为规范增量配电业务配电区域划分，积极稳妥推进增量配电业务改革，日前，国家发展改革委、国家能源局修订了《增量配电业务配电区域划分实施办法》（以下简称《办法》）明确，鼓励以满足可再次生产的能源就近消纳为主要目标的增量配电业务，支持依据其可再次生产的能源供电范围、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，防止以规避社会责任为代价打造成本优势。
2015年3月15日，国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，吹响了增量配电网改革的号角，文件明确“按照管住中间、放开两头的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本放开配售电业务。”可以说，增量配电网是电改环节中重要的一环。
2016年10月，国家发展改革委、国家能源局印发《有序放开配电网业务管理办法》提出，鼓励社会资本热情参加增量配电网业务，通过市场之间的竞争确定投资主体；配电网运营者享有公平接入电网、获取政府规定的保底供电补贴等权利。至此，增量配电网改革开始在全国推开。
经过两年的探索，2018年，国家发展改革委、国家能源局制定印发《增量配电业务配电区域划分实施办法(试行)》（以下简称《试行办法》），明确了增量配电业务配电区域划分的根本原则、责任主体和办理程序，并对配电区域划分涉及的存量资产和用户提出了原则性处置意见，对配电区域变更与监管作出了具体规定，为增量配电业务配电区域划分提供了政策依据。
时隔6年，在《试行办法》有效推动了增量配电改革试点项目配电区域划分和电力业务许可证颁发工作后，《办法》出炉。
“《办法》的出台主要是未解决现在的配电网不能够满足发展需要、无法就近消纳绿电的问题。”中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎说。
国家能源局相关负责人在接受记者正常采访时说：“随着形势变化，原文件部分条款内容已不适应当前增量配电改革实际，为进一步规范增量配电业务配电区域划分，稳妥推进增量配电业务改革，我们予以修订。”
所谓增量配电网指的是在电网企业已经建设的配电网之外，新增加的配电网部分。电力系统中电网按电压等级分层，输电网属高电压等级，配电网属低电压等级。一般220（330）千伏以上电压等级电网为输电网，以下为配电网；而“增量”配电网则对应“存量”概念。
近年来，随着新能源发电装机规模的爆发式增长以及充电桩、储能设施的接入，配电网所承担的角色和要完成的任务发生了巨大变化，同时也让消纳问题成为行业焦点。而造成消纳问题的一个重要原因是增量配电网不足。
尽管国家发展改革委、国家能源局从2016年开始陆续批复了5批次共459个增量配电业务改革试点，但成功拿到电力业务许可证的仅204个，占比44.44%，超半数试点项目未成功取得配电网运营资格。
除了运营资格难获得外，增量配电网虽然在性质上“属于公用电网范畴”，但现实中，绝大部分增量配电项目被电网当作“大用户”看待，利润空间被锁定为两个电压等级之间的差价。
另外，同样作为电网企业，电网之间应相互连通，增量配电网应拥有从大电网买电、电力富余时间向大电网送电的权利。但实际中，由于大电网的强势地位，虽然一些增量配电网项目配套了分布式光伏项目，但接入后，存在部分时段消纳难、反送大电网不接受的问题。
此外，从技术层面看，增量配电网与大电网具有平等地位，但由于配电业务依赖大电网的输电业务，在现实中常常产生矛盾冲突。
“增量配电网最终会动摇电网企业的利益，以前政策在输配电价改革等方面没做好衔接与协调，导致增量配电改革给予投资者的信号是扭曲的。再加上电网企业，特别是基层企业在实际在做的工作中对改革理解的差异，项目开展时就会遭遇一系列的阻碍。”一位长期从事电力行业的专家这样认为，之所以出现这样的问题，一种原因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息息相关。
为了解决以上问题，2023年9月，国家发展改革委发布《增量配电业务配电区域划分实施办法（征求意见稿）》提出，“明确以消纳可再次生产的能源为主的增量配电网的经营主体地位，支持依据其可再次生产的能源供电范围、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。”这一文件将《试行办法》中的“鼓励以满足可再次生产的能源就近消纳为主要目标的增量配电业务……”变为“明确……经营主体地位”，这一变化体现了政策层推动新能源就近消纳、建设“有电源”配电网的导向。
