按照“管住中間、放開兩頭”的體制架構，我國輸配電價改革先行先試、高效推進，形成了以準許成本加合理收益為基礎、引入現代激勵性監管理念的制度框架，基本完成了首個監管周期各層級電網輸配電價核定，率先實現了此輪電改的“中間”突破，為“兩頭”放開打下了堅實基礎。
高效完善輸配電價改革頂層設計
圍繞建立“規則明晰、水平合理、監管有力、科學透明”的獨立輸配電價體系，有序推進并高效完成輸配電價改革頂層設計。根據《中共中央國務院關于推進價格機制改革的若干意見》和《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》，先后制定出臺《輸配電定價成本監審辦法（試行）》
（2015年6月）、《關于推進輸配電價改革的實施意見》（2015年11月）和《省級電網輸配電價定價辦法（試行）》 （2016年12月）、《區域電網輸電價格定價辦法試行》、《跨省跨區專項工程輸電價格定價辦法(試初》《關于制定地方電網和增量配電網配電價格的指導意見》（2017年12月）。不到三年時間，輸配電價改革頂層設計涵蓋了跨省跨區專項工程、區域電網、省級電網、地方電網和增量配電網等輸配電各個環節、全部領域。
基本完成首個監管周期輸配電價核定
省級電網輸配電價方面，按照準許成本加合理收益的原則，歷經試點破冰、擴圍提速到全面覆蓋，32個省級電網輸配電價核定工作全部完成。區域電網輸電價格方面，在按“準許成本加合理收益”核準準許收入的基礎上，按兩部制電價形式核定并公布了華北、華東、華中、東北、西北區域電網輸電價格。跨省跨區輸電價格方面，按經營期電價法，區分聯網功能為主（實行單一容量電價）與輸電功能為主（實行單一電量電價），開展新投產工程輸電價格核定和已核價工程輸電價格復核調整工作，調整公布了寧東直流等專項工程輸電價格。
初步建立電網企業激勵約束機制
實行費率上限管控機制，參考歷史費率水平和先進成本標準，材料費、修理費、其他費用等高出上限部分不計入輸配電價。強化投資約束機制，電網投資與電量增長、負荷增長、供電可靠性不匹配的成本費用暫不予納入輸配電價。建立投資定期校核機制，防止電網企業虛報投資，當電網企業實際投資額低于規劃投資額時，對差額投資對應準許收入的70%予以扣減，反之則差額投資對應的準許收入不再上調。建立成本節約分享機制，規定企業實際借款利率、線損率低于政府核定標準的，節約部分由企業和用戶按1: 1比例分享。建立準許收益率浮動機制，具備條件的地區允許準許收益率根據電網的資產實際利用率、供電可靠性及服務質量相應上下浮動。通過引入激勵性管制理念，調動電網企業加強管理、降低成本、提高效率、改進服務。
有效促進各方適應改革能力提升
通過成本監審和輸配電價核定，促進了電網企業建立健全輸配電成本歸集體系，準確記錄和合理歸集輸配電成本費用數據，電網企業為適應改革也積極做好電網規劃、投資、財務等方面與輸配電價機制的銜接，主動提升適應改革和監管的能力。初步建立政府監管長效機制，鍛煉了專業監管隊伍，形成了成本監審基礎上的電價核定、批復、公布等制度規則和操作流程；財政部出臺《企業產品成本核算制度——電網經營行業》，及時規范電網經營行業產品成本核算行為；監管部門建立電網經營企業和電價信息定期報告制度，要求電網企業按月、按年報送輸配電價執行情況和企業經營情況信息，監管部門據此可以對電網企業的投資、生產、運營數據進行定期核查。
有力釋放輸配電價改革紅利
一方面，通過輸配電價改革，推動電力市場交易。2015年全國電力直接交易4300億千瓦時，降低用電費用200多億元。2016年全國市場化交易電量突破1萬億千瓦時，降低用電費用500多億元。2017年市場化交易電量1.6萬億千瓦時，改革紅利進一步釋放。另一方面，通過輸配電價核定擠掉不合理“水分”，直接降低各層級電網輸配電價標準，僅省級電網輸配電價改革就核減32個省級電網準許收入約480億元、全國平均輸配電價比原來購銷價差平均每千瓦時減少將近一分錢。
成功探索順利推進改革的方法路徑
作為此輪電改率先突破的改革任務，輸配電價改革經驗彌足珍貴。此次輸配電價改革遵循試點先行、穩妥推進的改革步驟，在試點中積極探索多種實踐方式（如在成本監審中試點了本地監審、上級監審、交叉監審三種方式），在試點成功的基礎上適時擴大試點、果斷全面覆蓋、有序縱深推進，在改革路線圖上形成了成功范式。堅持國家統一指導、地方負責實施的總體改革策略，國家統一設計公布頂層制度做到規則透明，地方政府制定上報實施方案、允許因地制宜但不能突破大原則，確保執行不跑偏不走樣，輸配電價核定、批復后對外公布接受社會監督，在改革方法論上積累了成功經驗。
