按照“管住中间、放开两头”的体制架构，我国输配电价改革先行先试、高效推进，形成了以准许成本加合理收益为基础、引入现代激励性监管理念的制度框架，基本完成了首个监管周期各层级电网输配电价核定，率先实现了此轮电改的“中间”突破，为“两头”放开打下了坚实基础。

高效完善输配电价改革顶层设计

围绕建立“规则明晰、水平合理、监管有力、科学透明”的独立输配电价体系，有序推进并高效完成输配电价改革顶层设计。根据《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》和《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》，先后制定出台《输配电定价成本监审办法（试行）》 （2015年6月）、《关于推进输配电价改革的实施意见》（2015年11月）和《省级电网输配电价定价办法（试行）》 （2016年12月）、《区域电网输电价格定价办法试行》、《跨省跨区专项工程输电价格定价办法(试初》《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》（2017年12月）。不到三年时间，输配电价改革顶层设计涵盖了跨省跨区专项工程、区域电网、省级电网、地方电网和增量配电网等输配电各个环节、全部领域。

基本完成首个监管周期输配电价核定       

省级电网输配电价方面，按照准许成本加合理收益的原则，历经试点破冰、扩围提速到全面覆盖，32个省级电网输配电价核定工作全部完成。区域电网输电价格方面，在按“准许成本加合理收益”核准准许收入的基础上，按两部制电价形式核定并公布了华北、华东、华中、东北、西北区域电网输电价格。跨省跨区输电价格方面，按经营期电价法，区分联网功能为主（实行单一容量电价）与输电功能为主（实行单一电量电价），开展新投产工程输电价格核定和已核价工程输电价格复核调整工作，调整公布了宁东直流等专项工程输电价格。

初步建立电网企业激励约束机制

实行费率上限管控机制，参考历史费率水平和先进成本标准，材料费、修理费、其他费用等高出上限部分不计入输配电价。强化投资约束机制，电网投资与电量增长、负荷增长、供电可靠性不匹配的成本费用暂不予纳入输配电价。建立投资定期校核机制，防止电网企业虚报投资，当电网企业实际投资额低于规划投资额时，对差额投资对应准许收入的70%予以扣减，反之则差额投资对应的准许收入不再上调。建立成本节约分享机制，规定企业实际借款利率、线损率低于政府核定标准的，节约部分由企业和用户按1: 1比例分享。建立准许收益率浮动机制，具备条件的地区允许准许收益率根据电网的资产实际利用率、供电可靠性及服务质量相应上下浮动。通过引入激励性管制理念，调动电网企业加强管理、降低成本、提高效率、改进服务。

有效促进各方适应改革能力提升

通过成本监审和输配电价核定，促进了电网企业建立健全输配电成本归集体系，准确记录和合理归集输配电成本费用数据，电网企业为适应改革也积极做好电网规划、投资、财务等方面与输配电价机制的衔接，主动提升适应改革和监管的能力。初步建立政府监管长效机制，锻炼了专业监管队伍，形成了成本监审基础上的电价核定、批复、公布等制度规则和操作流程；财政部出台《企业产品成本核算制度——电网经营行业》，及时规范电网经营行业产品成本核算行为；监管部门建立电网经营企业和电价信息定期报告制度，要求电网企业按月、按年报送输配电价执行情况和企业经营情况信息，监管部门据此可以对电网企业的投资、生产、运营数据进行定期核查。

有力释放输配电价改革红利

一方面，通过输配电价改革，推动电力市场交易。2015年全国电力直接交易4300亿千瓦时，降低用电费用200多亿元。2016年全国市场化交易电量突破1万亿千瓦时，降低用电费用500多亿元。2017年市场化交易电量1.6万亿千瓦时，改革红利进一步释放。另一方面，通过输配电价核定挤掉不合理“水分”，直接降低各层级电网输配电价标准，仅省级电网输配电价改革就核减32个省级电网准许收入约480亿元、全国平均输配电价比原来购销价差平均每千瓦时减少将近一分钱。

成功探索顺利推进改革的方法路径     

作为此轮电改率先突破的改革任务，输配电价改革经验弥足珍贵。此次输配电价改革遵循试点先行、稳妥推进的改革步骤，在试点中积极探索多种实践方式（如在成本监审中试点了本地监审、上级监审、交叉监审三种方式），在试点成功的基础上适时扩大试点、果断全面覆盖、有序纵深推进，在改革路线图上形成了成功范式。坚持国家统一指导、地方负责实施的总体改革策略，国家统一设计公布顶层制度做到规则透明，地方政府制定上报实施方案、允许因地制宜但不能突破大原则，确保执行不跑偏不走样，输配电价核定、批复后对外公布接受社会监督，在改革方法论上积累了成功经验。