2018年，对于中国光伏行业来说，是再创辉煌的一年，也是重大转折的一年；是转型升级的一年，更是急流勇进的一年。

在这一年里，中国光伏事业持续发展，国内光伏总装机规模可达180GW。然而，“531新政”的严寒，也让光伏人感到一阵透心凉。伴随着新政的余威，2018年的中国光伏在一片争议声中即将告一段落。

国家发改委办公厅于1月7日印发了《关于进一步推进增量配电业务改革的通知》（发改经体〔2019〕27号）。

《通知》最重要的内容有：

不建议电网企业或当地政府投资平台控股试点项目。

已经运营的存量配电网，产权所有人不需要经过试点、投资主体招标等程序，可以直接向地方能源主管部门申请成为项目业主。

已纳入省级电网规划但未开工、未经批准和备案就开工建设、已经核准并开工但完成投资不足10%的均属于增量配电网改革范围。

政府和企业已经无偿移交的配电网，按照资产权属决定是否纳入改革范围。

园区类试点项目经授权可由园区管委会或区县政府代地方能源主管部门履行规划组织编制。

明确规定了对于规划编制信息，电网企业应在十五个工作日内复函并提供相关资料。

接入系统设计报告必须满足以下条件：一是由非报告编制方的第三方咨询机构评审论证接入系统设计报告。二是论证过程充分听取电网企业意见。三是地方能源主管部门协调确定。

规划方案的评审牵头方为省级能源主管部门，必须有地方政府、经信（工信）、价格、住建、国家能源监管机构以及电网企业、潜在投资主体参加。

无论是否电网控股，增量配电网企业都是独立的法人主体，按照《公司法》实行独立决策，必须与投资股东的母公司脱钩独立核算。从某种意义来说，这是实质上的输配分离。

对于过渡期内的试点项目（含新增未纳入试点、纳入试点未确定投资主体），提出了切实可行的解决方案。一是地方政府批准电网先行建设。二是地方政府指定企业先行建设。三是先行建设的资产将得到合理的回报。

鼓励增量配网发展出一套完整的价格核定方法。在保证用户平均配电价格不高于核定价格的前提下，对部分用户收取的配电价格可以上下浮动。

鼓励管制性业务与竞争性业务分开核算。意味着售电、充电桩以及用户工程等业务都属于分开核算的范围。

明确界定了增量配电网并与电网之间按“网对网关系”与相关电网调度机构签订并网协议。从此增量配电网再也不是用户身份，也是与电网具备同等权利的电网企业。

以下是我们对《通知》的详细解读：

国家发展改革委 国家能源局

关于进一步推进增量配电业务改革的通知

发改经体〔2019〕27号

各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、能源局、经信委（工信委、工信厅、经信厅、工信局）、物价局，国家能源局各派出能源监管机构，国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司：

为深入贯彻习近平新时代中国特色社会主义思想和党的十九大精神，认真落实中央经济工作会议提出的”巩固、增强、提升、畅通”的方针和政府工作报告部署，根据《中共中央国务院 关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）及其配套文件要求，进一步推进增量配电业务改革，现就有关事 项通知如下。

一、进一步规范项目业主确定

（一）所有新增增量配电业务试点项目，均应依照《招标投标法》及其《实施条例》的有关规定，通过招标等市场化方式公开、公平、公正优选确定项目业主。

（二）尚未确定业主的试点项目，地方政府部门不得直接指定试点项目业主，任何企业不得强行要求获取试点项目控股权，不建议电网企业或当地政府投资平台控股试点项目。已确定业主的试点项目可维持项目各投资方股比不变。

解读：自《国家发展改革委 国家能源局关于增量配电业务改革第一批试点项目进展情况的通报》（发改经体〔2018〕1460号）明确提出不建议电网企业或地方政府平台控股之后，本文再次强调“不建议电网企业或者当地政府投资平台控股”，这充分说明了试点项目控股权的争议极大地影响了改革的进展。

（三）已投资、建设和运营的存量配电网，应由产权所有人向地方能源主管部门申请作为配电网项目业主。

解读：已经运营的存量配电网，产权所有人不需要经过试点、投资主体招标等程序，可以直接向地方能源主管部门申请成为项目业主。这为产业园区转供电企业和大型工业企业、矿区以及各类开发区提供了一条成为配售电公司的捷径。

