網業主確定后，通過電網建設、運營，均會產生投資性成本和生產流動資金，包括檢修、維護、管理費用，這些費用需要在買售電過程中進行抵扣，以確定最終是否盈利。事實上，對于一個全新的社會資本增量配電網業主來說，這部分的費用是必須發生的，是業主能否持續生產的保障。

5 結束語

綜上分析，增量配電網建設是電力改革的方向，可以通過市場化資源要素的配置，強化社會電力服務水平，適應各行各業對電力生產服務的改革需求。政府也在各項配套改革上持續穩定的配套跟進，也制定了各項保障政策。但由于電改面臨的系統復雜，影響面廣，是否滿足改革的初衷，具有艱巨性、復雜性和長期性的特點。作為工業園區增量配電網，主要為實體產業服務，理應利用改革成果取得成效。通過本文分析，也可以給電網公司、項目業主、工業園區的用戶技術人員和管理人員一個借鑒，希望在政府各級部門的正確引導和監督下，增量配電網電改政策將會最終達到改革的目標，使全社會都能享受到改革的成果。