增量配电改革停滞不前，既有地方政府和电网企业的因素，也有项目本身的基础条件因素。有些地方政府投资平台与电网企业都想控股，有些地方政府给投资方提出带产业、降电价等过高要求，有些项目在现阶段的低收益（甚至持续亏损）预期无法吸引投资方。究其根源，还是各方对增量配电改革认识不到位。

从业内期盼已久的国家宏观政策文件，到近日四部委“两网”联合发文明确港口企业等优先参与增量配电业务改革试点，进入2019年，增量配电改革正驶入“快车道”。

今年增量配电改革的广度、深度、力度将呈现何种趋势？目前增量配电改革的焦点问题集中在哪儿？增量配电改革如何提速？针对这些问题，记者专访了华东电力设计院智慧能源室主任、中国能源研究会中小配电企业战略发展研究中心副秘书长吴俊宏。

试点效果不理想

记者：到目前为止，增量配电改革试点总体情况如何？

吴俊宏：国家发改委、国家能源局去年10月发布了增量配电业务改革首批试点项目进展情况的通报，中国能源研究会之后又发布了《2018年增量配电发展研究白皮书》。这两份文件显示，截至2018年11月份，全国增量配电试点项目进展总体缓慢，不及预期效果。

2018年12月以后，国家发改委、国家能源局《关于请报送第四批增量配电业务改革试点项目的通知》（以下简称《第四批项目通知》）和《关于进一步推进增量配电业务改革的通知》（以下简称《通知》）先后印发。同时，国家电网公司也把加快推进增量配电改革试点落地见效列入深化改革十大举措之一，并明确提出坚定推进电改，推动增量配电试点项目落地。这些举措，被业内认为是对增量配电改革加速推进的利好。

不过，从今年实际试点项目推动及第四批试点申报工作中，不难发现，有些地方对相关文件理解还不到位，部分试点申报存在困难，但总体相比之前已大为改善。截至目前，前三批试点进展情况还是较去年乐观一些。

记者：如何理解增量配电试点的实质性推进？

吴俊宏：一般来讲，确定试点项目后，只要开始执行增量配电网规划、实施方案编制、业主优选等环节中任一环节，就可视为项目在推进。从这个意义上讲，绝大部分试点项目都在推进。但如果指试点项目已取得电力业务许可证，并已运营，这类项目的确不多，因为配电网从规划到建设、再到投运有一个客观的时间周期需求。存量转增量的试点项目推进情况稍好一些，但也会涉及运营模式转变等问题。

由数量向质量转变

记者：今年增量配电改革会否像去年一样，处于胶着状态？

吴俊宏：今年试点项目的推进预计将会有较明显的分化现象，部分项目推进较以往会顺利许多，但部分非存量的试点项目仍然会处于僵持状态。这类项目主要分两类，一类是项目基础条件好、未来发展潜力大的项目，另一类是基础条件很不理想的项目。

记者：今年增量配电改革是否会从数量型向注重质量转变？

吴俊宏：肯定会注重往质量转变，从《第四批项目通知》就能看出端倪。第四批增量配电试点的申报强调了组织第三方评估，这本身就是一种注重质量的体现。增量配电试点项目旨在通过试点探索出适合增量配电业务发展的路径，从而建立有序放开配电网投资的长效机制。显然，试点项目的质量更为重要。

注重质量的另一个重要表现，是各方投资意愿更理性。从首批试点项目看，无论试点申报还是项目投资，但凡有项目，相关方都是很积极。但从去年开始，各方资本都在重点关注优质项目，对非优质项目的兴趣不大。

记者：很多地方增量配电停滞不前的根源在哪里？目前改革试点的争议和问题是什么？

吴俊宏：停滞不前，既有地方政府和电网企业的因素，也有项目本身的基础条件因素。有些地方政府投资平台与电网企业都想控股，有些地方政府给投资方提出带产业、降电价等过高要求，有些项目在现阶段的低收益（甚至持续亏损）预期无法吸引投资方。究其根源，还是各方对增量配电改革认识不到位。

增量配电改革的目的，是在配网环节引入市场准入竞争，以市场化方式促进电网建设发展和提高电网运营效率，但配网环节运营效率提升转化的“红利”并非一蹴而就。所以，就需要地方政府的耐心，需要地方电网企业支持引入竞争，更需要新进入者务实与创新地开展增量配电业务。

目前增量配电改革试点表现出的争议问题集中于业主优选、区域划分、配电价格、系统接入。相比而言，业主优选是较容易的一个环节，因为他可以不涉及并且不应该取得潜在投资方（含电网企业）的认可或批准。但区域划分、系统接入、配电价格结算等方面，由于不能完全绕开相关利益主体意见，显得较为棘手。

地方细则制定很关键

记者：国家层面出台的一系列文件，并未明确更多具体细则，要加快推进增量配电改革，各方需要做什么？

吴俊宏：国家层面的政策文件细则不够明确、操作性不够强，原因在于我国各地情况不同，很难用具体文件指导不同省份的工作。在国家文件基础上，地方制定适合自身情况的文件就非常重要。

为加快推进增量配电改革，参与方都需继续努力。个人建议是：国家层面始终在努力推动增量配电改革，但在与之相适应的电力监管体系建立上稍显不足。因此，就要考虑如何建立更高效率的监管体系，如何加强监管力量，如何通过监管手段落实文件政策要求。

其次，地方是增量配电改革的主战场，要有远见和耐心，既要充分理解增配改革重要意义，也要耐心扶持试点项目。地方政府需要有担当精神，在国家文件精神的指导下主动推动改革。

电网企业层面，其战略定位和基层的执行力同样重要。国家电网公司提出的“三型两网、世界一流”战略定位，有利于推进电力市场化改革，基层应在这一战略目标引导下以更开放共享的心态服务地方的增量配电改革。

投资增量配电项目是一项意义重大但又非常复杂的工作，为提升项目成功概率，需要投资者充分做好项目前期工作的研究以及项目运营模式的创新，其他社会资本要更加理性并更有信心，随着增配改革力度加大，困难最终都会得到解决。

记者：目前增量配电的运营模式有哪些？哪种最可行？

吴俊宏：目前我国增量配电运营模式还比较单一，从已运行的存量配电项目看，运营模式较传统，鲜有开展增值服务的案例，而且还未达到如文件描述的通过收取配电服务费营收。当然，主要原因在于配电价格还未及时核定，市场化购电途径还不够充分。

增量配电运营模式是否可行，需要关注项目发展是否有可持续性，即需要考虑用户负荷发展和现金流等问题。在此基础上，可以考虑运营模式上的创新：一是丰富购电途径，比如积极参与电力交易购电；二是考虑新型能源技术生产与利用模式的创新，比如通过建设智慧能源提供综合能源服务；三是考虑投融资模式的创新，比如通过引入资产管理机构降低债务比例和风险。至于哪种模式最可行，不会有统一标准，因项目而异，资源情况、负荷大小、用户类型、政府诉求、投资方实力等都是决定项目最佳运营模式的基础条件。