二、进一步明确增量和存量范围

（四）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，可依据《有序放开配电网业务管理办法》（发改经体〔2016〕2120号），视情况开展增量配电业务改革。

解读：即使是已经纳入省级电网规划，只要没有开工建设（无论核准或备案情况怎样）均属于增量配电业务范围。

（五）未经核准或备案，任何企业不得开工建设配电网项目，违规建设的配电网项目不属于企业存量配电设施。

解读：未被核准或备案的项目，任何企业（含电网企业）即使开工建设了，也不属于企业存量配电设施，都应拿出来向社会资本开放。

（六）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，电网企业可将该项目资产通过资产入股等方式参与增量配电网建设。

解读：电网企业在核准或备案文件有效期内实际完成投资不足10%的项目纳入增量配电业务试点，本意是给社会资本等多机会进入增量配电业务，但是在实际执行起来还缺少条件，如判定投资不足10%的时间节点是什么，发文之日，还是核准或备案文件有效期的最后一天，或是其他？由谁、怎么判定投资额是不是不足10%？这些还需要具体的落地规定和具体方法。

（七）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电网企业的，属于存量配电设施；资产权属依法明确为非电网企业的，属于增量配电设施。

解读：按照《物权法》，不动产登记包括土地及其附着物。如果地方或用户无偿移交配电设施时，没有移交土地，那电网企业仅拥有配电设施也无法完成不动产登记，存在瑕疵。

该条中的“资产权属”更贴近资产所有权（包括资产管理权和资产分配权）。如果地方或用户向电网企业明确表示移交配电设施所有权并依法完成相关手续的，属于存量配电设施；如果只是委托电网企业运营，或仅仅移交配电资产管理权、运营权的，或是没有完成相关法律手续的，属于增量配电设施。

（八）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。

解读：该条突破了《有序放开配电网业务管理办法》的规定。修改为：规划内的220（330）千伏仅具备配电功能的电网可以开展增量配电业务改革试点，既包括用户专用变电站和终端变电站，也包括以220（330）千伏为配电网架的配电网。

三、进一步做好增量配电网规划工作

（九）认真履行规划管理职能。对于已经批复的增量配电业务试点，地方能源主管部门应组织试点项目规划编制工作。对于园区类试点项目，考虑“多规合一”的需要，经授权可由园区管委会或区县政府代为履行。规划职能不应委托潜在投资主体代为履行，但应充分征求和吸纳电网企业、潜在投资主体等相关方提出的合理化规划建议。

解读：本条重要内容：一是必须是地方能源主管部门组织试点规划编制。二是园区类试点项目经授权可由园区管委会或区县政府代地方能源主管部门履行规划组织编制。三是规划职能不能由投资主体代为履行。四是试点规划应充分征求和吸纳电网企业、潜在投资主体的合理化建议。

（十）做好增量配电网规划统筹协调工作。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。具备条件的，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。规划编制过程中，地区配电网规划和输电网规划经论证确需调整的，省级能源主管部门应按电力规划管理办法履行相应程序后予以调整。

解读：

一是增量配业务试点项目应纳入省级电网规划，实现增量配电网与公用电网互联互通、优化布局，但实现这一条的前提是增量配电网在编制规划时需要得到相关规划信息、边界条件和电网企业的配合。

二是增量配电网内可以就近接入符合政策及纳入规划的分布式电源，应该包括生物质发电、分布式光伏、分散风电、燃气多联供等。如果当地没有这方面的专项规划，应该是地方能源主管部门确认的规划为准。

三是“三不得一禁止”。引用了《国家发展改革委、国家能源局关于规范开展第二批增量配电业务改革试点的通知》（发改经体〔2018〕2010号）的规定，更多地消除依托燃煤自备电厂开展增量配电试点项目的可能性。

（十一）合理设定规划范围。设定规划范围应统筹考虑存量配电设施和增量配电设施，充分发挥存量资产供电能力，避免重复投资和浪费。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。