“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，在某些特定的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。”在上述专家看来，政策虽然明确了有源配电网的主体地位，但并不代表解决了与大电网之间的利益纠葛，增量配电网改革最终应该是与存量配电网实现有效竞争，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，而这一步还需要一段时间和过程。
除了明白准确地提出的针对可再次生产的能源就近消纳外，《办法》还对以下四个方面做了修订：
一是明确省级能源主管部门负责本省配电区域划分，国家能源局派出机构负责向增量配电业务项目业主颁发电力业务许可证(供电类)。
二是明确配电区域划分应坚持公平公正、安全可靠、经济合理、界限清晰、责任明确的根本原则，保障电网安全稳定发展；配电区域应按照行政区域或开发区、工业园区等总体设计确定的地理范围划分，具有清晰的边界，尽可能保持配电区域的完整性及连续性，防止重复建设、交叉供电等情形，影响普遍服务和保底供电服务的落实。
三是明确配电区域划分环节在项目业主确定之前，便于潜在投资主体决策，避免后续争端；配电区域划分主管部门应组织编制配电区域划分方案并征求地方政府、电网企业、潜在投资主体等相关利益方意见建议。
四是明确了配电区域划分意见为增量配电企业申领电力业务许可证(供电类)的主要是根据，企业间自主达成划分协议不再作为前置条件。
“可以说《办法》为增量配网未来的业务指明了方向。”彭澎和记者说，相较于《试行办法》颁布时的可再次生产的能源发电量没办法撼动火电的发电量，在可再次生产的能源装机量超过火电的当下，慢慢的变多的用电户更倾向选择绿电，特别是能形成直供的绿电，这对企业来说不仅是电价成本的降低，同时在碳配额市场将会得到一些如绿证或节能指标等特殊待遇。
“绿电的低成本、环境权益的溢价、客户的真实需求的转变这三点加持，或许能让增量配电网试点加速出现。”彭澎说。
“下一步，国家发展改革委、国家能源局将指导地方政府部门、电网企业(含增量配电企业)做好增量配电业务配电区域的划分工作；指导国家能源局派出机构做好电力业务许可证核发工作，助力合乎条件的增量配电企业尽快取得合法经营地位。同时，我们将重视《办法》实施情况，充分听取参与改革各方意见建议，持续跟踪增量配电项目进展，推动试点项目尽快落地见效。”国家能源局相关负责人说。
为规范增量配电业务配电区域划分，积极稳妥推进增量配电业务改革，日前，国家发展改革委、国家能源局修订了《增量配电业务配电区域划分实施办法》（以下简称《办法》）明确，鼓励以满足可再次生产的能源就近消纳为主要目标的增量配电业务，支持依据其可再次生产的能源供电范围、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，防止以规避社会责任为代价打造成本优势。
2015年3月15日，国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，吹响了增量配电网改革的号角，文件明确“按照管住中间、放开两头的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本放开配售电业务。”可以说，增量配电网是电改环节中重要的一环。
2016年10月，国家发展改革委、国家能源局印发《有序放开配电网业务管理办法》提出，鼓励社会资本热情参加增量配电网业务，通过市场之间的竞争确定投资主体；配电网运营者享有公平接入电网、获取政府规定的保底供电补贴等权利。至此，增量配电网改革开始在全国推开。
经过两年的探索，2018年，国家发展改革委、国家能源局制定印发《增量配电业务配电区域划分实施办法(试行)》（以下简称《试行办法》），明确了增量配电业务配电区域划分的根本原则、责任主体和办理程序，并对配电区域划分涉及的存量资产和用户提出了原则性处置意见，对配电区域变更与监管作出了具体规定，为增量配电业务配电区域划分提供了政策依据。
时隔6年，在《试行办法》有效推动了增量配电改革试点项目配电区域划分和电力业务许可证颁发工作后，《办法》出炉。
“《办法》的出台主要是未解决现在的配电网不能够满足发展需要、无法就近消纳绿电的问题。”中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎说。
国家能源局相关负责人在接受记者正常采访时说：“随着形势变化，原文件部分条款内容已不适应当前增量配电改革实际，为进一步规范增量配电业务配电区域划分，稳妥推进增量配电业务改革，我们予以修订。”
所谓增量配电网指的是在电网企业已经建设的配电网之外，新增加的配电网部分。电力系统中电网按电压等级分层，输电网属高电压等级，配电网属低电压等级。一般220（330）千伏以上电压等级电网为输电网，以下为配电网；而“增量”配电网则对应“存量”概念。
