我个人认为，对于输配电价的核算，确实存在一定难度。原因是多方面的，例如电网的有效资产包括哪些？每个省电网公司的情况都不一样，电网有效资产核定起来比较困难，尤其是存量部分历史形成因素比较复杂；又例如普遍服务所需要的交叉补贴，怎么有效核定？采用什么模式实施？怎么配合两头电价进入市场？这些问题可能要比较长时间逐步解决，因此目前还是以试点为主。

　　关于普遍服务所产生的交叉补贴对于总社会福利的影响，不同方式的补贴对于市场价格扭曲程度的影响，两头放开后中国交叉补贴的最好实施模式及其相关建议等问题，是需要电改方案公布后我们应该尽快研究和回答的问题。对此，我和我的研究团队已经在开展相关工作了，很快会有初步用数据说话的结果。

　　至于有人问及的“改革后电网企业利润会如何变化”的问题，我是这样认为的：未来的电网企业的定位应该是公用事业型企业，经营模式是参考国外的模式按照国家核定的固定回报率来获取收益，三年为一周期进行总收入监管，因此其盈利空间是受国家规定的回报率管控的。并且，各省的实际情况不一样，如电网结构不同、用户结构不同、交叉补贴程度不同、上网电价水平不同等。实际上，在发改委对上网电价、输配电价、销售电价的三个电价管理办法指导下，原来电网公司所得的“购销差价”在各省的核定就不一样，所以造成各省电网公司原来的“购销差价”就不同。因此，估计有的省核定下来利润空间肯定会压缩，有些省则情况可能相反。

　　售电侧放开还有很长的路要走

　　我个人认为，作为供需双方直接见面的双边合约交易模式，大用户直购电是比较符合中国实际情况的具有可操作性的市场化改革措施。本轮电改最终要在“两端”实现“多买多卖”的市场格局，所以大用户直购电更多的应该视为是一种过渡模式。至于大家说的政府干预和“变相优惠”问题，我觉得这并不是交易模式的问题，而是制度和监管的问题。从过去的实践经验来看，上述部分问题确实存在。这就需要相关机构通过法律手段、监管手段等方式，有效规范监管地方政府行为，使其不过多地介入电力供需双方的交易中，真正使大用户直购电成为市场化行为。

　　至于输配电价改革，我想无论是开展大用户直购电还是多边电力市场交易，均需要制定独立、规范、合理的输配电价机制。而独立的输配电价又在一定程度上促进了多边和双边交易市场的形成和完善。因为输配电价改革后，电网的盈利模式和市场定位发生了根本改变，不直接参与市场“蛋糕”的划分。这样，买卖双方直接见面，根据市场供需规律进行交易，保证了大用户直购电等真正成为市场化行为。当然，无论多边还是双边交易，独立的输配电价机制只是必要条件，关键还是需要制度规范和政府监管。

　　售电侧要真正实现放开确实还有很长的路要走。售电侧市场是需要充分公平有效竞争的市场，如果不能形成有效竞争市场，售电侧放开可能会带来一定的问题。

　　售电侧的放开取决于是否形成有序的市场机制和相应的市场结构，售电侧电力市场设计的基本原则：一是促进用户不断提高其用电效率，自觉优化用电模式；二是引入竞争机制来促进售电机构为用户提高用电效率，而不是激励售电机构通过其他的不利于节能减排、不利于提高用电效率的促销方式来增加售电量。因此，必须通过智能电网技术来引入需求侧响应，并且对售电机构提供用电服务实行相关法律约束。售电侧放开应选择有能力促进用户提高其用电效率，优化用电模式的售电企业或者机构，并且这些企业或者机构能够在市场中通过公平竞争的方式来提高用户用电效率或者优化用户用电模式，在此基础上它们能够获利。政府的配套监管的重点是供电可靠性、用电效率改善的情况等。