增量配电
总览图 配额制的实施主体是国家电网各省级公司、南方电网各省级公司、其他省级电力公司、拥有自备电厂的工业企业(指标高)、各类配售电企业(含社会资本投资的增量配电网企业)、参与电力市场交易的直购电用户
如此之高，对于想做增量配电网的企业来讲，不是好消息，它意味着增量配电网如果从电网的220千伏变电站购电，然后卖给终端用户，也应该只用3.29分钱每度电，来筹集建设110千伏、35千伏和10千伏的变电输电
，电网公司说这样的过网费太低，他们亏了!
这就有些让人糊涂了。
在PK增量配电网的时候，你说你配网水平高，3.29分就足够。
现在讨论分布式光伏的过网费，你咋又说3.29远远不够呢
拨付比例，加快藏中电网与昌都电网、阿里电网联网工程建设，加快形成以500千伏电网为主网架、配电网协调发展、覆盖全部74个县(区)的西藏统一电网。具备条件的地区，试点推行增量配电网业务，探索社会资本投资
空间被肆意挤压，输配电成本归集和电价交叉补贴没有科学化的监审标准，电网和社会企业投资增量配电网积极性受挫，行业可持续发展能力减弱。 四是支撑增量配电业务试点的相关政策规范和发展规划缺乏、相关法规不清晰，配电存量与增量的区域划分与建设发展困难重重，投资效益不确定，安全运营风险加大。
。我国电力体制改革并不是孤立的就某一项内容进行的改革，输配电价、电力市场、配售电等都是协同一体化的改革。在光伏行业纷纷叫屈的今日，电改另一个主力军增量配电网早已在不停喊冤。增量配电改革面临的一个主要
问题是现有输配电价机制对配电成本的合理反映。而一旦通过增量配电业务对标后发现应该抬升配电部分过网费时，分布式光伏也将付出更高的交易成本。
二是偏差考核和发电曲线的问题。偏差考核和发电曲线是未来
的可能性，其及政策支撑体系。
会议中讨论到的光伏项目有几兆瓦的工商业自发自用项目，几十兆瓦的园区分布式光伏市场化交易项目，还有规模高达一吉瓦的大型工矿企业增量配电网光伏项目。还有一些工矿企业光伏直供
%左右，具备工商业自发自用平价上网条件，可以实现在无国家补贴条件下投资建设运行。
3、基于存量资产的增量配电网中建设光伏，是一种特殊的自发自用，综合大工业电价，光照条件等因素，中西部某些地区也具备
《办法》)。这份政策体现了两个重要的原则：一是政策的发力点应放在需求侧，如《办法》明确提出，承担配额义务的市场主体包括省级电网企业、其他各类配售电企业(含社会资本投资的增量配电网企业)、拥有自备电厂的
扎实推进价格、配售电改革和公平竞争审查工作。跟进国家能源局工作要求开展跨区域输电价格监审，开展电网企业财务成本专项监管，加强电价及电网企业财务成本监管;积极推动符合条件的增量配电市场改革，在调研基础上陆续颁发增量配电业务许可证，推进增量配电网项目。
：工商业自发自用;大企业直供电和新能源微电网;分布式发电市场化交易;在存量资产的增量配电网中建设光伏;增量资产的增量配网，在新建的增量配电网内建设光伏;省级平价基地，地方政府可以在本省组织领跑者基地
分布式光伏市场化交易 打开分布式市场交易和增量配电网这扇门，将是从宏观政策上解决光伏平价上网的最重要措施。全面推广分布式光伏市场化交易 2、制定新的电价结算政策 完善
