增量配电网是指新增加的配电网，出自
国家发改委、国家能源局发布的《有序放开配电网业务管理办法》。
增量配电业务改革试点名单
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，鼓励社会资本积极参与增量配电网业务，通过市场竞争确定投资主体；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基本原则、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》的出台主要是为了解决现在的配电网不能满足发展需要、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。”
增量配电网短板早已显现
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就是增量配电网不足。
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，电网之间应互联互通，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有做好衔接与协调，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表示，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息息相关。
为了解决上述问题，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。”这一文件将《试行办法》中的“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……”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。”在上述专家看来，政策虽然明确了有源配电网的主体地位，但并不意味着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。
加速推进试点落地
除了明确提出的针对可再生能源就近消纳外，《办法》还对以下四个方面进行了修订：
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、责任明确的基本原则，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、工业园区等总体规划确定的地理范围划分，具有清晰的边界，尽量保持配电区域的完整性及连续性，避免出现重复建设、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)的主要依据，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。”彭澎告诉记者，相较于《试行办法》颁布时的可再生能源发电量无法撼动火电的发电量，在可再生能源装机量超过火电的当下，越来越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、用户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，助力符合条件的增量配电企业尽快取得合法经营地位。同时，我们将密切关注《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。
河南省
河南省增量配电网类源网荷储一体化项目实施细则（征求意见稿）
第一章 总则
第一条 为构建我省新型电力系统，加快源网荷储一体化项目建设，促进清洁能源就近就地消纳，推动增量配电网常态化发展，建立新型能源体系，制定本细则。
第二条 增量配电网类源网荷储一体化是指依托批准的增量配电业务改革试点，就近接入清洁能源，匹配用户负荷，建设储能设施，以消纳绿色电力为主，与公共电网友好互动的发配储用系统。
第三条 增量配电网类源网荷储一体化项目（以下简称“增量配电网类项目”）应以自我消纳、自主调峰为主，原则上不向公共电网反送电，不增加公共电网系统调峰压力。
增量配电网企业应发挥统筹协调作用，提升电源支撑能力、负荷管理能力、配电网调节能力。
第二章 建设要求
第四条 增量配电网类项目的电源、储能、配电网工程应同步规划、同步建设、同步投运。鼓励增量配电网企业按照批复的实施方案，整体投资建设电源、电网、储能等设施。
实施方案应合理确定电源建设时序和规模，电源建设应与区域内负荷增长、配电网发展相匹配，原则上电源建设总规模不高于增量配电网类项目当年年度最大负荷。
第五条 接入清洁能源主要包括风电光伏、余热余气余压、生物质发电，总装机5万千瓦及以下的小水电站、煤层气（瓦斯）发电，以及综合利用效率高于70%的天然气热电冷联供等。
第六条 增量配电网类项目要通过拓展区域内分布式清洁能源、接纳区域外可再生能源等提高清洁能源比重。
第七条 增量配电网类项目的新能源消纳率应不低于全省平均水平，低于全省平均水平的一体化项目，暂不接入新增电源项目。
第八条 增量配电网类项目原则上应配置不低于新能源规模15%的集中式独立储能装置。
第九条 增量配电网类项目作为一个整体接入公共电网，原则上要与公共电网形成清晰的物理分界面。
第十条 配电网内部与公共电网的交换功率和交换时段具有可控性，具备电力供需自我平衡运行，独立运行时能保障重要负荷连续供电不低于2小时。
第三章 管理要求
第十一条 增量配电网类项目应同步建设调控平台，保障负荷用电与电气设备可独立运行，接受公共电网统一调度。
第十二条 鼓励增量配电网类项目作为独立市场主体，按照市场规则参与电力中长期市场、现货市场、辅助服务市场交易。
第十三条 执行综合结算的增量配电网类项目，2024年12月31日前，向公共电网购买电量可纳入电网代购电量；2025年1月1日起，全部电量参与市场交易。执行分类结算的增量配电网类项目，向公共电网购买电量中居民、农业用电量，按照国家政策由公共电网企业和增量配电网企业自行商定，其它电量执行综合结算的方式。
第十四条 独立的小型抽蓄、新型储能电站向增量配电网送电的，其抽水或充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。
第十五条 增量配电网供电区域内的供电接入工程建设费用，由当地政府和增量配电网企业结合实际研究确定分担办法；增量配电网供电区域以外接入公共电网的线路工程，原则上由公共电网企业建设，也可经双方协商，由增量配电网企业建设，后期公共电网企业依法合规回购。如有调整，按新政策执行。
第四章 组织实施
第十六条 增量配电网企业负责编制增量配电网类项目实施方案，报省辖市发展改革部门批复；省辖市发展改革部门负责将符合条件的增量配电网类项目实施方案上报省发展改革委备案。
第十七条 各级发展改革部门要优先将具备条件的源网荷储一体化建设项目纳入规划，增量配电网内电源、电网、负荷、储能等项目内容按照类别分别进行核准或备案。
第十八条 公共电网企业应无歧视开放电网，根据地方能源主管部门确定的接入意见，与增量配电网企业商定详细接入系统方案。
公共电网企业应按照电网接入管理的有关规定以及电网运行安全要求，向增量配电网企业提供便捷、及时、高效的并网服务，不得拒绝和拖延。
第十九条 省辖市发展改革部门承担组织实施主体责任，加强本地区增量配电网类项目建设运营管理，按月向省发展改革委报送建设运营情况。
第二十条 增量配电网类项目备案后，法人发生变更，项目建设内容、建设地点等发生重大变更，由省辖市发展改革委部门负责组织评估认定，如需评审的需重新委托第三方机构进行评审，并将最终意见报告省发展改革委，修改相关信息。
对于确实无法推进项目，按照原程序向各省辖市发展改革部门申请终止项目，并妥善处理好相关资产。
第二十一条 增量配电网类项目建成后，省辖市发展改革部门负责组织有关单位，依据批复的实施方案进行验收。
第二十二条 省级增量配电业务改革试点，由省辖市发展改革部门负责筛选本地区符合条件的项目，经省发展改革委组织第三方机构进行评审后，报省政府审定后批复。
原则上，现有国家增量配电业务改革试点项目推进较慢、试点项目规划未编制、业主未确定的省辖市不得上报省级试点。
第二十三条 省发展改革委将会同河南能源监管办对增量配电网类项目进行动态监测和定期预警。
第五章 附 则
第二十四条 本细则自发布之日起施行，由省发展改革委负责解释。