增量配电改革从哪里突破？笔者认为，应该首先突破电源接入方面的“红线”。

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。现阶段不允许增量配网直接接入电源。这些规定可能主要出于两点顾虑：一是不能形成“发配售一体化”垄断；二是不能逃避社会责任。对此，笔者有如下理解。

对于“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”。这里“试点项目内”有两种情况：常规电源在试点配电区域内的情况或是常规电源在试点配电区域外的情况。在这两种情况下，常规电源都可以通过“点对网”的方式向增量配电网提供电能，增量配电网运营主体在将电能配送给用户。这不存在任何技术障碍。只要电源与增量配电网是两个无股权关系的独立法人单位，就可有效避免形成“发配售一体化”垄断局面，也有效避免了公用电厂转自备电厂的情况。

对于“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”。这条规定不严格。“依托常规机组、依托自备电厂”中的“依托”是何含义、如何评判？如果是按照常规机组或自备电厂发电量在增量配电试点总用电量规模的占比大小作为评价标准，完全可以提出这个评价标准的具体数值，如常规机组（或自备电厂）向增量配电网年供电量占比低于增量配电网年总供电量的50%、60%等。增量配电网的其他电量来源包括上级公共电网、增量配电网内部和外部的可再生能源发电。甚至也都可以规定这些类来源的具体量化指标。这会极大提高政策的可操作性。相关政策应旗帜鲜明地强调鼓励在局域网和微电网内大力发展新能源和可再生能源发电。

对于现阶段不允许增量配网直接接入电源。后有关部门澄清，是指不允许增量配电网直接接入常规电源。如果在增量配电试点配电区域内部就有常规电源，且增量配电试点的用电量规模足够用于消纳常规电源的发电量，那何必非要上该电源线先升压接入上级大网再降压送到增量配电网？既浪费电能，又不合常理。

不允许接入常规电源，很多增量配电网将很难建立起一种与地方经济融合更紧密更协同的电能保障新模式。

首先，拥有可靠电源保障是增量配电网稳定可靠灵活运行的物理前提。在此方面，常规电源的作用是很难被分布式电源或其他电源所替代的。一个没有常规电源或是可靠电源保障的电网，其运行稳定性、可靠性及灵活性都存在很大风险。如果增量配电网的电源仅仅是上级大电网，就会出现“将自己的命运交到别人手里”的局面，很难享受电网权利，只是个“电网形态的大用户”而已。

其次，拥有可靠电源保障也是形成增量配电网配电区域内电力成本洼地的关键之一。优化电源组合，是每一个增量配电网都要考虑的核心问题之一。在配电价格核定之后，电源价格是决定到户电价的主要因素。通过常规与分布式可再生能源发电的优化组合，形成对不同负荷特性和用电量用户的不同价格套餐，可以更充分发挥电价的引导作用，提高实体经济与电能保障的协同水平，为增量配电网企业开展其他增值服务奠定基础。因此，接入常规电源是增量配电网可持续发展的经济性基础。

第三，完全可以通过科学监管和规则完善，防范和消除由增量配电网接入常规电源可能产生的问题，特别是逃避社会责任的可能性。既想进入市场，分享改革红利与市场红利，无论是具有自备电厂的企业，还是想接入增量配电网的常规电源，就必须接受规则和法规政策的约束，是一定要做出“权力让渡”的，否则，它们也没有资格获得红利。“进不去门，拿不到数据”的现象肯定有多重方法和措施能够解决的，就看政府想不想愿不愿这样做了。

笔者认为，是否允许常规电源接入增量配电网应该区分具体情况对待，不能“一刀切”。增量配电网至少应满足以下条件后，才可被允许接入常规电源：一是在能力方面，增量配电网有与接入常规电源相匹配的调度控制能力、技术能力和管理体系，编制有应对常规机组退出的预案；二是在体量方面，增量配电网的负荷与电量需求足够大，常规机组故障、退出后，增量配电网的运行不会受到严重影响。

与其说允不允许增量配电网接常规电源是维护市场公平，避免相关逃避社会责任，还不如说这是一个完善监管理念、优化监管手段、提高监管效能的重要命题。

既然增量配电改革是一项极富创新性、挑战性和突破性的改革任务，相关政策制定单位就应该多从科学监管与规则完善思考和开展工作，避免“一刀切”式的管理。既然增量配电网是“电网”，就应该享受电网的权利，履行电网责任。如果还将其按照“电网形态的大用户”对待，划很多条“红线”，那还不如暂时延缓这项改革任务。笔者坚信，政府不会让市场失去信心，不会让投资方失去信心，也不会让广大用户失去信心。