今年4月，新能源汽车市场渗透率首次超过传统燃油乘用车。我国2023年新型储能新增装机规模是“十三五”末装机规模的近10倍。早在2021年，分布式光伏新增装机首次超过集中式。据业内专家测算，未来将有数千万个用户侧的分布式发电设备与数十亿甚至上百亿千瓦的各类用电负荷进行电能量交换互动，控制规模呈指数级增长……
以上这些在电力系统用户侧出现的变化，深刻影响着配电网的发展格局。“不论是物理形态，还是运行逻辑，配电网都不是以前的那张网了。”《中国电力企业管理》杂志记者近年来走访多地调研有关新型电力系统的建设状况，而“配电网已成为新型电力系统建设的‘主战场’”这句话频繁被提及。
新业态在用户侧落地生根，并形成了足以影响电力系统运行的规模和体量。作为连接供给侧和消费侧的枢纽，配电网的地位已然举足轻重。自“双碳”目标和构建新型电力系统任务提出以来，我国密集出台政策推动配电网高质量发展：2021年，《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》发布，“坚持集中式和分布式并举”成为构建现代能源体系的一大亮点；2022年发布的《“十四五”现代能源体系规划》明确，加快配电网改造升级，提高配电网接纳新能源和多元化负荷的承载力和灵活性；2024年3月，全国两会上的《政府工作报告》提出“推动分布式能源开发利用”，同年3月发布的《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》指出，要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。7月，《加快构建新型电力系统行动方案（2024~2027年）》（发改能源〔2024〕1128号）发布，提出配电网高质量发展行动等9项专项行动，组织编制建设改造实施方案，健全配电网全过程管理，制定修订一批配电网标准，建立配电网发展指标评价体系等。
在现实需求与政策导引的双重激励下，配电网步入了一场前所未有的革新。
观察配电网的发展，不仅要看新业态增长之“量”，更要看转型之“效”、发展之“质”。从表面看，是新业态冲击配电网，而实质是，当下的传统配电网难以满足新型电力系统建设的需要。前者是被动适应，后者需主动应变，配电网发展的顶层设计和底层逻辑亦在颠覆中被重构。
量变：配电网面临多重挑战
牵一发而动全身，配电网的变化日新月异，在聚光灯下，其“接不进、控不住、看不清”挑战格外突出。
“接不进”即配电网的承载能力不强。去年6月，国家能源局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，对6省开展分布式光伏剩余可接入电网容量摸底。结果显示，除浙江外，其他省份均出现了并网困难的情况。今年以来，多省份陆续暂缓户用光伏备案，“红区”不断蔓延。
常年身处配电网一线的电网企业工作人员宁徐波（化名）表示，分布式新能源、电动汽车、新型储能接入需求快速增长，和配电网有限承载力之间存在不平衡，局部区域、局部时段存在电力电量反送与正向重过载并存等问题。例如电动汽车负荷单体功率大、时空叠加特性显著，易产生局部短时大功率冲击，加重配电网负担。
例如，浙江丽水龙泉樟溪外村公变，公变容量200千伏安，台区下分布式光伏接入32户、合计容量173.73千瓦，光伏渗透率达到86.9%，白天光照条件良好的时段是分布式光伏发电高峰期，潮流逆向流动，将导致局部电压抬升，最高用户电压高达267.7伏（电压合格上限值为235伏）；而夜晚用电高峰期，光伏停发，台区末端又会出现电压偏低情况，最低用户电压低至186伏，这种电压“日高夜低”的“双向越限”的电能质量问题影响了用户的用电体验。
“控不住”体现在配电网调节能力不够。“随着大量分散、间歇性、随机性的分布式电源及充电桩接入配电网，配网运行特征极其复杂，供需平衡、故障恢复、经济运行等面临巨大挑战。”宁徐波说。
国网冀北电力有限公司经济技术研究院高级工程师岳昊表示，配电网还面临调峰消纳问题。此前，调峰问题主要集中在主网，如今这一压力已不断向配电网蔓延。由于新能源装机增速远超负荷增速，尤其是光伏装机规模和占比大幅提升，分布式光伏“午间用不完，晚间用不了”的情况客观存在，电网调峰压力增大。目前新能源弃电全部由集中式场站承担，而配网侧的分布式光伏未参与调峰。分布式发电享受固定电价上网，保障性收购，不参与调峰，不分摊辅助服务费用、政府性基金及附加和其他运行成本等待遇，与集中式新能源相比权责不对等。河南多次出现屋顶光伏短时大发时段，将火电出力压至最低、集中式新能源全停调峰情况。上述矛盾在春节期间最为突出，由于负荷大幅回落、火电“以热定电”，导致电网调峰与保供保暖“两头堵”。
