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增量配电改革作为此轮电改的新任务，该如何开展，没有前例可参考，只能是“边干边调整”。改革初期的政策要求与管理导向就非常重要。
增量配电网原则上指110千伏及以下电压等级电网和220（330）千伏及以下电压等级工业园区（经济开发区）等局域电网，不涉及220千伏及以上输电网建设，增量配电网建设应当符合省级配电网规划，符合国家电力发展战略、产业政策和市场主体对电能配送的要求。
已纳入省级相关电网规划、但尚未核准或备案的配电网项目和已获核准或备案、但在相关文件有效期内未开工建设的配电网项目均属于增量配电业务范围；电网企业已获批并开工、但在核准或备案文件有效期内实际完成投资不足10%的项目，可纳入增量配电业务试点；由于历史原因，地方或用户无偿移交给电网企业运营的配电设施，资产权属依法明确为非电网企业的，属于增量配电设施；各地可以根据需要，开展正常方式下仅具备配电功能的规划内220（330）千伏增量配电业务试点，可不限于用户专用变电站和终端变电站。
试点项目应达到一定的面积和投资规模，原则上供电面积在10平方公里以上，规划三年内年供电量达到1亿千瓦时以上，或电网投资规模在1亿元以上；鼓励县级以上工业园区（经济开发区）、产业园区开展增量配电业务改革试点；鼓励拥有配电网存量资产控股权的地方电网、趸售县等开展增量配电业务改革试点；鼓励拥有配电网资产的油田、工矿企业生产区开展增量配电业务改革试点；鼓励电网企业以外已投资、建设和运营存量配电网的项目投资者，直接向省政府相关部门申请将其作为增量配电业务改革试点，项目业主不变，不再履行招标程序；鼓励供水、供气、供热等公共服务行业和节能服务公司参与增量配电业务改革。
配电价格核定前，暂按售电公司或电力用户接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价扣减该配电网接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价执行。
鼓励各地结合本地实际采用招标定价法、准许收入法、最高限价法、标尺竞争法等方法核定独立配电价格。支持增量配电网企业在保证配电区域内用户平均配电价格不高于核定的配电价格水平情况下，采取灵活的价格策略，探索新的经营模式。
增量配电网与省级电网之间的结算电价，按照《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》（发改价格〔2017〕2269号）的要求，按现行省级电网相应电压等级输配电价执行。
具备条件的（增量配电试点），还应与分布式电源、微电网、综合能源等方面的发展相协调，允许符合政策且纳入规划的分布式电源以适当电压等级就近接入增量配电网，但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，这是不能触碰的红线，因为输配电价改革是逐步推进的过程，电网企业目前还承担着7~8分钱的政策性交叉补贴，增量配网直接接入电源会出现规避交叉补贴的问题。
增量配电业务试点项目规划需纳入省级相关电网规划，实现增量配电网与公用电网互联互通和优化布局，避免无序发展和重复建设。
园区类试点项目的规划范围原则上为园区土地利用规划和城乡建设规划等上位规划确定的范围，非园区类试点项目的规划范围由省级能源主管部门与地方政府协商确定。与增量配电网相邻的存量资产应纳入规划范围统筹规划，避免重复建设，提高系统效率。同一试点项目的多个规划范围之间，通过输电线路互联互通的，该输电项目不纳入增量配电网试点项目规划范围。
试点项目涉及的增量配电网应与公用电网相连，除鼓励发展以可再生能源就近消纳以及促进能源梯级利用为目的的局域网、微电网外，发电企业及其资本不得参与投资建设电厂向用户直接供电的专用线路，也不得参与投资建设电厂与其参与投资的增量配电网络相连的专用线路。
试点项目涉及的增量配电网应与公用电网相连，不得孤网运行。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，不得依托常规机组建局域网、微电网，不得依托自备电厂建设增量配电网，防止以规避社会责任为代价营造低成本优势。禁止将公用电厂转为自备电厂。
避免重复建设、交叉供电，确保电力供应安全可靠。
各地要按照界限清晰、责任明确的原则，以及增量配电区域划分相关办法，划定试点项目的供电范围，避免重复建设和交叉供电，确保电力供应安全可靠。
配电区域原则上应按照地理范围或行政区域划分，具有清晰的边界，避免出现重复建设、交叉供电、普遍服务和保底供电服务无法落实等情况。
鼓励以满足可再生能源就近消纳为主要目标的增量配电业务，支持依据其可再生能源供电范围、电力负荷等情况划分配电区域。不得依托燃煤自备电厂建设增量配电网，防止以规避社会责任为代价营造成本优势。
