0551-62353701
增量配電改革作為此輪電改的新任務，該如何開展，沒有前例可參考，只能是“邊干邊調整”。改革初期的政策要求與管理導向就非常重要。
增量配電網原則上指110千伏及以下電壓等級電網和220（330）千伏及以下電壓等級工業園區（經濟開發區）等局域電網，不涉及220千伏及以上輸電網建設，增量配電網建設應當符合省級配電網規劃，符合國家電力發展戰略、產業政策和市場主體對電能配送的要求。
已納入省級相關電網規劃、但尚未核準或備案的配電網項目和已獲核準或備案、但在相關文件有效期內未開工建設的配電網項目均屬于增量配電業務范圍；電網企業已獲批并開工、但在核準或備案文件有效期內實際完成投資不足10%的項目，可納入增量配電業務試點；由于歷史原因，地方或用戶無償移交給電網企業運營的配電設施，資產權屬依法明確為非電網企業的，屬于增量配電設施；各地可以根據需要，開展正常方式下僅具備配電功能的規劃內220（330）千伏增量配電業務試點，可不限于用戶專用變電站和終端變電站。
試點項目應達到一定的面積和投資規模，原則上供電面積在10平方公里以上，規劃三年內年供電量達到1億千瓦時以上，或電網投資規模在1億元以上；鼓勵縣級以上工業園區（經濟開發區）、產業園區開展增量配電業務改革試點；鼓勵擁有配電網存量資產控股權的地方電網、躉售縣等開展增量配電業務改革試點；鼓勵擁有配電網資產的油田、工礦企業生產區開展增量配電業務改革試點；鼓勵電網企業以外已投資、建設和運營存量配電網的項目投資者，直接向省政府相關部門申請將其作為增量配電業務改革試點，項目業主不變，不再履行招標程序；鼓勵供水、供氣、供熱等公共服務行業和節能服務公司參與增量配電業務改革。
配電價格核定前，暫按售電公司或電力用戶接入電壓等級對應的省級電網共用網絡輸配電價扣減該配電網接入電壓等級對應的省級電網共用網絡輸配電價執行。
鼓勵各地結合本地實際采用招標定價法、準許收入法、最高限價法、標尺競爭法等方法核定獨立配電價格。支持增量配電網企業在保證配電區域內用戶平均配電價格不高于核定的配電價格水平情況下，采取靈活的價格策略，探索新的經營模式。
增量配電網與省級電網之間的結算電價，按照《關于制定地方電網和增量配電網配電價格的指導意見》（發改價格〔2017〕2269號）的要求，按現行省級電網相應電壓等級輸配電價執行。
具備條件的（增量配電試點），還應與分布式電源、微電網、綜合能源等方面的發展相協調，允許符合政策且納入規劃的分布式電源以適當電壓等級就近接入增量配電網，但試點項目內不得以常規機組“拉專線”的方式向用戶直接供電，不得依托常規機組組建局域網、微電網，不得依托自備電廠建設增量配電網，禁止以任何方式將公用電廠轉為自備電廠。
現階段不允許增量配網直接接入電源，這是不能觸碰的紅線，因為輸配電價改革是逐步推進的過程，電網企業目前還承擔著7~8分錢的政策性交叉補貼，增量配網直接接入電源會出現規避交叉補貼的問題。
增量配電業務試點項目規劃需納入省級相關電網規劃，實現增量配電網與公用電網互聯互通和優化布局，避免無序發展和重復建設。
園區類試點項目的規劃范圍原則上為園區土地利用規劃和城鄉建設規劃等上位規劃確定的范圍，非園區類試點項目的規劃范圍由省級能源主管部門與地方政府協商確定。與增量配電網相鄰的存量資產應納入規劃范圍統籌規劃，避免重復建設，提高系統效率。同一試點項目的多個規劃范圍之間，通過輸電線路互聯互通的，該輸電項目不納入增量配電網試點項目規劃范圍。
試點項目涉及的增量配電網應與公用電網相連，除鼓勵發展以可再生能源就近消納以及促進能源梯級利用為目的的局域網、微電網外，發電企業及其資本不得參與投資建設電廠向用戶直接供電的專用線路，也不得參與投資建設電廠與其參與投資的增量配電網絡相連的專用線路。
試點項目涉及的增量配電網應與公用電網相連，不得孤網運行。試點項目內不得以常規機組“拉專線”的方式向用戶直接供電，不得依托常規機組建局域網、微電網，不得依托自備電廠建設增量配電網，防止以規避社會責任為代價營造低成本優勢。禁止將公用電廠轉為自備電廠。
避免重復建設、交叉供電，確保電力供應安全可靠。
各地要按照界限清晰、責任明確的原則，以及增量配電區域劃分相關辦法，劃定試點項目的供電范圍，避免重復建設和交叉供電，確保電力供應安全可靠。
配電區域原則上應按照地理范圍或行政區域劃分，具有清晰的邊界，避免出現重復建設、交叉供電、普遍服務和保底供電服務無法落實等情況。
鼓勵以滿足可再生能源就近消納為主要目標的增量配電業務，支持依據其可再生能源供電范圍、電力負荷等情況劃分配電區域。不得依托燃煤自備電廠建設增量配電網，防止以規避社會責任為代價營造成本優勢。
除電網企業存量資產外，擁有配電網存量資產絕對控股權的公司，包括高新產業園區、經濟技術開發區、地方電網、躉售縣等，未經營配電網業務的，可向地方政府能源管理部門申請并獲準開展配電網業務。
