一是尽可能地提高接网电压等级。增量配电网毕竟是配电网，需要与上级输电网相连。而目前的输配电价体制无法适应电力体制深层次改革需要是不争的事实。《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》所罗列的四种定价方法，实质上仍以保证上级输电网输电收入为根本，而目前国网输配电价中高电压等级占比过大，留给增量配电网的配电电价空间相当有限。输配电价中存在的大工业用户容量电价也是一个无解问题。国网一直把增量配电网视作一个大工业用户对待，则这部分容量电费等同于全额上缴国网。国网与增量配电网的网间互联结算电价无法在现有输配电价体制内得到解决。基于这一现实，在无法协商达成网间互联电价的情况下，增量配电网必须尽可能提高接网电压等级，提高配电电价空间；同时，如网内不含居民用户，建议区分大工业用户和一般工商业用户进行分别结算。浙江3个增量配电网中，永强增量配电网已开建110千伏变电站，小港增量配电网自有2个110千伏变电站，最小的彩虹增量配电网接网电压等级也达到35千伏，在一定程度上弥补了增量配电网的配电成本。

二是建设必要的分布式电源。增量配电网作为普遍意义上的配电网，与国网一样，承担着电源和用户接入义务。这一点毋庸置疑。浙江在2018年印发的《省发展改革委关于进一步做好我省增量配电业务改革试点工作的通知》中就已明确“允许建设分布式电源、微电网和资源综合利用自备机组，电量在增量配电网内消纳，不得建设增量配电网外电源到增量配电网的专用线路。确有必要建设热电联产机组用于供热的，应当符合我省热电产业政策和经省级批复的热电联产规划”。分布式电源、微电网和资源综合利用自备机组不是常规机组，符合国家产业政策。在增量配电网内建设分布式电源，也是分布式机组就近市场化交易试点的最佳场景。而分布式电源特别是分布式光伏，不仅可以降低增量配电网对上级输电网的依赖程度，也能带来一定的收益，保证增量配电网的生存。

■■三个遗憾

笔者全程参与了浙江增量配电改革，直至2020年第五批试点获批后，方调离岗位。回首4年的增量配电改革，浙江在摸索中初步实践了增量配电网的可行性，但仍有一些遗憾。

一是全社会对增量配电改革的重视程度依然不高。增量配电改革或许是电力体制改革中最有突破可能的领域，但从始至终，主要是电力系统内部关注较多，尚未得到全社会的广泛支持。或许是宣传不够，或许是觉得不够宏伟，又或许是改革成果尚未惠及社会，无论是地方领导还是广大企业，都觉得这是一项可有可无的改革，对改革的意义和长远收益认识不清。