意义之一：突破本轮电改的重点和难点
本轮电力体制改革的核心是电价改革，而作为电价中关键的一环，输配电价的改革则是电价改革的重点和难点所在。
输配电价改革的重要性在本轮电改主要政策文件对其强调的力度上得以充分体现。2015年3月中共中央、国务院在《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)(以下简称“电改9号文”)中部署了近期推进电力体制改革的重点任务，其中第一条是“有序推进电价改革，理顺电价形成机制”，其下的“单独核定输配电价”便是本轮电改28项重点任务的首列任务。
输配电价改革的难度，从省级电网输配电价的核定和推行的曲折历程上可见一斑。省级电网输配电价在本轮改革之前就已经核定了很多次，但始终没有落地执行;即使是本轮电改耗时一年多核定的输配电价，多数省市仍然存在高电压等级价格过高、电压等级间价格差距过小等问题;另一方面，一些早已经核定了输配电价的省市在电力交易中仍然采用的是价差传导模式，而并没有采用已核定的输配电价。
增量配电网配电价格定价是输配电价改革这个难点中的难点。增量配电业务放开承载了众多改革目标，而且需要结合全国各地的不同的实际情况。因此，《指导意见》并没有给出具体可操作的配电价格定价办法，而是对地方价格主管部门制定配电价格定价办法给出了原则性的指导意见。
意义之二：完成输配电价体系的“最后一公里”
电改9号文则要求输配电价逐步过渡到按“准许成本加合理收益”原则核定。根据该部署，国家发展改革委、国家能源局印发了《输配电定价成本监审办法(试行)》(发改价格〔2015〕1347号)，随即对各省级电网开展了大规模的成本监审工作和输配电价核定工作。截止到2017年中，首轮输配电价改革试点已经全面完成。这被认为是电改9号文以来第一项取得重大突破性成果的电改任务。
但输配电价改革并没有完成。因为除了省级电网外，我国还有十几个地方电网和近两百个(以后还会有更多)增量配电网，这些配电网也需要针对性的输配电价定价办法。
本次国家发改委印发的《区域电网输电价格定价办法(试行)》、《跨省跨区专项工程输电价格定价办法(试行)》和《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》终于完成了输配电价体系建设的最后一块拼图。
意义之三：推动增量配电业务放开
放开增量配电业务是电改9号文中的一项重要内容，目标是鼓励社会资本投资配电业务，促进配电网建设发展、提高配电运营效率。
国家发改委随后发布的《关于加快配电网建设改造的指导意见》(发改能源〔2015〕1899号)，提出了“开展试点示范，逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务”。
2016年下半年，国家发改委、能源局发布了《关于印发<售电公司准入与退出管理办法>和<有序放开配电网业务管理办法>的通知》(发改能源〔2016〕2120号)，对增量配电业务的放开和管理给出了明确的操作办法。随后，国家发改委、能源局在《关于规范开展增量配电业务改革试点的通知》(发改经体〔2016〕2480号)中公布了105个增量配电业务试点项目。
但是，直到2017年年底，增量配电业务试点项目的进展从总体上来说并不顺利，尽管这一年来国家发改委和能源局采取了一系列措施，包括多个批次的试点项目申报、限定确定投资主体的时间、每半个月汇报一次进展、2018年上半年必须实现所有地市全覆盖等。当前困扰各试点项目的最重要的两个问题，一个是配电区域的划分，另一个则配电价格的定价办法。
《指导意见》在这个关键时期发布，将有效地指导支撑各省级价格主管部门制定各地的配电价格定价办法，有力助推更多增量配电业务试点项目的落地。
创新之一：多种激励性定价方法
电改9号文明确要求输配电价逐步过渡到按“准许成本加合理收益”原则核定。本次发布的《指导意见》也是将该原则确定为首选的监管方式和定价方法，以及所有其它定价方法的基础。但考虑到配电网的特殊性，以及各地监管机构将面临的现实情况，《指导意见》并没有完全拘泥于狭义的“准许成本加合理收益”方法，而是创造性地扩展出了一些可选的其它定价方法，并给出了各种方法的适用场景。这些努力最终将使得《指导意见》更具指导性和实用价值。
比如，“招标定价法”是首次作为一种配电价格定价办法被提出，适用场景是“招标方式确定投资主体的配电网项目”。既然我们要鼓励社会资本积极参与增量配电业务，通过市场竞争确定投资主体，那通过什么指标来选择投资主体?未来的配电价格(或者决定配电价格的重要因素：投资额、运维成本、收益率要求等)自然是非常重要的考量因素。因此，“招标定价法”不失为一种直接、有效的定价方法。当然，招标所确定的配电价格(或其自动调整机制)怎样才能、是否合适在整个特许经营期内保持不变，这是另外一个问题，需要专题讨论。
此外，“最高限价法”和“标尺竞争法”也是对“准许成本加合理收益”监管方式的扩展和突破。这两种定价方法的共同特征是激励性比较强而监管工作量相对较小。引入这两种定价方法，一方面是为了让激励性监管的手段促进配电网企业提高运营效率，另一方面也是为了帮助监管机构应对要监管数量众多的配电网这个实际困难。
创新之二：配电网和省级电网的结算
增量配电业务放开以来争议最大的几个和配电价格定价环境相关的问题是：
1、当前大部分省级电网输配电价的结构会导致配电价格的空间不够;
2、部分配电网内没有电压等级差，无法收取配电费;
3、部分配电网的接入线路以及高压变电站由省级电网建设，配电网是否需要向省级电网缴纳接入费?
《指导意见》中的“不同电压等级输配电价与实际成本差异过大的，省级价格主管部门可根据实际情况，向国务院价格主管部门申请调整省级电网输配电价结构”这句话对上述第1个问题给出了一个明确的答案。提出的解决方案(“调整省级电网输配电价结构”)也直指问题的根源和核心。当然，该方案在实际操作可能会遇到复杂的具体问题与比较困难的局面，但这是如何落地的问题。
“在配电网与省级电网接入点，由省级电网专为配电网建设变电站的，省级价格主管部门可探索核定由配电网承担的接入费用，并适当调整配电网与省级电网之间的结算电价”这句话则为第2个和第3个问题的解决给出了原则、指出了方向。
创新之三：配电网与发电企业的结算
为了实现可再生能源的高比例消纳，配电网区域内必须配备足够的廉价调峰能力，这需要相关的政策配套。《指导意见》中的“配电网与发电企业的结算，按照调度协议约定的主体执行”这句话从调度和结算两个方面给配电网企业联合发电企业应对可再生能源高比例消纳这个挑战指明了方向。
创新之四：配电网内的可再生能源发电就近交易
《指导意见》提出的“配电网区域内列入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与电力用户开展就近交易时，用户仅支付所使用电压等级的配电价格，不承担上一电压等级的输配电价”这句话不只是简单地重申了国家发改委、能源局2017年10月底发布的《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》(发改能源〔2017〕1901号)的精神，它还将就近交易的电源范围扩大到了包括“既有的小水电发电项目”。更重要的是，这句话明确了过网费费的分担原则和机制，对配电价格的制定办法提出了全新的、更高的要求。
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