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增量配網改革在2017年中突然發力。
2017年7月20日，國家發改委辦公廳、國家能源局綜合司發布《關于請報送第二批增量配電業務改革試點項目的通知》。
2017年的增量配電改革迎來了“第二春”——從2016年底第一批試點名單公布后的沉寂，到2017年中大規模業主招標拉開序幕，再到11月30日國家發改委、國家能源局發布《關于加快推進增量配電業務改革試點的通知》，要求每個省（區、市）至少要有1-2個試點項目，實現地級以上城市全覆蓋。
2017年12月22日，國家發改委主任何立峰在全國發展改革會議上明確，2018年要以直接交易和增量配電市場化為重點深化電力體制改革。作為唯一與電力直接交易平列提及的具體舉措，增量配電市場化于電力體制改革中的意義可見一斑。
這半年推進的速度、廣度、深度，即使是已落定的項目業主對此也有些吃驚。eo記者回溯了2017年增量配網改革的幾個節點，在支持和質疑的雙重奏下，改革推進過程中諸多關鍵問題和答案正在浮出水面。
7月：業主“爭奪戰”
2017年7月20日，國家發改委辦公廳、國家能源局綜合司發布《關于請報送第二批增量配電業務改革試點項目的通知》，設定了“930”這條“死線”，并指出除屬于電網企業以外的其他企業投資、建設和運營的存量配電網外，新增配電網項目應按照《招標投標法》及其《實施條例》的有關規定，一律通過招標等市場化機制優選確定項目業主。
eo曾了解到，招標過程一波三折，出現原本需要由市級能源主管部門組織的，縣政府卻在未與省市溝通的情況下掛出公告；部分省份采用邀標形式，只希望省級能源投資平臺參與等狀況。
不少省份對選定業主這件事著實為難，而重慶的嘗試一時間備受關注。
2017年8月10日，重慶市增量配電試點項目業主市場化優選方案在北京通過驗收，提出PPP模式在增量配電領域的實施路徑、業主授權獲特許經營及政府依法多途徑監管、引入準入競爭及建立退出機制等遴選項目業主的多項創新。
2017年8月22日的《國家電力體制改革專題會議紀要》中再次圍繞項目業主做出指示：第一，地方政府不得指定項目業主，要通過招投標等競爭性方式；第二，電網企業要積極參與競爭，但應當采取與社會資本合作的方式。第一批試點項目中電網企業控股、參股的項目不得超過50%，原則上不搞絕對控股。
隨后，業界對此展開了系列解讀，包括“不得超過50%”指的是項目數量，“絕對控股”有51%和66.7%兩種判定標準等等。在增量配網這場“戰役”中，電網企業已不可避免地成為“不對稱監管的對象”。
一位股比已經落定的項目相關主管告訴eo，從項目角度看，人力、建設、運營加在一起其實壓力不小；從業務角度看，配電售電并重也并非易事，因而并不完全排斥電網參與，但又擔憂一旦“松口”就失去了話語權。
公開信息顯示，截至9月30日，106家第一批增量配電試點中，共有57家確定項目業主，占到總數的54%；其中非電網企業參與的試點達到36家。
業主名單基本確定后，多位業內人士感嘆，競爭過程是殘酷的：談判時冷場、拍桌、情緒激動時有發生；實在無法被列入國家級試點的項目就在省區層面“低調”推進；確定股比的時間前后可能長達數年……
9月：區劃、價格、接入，三個“老大難”
2017年11月3日電力體制改革專題會上，國家發改委副主任連維良提到，開展增量配電業務試點是一項創新性很強的工作，第一批增量配電業務改革試點取得了明顯成效，但也出現一些突出問題，包括試點范圍劃分存在較大分歧；增量配電價格機制和核定方法尚未明確；增量配電網接入公共電網存在一定障礙等。
自2016年10月國家發改委、國家能源局發布《有序放開配電網業務管理辦法》以后，區劃、價格、接入就漸漸成為縈繞試點項目長達一年的關鍵問題。
據公開報道，2017年9月8日，國家能源資質中心在北京組織召開了《增量配電業務配電區域劃分實施辦法》討論會，重點對討論稿中涉及配電區域劃分原則、爭議與處理等關鍵性問題進行了深入的研究、討論，力爭編制合理的實施辦法，為派出機構頒發電力業務許可證（供電類）給予政策性指導。
