2015年3月，中共中央发布〔2015〕9号《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，放开社会资本对增量配电网投资，自此算起，增量配电业务已历经了三批试点。

目前，各地试点项目确实遇到一些问题，比如试点项目前景不明、盈利模式尚不确定，对存量资产的处理方式也很难取得一致意见等等。

相比传统配电网项目，增量配电网项目更复杂。这就意味着，在提出项目申请、确定项目业主、配电区域划分、项目建设、配电价格核定等各个阶段都面临不同难题和风险。

但风险永远与机会并存，作为参与者，哪些环节需要关注？哪些重要的机会可以把握？

哪些环节卡了壳？

从目前的试点中看，一些项目的推进并不顺利。分析后会发现，问题主要集中在营业区域划分、配电价格核定和业主选择等环节。而之所以卡壳，多是因为参与主体在一些关键问题上仍然存在不同认识。

首先是配电区域划分。

根据《有序放开配电网管理办法》规定，非电网企业的资产均属于“增量”，原则上可按照资产边界来划定配电区域。但在实际推进中，“存量”和“增量”的界限并不是十分明晰。

其次是价格确定。

依据中发〔2015〕9号文“管住中间，放开两头”的思路，输配电网环节属于政府管制范畴，配电价格受国家管制，目前我国用户对电价承受能力较低，配电网具有显著的公益性。但在操作中，一些地方政府在项目尚未落地前就提出降电价的目标。这其实是先入为主、不够科学的一种思路，增量配电试点的目的不单纯是降电价。

第三是业主选择。

众所周知，传统电网公司无论是在技术水平、资金实力还是管理经验，都会比其他类型的投资者具备更多优势，而地方政府普遍认为非电网投资者能够降低增量配网的运营成本，偏向于鼓励非电网企业来控股增量配电网项目。

综合能源服务值得关注

即便过程缓慢、程序复杂，仍然有不少企业慕名而来。从目前试点推进情况看，证明增量配电试点项目对社会资本有较好的吸引力。

按照国家有关部委印发的《关于加快配电网建设改造的指导意见》和《配电网建设改造行动计划（2015-2020年）》中确立的配电网发展目标，为构建城乡统筹、安全可靠、经济高效、技术先进、环境友好、与小康社会相适应的现代配电网，2015-2020年配电网建设改造投资不低于2万亿元，增量配电市场存在较大潜力空间。

在增量配电改革之前，配电网环节一直由国有企业经营，放开经营本身就有一定的吸引力，更重要的是，社会资本可依托发展综合能源管理等延伸业务，获取利润。

众所周知，运营配电网可以对自身供电进行精细化管理，将自身需求与配网管理相结合，有效改善用电管理的主动性。减少供用电双方之间互通的复杂程序。同时，运用能源互联网的手段实现多能源之间的协调互补，建立可行合理的价格体系，通过商业模式，实现“发-配-售-用”一体化，有效解决弃风弃光问题。

有人认为，传统电网公司通过混合所有制改革，主动参与增量配电网试点建设运营，积极推进电力改革，探索配电网管理、盈利，创新增量配电网管理、盈利模式，将有力促进电网公司良性运营。

而大规模进军综合能源服务，则可以与在配售电改革环境下应运而生的增量配网融合发展。毕竟，两者的目标客户、业务范围等重合性很强，通过混合所有制改革，拓展综合能源服务市场，创新综合能源服务模式，可以促进综合能源服务管理创新，提升客户综合服务能力，提升电网公司综合竞争力。具有配网经营权的配售电一体化公司或将有望发展成综合能源服务商，向各类用户提供发电、供热、供冷、供气、供水等智能化综合能源服务。这种以信息技术打造顶层能源调度系统，以多能源市场交易实现投资回报，以股权并购等形式，有助于形成园区内多种能源的源-网-荷-储综合优化，提升能源利用效率。

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