從西到東，由南及北，新能源發展都在“最后一公里”處遇到了瓶頸：如果說集中式受困于特高壓通道建設進度，那分布式則是受限于配電網的容量極限。

分布式光伏接網紅區在各個省內持續蔓延。近日，就連西南部省份廣西，也罕見對外公布了新能源接網消納紅區，它們包括欽州市5個縣、桂林市3個縣、崇左市3個縣、貴港市1個縣。

華夏能源網&華夏光伏(公眾號hxgf3060)經不完全統計，從2023年上半年迄今，接網難題已經席卷了全國逾10個省份，有近400個縣先后出現低壓承載力紅色區域，不少地區暫時叫停了分布式光伏項目備案。

基于分布式光伏遭遇到接網難題在內的一系列問題，3月1日，國家發改委、國家能源局發布《關于新形勢下配電網高質量發展的指導意見》，提出到2025年，配電網承載力和靈活性顯著提升，具備5億千瓦左右分布式新能源接入能力。

然而，盡管國家層面制定了配電網翻一番的規劃，但是，囿于相關機制體制，配電網建設的進度還是難及預期，分布式光伏接網難題短期內還是難以得到有效化解。

紅區告急

紅區陸續公布，源于國家能源局在2023年中對重點省市的一次“摸底”。

2023年上半年，在分布式光伏率先取得充分發展的冀魯豫地區，因部分市縣配電網承載能力飽和，戶用光伏在380伏側被叫停了并網申請。

其后，2023年6月，國家能源局下發《關于印發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的通知》，要求山東、黑龍江、河南、浙江、廣東、福建6個試點省份會同電網企業按照要求，按期完成分布式光伏接入電網承載力及提升措施評估。

半年后，上述各省相繼公布評估結果顯示，有超過150個縣區分布式光伏已無新增接入空間。

令人大感意外的是，即便如黑龍江這樣的分布式光伏裝機很少的省份，彼時也給出了81地剩余容量為0的評估結果，分布式光伏嚴重受困于配電網容量可見一斑。

受配電網容量限制，各地相繼為分布式光伏的發展按下“暫停鍵”。這一局面的持續發酵，一度讓市場產生了政策口徑不一的錯覺：上面要求“應并盡并”，下面卻不得不嚴令“應停當停”。

而早在2023年10月，中國宏觀經濟研究院能源研究所研究員時璟麗等業內專家就公開建議稱，要加大配電網改造工作，提高戶用光伏在低壓側的接入能力。我國北方省份戶均配電容量大多在3千瓦左右，而國際上德國等發達國家和國內浙江等省份這一數據在6-8千瓦。

僅以德國對比，國內現有的配電網，通過改造和擴容可以有一倍左右的增長空間。這一增長空間無疑也對應著戶用光伏新增裝機的潛力。

截至目前，“紅區”版圖仍在迅速蔓延和擴大。根據公開信息，全國已有近400個縣出現低壓承載力紅區，分布式光伏接入受限。

前述廣西省10余縣之外，還包括廣東省37個縣出現消納困難，山西省73個縣已無分布式消納空間，河南全省超一半地區為紅區、涉及縣級行政區劃超70個，遼寧省超過20個縣成為紅色區域，黑龍江省81個縣級單位劃為紅區并暫停分布式接入，山東省37個縣已無消納空間，福建省4個試點縣無可開放容量，河北南網53個縣一無消納空間。

進入2024年以來，紅區頻現的形勢，已經進一步向更多外圍省份擴散開來。

2月底，湖南省湘潭市區全境內屋頂分布式光伏項目宣布暫停;5月23日，內蒙古自治區通遼市開魯縣暫緩辦理戶用分布式光伏項目備案;6月17日，海南省陵水縣暫停受理分布式光伏項目備案......

告急的紅區，對配電網建設的進度提出了挑戰。

誰來建設

根據2016年國家能源局發布的《有序放開配電網業務管理辦法》，明確了配電網是指“110千伏及以下電壓等級電網和220(330)千伏及以下電壓等級工業園區(經濟開發區)等局域電網”，不涉及220千伏及以上輸電網。

而大力擴容建設配電網面臨的首要問題是：由誰來擔負起主體責任呢?

