摘要

新型电力系统最突出的变化主要体现在“最后一公里”，即发电端高比例新能源接入，配用电端海量分布式电源、电动汽车等新型负荷分散接入，由此给电网的形态结构、运行方式等带来了巨大挑战。根据我们的估算，为应对好这“一头一尾”的新变化、新挑战，建设新型“最后一公里”体系，预计未来三年补强电网“最后一公里”的年均投资约3000～3500亿元。

但是，由于长期以来“最后一公里”投资需求相对分散、投资主体单一，按照当前投资力度和模式可能存在500亿元左右的投资缺口。在短时期内无法大规模提高对“最后一公里”财政资金投资规模的情况下，应该充分发挥体制机制改革的关键作用，通过创造更符合新型“最后一公里”的政策环境，激发更多主体的资源参与，弥补投资缺口。

我们分析认为，电网“最后一公里”建设面临的堵点主要体现为新能源电源与配套送出工程规划建设不协调、存量配电升级改造堵点多、增量新型配电网建设机制不畅、普惠性电网投资压力难疏解等问题。下一步，需优先推进存量电网改造升级；严选优质新型配电网项目，注重示范效应和投资回报；因地制宜投资普惠性电网项目。同时，从强化政策约束力与执行力、进一步理顺价格机制和交易机制、鼓励更加灵活的投资模式等方面打好政策“组合拳”，激活电网“最后一公里”投资引擎。

内容概要

随着新型电力系统的建设，配用电环节海量分布式电源、电动汽车、储能等新元素的接入，使得传统配电网呈现有源化、数字化、高度分散化等新特征；同时，在发电并网环节，高比例新能源和电力电子相关设备的广泛接入，使得“双高”电力系统面临可靠性、灵活性、稳定性等一系列不同时间尺度的挑战。为了适应上述集中在电网“一头一尾”两侧的新变化，我们将相关问题统称为新形势下的电网“最后一公里”问题。

当前，新型电力系统面临的最大挑战是：既要保障转型期电力的可靠供应，又要促进大规模新能源的高效消纳，还要满足更加普惠且智能的民生用电需求，而这现实版能源不可能三角的“既又还”难题要么直接作用于电网“最后一公里”，要么与其密切相关，因此打通电网的“最后一公里”成为建设新型电力系统的立身之本。

总体看，我国电网“最后一公里”投资相对分散，且仍主要依靠国家电网、南方电网等大型央国企投资，更多元化的资本未能有效进入。结合当前系统建设的突出现实问题，亟需从以下四方面实现破冰：新能源电源与配套送出工程规划建设不协调、存量配电升级改造阻碍大、新型配电网相关机制不完善、普惠性电网投资压力难疏解。

解决上述问题，投资是关键。我们测算，未来三年补强电网“最后一公里”的年均投资约3000～3500亿元，按照当前投资力度可能存在500亿元左右的投资缺口。从具体投资及政策建议看，首先要扩大融资渠道，优先解决存量配电网升级改造问题；其次，对于新型配电网投资，切实有效地筛选优质示范类项目，通过增值服务提高投资回报率，加大社会资本吸引力；再次，对于普惠性电网要因地制宜施加补贴，同时鼓励多种模式开展政企合作；最后，在政策工具上需要从协调网源规划、加强监管体系、优化市场机制、打造数字电网等方面协同发力。

正文

我们此前发布了《新型电力系统投资：准确认识需求侧的蓝海价值》，从需求侧分析了新型电力系统建设的关键问题与投资机遇。本文为新型电力系统投资系列第二篇，重点从电网侧，尤其是电网“一头一尾”两个相对薄弱环节的建设难点、投资策略、政策倾向加以分析，旨在进一步挖掘新型电力系统的投资潜力，并为相关政策制定提供辅助参考。

一、“最后一公里”是新型电力系统的“立”身之本

（一）什么是电网“最后一公里”问题

电力系统，由“发、变、输、配、用”等环节组成，其主要功能是将自然界的一次能源通过发电转化成电能，再经输变电及配电系统将电能供应到各负荷中心。长久以来，我国电力系统存在“重发、轻供、不管用”的发展惯性，导致配电网建设相对滞后，加之配电网涉及电压等级多、覆盖面广、项目繁杂、工程规模小，改造难度相对较大，积攒了较多配用电环节的相关问题，统称为传统意义上的电网“最后一公里”问题。

随着新型电力系统的建设，传统电网“最后一公里”问题也不断衍生出许多新变化与新问题。一方面，配用电环节随着海量分布式电源、电动汽车、储能等新元素的接入，配电网不再是简单的无源、单向潮流网络，高度分散化的分布式电源、充放电设施带来的潮流返送、继电保护装置灵敏度下降甚至失灵、电压分布不均等新问题给配电网的安全稳定控制造成较大隐患；另一方面，在发电并网环节，高比例新能源和电力电子相关设备的广泛接入，使得“双高”电力系统面临可靠性、灵活性、稳定性等一系列不同时间尺度的挑战（图表2-4）。为了适应上述集中在电网“一头一尾”两侧的新变化，我们将发电并网环节与配用电环节出现的相关问题统称为新形势下的电网“最后一公里问题”（简称“最后一公里”）。

图表1：电力系统“最后一公里”概念示意图

资料来源：国家电网，中金研究院

图表2：高比例新能源带来的电力系统运行挑战

资料来源：卓振宇等《高比例可再生能源电力系统关键技术及发展挑战》（2021），中金研究院

（二）为什么打通“最后一公里”是新型电力系统的立身之本

新型电力系统是承载我国能源安全有序转型的主战场和主力军，面临当前如何平衡好保供与转型的两难选择，须重点解决：转型期电力的可靠供应、大规模新能源的高效消纳、更加普惠且智能的民生服务等三方面问题。以上问题要么直接作用于电网“最后一公里”，要么与其密切相关，因此打通电网的“最后一公里”成为建设新型电力系统的立身之本。

