困境的由来
增量配电改革的原因，或者说增量配电试点的目标，有以下三个方面，某些方面的原因，也恰恰造成增量配电试点的困境：
1、地方产业发展配套
大量增量配电项目之所以有地方国有经济平台的参与，其本质是为了解决地方招商引资过程中的“三通一平”超前需求，与电力基础设施由“国网、南网”计划性投资带来的滞后性矛盾。
过去这种矛盾成为地方政府与当地供电企业的某种博弈过程，现在由于增量配电业务的推进，地方政府可以在其中有一定的话语权。
但是，一方面增量配电项目的电力投资配套，除了增量配电的基础投资，还仰赖于上级电网的扩容和资源开放，且不允许传统电源“专线直供”，无法彻底解决电源瓶颈问题，并未根本解决地方经济发展需求，这是“电力一张网”的系统性问题。
另一方面，两网公司为了因应“增量配电的竞争”，也改善了园区配网配套服务，推出了“绿色通道”，提高了投资建设速度。
以单纯“供电配套”为目标的增量配网困境，由此产生。
航空港配电项目的基本矛盾就在于此。
2、高载能产业引进的低电价优势
不少增量配电项目，是为地方经济发展中的高载能行业配套的，无论是“高大上”的数据中心项目，还是电解铝、水泥、晶硅生产等。这些项目由于用电量巨大，除了需要大量电网投资，更隐含了低电价的需求。
对地方政府来说，增量配电项目除了做好“供电配套”，最主要的是为高载能（某种程度也是地方主要税基）行业提供低价电，甚至可以用税收去补贴增量配电的主业亏损。
再加上输配电价中，110kV及以下的配电价格较低，本身的经济性收益就不客观，最终导致了不少增量配电项目失去了经济性目标基础：
反正都不挣钱，也不为了挣钱。
3、引入市场化资本，使得增量配电投资效率提升
中央推进增量配电改革的初衷之一是：通过引入第三方投资，发挥“鲇鱼效应”，在提升投资速度的同时，更使得投资效率增加，并且投资、运营配电业务的真实成本清晰、透明，倒推两网公司的成本清晰化、效率提升。
由于上述的两个问题，使得这个初衷无法真正落地。
加之过去两轮的外部输配电价核准中，对两网公司的投资、运行成本监管与审核方面，输配电价并不能真实反映输配电成本，第三方投资者大量退出，造成今日之困境，某民营投资方坦承：
原来以为投资配网能挣钱，现在连挣钱的希望都看不到。
坚持改革，创造有利发展的宏观环境
坚持改革，坚持创新是增量配电业务发展的关键。
坚持改革，就是创造公平公正的宏观发展环境，让市场回归市场，充分发挥监管的作用。
1、增量配网本身坚持公平、公正的发展理念
不宜把“补贴高载能”等手段作为发展目标，我们承认高载能是某些行业的本质特性，但是补贴高载能行业短期内可以刺激地方产业发展，但是从中长期的社会公平、环境保护等方面看，应平衡好“安全、绿色、经济”的能源发展综合目标，使得全社会整体福利最大化。
2、法律确权，配网就是电网
应在法律上明确增量配网的市场地位——它是一个电网，而不是一个大用户，参考电信行业的“网间互联互通”法律法规与监管，促进配网之间、配网与主网之间的互联互通、主网对配网的公平接入。
3、坚持政企分开，促进建设规划与监督
在电网整体规划、投资审批、投资进度监管等方面，充分发挥监管部门的作用。坚持“政企分开”原则，监管归监管、企业归企业，进一步推动两网公司的服务水平，并加强大电网的投资规划审批与投资进度监督，做好电网发展的整体规划与实施，避免大小网的发展速度不匹配导致各种矛盾产生。
4、加强成本监管，推进配电价格合理化
在下一周期的输配成本监管与价格核准方面，参考国外成熟的垄断环节成本价格监管措施，加强电网企业成本监管，让价格真实反映成本，让交叉补贴真实透明。
用电网的思维，是做不好增量配电试点的
9号文中明确规定，增量配电业务试点，而非增量配网。
“电”还是“网”的一字之差，体现的是9号文在改革设计时的前瞻性。
随着新型电力体制与新型电力系统的推进，创新的破局点就是“配电”二字。
而很多增量配网项目的失败，个人认为就是太像电网了：用电网的管理模式、管理团队、管理技术，去建一个配电网。
而这些增量配网唯一的竞争力就是：用非电网的钱，去加快投资速度。
一旦电网投资提速，或者上级电网卡脖子，则必然失败。
这是不可能的任务，最后的结果就是回归电网。
当然，我们无意批评电网企业，存在即是合理，电网的建设运行管理体制，自有其合理原因。
任何管理体制和思维，只有适合不适合，没有根本性的合理不合理。
只不过电网的管理模式，并不适合增量配电，就像用高速铁路管理的思维，是管不好地铁的。
坚持创新，是配电，而不仅是配网
新型电力系统包括新型的输电、新型的发电、新型的配电、新型的用电四个部分：
1、在配用电环节，存在重大创新的可能
随着分布式电源、分布式储能、新型负荷（充电桩、灵活性负荷）等一次设备的逐步普及，以及微电网、主动式配网、新型配网数字化技术等信息、通信、自动化技术的推进，电网的运行方式、平衡机制、调度模式都在发生潜移默化的变化，以配电网+微电网群为单元的自平衡模式逐步出现，并以“虚拟电厂”的模式参与大电网互动，将成为可能。
2、处于电网边缘的增量配电，是创新的试验田
在技术创新与业务创新的方面，处于传统电力系统“最后一公里”的增量配电试点，在电力体系的边缘地带，脱离于传统电网的管理体制，可能成为孕育电力行业技术变革试验田。
增量配电试点之于电网行业的意义，说不定就像“小岗村”对中国农村经济改革的贡献：
在40年前的那个冬夜，在既不是“北上广”，也不是“长三角、珠三角”的，中国经济版图的边缘地带，一个安徽凤阳县的贫困村，吹响了改革的号角。
3、配电业务的物理边界，不等于供电营业范围
增量配电的上边界，是与大电网的资产分界点，这是供电营业范围所设定的。但是随着新型电力系统、综合能源业务的推进，增量配电的下边界，已经不是电力用户的红线，逐步延伸到负荷侧。
只有下边界的延伸拓展，用户变电所的代投资代运维、用户能耗计量、分布式光储的投资运营、充电桩建设、能效服务，乃至负荷灵活性资源的开发，都成为可能，因为这些业务都是红线内的。
也是虚拟电厂的业务发展需要。
4、配电业务创新，营配调售综一体化
在现有输配电价不存在根本性调整，配电投资收率相对较低的情况下，只有积极拓展市场化业务，实现营配调售综的一体化运营，以用电客户的综合服务需求为导向，而不是以传统供电服务为目标，才有可能走出增量配电的创新发展之路。
总结
2015年，在9号文出台的时候，可能设计者们都没完全预料到，在双碳大潮下，以分布式新能源、电力电子技术、新一代数字化技术为代表的新型电力系统，在8年以后将如何影响电力改革的走向，甚至上升到“新型电力体制”的宏观高度。
恰恰是9号文的“增量配电试点”，为新型电力系统探索与尝试，留出了“传统电力体制外创新”的巨大能动空间。
