中电联电力发展研究院解读《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》

　　打造新型配电系统

　　促进新主体新业态快速健康发展

　　中电联电力发展研究院

　　宋立军

　　党的二十大报告指出，高质量发展是全面建设社会主义现代化国家的首要任务。配电网作为重要的公共基础设施，是实现电力安全保供、能源低碳转型的重要支撑点。近日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》(发改能源〔2024〕187号，以下简称《指导意见》)，全面推动新形势下配电网高质量发展。《指导意见》明确了2025年和2035年两阶段发展目标，并提出了“补齐电网短板、提升承载能力、强化全程管理、加强改革创新、加强组织保障”5个方面具体措施，通过多措并举部署重点任务，全面保障配电网建设发展提质增效。

一、打通能源电力通道“最后一公里”，对推动实现双碳目标和服务经济社会发展具有重要意义

　　“双碳”目标驱动下，我国电力供应结构和电能消费方式特征出现较大变化，配电网发生重大变革。一方面，我国能源结构转型升级持续加快，可再生能源装机占比以及分布式新能源渗透率不断提升;另一方面，综合能源、电动汽车、电采暖等电力新业态的有力发展，使得新型负荷开始大量涌现;同时，新型储能在促进新能源开发消纳和保障电网安全稳定运行等方面的作用正在显现，逐步成为配电网建设的关键支撑技术。作为连接能源电力与千家万户的“最后一公里”，配电网的建设与发展在保障电力供应、支撑经济社会发展、服务改善民生等方面发挥着重要作用。为深入贯彻落实党的二十大精神，对标对表重大部署要求，需要与时俱进推动配电网高质量发展，《指导意见》的发布正当其时。

　　《指导意见》明确“打造安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合的新型配电系统，在增强保供能力的基础上，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”。通过明晰配电网高质量发展方向，布局源网荷储融合发展，增强配电系统资源优化配置能力，促进分布式电源就近开发利用、有力承载新领域新型负荷、提高电力系统灵活性，进一步构建新型能源体系和新型电力系统，以及支撑经济社会发展和优化民生服务保障。

二、推动配电网补短板、提能力，支撑新主体新业态快速健康发展

　　统筹配电网建设改造，优化充电基础设施布局。随着全球气候变化的严峻挑战和可再生能源的快速发展，新能源汽车发展已成为推动能源结构转型和减少温室气体排放的关键。新能源汽车的普及和电池技术的迭代更新对充电基础设施提出了更高需求，充电基础设施的建设升级将成为重点。根据充电联盟统计，截至2024年1月，中国新能源车保有量2041万辆，充电桩保有量886万台，车桩比为2.30;由于充电桩大部分为随车私桩，公共充电桩保有量仅为278万台，车桩比为7.34;具备公共快充性能的直流桩保有量仅为121万台，车桩比为16.87。“双碳”目标下，新能源汽车特别是电动汽车正处于快速发展期，需要进一步构建高质量充电基础设施体系，配电网建设也须适应充电设施等新业态接入需要，以满足日益增长的大规模电动汽车等新型负荷用电需求。《指导意见》要求“到2025年，配电网承载力和灵活性显著提升，具备1200万台左右充电桩接入能力;加强双向互动和条件匹配分析，科学衔接充电设施点位布局和配电网建设改造工程”。通过补强配电网短板、提升配电网承载力和灵活性，合理布局充电基础设施，不断提高充电基础设施与电动汽车发展协同度，促进电动汽车产业快速发展。

　　科学安排多元化新型储能，提升系统调节能力。由于新能源快速发展及其发电的间歇性和波动性，新能源消纳问题变得越来越突出，这也为储能行业发展提供了契机。新型储能相比机械储能、抽水蓄能等更加灵活，适用的环境、场景更加广泛，因此未来有广阔的增长空间。截至2023年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达3139万千瓦/6687万千瓦时，2023年新增装机规模约2260万千瓦/4870万千瓦时，较2022年底增长超过260%。《指导意见》提出“引导分布式新能源根据自身运行需要合理配建新型储能或通过共享模式配置新型储能;在电网关键节点、电网末端科学布局新型储能;支持用户侧储能安全发展”。通过部署电源侧、电网侧及用户侧3个维度新型储能应用场景，在增强配电系统调节能力，促进更大规模分布式新能源发展的同时，也为新型储能不断发展提供了新的机遇。