（1）新变化带来的安全隐患集中在“最后一公里”

相较于传统电力系统，新型电力系统最显著的变化体现在电网“最后一公里”，给系统安全稳定运行带来新挑战。在发电并网环节，因新能源固有的间歇性、随机性，其抗扰动能力较差，易引发大面积脱网从而导致大停电，近些年相关的例子也是屡见不鲜。2019年8月9日，英国电网因雷击产生扰动，导致大面积海上风电脱网引发停电事故，损失负荷约3.2%，近100万人在高峰时段受影响；同样，2016年的南澳“9.28”大停电，也是由极端天气诱发新能源大规模脱网导致的，造成约85万人停电长达50小时。通过在发电并网环节提高新能源并网标准，采用集群一体化控制技术，主动提供频率、电压等物理支撑可以有效强化新能源的抗扰动能力。

图表3：2019年英国“8.9”大停电事故

资料来源：National Grid，中金研究院

图表4：2016年南澳电网“9.28”大停电

资料来源：曾辉等《澳大利亚“9·28”大停电事故分析及对中国启示》（2017），中金研究院

在配用电环节，海量的分布式电源与储能元件分散接入，使得传统配用环节的单向无源网络向供需互动的有源网络演变，相应的节点电压、线路潮流等都不同程度受到影响，极易引发变压器电压越限、保护装置误动、线路过载甚至失负荷等安全隐患（图表5）。尤其是在整县光伏等政策推动下，大规模分布式电源接入了本就相对薄弱的传统农村电网，其承载力亟待强化。为合理确定配电网接入分布式新能源比例要求，避免因分布式电源渗透率过快导致电网安全隐患加剧的情况，国家出台了相关管理办法，多地也据此积极开展电网分布式电源承载力评估，并在浙江丽水等地形成了一批高比例有源配电网示范工程。

图表5：分布式光伏接入对配电网带来的影响

资料来源：孙可《高渗透率光伏接入的配电网规划设计》（2021），中金研究院

（2）“最后一公里”是绿色能源接入与消纳的直接环节

无论是电源侧风光水等大规模清洁能源接入，还是负荷侧分布式新能源、电动汽车等新型绿色能源的消纳利用，“最后一公里”都是最直接环节。打通电网“最后一公里”：一方面，有助于从源头上基于完善的清洁能源送出配套装置和先进的能量管理技术，进一步提升清洁能源的并网友好性及打捆送出能力，尽可能提高风光等随机性电源的出力稳定性与可靠性，将无限的风光资源高效转化为实实在在的清洁电量。另一方面，提高风光的利用率，仅靠一味的增加火电、储能等灵活性调节资源，即增加成本也面临调节资源能力上限的制约，所以当务之急是把同样富有随机性、波动性的负荷资源控制起来，通过与全网资源的互动响应和柔性调度，以最小的经济代价换取最大程度的清洁能源消纳利用能力。当然，实现这一目的离不开电网“最后一公里”的智能化改造，通过智能终端和系统调度，使得海量分散的分布式电源、电动汽车变得可见、可测、可控，可以更好地实现自发自用与就地消纳的同时，形成可灵活调控的需求侧响应资源。而且，随着电网“最后一公里”的补强，也使得更多像“煤改电”、港口岸电等电能替代工程得以实现，带来了更多的绿色资源。

图表6：新能源装机容量快速增长

资料来源：国家能源局，中金研究院

图表7：新能源汽车保有量及充电桩数量

资料来源：中汽协，乘联会，中金研究院

（3）“最后一公里”承载着百姓不断增长的普惠与智慧用能需求

随着国家大力推进乡村振兴，新型城镇化步伐加快，电气化水平不断提高，电网“最后一公里”的补强成为服务民生、缓解社会发展不平衡不充分问题的有效抓手。当前，配电网城乡差距、区域差距依然显著，电能质量、供电服务参差不齐，农网户均停电时间约是城网的3～4倍；东北、西北省份城网供电可靠率低于江浙沪等东部发达地区农网水平，西藏、四川等省份仍存在一定县域电网联系薄弱问题。加快提升供电服务均等化水平，提高农村地区政策性项目投资效率效益是目前亟待解决的一项重要问题。同时，电网工程产业链长、带动力强，通过补强“最后一公里”投资，可有效拉动上下游产业链，是当前稳增长促进逆周期调节的重要方式。电网业务涉及材料供应、设备制造、电力设计、物流运输等领域，通过积极稳健投资电网“最后一公里”，能带动产业链上下游企业共享发展，有效支撑国家战略有效实施，促进国民经济的高质量发展。

另外，电能利用的广泛性与普适性特点，使得电网“最后一公里”为能源革命与数字革命加速融合提供了海量应用场景，满足人民多元化智能需求。随着大数据、云计算、物联网、5G、人工智能和区块链等数字技术的成熟与应用，电力系统在不久的将来实现数字孪生成为可能，解决其自身各类因高灵活性、个性化需求带来的种种问题同时，也为经济社会的高质量发展和人民生活的智能化水平提升带来无限动力与便利。作为系统的“神经末梢”，电网“最后一公里”的数字化改造必然为满足多元主体的接入、更加灵活的用能需求、更加市场化的交易机制及不断更新迭代的商业模式提供最佳的物理和数字平台。

图表8：智慧数字化服务

资料来源：国家电网，中金研究院

二、“最后一公里”是新型电力系统的“破”冰之眼

电网是电力系统的平台与枢纽，近些年我国在特高压等主干电网的建设方面取得了令世人瞩目的成就，但在更加“细碎”的“最后一公里”却积累了不少顽疾，这些问题不“破”系统难言“立”的稳固。

