4、由此可见，配电网扩容已迫在眉睫。

1）2023年9月25日，国家发改委发布《增量配电业务配电区域划分实施办法（征求意见稿）》提出，“明确以消纳可再生能源为主的增量配电网的经营主体地位，支持依据其可再生能源供电范围、电力负荷等情况划分配电区域。不得依托燃煤自备电厂建设增量配电网。”

2）华夏能源网注意到，在2018年发布的上一版《增量配电业务配电区域划分实施办法（试行）》中，相关表述为“鼓励以满足可再生能源就近消纳为主要目标的增量配电业务……”。从“鼓励”变成“明确……经营主体地位”，明显可见主管部门对推动新能源消纳的迫切心情。

3）现如今，3月1号发布的《指导意见》指明，到2025年“配电网承载力和灵活性显著提升，具备5亿千瓦左右分布式新能源、1200万台左右充电桩接入能力”。这里的配电网建设目标，已不是传统意义上的增量配电网了，而是“有源配电网”，且这一电源就是分布式新能源。

4）这一轮的配电网改革，目标方向也非常明确，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。”

5、配网改革的“前车之鉴”：回顾过去过去8年多的增量配电网改革，进展极为缓慢，实际效果不达预期。自2016年11月至2020年8月，国家发改委、能源局陆续批复了5批次483个增量配电业务改革试点，但成功建成投运的项目只占少数。因规划冲突等原因，24个项目被取消试点，剩下459个试点项目，成功拿到电力业务许可证的有204个，占比44.44%，相当一部分试点项目尚未成功取得配电网运营资格。已运营项目，也有相当部分举步维艰。之所以出现这样的问题，一方面是由于配电网未能找到稳定的收益模式，想靠局域垄断来吃差价的做法行不通。另一方面，这背后又与强势大电网对配电网的不合作、挤压甚至是“围剿”息息相关。

6、增量配电改革，是电改“输配分开”思路的延续，是希望新生的增量配电网能够与大电网控制下的存量配电网实现有效争，进而厘清输配电的成本，并逐步过渡到输配分开，大电网就可以从统购统销电费差价中抽身出来专注电力网络基建。可问题是，增量配电网一“出生”，就遇到了接网、接入电源难的问题，这也成为了几乎所有增量配电网项目遇到的普遍性难题。配电网是做配电生意的，没有电源接入，就要“巧妇难为无米之炊”了。例如，宁夏一央企旗下增量配电试点项目，从2016年项目获批到走完所有手续，直到变电站建好一年多，仍不能接入电源；山西大同装备制造产业园区增量配电业务试点，第一座35千伏变电站接入电源耗时超一年，第二座2020年已建成的110千伏变电站，但此后接入电源变得遥遥无期。

1）大电网在接入电源方面不愿意配合增量配电网，道理再简单不过：一直以来大电网养尊处优，“老子天下第一”，用户用电都要找大电网，没有别的选择，输配电价大电网要赚，统购统销的电费差价大电网也要赚。而引入增量配电网，无异于从大电网身上“割肉”，与大电网有直接的利益冲突。

2）相比之前的增量配电网试点，有源配电网的好处是将分布式新能源指定给它作为电源，在一定程度上可以缓解矛盾，因为不用去从大电网的电源池子里“切蛋糕”了。不过，这并不能从根本上杜绝有源配电网与大电网之间的利益博弈。

（1）一方面，新能源有随机性、间歇性、波动性，配电网仍然有从大电网接入电源调剂余缺的需求。

（2）另一方面，目前很多分布式新能源采取的是“全额上网”模式，大量分布式发电向电网反送电，这不仅对大电网的稳定性带来考验，还产生了利益分配的问题。

（3）这意味着，并不是政策明确了有源配电网的主体地位并大刀阔斧上马建设，就能一劳永逸解决问题。如果有源配电网与大电网之间的利益纠缠摆不平，有源配电网+分布式新能源的路子就依然难走。