1、两轮“增量”试点已启动，各方积极参与
中共中央国务院2015年3月15日发布的“9号文”，拉开了新一轮电力体制改革（简称“电改”）帷幕。2016年10月11日，国家发改委、国家能源局进一步发布了《有序开放配电网业务管理办法》，文中提到：鼓励社会资本投资、建设、运营增量配电网，通过竞争创新促进配网建设的发展，优化服务的同时提高配电网运营效率。之后，各部委又出台多个文件，推动增量配电网相关工作开展，如表1所示。
2016年11月27日，国家发改委、国家能源局联合发布了《规范开展增量配电业务改革试点的通知》，随文公布了《增量配电业务改革试点名单（第一批）》共106个增量配网试点项目；2017年11月21日，两部委发布《增量配电业务改革试点名单（第二批）》共89个增量配网试点项目。前两批试点项目在全国各省的分布如图61和图62所示，已实现了试点项目在西藏以外的全国大多数地区的覆盖。
2017年11月30日，两部委发布《关于加快推进增量配电业务改革试点的通知》，启动第三批增量配电网业务改革试点，要求试点业务实现全国地级市以上城市的全覆盖，每个地级市必须在12月29日前报送1个或以上试点项目。我们预计，相关试点名单将于2018上半年公布。
以下介绍参与增量配电网网试点项目的部分企业。
协鑫智慧能源：目前处于申请上市状态，是国内经营环保热电产业规模较大的企业之一。公司2016年营业收入的51.41%来自于各类发电业务（含燃机发电、燃煤发电、生物质能发电、垃圾发电、风力发电等）及电力销售。目前，公司已在全国20多个省、市（自治区）设立了售电公司，并已获得售电牌照15张。据搜狐新能源报道，预计其2017年售电量将达80亿千瓦时。
根据第一批增量配网项目业主信息公示，截至2017年底，协鑫智慧能源共中标参与其中3个项目：镇江扬中高新技术产业开发区增量配电业务试点、金寨现代产业园区增量配电业务试点、濮阳县产业集聚区增量配电业务试点；上述三个项目的合计增量配网建设容量为350MVA，年用电量预计11亿千瓦时。
新奥能源：公司主要从事清洁能源分销业务，包括城市管道天然气、液化石油气（LPG）、车用燃气(CNG和LPG)、二甲醚等清洁能源分销以及非管输能源配送业务，同时还提供基于能源分销的其他增值业务。其全资子公司湖南新奥能源发展有限公司积极参与当地增量配电网业务改革试点：在首批106个项目中，湖南获批6个项目，湖南新奥能源参与了其中3个项目的中标业主。其项目分别为：“衡阳白沙洲工业园增量配电业务试点”、“益阳高新技术产业开发区增量配电业务试点”、“湘潭经开区增量配电业务试点”。此外，公司旗下售电公司新奥（广西）能源销售有限公司还中标了“河池大任产业园区增量配电业务试点”项目业主。可以说新奥能源是此次参与增量配网试点改革项目最多的社会资本企业。
北京科锐：主营中低压开关、配电变压器、配电自动化、电缆附件、静态无功补偿等，在配电设备市场具有较强竞争力。公司及其全资子公司“科锐能源管理”参与了首批增量配电网试点项目的业主招标，并分别中标“贵安新区增量配电业务试点”和“郑州航空港经济综合试验区增量配电业务试点”项目，项目参股比例分别为4.5%和10%。
此外，亿利洁能、泰豪科技等公司，在首批增量配电网业务改革试点的业主招标中，亦有中标。
就增量配电网业务，前述《管理办法》提出：鼓励社会资本参与投资、建设以及运营增量配电网，放开准入、引入竞争、激励创新，通过发挥市场配置资源的决定性作用，促进实现全市场范围内供电服务的优化发展。
根据搜狐新能源2017年11月17日报道，第一批106个增量配电网业务改革试点中（截至彼时）已有61个完成了业主招标工作，其中发电企业、电网公司、社会资本（含外资企业）、地方政府资本、电力用户等各方资本均有不同程度的积极参与，其中大部分项目吸纳了多方资本共同参与。各方资本中参与度排到前三的分别是：发电企业47.54%、电网公司39.34%、社会资本（含外企）39.34%，如图63所示。
各方对增量配网业务改革试点的参与，使试点具备了“电力体制改革”和“混合所有制改革”双属性，不同的资本方的参与为增量配网业主带来不同的业务优势。