（一）为什么“最后一公里”冰难除

（1）看现状：投资相对分散的本质决定了其效益难以显现

我国电网建设经历了从无到有、从小到大，如今已经建成世界上规模最大的全国互联互通的电网，拥有世界上最高电压等级的±800千伏直流输电和1000千伏特高压交流输电线路，并且迄今没有发生过像美东、欧洲电网曾发生过的大面积非计划停电事故。然而，我国电网发展不平衡不充分矛盾突出，配电网仍是我国电网中相对薄弱的环节，整体自动化率、供电可靠率、农网与城网的结构性差距亟待改善。

在“十三五”期间，我国低电压等级配电网得到快速发展。从主要指标看（图表9），输电线路长度逐年增长，10kV线路总长度达500多万公里，变电设备容量逐年增大，10kV设备容量达40多亿千伏安。截至2021年，配电自动化覆盖率达到约90%，用电可靠性指标得到明显改善，其中全国全口径供电可靠率为99.872%，平均停电时间为11.26小时/户，平均停电频率为2.77次/户。

图表9：配电网发展主要指标

资料来源：国家能源局，国家电网，中金研究院

从电网整体投资看，伴随着我国经济的快速发展以及特高压的大规模发展，“十一五”期间电网投资整体呈现快速增长态势，年均增速超过14%。“十三五”期间，我国经济由高速增长阶段转为中高速增长，同时受电价政策等影响，电网公司投资能力减弱，投资增速有所下降。据中电联相关统计4，2021年全国主要电力企业合计完成投资10786亿元，其中电网工程建设完成投资约5000亿元，占比约45.6%（图表10）。

图表10：“十一五”以来全国电网投资总额及增速

资料来源：中电联，中金研究院

从主配网投资差异看，“十八大”之前，电网公司主网投资比重明显高于配网，以国家电网为例，2003至2012年主配网投资平均比例约为1.5:1。2013年之后，随着国家把脱贫攻坚作为全面建成小康社会的底线任务，电力供应不仅强调要让用户“用得上”，更要“用得好”，电网企业开展了一系列城乡电网一体化发展、尤其是农网改造升级工程，配网投资的比重也随之上升（图表11）。国家电网 “十三五”期间累计完成110千伏及以下配电网投资约1.2万亿元，较“十二五”增加41%，占电网基建总投资比例由47%提高到58%，其中城网、农网及煤改电等专项配套电网工程投资约4:5:1（图表12）。

图表11：2003年以来国家电网主配网投资情况

资料来源：国家电网，中金研究院

图表12：新型电力系统“系统韧性”示意图

资料来源：国家电网，中金研究院

虽然与主网的投资比重差异方面确实在改善，但是配电网固有的“点多、面广、线长”的特点，决定了其投资分散且效益难以显现的本质。根据中电联相关统计，“十三五”以来，我国从35kV及以下的配电网到特高压输电网的新增单位投资分别为：89万元/千米、239万元/千米、370万元/千米、614万元/千米、1544万元/千米（图表13红色部分），主网（220kV及以上）显著高于配网（110kV及以下），即便考虑不同电压等级线路的单位成本差异，配网的“单位投资成本比”也显著低于主网（图表13折线部分）。

图表13：不同电压等级线路单位投资及成本对比

资料来源：中电联，中金研究院

（2）看未来：短期难有增量资金入场

随着新型电力系统的建设，对配电网的容量裕度、专供能力以及数字化、自动化、智能化水平都提出更高要求，相应的投资需求也进一步加大。然而，考虑电网投资的特殊性，短期内投资主体还得主要依靠国家电网、南方电网等大型央企投资，更多元化的资本恐难有效进入。究其原因，根本在于具有自然垄断属性的电网业务，资金投入大、技术壁垒高，且单纯的配电业务投资收益有限、回报周期长；叠加我国电力市场化改革起步晚，相应的市场机制尚未成熟，导致现行模式下，无论是“场内”经营压力日益增大的传统电网企业、还是“场外”原本跃跃欲试却不断遇冷的民企外资，都有难言之苦。

对于传统电网企业，输配电价核算模式限定了企业盈利空间。输配电价改革后，电网公司盈利模式发生了根本改变，不再以发电上网电价及终端销售电价差作为收入来源，而是按照政府核定的输配电价收取过网费，这样基本限定了企业电网业务的盈利空间，整体投资回报率较低。然而，近些年随着农网改造、煤改电配套等政策性惠民工程投资占比提高，相应工程的收益率较低，导致近些年电网企业的经营压力陡增（图表14）。部分省级电网企业资产负债率已超过国资委要求的65%警戒线，半数以上省级电力公司出现亏损，2020年国家电网四大业务板块中，电网业务成为唯一的亏损业务，亏损金额约178亿元。

图表14：国家电网2015-2020年营收与利润

资料来源：国家电网，中金研究院

对于其他投资主体，由于回报率较低，单纯的输配电业务缺乏吸引力。国家从2016年就启动了增量配网改革，希望引入更多的社会资本加速配电网建设，并于2018年取消了电网的建设经营须由中方控股的限制，打开了更多元化投资主体进军国内电网业务的窗口。然而，由于我国输配电价长期显著低于国外（图表15），单纯的输配电业务投资回报率不仅远低于国外同领域，且相对国内近年来较热的新能源或电化学储能等电力行业其他领域投资都没有吸引力。这也可以从市场主体参与增量配电业务的积极性有所体现。国家发改委自2016年起分五批、共459家单位开展相关试点，但根据中国能源研究会《2022年度增量配电发展研究白皮书》相关统计，截至2022年，获得电力业务许可证（供电类）的试点仅217个，占试点项目的47%，且取证周期较长，大部分在2年以上（图表16）。