以冀北电网为例，2024年1~10月，因分布式光伏接入导致反向重过载配变数量同比增加75%，配变过电压越限数量同比增加66%。随着城镇化进程加快，新增负荷大都集中在城市和县城地区，而新增分布式光伏大部分接入农村低压配电网。电源装机与负荷中心城乡逆向分布态势快速加剧，由此带来的县域电网与大电网潮流大进大出、县域配电网内部电网潮流随机双向流动等问题，对电网建设、运行带来全新挑战。
“看不清”是指配电网感知能力不足。新业态的大规模发展，不可控因素增多，配电网对感知控制元件的需求海量增长，但当前电网信息感知能力不足、调控技术手段不适应等问题突出，为配电网安全稳定运行带来挑战。
宁徐波指出，新能源感知调控能力需补强。当前配电网对这些新能源设备的感知能力较弱，无法实时掌握运行状态，同时这些以分布式光伏为代表的新能源分布于用户侧，配电网缺乏对其进行调节控制的手段。同时，主配网协同互动体系需补强，整个源荷不确定性、复杂性大大增加，传统场景或设备已无法满足高复杂、高不确定性的运行现状，需要更先进的主-配-微多层级控制与管理体系的介入。
岳昊告诉记者，冀北地区“煤改电”、旅游、农灌等季节性负荷占比较大，导致区域负荷同时率较低，在整体供电能力较为充裕的情况下，仍然存在局部地区站间转供能力不足问题，主变重过载现象频发，2023年，冀北最大负载率超过70%的35千伏及以上变电站占比达24%。目前，冀北配电网馈线自动化覆盖率仅为41.5%，自动化设备配置难以支撑源网荷储资源高效配置，需加快推进功能形态转型升级。
清华四川能源互联网研究院电力市场与碳市场研究所副所长蔡元纪从三个方面分析配电网的重点变化，其一是配电网的负荷形态发生了显著变化，大规模的分布式可再生能源接入，储能、电动汽车、数据中心等新型负荷快速增长，提供了一定的负荷侧柔性调节能力。其二是配电网的结构形态发生了变化，从传统的单链环、辐射状配电网，发展为多链环或环网结构，从传统的交流配电网发展为交直流混联配电网，运行模式也从传统的单向传输、实时平衡转变为源网荷储协同互动的非完全实时平衡模式，增加了主网与配电网的协同控制要求。其三是配电网的数字化要求显著提升，配电网的信息监测、状态感知、多方通信等需求显著提升。
嬗变：透视配电网改革的来时路
如今，“双碳”目标和构建新型电力系统任务的提出，激活了配电网“一池春水”，重“输”轻“配”逐渐成为过去时。
在投资上，配电网建设引领未来电网大投资时代。3月13日，国务院发布《推动大规模设备更新和消费品以旧换新行动方案》指出，大力推动生产设备、用能设备、发输配电设备等更新和技术改造。按照去年底中国国际金融股份有限公司的测算，2012年之前，两大电网公司主网投资比重明显高于配网，以国家电网公司为例，2003至2012年，主配网投资平均比例约为1.5∶1，而未来三年，配电网年均投资约3000～3500亿元，约占当前电网实际年度投资的60%～70%。
尽管各电网企业不断提高配电网的投资，但是基于负荷飞快变化、分布式发电火速上马的现实，仅依靠电网企业追加投资仍然难以满足日益复杂的新型配电网需求。配电网高质量发展急需激活更多资本参与。
实际上，自2015年《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）发布以来，有关增量配电的改革开展已久，但成效寥寥。
为了贯彻落实“中发9号文”及电力体制改革配套文件精神，2016年10月，国家发改委、国家能源局印发《有序放开配电网业务管理办法》（发改经体〔2016〕2120号），文件明确，鼓励社会资本有序投资、运营增量配电网。业内人士认为，增量配网改革的高明之处在于，在不调整存量电力市场利益的同时，放开增量配网投资主体、供区范围，同时兼具电改、混改的双重属性，以小博大，倒逼电力市场改革。
然而，增量配网这条“鲶鱼”并未激起太大“浪花”。华北电力大学国家能源发展战略研究院今年1月发布的《2023年度增量配电发展研究白皮书》显示，截至2023年12月31日，在国家批复的五批次459个试点中，329个试点完成规划编制，359个试点完成业主优选，256个试点确定供电范围，227个试点取得电力业务许可证（供电类）。
部分从业者认为，启动8年，增量配网改革不及预期，是垄断环节的蛋糕难分所致。其实不然，增量配网改革不畅卡在价格机制上。
为了兼顾社会公平，政府价格主管部门利用交叉补贴来调剂输配电价。我国电价交叉补贴主要包括省（区、市）内发达地区用户对欠发达地区用户的补贴、高电压等级用户对低电压等级用户的补贴、大工业和一般工商业用户对居民和农业用户的补贴。适度的交叉补贴，有利于保障电力普遍服务；但如果交叉补贴过重，则不利于引导用户合理消费，并造成社会福利净损失，“中发9号文”就提出要“结合电价改革进程，妥善处理交叉补贴问题”。
