“耗不起了！试点项目变电站晒了一年多太阳了，接入公网的相关审批文件早已备齐，但迟迟未能接入。”近日，西北地区某增量配电业务改革试点项目业主向笔者坦言，“今年1月，地方政府发改委、经开区管委会、电网企业等单位召开试点项目协调会议，参会单位一致同意试点项目尽快接入公网，但到现在，依旧没能接入。”

在本轮电力体制改革各项内容中，增量配电业务改革试点项目曾被寄予厚望。2015年3月，中央发布的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见（中发〔2015〕9号）文》提出, 按照有利于促进配电网建设发展和提高配电运营效率的要求，探索社会资本投资配电业务的有效途径。但截至今年3月，文件出台已6年，我国增量配电改革工作仍处于起步阶段。

上述试点项目的经历并非个例，实际上，项目文件齐全、程序合法合规却难以接入公网的增量配电试点项目还有很多。有业内人士表示，增量配电改革之初，从业者认为，只要做好规划，接入是自然而然的事。但经过6年实践才发现，不论是传统常规电源、新能源还是分布式电源，接入电源才是投运过程中最困难的一环。

初衷：接入传统电源并不等于“拉专线”

据了解，增量配电业务改革项目管理大致分为8个步骤——项目规划、业主确定、项目核准、项目建设、价格核定、许可申请、公网接入、配电运营，具体顺序和操作步骤由各地方能源主管部门和派出机构灵活把握。

实际上，落地项目微乎其微。华北电力大学国家能源发展战略研究院在2020年11月发布的《2020年增量配电发展研究白皮书》显示，截至当时，全国分五批次明确了459个试点，在前四批404个试点中，只有202个试点确定招标方式、250个试点确定业主、118个试点公布股比、150个试点确定供电范围、138个试点取得电力业务许可证（供电类）。

同时，除存量转增量配电试点外，完全新增增量配电试点也鲜有电源接入。但是，2018年1月，国家发改委印发的《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》早已有相关明确规定，指出“配电网与省级电网具有平等的市场主体地位”。

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