图表15：不同国家输配电价对比

资料来源：国网能源院，中金研究院

图表16：我国增量配电改革试点许可证申请及发放情况

资料来源：中国能源研究会配售电研究中心，中金研究院

（二）破冰需解决哪些关键问题

破冰最重要的工作是“找眼立锥”，对于电网“最后一公里”问题，当前亟需解决的历史顽疾集中在：新能源电源与配套送出工程规划建设不协调、存量配电升级改造堵点多、新型配电网相关机制不够完善、普惠性电网投资压力难疏解。

（1）网源建设不协调

由于新能源项目建设周期较短（一般为数月），但前期审批备案时间较长（少则半年多则数年），易引发网源发展不协调、不同步，制约新能源消纳利用。虽然近年来我国风电、光伏等新能源装机容量持续快速增长，但新能源实际的发电量占比并不高（图表17-18）。尤其是“十三五”初期，由于用电增速不及预期叠加新能源开发过于集中，局部调节能力和外送能力未能匹配新能源的发展速度，导致大范围、大规模的弃风、弃光问题（图表19-20）。当时，新能源尚处于高补贴时代，且投产时间越早，上网电价补贴越高，导致新能源抢装潮频繁上演；另一方面，电网相应的新电源配套送出工程规划及建设相对滞后，导致新能源并网消纳难题一度成为社会焦点。

图表17：2021各国风电、光伏发电量占比

资料来源：BP，中金研究院

图表18：2021全国各类发电情况对比

资料来源：中电联，中金研究院

图表19：2015年以来风电利用率变化情况

资料来源：《中国可再生能源发展报告2021》，国家能源局，中金研究院

图表20：2015年以来光伏利用率变化情况

资料来源：《中国可再生能源发展报告2021》，国家能源局，中金研究院

为了满足新能源快速增长的需求，避免上述“源等网”成为制约新能源发展的因素，不少新能源发电企业自建接网和送出线路工程，国家发改委与能源局也于2021年5月联合发文，“允许发电企业投资建设，缓解新能源快速发展并网消纳压力”。然而，对于由发电企业建设的新能源配套工程如何由电网进行回收方面又产生了新的问题。一般而言，包括送出线路在内的一系列配套工程建设属于电网侧的管制性业务，允许发电企业自建送出线路在政策上模糊了管制业务和非管制业务的界限。实际上，自建线路的回购主动权取决于电网公司，一方面电网公司希望技术设备选型和施工等要满足电网的规范要求；另一方面，偏远地区的配套线路建设成本高，输电量少使得电网企业收益小，降低了回购的积极性。因此，相关回购工作进展迟缓，发电企业的整体投资回报率被长期拖累，也降低了投资积极性。以龙源电力为例，该公司本该在2018年完成回购的数十条自建线路中，时至今日电网明确提出回购意向的占比只有11%，目前完成回购的占比更是仅为8%。

不仅是集中式新能源电站网源建设不协调，近几年快速发展的分布式新能源类似问题也愈演愈烈。首先，分布式能源缺乏专项规划，从发展目标上就存在较大不确定性，更谈不上与整体的能源电力或电网规划的有效衔接。其次，在实际建设运行上分布式新能源更加分散，难于统一管理，如仅在项目立项环节，分布式新能源建设项目仅需在所在区县的能源主管部门备案审批立项即可，而集中式电站需要所在省市县三级能源主管部门备案审批，相对简易的备案立项流程，使得分布式电源与配套电网工程的核准、备案流程的不协调矛盾更为突出，建设时序很难匹配。最后，在回购机制方面同样存在业主与电网扯皮的现象，如部分园区建设了规模化分布式新能源汇集接入的配套线路后，缺乏运营经验无法运营，电网又以各种原因拒绝回收，导致整个项目无法正常运转，经济效益无法保障严重影响市场各方参与积极性。

（2）存量配电改造升级堵点多

传统配电网承载能力和灵活性有限，随着分布式新能源、电动汽车等新型设备海量分散接入，升级改造压力陡增。如部分老旧居民小区，晚高峰私人充电负荷叠加居民日常用电负荷，导致超出原有配变设备容量，引起局部时段重过载，因此无法新建充电桩，给当地居民出行带来诸多不便。当然，升级改造需要因时因地而异，优先通过有序用电等需求侧管理措施解决配变容量不足的问题，确有需要再进行硬件设备的扩容改造。需要注意以下三方面问题：

资金方面，面对海量存量配电网升级改造需求，电网公司不得不承受较大的投资压力。然而，输配电价改革后，电网企业的盈利空间被锁定；同时，在前几年连续降电价的政策下，电网企业的盈利空间被进一步压缩，这些都一定程度上限制了电网的投资能力。

改造空间方面，城市中心区、老旧小区的配电设备改造空间不足普遍存在。由于原有城市配电网规划与市政基础设施的整体布局建设不匹配等原因，在城市中心的密接空间中，新增设备布点、配电线路廊道十分困难。同时，电网建设从选址开工，到线路送出、电缆敷设，涉及多个主管部门和单位，审批流程繁杂等问题使得施工进度被大大拖延。如2021年的西安“7.14”停电事故，其根本原因并不是电源装机容量不足，而是电网的调配能力欠缺，进一步追溯就是西安电网的改造速度仍赶不上用电需求的快速增长，尤其是变电站站址落实困难、电力廊道资源紧张等原因导致有电送不出。

管理机制方面，部分电力设备运维权责不清、改造成本分担不清以及宣传引导不到位等也是存量配网改造的堵点之一。长久以来，在我国配电网的末端，如商业综合体、楼宇小区、交通场站等存在众多转供电主体，其所辖的配电网游离于电力行业的管理之外，导致在实际配网改造中存在权责划分不清的问题。如部分老旧小区电网改造需要改造甚至更换部分电力设备，相关设备的产权属于小区物业所有，但其实际运维又归属地电网公司统一管理，那么谁来承担设备改造或更换的费用就存在争议，需要责任主体小区、电网公司甚至是当地政府出面协调。另外，在宣传引导方面，部分居民存在对变电站辐射等方面的顾虑，也可能阻碍配电网升级改造工程的顺利施工。

