如何防止国内出现电价“柏林墙”？
为了避免出现这样的问题，提前对此做出分析和规划就显得尤为必要。在笔者看来，我国现阶段的输配电价改革，可以在这几个方面进行思考与探索：
1、如何核定输配电成本？
在确定输配电价之前首先应当核定输配电成本。输配电成本应当根据不同电压等级的资产、费用、电量、线损率等情况分别核定，低电压等级的成本可以参考德国的方式逐级累加计算。在目前电网部分资产成本难以厘清的情况下，可以采用减法（由政府或第三方机构核查并剔除无关成本）与加法（由电网自证有争议的资产成本与输配电业务的相关性）相结合的核定方式。
2、如何确定输配电价？
本轮电改中并没有将“输配分离”明确为目标，输电电价与配电电价并没有详细区分，而实际上输电网和配电网的功能有别，在电改的下一阶段，可以考虑将输电电价与配电电价分别核定。为了保证电力资源的跨区域优化配置，输电网的成本可以打破省间壁垒进行统筹计算，形成跨区域的统一输电电价，这样能够在一定程度上缩小地区间的电价差异。而不同地区配电电价可以根据该地区的配电网成本单独核定，形成差异化的配电电价，这也有助于为增量配网的放开、增量配网配电电价的明确提供支持。
3、如何分摊输配电成本？
与德国相似，当前国内的电价体系下发电侧不需要承担输配电价。但是当前的电网结构和电源供应形势正在发生变化，而不少发电装机对于电网的投资成本差异、电力供需的地区差异缺乏考虑。因此国内也可以考虑由发电侧承担部分输配电价，根据发电侧的电源类型、地理位置、当地供需状况设定不同的额度，为发电侧的装机规划提供价格信号。另一方面，为了不过度降低可再生能源发电、分布式发电的竞争力，可以对其补贴额度进行调整，也可以通过交易规则、交易策略设计鼓励和支持其更多地参与售电交易来进行间接补贴，例如通过共同参与竞价、统一边际成本出清、可再生能源差价补贴的方式来加以支持。但是如下图所示，可再生能源参与直接竞价交易也会带来高边际成本发电设备的大规模淘汰。
统一出清下可再生能源对火电的挤出效应
正因为如此，欧洲轰轰烈烈的火电资产“打包销售”大潮正在进行中，如e.on在去年就宣布打包剥离旗下的火电资产，Vattenfall集团则宣布其德国下属的火电资产转卖给捷克的投资方。
对于用户侧而言，在相同用电量的条件下，地理位置、负荷特性等等的不同也会造成配电网成本的差异，因此针对不同的用户，可以根据这些因素设定不同的用户侧输配电价，这也有利于通过价格信号鼓励用户进行选址规划、开展需求侧管理。
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