根据《指导意见》以及其它相关政策文件，省级价格主管部门将要制定的相关办法和规则会很多、牵涉面也非常广、还需要协调纷繁复杂的利益。这里列出的是我们认为最紧迫，也比较关键的几项工作任务：
一、制定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（试行）》（发改价格〔2015〕1347号）原则上适用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、兼顾输电和配电业务提出了原则和要求，并不一定能够直接应用到各地的配电网成本监审。省级价格主管部门还需要参考该办法，按照国家发改委2017年10月底发布的《政府制定价格成本监审办法》（国家发改委令第8号）的要求，细化地方电网和增量配电网的成本监审办法，明确定价成本构成，编制输配电网有效资产目录清单标准，制定有效资产的核定办法，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，出台适合当地实际情况的配电网成本监审办法。
二、选择配电网定价方法
《指导意见》提出了“招标定价法”、“准许收入法”、“最高限价法”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，在充分征求有关企业和社会等利益相关方意见的基础上，在如上的定价方法选择一种或几种，并给出更具体的实操意见。
“准许收入法”（即“准许成本加合理收益”方法）是最基础的定价方法。在成本不透明、监管不到位的改革初期，如果不是通过市场竞争方式确定投资主体，“准许收入法”是最自然的选择。需要特别澄清的是，即使是完全新建的配电网，仍然适用“准许收入法”，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配电价格的。
如果通过竞争方式来选择投资主体，则可以将未来的配电价格（或者决定配电价格的重要因素，如投资额、运维成本、收益率要求等）作为重要考量，也就是采用“招标定价法”来确定配电价格。因此，对投资主体的监管方式可以是基于合同，也可以是基于收益率。这种方式看起来容易，实际上操作难度很大，需要大量细致的测算和合同谈判工作，特别是各种风险的分担机制。另外，要在长达20年以上的特许经营期内保持“招标定价法”确定的配电价格不变，或者保持按照一个预先设定的公式调整，都是非常困难的。省级价格主管部门需要慎重选择，是定期谈判确定配电价格，还是将其定价方法逐步过渡到“准许收入法”（或者其它定价方法）。
“最高限价法”和“标尺竞争法”都属于激励性管制方式，它们的共同优点是监管工作量相对较小，因此可能会在部分地区受到监管机构和配电网企业的欢迎。然而，这两种定价方法的共同问题是激励性太强（它们不保证“合理收益”，但全部利润都归配电网投资主体所有），对投资和创新的抑制明显。省级物价部门在选择这两种方法的时候需要注意配套促进投资和创新的机制，以避免影响其它改革目标的实现。
三、细化配电价格定价方法
对于“准许收入法”，《指导意见》建议参照《省级电网输配电价定价办法（试行）》（发改价格〔2016〕2711 号）中给出的定价方法。然而，尽管《省级电网输配电价定价办法（试行）》在准许收入的核定方面规定得比较明确，但在具体价格制定（怎样把准许收入分摊到电压等级、用电类型、电价结构）方面还有待细化。省级价格主管部门可能要对价格制定的原则、方法、步骤、规则进一步给出具体明确指导。
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、业务形态等方面毕竟存在显著差异，一些适用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、运行维护费的构成比例等）不一定适合地方电网和增量配电网，更何况各地方也有自身特殊的条件和环境，因此，省级价格主管部门在制定当地配电价格定价办法时应当结合当地实际情况确定定价参数。
如果决定选用“最高限价法”和“标尺竞争法”，则省级价格主管部门需要将《指导意见》中的原则细化成明确的、可操作的步骤。
对于“招标定价法”，省级价格主管部门需要细化的内容更多，比如统一的选择投资主体的标准、配电项目合同格式、风险分担方式、配电价格调整方式等。
四、明确分布式发电的“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）中提出了分布式发电“过网费”（目前仅适用于配电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）的概念及核定原则。该文件中提出的“过网费”和通常意义上的配电价格的主要不同之处在于，配电价格假定电源来自配电网之外的输电网并逐级向下配送，而“过网费”的制定则没有这个假定：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低。为了鼓励分布式发电的市场化交易和就近消纳，省级价格主管部门需要明确给出分布式发电“过网费”的定价办法，并尽量与配电价格制定原则保持兼容。
五、优化省级输配电价结构
目前，部分省级电网输配电价存在各电压等级的输配电价结构不合理的问题，主要表现是高电压等级（500kV和220kV/330kV）输电价格过高，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顺利推进的几个关键性因素之一。
存在上述输配电价结构不合理情况的地方，省级价格主管部门需要根据当地实际情况，在确保省级电网的总准许收入不降低、避免终端用户目录电价倒挂或者变化过大的前提下，研究制定合理调整省级输配电价结构的方案，再向国务院价格主管部门申请调整省级电网输配电价结构。
六、制定趸售过渡方案
当前部分省份还存在趸售的情况。根据价格机制改革的精神，趸售交易将要向市场交易过渡，趸售价格需拆分成电能价格、输配电价格、以及政府性基金及附加等组成。其中输配电价格制定方法应逐步过渡到《指导意见》确定的定价方法之一。
趸售过渡方案要满足的约束条件很多，包含但并不局限于如下所列：
1、 终端用户的用电价格相对于原来的一体化趸售价格最好能够有所下降，至少不能明显或者过快上涨；
2、 不能导致配电业务亏损，至少不能导致配电业务持续亏损；
3、 不能影响省级电网回收其合理输配电成本；
4、 不能给政府带来不合理负担；
5、 交叉补贴强度不能增加。
综合权衡各方利益、各项改革目标、以及当地的实际条件和限制，制定可行的趸售过渡方案，对省级价格主管部门是另一项重要挑战。
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率先取得了重大突破性成果。
然而，作为“管住中间”的重要组成部分，地方电网和增量配电网急需明确、高效、可行的配电价格定价办法，进一步推进输配电价改革的任务依然繁重，价格主管部门正面临监管力量不足的严峻形势。
（感谢彭立斌、刘东胜、尹明等专家对本文的贡献）