电网公司参投：电网公司具有长期供配电网运营所形成的稳定组织架构和成熟运营经验。电网公司独资、控股或参股增量配网业主将为其带来运营技术上的优势，同时对于与上级公共电网的运营对接也有着天然优势。其不足之处在于，电网参与程度过高可能会延续传统电力体制，不利于模式创新和效率提升；
社会资本参投：引入社会资本参与增量配电网的投建运营是试点的重要目的之一，旨在将传统电力运营体系带入市场化的运作环境，社会资本参与度较高会带来更大的自主空间，在创新和提效方面具有优势，而其配网建设运营及资金风险承担能力等将受到考验。
发电企业参投：发电企业参与有利于增强电力供需主体之间的交流互动，在购电和电力供需调配上具有优势。值得一提的是，如新能源等发电企业参与增量配电网比例提升，有利于带动新能源消纳水平的提升，促进实现多能互补的能源供需格局。
电力用户参投：电力用户如开发区管委会等参与增量配网项目运营，有利于与用户实现良好的互动机制，提供定制化的电力服务方案，对于推进增量配网增值服务等模式具有促进作用。
另一方面，对于部分特性背景的增量配网业主，政策也给予了相应的限制措施，以避免产生新的非对称性竞争，主要分为对发电企业和对电网企业的业务限制。
对发电企业的限制：发电企业及其资本不得参与投资建设电厂向用户直接供电的专用线路，也不得参与投资建设电厂与其参与投资的增量配电网络相连的专用线路。并且，按照原电监会对大用户直供电的相关要求，发电企业与大用户的电力交易必须经过公用网络实现，禁止单独建设发电企业到用户的供电线路，以杜绝形成发配售一体化的局部垄断和厂网不分等现象问题。
对电网企业的限制：电网企业控股增量配电网拥有其运营权，在配电区域内仅从事配电网业务。其竞争性售电业务，应逐步实现由独立的售电公司承担，避免出现新的非对称性竞争。
我们认为：增量配电网业务改革试点在不调整存量电力市场的情况下，开放增量市场的竞争，以倒逼存量市场的改革，打破传统供配电业务由电网垄断的格局，有望成为推进我国电力体制改革实质性进展的又一大举措，促进新一轮配网设施建设，并降低终端用户用电成本、传递改革红利。
增量配电业务项目的管理流程分为8个步骤：项目规划、业主确定、项目核准、项目建设、公网接入、价格核定、许可申请、配电运营，具体如图64所示。
据微信公众号“绿色电力交易”于2017年11月9日刊登的国家发改委“电力体制改革专题会议”纪要，截至彼时，第一批试点项目中：国家电网营业范围内已有50个确定了配电营业范围，并基本完成上级电网规划；南方电网营业范围内已有20个已经确定了投资主体；另有7个试点项目、11个试点外项目已经取得电力业务许可证。
2、配售+增值服务，“增量”业务内涵丰富
增量配电网运营者在其配电区域内可以从事下列几类业务模式，总体概况可由图65示意。
其一，供配电服务。供配电服务是增量配电网业主向电力用户提供的基础服务，包括但不限于：投建、运营、调度、维护、改造配电网络；用户用电的无歧视报装、接入和增容；提供用户计量、抄表、收费、开具发票和催缴欠款等服务；公开配网运行信息、承担电力统计工作；保护电力设施、防窃电；代收、代付政府性基金、交叉补贴、新能源补贴等。根据国家发改委于2017年12月29日印发的《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》，上一个3年监管周期内因成本下降而增加收入的，可在下一个周期内由配电网和用户共同分享，以此激励企业增效降本。
其二，售电业务。根据《管理办法》，增量配电网业主同时符合售电公司准入条件的，在履行售电公司准入程序后，即可展开售电业务。据统计结果显示：在第一批已经确认业主的61家增量配电网业务改革试点项目中，有20家业主自身或资本参与方具备售电公司资质，占到已确认业主项目总数的32.79%。在售电业务中，售电公司可以与电力用户协商确定电力的市场交易价格，并可以不受配电区域限制进行购电。对于拥有配电网运营权的售电公司，具备条件的要将配电业务和竞争性售电业务分开核算。
