园区增量配电网初期发展方案研究

园区增量配电网初期发展方案研究

车驭

云南省配售电有限公司 昆明 650228

摘要：园区增量配电网在建设初期可能会遇到负荷发展缓慢，供电量有限等一系列问题，为项目初期建设运营带来较大压力。源网荷储一体化政策鼓励就地开发分布式电源并就近消纳[1]，为降低增量配电网建设初期购电成本、向以新能源为主的源网荷储一体化局域电网提供可行思路。

关键词：增量配电网；源网荷储；分布式；储能

0.引言

全国增量配电业务改革试点已推行近七年，试点项目发展状况参差不齐，但试点项目总体推进缓慢，项目初期将面临经济性差，运营成本高等问题。随着电力源网荷储一体化和多能互补发展相关政策出台，鼓励结合增量配电网开发建设分布式电源，并就近消纳，为增量配电网项目提供政策可行的初期发展思路。

本文将以云南增量配网项目为分析重点，梳理增量配电网项目发展现状，阐述增量配电网建设初期发展所遇到的重点问题，结合源网荷储一体化提出增量配电网初期发展模式。

1.增量配电业务试点发展现状

2016年以来，国家共公布5批增量配电业务改革试点，共计483个试点项目[2]。除去24个试点项目被取消试点资格，现共有459个试点项目。截至2022年第二季度末，国家能源局派出机构共向全国196个增量配电试点颁发了电力业务许可证，约占全国总试点的42.7%，总体来看推进速度较慢。

据调研，云南省共参与全国五个批次的试点申报工作，获批29个增量配电改革试点项目，全国排名第二，仅次于河南省（39个）。截至2022年第三季度末，云南省已确定项目业主试点共20个，其中已有12个项目持证并网运营。整体的运营状况一般，达到规划预期的少，大多试点都存在招商不理想、负荷不达预期、管理运营困难等问题。

2.增量配电业务试点建设初期所遇问题

2.1初期负荷发展缓慢，供电量支撑力度不足

受产业机构和经济环境制约，云南省增量配网试点负荷发展总体不够理想。省内12个已并网运营的项目中，负荷支撑力度较理想的增量配网园区共3个，属存量资产转为增量资产项目以及电网企业控股项目，园区内均有存量用户，负荷基数大。由于其他项目几乎无存量用户，负荷基数很小，项目发展完全依靠增量负荷，再加之招商不理想、负荷不达预期，建设的配电网负载率较低，供电量支撑有限。

2.2输配电价价差缩减，盈利空间有限

高低电压等级输配电价差是增量配电项目主要利润来源，大部分省份将核定的各电压等级之间的电价差作为增量配电网配电价格上限[3]。同时省级输配电价以电网投资回收成本作为核定依据，各等级电压成不能真实得到反映，也不能体现增量配网项目建设成本。

随着第二监管周期核定输配电价落地，输配电价整体调整幅度大，调整后220kV与10kV输配电价差为0.0848元/kWh[4]，较第一监管周期价差调减0.0324元/kWh，调减27.6%，220kV与35kV价差调减34.4%，220kV与110kV输配电价差保持不变；110kV与10kV、35kV价差分别调减20.3%、42.5%；35kV与10kV价差保持不变。受国家输配电价政策调整影响，高电压等级与低电压等级输配电价差减小，盈利空间压缩，对项目经济效益带来较大影响。

2.3运营成本高，经营压力大

由于增量配电业务体量不具备优势，云南省内增量配网项目议价能力有限，工程单位造价略高，项目首期投入较大，折旧及财务成本对后期经营带来较大压力。在电价成本方面，增量配网企业市场主体地位未得到明确认定，在作为供电企业履行保底供电责任的同时，还需在结算过程中作为“大用户”承当基本电费。由于基本电费的存在，增量配网企业向一般工商业和居民用户供电时，将出现电价“倒挂”，经营压力增大。

2.4投资回收期长，投资收益率不及预期

在收入侧，园区招商引资能力有限，甚至有些园区将招商引资希望寄托在增量配电网项目，园区负荷发展缓慢，同时输配电价制定不合理，项目初期整体收入有限。在成本侧，增量配电网项目属重资产项目，前期投资规模大，再加之基本电费带来的电价“倒挂”，项目运营成本高。云南省内增量配电网项目投资回收期长，投资收益率不达投资要求，后续可能将出现项目退出等情况。