（3）增量新型配电网建设机制不畅

相对于存量配电网，新型配电网在物理空间限制等“硬件”方面的阻碍较少，更多难点来自监管及市场机制等“软件”方面的约束。国家为了引入第三方资本参与配电业务、增加配网投资渠道的同时促进传统电网相关业务提质增效，从2015年起逐步推行新能源微电网、分布式发电市场化交易和增量配电业务三大改革，但总体效果并不理想（图表21-22）。新能源微电网方面，2015年启动申报，2017年共确定28个项目，至今只有10个项目投运（占36%），3个项目还在建设中，其余项目则因各种原因或终止，投运的项目大部分未能按要求运营。分布式发电交易方面，2017年启动共批准26个项目，其中1个项日实现与用户直接进行电力交易，2个项目己建成但未参与电力交易，2个项目部分建成，10个项目正在艰难推进中，其它项目因各种原因或暂停。增量配电业务改革方面，自2016年11月到2020年8月，分5批次共批准459个试点项目，截至2022年一季度末，获得电力业务许可证的试点项目不足一半，即使获得许可，多数经营情况也不容乐观，成本回收困难。

图表21：新型配电网改革试点三大举措

资料来源：国电投，中金研究院

导致上述试点项目推进不及预期的原因有很多，归结起来主要来自于管理体系、业务模式、价格机制三个方面。

一是管理体系不健全，导致新型配电业务主体的责权利不清晰。国家推进新型配电业务改革，无论是新能源微电网、分布式发电市场化交易，还是增量配电改革，其本质都是落实本轮电力改革起点、即中发[2015]9号文提出的“管住中间、放开两头”总体目标，尤其是“向社会资本放开配售电业务”，一方面，从“增量”层面探索“输配分离”的有效路径，另一方面通过引入第三方竞争倒逼传统电网企业提升投资建设效率。然而，在实际操作层面，对于新型配电业务主体的责权利划分不够清晰，使得“增量配电公司有责供电、但能力不足”与“传统电网企业能力充足、但不能供电”的矛盾愈演愈烈。如：在具体配电区域的划分、存量资产的合理处置、与上一级电网的关系上存在界定模糊，导致增量配网没有享受到与主网平等的市场主体地位，其合法权益没有得到有效的法律法规保障；在不准以常规机组“拉专线”的方式向用户直接供电的要求下，并没有明确常规电源、新能源的清晰边界，导致增量配电的电源接入方面存在混乱，部分电网企业在认证接网意见中存在以容量不足、危及运行安全等理由拒绝出具评审意见的情况。

二是业务模式单一，尚未发挥新型配售电业务竞争优势。新型电力系统的背景下，用户需求、产品标准以及相关利益主体已经悄然发生变化，如果新增的配售电业务主体没有意识到这些，仍仅提供单一标准化的电力产品，在面对输配电业务一体化的传统电网企业时，不仅在资金、技术、人才、运维经验等方面没有优势，而且在增量配电的“上边界”，即与大电网的连接点容易受到传统电网企业的制约。因此，新增配电业务主体应该积极拓展“下边界”，即与负荷侧的资源充分融合，满足可靠供电的基础上，积极开展用户能效服务、资产代运维、充换电服务，甚至负荷灵活性聚合调用等，打造营配调售一体化的综合能源服务商。

三是价格机制不完善，增量配电主体成本分摊压力大，且探索新模式动力不足。一方面，在我国现行输配电一体化的运营模式下，输电价格与配电价格的核算难以做到完全透明，当前30%～40%配电价格并不足以反映配电业务的实际成本，因此相较传统电网公司能在全省层面（包含输电网与配电网）均衡成本，增量配电企业成本分摊的压力较大。另一方面，对于新型配售电业务，也缺乏相关的价格机制支撑。如：隔墙售电模式下的过网费分摊问题一直存在较大争议，涉及传统电网企业、增量配电业主、用户等多个利益主体，阻碍了分布式发电市场化交易的推进；另外，对于虚拟电厂等新型负荷如何参与电力市场也缺乏明确的价格指引，导致增量配电主体缺乏积极性通过储能、可中断负荷等灵活技术优势拓展新型业务模式。

图表22：部分增量配电改革政策梳理

资料来源: 国家发改委，国家能源局，中金研究院

（4）普惠性电网投资压力难疏解

农村电网是农村重要的基础设施，对改善农村生产生活条件、促进农村地区经济社会发展、助力农村脱贫攻坚具有十分重要的作用。2016年国务院专门部署安排启动实施了新一轮农村电网改造升级工程。目前，全国范围内大电网延伸范围内的自然村基本全部实现“村村通动力电”。

图表23：“十三五”期间城市、农村配电网供电对比

资料来源: 国家能源局，国家电网，中金公司研究部，中金研究院

尽管农村电网近年来得到了快速发展，但配电网的城乡差异和区域差异依然较大。以平均停电时间为例，在2021年，全国城市地区的用户平均停电时间为4.89 h/户，而农村地区的用户平均停电时间为14.06 h/户（图表23）；从我国不同区域看，华东区域的用户平均停电时间明显低于其他区域，而西北区域用户平均停电时间明显高于其他区域（图表24）。此外，相较于城市，分布式电源的规模化发展对较为薄弱的农村电网提出了更为严峻挑战，其承载力亟待强化。部分地区分布式新能源的开发规模远超当地负荷消纳水平，阻碍可再生能源发电占比的进一步提高和双碳目标的最终实现。

