手机浏览网
难点三：社会用电量的趋势性变化
当输配电价的成本核定出来后，要除以输送电量做为单位电度单价。输送电量这个分母越大则电价越低。假如，一条投资巨大的线路却输送着相对于其设计能力较小比例的电量会推高线路使用的单位成本。这时资产使用效率又成为决定输配电价的关键要素。不乐观的是，在经济下行期，各地越来越多的出现局部电力过盛，甚至发生部分区域网与主网裂解的情况，这预示着部分长距离高电压等级的输送需求出现减少。结合以上的其他难点，我们实际核算出来的输配电价很可能高于现有购售电差价，在这种情况下，会导致以降低电价为目标的地方政府失去了改革的重要动力反而去寻求价格的妥协，那么输配电价还能如约在全国的推广实施吗？
难点四：交叉补贴
长期以来，电费中存在着在不同用户间，不同电压等级间，不同地区间等等各项交叉补贴。这些不透明的补贴给电网成本蒙上了一层薄却不透的神秘之纱。那么，在核定输配电价时是否会保留交叉补贴的存在？补贴原则是什么？如何体现合理补贴水平？这给本来步履蹒跚的核定工作又加上了一个担子。
难点五：监管工作的成本和挑战
有效监管是保证输配电价机制长期有效运行的基础。此轮试点省份花费了巨大的人力和物力梳理了输配电价。如果此轮核算能成功迈出第一步的话，那么未来定期的有效监管才是制度建设成果的根本所在。从目前电网公司提出的投资计划看，未来数年仍是电网资本性投入维持较高水平的时期。这将带来的有效资产，运营费用，全社会用电量等核心参数的变化。我们参考国外三年一个监管周期的做法显然无法满足监管这种短期内较多变化的需要,同时,输配电价不宜频繁变化,这就需要核定价格时有能力保持预见性的相对准确。除此以外，更重要的是我们如何通过有效监管从根本上实现投资决策的科学性？
结合上面讨论的处理难点，笔者结合在欧洲工作时观察到的经验，作出以下建议：
建议一：尽快明确容量电价计取原则
各省的大用户每月根据其容量缴纳每千瓦几十元不等的基础电费，这部分也组成了电费使用成本。但这么一大笔费用，却在电改文件中未予明确。基础电费的收取原理和计算原则的名确将大大有利于工业用户的电费成本降低。
建议二：明确特高压等跨省输送线路成本
我国东西部资源不平横，存在大量跨省送电。跨省送电的成本不但决定了西部可再生能源的利用率也决定了东部地区现存装机的电价水平。还原市场真实使用成本才能使跨省输送在合理的水平内进行。否则将严重损害东西部发电侧利益，导致市场建设的败笔。
建议三：交叉补贴政府化
交叉补贴在所有发达国家广泛存在。补贴属于国民收入再分配的范畴，也是政府职能之一。将大量隐形的交叉补贴抽离于输配电价中，而由政府直接建立补助基金来实施补贴职能是解决补贴问题的有效经验。这也有利于电改与民生关系协调统一。
建议四：完善监管职能，实现有效监管
与欧美国家相比，我们的电网仍然处于建设高峰，之前的建设思路，认为电网建设都是利国利民的好事，但是，当开始算账时，会发现这有可能不断地推高输配电价成本，因此实现投资与效益的平衡，避免全民的无辜买单也是摆在监管者面前的当务之急。监管工作的步伐已不允许慢于改革速度。电价公式的各参数的制定，电网运行信息的披露，输配电价的分离，监管人员的专业化，事前监管与事后调整等等都是国外监管实践中的有效方法。
输配电价改革，这场我国已经跑了12年的马拉松，快到终点了吗？
