截至目前，国家发改委、国家能源局分三批在全国范围内确定了320个增量配电业务改革试点。
在国家发改委发布的《增量配电业务改革试点项目进展情况》通报上显示，目前，试点项目整体进展有所加快，山西、辽宁、安徽、河南、广东、贵州等地28个试点项目已开工建设，河北、山西、福建、新疆生产建设兵团等地5个试点项目已建成投产。但也有部分地区落实情况较差，试点项目进展依然缓慢，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、陕西等地仍有23个第一批试点项目未划定供电区域，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。
对此，国家发改委、国家能源局要求，第一批试点项目原则上应于2019年6月底前建成投运，第二、三批试点项目应于2019年5月底前确定业主、划定供电区域，7月底前开工建设。
当初电改“9号文”提出放开增量配网投资的主要目的是希望基础设施建设也能实行混合所有制，一方面吸引投资，促进经济增长，另一方面通过混合所有制来提高电网运营的效率。
长久以来，我国配电网建设滞后于输变电网发展步伐，也与城市建设规划脱钩。多年来的欠账造成的低水平配电网已经成为瓶颈，严重制约了城市电力系统的升级和新技术的应用。根据发达国家经验，配网、输电网投资比例约在1.5比1左右，国内配网投资占比远低于此水平。据了解，全国县级行政区域超过2850个，如果1/4的县搞增量配电试点，市场潜力巨大。
增量配电业务改革是电改的方向之一，目前来看，前三批增量配网试点集中在各地高新技术产业、循环经济区、生态经济区等。那么目前增量配电网的投资模式主要有哪些？
电网公司绝对控股
在一个试点项目中电网公司的股份大于50%，该模式的优势是：股权结构稳定，能较好的履行社会责任，有利于配网长期稳定运营;劣势是：可能会延续电网公司传统的体制机制，不利于效率的提升和模式的创新，不利于发挥其余股东监督和参与公司管理的作用以及改革样本的有效培育，也难以实现多元主体优势资源整合。南京江北新区玉带片区增量配电业务改革试点项目采用的是这种模式。
电网公司相对控股
在一个项目中电网公司拥有最多股份，但是其股份小于50%，该模式的优势是：有利于业主的多元化，降低配网运营风险，为配网增值服务的拓展提供便利;劣势是：股权分散，当股东间发生意见分歧时，不利于公司快速决策和灵活应对市场变化。贵安新区和深圳前海蛇口自贸区增量配电改革试点项目采用的是这种模式。
电网公司参股
在一个试点项目中电网公司股份较少属于从属地位，该模式中社会资本有相对决策权，有利于运营创新和业务拓展。同时存在一定的风险，如果电网公司能将其丰富的运维经验和成熟的技术引进试点项目的话，增量配网的建设和运营会得到保障，特别是在项目初期。粤桂合作特别试验区增量配电改革试点项目采用的是这种模式。
无电网公司股份
这种模式的优势是：社会资本会有更大的自主空间，有利于市场主体的培育和运营模式的创新;劣势是：社会资本会承受较大的资金和运营风险，其配网建设和运营将经受严峻考验。江苏吕四港经济开发区增量配电改革试点项目属于这个模式，吕四港配售电公司由江苏林洋能源股份有限公司，大唐江苏发电有限公司，江苏启东吕四港开发区三方合资共建，股权比例尚未公布。
开展增量配电网业务可多渠道获取收益，并且利润空间可观，那么增量配电网的收益主要来自于哪些方面呢?