图表24：2021年各区域城市、农村、全口径平均停电时间

资料来源: 李霞等（2022），中金研究院

农村电网投资建设长期以来收益性不足，对政府及电网企业造成较大压力。相对于城市，农村分布比较分散且偏远，人口居住密集性低，增加了电网投资建设输电线路的成本。同时，农村的负荷率较低、线损率较高，甚至部分地区出现所收电费不抵线损费用的情况。目前，农村电网投资主要依靠中央预算、地方财政及国家电网、南方电网、内蒙古电力公司等大型国有电网企业履行社会责任完成。随着乡村振兴战略的实施及推进，农网投资在配电网整体投资中的比例越来越高，给电网企业造成了极大的资金压力。“十三五”以来，每年农网投资占配电网投资比重稳定在60%以上（图表25）。

图表25：“十二五”以来农网改造投资情况

资料来源: 中电联，国家电网，南方电网，中金公司研究部，中金研究院

三、补强“最后一公里”投资规模及优先级分析

解决上述问题，投资是关键，重点需回答好投资的总量及结构问题，即建设好电网“最后一公里”至少需要多少钱，谁来投资，以及如何把有限的资金更高效的投入到相关领域等问题。

（一）投资规模测算

为避免重复计算，针对电网“最后一公里”暴露出来的关键问题，可大致分为经营型电网和普惠型电网两类分别处理，其中，经营型电网的投资规模可按照解决新能源并网、存量配电网升级改造分别测算。

（1）经营型电网：新能源并网配套部分

从并网需求看，随着我国“双碳”目标的确立，新能源进一步加快发展，2020年以来，新能源年均新增并网装机容量高达1亿千瓦以上，截至2022年底，我国累积并网风电3.65亿千瓦，太阳能发电装机3.93亿千瓦。按照当前发展速度，预计未来三年，我国新能源年均新增装机将维持在1.6～2亿千瓦的水平（图表26），至“十四五”末，我国新能源累计装机将达到13亿千瓦左右，较“十四五”初期翻一番，由此带来的新能源并网需求也将成倍增长。

图表26：新能源年度并网装机规模增长情况

资料来源：中电联，中金研究院

从并网成本看，新能源并网配套部分的电网投资主要指从新能源机组汇集站到公网变电站低压侧之间的线路及相关电力设备的投资（图表27绿色部分）。其中，分布式新能源距离公网变压器的距离较近，涉及的相关并网配套投资较少，考虑具体地域及接网方式的差异，成本通常在26～38元/千瓦；集中式新能源场站通常地处偏远地区，需要架设专线连接公网，因此相关的并网配套投资较多，且各实际项目具体情况差异较大，按照国网相关统计测算，“十三五”期间国家电网经营区内的集中式新能源并网配套的平均成本约为440元/千瓦。

图表27：新能源并网发电主要环节示意图

资料来源：张运洲等（2022），中金研究院

按照上述新能源并网需求及相关配套投资成本测算，我国新能源并网配套投资“十三五”期间相对稳定，保持在210-270亿元/年；“十四五”前两年增长到320-350亿元/年（图表28），后三年进一步跃升至500亿元/年，约占当前电网实际年度投资的10%。

图表28：新能源并网配套投资测算

资料来源：中电联，国家电网，中金研究院

（2）经营型电网：存量配网增容改造部分

经营型配电网增容改造主要指城镇配电网由于辖区内电力负荷增长需新增或更换原有变压器、线路、电缆等相关设备，尤其是近些年随着分布式新能源、电动汽车等新型设备海量分散接入，对配电网的增容改造提出了更为紧迫的需求。

以电动汽车充电需求为例，截至2022年底，我国新能源汽车保有量已达到1310万辆，充电基础设施数量达到521万台，其中高达72%用户充电时选择120kW及以上的大功率充电设施，而30kW以下的充电设施用户选择率仅为2%。综合中汽协和乘联会等机构的预测（图表7），至“十四五”末，我国新能源车保有量超过3000万辆，按照部分电动汽车发展较快的地方相关规划提出的车桩比2:1目标考虑，至2025年对应的充电基础设施数量达到1670万台，其中私人桩与公共桩的分别约1200万台和470万台。按当前主流的公共充电桩和私人充电桩的单枪功率（其中私人桩主要以7kW交流桩为主，公共桩差异较大，从普通快充30kW至超充600kW不等，结合国家电网近几年充电桩招标情况，约60%为160kW双枪型），以及60%和10%的充电同时率测算，未来三年每年需增加的变电容量约5600～7100万kVA。按照单位千伏安1000～2000元的增容成本考虑，未来三年每年满足新增充电需求对应的配电网投资将高达800～1000亿元（图表29），约占当前电网实际年度投资的20%。

图表29：充电带来的配电网增容投资测算

资料来源：中汽协，乘联会，国家电网，中金研究院

（3）普惠型电网

农网投资涉及广大农村地区农民的生产生活用电，由于基础较弱，近些年国家逐渐加大相关投资力度，仅“十三五”期间国家电网在农网建设及相关改造的投资就超过7600亿元，约占其整个电网投资总额的36.7%。考虑“十四五”是全面推进乡村振兴、加快农业农村现代化的关键时期，农网作为最重要的基础设施之一，仍将保持较高的投资力度，按照与“十三五”农网投资力度整体持平考虑，我们预计全国“十四五”农网建设年均投资约1700～2000亿元，约占当前电网实际年度投资的40%左右。

综上，我们预测未来三年补强电网“最后一公里”的年均投资约3000～3500亿元，约占当前电网实际年度投资的60%～70%。若按照“十三五”以来每年5000亿元的电网投资规模（图表10）、配电网约60%的投资占比（图表11）测算，每年可能产生500亿元左右的投资缺口。值得注意的是，考虑政策及电网企业投资的不确定性，相关测算可能不及预期。

