应急保障能力强
2016年11月以来，国家发改委、国家能源局先后批复四批次共计404个增量配电业务改革试点，鼓励社会资本投资配电业务，第五批试点项目正在评估中。
2018年，国家发改委、国家能源局披露，增量配电试点项目进展总体缓慢，一些试点项目因种种原因难以落地。为加快推动试点工作，建立增量配电业务改革试点进展情况每月通报制度。
2019年4月，国家发改委、国家能源局组成6个调研组，对12个省的增量配电业务改革试点情况开展实地指导和调研。其中，华北能源监管局联合中国能源研究会中小配电企业发展战略研究中心组成调研组，摸底京津冀地区增量配电业务进展情况，国家能源局资质和信用工作微平台根据调研结果印发《京津冀增量配电业务改革试点调研报告》（以下简称《报告》）。
2019年10月22日，国家发改委、国家能源局取消24家试点，其中北京市申报的5个试点项目被取消4个，仅剩延庆智能配电项目；2019年10月28日，第五批增量配电业务改革试点项目申报通知发布。
基于京津冀地区增量配网的最新数据，姜庆国表示：“京津冀地区增量配电企业业主自身从事相关行业，如电力安装工程等，有专业队伍，部分业主一直为开发区提供电网建设、运维等服务，有稳固的业务基础，还有部分试点由地方电力公司提供保障，应急保障能力值得肯定。”
价差与负荷不及预期
记者了解到，配电价差是增量配电企业的重要收入来源，但目前京津冀地区试点项目很难通过价差收入在短期内形成合理收益。以天津为例，其输配电价110千伏和10千伏价差为0.028元/千瓦时，220千伏和110千伏价差为0.0049元/千瓦时。
0.028元/千瓦时的价差意味着什么？姜庆国介绍：“天津大工业用户110千伏和10千伏价差全国倒数第六，考虑到电网建设、运行维护、人员工资等刚性成本，现有价差收益很难覆盖成本，试点项目经营状况出现恶化趋势，部分试点的原有优质服务将难以为继。”
同时，上述《报告》也指出，受区域内用户数量、经营状况和国内外经济形势影响，京津冀地区增量配电业务用电负荷不及预期，影响试点项目正常建设运营。
资料显示，唐山某试点项目区域内 7 家入驻企业原计划今年陆续建成投产，但截至目前仍未正式送电，用电负荷远远小于预期，企业估计 3-5 年内很难达到预期用电负荷水平。
此外，国家发改委《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》（以下简称《指导意见》）明确要求：“配电网与省级电网具有平等的市场主体地位”。对此，《报告》指出，京津冀地区增量配网在实际执行中，有关配电网与省级电网结算方面存在将增量配电网当成电网企业的大用户，需按大用户身份缴纳基本电费的情况，这与增量配电网公用电网身份不符。
理顺价格明确定位是关键
针对京津冀地区增量配网试点项目实施现状，姜庆国建议，尽快落实增量配网的结算权和电源接入权，科学制定合理的增量配网配电价格，建立试点项目运营成效监督评价机制，发挥第三方机构协助改革的能力。
《报告》指出，首先要制定科学合理的增量配电网配电价格。建议省级价格主管部门将《指导意见》中的原则细化，按照“准许成本＋合理收益”的思路理顺配电价格。建议国家和地方政府健全管理体系，理顺不同市场主体之间的关系，制定相应的匹配机制，明确增量配电网应享有的市场主体地位，并在购电、结算以及参与配网规划等方面得以体现。
《报告》还提出，地方政府制定发用电计划时，应充分考虑增量配电网的地位和利益，确保增量配电企业与供电企业平等竞争；理顺结算路径，为增量配电企业发展创造良好环境；积极支持增量配电企业参与区域内配电网规划，使配电网建设更合理，促进地区电网资源进一步优化，助力地方经济发展。