根據2018年1月初最終公布的《關于制定地方電網和增量配電網配電價格的指導意見》（下稱《指導意見》），配電網項目分為兩類，招標與非招標方式，后者價格確定可以選擇準許收入法、最高限價法和標尺競爭法中的一種或幾種方法。
《指導意見》中還寫到“以盡可能低的價格為用戶提供優質配電服務”，對于有多個潛在投資者的項目會不會因為競爭而經歷價格戰？投資收益能否真正得到保障？
而最讓業主忐忑的還是增量配網背后的交叉補貼與普遍服務等“地雷”。一位項目業主告訴eo，增量配網的價格構成及其復雜，心理真沒底。
此外，《指導意見》提到，在配電網與省級電網接入點，由省級電網專為配電網建設變電站的，省級價格主管部門可探索核定由配電網承擔的接入費用，并適當調整配電網與省級電網之間的結算電價。
eo記者曾報道過，多位業內人士指出，目前業主都希望增量配網的投資界面能夠最大限度地延伸以求獲得更大的價格空間——220千伏變電站的建設權幾乎成了一種必爭資源，而這可能導致“高才低用”，過度超前投資。
10月：剪不斷的分布式發電市場化交易
任何一個專項改革都不是孤立存在的。
2017年10月31日，國家發改委和國家能源局聯合發布了《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》(發改能源【2017】1901號)。有人認為分布式體量太小，難成規模；有人則認為它可能是售電之外，攪動市場的又一條“鯰魚”。
根據該文件，分布式發電參與市場化交易的其中一種模式是電網企業（含增量配網）按照規定收取“過網費”，業內人士分析，這將直接影響增量配網的營收。同時，由于電網規劃超前于分布式發電項目準入，當區域電網大規模接入分布式發電時，將間接增加增量配電網冗余投資，電力電量平衡也將影響到配電價格的核定。
另一方面，根據相關政策文件，區域內分布式發電項目，由電網企業支付國家度電補貼，由于可能生能源電費補貼往往滯后，將嚴重影響增量配網運營商的資金流。采用配網代收，省級電網代繳可再生能源補貼的模式，將進一步影響資金運作。
有業內人士建議，考慮到分布式發電就近消納的原則及電網實際建設進度，負荷匹配情況，應該先行先試，開展小規模、不同形式的分布式發電試點項目，先驗證項目是否可消納，是否安全，是否經濟。
另外，參考增量配電試點項目業主招標及配電價格形成模式，針對分布式發電項目，也考慮采用對應的競爭方式確定分布式發電業主單位，降低區域的綜合用能成本。
無論是增量配網，還是分布式發電市場化交易，都是新生事物。與其各行其道，不如聯合探索，提前避免將來各自推進可能發生的矛盾沖突，尋找雙贏的結果。
11月：迎來“井噴式”增長
第一批增量配網試點從申報到批復，再到業主確認前后經歷了約一年的時間，而第二批試點從8月申報到11月名單出爐僅用了三個月，第三批試點申報則明顯擴大了數量范圍。
突然加速被理解為打破僵局、尋求突破的途徑，當然也引發了諸多討論：
存量和增量的區隔還會存在嗎？
2017年11月3日的電力體制改革專題會上，國家發改委體改司王強巡視員建議，將增量配電業務改革試點與混合所有制改革相結合，鼓勵電網企業將存量配電資產拿出來，引入社會資本參股，組成混合所有制企業建設運營。國家發改委副主任連維良指出，結合增量配電業務改革擴大電力領域的混改試點，要組織推進一批混合所有制改革和電力體制改革相結合的增量配電業務試點項目，即多種經濟成分、多種所有制共同參與的增量配電業務改革試點，每個省（區、市）至少要有1-2個。
2017年11月9日，根據重慶市發改委官網，市能源局電力處會同萬盛經開區發展改革局、重慶能投售電公司等對9月關停的南桐電廠進行調研，建議：尊重歷史沿革和實際發展情況，結合增量配電業務改革試點，抓緊編制南桐電網發展規劃，探索配電網存量資產開展增量配電業務試點的具體方式和路徑。
“拉專線”到底行不行？
初時，國家發改委、國家能源局在給重慶、廣東、新疆建設兵團、江西、吉林、浙江、河北、福建、黑龍江、江蘇10個省區的電改試點方案復函中則明確要求堅持平等競爭的原則，即發電企業通過投資建設專用線路等形式向用戶直接供電的，應當符合規劃，履行社會責任，按規定承擔國家依法合規設立的政府性基金，以及與產業政策相符合的政策性交叉補貼和系統備用費。