（二）投资优先级分析

满足上述体量的投资需求及可能存在的投资缺口，仅靠国家电网、南方电网等央国企自身业务投资显然不够。近些年，国家已提升对电网“最后一公里”投资的重视程度，通过设立国家专项建设基金、加大中央预算资金支持、引入绿色债券、鼓励社会资本参与增量配电网以及出台国家农网改造专项贷款等政策加以引导。然而，电网“最后一公里”覆盖范围广、规模大，涉及环节及主体众多，如何将有限的资金投入关键的环节，尤其是面对新型负荷可能带来的投资缺口，解决最棘手问题的同时起到示范效应，带动引导不同渠道的社会资本积极参与，共建共享电网“最后一公里”发展红利，成为下一步投资策略最亟待解决的问题。

（1）优先投资存量配电网改造升级

从紧迫性看，存量配电网涉及面广，与人民生产生活关系最近，其升级改造直接关系新形势下电力供应安全及分布式新能源电源可持续发展，优先级最高。同时，存量电网改造技术本身难度并不高，以传统电网公司为主推进改造的模式也相对简单，电网公司作为央国企执行力高，有利于改造项目进度的整体把控。重点需要解决的问题是，加大投资力度的同时协调好改造过程中电力系统与土地、城建、环保等其他部门间的矛盾。因此，可优先加大存量配电网改造升级的投资力度，合理增加变电站和配变布点，统筹间隔及通道资源，提升多元负荷和分布式电接入的承载能力，保安全的同时不断提高智能化水平。

从投资回收的角度看，配电网升级改造市场长期向好且回收模式较有保障。一方面，伴随我国电气化发展水平的持续提升，用电量水平也将持续增长。据中电联预测，到2060年我国全社会用电量将达到17万亿千瓦时左右，是当前水平的2倍多。作为承载电力的物理基础，随着电量的持续增长，配电网改造升级的需求也将长期存在。另一方面，与铁路、公路、机场等公共基础设施项目相比，电力使用消费更加广泛，随着电力市场化改革的深入推进，相关投资通过市场化价格向全社会疏导的渠道更为多元通畅。此外，坚强完善的存量电网为分布式电源、多元化负荷接入提供了可能，为下一步商业模式的创新打好物理基础。因此，在当下经济增长需要更多动力驱动的背景下，果断加大配电网投资，补强物理基础设施的同时发挥对经济的带动作用是比较合理的选择，形成“从输血到造血”的良性循环。

考虑到电网资产管理和运营统一，存量电网升级改造的投资实施主体主要来自传统电网公司。从投资渠道看，国家可适度提高中央资本金比例、设立专项补贴资金等方式，增强存量电网改造升级项目的投资力度；同时在核价方面对于局部电网补强，以应对极端天气、民生保障的专项工程投资，及时纳入输配电价；另外，可将存量配电网改造列入绿色债券等专项金融支持目录，缓解传统电网公司融资压力。从资金具体方向看，一是应着重改造升级老旧设备，提升居民、工商业用电可靠性，适应电动汽车等多元化负荷接入的需要。二是补强分布式新能源接入区域电网，提升配电网可再生能源消纳能力，为构建分布式智能电网打好基础。

（2）新型配电网投资示范先行

新型配电网是未来发展方向，也是引入社会资本弥补可能存在的电网投资缺口的重要抓手。不同于存量项目涉及的大体量、高投入需求，增量项目关键是要找到真正有发展前景的好项目、好模式，各级政府给予坚定的支持，尤其是对于纯民营企业，积极鼓励其探索各种组织模式，提高项目收益率，吸引增量资金入市。这方面，浙江永强、小港、彩虹三个纯民营增量配电网在改革中脱颖而出，通过优先扶植经济效益好的精品项目，为全国各地的投资项目提供标准范例，为社会资本后续投资提供信心和预期，避免资本“走弯路”。另外，新型配电网作为未来智慧能源基础设施的核心环节，需要考虑电网与其他系统的数字化耦合，从而打破行业“竖井”，实现综合效益最大化。因此，也不能完全看经济效益，尤其是部分前期投入较高的数字化项目，也许当前投资经济效益并不显著，但未来潜力大，有助于未来区域能源互联网发展路径和模式的探索，投资商仍需要重点关注。

对于优质项目的遴选，重点考虑通过增值服务提高收益率的项目。以增量配电业务改革试点为例，目前按照传统“配电+售电”业务模式统计，内部收益率高于6%的项目仅占1/5，如果按照20年的全生命周期考虑，大部分项目难以收回成本；如果补充诸如能效管理、运维托管、在线监测等增值性服务，可提高其内部收益率至14%，大幅改善其投资价值。当然，增值服务还需围绕客户需求因项目而异，当前对于增量配电主要围绕园区及高耗能用户，能效管理或合同能源管理是主要的增值服务手段；未来随着源网荷储一体化技术的成熟，以及需求侧资源价值的逐渐显现，更多通过负荷聚合参与电力市场寻求更高回报。

用好金融工具，尽可能减少新型配电网前期的投资压力。为进一步吸引社会资本进入新型配电领域，考虑其较传统电网企业融资需求更大，在示范性项目投入前期，国家可利用政策性金融工具对基建项目进行股权投资以减少社会资本的项目投资资金压力。同时顺应已出台的相关政策，推动新型配电网相关基础设施项目开展市场化投融资，研究将增量配网、新能源微网等项目纳入基础设施领域不动产投资信托基金（REITs）试点范围，打通业主企业再融资渠道，缓解项目投资前期的资金压力。在示范性项目建设后期，随着新型配电网运营及相关市场环境的日趋成熟，国家可逐渐减少入股参与比例，直至完全退出。最终，在政府有效监管下，形成市场化自由竞争格局。