近年来，随着新能源发电装机规模的爆发式增长以及充电桩、储能设施的接入，配电网所承担的角色和要完成的任务发生了巨大变化，同时也让消纳问题成为行业焦点。而造成消纳问题的一个重要原因是增量配电网不足。
尽管国家发展改革委、国家能源局从2016年开始陆续批复了5批次共459个增量配电业务改革试点，但成功拿到电力业务许可证的仅204个，占比44.44%，超半数试点项目未成功取得配电网运营资格。
除了运营资格难获得外，增量配电网虽然在性质上“属于公用电网范畴”，但现实中，绝大部分增量配电项目被电网当作“大用户”看待，利润空间被锁定为两个电压等级之间的差价。
另外，同样作为电网企业，电网之间应相互连通，增量配电网应拥有从大电网买电、电力富余时间向大电网送电的权利。但实际中，由于大电网的强势地位，虽然一些增量配电网项目配套了分布式光伏项目，但接入后，存在部分时段消纳难、反送大电网不接受的问题。
此外，从技术层面看，增量配电网与大电网具有平等地位，但由于配电业务依赖大电网的输电业务，在现实中常常产生矛盾冲突。
“增量配电网最终会动摇电网企业的利益，以前政策在输配电价改革等方面没做好衔接与协调，导致增量配电改革给予投资者的信号是扭曲的。再加上电网企业，特别是基层企业在实际在做的工作中对改革理解的差异，项目开展时就会遭遇一系列的阻碍。”一位长期从事电力行业的专家这样认为，之所以出现这样的问题，一种原因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息息相关。
为了解决以上问题，2023年9月，国家发展改革委发布《增量配电业务配电区域划分实施办法（征求意见稿）》提出，“明确以消纳可再次生产的能源为主的增量配电网的经营主体地位，支持依据其可再次生产的能源供电范围、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。”这一文件将《试行办法》中的“鼓励以满足可再次生产的能源就近消纳为主要目标的增量配电业务……”变为“明确……经营主体地位”，这一变化体现了政策层推动新能源就近消纳、建设“有电源”配电网的导向。
“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，在某些特定的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。”在上述专家看来，政策虽然明确了有源配电网的主体地位，但并不代表解决了与大电网之间的利益纠葛，增量配电网改革最终应该是与存量配电网实现有效竞争，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，而这一步还需要一段时间和过程。
除了明白准确地提出的针对可再次生产的能源就近消纳外，《办法》还对以下四个方面做了修订：
一是明确省级能源主管部门负责本省配电区域划分，国家能源局派出机构负责向增量配电业务项目业主颁发电力业务许可证(供电类)。
二是明确配电区域划分应坚持公平公正、安全可靠、经济合理、界限清晰、责任明确的根本原则，保障电网安全稳定发展；配电区域应按照行政区域或开发区、工业园区等总体设计确定的地理范围划分，具有清晰的边界，尽可能保持配电区域的完整性及连续性，防止重复建设、交叉供电等情形，影响普遍服务和保底供电服务的落实。
三是明确配电区域划分环节在项目业主确定之前，便于潜在投资主体决策，避免后续争端；配电区域划分主管部门应组织编制配电区域划分方案并征求地方政府、电网企业、潜在投资主体等相关利益方意见建议。
四是明确了配电区域划分意见为增量配电企业申领电力业务许可证(供电类)的主要是根据，企业间自主达成划分协议不再作为前置条件。
“可以说《办法》为增量配网未来的业务指明了方向。”彭澎和记者说，相较于《试行办法》颁布时的可再次生产的能源发电量没办法撼动火电的发电量，在可再次生产的能源装机量超过火电的当下，慢慢的变多的用电户更倾向选择绿电，特别是能形成直供的绿电，这对企业来说不仅是电价成本的降低，同时在碳配额市场将会得到一些如绿证或节能指标等特殊待遇。
“绿电的低成本、环境权益的溢价、客户的真实需求的转变这三点加持，或许能让增量配电网试点加速出现。”彭澎说。
“下一步，国家发展改革委、国家能源局将指导地方政府部门、电网企业(含增量配电企业)做好增量配电业务配电区域的划分工作；指导国家能源局派出机构做好电力业务许可证核发工作，助力合乎条件的增量配电企业尽快取得合法经营地位。同时，我们将重视《办法》实施情况，充分听取参与改革各方意见建议，持续跟踪增量配电项目进展，推动试点项目尽快落地见效。”国家能源局相关负责人说。