2017年2月22日國家發改委副主任連維良在云南電改現場會上首次指出，有序放開配售電業務不等于可以拉專線，不等于可以搞自備電廠，不等于可以搞局域網。
業界對此解讀為：禁止已經接入大電網的既有電源拉專線到增量配網，剛剛發布的《指導意見》也明確：配電網區域內不得以常規機組“拉專線”的方式向用戶直接供電。但對于企業自備機組，卻未在增量配網相關文件中給予明確指引。
能否在給予增量配網和省級電網平等市場主體地位的同時，保證其承擔社會責任，“網間”無歧視開放，防止形成配售壟斷，可能成為此次改革成敗的關鍵。
“兩權分離”是否大勢所趨？
在增量配電改革正式開啟之前，就有“早鳥兒”醞釀園區售電。在業界對配網放開事宜尚未形成概念之時，有業內人士就提出“所有權與運營權”分離的構想，即混合所有制企業所有，電網企業運營。
《有序放開配電網業務管理辦法》中提到，符合準入條件的項目業主，可以只擁有投資收益權，配電網運營權可委托電網企業或符合條件的售電公司，自主簽訂委托協議。
業內人士坦言，隨著第三批試點名單的確定，全國將有幾百個增量配網試點，而不是所有投資者都愿意自己運營的，尤其是社會資本。
“有的只是作為資本運作項目，期待可觀的收益而已，同時由于缺乏先例，運營細節的落地存在難度，因此‘兩權分離’的可行性、優劣勢等是下一步要著重關注的。”
未來：監管機制和信用體系缺一不可
先說監管。既然享有與電網企業同等的權利，就需要履行與電網相同的義務，接受相同力度的監管，隨著價格機制的不斷完善，逃避應繳納的交叉補貼、基金等以換取電價優勢的項目就不會取得合法地位，反過來想，這也給大部分增量配網項目業主創造了公平的投資經營環境。
再說信用體系。根據相關文件，擁有配網運營權的售電公司擁有電費結算權。而一位獨立第三方售電企業的負責人曾告訴eo記者，用戶電費繳交的狀況可能并不理想，這對企業現金流將產生最直接的影響。
改革初期，項目尚未成型，配套機制也還未完善，但潛在投資者正在逐漸認識到，配電業務所需投資甚大，回報則未必豐厚。
2017年7月20日，國家發改委辦公廳、國家能源局綜合司發布《關于請報送第二批增量配電業務改革試點項目的通知》。
2017年的增量配電改革迎來了“第二春”——從2016年底第一批試點名單公布后的沉寂，到2017年中大規模業主招標拉開序幕，再到11月30日國家發改委、國家能源局發布《關于加快推進增量配電業務改革試點的通知》，要求每個省（區、市）至少要有1-2個試點項目，實現地級以上城市全覆蓋。
2017年12月22日，國家發改委主任何立峰在全國發展改革會議上明確，2018年要以直接交易和增量配電市場化為重點深化電力體制改革。作為唯一與電力直接交易平列提及的具體舉措，增量配電市場化于電力體制改革中的意義可見一斑。
這半年推進的速度、廣度、深度，即使是已落定的項目業主對此也有些吃驚。eo記者回溯了2017年增量配網改革的幾個節點，在支持和質疑的雙重奏下，改革推進過程中諸多關鍵問題和答案正在浮出水面。
7月：業主“爭奪戰”
2017年7月20日，國家發改委辦公廳、國家能源局綜合司發布《關于請報送第二批增量配電業務改革試點項目的通知》，設定了“930”這條“死線”，并指出除屬于電網企業以外的其他企業投資、建設和運營的存量配電網外，新增配電網項目應按照《招標投標法》及其《實施條例》的有關規定，一律通過招標等市場化機制優選確定項目業主。
eo曾了解到，招標過程一波三折，出現原本需要由市級能源主管部門組織的，縣政府卻在未與省市溝通的情況下掛出公告；部分省份采用邀標形式，只希望省級能源投資平臺參與等狀況。
不少省份對選定業主這件事著實為難，而重慶的嘗試一時間備受關注。
2017年8月10日，重慶市增量配電試點項目業主市場化優選方案在北京通過驗收，提出PPP模式在增量配電領域的實施路徑、業主授權獲特許經營及政府依法多途徑監管、引入準入競爭及建立退出機制等遴選項目業主的多項創新。