其三，增值服务。根据《管理办法》，增量配电网业主可以有偿为各类用户提供增值服务，其内容包括但不限于为用户提供用电规划、智能用电、节能增效、用电设备运维、综合能源服务等。提供增值服务是增量配电网业务改革乃至电力体制改革的一大创新和亮点：通过不断创新和丰富增值服务内容，一方面能够使电力用户得到越来越个性化、优质的电力服务，另一方面对于运营商来说也可以获得更多盈利增长点，以此通过良性循环激活市场，发挥市场的价值发现作用，推动产业内涵的不断进步和发展。
其四，保底供电服务。根据《管理办法》，增量配电网目前主要面向大工业及商业用电客户；对于居民、农业、重要公用事业、公益性服务等用电性质，则继续按照所在省（市、区）的目录销售电价执行。对于不参加电力市场交易的用户（包含具备市场交易资格而选择不参与市场交易的电力用户），增量配电网有义务向其提供保底供电服务。我们认为，这将倒逼增量配电网运营商向电力用户提供：1）更为廉价的电力能源；2）更加丰富和优质的供配电及其他增值服务。
根据前述《管理办法》，增量配电网业务范围内的用电价格由以下几个部分组成：1）发电企业或售电公司与电力用户协商确定的电力交易价格；2）增量配电网接入电压等级所对应的省级电网公用网络输配电价（含线损和“交叉补贴”）；3）增量配电网的配电服务价格；4）政府性基金及附加（由增量配电网业主代收、省级电网企业代缴）。
如上所述，由于目前电网企业还承担着7~8分钱/度电的“政策性交叉补贴”，如由增量配电网直接接入电力能源会出现规避交叉补贴的情况，因此现阶段仍然要求增量配电网通过公用电网接入电力能源，为下辖范围内的电力用户提供配售电服务。应当注意的是：目前所禁止直接接入增量配电网的电力能源应当指的是集中发电的各类电厂，对于分布式发电系统是否可以直接接入增量配电网则未有定论。基于我国鼓励新能源、分布式发电以及发展多能互补区域能源系统的一贯精神，我们认为：未来允许增量配电网范围内建设并接入新能源分布式发电系统的概率较大。
增量配电网业务范围内的相关电压等级输配电服务价格，由所在省市的价格主管部门根据国家输配电价改革的相关政策制定。根据北极星输配电网相关资料，截至2017年10月，已经有25个省市区公布了各自的输配电价标准。暂未出台输配电价标准的省市和区域，其增量配网的配电服务价格按“售电公司或电力用户接入电压等级”和“该增量配电网接入电压等级”所分别对应的省级电网共用网络输配电价差值来计算。
3、增量配网新政直击争议问题
根据前述《管理办法》对增量配电网业务的定义：满足电力配送需要和规划要求的增量配电网投资、建设、运营及以混合所有制方式投资配电网增容扩建，配电网原则上指110千伏及以下电压等级电网和220(330)千伏及以下电压等级工业园区(经济开发区)等局域电网，除电网企业存量资产外，其他企业投资、建设和运营的存量配电网，均适用增量配电网的管理办法。
由此可见增量配电网来源包括两个部分：
1）满足电力配送需要和规划要求的新建配电网项目；
2）由于历史原因形成的，非电网企业投资建设和运营的存量配电网。
然而，在实际工作推进中，“增量配电网”的界定存在一定的模糊边界。2017年11月3日，国家发改委、国家能源局召开了“电力体制改革专题会议”。根据微信公众号“晶见”于11月9日发布的相关报道，该会议进一步明确了“增量配电网”与“存量配电网”的范围划分，如下：
视作“增量”的情况：1）纳入省级或地区配电网规划，但尚未完成核准的项目；2）已申请核准，但在规定时间内尚未动工的电网项目；3）电网企业实际投资不足10%的试点项目（同时鼓励电网企业以该项目资产通过混合所有制方式参与增量配电网建设）；4）由于历史原因，由用户无偿移交给电网企业的配电设施，电网企业同意以相关资产参与混合所有制的项目。
视作“存量”的情况：1）在增量配电网项目试点批复到确定业主之前的这段时间，由于用户用电需求到电网企业报装，经能源主管部门备案批准后，由电网企业投建的配电设施；2）增量配电网项目业主确定后，如拖延建设或拒不履行建设承诺，由于用户电力需求而向电网企业报装的情况，参照前述规定建设，完成后的相关配电设施。
除了“增量配电网”如何界定的问题以外，我们还根据“电力体制改革专题会议”的纪要，理解并整理了增量配电网业务改革试点推进中存在的主要争议问题，具体如下：
1）增量配网供区划分难；
2）增量配网项目接入电网仍存在一定障碍；