　　创新发展电力系统新业态，促进配电系统协调优化。提高供电可靠性和供电质量的要求，以及远距离输电带来的种种约束均在推动着在靠近负荷中心设立相应电源，实现对负荷供能的多能互补。与此同时，随着分布式电源、电动汽车等多元出力负荷的增长，以及新型储能的广泛应用，大量用户侧主体兼具发电和用电双重属性，向电力“产消者”转变。作为大电网重要补充，分布式智能电网、微电网能够进一步协调能源生产者与消费者之间的关系，引导新能源就地高效率消纳。《指导意见》提出“建设满足分布式新能源规模化开发和就地消纳要求的分布式智能电网;推动微电网建设;鼓励虚拟电厂、负荷聚合商、车网互动等新业态创新发展”。通过建设分布式智能电网、微电网，可智能调度和灵活调整分布式能源供应和负荷需求，更好地适应新能源的波动性和不确定性，为本地用户提供可持续的能源解决方案。通过集中用户侧资源，发展虚拟电厂、负荷聚合商、车网互动等电力需求侧响应关键技术，充分挖掘用户侧调节潜力，促进配电系统协调优化控制。

三、强化配套体制机制改革，为配电网高质量发展创造有利条件

　　以市场化方式进一步推进新元素快速发展。新一轮电力体制改革以来，我国电力市场建设进入加速推进的新阶段，发用电计划进一步放开，电力市场交易规模不断扩大，初步形成了电力市场多元竞争主体格局，但还存在着市场体系不完整、对新能源消纳能力不足等问题。2023年，新能源市场化交易电量达6845亿千瓦时，约占新能源总发电量的近五成。随着新型电力系统加快构建，能源生产与消费两端发生重大变化，电力市场建设面临如何适应供需形式新变化，如何提高新主体新业态市场参与度等新的挑战。《指导意见》提出“明确分布式新能源、新型储能、电动汽车充电设施、微电网、虚拟电厂等新主体、新业态的市场准入、出清、结算标准，研究设计适宜的交易品种和交易规则，鼓励多样化资源平等参与市场交易”。通过突出电力市场化改革对能源供需平衡的作用，减少制约新兴市场主体发展的各类障碍和隐性壁垒，进一步推动电力市场主体向多元化过渡，为各类新元素创造良好的市场环境，支持分布式新能源、新型储能、电动汽车和微电网等新兴市场主体独立平等参与电力交易。

　　完善电价机制进一步推动新领域低碳转型。当前，我国电价机制针对新主体新业态的经济导向作用发挥不够显现，存在分时电价政策考虑分布式能源、电动汽车等新元素不足，分时电价动态调整机制与市场衔接不充分，新型储能价格机制尚未建立等问题，电价体系亟待进一步完善。截至2023年底，全国31个省(区、市)相继出台分时电价相关政策，分时电价改革全面铺开，据不完全统计，目前仅有浙江、江苏、福建等10余省份出台了电动汽车充电桩分时电价具体规定。《指导意见》强调“进一步完善分时电价机制，建立健全电动汽车居民充电桩分时电价机制;电力现货市场持续运行地区，推动根据现货价格信号动态调整峰谷时段划分;研究完善储能价格机制;研究完善更好促进新能源就近消纳的输配电价机制。”通过优化完善终端用户分时电价、灵活性调节电源电价以及输配电价等电价制度，充分利用经济导向信号，引导用户用电行为和配电网经营行为，调动各方投资建设新型储能、充电设施、虚拟电厂等新业态的积极性并取得合理收益，进一步推动新型领域的绿色低碳转型。