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仅从技术角度而言，实现“源网荷储一体化”的微小电网并不困难。但该模式能否有效落地与推广，离不开我国电力体制机制的支持与保障。2015年，我国开启了新一轮电力体制改革的序幕，“中发9号文”提出向社会资本放开配售电业务，为此类“源网荷储一体化”微小电网的发展奠定了政策保障基础；而在双碳目标下，“中发36号文”提出“明确以消纳可再生能源为主的增量配电网、微电网和分布式电源的市场主体地位”，掀起了以碳达峰、碳中和为目标的新一轮配售电改革浪潮。
改革开放以来，电力体制改革作为我国整体经济体制改革的一部分一直都在进行中。电力工业先后实现了政企分开、厂网分开、主辅分离，建立了市场监管机构，极大地解放了电力生产力，促进了我国电力工业的跨越式发展，在极短的时间内解决了困扰我们几十年的缺电问题，为经济社会发展提供了坚强的能源保障。回顾改革开放至“中发9号文”发布的2015年，我国电力体制改革大体上经历了以下几个阶段：
第一阶段（1978~1987年）：主要解决电力供应严重短缺问题。通过设立独立发电公司，推行“集资办电”，解决电力建设资金不足问题。
第二阶段（1987~2002年）：主要解决政企合一问题。1997年1月16日，国家电力公司在北京正式成立，标志着我国电力工业管理体制由计划经济向社会主义市场经济的历史性转折。此后，随着原电力工业部撤销，其行政管理和行业管理职能分别被移交至国家经济贸易委员会和中国电力企业联合会，电力工业彻底地实现了在中央层面的政企分开。
第三阶段（2002~2012年）：厂网分开与电力市场初步发育阶段。2002年12月，国务院下发了《电力体制改革方案》，提出了“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的16字方针并规划了改革路径。根据该方案，电力管理体制、厂网分开、电价机制等一系列改革开始推进。
自2002年《电力体制改革方案》实施后，经过十余年的改革历程，电力行业破除了独家办电的体制束缚，初步形成了电力市场主体多元化竞争格局。但与此同时，电力行业发展还面临一些矛盾和问题。其中交易机制缺失、市场化定价机制尚未完全形成等问题仍然突出，造成了市场配置资源的决定性作用难以发挥，弃水、弃风、弃光现象也时有发生。此外，现行电价管理仍以政府定价为主，电价调整往往滞后于成本变化，难以及时并合理反映用电成本、市场供求状况、资源稀缺程度和环境保护支出。
在此背景下，“中发9号文”拉开了我国新一轮电力体制改革的序幕。此次改革方案，明确了“三放开、一独立、三强化”的总体思路。“三放开”是指在进一步完善政企分开、厂网分开、主辅分开的基础上，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，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划。“一独立”是指推进交易机构相对独立，规范运行。“三强化”是指进一步强化政府监管，进一步强化电力统筹规划，进一步强化电力安全高效运行和可靠供应。
其中，放开配售电业务又被称为增量配电改革或配售电改革。具体而言，增量配电网是指由其他社会资本（非省级电网投资）投资建设的220kV（330kV）电压等级及以下的配电网，当取得市场化售电资格后，增量配电网企业又被称为拥有配电网运营权的售电公司或第二类售电公司。从2015年配售电改革之初至今，配售电改革的战略意义和价值也在不断升华，随着时间轴的演变大致可分为以下三个层次。
第一层次，单纯的配售电业务市场性竞争（2015～2018年）：新一轮电改伊始，配售电改革的主要意义还在于打破电网投资垄断，以标尺竞争的方式提升配电网业务的投资效率，全面提升配电网的服务水平和运营水平，通过市场化竞争降低用户输配电环节的“过网费”成本。
第二层次，用户侧综合能源服务的切入口（2018～2020年）：随着改革的深入以及综合能源服务业务的兴起，配售电业务成为社会资本看好的切入用户侧综合能源服务的有效方式，以增量配电网为载体与用户直接交易并消纳区域内的光伏、天然气等各类分布式能源，能有效提升能源使用效率。同时，通过配售电业务提升用户黏性，从而切入用户侧分布式光伏、节能业务、供暖供冷等用户侧综合能源服务项目上，以提升增量配电业务整体的投资价值。
第三层次，配电网实现零碳电力供应的重要手段（2020年下半年至今）：结合“双碳”战略以及“以新能源为主体的新型电力系统”建设目标，以“源网荷储一体化”微小电网的方式在配电网侧发展并就地消纳更大规模的可再生能源，保障用户经济、安全地使用可再生能源电力，全面降低配电网用户使用电力的碳排放。
就第三层次而言，虽然实现“源网荷储一体化”的方式很多，但配售电业态为“源网荷储一体化”提供了一种更易于实现、界面更加清晰、运行效率更高效的模式。
通过在电网末端构建以消纳可再生能源以及其他新能源为目标的“源网荷储一体化”微小电网，对于提升该区域能源效率、降低供能损耗具有重要作用。在此类“源网荷储一体化”系统中，“源”主要指符合“双碳”目标要求的能源生产利用模式，包括可再生能源以及热电联产、分布式三联供等以节能为目标的能源高效利用电源。这类能源不仅向用户供电，也能够兼具面向用户提供冷、热、气等多种能源类型，实现多能协同供应和能源综合梯级利用。