业内人士给记者算了一笔账：假设，220千伏及以上电压等级的真实输电成本（含电网的合理收益）为0.03元/千瓦时，10千伏及以上电压等级的输配电成本（含电网的合理收益）为0.07元/千瓦时。在交叉补贴政策下，220千伏最终执行的输配电价为0.06元/千瓦时，10千伏输配电价为0.04元/千瓦时，大电网输配电价不分，吃的是“大锅饭”，输配电价比例的高低不会影响大电网整体收入。增量配网产权清晰，与上级电网结算时，是其真实成本与交叉补贴模式下的上级输电网结算。如若按照上述价格结算，投资0.07元/千瓦时却仅能回收0.03元/千瓦时。真实情况更为复杂，在实际运营过程中，低压配电网的运维成本远高于高压输电网，增量配网常常入不敷出，商业模式自然难以为继。
颠覆：顶层设计和底层逻辑重构在即
面对不断变化的负荷侧业态和不断增长的接入容量需求，按传统方式通过变压器或线路增容等手段提升配电系统供电能力固然是一种办法，但这不仅对电网企业的投资能力是一个巨大考验，且可能产生大量低效投资，有损于社会整体福利。现有配电系统的供电能力是否有挖潜空间？中国工程院院士王成山认为，空间是巨大的。
岳昊指出，当前，电力市场体系尚不完善、储能多元价值等“软件”尚未体现的情况下，短期内仍需通过配电网“硬件”升级解决当前问题。配电网低压系统保持一定容量裕度、中压系统保证可扩展能力，配电网改造升级投资强度逐年加强，加剧了配电网建设改造投资规模增加但利用率下降的矛盾。
换言之，在传统配电网中，将负荷需求看做是刚性的，即按照满足系统年最大负荷，并留有一定裕度的原则进行规划和建设。而在实际运行中，大量的配电设备仅用于应对全年的尖峰负荷，形成了资源冗余。新型配电网之新，在于既要保证电力系统安全可靠，又要提高设备利用率。传统的发展模式已经到了资源约束的“天花板”，或者说传统模发展已逼近上限，配电网变革的路径，要从顶层设计和底层逻辑的颠覆上寻找答案。
业内人士表示，新型电力系统的建设对配电网统筹规划提出了更高要求。长期以来，配电网规划多沿用传统的老方法，同时未充分考虑微电网、微能网等新兴要素，一味追求可靠裕度，使得配电网在应对新挑战时显得力不从心，要么导致局部承载受限，陷入“接不进、送不出”的窘境，要么增加了建设和运维成本、降低系统效率。因此需要加强适应可再生能源跨越式发展的配网规划体系建设，加强可再生能源、电动汽车、储能、配电网网架等协同规划。
天津大学电气自动化与信息工程学院副教授秦超指出，应重视配电网体系结构的建设。通过科学设计分层分群的电网体系结构，以群作为配电系统中源网荷储资源调度优化的基础单元，清晰界定各参与主体的责权利，为配电网高效集成管控提供有力支撑；同时，可使配电网在扰动发生时做出自愈的响应，在紧急状态下实现“自适应孤岛运行”，增强系统整体的韧性。
针对当前的矛盾，岳昊认为，首先要补齐电网短板，切实保障配电网高质量发展。持续完善网架结构，按照近远结合、城乡统筹的原则，优化电网设施规划布局，加强主（配）变、线路重过载和电压越限等突出问题治理，推进配电设施升级改造，尽快消除供电卡口，进一步加强县域电网与主网联系，避免大面积停电风险，统筹考虑电动汽车充换电设施接入需求，加大老旧小区配电网建设改造。深度融合先进能源技术、信息通信技术和控制技术，强化配电网自主调峰、自我平衡能力，促进多元主体灵活便捷接入。
其次，应供需协同发力，共同推进配电网高质量发展。“一方面，针对分布式电源建设周期与电网工程不匹配的问题，科学评估配电网承载能力，并建立发布和预警机制，以充分利用现有能力满足分布式电源就近接入、就地消纳的需求。另一方面，建立配电网可接入电动汽车充电设施容量的信息发布机制，加强负荷密度和条件匹配分析，科学衔接充电设施点位布局和配电网建设改造工程，稳步提升配电网供电保障能力。”岳昊说。
加快数字转型，也是配电网高质量发展的必选项。岳昊指出，拓展网络通信、大数据、自动控制等技术的应用范围，持续提升配电自动化有效覆盖率，综合解决配网感知能力不足、故障识别不准确、故障切除不精准、恢复供电不快速、过载及电压异常问题控制不够优化等问题，提高在新形势下配电网的可观、可测、可控、可调能力，加强源网荷储协同调控，全面打造智慧融合配电网。
宁徐波从负荷侧着眼，他认为，主配微协同将是新型电力系统的关键方向，加快实现以配电网为“桥梁”分解传导系统平衡责任，促进“就地小平衡、区域大平衡”。针对当前小微资源参与系统运行的平衡责任传导难问题，推动配电网的各类聚合要素与常规主体逐步同责同权，促进各类小微资源在电力系统安全运行中贡献正向价值。
长远来说，针对规划问题，国网浙江电力丽水供电公司数智化配网管理部专职刘方洲表示，配网规划的统筹性和科学性需要加强。要改变传统配网规划模式，构建分层分级分区调控体系，推进源网荷储协同控制，实现配电网层面源网荷储协同调控、区域源荷功率实时自治平衡控制，形成“分级平衡、分区自治”典型模式，支撑大规模分布式电源就近消纳，大规模电动汽车等新型负荷多元互动。