3月29日，在国家发改委举行的输配电价改革新闻发布会上，有关官员表示：“2017年将在全国覆盖输配电价改革，全国所有电网都要进行。”有业内人士解读称，这意味着转变对电网企业的监管模式，打破电网在“买电”和“卖电”两头的“双重垄断”，为电力价格市场化奠定基础。
据笔者了解，从2004年开始，输配电价改革已经进行了整整十二年。它标志着电网经营模式的变革和利润空间的透明化。然而，试点省份的价格和执行时间仍未公布，可见未来的执行压力只会越来越大。新价格的出台究竟停滞在哪些环节上？
实际上，根据国家电力体制改革试点文件的要求，云南、贵州、安徽、宁夏和湖北等五省作为输配电价改革扩大试点省份，按原计划应该在2016年1月1日起实行输配电价监管。尽管有蒙西、深圳输配电价改革经验可以参考，但在实际操作中，复杂程度远超预期，五个省电价矛盾异常尖锐，导致输配电价迟迟未能出台。尽管在各方的协调和妥协下，改革顺利推进，但分歧依然存在。由此不难看出，输配电价改革不仅仅是简单地降电价。
据国电集团一位高层管理人士分析，分歧的核心主要是价格水平。推动输配电价改革比较积极的一方是地方政府。在经济下行压力下，资源省份都在考虑降低电价，特别是工商业电价，以此来完成经济增长目标。降电价，也就成为地方政府的最大诉求。然而，实事求是地讲，第二批试点省份电网都不算发达，有的省份还连年亏损，成本空间十分有限。按照历史成本加合理收益的原则，有的省份计算下来还要提高输配电价。这位高层人士指出，在有的官员看来，改革以后还要涨价简直就是开玩笑。电网企业也十分为难，降低输配电价不仅意味着将来发展受限，甚至没法完成国资委“国有资产保值增值”的政治任务。分歧不可谓不大。
这位高层人士认为，输配电价所要覆盖的内容是电力经过输网和配网所产生的使用成本，预示着在庞大的电网公司资产中准确地划分出仅用于输配部分的资产成为首要工作。这不同于主辅分离的大概念，而是需要精准划定出仅用于输配业务的资产。它不仅决定了电价构成中的折旧费用和资本收益部分的基础，同时决定了运维费用的边界。尽管，政府对成本核定出台了一些会计准则，但不同规则间存在分歧，而且尚不足以完全指导实施过程。同时，有效资产的划定也面对很多技术上的博弈。
西南某省一家电建水电开发集团公司相关负责人则认为：建机制比降电价更重要。他指出，输配电价改革被列为电力体制改革的首要工作任务，就是因为输配电价是后续电力市场化交易和发用电计划放开的前提条件。
他分析认为，在试点改革过程中，参与第二批试点省份的各方逐渐认识到，由于具体核价规则并未完全明确，纠缠一分一厘算小账没有意义。地方政府也逐渐拐过弯来了，只要电价能降一点，建好机制就算第一步走出去了。因此，第二批试点省份的输配电价普遍有以下特点：一是输配电价能直接用于大用户交易，由于电源是相对过剩的，市场竞争真正开展起来，到用户的销售电价自然还能降低；二是居民农业用电仍然执行政府定价，继续享受交叉补贴；三是平衡账户盈亏超过一定比例时仍然要调整机制。
由此可以看出，重视机制规范和完善，以促进电力市场化建设，是避免单纯降低电价水平的现实路径。输配电价改革的目的，一方面是改进对垄断的电网企业的管制方式，以促进其规范管理、降低成本，提高政府管制效率；另一方面是促进电力市场化建设，为电力市场交易乃至电力规划提供有效的经济信号。单独核定输配电成本，要按照成本监审确定的输配电准许成本加合理收益来核定合理的输配电价水平；在核价过程中，保障电网企业准许成本回收是基本原则，不宜单纯追求降低电价水平，要从地方经济对电网的发展和供电可靠性需求出发，合理地选取准许收入核算中的各项参数，考虑一个甚至多个经济周期内不同输配电价管制周期中收益率和折旧率的灵活配合问题，促进地方经济和电力工业协同发展。
有业内人士指出，随着可再生能源、新能源和分布式能源占比的不断提高以及供电可靠性的提高，可能导致输配电设备的负荷率和效率的降低，从长远来看，输配电价格水平不但降不下来，反而有升高的压力。
业内人士认为，电网合理收益率、成本界定、电网规划、交叉补贴等是输配电价改革亟待解决的硬骨头。这不仅需要采用和规范新核价方法进行大量的测算分析等工作，也要与相关电力市场建设工作协同并进，更需要长期坚持不懈、不断改进和完善机制建设。
