北京商报讯（记者陶凤 刘瀚琳）作为推动电力体制市场化改革的重要任务之一，增量配电改革试点迎来第三个年头。相较于此前的大规模扩张，改革首次遭遇刹车，一批试点项目面临裁撤。10月22日，国家发改委、国家能源局发布《关于取消部分地区增量配电业务改革试点的通知》（以下简称《通知》）提到，截至2019年8月31日，总计24个项目申请取消增量配电业务改革试点，经评估认定，国家发展改革委、国家能源局同意取消前述项目试点资格，共涉及北京、河北、江西、湖南、重庆、四川、甘肃和新疆8个地区。

今年4月，国家发改委、国家能源局组成6个调研组，对12省份的增量配电业务改革试点情况开展实地指导和调研。在此期间，试点问题逐渐暴露，部分项目由于前期负荷预测脱离实际、未与地方电网规划有效衔接、受电主体项目没有落地等原因，不再具备试点条件。

虽然是首次提出取消试点，但自增量配电试点改革伊始，关于试点建设的争议一直备受关注。此前，为解决我国电力行业交易机制缺失，资源利用效率不高，市场化定价机制尚未完全形成等问题，2015年3月，国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见（中发〔2015〕9号）文》，鼓励社会资本投资配电业务，促进配电网建设发展和提高配电运营效率；同时，逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，鼓励以混合所有制方式发展配电业务。

2016年11月，国家发改委、能源局公布了全国首批增量配电网示范项目106个，引来诸多风险投资和设备厂家关注。此后3年间，404个增量配电业务改革试点分四批在全国范围内推广开来。

截至今年3月底，全国共计28个试点开工建设，5个试点建成投产。但值得注意的是，依然有不少地区落实情况较差，导致项目进展缓慢。比如，北京、天津、浙江、四川、宁夏等地仍有12个第一批试点项目未确定业主；内蒙古、吉林、黑龙江、广西、陕西等23个第一批试点项目未划定供电区域；同时，江西、湖南、重庆、云南、甘肃、新疆生产建设兵团未按要求及时报送试点进展情况。

“导致项目进展缓慢，落实情况较差的原因众多，但主要是因为参与主体众多，同时企业盈利见效慢，使得市场化推广成难题。”厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强指出，增量配电不仅涉及配电房和用户，中间还有中央政府、地方政府、电网企业、基建部门等一系列相关主体，涵盖规划、建设、电价、监管等多个环节，需要各方参与主体间不断磨合和协商。

“同时，各主体对增量配电改革的认识不统一，特别是对目标和路径的不同认识，客观上增加了推进的难度。”国网能源研究院有限公司副总工程师马莉曾表示，比如发电企业希望向下游延伸业务，提高盈利能力；而民营企业则希望绑定用户资源，拓展增值服务。

林伯强说，就企业而言，不少企业并不了解电力企业运营情况，就贸然申请增量配电试点指标，将其当作一般性投资并试图赚快钱。“但中标后发现不是那么回事，于是出现了很多企业停工或是无限期拖延。”据悉，当前项目监管期内理论上收益率最高不超过7.36%，而大部分电网企业的收益都低于这个标准。

短期盈利成效不佳导致部分投资企业退出。公开资料显示，在首批试点推行两年后，截至2018年10月，名录中的安徽金寨现代产业园项目，仅落户两家企业，且均为10千伏用户。部分试点项目流标、意向投资方退出，项目陷入停滞等问题突出。截至今年初，首批试点中还有 12 个项目未确定业主，23 个确定业主但未划定供电区域，28 个已完成前置程序但仍未开工建设。

对此，国务院发展研究中心研究员袁东明公开指出，投资回报离不开业务属性，增量配电网的定位就是监管性业务。增量配电网同样具有自然垄断属性，属于公用事业，前期资金投入较大，回收期较长。这意味着增量配电不可能是高收益的，短期内获得高收益更不可能。

“寻找投资的过程中，淘汰试点是正常现象。这意味着，企业无需再继续为这项高产出的产业投入精力，地方政府也不必继续扶持，对双方都是解脱。”林伯强说，作为一般性投资项目来看，增量配电短期盈利属性确实不强，除非投资企业拥有其他产业帮助其持续供血。但就中央政府当前意愿来看，推向市场依旧是大势所趋。鉴于当前增量配电改革试点80%都在国家电网经营区域，在找到长期投资企业之前，国家电网依旧是全国配电主力，垄断效果不变，配电走向市场化依旧是个漫长过程。