本次國家發改委發布的《關于制定地方電網和增量配電網配電價格的指導意見》（以下簡稱《指導意見》）要求各省級價格主管部門按照指導意見要求抓緊制定配電網成本監審和價格管理規則，加快推進配電價格改革工作。
根據《指導意見》以及其它相關政策文件，省級價格主管部門將要制定的相關辦法和規則會很多、牽涉面也非常廣、還需要協調紛繁復雜的利益。這里列出的是我們認為最緊迫，也比較關鍵的幾項工作任務：
一、制定配電網成本監審辦法
2015年6月，國家發改委、能源局印發的《輸配電定價成本監審辦法（試行）》（發改價格〔2015〕1347號）原則上適用于地方電網和增量配電網的成本監審，但由于該辦法是面向全國、兼顧輸電和配電業務提出了原則和要求，并不一定能夠直接應用到各地的配電網成本監審。省級價格主管部門還需要參考該辦法，按照國家發改委2017年10月底發布的《政府制定價格成本監審辦法》（國家發改委令第8號）的要求，細化地方電網和增量配電網的成本監審辦法，明確定價成本構成，編制輸配電網有效資產目錄清單標準，制定有效資產的核定辦法，細化職工薪酬、折舊費、損耗、材料費、修理費、管理費、損耗率等的核定參數和指標，出臺適合當地實際情況的配電網成本監審辦法。
二、選擇配電網定價方法
《指導意見》提出了“招標定價法”、“準許收入法”、“最高限價法”和“標尺競爭法”這四種定價方法。省級價格主管部門可以根據當地實際情況，在充分征求有關企業和社會等利益相關方意見的基礎上，在如上的定價方法選擇一種或幾種，并給出更具體的實操意見。
“準許收入法”（即“準許成本加合理收益”方法）是最基礎的定價方法。在成本不透明、監管不到位的改革初期，如果不是通過市場競爭方式確定投資主體，“準許收入法”是最自然的選擇。需要特別澄清的是，即使是完全新建的配電網，仍然適用“準許收入法”，因為該方法是可以基于規劃、未來的投資、成本和供電量來計算配電價格的。
如果通過競爭方式來選擇投資主體，則可以將未來的配電價格（或者決定配電價格的重要因素，如投資額、運維成本、收益率要求等）作為重要考量，也就是采用“招標定價法”來確定配電價格。因此，對投資主體的監管方式可以是基于合同，也可以是基于收益率。這種方式看起來容易，實際上操作難度很大，需要大量細致的測算和合同談判工作，特別是各種風險的分擔機制。另外，要在長達20年以上的特許經營期內保持“招標定價法”確定的配電價格不變，或者保持按照一個預先設定的公式調整，都是非常困難的。省級價格主管部門需要慎重選擇，是定期談判確定配電價格，還是將其定價方法逐步過渡到“準許收入法”（或者其它定價方法）。
“最高限價法”和“標尺競爭法”都屬于激勵性管制方式，它們的共同優點是監管工作量相對較小，因此可能會在部分地區受到監管機構和配電網企業的歡迎。然而，這兩種定價方法的共同問題是激勵性太強（它們不保證“合理收益”，但全部利潤都歸配電網投資主體所有），對投資和創新的抑制明顯。省級物價部門在選擇這兩種方法的時候需要注意配套促進投資和創新的機制，以避免影響其它改革目標的實現。
三、細化配電價格定價方法
對于“準許收入法”，《指導意見》建議參照《省級電網輸配電價定價辦法（試行）》（發改價格〔2016〕2711 號）中給出的定價方法。然而，盡管《省級電網輸配電價定價辦法（試行）》在準許收入的核定方面規定得比較明確，但在具體價格制定（怎樣把準許收入分攤到電壓等級、用電類型、電價結構）方面還有待細化。省級價格主管部門可能要對價格制定的原則、方法、步驟、規則進一步給出具體明確指導。
另外，地方電網和增量配電網和省級電網在投資主體、市場環境、業務形態等方面畢竟存在顯著差異，一些適用于省級電網輸配電價的參數（如權益資本收益率、債務資本收益率、運行維護費的構成比例等）不一定適合地方電網和增量配電網，更何況各地方也有自身特殊的條件和環境，因此，省級價格主管部門在制定當地配電價格定價辦法時應當結合當地實際情況確定定價參數。
如果決定選用“最高限價法”和“標尺競爭法”，則省級價格主管部門需要將《指導意見》中的原則細化成明確的、可操作的步驟。
對于“招標定價法”，省級價格主管部門需要細化的內容更多，比如統一的選擇投資主體的標準、配電項目合同格式、風險分擔方式、配電價格調整方式等。
四、明確分布式發電的“過網費”的定價辦法
國家發改委、能源局在2017年10月底發布的《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》（發改能源〔2017〕1901號）中提出了分布式發電“過網費”（目前僅適用于配電區域內列入試點范圍的非水可再生能源或地方電網區域內既有的小水電發電項目）的概念及核定原則。該文件中提出的“過網費”和通常意義上的配電價格的主要不同之處在于，配電價格假定電源來自配電網之外的輸電網并逐級向下配送，而“過網費”的制定則沒有這個假定：電源可以和用戶在同一個電壓等級，甚至比用戶所在的電壓等級還低。為了鼓勵分布式發電的市場化交易和就近消納，省級價格主管部門需要明確給出分布式發電“過網費”的定價辦法，并盡量與配電價格制定原則保持兼容。
五、優化省級輸配電價結構
目前，部分省級電網輸配電價存在各電壓等級的輸配電價結構不合理的問題，主要表現是高電壓等級（500kV和220kV/330kV）輸電價格過高，而各電壓等級間的價差過小。這個問題是目前影響增量配電業務順利推進的幾個關鍵性因素之一。
存在上述輸配電價結構不合理情況的地方，省級價格主管部門需要根據當地實際情況，在確保省級電網的總準許收入不降低、避免終端用戶目錄電價倒掛或者變化過大的前提下，研究制定合理調整省級輸配電價結構的方案，再向國務院價格主管部門申請調整省級電網輸配電價結構。
六、制定躉售過渡方案
當前部分省份還存在躉售的情況。根據價格機制改革的精神，躉售交易將要向市場交易過渡，躉售價格需拆分成電能價格、輸配電價格、以及政府性基金及附加等組成。其中輸配電價格制定方法應逐步過渡到《指導意見》確定的定價方法之一。
躉售過渡方案要滿足的約束條件很多，包含但并不局限于如下所列：
1、  終端用戶的用電價格相對于原來的一體化躉售價格最好能夠有所下降，至少不能明顯或者過快上漲；
2、  不能導致配電業務虧損，至少不能導致配電業務持續虧損；
3、  不能影響省級電網回收其合理輸配電成本；
4、  不能給政府帶來不合理負擔；
5、  交叉補貼強度不能增加。
綜合權衡各方利益、各項改革目標、以及當地的實際條件和限制，制定可行的躉售過渡方案，對省級價格主管部門是另一項重要挑戰。
結語
輸配電價改革是本輪電改的核心任務之一。在各級價格主管部門的共同努力下，輸配電價改革本輪電改中率先取得了重大突破性成果。
然而，作為“管住中間”的重要組成部分，地方電網和增量配電網急需明確、高效、可行的配電價格定價辦法，進一步推進輸配電價改革的任務依然繁重，價格主管部門正面臨監管力量不足的嚴峻形勢。