2017年8月22日的《國家電力體制改革專題會議紀要》中再次圍繞項目業主做出指示：第一，地方政府不得指定項目業主，要通過招投標等競爭性方式；第二，電網企業要積極參與競爭，但應當采取與社會資本合作的方式。第一批試點項目中電網企業控股、參股的項目不得超過50%，原則上不搞絕對控股。
隨后，業界對此展開了系列解讀，包括“不得超過50%”指的是項目數量，“絕對控股”有51%和66.7%兩種判定標準等等。在增量配網這場“戰役”中，電網企業已不可避免地成為“不對稱監管的對象”。
一位股比已經落定的項目相關主管告訴eo，從項目角度看，人力、建設、運營加在一起其實壓力不小；從業務角度看，配電售電并重也并非易事，因而并不完全排斥電網參與，但又擔憂一旦“松口”就失去了話語權。
公開信息顯示，截至9月30日，106家第一批增量配電試點中，共有57家確定項目業主，占到總數的54%；其中非電網企業參與的試點達到36家。
業主名單基本確定后，多位業內人士感嘆，競爭過程是殘酷的：談判時冷場、拍桌、情緒激動時有發生；實在無法被列入國家級試點的項目就在省區層面“低調”推進；確定股比的時間前后可能長達數年……
9月：區劃、價格、接入，三個“老大難”
2017年11月3日電力體制改革專題會上，國家發改委副主任連維良提到，開展增量配電業務試點是一項創新性很強的工作，第一批增量配電業務改革試點取得了明顯成效，但也出現一些突出問題，包括試點范圍劃分存在較大分歧；增量配電價格機制和核定方法尚未明確；增量配電網接入公共電網存在一定障礙等。
自2016年10月國家發改委、國家能源局發布《有序放開配電網業務管理辦法》以后，區劃、價格、接入就漸漸成為縈繞試點項目長達一年的關鍵問題。
據公開報道，2017年9月8日，國家能源資質中心在北京組織召開了《增量配電業務配電區域劃分實施辦法》討論會，重點對討論稿中涉及配電區域劃分原則、爭議與處理等關鍵性問題進行了深入的研究、討論，力爭編制合理的實施辦法，為派出機構頒發電力業務許可證（供電類）給予政策性指導。
根據2018年1月初最終公布的《關于制定地方電網和增量配電網配電價格的指導意見》（下稱《指導意見》），配電網項目分為兩類，招標與非招標方式，后者價格確定可以選擇準許收入法、最高限價法和標尺競爭法中的一種或幾種方法。
《指導意見》中還寫到“以盡可能低的價格為用戶提供優質配電服務”，對于有多個潛在投資者的項目會不會因為競爭而經歷價格戰？投資收益能否真正得到保障？
而最讓業主忐忑的還是增量配網背后的交叉補貼與普遍服務等“地雷”。一位項目業主告訴eo，增量配網的價格構成及其復雜，心理真沒底。
此外，《指導意見》提到，在配電網與省級電網接入點，由省級電網專為配電網建設變電站的，省級價格主管部門可探索核定由配電網承擔的接入費用，并適當調整配電網與省級電網之間的結算電價。
eo記者曾報道過，多位業內人士指出，目前業主都希望增量配網的投資界面能夠最大限度地延伸以求獲得更大的價格空間——220千伏變電站的建設權幾乎成了一種必爭資源，而這可能導致“高才低用”，過度超前投資。
10月：剪不斷的分布式發電市場化交易
任何一個專項改革都不是孤立存在的。
2017年10月31日，國家發改委和國家能源局聯合發布了《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》(發改能源【2017】1901號)。有人認為分布式體量太小，難成規模；有人則認為它可能是售電之外，攪動市場的又一條“鯰魚”。
根據該文件，分布式發電參與市場化交易的其中一種模式是電網企業（含增量配網）按照規定收取“過網費”，業內人士分析，這將直接影響增量配網的營收。同時，由于電網規劃超前于分布式發電項目準入，當區域電網大規模接入分布式發電時，將間接增加增量配電網冗余投資，電力電量平衡也將影響到配電價格的核定。
另一方面，根據相關政策文件，區域內分布式發電項目，由電網企業支付國家度電補貼，由于可能生能源電費補貼往往滯后，將嚴重影響增量配網運營商的資金流。采用配網代收，省級電網代繳可再生能源補貼的模式，將進一步影響資金運作。
有業內人士建議，考慮到分布式發電就近消納的原則及電網實際建設進度，負荷匹配情況，應該先行先試，開展小規模、不同形式的分布式發電試點項目，先驗證項目是否可消納，是否安全，是否經濟。
