我個人認為，對于輸配電價的核算，確實存在一定難度。原因是多方面的，例如電網的有效資產包括哪些？每個省電網公司的情況都不一樣，電網有效資產核定起來比較困難，尤其是存量部分歷史形成因素比較復雜；又例如普遍服務所需要的交叉補貼，怎么有效核定？采用什么模式實施？怎么配合兩頭電價進入市場？這些問題可能要比較長時間逐步解決，因此目前還是以試點為主。

　　關于普遍服務所產生的交叉補貼對于總社會福利的影響，不同方式的補貼對于市場價格扭曲程度的影響，兩頭放開后中國交叉補貼的最好實施模式及其相關建議等問題，是需要電改方案公布后我們應該盡快研究和回答的問題。對此，我和我的研究團隊已經在開展相關工作了，很快會有初步用數據說話的結果。

　　至于有人問及的“改革后電網企業利潤會如何變化”的問題，我是這樣認為的：未來的電網企業的定位應該是公用事業型企業，經營模式是參考國外的模式按照國家核定的固定回報率來獲取收益，三年為一周期進行總收入監管，因此其盈利空間是受國家規定的回報率管控的。并且，各省的實際情況不一樣，如電網結構不同、用戶結構不同、交叉補貼程度不同、上網電價水平不同等。實際上，在發改委對上網電價、輸配電價、銷售電價的三個電價管理辦法指導下，原來電網公司所得的“購銷差價”在各省的核定就不一樣，所以造成各省電網公司原來的“購銷差價”就不同。因此，估計有的省核定下來利潤空間肯定會壓縮，有些省則情況可能相反。

　　售電側放開還有很長的路要走

　　我個人認為，作為供需雙方直接見面的雙邊合約交易模式，大用戶直購電是比較符合中國實際情況的具有可操作性的市場化改革措施。本輪電改最終要在“兩端”實現“多買多賣”的市場格局，所以大用戶直購電更多的應該視為是一種過渡模式。至于大家說的政府干預和“變相優惠”問題，我覺得這并不是交易模式的問題，而是制度和監管的問題。從過去的實踐經驗來看，上述部分問題確實存在。這就需要相關機構通過法律手段、監管手段等方式，有效規范監管地方政府行為，使其不過多地介入電力供需雙方的交易中，真正使大用戶直購電成為市場化行為。

　　至于輸配電價改革，我想無論是開展大用戶直購電還是多邊電力市場交易，均需要制定獨立、規范、合理的輸配電價機制。而獨立的輸配電價又在一定程度上促進了多邊和雙邊交易市場的形成和完善。因為輸配電價改革后，電網的盈利模式和市場定位發生了根本改變，不直接參與市場“蛋糕”的劃分。這樣，買賣雙方直接見面，根據市場供需規律進行交易，保證了大用戶直購電等真正成為市場化行為。當然，無論多邊還是雙邊交易，獨立的輸配電價機制只是必要條件，關鍵還是需要制度規范和政府監管。

　　售電側要真正實現放開確實還有很長的路要走。售電側市場是需要充分公平有效競爭的市場，如果不能形成有效競爭市場，售電側放開可能會帶來一定的問題。

　　售電側的放開取決于是否形成有序的市場機制和相應的市場結構，售電側電力市場設計的基本原則：一是促進用戶不斷提高其用電效率，自覺優化用電模式；二是引入競爭機制來促進售電機構為用戶提高用電效率，而不是激勵售電機構通過其他的不利于節能減排、不利于提高用電效率的促銷方式來增加售電量。因此，必須通過智能電網技術來引入需求側響應，并且對售電機構提供用電服務實行相關法律約束。售電側放開應選擇有能力促進用戶提高其用電效率，優化用電模式的售電企業或者機構，并且這些企業或者機構能夠在市場中通過公平競爭的方式來提高用戶用電效率或者優化用戶用電模式，在此基礎上它們能夠獲利。政府的配套監管的重點是供電可靠性、用電效率改善的情況等。