从2014年12月至今的两年半多时间内，中国首轮输配电价改革试点经历了从破冰到全面完成的过程。
7月26日，国家发改委就输配电价改革及价格市场化程度测算有关情况举行发布会。国家发改委新闻发言人孟玮表示，首轮输配电价改革试点已经全面完成，经各省级人民政府和发改委委审核后的输配电价已陆续向社会公布。
国家发改委价格司巡视员张满英介绍称，本轮输配电价改革的亮点之一体现在降成本上，对电网企业涉及到与输配电价不相关的资产、不合理的成本、费用支出，进行剔除，从统计数据来看，不相关或不合理的金额比例是14.5%，金额达到1180亿元。
“输配电价改革后，平均输配电价比现行购销价差，平均每千瓦时减少将近1分钱，核减32个省级电网准许收入约480亿元。”张满英表示，“今年以前完成的输配电价改革，降价100亿元。今年上半年完成两批涉及到26个省，降价380亿元。”
中国一直在推进减轻实体经济负担的工作。张满英称，今年国务院确定了1万亿元的降成本任务和目标，就电价而言，预计降价贡献约达到1000亿元。主要包括：取消城市公共事业附加涉及的350亿元；取消电气化铁路还贷电价涉及的60亿元；通过输配电价改革，今年完成的是380亿元；通过各省电力市场化交易带来的直接降价，预计新增降低电价达到180亿元。
2015年3月22日，业内俗称为“9号文”的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》下发，标志着新一轮电力改革启动。“9号文”中明确指出，重点任务之一是，推进电价改革，理顺电价形成机制，单独核定输配电价。
输配电价是指销售电价中包含的输配电成本，实际上就是电网公司的收入。电网公司的收入主要来自于向电力用户售电的收入与向发电公司买电的费用之差。
在输配电价改革之前，中国电网公司的盈利模式是通过挣取电力的购销差价来实现。输配电价改革后，则按照“准许成本加合理收益”的原则，核定独立、明晰的电网输配电价和准许总收入。用户或售电主体按照其接入的电网电压等级所对应的输配电价支付费用。
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后，输配电价改革由点及面、逐步扩大提速。
2016年3月，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。
张满英表示，输配电价改革过程中面临的挑战至少有三个。一是制定依据的困难，主要因为电力行业本身较为特殊，电力是实时平衡的，有专业性和技术性，办法一定要有科学性和可操作性，且还要有技术指标。二是涉及到电量增长和投资之间的匹配问题。三是成本监审，怎么能做到把与电网输配电价不相关的历史资产，不应该计入定价成本的支出和费用给剔除出去。
在电力交易市场化方面，据发改委介绍，2016年，中国电力市场化交易比例已经达到22.25%。今年上半年，通过国家电网、南方电网和蒙西电网营业区范围内的电力直接交易规模达5000亿千瓦时，占电网企业销售电量的比重已经达到22%，同比增长了50%。
发改委运行局还做出预测，预计年底全国包括电力直接交易、发电权交易、跨省送电交易等在内的电力市场化规模将达到2万亿千瓦时，占电网销售电量的35%，同比增长幅度达到50%。电力市场化交易更活跃。
省级电网输配电价改革完成后，张满英表示，下一步的工作要开展跨省跨区和区域电网输配电价的核定工作，进一步将输配电价改革向纵深推进，还将研究制定电网和新增的配电网的价格形成机制。此外，还将妥善处理交叉补贴问题，以及要做好改革试点监管周期转换问题。
发改委、国家能源局在6月25日召开的电力体制改革吹风会上还透露，下一步，中国将开展电力现货市场建设试点。《电力发展“十三五”规划》明确提出2018年底前将启动现货交易试点。
据《中国电力报》报道，国家能源局法制和体制改革司司长梁昌新在会上表示，当前推动现货市场建设的时机条件更为有利，因为有序放开竞争性环节电价和有序放开发用电计划两项改革，正在消除电力市场建设面临的机制约束。
此外，现货交易是市场化反映最充分、也是最关键的一部分，已成电力行业内基本共识。从国际经验看，现货市场相关机制更趋完善，技术支持系统更为强大，市场建设实践相对成熟。且目前电力供需总体宽松，有利于加快电力市场建设。
