大规模消纳新能源是电力系统目前面临的最大难题，而增量配电由此被视为解决难题的“良方”。诸多业内人士用“增量配网要活了”肯定了河南发布的新政。对于直接影响增量配电发展的电价和电源两大因素，业内认为，破其一即可激活增量配网，但目前仍有不小障碍。

 

拓宽新能源消纳途径

 

我国于2016年启动增量配电业务试点改革，分五批次共确定459个试点。河南省目前共有增量配网试点30多个，是全国试点最多的省份，配套政策制定领全国之先。例如，河南省2020在全国首次明确增量配电网与省级电网结算的基本电价标准，配电网与省级电网基本电费结算比例暂按60%确定。《通知》明确“到2025年力争增量配电业务改革试点用电增量中80%(含大电网供电)以上由新能源发电供应”，也是全国首例。

 

北京鑫诺律师事务所律师展曙光认为，增量配网就近消纳新能源可实现多方互赢。“对配电网而言，为探路‘源网荷储一体化’、综合能源打下了基础；对新能源来说，拓宽了消纳渠道，有利于构建新一代电力系统；对大电网而言，分担消纳压力的同时，减少投资成本；对用户来说，减少外购电成本，用电更加清洁。”

 

中国社科院财经战略研究院副研究员冯永晟告诉记者，“双碳”目标下需大规模发展可再生能源，“配网区域中源网荷储一体化建设中的‘源’，就是以新能源为代表的分布式电源，旨在提高用户用能服务质量。”

 

成功案例寥寥无几

 

国家发改委、国家能源局早在2017年发布的《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》、2019年发布的《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》等文件中，就对增量配网接入可再生能源、分布式能源做出相关规定。展曙光指出，经过近年走访大量增量配网企业，发现“风光”成功接入增量配网的案例寥寥无几。

 

一位增量配网业主向记者透露：“以分布式光伏接入增量配网为例，一般以自发自用为主。除自发自用电量外，可能有多余电量送入大电网，这种情况需大电网相关部门提出认证意见。但大多数增量配网试点接入新能源就‘卡’在这里，更不用说周边区域‘风光’并网。”

 

“风光”在增量配网经营区内就近消纳是否存在安全问题？重庆市配售电行业协会秘书长陈曦表示：“安全问题与网的大小无关，关键在于容量能否与可调节容量相匹配、接入的电能质量问题是否稳定，这些都能通过技术问题解决。”

 

增量配网有了“电源”会否脱离大电网？上述增量配网业主表示，增量配网接入新能源，不会造成用户脱离甚至抛弃大电网的局面，反而更加需要与大电网互济互通。

 

补贴政策衔接有断层

 

记者了解到，即使新能源能顺利接入增量配网，也还有补贴问题待解决。

 

国家能源局可再生能源信息管理平台今年3月发布的《关于可再生能源发电补贴项目清单申报与审核工作有关要求的公告》明确，支持电网企业依托可再生能源信息管理平台在线受理发电企业申报和初审。

 

上述增量配网业主告诉记者：“按道理，增量配网与其他电网企业一样，也按照程序办理新能源补贴相关手续，但在国家能源局可再生能源信息管理平台上，没有给增量配网企业账号授予‘补贴目录初审’权限。换言之，可再生能源发电项目若接入增量配电网则无法正常享受补贴，增量配电网就近消纳可再生能源的优势也就无从谈起。”

 

政策衔接断层之处在于，国家发改委、国家能源局多次发文明确，增量配网与电网企业享有相同权利，并切实履行相同责任和义务。在国家发改委近期印发的《关于向社会公开征求<售电公司管理办法(修订稿)>

 

意见的公告》中，也再次明确‘配网企业享有与电网企业相同的权利，并承担代付其配电网内使用的可再生能源电量补贴的责任’。可现有政策下，增量配网企业如何获得可再生能源补贴支付的渠道是个难题。该业主坦言。