3）对于电网企业在试点项目中的合理持股比例存在分歧；
4）增量配电价格机制与核定方法有待明确；
5）电网企业与项目业主对一些增量配网项目的定位（一说公共电网的用户，另一说应属于电网）尚未明确达成一致，在增量配网项目是否需要向电网企业缴纳基本电费和备用容量费问题上仍然存在分歧。
针对上述争议集中的问题，国家发改委、能源局于2017年底至2018年3月密集出台相关政策，提出了解决办法：
关于增量配网所涉及输配电价的问题，2017年12月29日，国家发改委出台了《区域电网输电价格定价办法（试行）》、《跨省跨区专项工程输电价格定价办法(试行)》和《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》3项政策指导文件，对于增量配网相关的价格制定问题作出了明确指示。2018年2月2日，国家发改委进一步公布了《关于核定区域电网2018-2019年输电价格的通知》，核定了各区域、各省市的“两部制”输电价格。另据相关数据统计，截至2017年底我国共有33个省市、区域公布了省级输配电价，省级电网的输配电价改革基本完成。至此，增量配网运营所需要的价格机制基本成型。
关于增量配网区域划分的问题，2018年3月20日，国家发改委、国家能源局于官网联合发布《增量配电业务配电区域划分实施办法(试行)》（以下简称《办法》），针对“区域划分”、“交叉补贴”、“电网控股”等前期争议集中的问题提出了解决方案。《办法》明确提出“在一个配电区域内，只能有一家售电公司拥有该配电网运营权”，并提出：1）由地方政府主管部门负责增量配网区域的划分，出具意见不得晚于收到申请后20个工作日，国家能源局派出的监管机构负责将之载入业主的电力业务许可证，运营过程中不得擅自更改；2）对于已经存在的专线供电，可以保留但不得扩展用户，以避免逃避“交叉补贴”的行为；另对于可再生能源，鼓励接入增量配网并就近消纳，不在上述限制之列；3）取消了此前在《征求意见稿》中关于电网企业不得绝对控股增量配网业主的条款。
关于增量配网范围界定的问题，2018年3月29日，国家发改委于其官网发布《关于进一步推进增量配电业务改革的通知（征求意见稿）》（落款日2018年3月20日），将前述“电力体制改革专题会议”中关于“增量”范围界定问题的多数结论落于纸面，包括之前提及的“已规划未核准、已核准未开工、已开工但实际投资完成不足10%的配网项目均视为增量配电网”，“地方或用户无偿移交给电网的配电设施可纳入增量配电网”，及重申“220kV配电网亦可纳入增量范畴，而不仅限于用户专用变压器”；同时还提出鼓励“存量”加入“增量”，重申股权合作、资产收购、资产租赁等合作方式，未来或在执行层面进一步扩大增量配电网的运营范围。该《征求意见稿》中明确：将由地方能源主管部门履行增量配电网规划职能，园区类试点项目规划职能经授权或提出申请可由园区管委会或区县政府代为履行；规划职能不应委托电网企业或任何潜在投资主体代为履行，但鼓励电网企业和相关投资主体提出规划建议。
从2017年底至2018年3月“增量配电网”政策文件的密集出台，我们可以观察到国家积极推进“电力体制改革”向着深化迈进的坚定决心。本次《关于进一步推进增量配电业务改革的通知（征求意见稿）》中继续重申“加强对增量配电网接入公用电网管理”、“不得在接入环节设置障碍”，再次明确表达了不得对增量配电网进行区别对待的指导精神；并明确了增量配网与公用电网“互联互通”的平等地位；再加上“范围界定”、“区域划分”、“价格机制”等问题的不断解决，增量配网试点项目加速落地可期。
地方配套政策方面：2017年3月30日，广东省发改委发布《广东省配电网业务放开实施细则》（征求意见稿），适用于非电网企业存量资产的110千伏及以下电压等级电网和220千伏及以下电压等级工业园区（经济开发区）等局域网；2017年8月24日，江苏省发改委、省能监办联合发布《江苏省增量配电业务改革试点实施细则》，为增量配网试点项目的推进提供了可供实际操作的具体规则。广东、江苏在增量配电网地方配套政策上的推动工作，有望加速推进相应地区试点项目的落地进度，同样有望在全国范围内形成示范效应。