3.增量配电网初期发展方案

3.1优化建设方案，减小经营压力

考虑输变电工程首期投资较大，回收期长，园区负荷发展较缓慢，可优化增量配电网项目建设内容及时序，采取优先投建部分低电压等级设备或降低电压等级等方式，减少初期总投资金额，并做实负荷调研，充分评估项目经济性。

3.2就地开发分布式光伏项目

根据《云南省太阳能资源评价报告》，全省129个县（市、区）中，有92个县的年太阳总辐射在5000～6000兆焦/平方米，有59个县（市、区）的年太阳总辐射在5500兆焦/平方米以上，具有较好开发价值[5]。考虑分布式光伏安装灵活、运输灵活、扩容灵活等特点，在白天峰、平时段具有较好经济效益，可利用园区厂房屋顶、站内空余场地等区域，在园区内就地开发分布式光伏、就近接入增量配电网消纳，以降低白天峰、平时段购电成本，有助于增量配电网初期经营状况。在站内空余场地建设分布式光伏，既不永久占用土地，远期可移至其他项目，不影响远期输变电项目建设投运，又能提高已投建设备利用率，具有较好的远期适应性。对于首期仅投建10kV设备的增量配电网，分布式光伏项目经济效益尤为明显。

3.3适时增加储能设备

储能克服了分布式电源间歇性、波动性的问题，成为了稳定性强、可调度的电源，对于保障电力可靠供应和新能源高比例接入有重要意义[6]。根据云南省分时电价政策，峰时段电价较基准电价上浮50%，谷时段电价较基准价下浮50%，政府性基金及附加、基本电费不参与浮动[7]。在电力市场化交易情形下，最大价差将达到100%基准价。由于该政策暂未落地实施且电力现货市场暂未运行，可在政策明确后适时考虑投入储能设备。

3.4相关案例

云南某园区列为增量配电业务试点，根据园区增量配电网建设方案，首期项目拟建设1座110kV变电站，投入单台主变。由于园区规划大用户暂未落地，同时受新冠疫情影响，园区负荷发展缓慢，园区增量用户暂有2回10kV线路供电，以保障用电需求。考虑暂无输配价差，拟在园区内建设1.2MWp分布式光伏项目，以10kV电压等级就近并入增量配电网为园区用户供电。光伏建成成本0.4万元/kWp，度电成本约为0.26元/kWh，低于从电网的购电成本0.45元/kWh，年均可节约购电成本30万元。

4.结语

分布式光伏和储能是增量配电网初期发展阶段降低购电成本的有效方式之一，有利于园区逐步建成源网荷储一体化的增量配电网，有助于探索分布式电源与可再生能源的大规模接入，最终在局部区域构建以新能源为主的综合智慧园区。

参考文献

[1]国家发展改革委，国家能源局.关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见（发改能源规〔2021〕280号）［EB/OL］.(2021-02-25）.https://www.ndrc.gov.cn/xxgk/zcfb/ghxwj/202103/t20210305_1269046.html?code=&state=123．

[2]韩刚，周昭志，郝楠楠.增量配电网发展现状综述及发展趋势研究[J].中国水能及电气化，2022(3):46-50．

[3]罗琦，宋枫.增量配电网配电价定价机制研究［J］.中国物价，2018(2):41-45．

[4]云南省发展和改革委员会.关于云南电网2020—2022年输配电价和销售电价有关事项的通知（云发改价格〔2020〕1115号）［EB/OL］.(2020-11-28）.https://www.yn.gov.cn/ztgg/yhyshj/zcwj/hddl/202203/t20220315_238689.html．

[5]云南省农业气象与卫星遥感应用中心.云南省太阳能资源评价报告［EB/OL］.http://cnki.scstl.org/KCMS/detail/detail.aspx?filename=SNAD000001614131&dbcode=SNAD．

[6]李起航，杨鹏飞，杨玉博，王天翔.工业园区源网荷储综合智慧能源方案研究[J].山西建筑，2022(10):172-175．

[7]云南省发展和改革委员会.关于进一步完善分时电价政策的通知（征求意见稿）［EB/OL］.(2021-10-31）http://39.130.181.2/u/cms/ynfgw/202111/0111073595fq.pdf．

作者简介：车驭（1992-）男，云南保山人，从事电力工程投资建设相关工作。

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