解读：

第一，园区类项目规划范围原则上由为园区土地利用规划和城乡建设规划等上位规划确定，很多时候是依据园区“四至”。

第二，非园区类项目规划范围由省级能源主管部门与地方政府协商确定，此类项目涉及包含农业用电、居民用电、工商业及其他用电类型等多类型用户，如趸售县、历史形成由非电网企业供电的区域等。

（十二）合理设定配电区域。配电区域是指拥有配电网运营权的售电公司向用户配送电能，并依法经营的区域。配电区域的范围结合规划情况和具体的存量资产处置方式，按照《增量配电业务配电区域划分实施办法（试行）》（发改能源规〔2018〕424 号）确定。

解读：424号文规定：拥有配电网运营权的售电公司依法享有所辖配电区域配电网投资建设及经营管理的权利。由非本区域配电网运营主体投资建设并运营的存量配电网资产，可通过以下方式处置：资产入股、出售、产权置换，租赁等方式。

（十三）电网企业应按规定提供规划编制信息。试点所在地能源主管部门可向当地电网企业发函收集必要的规划编制信息，电网企业应在十五个工作日内复函并提供相关资料。规划编制信息主要包括当地电力系统现状，电网企业发展规划，以及相关变电站间隔、负载、供电能力等。

解读：明确规定了对于规划编制信息，电网企业应在十五个工作日内复函并提供相关资料。

（十四）加强对增量配电网接入公用电网管理。增量配电试点项目业主应委托具备资质的专业机构编制项目接入系统设计报告，由地方能源主管部门委托具备资质的第三方咨询机构组织评审论证，论证过程应充分听取电网企业意见。地方能源主管部门协调确定接入系统意见，电网企业根据协调意见，按照电网接入管理的有关规定以及电网运行安全要求，向项目业主提供便捷、及时、高效的并网服务，不得拒绝和拖延并网，不得对参股项目和未参股项目差别对待。

解读：

一是由非报告编制方的第三方咨询机构评审论证接入系统设计报告。

二是论证过程充分听取电网企业意见。

三是地方能源主管部门协调确定。

（十五）做好增量配电网规划评审工作。规划方案由省级能源主管部门组织评审，具体评审工作应委托具备资质的第三方咨询机构开展，评审时应充分听取地方政府、经信（工信）、价格、住建、国家能源局派出能源监管机构等单位以及电网企业、 潜在投资主体等方面的意见，不得邀请利益攸关方人员担任评审专家，以确保评审结论客观公正。

解读：

一是规划方案的评审牵头方为省级能源主管部门，必须有地方政府、经信（工信）、价格、住建、国家能源监管机构以及电网企业、潜在投资主体参加。

二是评审增量配电网规划不能有利益攸关方人员担任评委专家。

（十六）在规划编制阶段，可根据实际需要设置重复建设辨识环节，辨识论证应综合考虑电网结构、负荷增长潜力、电网安全、通道资源，以及现有配电项目的改扩建条件、供电能力、供电质量、供电经济合理性等因素具体开展，辨识论证的方法、计算过程和结论要以专门章节的形式在规划方案中体现。在规划评审阶段，由第三方评估机构对规划方案中的重复建设辨识论证开展评估，并给出明确意见。

解读：对于是否重复建设的辨识，论证要素有：电网结构、负荷增长潜力、电网安全、通道资源，以及现有配电项目的改扩建条件、供电能力、供电质量、供电经济合理性等因素。

（十七）地方政府主管部门会同国家能源局派出能源监管机 构定期开展规划实施检查、监督、评估工作，确保规划有效执行。

四、进一步规范增量配电网的投资建设与运营

（十八）尚未确定配电区域的试点项目，应依据批复的试点项目规划，按照《增量配电业务配电区域划分实施办法（试 行）》（发改能源规〔2018〕424号）的要求，妥善处置规划范围内存量资产，确定配电区域。规划范围内的存量资产可通过资产入股、出售、产权置换等方式参与增量配电网投资、建设和运营。

解读：再次强调了规划范围内的存量资产可通过资产入股、出售、产权置换等方式参与增量配电网投资、建设和运营。同时也再次说明了增量配电网的改革对象不仅仅是纯粹新增的配电网。

