2017年，首轮输配电价改革试点已经全面完成，各个省份输配电价已陆续向社会公布。

2014年12月，输配电价改革首先在深圳电网和蒙西电网“破冰”。

2015年上半年，在云南、贵州、安徽、宁夏、湖北五个省级电网开展了第一批试点工作，积累了较为丰富的经验。之后，输配电价改革由点及面、逐步扩大。

2016年3月，在北京、天津、山西等12个省级电网开展了输配电价改革，当年9月，又在全国剩余的14个省级电网推开，实现了全覆盖。

中电传媒电力传媒数据研发中心跟踪数据显示，从已经公布的输配电价数据上看，我国输配电价区域差异较大，东部地区总体高于西部地区，北京、上海等地输配电价处于全国较高水平，而山西、青海、云南、贵州等地则处于全国较低水平。

中电传媒电力传媒数据研发中心预计，2018年，在省级电网核定输配电价全覆盖的基础上，跨省、跨区输配电价核定将提上日程。日前，国家发改委印发了《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》，我国输配电价改革进入新的阶段。由于省级电网输配电价核定已经积累大量经验，跨省、跨区输配电价核定速度或将加速。2018年，新一轮跨省、跨区输配电价有望向社会公布。

目前，我国输配电价分为容量电价和电度电价两部分。从已经公布的省级电网输配电价上看，我国新核定输配电价不管是容量电价，还是电度电价普遍低于前期水平，这对降低部分企业成本压力有着重要的作用。

大工业用户容量电价方面

最大需量电价和变压器容量电价均为北京最高，分别为48元/千瓦.月和32元/千瓦.月；天津最低，分别为25.5元/千瓦.月和17元/千瓦.月。全国大工业用户基本电价80-90元/千瓦时.月有1个，70-80元/千瓦时.月有5个，60-70元/千瓦时.月有10个，50-60元/千瓦时.月有8个，40-50元/千瓦时.月有5个。

分区域看，西北区域大工业用户基本电价总体水平较低，省间差距不大。陕西和宁夏大工业用户基本电价（最大需量电价加变压器容量电价）相对较高，均为55元/千瓦时.月，而甘肃、青海最低，均为47.5元/千瓦时.月。华北地区大工业用户基本电价总体水平相对较低，但是省间差距较大，全国大工业用户基本电价最高的北京、最低的天津均在华北地区，基本电价分别为80元/千瓦时.月和42.5元/千瓦时.月。华中地区差距较大，湖北最高、河南最低，分别为70元/千瓦时.月和48元/千瓦时.月。华东区域普遍较高，省间差距不大。

大工业用户电度电价方面

综合数据显示，上海在各个电压等级均为最高，1千伏~10千伏电压为0.2782元/千瓦时；35千伏电压为0.2298元/千瓦时；110千伏电压为0.1874元/千瓦时；220千伏电压为0.1874元/千瓦时。1千伏~10千伏电压青海最低，为0.1023元/千瓦时；35千伏电压和110千伏电压均为山西最低，分别为0.0888元/千瓦时和0.0688元/千瓦时；220千伏电压云南最低，为0.052元/千瓦时。

分区域看，华东区域大工业用户电度电价居于全国最高水平，南方区域大工业用户电度电价相对较低，华北、华中、西北区域省间差距较大，东北区域差距较小。

省级电网输配电价的核定完成，对省内电力市场建设起到了至关重要的推动作用。数据显示，2017年市场化交易电量规模大幅增长，交易电量累计1.63万亿千瓦时，同比增长45%，市场化的电量比重从7%提高到25%。随着输配电价的进一步明晰，电力市场化交易规模预期将继续扩大，预计2020年市场化交易电量将达到5.5万亿千瓦时。