除了上半年要实现输配电价改革试点在省级电网全覆盖，今年还启动东北、西北、华中、华东等区域电网的输配电价核定，合理制定或调整跨区跨省线路的输电价格，促进跨省区电力交易的发展和西部可再生能源的消纳。

据悉，输配电价是电价形成机制的重点内容，过去的输配电价均由政府监管和统一定价，我国一直没能确立一套合理的输配电价核定机制，只是依赖省电网公司向电力用户售电收入与向发电公司买电费用的购销差价形成。电网的盈利模式主要是低买高卖吃差价，实体企业电费负担也因此居高不下。

恒丰银行研究院商业银行研究中心负责人吴琦告诉记者，一般来说，终端用户电压等级越低，供电成本越高。也就是说，居民的供电成本要高于工商业企业。而由于历史原因和地方因素，我国现行电价体系中存在较为严重的交叉补贴，这也是输配电价改革的重点领域和薄弱环节，导致我国各地区均存在工商业企业电价与居民电价不同程度的倒挂情况。以华中某省份为例，工商业企业的平均电价为0.98元/千瓦时，而居民的平均电价仅为0.58元/千瓦时。

2015年，输配电价改革正式拉开帷幕，第一个任务就是按照“准许成本加合理收益”方法核定独立、明晰的电网输配电价和准许总收入。多部门先后出台《输配电定价成本监审办法》《省级电网输配电价定价办法（试行）》等政策，初步建立起科学、规范、透明的电网输配电价监管框架体系，对电网企业的监管进入制度化监管的新阶段。同时，试点范围也在不断扩大。在深圳、蒙西等七地开展试点的基础上，2016年3月，北京、天津等12个省级电网和华北区域电网入围，原定2017年开展的14个省级电网输配电价改革也提前到2016年9月启动。

2015年和2016年，通过输配电价改革，实施煤电价格联动，推进电力市场化交易等方式综合施策，已累计降低用电成本1800亿元以上。

此外，油气领域的改革也在推进。近日中共中央、国务院印发的《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》对改革油气产品定价机制进行了明确。《意见》提出，要发挥市场决定价格的作用，保留政府在价格异常波动时的调控权。具体措施包括：推进非居民用气价格市场化，进一步完善居民用气定价机制；依法合规加快油气交易平台建设，鼓励符合资质的市场主体参与交易，通过市场竞争形成价格；加强管道运输成本和价格监管，按照准许成本加合理收益原则，科学制定管道运输价格等。

截至目前，占消费总量80%的非居民用气门站价格已由市场主导形成。《经济参考报》记者了解到，我国已经全面启动管道运输企业定价成本监审工作，同时《关于加强配气价格监管推进非居民用气销售价格改革的指导意见》也在征求意见，提出地方价格主管部门要核定独立的配气价格，制定区别用户类别的配气价格。配气价格按照准许成本加合理收益原则制定，准许收益率原则上不超过有效资产税后收益率6%。

中国城市燃气协会秘书长迟国敬告诉记者，制约天然气发展的主要还是价格问题，首先是在现阶段没有考量环境成本的情况下，天然气价格肯定高于煤炭。其次，行业市场化程度还不足，定价机制和供应机制尚不能及时反映供需结构的变化，这都影响了下游利用市场的开拓。