（十九）增量配电网企业应设计合理的法人治理结构，独立作出投资决策，严格执行《公司法》的相关规定。

解读：无论是否电网控股，增量配电网企业都是独立的法人主体，按照《公司法》实行独立决策，必须与投资股东的母公司脱钩独立核算。从某种意义来说，这是实质上的输配分离。

（二十）在试点项目获批至项目业主确定的过渡期内，为满足新增用户用电需求，经地方政府批复后可由电网企业先行投资建设配电设施并运行维护，也可由地方政府指定企业先行建设配电设施，并委托有能力企业运行维护。待项目业主确定后，先行建设的配电设施可选择折价入股或转让等方式进行处置。

解读：对于过渡期内的试点项目（含新增未纳入试点、纳入试点未确定投资主体），提出了切实可行的解决方案。一是地方政府批准电网先行建设。二是地方政府指定企业先行建设。三是先行建设的资产将得到合理的回报。

（二十一）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。

解读：根据2269号文，配电网与省级电网之间的结算电价，按现行省级电网相应电压等级输配电价执行。配电网企业可根据实际情况，自主选择分类结算电价或综合结算电价与省级电网企业结算电费。不同电压等级输配电价与实际成本差异过大的，省级价格主管部门可根据实际情况，向国务院价格主管部门申请调整省级电网输配电价结构。

（二十二）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。

解读：增量配网价格核定与省网价格核定是两个不同的体系。文件鼓励增量配网发展出一套完整的价格核定方法。在保证用户平均配电价格不高于核定价格的前提下，对部分用户收取的配电价格可以上下浮动。

（二十三）建立增量配电业务试点项目退出机制。对于已批复的增量配电业务试点项目，经地方能源主管部门会同派出能源监管机构评估认定不再具备试点条件的，报国家发展改革委、国家能源局同意后可取消项目试点资格。

（二十四）建立增量配电网业主退出机制。增量配电网项目业主确定后，由于项目业主拖延建设、拒不履行建设承诺或运营水平达不到投标要求，造成无法满足区内用户用电需求的，应视情况依法依规取消项目业主资格，妥善处置已投入资产，并重新招标确定项目业主。过渡期间若无其他公司承担该地区配电业务，由电网企业接受并提供保底供电服务，不得因增量配电网业主更换影响电力安全、可靠供应。重新确定项目业主时，应统筹考虑过渡期间新建电网资产。

解读：增量配电网业主退出机制，约束了那些只想当业主，不管建设、运营或没有能力推进项目落地的投资主体。需要注意的是，坚决消除那些“卖路条”、“拖时间”、“重承诺，轻履约”等现象。

（二十五）各地有关部门应根据电力负荷增长、规划建设时序和工程前期工作开展情况，简化优化配电项目核准程序，提高审核效率，加快增量配电网建设项目核准工作。

（二十六）国家能源局资质中心、各派出监管机构应进一步简化电力业务许可证（供电类）申领程序，支持增量配电网项目业主加快开展增量配电业务。

（二十七）鼓励拥有配电网运营权的售电公司将配电业务与竞争性业务分开核算。

解读：鼓励管制性业务与竞争性业务分开核算。意味着售电、充电桩以及用户工程等业务都属于分开核算的范围。

（二十八）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。

解读：明确界定了增量配电网并与电网之间按“网对网关系”与相关电网调度机构签订并网协议。从此增量配电网再也不是用户身份，也是与电网具备同等权利的电网企业。

（二十九）加强对增量配电项目业主履约行为管理，对违反电力管理等相关法律、法规规定，经相关政府部门认定严重违法失信行为的增量配电企业纳入电力行业失信“黑名单”。

（三十）国家发展改革委、国家能源局将加强对增量配电业务改革试点指导督促，对进展缓慢和问题突出的地区进行通报、约谈。各地区有关部门、国家能源局派出监管机构应认真履行职责，加快推进增量配电业务试点工作，积极协调解决改革推进中的主要问题，及时报告改革试点进展情况和意见建议，扎实推动改革试点落地生根，取得实效。

解读：加强通报、约谈，各有关部门认真履行职责，是增量配电试点项目能够落地的有力保障。

国家发展改革委 国家能源局

2019年1月5日