除电网企业存量资产外，拥有配电网存量资产绝对控股权的公司，包括高新产业园区、经济技术开发区、地方电网、趸售县等，未经营配电网业务的，可向地方政府能源管理部门申请并获准开展配电网业务。
增量配电网并网运行时，按网对网关系与相关电网调度机构签订并网协议。增量配电网项目业主在配电区域内拥有与电网企业在互联互通、建设运营、参与电力市场、保底供电、分布式电源和微电网并网、新能源消纳等方面同等的权利和义务。
电网企业要向增量配电业务试点项目无歧视开放公共电网。
从以上规定要点可以看出，政府一方面在鼓励尽可能多的存量非电网企业投资的配电资产转制为增量配电网，希望更多的社会资本和地区分享此项改革工作红利，另一方面，又在价格、电源接入、规划与建设等方面对增量配电试点划出“红线”，加以约束。
现有规定内容是“约束多，支持少”“禁止多，允许少”，笔者根据近年参与相关工作的体会，很多参与增量配电试点的社会资本对有些约束性规定颇有微词，甚至反对。
现有管理导向是确保现有供电服务格局与管理模式不受影响的谨慎推进。“求稳”是管理导向。尽管《关于进一步推进增量配电业务改革的通知（征求意见稿）》提出了一系列针对性较强的改革措施，曾给社会资本带来希望，但正式文件内容与政策实施情况还是不及社会期待。
这说明管理部门是清楚增量配电改革推进过程中的症结所在的，现在更多的纠结于“管”与“放”最优状态的把握上。管理本身就是一种平衡的艺术。在“放”与“管”之间，如何取得平衡，既考验施政者的智慧，又考验施政者的胆量。
如果设置“红线”是为了避免“一放就乱”，笔者认为，这种担心大可不必，因为只要政府（包括中央政府和地方政府）做好监管，增量配电改革出现这一局面的可能性非常非常的低。为此，应该从以下三方面实现突破。
首先，突破现有工作模式。将增量配电改革试点审批权下放给省级政府，中央政府加大督查与指导，将地方试点开展情况与中央给予地方的能源电力相关产业支持性政策相挂钩，让最了解地方情况的地方政府设好准入标准、加强全过程管理，积极推动相关工作落实。这样将有助于更多符合申报条件、高价值的试点潜在标的脱颖而出，有助于地方政府把此项改革做实，加速改革红利的兑现。工作模式的突破将极大提高增量配电改革工作效率。
其次，突破现有思维模式。经过前四批的试点工作，社会资本与电网央企已经变得更加理性，对增量配电改革的认识与理解也更加客观和现实，只要地方政府能够在“组局、搭台子”上发挥好协调作用，电网央企愿意拿出一些资源与地方国企、社会资本共享共赢，“大家一起搭伙发展”的局面肯定会形成的。思维模式的突破极大促进电网央企与地方经济的紧密协同与融合发展，极大提高增量配电改革工作质量。
第三，突破现有发展模式。鼓励在用户侧的基于市场化规则的业务创新、业态创新。在电力领域，电力市场化改革，以及配电业务引入社会资本后，用户的市场中心地位日益凸显，与用户需求的牵引作用、技术变革的驱动作用交织，构成了电力市场发展、相关业务和业态创新的主要动力，即越靠近用户端的业务创新活力越强、创新冲动越强。发展模式的突破，归根结底是充分发挥由市场规则、用户需求与技术变革构成的发展新动能的作用，推动政策与监管创新，消除由电网“垄断”造成的“关联交易”或其他影响市场公平的行为，促进各类市场要素自由高效流通。
笔者认为，在“三个突破”中，突破现有工作模式是实现思维模式突破、发展模式突破的前提。地方政府在增量配电改革中应该发挥更大更关键的作用。那些认为，在增量配电改革中，地方政府“无用论”的观点是片面、站不住脚的。只要给予地方足够的政策空间、发展压力，很多地方政府有足够的的管理能力与创新能力的。在此背景下，增量配电改革政策，特别是与实施相关的政策应下放给地方政府主导，突破现有思维模式，结合当地实际情况，顺势而为，针对性研究制定出台政策，提高可操作性，增加电网央企与地方经济发展的协同性与融合性。地方政府通过加强监管，特别是对电网企业管制类业务与市场化业务的差异化监管，积极营造一个鼓励创新、公平公正的市场环境，促进增量配电改革发展模式的突破。这些工作都是对地方政府管理水平的一次考验和提升。
近两年，贵州、云南、广东与新疆、四川、江苏等地方政府已经尝试结合各自实际情况，在配电价格、与大网结算关系、试点建设、分布式发电等方面出台增量配电改革相关政策，积极推进相关工作。
总之，笔者认为，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，也要履行电网责任。如果还将其按照“电网形态的大用户”对待，划很多“红线”，恐怕这项改革的作用与效果都将会大大折扣。
在7月9日全国能源迎峰度夏电视电话会议，国家发改委提出增量配电改革近期重点工作：一是要将创新服务作为增量配电业务的核心工作，特别是向用户侧不断延伸服务；二是将试点核算分电压等级的输配电价作为增量配电业务运营的基本条件；三是要明确调度规则，将增量配电业务纳入电力调度规则体系，保障其有序安全运营。希望这些工作能够一步一步扎实推进下去。
