二次电改之初的2016年，国家发展改革委 国家能源局以发改经体〔2016〕2120号文，关于印发《售电公司准入与退出管理办法》和《有序放开配电网业务管理办法》的通知，明确了增量配电网的地位。增量配电网被认为是一把打破电网垄断的利刃。然而，虽然连续发布了五批增量配电网项目，实际运行效果并不好。截至2019年底共有试点项目380个（进入试点目录404个，有24个已取消资格），其中获得供电业务许可证的项目119个，占比仅为31.32%。实际建成的增量配电网达不到批复的三分之一，真正能够赢利的项目，更是寥寥无几。
增量配电网，究竟出了什么问题？主要问题，还是个进销价差过小问题。按照 《制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见 》对增量配电网销售电价的上限规定，增量配电价格，是不能超过省级价格主管部门制定的该类用户所在电压等级的输配电价。
以新疆的电价举个例子，如果增量配电网选择在110kV接入 ，每度电需要给大电网缴纳电费0.1667元。而有一家用户，从35kV接入增量配电网，如果按照省批复销售电价来作为限价，平段电价，不能高于0.4087元。增量配电网如果想不亏，则购入的电能量度电价格，不能高于0.4087-0.1667元=0.242元。而新疆的火电基准电价度电0.25元，按基准电价购入电能，实际上增量配电网经营者，每度电要赔0.008元。如果区内还有部分度电价格0.39元的居民用户，则增量配电网每度电要赔0.0195元。增量配电网的经营者，如果不能买到比火电基准电价低的多的电能，必亏无疑。如果是接入的10kV用户，其输电价格仅比配电网交的输配电价低0.004元，根本不够抵消线路损耗和降压损耗的。电网各级输电价格的交叉补贴，在这里暴露无疑。不解决好输配电价核定问题，消除交叉补贴，建立合理的输配电价级差，其实增量配电网的运营，始终是个问题。
当然，新疆也有自己的优势，火电的供需比宽松，导致的年度竞价价差增大。廉价的新能源打捆，也能降低部分购电成本。但是，市场竞争的不稳定性，导致了增量配电网的赢利的不稳定性。假如接入增量配电网的用户，选择自行交易，实际增量配电网基本上是倒贴了线路损耗来为这类用户服务了。
增量配电网的售电价格受到管制，要想运营下去，必须降低购电运行成本。如何降低购电成本？发改经体〔2019〕27号文，国家发展改革委和国家能源局联合下发的《关于进一步推进增量配电业务改革的通知》中，第三部分，进一步做好增量配电网规划工作第十条规定“允许符合政策且纳入规划的分布式电源以适当电压等级就近接入增量配电网，但试点项目内不得以常规机组“拉专线”的方式向用户直接供电，不得依托常规机组组建局域网、微电网，不得依托自备电厂建设增量配电网，禁止以任何方式将公用电厂转为自备电厂。”其实是不允许常规电厂接入增量配电网的。而是寄托于分布式电源来降低增量配电网的购电成本。
允许常规火电接入了增量配电网后，增量配电网运营者购买电能，无需缴纳输电费用了，增量配电网运营商可以拿到用户的输电费用，自然可以盈利了。
然而，这么做，也存在隐忧，电网的被肢解成小网后，其效率真的会比大的电网高吗？未必。小的垄断代替大的垄断，效率会提高？也需要打个问号。
既要解决增量配电网的购电成本问题，又不能接入常规火电，那么，应该选择什么样的电源呢？答案是：背压运行的非常规火电和新能源、储能电源。
新疆的风光资源，在全国一枝独秀。允许增量配电网接入风、光电场，既提高了绿色电源比重，在新能源在平价上网的今天，新能源在增量配电网内，有足够的竞争力。配套部分储能电源后，基本可以自行调节解决新能源的间歇性问题了。
背压运行的火电机组，既可以提供蒸汽，又可以提供廉价的电能。依托热电联产的优势，开展综合能源服务，这才是降低运营成本的可持续发展之路。
允许常规火电机组接入增量配电网，或许，也是权益之计。毕竟当火电厂接入后，也会激发潜在的用热需求，转成热电厂。但这种转变，需要进行二次改造投资，其实，远不如在规划阶段，就设计成背压运行的机组。
增量配电网最需要的，不是一口吊命的参汤，而是一顿，可以预期的饱饭。