一、购售电收益：增量配电经营主体作为区域保底供电服务机构，具有良好的社会形象，在经营售电业务上具有先天优势。
二、配电网“过网费”收益：投资增量配电网的运营主体拿到电力业务许可证(供电类)后，可按照配电价格收取“配电网”过网费。
三、配电网容量费用：配电网向电网缴纳基本电费以变电站容量为准，配售电公司向用户收取基本电费按单户容量或需量计算，在负荷达到一定程度时，二者将产生额外收益。
四、综合能源收益：投资园区综合能源网络，将产生相应收益。
(1)提升园区企业形象。在争取政策支持、招商引资等方面产生优势。
(2)综合能源销售。通过打造综合能源智慧社区，可实现冷、热、燃气等多种能源的综合调度、供应、销售，从而获得能源销售收益。
(3)新能源发电补贴。光伏、风电、生物质发电等新能源发电均可享受响应政策补贴。
(4)参与分布式发电交易。参与分布式发电交易，综合能源网络中，分布式发电是必备元素。根据政策趋势，分布式发电电源即将参与区域内电力交易。分布式发电交易相较于传统分布式发电运营模式，可降低输配成本，提高分布式发电电源利用率，从而降低区域内购电成本，产生价差收益。
(5)新能源发电绿证补贴收益。可再生能源发电企业可获得绿证，且自2017年7月1日起可在全国绿证自愿认购平台上正式挂牌出售绿证。全社会可通过绿证自愿认购平台，以自愿方式购买绿证，实现绿色电力消费。
(6)CCER转让抵扣碳排放配额。新能源发电可参与核证自愿减排量(CCER)协议转让交易，由企业购买抵扣碳排放缺少的配额。
(7)电力需求侧响应服务收益。能够自给自足的区域网络作为可中断负荷，可为电网提供调峰调谷等需求侧响应服务，从而获得补贴收益。
五、增值服务收益：为打通用户侧与电网侧电力能源服务，弥补传统电网用户侧精细服务空缺，可开展以下服务并产生收益。
(1)电力集中运维服务
(2)用户电力工程服务
(3)用户能效管理服务
(4)电力数据服务
此外，根据政策文件和相关编制方案我们梳理了一下具体参与增量配网的步骤，希望能够给想要参与增量配网的售电公司起到参考作用。
一、选择具体项目进行研判
除少数业主自有产权园区外，绝大多数售电公司都是从地方政府部门规划中选择适合的试点进行可行性研判，并制定相应的投资方案。
二、制定实施方案参与市场化投标
通过市场化机制公开、公平、公正优选确定项目业主，地方政府能源管理部门组织招标，明确项目建设内容、工期、供电范围并签订协议;符合条件的市场主体可依据地方增量配网规划向地方政府能源管理部门申请成为项目业主。初涉项目的售电公司，最好组建专业的技术团队、项目管理团队等，根据各地业主优选方案制定对应的实施方案或竞选文件，遴选最具竞争力和具有收益保障的定价方式。
增量配电价格由省(区、市)价格主管部门依据国家输配电价格改革有关规定来制定。在配电价格核定之前，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。明确购售电价，明确结算方式。
三、项目审核与建设
项目业主完成可行性论证并获得所有支持性文件，具备核准条件后向地方能源管理部门申请项目核准。地方能源主管部门依据规划和招标结果，按照核准权限核准项目。
项目业主取得核准以后，遵循“整体规划，分步实施”原则，就可以依据电力建设相关管理程序和要求开展项目建设，并接受地方能源管理部门监督，按限定周期上报一次增量配电业务进展情况。
四、配网接入工作
电网企业按照电网接入管理的有关规定以及电网运行安全的要求，向项目业主开放电网，提供便捷、及时、高效的并网服务。
五、电力业务许可证(供电类)申请
拥有配电网运营权的售电公司在正式经营配售电业务前，向地区所属国家能源局派出机构申请电力业务许可证(供电类)。申请电力业务许可证(供电类)需要满足许可条件，并提供相应证明材料。在招投标之时，对电力业务许可证申请具备的条件、人员、机构等条件没有硬性要求，但在申请业务许可证之时，主管部门对资质是有要求的。申请电力许可证的条件在互联网+上是公开的，除了资质和必要的条件，还有两个要素，一是配电网项目经有关政府主管部门核准或审批，另一个是具有配电区域的划分协议书或意见。
六、正式投入运营
取得供电业务许可后，拥有配网运营权的主体向配电区域内用户提供供电服务、增值服务、保底服务，并进一步创新运营机制和服务方式，为用户提供综合能源服务，获得配电和相关增值服务收入。符合准入条件的项目业主，可以只拥有投资收益权，而将配电网运营权委托给电网企业或符合条件的售电公司。