另外，參考增量配電試點項目業主招標及配電價格形成模式，針對分布式發電項目，也考慮采用對應的競爭方式確定分布式發電業主單位，降低區域的綜合用能成本。
無論是增量配網，還是分布式發電市場化交易，都是新生事物。與其各行其道，不如聯合探索，提前避免將來各自推進可能發生的矛盾沖突，尋找雙贏的結果。
11月：迎來“井噴式”增長
第一批增量配網試點從申報到批復，再到業主確認前后經歷了約一年的時間，而第二批試點從8月申報到11月名單出爐僅用了三個月，第三批試點申報則明顯擴大了數量范圍。
突然加速被理解為打破僵局、尋求突破的途徑，當然也引發了諸多討論：
存量和增量的區隔還會存在嗎？
2017年11月3日的電力體制改革專題會上，國家發改委體改司王強巡視員建議，將增量配電業務改革試點與混合所有制改革相結合，鼓勵電網企業將存量配電資產拿出來，引入社會資本參股，組成混合所有制企業建設運營。國家發改委副主任連維良指出，結合增量配電業務改革擴大電力領域的混改試點，要組織推進一批混合所有制改革和電力體制改革相結合的增量配電業務試點項目，即多種經濟成分、多種所有制共同參與的增量配電業務改革試點，每個省（區、市）至少要有1-2個。
2017年11月9日，根據重慶市發改委官網，市能源局電力處會同萬盛經開區發展改革局、重慶能投售電公司等對9月關停的南桐電廠進行調研，建議：尊重歷史沿革和實際發展情況，結合增量配電業務改革試點，抓緊編制南桐電網發展規劃，探索配電網存量資產開展增量配電業務試點的具體方式和路徑。
“拉專線”到底行不行？
初時，國家發改委、國家能源局在給重慶、廣東、新疆建設兵團、江西、吉林、浙江、河北、福建、黑龍江、江蘇10個省區的電改試點方案復函中則明確要求堅持平等競爭的原則，即發電企業通過投資建設專用線路等形式向用戶直接供電的，應當符合規劃，履行社會責任，按規定承擔國家依法合規設立的政府性基金，以及與產業政策相符合的政策性交叉補貼和系統備用費。
2017年2月22日國家發改委副主任連維良在云南電改現場會上首次指出，有序放開配售電業務不等于可以拉專線，不等于可以搞自備電廠，不等于可以搞局域網。
業界對此解讀為：禁止已經接入大電網的既有電源拉專線到增量配網，剛剛發布的《指導意見》也明確：配電網區域內不得以常規機組“拉專線”的方式向用戶直接供電。但對于企業自備機組，卻未在增量配網相關文件中給予明確指引。
能否在給予增量配網和省級電網平等市場主體地位的同時，保證其承擔社會責任，“網間”無歧視開放，防止形成配售壟斷，可能成為此次改革成敗的關鍵。
“兩權分離”是否大勢所趨？
在增量配電改革正式開啟之前，就有“早鳥兒”醞釀園區售電。在業界對配網放開事宜尚未形成概念之時，有業內人士就提出“所有權與運營權”分離的構想，即混合所有制企業所有，電網企業運營。
《有序放開配電網業務管理辦法》中提到，符合準入條件的項目業主，可以只擁有投資收益權，配電網運營權可委托電網企業或符合條件的售電公司，自主簽訂委托協議。
業內人士坦言，隨著第三批試點名單的確定，全國將有幾百個增量配網試點，而不是所有投資者都愿意自己運營的，尤其是社會資本。
“有的只是作為資本運作項目，期待可觀的收益而已，同時由于缺乏先例，運營細節的落地存在難度，因此‘兩權分離’的可行性、優劣勢等是下一步要著重關注的。”
未來：監管機制和信用體系缺一不可
先說監管。既然享有與電網企業同等的權利，就需要履行與電網相同的義務，接受相同力度的監管，隨著價格機制的不斷完善，逃避應繳納的交叉補貼、基金等以換取電價優勢的項目就不會取得合法地位，反過來想，這也給大部分增量配網項目業主創造了公平的投資經營環境。
再說信用體系。根據相關文件，擁有配網運營權的售電公司擁有電費結算權。而一位獨立第三方售電企業的負責人曾告訴eo記者，用戶電費繳交的狀況可能并不理想，這對企業現金流將產生最直接的影響。
改革初期，項目尚未成型，配套機制也還未完善，但潛在投資者正在逐漸認識到，配電業務所需投資甚大，回報則未必豐厚。
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