“源网荷储一体化”的重点是在用户侧直接消纳接入其中的可再生能源以及其他新能源，通过实施需求侧管理以及“源荷”互动，推动清洁能源就地生产和就近消纳，提高能源综合利用效率、降低损耗，实现用户用能的低碳排放甚至净零排放。
而让用户使用到该系统内的清洁能源以及提高能源综合利用效率的关键在于该系统要真正实现“源网荷储”互动。通过用户用能需求分析，结合各能源系统的固有生产成本、转换效率以及电力交易价格与辅助服务市场价格信号，选择整个系统能源生产成本最低、用户用能成本最低的协同优化方式，满足用户的各类用能需求。为实现这一目标，能源的生产、传输和消费就需要建立一种关联，在这种关联下，生产的能源给用户消费了，不仅实现了能源的就地利用，也实现了根据用户的用能需求去优化能源生产方式与能源存储方式。换言之，如果用户的能源消费方式，特别是电能消费方式，不能够和该系统内的能源生产服务挂钩，例如用户选择了目录电价购电或内部电源只能销售给省级电网，将让用户的用电和这部分能源的发电失去关联，将解耦能源的消费端和生产端，“源网荷储”的运行优化也将失去一个主要目标 ［10］ 。
因此系统需要建立一种能源生产、传输和消费的关联，并且可以通过该系统内的能源交易业务实现这种关联。电能的传输环节以及内部电能的交易环节就很关键。而配售电业态模式恰好提供了一种具有普遍适应性的“源网荷储一体化”解决方案，它通过配电网物理载体为用户侧和电源侧提供了直接的关联方式，允许内部电源和用户直接交易，并能作为“源网荷储一体化”单元响应电力市场和辅助服务市场。通过配售电业态的模式完全耦合了电能生产端和销售端，结合能源生产成本和外部能源交易价格、辅助服务价格信号，根据用户的用能需求及互动实现整个系统能源生产与使用成本的最优。
增量配电网就近消纳新能源、降低网损、实现“源网荷储”互动等符合“双碳”目标的技术优势是明显的，但它的健康发展仍然离不开主管部门的保驾护航。虽然配售电改革对于提升我国电力体系的效率有着重要作用，但不可否认的是，自其诞生伊始便一直磕磕碰碰，以至于从改革初期的焦点和热点逐渐降低“热度”。截至2021年年底，国家先后五批次发布共计483个增量配电业务试点项目。仅从数量上而言，这项改革是非常成功的。但从实际效果而言，却普遍面临落地难或盈利难等相关问题。
在碳达峰、碳中和目标的背景下，新政策层出不穷，电力行业也涌现出更多业态模式和发展机会。同时也给予了配售电变革新的契机。从2021年监管部门发布的相关政策也能够看出配售电监管思路的变化：不再作为特殊产物“关照”，而是和其他市场主体一样被平等对待与常态化对待。这对增量配电业务长期健康发展而言是利好的，既保障了它常态化发展的权利，也要求它公平承担一般电网主体的义务和责任。这些政策除解决配售电业务普遍性难题以外，在“低碳化”的主旋律下，也提出了配售电业务新的发展要求。
一是解决了配售电业务落地规划与接入的难题。规划与接入是增量配电落地过程的重要环节。此前《进一步推进增量配电业务改革的通知》（发改经体〔2019〕27号）（以下简称“发改经体27号文”）要求，规划方案由省级能源主管部门组织评审，接入系统意见由地方能源主管部门协调确定。上述规定体现了增量配电网相比一般配电网管理的特殊之处。但增量配电业务不是昙花一现，需要持续发展和绽放活力，其规划和接入管理要求也必然会常态化与平等化。2021年9月底《电网公平开放监管办法》（国能发监管规〔2021〕49号）针对增量配电网的规划和接入（特别是接入）做了非常详细和明确的说明。此外，首次将增量配电网“接入”定义为“电网互联”，也从监管者的视角肯定了其与其他电网公平的市场主体地位。
二是提升了配售电业务合法取证的效率。配电区域划分和基于区域划分的取证是增量配电网工作一直以来的重点。虽然以前有关文件都对如何区域划分和取证做了明确说明，但仍然存在地方不敢轻易划分区域、工作拖拉等现象。《全面推行电力业务资质许可告知承诺制实施方案》（国能发资质〔2021〕37号）明确提出了增量配电业务可采用告知承诺制取证，其最大优点在于事前可减少相关主管部门的裁决压力，从而提高项目取证效率。但需要注意的是，告知承诺制有事中事后核查制度，但它并不会妨碍条件具备、材料齐全的增量配电项目以高效的方式取证。
三是明确了配售电未来协同可再生能源发展的要求。随着“双碳”目标的提出，电力系统以及电力体制改革均朝着以发展和消纳大规模新能源的方向进行。中央提出构建以新能源为主体的新型电力系统，同时提出明确以消纳可再生能源为主的增量配电网的市场主体地位 ［14］ 。如今的增量配电改革被赋予了“双碳”目标下更重要的历史使命，即以更高效的方式发展和消纳新能源，同时减少甚至帮助电力系统应对大规模新能源发展带来的压力。
在中央频发政策的同时，地方新增政策也层出不穷。2021年12月，广西壮族自治区发展改革委发布了《关于进一步做好我区增量配电业务工作的通知》，并随后组织了自治区内第六批增量配电试点项目的申报。该事件虽然只是一个地方行为，但对于增量配电业务整体而言无疑是一个标志性事件，正式拉开了增量配电改革以地方为主导的“后国家试点时代”的序幕，后续大概率会带来多米诺效应，引发更多省份启动新一批增量配电试点。
在经历了2015～2020年的跌宕起伏后，我们认为2021年是配售电改革重装上阵的元年。在国家“双碳”战略下，增量配电业务的未来更加可期！