盡管國家相關文件中并未明確配電網的建設主體，但是能做這件事的，無非是電網公司(兩網)、社會資本以及未來的省級政府。

先來看電網公司。南方電網已明確將配電網建設列入“十四五”期間工作重點，規劃投資3200億元，約占其同期電網投資一半;國家電網則提出，“十四五”期間配電網建設投資超過1.2萬億元，占其電網建設總投資的60%以上。

然而，相比如火如荼的分布式光伏發展，上述配電網建設規劃恐怕無法滿足需求。

通常認為配電網建設非電網企業莫屬，其實不然。由于輸電網是電力系統的樞紐和安全穩定的基礎，具有全局性的影響力，電網企業無論過去、現在和將來都必然將輸電而非配電作為自己的主要業務與工作重點。

兩網對配電網建設積極性不足，事出有因。高電壓等級的輸電網與低電壓等級的配電網的輸配電價比是7：3，但是建設成本則是倒過來，3：7。這種局面下，電網企業缺乏動力去建設低電價、高成本的的配電網，可謂“費力不討好”。

那么，再來看社會資本。吸引社會資本來擴容建設配電網，此路還通不通呢?

2015年中發9號文提出鼓勵以混合所有制方式發展配電業務，向符合條件的市場主體放開增量配電業務，引入社會資本多元化投資。此次的有源配電網建設，政策思路上還是延續了勵社會資本參與。

可是，社會資本投資配電網建設的前提，是要投資了能換來回報。然而，為了照顧分布式新能源，現行“過網費”標準過低，每度電可能僅有1.5分到5分錢的空間，如在同一電壓等級之下，“過網費”甚至為零。

而這一標準執行前，在同檔情況下，電網公司收取的包括交叉補貼和政府性基金及附加在內的輸配電價一般都在0.2元/千瓦時以上。也就是說，現行標準下配電網恐怕是難以“養活自己”。

最讓增量配電網“意難平”的，還不是過網費標準過低，而是在大電網的圍追堵截之下，增量配電網難以接網。

目前政策引導是鼓勵將周邊新能源分配給增量配電網，使之成為有源配電網。但是，新能源具有隨機性、間歇性、波動性，大電網不給配電網接入火電等支撐性電源，有源配電網也仍然是“呼應不靈”。

因是之故，新電改九年多以來，社會資本已經對參與配電網望而卻步。

如何破局

既然在建設意愿上，電網企業和社會資本各有難處。那么，要實現有效破局，就需要引入新的主體。

中國能建西南電力設計院原副總工程師吳安平建議，下一步可以對中東部省級電網進行輸配產權分開改革，即輸電網仍由央企經營，配電網事權劃歸省政府，實行政府特許經營制。也就是說引入省級地方政府作為配電網建設的新主體。

配電網事權劃歸省政府后，下一步是允許并積極吸引民營資本參股或控股部分配電企業或配電項目，鼓勵央屬發電集團參與建設和運營配電網，加上新成立的和原來的地方配電企業及增量配電企業等，形成配電領域投資多元，大、中、小企業并存的格局。

同時，新主體牽頭建設下的配電網，也要向新型電網模式轉型。

《關于新形勢下配電網高質量發展的指導意見》指出，新型電力系統的構建將“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。”

由此可見，有源化、局域化是配電網的發展方向，而提高自平衡能力則是配電網高質量發展的基本任務。而之所以要在配電網區域內實現電力電量“自平衡”，這與新能源為主體的新型電力系統的要求息息相關。

傳統電力系統平衡模式的特點是自上而下，“電從遠方來”，電源高度集中，且潮流單向流動，也即“源隨荷動”，電源的建設和運行服從于負荷的布局和變化。

而新型電力系統，尤其是在配電網區域內，大量分布式風光新能源接進來，大量分布式儲能設施接進來，“電從身邊來”，同時由于新能源的隨機性、間歇性、波動性，需要在配電網區域內實現高度的源荷互動，充分挖掘需求響應潛力，推動源網荷儲一體化、車網互動、虛擬電廠等新模式的發展。

也就是說，配電網在新型電力系統的建設中，可以實施“就近開發優先”方針，充分開發和利用本地各種新能源，將配電網建設成一個或若干個“基本平衡單元”，不斷提高配電網的自平衡能力，為輸電網減輕壓力甚至提供必要支撐。

這一思路，既是新型電力系統平衡模式的要求，也是配電網高質量發展的基本任務。

展望未來輸配分開的電網格局，我國新型電力系統的電網基本形態或許是，“柔性化、數字化、平臺化輸電網+有源化、局域化、個性化配電網(智能配電網)”。同時，輸電企業和配電企業各自承擔主體責任，互相配合，方能確保新能源為主體的新型電力系統的有效運轉和高質量發展。