增量配電網并網運行時，按網對網關系與相關電網調度機構簽訂并網協議。增量配電網項目業主在配電區域內擁有與電網企業在互聯互通、建設運營、參與電力市場、保底供電、分布式電源和微電網并網、新能源消納等方面同等的權利和義務。
電網企業要向增量配電業務試點項目無歧視開放公共電網。
從以上規定要點可以看出，政府一方面在鼓勵盡可能多的存量非電網企業投資的配電資產轉制為增量配電網，希望更多的社會資本和地區分享此項改革工作紅利，另一方面，又在價格、電源接入、規劃與建設等方面對增量配電試點劃出“紅線”，加以約束。
現有規定內容是“約束多，支持少”“禁止多，允許少”，筆者根據近年參與相關工作的體會，很多參與增量配電試點的社會資本對有些約束性規定頗有微詞，甚至反對。
現有管理導向是確保現有供電服務格局與管理模式不受影響的謹慎推進。“求穩”是管理導向。盡管《關于進一步推進增量配電業務改革的通知（征求意見稿）》提出了一系列針對性較強的改革措施，曾給社會資本帶來希望，但正式文件內容與政策實施情況還是不及社會期待。
這說明管理部門是清楚增量配電改革推進過程中的癥結所在的，現在更多的糾結于“管”與“放”最優狀態的把握上。管理本身就是一種平衡的藝術。在“放”與“管”之間，如何取得平衡，既考驗施政者的智慧，又考驗施政者的膽量。
如果設置“紅線”是為了避免“一放就亂”，筆者認為，這種擔心大可不必，因為只要政府（包括中央政府和地方政府）做好監管，增量配電改革出現這一局面的可能性非常非常的低。為此，應該從以下三方面實現突破。
首先，突破現有工作模式。將增量配電改革試點審批權下放給省級政府，中央政府加大督查與指導，將地方試點開展情況與中央給予地方的能源電力相關產業支持性政策相掛鉤，讓最了解地方情況的地方政府設好準入標準、加強全過程管理，積極推動相關工作落實。這樣將有助于更多符合申報條件、高價值的試點潛在標的脫穎而出，有助于地方政府把此項改革做實，加速改革紅利的兌現。工作模式的突破將極大提高增量配電改革工作效率。
其次，突破現有思維模式。經過前四批的試點工作，社會資本與電網央企已經變得更加理性，對增量配電改革的認識與理解也更加客觀和現實，只要地方政府能夠在“組局、搭臺子”上發揮好協調作用，電網央企愿意拿出一些資源與地方國企、社會資本共享共贏，“大家一起搭伙發展”的局面肯定會形成的。思維模式的突破極大促進電網央企與地方經濟的緊密協同與融合發展，極大提高增量配電改革工作質量。
第三，突破現有發展模式。鼓勵在用戶側的基于市場化規則的業務創新、業態創新。在電力領域，電力市場化改革，以及配電業務引入社會資本后，用戶的市場中心地位日益凸顯，與用戶需求的牽引作用、技術變革的驅動作用交織，構成了電力市場發展、相關業務和業態創新的主要動力，即越靠近用戶端的業務創新活力越強、創新沖動越強。發展模式的突破，歸根結底是充分發揮由市場規則、用戶需求與技術變革構成的發展新動能的作用，推動政策與監管創新，消除由電網“壟斷”造成的“關聯交易”或其他影響市場公平的行為，促進各類市場要素自由高效流通。
筆者認為，在“三個突破”中，突破現有工作模式是實現思維模式突破、發展模式突破的前提。地方政府在增量配電改革中應該發揮更大更關鍵的作用。那些認為，在增量配電改革中，地方政府“無用論”的觀點是片面、站不住腳的。只要給予地方足夠的政策空間、發展壓力，很多地方政府有足夠的的管理能力與創新能力的。在此背景下，增量配電改革政策，特別是與實施相關的政策應下放給地方政府主導，突破現有思維模式，結合當地實際情況，順勢而為，針對性研究制定出臺政策，提高可操作性，增加電網央企與地方經濟發展的協同性與融合性。地方政府通過加強監管，特別是對電網企業管制類業務與市場化業務的差異化監管，積極營造一個鼓勵創新、公平公正的市場環境，促進增量配電改革發展模式的突破。這些工作都是對地方政府管理水平的一次考驗和提升。
近兩年，貴州、云南、廣東與新疆、四川、江蘇等地方政府已經嘗試結合各自實際情況，在配電價格、與大網結算關系、試點建設、分布式發電等方面出臺增量配電改革相關政策，積極推進相關工作。
總之，筆者認為，既然增量配電改革是一項極富創新性、挑戰性和突破性的改革任務，相關政策制定單位就應該多從科學監管與規則完善思考和開展工作，避免“一刀切”式的管理。既然增量配電網是“電網”就應該享受電網的權利，也要履行電網責任。如果還將其按照“電網形態的大用戶”對待，劃很多“紅線”，恐怕這項改革的作用與效果都將會大大折扣。
在7月9日全國能源迎峰度夏電視電話會議，國家發改委提出增量配電改革近期重點工作：一是要將創新服務作為增量配電業務的核心工作，特別是向用戶側不斷延伸服務；二是將試點核算分電壓等級的輸配電價作為增量配電業務運營的基本條件；三是要明確調度規則，將增量配電業務納入電力調度規則體系，保障其有序安全運營。希望這些工作能夠一步一步扎實推進下去。