（3）普惠性电网因地制宜

普惠性电网项目经济效益必然不高，投资主要靠补贴政策支持下的央国企完成，因此投资策略上应更加注重社会效益和生态效益，这就需紧贴当地的实际需求，因地制宜地展开投资建设。根据乡村振兴战略的要求，结合不同地区农村发展特点、资源禀赋和未来方向，探索行之有效的现代农村电网建设模式。

从不同地域看，在较为发达的东部沿海省市，如浙江、江苏、山东等地区，农网投资改造应主要提升配电自动化应用水平，增强网架结构。这些地区的分布式太阳能、风能、生物质能等新能源发展较成熟，投资增强这些地区的农村电网不仅可以有效解决农民的生活用电问题，为分布式新能源并网提供保障，还可以助力改善农民生活条件、巩固脱贫攻坚成果。在较为偏远的西部地区，如西藏、青海、甘肃等，可考虑投资建设“分布式能源+微电网”的形式解决用电问题。因地制宜选择当地小水电、光伏、风电，配合小型燃机、储能等，构建符合当地用电需求的独立微电网，有效提升边远地区电力普遍服务水平，也可缓解大电网昂贵且低效的投资压力。

投资模式上除了要加强补贴的精准性外，亦可选择更为灵活的政企合作模式。普惠性电网建设对财政的依赖性很大，但在补贴发放或配套贷款优惠方面，也需要充分考虑地区发展的差异性，不可一刀切。对于有条件的农村地区，可成立类似美国采用的农电合作社模式，即由当地农民以家庭或农场自发组织的方式，与当地电网或发电企业合作，承接政府的补贴和低息贷款，共同承建当地局域电网，从而形成了一种非营利的“共享电力”模式。当然，美国农电合作社之所以自上世纪30年代成立以来，就成为美国农村地区最主要的供电来源之一，与其农业生产以较高的机械化、电气化程度为主的大农场模式，以及电网本身较分散的特性相关，但其强有力的政策支持，尤其是金融和立法支持，仍有很多借鉴之处。尤其当下对于我国同样处于能源转型期的广大农村地区，可在整县光伏等政策的推动下，利用该模式进一步吸引绿色投融资主体共同参与农网建设。

四、思考与启示

在改善电网“最后一公里”建设的过程中，除了精准有力的投资外，相关政策支持与数字化技术手段的应用也必不可少。具体看，需要在协调网源规划、加强监管体系、优化市场机制、打造数字电网等方面协同发力。

首先，统筹协调好网源规划的同时，将电网规划纳入城市整体规划。结合不同工程特点和建设周期，政府作为统筹者应衔接好网源建设进度，保障风电、光伏发电等电源项目和配套送出工程同步规划、同步核准、同步建设、同步投运。制定和明确配套送出工程的相关回购标准和电网企业的并网流程，压实电网企业和发电企业的相关责任，积极协调和推动各方在规划和政策落实中出现的问题。鼓励合作联营等模式共同加强新能源配套送出工程建设，充分利用电网企业在电网建设方面的技术优势，减轻电网或发电企业投资建设压力。将电网规划方案纳入城市总体规划，提前预留发展空间。对于重点的存量配网改造升级和新型配网建设示范项目，政府应在用电、核准方面开通绿色通道，加快工程建设进程。

其次，持续加强并完善监管体系，明确不同主体的责权利分界点。对于存量配电网改造，尽快出台相关办法，明确配电分界点两侧相关设施投资的责任主体，划分清楚电网企业、园区物业等主体的成本和收益分摊比例。对于增量配电业务，出台相关法律法规，明确增量配电业务在电网运行中所享有的市场主体权力和所承担的社会责任。尽快完善增量配电业务在各类型电源接入、电网规划、配电区域划分以及与上级电网之间互联调度等方面的管理细则。对于传统电网企业的行为规范，相关部门及地方政府应加强监管，对于电网企业无正当理由拒绝增量配电接入主网、消极配合以及恶意干扰经营的行为严肃处理；将支撑新型配电网业务试点推进工作作为地方政府、电网企业考核任务之一。

再次，进一步优化市场机制，推动更多主体主动积极参与电网“最后一公里”建设。一是积极推动分布式发电参与市场交易机制，尽快完善隔墙售电的电力市场模式，推动分布式发电参与绿电交易；基于不同用电场景，应充分考虑天气、使用习惯等不同因素对电价的影响，合理将分布式电力交易引起的成本增加向发电企业、电网公司、用户等进行疏导。二是完善增量配电网价格形成机制，妥善推进解决交叉补贴问题，准确测算交叉补贴规模，形成合理电价价差；积极探索两部制电价，合理扩大执行范围，优化容量电费比例。三是明确市场准入标准，规范准入流程及相关配套机制，鼓励新型配电网主体或没有配电资产的综合能源服务商、虚拟电厂等进入配售电领域，增强市场活力，鼓励各种创新，给用户提供增值服务。

最后，用好数字技术，打造智慧能源系统。一方面，利用好电信号与数字信息天然的耦合性，将接入配电网的各类新要素，根据接入电压等级、规模容量、功能定位、服务对象等特性，通过数字镜像技术实现精准模拟和调控，解决电网自身安全问题的同时，形成可观、可测、可用的负荷侧资源；另一方面，利用好电网“最后一公里”的延伸性，与其他能源系统以及智慧交通、智慧家电、智慧园区、智慧农村等实现多元协同，积极培育电、水、气多表合一，变电站、分布式电站、数据中心多站融合的新模式新业态，打造物理世界与数字世界相融合的智慧能源系统。

注：本文来自中金公司2023年4月24日发布的《新型电力系统投资：电网最后一公里的“立”与“破”》

报告分析师：郑宽   SAC执业证书编号：S0080122080271；陈济   SAC执业证书编号：S0080122080381