本次国家发改委公布的《关于制订地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》(以下全称《指导意见》)拒绝各省级价格主管部门按照指导意见拒绝抓住制订配电网成本监审和价格管理规则，减缓前进配电价格改革工作。根据《指导意见》以及其它涉及政策文件，省级价格主管部门即将制订的涉及办法和规则不会很多、牵涉面也十分甚广、还必须协商纷繁复杂的利益。这里所列的是我们指出最严峻，也较为关键的几项工作任务：一、制订配电网成本监审办法2015年6月，国家发改委、能源局印发的《输配电定价成本监审办法(全面推行)》(发改价格〔2015〕1347号)应以限于于地方电网和增量配电网的成本监审，但由于该办法是面向全国、顾及电缆和配电业务明确提出了原则和拒绝，不一定需要必要应用于到各地的配电网成本监审。

省级价格主管部门还必须参照该办法，按照国家发改委2017年10月底公布的《政府制订价格成本监审办法》(国家发改委令其第8号)的拒绝，细化地方电网和增量配电网的成本监审办法，具体定价成本包含，编成输配电网有效地资产目录表格标准，制订有效地资产的核定办法，细化职工薪酬、折旧费、损耗、材料费、修理费、管理费、损耗率等的核定参数和指标，实施合适当地实际情况的配电网成本监审办法。二、自由选择配电网定价方法《指导意见》明确提出了招标定价法、获准收益法、最低禁售法和标尺竞争法这四种定价方法。省级价格主管部门可以根据当地实际情况，在充份征询有关企业和社会等利益涉及方意见的基础上，在如上的定价方法自由选择一种或几种，并得出更加明确的实习意见。

获准收益法(即获准成本特合理收益方法)是最基础的定价方法。在成本不半透明、监管不做到的改革初期，如果不是通过市场竞争方式确认投资主体，获准收益法是最大自然的自由选择。

必须尤其回应的是，即使是几乎新建的配电网，依然限于获准收益法，因为该方法是可以基于规划、未来的投资、成本和供电量来计算出来配电价格的。如果通过竞争方式来自由选择投资主体，则可以将未来的配电价格(或者要求配电价格的最重要因素，如投资额、运维成本、收益率拒绝等)作为最重要考量，也就是使用招标定价法来确认配电价格。

因此，对投资主体的监管方式可以是基于合约，也可以是基于收益率。这种方式看上去更容易，实质上操作者难度很大，必须大量精细的测算和合约谈判工作，尤其是各种风险的承担机制。

另外，要在长达20年以上的授权经营期内维持招标定价法确认的配电价格恒定，或者维持按照一个预先原作的公式调整，都是十分艰难的。省级价格主管部门必须谨慎自由选择，是定期谈判确认配电价格，还是将其定价方法逐步过渡到获准收益法(或者其它定价方法)。最低禁售法和标尺竞争法都归属于激励性管制方式，它们的联合优点是监管工作量比较较小，因此可能会在部分地区受到监管机构和配电网企业的青睐。

然而，这两种定价方法的联合问题是激励性过于强劲(它们不确保合理收益，但全部利润都归配电网投资主体所有)，对投资和创意的诱导显著。省级物价部门在自由选择这两种方法的时候必须留意设施增进投资和创意的机制，以防止影响其它改革目标的构建。

三、细化配电价格定价方法对于获准收益法，《指导意见》建议参考《省级电网输配电价定价办法(全面推行)》(发改价格〔2016〕2711 号)中得出的定价方法。然而，尽管《省级电网输配电价定价办法(全面推行)》在获准收益的核定方面规定得较为具体，但在明确价格制订(怎样把获准收益分摊到电压等级、用电类型、电价结构)方面还有待细化。

省级价格主管部门有可能要对价格制订的原则、方法、步骤、规则更进一步得出明确具体指导。另外，地方电网和增量配电网和省级电网在投资主体、市场环境、业务形态等方面却是不存在明显差异，一些限于于省级电网输配电价的参数(如权益资本收益率、债务资本收益率、运营维护费的包含比例等)不一定合适地方电网和增量配电网，更何况各地方也有自身类似的条件和环境，因此，省级价格主管部门在制订当地配电价格定价办法时应该融合当地实际情况确认定价参数。如果要求搭配最低禁售法和标尺竞争法，则省级价格主管部门必须将《指导意见》中的原则细化成具体的、可操作者的步骤。对于招标定价法，省级价格主管部门必须细化的内容更加多，比如统一的自由选择投资主体的标准、配电项目合约格式、风险承担方式、配电价格调整方式等。

四、具体分布式发电的过网费的定价办法国家发改委、能源局在2017年10月底公布的《关于积极开展分布式发电市场化交易试点的通报》(发改能源〔2017〕1901号)中明确提出了分布式发电过网费(目前仅有限于于配电区域内列为试点范围的非水可再生能源或地方电网区域内既有的小水电发电项目)的概念及核定原则。该文件中明确提出的过网费和一般来说意义上的配电价格的主要不同之处在于，配电价格假设电源来自配电网之外的输电网并逐层向上仓储，而过网费的制订则没这个假设：电源可以和用户在同一个电压等级，甚至比用户所在的电压等级还较低。

为了希望分布式发电的市场化交易和以备消纳，省级价格主管部门必须具体得出分布式发电过网费的定价办法，并尽可能与配电价格制订原则维持相容。五、优化省级输配电价结构目前，部分省级电网输配电价不存在各电压等级的输配电价结构不合理的问题，主要展现出是低电压等级(500kV和220kV/330kV)电缆价格过低，而各电压等级间的价差过小。

这个问题是目前影响增量配电业务成功前进的几个关键性因素之一。不存在上述输配电价结构不合理情况的地方，省级价格主管部门必须根据当地实际情况，在保证省级电网的总获准收益不减少、防止终端用户目录电价凌空或者变化过大的前提下，研究制订合理调整省级输配电价结构的方案，再行向国务院价格主管部门申请人调整省级电网输配电价结构。六、制订趸售过渡性方案当前部分省份还不存在趸售的情况。根据价格机制改革的精神，趸售交易即将向市场交易过渡性，趸售价格需拆分为电能价格、输配电价格、以及政府性基金及可选等构成。

其中输配电价格制订方法不应逐步过渡到《指导意见》确认的定价方法之一。趸售过渡性方案要符合的约束条件很多，包括但并不局限于如下所佩：1、 终端用户的用电价格相对于原本的一体化趸售价格最差需要有所上升，最少无法显著或者过慢下跌;2、 无法造成配电业务亏损，最少无法造成配电业务持续亏损;3、 无法影响省级电网重复使用其合理输配电成本;4、 无法给政府带给不合理负担;5、 交叉补贴强度无法减少。综合权衡各方利益、各项改革目标、以及当地的实际条件和容许，制订不切实际的趸售过渡性方案，对省级价格主管部门是另一项最重要挑战。结语输配电价改革是本轮电改的核心任务之一。

在各级价格主管部门的共同努力下，输配电价改革本轮电改中首度获得了根本性突破性成果。然而，作为管住中间的最重要组成部分，地方电网和增量配电网急需具体、高效、不切实际的配电价格定价办法，更进一步前进输配电价改革的任务仍然艰巨，价格主管部门于是以面对监管力量严重不足的严峻形势。

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