《經濟參考報》記者瞭解到， 北京、湖南、江蘇、福建、遼寧、河北、內蒙古等省份價格機制改革實施意見落地一年來， 各地價改如期穩步推進。
根據地方版價改方案， 各地今年的價改目標包括：深化天然氣價格改革， 全面推進農業水價綜合改革， 全面推開城市公立醫院醫藥價格改革， 深化道路客運、民航國內航線旅客票價改革等。
省級電網輸配電價改革方面， 近日召開的國務院常務會議作出了進一步部署， 具體措施包括擴大發電企業和使用者直接交易規模， 以及調整電價結構， 通過取消工業企業結構調整專項資金、降低重大水利工程建設基金和大中型水庫移民後期扶持基金徵收標準、適當降低脫硫脫硝電價等措施，
《經濟參考報》記者從業內人士處獲悉， 第二批12個省級電網的輸配電價已經公佈了八個， 剩下的四個也即將對外公佈。 剩餘14個第三批改革試點則被要求於今年4月底前上報核價方案， 確保在6月底前完成對輸配電價的核定。 除了上半年要實現輸配電價改革試點在省級電網全覆蓋， 今年還啟動東北、西北、華中、華東等區域電網的輸配電價核定， 合理制定或調整跨區跨省線路的輸電價格， 促進跨省區電力交易的發展和西部可再生能源的消納。
據悉， 輸配電價是電價形成機制的重點內容， 過去的輸配電價均由政府監管和統一定價， 我國一直沒能確立一套合理的輸配電價核定機制，
恒豐銀行研究院商業銀行研究中心負責人吳琦告訴記者， 一般來說， 終端使用者電壓等級越低， 供電成本越高。 也就是說， 居民的供電成本要高於工商業企業。 而由於歷史原因和地方因素， 我國現行電價體系中存在較為嚴重的交叉補貼， 這也是輸配電價改革的重點領域和薄弱環節， 導致我國各地區均存在工商業企業電價與居民電價不同程度的倒掛情況。 以華中某省份為例， 工商業企業的平均電價為0.98元/千瓦時， 而居民的平均電價僅為0.58元/千瓦時。
2015年， 輸配電價改革正式拉開帷幕， 第一個任務就是按照“准許成本加合理收益”方法核定獨立、明晰的電網輸配電價和准許總收入。 多部門先後出臺《輸配電定價成本監審辦法》《省級電網輸配電價定價辦法（試行）》等政策， 初步建立起科學、規範、透明的電網輸配電價監管框架體系， 對電網企業的監管進入制度化監管的新階段。 同時， 試點範圍也在不斷擴大。 在深圳、蒙西等七地開展試點的基礎上， 2016年3月， 北京、天津等12個省級電網和華北區域電網入圍， 原定2017年開展的14個省級電網輸配電價改革也提前到2016年9月啟動。
2015年和2016年， 通過輸配電價改革， 實施煤電價格聯動， 推進電力市場化交易等方式綜合施策， 已累計降低用電成本1800億元以上。
此外， 油氣領域的改革也在推進。 近日中共中央、國務院印發的《關於深化石油天然氣體制改革的若干意見》對改革油氣產品定價機制進行了明確。 《意見》提出， 要發揮市場決定價格的作用， 保留政府在價格異常波動時的調控權。 具體措施包括：推進非居民用氣價格市場化， 進一步完善居民用氣定價機制；依法合規加快油氣交易平臺建設， 鼓勵符合資質的市場主體參與交易， 通過市場競爭形成價格；加強管道運輸成本和價格監管， 按照准許成本加合理收益原則， 科學制定管道運輸價格等。
截至目前， 占消費總量80%的非居民用氣門站價格已由市場主導形成。 《經濟參考報》記者瞭解到， 我國已經全面啟動管道運輸企業定價成本監審工作， 同時《關於加強配氣價格監管推進非居民用氣銷售價格改革的指導意見》也在徵求意見，提出地方價格主管部門要核定獨立的配氣價格，制定區別用戶類別的配氣價格。配氣價格按照准許成本加合理收益原則制定，准許收益率原則上不超過有效資產稅後收益率6%。
中國城市燃氣協會秘書長遲國敬告訴記者，制約天然氣發展的主要還是價格問題，首先是在現階段沒有考量環境成本的情況下，天然氣價格肯定高於煤炭。其次，行業市場化程度還不足，定價機制和供應機制尚不能及時反映供需結構的變化，這都影響了下游利用市場的開拓。(記者 林遠 王璐/北京報導)
同時《關於加強配氣價格監管推進非居民用氣銷售價格改革的指導意見》也在徵求意見，提出地方價格主管部門要核定獨立的配氣價格，制定區別用戶類別的配氣價格。配氣價格按照准許成本加合理收益原則制定，准許收益率原則上不超過有效資產稅後收益率6%。中國城市燃氣協會秘書長遲國敬告訴記者，制約天然氣發展的主要還是價格問題，首先是在現階段沒有考量環境成本的情況下，天然氣價格肯定高於煤炭。其次，行業市場化程度還不足，定價機制和供應機制尚不能及時反映供需結構的變化，這都影響了下游利用市場的開拓。(記者 林遠 王璐/北京報導)