项目进展缓慢、股权占比争议、社会资本难以进入……作为引导和鼓励社会资本参与配电业务的增量配电试点，如今面临着进展远不如预期的尴尬处境。
10月11日，国家发改委约谈了辽宁、浙江、江西、山东、河南、四川六省的电力体制改革负责人和电网企业负责，详细了解增量配电业务试点改革出现的难题。
增量配电网主要是指以工业园区为主的局域电网，电压等级是110千伏、220(330)千伏及以下电网，主要包括两类：一是由其他企业投资运营的存量配电网，二是以混合所有制新建、扩建的配电网。
2018年6月，国家发改委和国家能源局公布了《第三批第二批次增量配电业务改革试点名单》，至此全国的增量配电业务改革试点已经有320家。
《中国经营报》记者从国家发改委了解到，8月，国家发改委和能源局电力司组成六个巡视督导组，对全国14个省(市、区)的增量配电业务员开展实地督导调研。知情人士称，调研结果非常不理想，全国只有约1/10的试点项目建成，能够进入运营阶段的项目更是寥寥无几。
增量配电箭已离弦，改革遭遇如此困境，中央亦开始行动。
10月18日，国家发改委、国家能源局决定，将建立增量配电业务改革试点进展情况每月通报制度，尚未建成的项目，必须于每月最后一个工作日向上报项目进展情况。
试点进展不如预期
9月28日，铜川银河配售电有限责任公司获得了西北能源监管局颁发的电力业务许可证(供电类)，成为陕西第二家获得配售电许可的企业，也是西北第一家获得配售电许可证的混合所有制企业。这一进展被陕西省视为“增量配电改革试点取得了新进展、迈上了新台阶”。
铜川银河配售电公司所在的铜川坡头工业园区，是2016年国家发改委确定的首批105个增量配电试点项目之一。
股权结构显示，铜川银河配售电公司由国电南瑞、国网陕西电力公司和铜川财政局的全资子公司铜川能源开发公司3家公司持股，具体的持股比例尚未公布。
“虽然说增量配电业务面向社会资本开放，但真正能够进入配电网领域内仍十分困难。”陕西一位参与增量配电业务的负责人告诉记者，现在全国的增量配电企业的股权主要由电网企业和地方国资持股，民营资本很少。其所在的工业园两年前已经成立了配售电公司，当地管委会希望成立一个独立于电网的合资企业，股东引入了民资公司。但由于电源接入以及持股比例和电网企业不能得到有效协商，项目至今仍在拉锯中。
国家公布的三批320个增量配电试点项目，多位于各地的工业园区中。其中，陕西省有18个增量配电试点项目，数量位于全国第三，仅次于河南和甘肃。
2018年5月，陕西国企陕煤集团的全资子公司铜川欣荣配售电有限公司获得了第一张配售电牌照。这也意味着，现在陕西只有两家增量配电项目拿到了运营资格。
一位参与郑州航空港经济综合实验区增量配电项目的人士告诉记者，增量配电网存在实施的方面都存在多方面难题，其中最大的阻力在于电网企业不能有效配合。郑州航空港增量配电项目的变电站工程基建时电源不能接入，只能使用柴油机发电机进行发电施工。
实际上，这样的难题也曾出现在重庆市两江新区工业开发区增量配电试点中。最终，国网重庆市电力公司与重庆两江长兴电力有限公司签署合作协议，双方各占股50%共同组建配售电企业，打破了此前的僵局。
国家发改委一位人士称，在对增量配电试点项目调研后发现，14个省中已正式运营的试点项目，多为电改前就有的存量电网，不涉及较大的利益重新分配。而绝大多数项目还都在前期筹备中，没有开工，建成的项目还不足1/10。
10月18日，根据国家发改委的通报，在首批106个增量配电试点项目中，有20项目已取得电力业务许可证，开工项目只有18个，18个项目尚未确定业主，29个项目已确定业主但尚未划定供电范围，有6个项目没有社会资本参与。
难破电网过度参与
在通报中，国家发改委提到增量配电试点项目遇到的问题：试点项目进展总体缓慢，一些地方政府和电网企业在改革关键问题、关键环节上认识不到位，与中央改革精神存在偏差，配售电业务向社会资本放开的要求未得到有效落实。
其次，一些试点项目在供电区域划分、接入系统等环节受到电网企业阻挠，迟迟难以落地。
2017年8月，国家发改委的一份《国家电力体制改革专题议纪要》中提到，第一批增量配电试点项目中，电网企业控股、参股的项目不得超过50%，原则上不搞绝对控股。
前述陕西项目负责人告诉记者，实际操作中，电网企业对增量配电项目仍然保持着较高的积极性，并且提出了控股的要求。由于电网企业掌握着电网的审批和接入，其在地方的资源和话语权远高于其他企业，如果不让电网企业参与，增量配电项目试点项目进展又十分缓慢。
根据国家发改委的最新要求，尚未确定业主的增量配电项目必须通过公开招标等市场化方式确定项目业主，落实向社会资本放开增量配电业务的要求，不建议电网企业或当地政府投资平台控股。另外，要求电网企业须向增量配电网提供系统公平接入服务，禁止对未参股项目封锁接入电网所必备的相关信息或变相阻挠系统接入。
电力的生产环节包括了发电、输电、变电、配电和售电。新一轮电力改革打破了传统只能由电网公司售电的格局，由社会资本投资增量配电网、拥有配电网运营权的售电公司成为三类售电主体之一，增量配电网业务成为售电公司进入市场的一大入口。
根据此前国家能源局发布的《配电网建设改造行动计划(2015—2020年)》，五年内配电网建设改造投资不低于两万亿元。而引入社会资本的PPP模式投资增量配电网，也成为众多工业园区的主要路径选择。然而试点两年来，除了股权矛盾外，增量配电网的区域和资产划分、电网公平接入、配电价格核定等方面都存在争议。
根据国家发改委的指导意见，配电网区域内电力用户的用电价格，由上网电价或市场交易电价、上一级电网输配电价、配电网配电价格、政府性基金及附加组成。配电价格实行政府最高限价管理，最高为所在电网的相同电压等级的省级电网输配电价。
参与过多个增量配电项目规划的北京市鑫诺律师事务所展曙光律师告诉记者，各省份的输配电价在不同电压等级的配电价格不同，地方物价部门在合并电价时，造成电压等级高电价越高，低电压等级的电价反而更低。
但实际投资中，低电压等级的配电投资更多，增量配电企业配电利润空间很小，企业投资积极性不高，这也是增量配电试点缓慢的原因。
“从实际执行来看，现在的确试出了很多政策存在的问题。”展曙光认为，增量配电改革在政策引导上缺乏细化，地方政府的执行协调力度不够，电网企业的和其他市场主体的公平竞争仍难以进行，增量配电网产权不明、价格机制缺失，这都表明增量配电改革后期在配套政策和实施落地上仍待进一步明晰。
根据要求，第一批增量配电试点项目应于2018年10月底前确定项目业主并划定供电范围，2019年6月底前建成投运，第二三批试点项目应加快推进。
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